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美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
表格10-K
(第一标记)
☒ 根据1934年证券交易所ACT第13或15(D)条提交的年度报告
截至财政年度(一九二零九年十二月三十一日)
或
☐ 根据1934年证券交易所ACT第13或15(D)条提交的过渡报告
佣金档案号1-14569
平原上所有的美国输油管道。
(其章程所指明的注册人的确切姓名)
| | | | | | | | |
| 特拉华州 | | 76-0582150 |
| (州或其他司法管辖区成立为法团或组织) | | (国税局雇主识别号码) |
| | |
土街333号, 1600套房, 休斯敦, 得克萨斯州 | | 77002 |
| (主要行政办公室地址) | | (邮政编码) |
登记人的电话号码，包括区号：(713) 646-4100
根据该法第12(B)节登记的证券：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 各等级的职称 | | 交易符号 | | 注册的各证券交易所的名称 |
| 公用单位 | | PAA | | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)节登记的证券：无
如“证券法”第405条所界定，登记人是否为知名的经验丰富的发行人。是 x不能再作再加工☐
如果注册人不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告，则用复选标记表示。是☐ 不 x
用支票标记说明登记人(1)是否已提交1934年“证券交易法”第13条或第15(D)节要求在前12个月内提交的所有报告(或要求登记人提交此类报告的较短期限)，(2)在过去90天中一直受到这类申报要求的限制。是 x不能再作再加工☐
通过检查标记说明注册人是否已以电子方式提交了在过去12个月内根据条例S-T规则405要求提交的每个交互式数据文件(或短时间内要求注册人提交此类文件)。是 x不能再作再加工☐
通过检查标记表明注册人是大型加速备案者、加速备案者、非加速备案者、较小的报告公司还是新兴的增长公司。参见“交易所法”第12b-2条规则中“大型加速备案者”、“加速申报人”、“较小报告公司”和“新兴增长公司”的定义。(检查一)：
| | | | | | | | |
大型加速箱 x | | 加速机☐ |
| | |
非加速☐ | | 小型报告公司☐ |
| | |
| | 新兴成长型公司☐ |
如果是新兴成长型公司，请用支票标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守“外汇法”第13(A)条规定的任何新的或经修订的财务会计准则。☐
用复选标记表明注册人是否为空壳公司(如“交易法”规则12b-2所定义的)。☐不作再加工x
注册人的非附属公司所持有的公用单位的总市值(所有注册人的执行主任和董事，以及10%或10%以上的共同单位的持有人，为此目的，如他们可能是注册人的附属公司一样)约为$11.12019年6月28日为10亿美元，根据纽约证券交易所当日公布的每个普通股24.35美元的收盘价计算。截至2020年2月12日，728,050,904公用单位未完成.
以参考方式合并的文件
登记人将根据条例14A提交的关于2020年统一会员年会的最后委托书的部分内容以参考方式纳入本报告第三部分。登记人打算在本表格所涵盖的财政年度结束后120天内提交该委托书。
普莱恩斯所有美国管道，L.P.和子公司
表格10-K-2019年度报告
目录
| | | | | | | | |
| | 页 |
| 第I部 | 5 |
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项目1和2。 | 商业及物业 | 5 |
第1A项. | 危险因素 | 51 |
第1B项 | 未解决的工作人员意见 | 75 |
第3项 | 法律程序 | 75 |
项目4. | 矿山安全披露 | 75 |
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| 第II部 | 76 |
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第5项 | 注册人共同单位市场、相关的统一事项和证券发行人购买股权证券 | 76 |
第6项 | 选定财务数据 | 78 |
第7项 | 管理层对财务状况及经营成果的探讨与分析 | 80 |
第7A项 | 市场风险的定量和定性披露 | 109 |
第8项 | 财务报表和补充数据 | 110 |
第9项 | 会计与财务披露的变化及与会计人员的分歧 | 110 |
第9A项 | 管制和程序 | 110 |
第9B项 | 其他资料 | 111 |
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| 第III部 | 112 |
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第10项 | 我们的普通合伙人和公司治理的董事和执行干事 | 112 |
项目11. | 行政薪酬 | 112 |
第12项 | 某些受益所有人的安全所有权和管理及相关的统一事项 | 112 |
项目13. | 某些关系和相关交易，以及董事独立性 | 113 |
第14项 | 首席会计师费用及服务 | 113 |
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| 第IV部 | 114 |
| | |
项目15. | 证物及财务报表附表 | 114 |
项目16. | 表格10-K摘要 | 122 |
前瞻性陈述
除历史事实陈述外，本报告中的所有陈述都是前瞻性陈述，包括但不限于包含“预期”、“相信”、“估计”、“预期”、“计划”、“打算”和“预测”等词的陈述，以及关于我们未来业务战略、计划和目标的类似表述和陈述。然而，没有这样的词语、表达或陈述，并不意味着这些陈述是不前瞻性的。任何这样的前瞻性声明都反映了我们目前对未来事件的看法，基于我们认为是合理的假设。某些因素可能导致实际结果或结果与前瞻性陈述中预期的结果或结果大相径庭。其中最重要的因素包括但不限于：
•原油和NGL的实际或预期数量下降-发运、加工、购买、储存、分拆和(或)通过使用我们的资产收集-无论是由于现有石油和天然气储量产量下降、需求减少、未能开发或减缓开发更多的石油和天然气储备，无论是由于现金流量减少、钻井资金减少或无法获得资本或其他因素；
•竞争的影响，包括在我们经营的领域能力过度建设的影响；
•美国或其他国家的事态发展，特别是中国等关键消费市场的发展，导致全球对原油和石油产品的需求大幅下降(例如，最近中国爆发了冠状病毒)；
•社会对矿物燃料工业的负面情绪以及矿物燃料的持续发展和消费，这可能会影响消费者的偏好和政府或管制行动，从而对我们的业务产生不利影响；
•原油和NGL市场结构、等级差异和波动(或缺乏)的意外变化；
•不包括在赔偿、保险或现有准备金范围内的环境责任或事件；
•我们干线供应地区炼油能力的波动和其他影响各种级别原油、NGL和天然气需求的因素，以及由此造成的定价条件或运输吞吐量要求的变化；
•保持我们的信用评级和从我们的供应商和贸易对手获得公开信用的能力；
•发生自然灾害、灾难、恐怖袭击(包括生态恐怖袭击)或其他事件，包括对我们的电子和计算机系统的网络或其他攻击；
•收购资产或业务的成功整合和未来表现，以及我们不时达成的合资企业和联合经营安排的成功运作，无论是涉及我们经营的资产还是由第三方经营的资产；
•因允许延误、允许提款或其他因素而未能实施或资本化扩建项目，或延迟实施或利用扩建项目；
•供应、材料或劳动力短缺或成本增加；
•现行和今后的法律、裁决、政府条例、会计准则和报表以及相关解释的影响，包括禁止、限制或规范水力压裂的立法或监管举措；
•收紧资本市场或其他因素，这些因素增加了我们的资本成本，或限制了我们以令人满意的条件获得债务或股本融资的能力，以便为更多的收购、扩张项目、周转资本要求和债务的偿还或再融资提供资金；
•总的经济、市场或商业条件(在美国境内和全球范围内，包括经济活动水平可能出现衰退或显著放缓)，以及金融市场波动、资本限制和流动资金问题造成的其他风险的扩大；
•具备并有能力完善、剥离、合资、收购或其他战略机会；
•加元的货币汇率；
•我们的对手方，包括与我们有业务往来的金融机构和贸易公司，继续保持信誉和业绩；
•在有关信贷到期或使用之前，无法确认因未能装运或移动超过最低合同数量的客户支付不足而造成的当前收入；
•不使用我们的资产和设施；
•保险费用增加或缺乏保险；
•对商业经营或项目建设的天气干扰，包括极端天气事件或条件的影响；
•风险管理活动的有效性；
•债务和股票市场的波动，包括在我们的长期激励计划下归属时我们单位的价格；
•与我们资产的开发和运营有关的风险，包括我们履行对客户的合同义务的能力；以及
•原油运输、储存、终止和销售以及天然气储存、加工、运输、分馏、储存和销售中固有的其他因素和不确定因素。
本文所述的其他因素，以及未知或不可预测的因素，也可能对未来的结果产生重大的不利影响。请阅读第1A项。“危险因素”除非有适用的证券法的规定，我们不打算更新这些前瞻性的声明和信息.
第I部
第1项和第2项商业及物业
一般
普莱恩斯全美国管道有限责任公司成立于1998年，是特拉华州的有限合伙企业。我们的业务直接和间接地通过我们的主要经营子公司。如本表格所用，除非上下文另有说明，否则“伙伴关系”、“平原”、“PAA”、“我们”和类似术语指的是平原所有美国管道、液化石油气及其子公司。
我们拥有和经营中流能源基础设施，并主要为原油、天然气液体(NGL)和天然气提供物流服务。我们在重要的原油和NGL生产盆地和运输走廊以及美国和加拿大的主要市场中心拥有广泛的管道运输、终止、储存和资产收集网络。我们的业务活动通过三个业务部门进行：运输、设施以及供应和物流。
组织历史
我们是以有限责任合伙人的身份成立的，并于1998年完成首次公开募股。从经济角度来看，我们的股份100%由我们的有限合伙人拥有，其中包括普通合伙人和A系列及B级优先股。我们的普通股在纽约证券交易所上市，交易代码为“PAA”。我们的A系列优先单位拥有相当于我们共同单位的投票权，在某些情况下，这些单位的持有者或我们可以以一对一的方式将其转换为共同单位。我们的共同单位和A系列优先单位统称为“共同单位当量”。我们的B系列优先单位没有表决权，不能转换为共同单位，也不包括在共同单位的等价物中。
我们的非经济普通合伙人利益是持有PAA GP有限责任公司(“PAA GP”)，一家特拉华有限责任公司，其唯一成员是平原AAP，L.P。(“AAP”)，特拉华州有限合伙公司。除了拥有PAA GP的所有权外，截至2019年12月31日，AAP还通过拥有大约2.496亿个我们共同单位的所有权(约占我们共同单位未偿资产总额的31%)，在我们中拥有有限的合作伙伴权益。
普莱恩斯全美国有限责任公司(“GP LLC”)是一家特拉华州有限责任公司，是AAP的普通合伙人。平原GP控股有限公司(“PAGP”)是一家特拉华州有限合伙公司，于2013年10月完成首次公开发行(IPO)，是GP LLC的唯一和管理成员，并于2019年12月31日直接和间接拥有AAP约73%的有限合伙人权益。PAGP和GP有限责任公司都选择作为美国联邦所得税的公司对待。特拉华有限责任公司PAA GP Holdings LLC(“PAGP”)是PAGP的普通合伙人。
对“PAGP实体”的引用包括PAGP、PAGP、GP LLC、AAP和PAA GP。对我们的“普通合作伙伴”的引用，如上下文所需，包括任何或所有PAGP实体。提到“平原实体”包括我们，我们的子公司和PAGP实体。
伙伴关系结构和管理
我们的业务直接和间接地通过我们的子公司进行，我们的经营资产由我们的子公司拥有。作为GP有限责任公司的唯一成员，PAGP负责管理我们的业务和业务；而PAGP董事会(“PAGP董事会”)则负责管理PAGP、AAP和我们的业务和事务。我们的普通合伙人在管理我们的业务时不会得到管理费或其他补偿，但是它会得到补偿，几乎所有的直接和间接费用都是代表我们发生的。
以下两个图表以总结和更详细的格式显示了截至2019年12月31日我们的组织结构和所有权。第一张图表以摘要格式描述我们的法律结构，而第二张图表则描述了对这种结构的更全面的看法，包括所有权和经济利益以及股票和未偿单位：
概述伙伴关系结构
(截至2019年12月31日)
(1)由于我们拥有PAGP的C类股份，通过“通过”投票权，我们的普通会员和A系列优先股会员有权与PAGP的A类和B类股份持有人按比例投票选举符合资格的PAGP董事。PAGP的C类股票由我们代表并按照我们的普通会员和A系列优先会员的指示进行表决。
(2)表示共同股等价物的所有权百分比。
详细的伙伴关系结构
(截至2019年12月31日)
(1)表示AAP的A类单元(“AAP单元”)的数量，其中未完成的AAP B类单元(此处称为“AAP管理单元”)将可交换，假定所有此类单元的转换速率约为每个AAP管理单元的0.941个AAP单元。
(2)假设将所有未执行的AAP管理单位转换为AAP单位。
(3)每一股C类股份代表非经济有限合伙人在PAGP中的利益.由于我们拥有PAGP的C类股份，通过“通过”投票权，我们的普通会员和A系列优先股会员有权与PAGP的A类和B类股份持有人按比例投票选举符合资格的PAGP董事。PAGP的C类股票由我们代表并按照我们的普通会员和A系列优先会员的指示进行表决。
(4)表示共同股等价物的所有权百分比。B系列优先单位不能转换为共同单位，也不包括在共同股等价物中。
(5)合伙公司在合并经营的子公司中拥有直接和间接的所有权利益，包括但不限于平原营销公司、L.P.公司、平原管道公司、L.P.公司、加拿大平原中流公司(“PMCULC”)和PAA天然气储存公司。
(6)该伙伴关系持有非合并实体的间接股权，包括Advantage管道公司、L.L.C.公司、BridgeTex管道公司、LLC公司、Cactus II管道公司、Caddo管道有限公司、Capline管道公司、Cheyenne管道有限公司、Cush Connect管道和终端有限公司、Eagle Ford管道有限公司、Eagle Ford码头公司、Corpus Christi公司、中途岛管道公司、红橡树管道有限公司、萨德尔霍恩管道公司、塞托恩公司、库欣管道有限公司、怀特克利夫斯管道公司、L.L.C.公司和Wink to Webster管道公司。
经营策略
我们的主要经营策略是为生产商、炼油商和其他客户提供有竞争力和高效率的中流运输、终止、储存、加工、分馏、供应和物流服务。为此，我们努力解决美国和加拿大原油和NGL的区域供需失衡问题，将我们的运输、终止、储存、加工和分拆资产的战略位置和能力与我们的供应、物流和分销专业知识结合起来。我们相信，这一战略的成功实施将使我们能够创造可持续的收益和现金流。我们打算通过以下方式执行我们的战略：
•注重卓越运作，不断改进，并开展安全、可靠、对环境和社会负责的业务；
•通过制定和实施及时和有竞争力的解决方案，促进北美的生产增长和创造进入多个市场的机会，这些解决方案支持北美中流运输和基础设施部门不断变化的原油和NGL需求，并完全能够从长期的工业趋势和机会中获益；
•利用我们的运输、终止、储存、加工和分拆资产，结合我们的商业能力，为我们的客户提供灵活性和提供价值链解决方案，抓住市场机会，解决有形市场不平衡问题，减轻固有风险，保持或增加利润率；
•通过提供业界领先的可靠性和效率，优化我们的业务和资产组合，以吸引商业机会和提高回报；以及
•奉行平衡、长期的财务战略，其重点是通过作出有纪律的资本配置决策，维持或增加可分配的现金流和回报，同时可持续地增加现金返还给股东的能力，从而增强财务灵活性。
竞争优势
我们相信，以下竞争优势使我们能够成功地执行我们的主要业务战略：
•我们的许多资产都位于战略位置，是综合价值链的一部分，业务上也很灵活。我们的主要运输部门资产主要集中在原油服务部门，位于成熟的原油产区(我们在二叠纪盆地拥有最大资产的地区)和其他运输走廊，并直接或间接地与我们的设施部门资产相连。我们的大部分设施部门资产位于主要交易地点和高端市场，作为通往北美主要炼油厂和分销市场的通道，在那里我们有着牢固的业务关系。此外，我们的资产包括管道、铁路、驳船、卡车和储存资产，这些资产为我们的客户和我们提供了很大的灵活性和选择性，以满足需求和平衡市场，特别是在不断变化的产品流动和原油出口增长的最近发展时期。
•我们拥有专业的原油和NGL市场知识。我们相信，我们与从生产商到炼油商的原油和NGL分销链各个阶段的参与者之间的业务关系，以及我们自己的行业专长(包括我们对北美原油和NGL流动的了解)，为我们提供了广泛的市场洞察力，并了解了北美实际原油和NGL市场，从而使我们能够为我们的客户提供价值链解决方案。
•我们的供应和物流活动通常产生正利润，并有机会实现增量利润。我们相信，在我们的供应和物流部门开展的各种活动，再加上我们的风险管理战略，为我们提供了一个低风险的机会，以产生增量利润率，其数额可能因市场条件(如差异和某些竞争因素)而有所不同。
•我们拥有战略和技术技能以及财务灵活性，可以继续进行战略交易，包括合资企业、联合所有权安排、收购或剥离。自2016年以来，我们完成了10多项合资企业和/或联合所有权安排，完成了30多亿美元的非核心资产剥离和(或)部分资产的战略出售。此外，自首次公开发行(IPO)以来，我们已经完成并整合了90多项收购，总收购价约为133亿美元，我们还实施了总计约158亿美元的扩张资本项目。此外，考虑到我们在三家机构中的两家，即流动性和资本结构的投资级信用评级，我们相信我们拥有必要的财政资源和实力来资助未来的战略扩张、合资和收购机会。截至2019年12月31日，我们拥有约25亿美元的流动资金，包括现金和现金等价物，以及在我们承诺的信贷设施下的可用性，但须继续遵守“公约”。
•我们有一支经验丰富的管理团队，他们的利益与我们大学学生的利益是一致的。我们的行政管理团队平均有30多年的经验，横跨能源行业的所有部门，以及投资银行，平均17年与我们或我们的前辈和附属公司合作。此外，通过他们对共同单位的所有权和对我们普通合伙人的幻影单位和利益的授予，我们的管理团队对我们的持续成功具有既得利益。
财务战略
目标信贷概况
我们认为，我们继续取得成功的一个主要因素是我们有能力保持巨大的财政灵活性、具有竞争力的资本成本和进入资本市场的机会。在这方面，我们打算保持我们认为与投资级信用评级一致的信用状况。我们的目标是具有以下属性的信用简介：
•长期债务调整后的EBITDA倍数平均在3.0x至3.5x之间(“调整EBITDA”是指利息、税金、折旧和摊销前收益(包括我们在折旧和摊销中的比例份额以及未合并实体重大资产销售的损益)、资产销售损益和资产减值，以及在未合并实体中的投资收益，对影响可比性的选定项目进行了调整。见第7项。“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析-业务结果-非公认会计原则财务措施”，用于讨论我们选定的影响可比性的项目和我们的非公认会计原则措施)；
•平均长期债务与总资本的比率约为50%或更低；
•债务总额与总资本的平均比率约为60%或以下；及
•平均调整的EBITDA利息覆盖倍数约为3.3倍或更高.
这四项指标中的前两项指标包括作为一项关键指标的长期债务，但不包括我们资本结构的某些组成部分，例如短期债务、优先股以及评级机构在评级时可能考虑的运营租赁。截至2019年12月31日，我们公开交易的高级债券约占我们报告的长期债务的97%。此外，我们还经常发生短期债务，主要与我们的供应和物流活动有关，这些活动涉及原油和NGL的同时购买和远期销售。在这些交易中购买的原油和NGL是对冲的。这些借款是自我清算的，因为它们是用销售收入偿还的。我们还承担短期债务，为纽约商品交易所(NYMEX)和洲际交易所(ICE)保证金要求提供资金。在某些市场条件下，这些例行的短期债务水平可能会高于一定的基准水平.类似于我们的流动资金借款，这些借款是自我清算的.我们不认为与这些活动相关的营运资金借款或保证金要求是我们长期资本结构的一部分。
为了保持我们的目标信贷状况，并通过收购和扩张资本实现增长，我们历来的目标是用股本、超过分配的现金流或资产出售收益来满足与这些活动相关的大约55%的资本需求。然而，关于下文讨论的降低杠杆率计划，并认识到金融市场具有挑战性，我们保留了超过分配额的大量现金流动，并出售了大量资产，为我们扩大的资本投资中的股本部分提供资金，同时避免进入股本市场。此外，我们有时可能超出目标信贷状况的范围，因为在某些情况下，资本支出和收购可能最初使用债务供资，或者在实现预期的协同效应方面可能出现延误，如收购或扩大资本项目对调整后的EBITDA的捐款。
降低杠杆计划
2017年8月，我们宣布，我们正在实施一项行动计划，以加强我们的资产负债表，降低杠杆率，扩大我们的分配覆盖面，尽量减少新发行的普通股，并使伙伴关系为未来的分配增长做好准备。2019年4月，我们宣布实现这些目标。见第7项。“管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析-执行摘要”作为本行动计划的摘要。
价值观与社会责任
我们的核心价值观包括安全和环境管理，问责，道德和廉正，尊重和公平。我们的“商业行为守则”阐述了这些核心价值观如何指导我们的行为和业务关系。关于我们的核心价值观和我们对环境和社会责任的承诺的更多信息可在我们网站的社会责任部分获得。见下文“可获得的信息”。
进行中的投资、购置和剥离活动
根据我们的业务战略，我们不断地参与评估潜在的收购，合资企业和资本项目。作为这些努力的一部分，我们经常与潜在的卖方或其他各方讨论可能购买或投资于具有战略意义和补充我们现有业务的资产和业务。在过去几年中，为了应对美国生产格局的变化、对新建筑资产的竞争加剧以及我们作出有纪律的资本投资决策的愿望，我们增加了与合资企业和(或)联合所有权相关的活动，以充分满足我们客户当前和未来的需求，同时优化资产并使其合理化，并提高我们的投资回报。我们的绝大部分合资企业都是作为对未合并子公司的投资。此外，我们在过去评估和追求，并打算在未来评估和追求收购或投资于其他能源相关资产，这些资产具有与我们现有业务线相似的特点和机会，并使我们能够利用我们的资产、知识和技能。这种努力可能涉及我们参与已公开的进程，并涉及一些潜在买家或投资者(通常称为“拍卖”进程)，以及我们认为我们是唯一一方或少数几个正在与潜在卖方或其他当事方谈判的当事方之一的情况。这些收购和投资努力往往涉及资产，如果获得或建造，这些资产可能对我们的财务状况和业务结果产生重大影响。
我们还不断评估我们是否应该(一)出售我们认为是非核心的资产，或者我们认为更适合第三方买家的业务和/或资产；或者(二)将部分资产权益出售给战略合资伙伴，在每一种情况下，优化我们的资产组合，加强我们的资产负债表和杠杆指标。对于潜在的剥离，我们也可以进行拍卖过程，也可以与一个或有限数量的潜在买家谈判一笔交易。
通常情况下，我们不宣布一项交易，直到我们执行了一项明确的协议。然而，在某些情况下，为了保护我们的商业利益或出于其他原因，我们可以将交易的公开宣布推迟到结束或晚些时候。过去的经验表明，关于潜在交易的讨论和谈判可以在短时间内推进或终止。此外，我们达成最后协议的任何交易都可能受到习惯和其他结束条件的制约，而这些条件可能最终不会得到满足或放弃。因此，我们不能保证我们目前或未来的收购或投资努力将取得成功，或我们的战略资产剥离将完成。虽然我们预计从长远来看，我们所做的收购和投资将会增加，但我们无法保证我们的期望最终会实现。见第1A项。“风险因素-与我们的业务相关的风险-收购、剥离和合资涉及可能对我们的业务产生不利影响的风险。”
投资活动
在2019年，我们与整个行业价值链的长期合作伙伴建立了四家新的合资企业(“合资公司”)，并与长期合作伙伴达成了两项新的不可分割的合资(UJI)协议。总的来说，我们现在参与了横跨多个北美盆地的25多个合资公司和UJI协议。这些资金高效的安排使我们能够与长期的行业合作伙伴进行战略整合，后者能够为系统增加数量承诺，并提高我们的项目回报。
下表汇总了截至2019年12月31日的合资企业：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 合资公司 | | | |
| | | | 所有权 | | 投资 | |
实体 (1) | | 转制作业类型 | | 百分比 | | 平衡 | |
优势管道控股有限责任公司 | | 原油管道 | | 50% | | | $ | 76 | | | |
| 布里奇特克斯管道公司 | | 原油管道 | | 20% | | | 431 | | | |
| 仙人掌II管道有限责任公司 | | 原油管道 (2) | | 65% | | | 738 | | | |
| 卡多管道有限责任公司 | | 原油管道(2) | | 50% | | | 65 | | | |
| 卡琳管道有限公司 | | 原油管道(3) | | 54% | | | 484 | | | |
| 夏延管道有限责任公司 | | 原油管道(2) | | 50% | | | 44 | | | |
| 库欣连接管道及终端有限责任公司 | | 原油管道(4) 终端 (2) | | 50% | | | 23 | | | |
| 金刚石管道有限责任公司 | | 原油管道 (2) | | 50% | | | 476 | | | |
| 鹰福特管道有限公司 | | 原油管道(2) | | 50% | | | 382 | | | |
鹰福特码头Corpus Christi有限公司 | | 原油码头和码头(2) | | 50% | | | 126 | | | |
| 中途管道有限责任公司 | | 原油管道(2) | | 50% | | | 76 | | | |
| 红橡木管道有限责任公司 | | 原油管道(4) | | 50% | | | 20 | | | |
红河管道有限公司(5) | | 原油管道(2) | | 67% | | | — | | (6) |
赛德尔霍恩管道公司(5) | | 原油管道 | | 40% | | | 234 | | | |
| 塞托恩拖航有限责任公司 | | 驳船运输服务 | | 50% | | | 59 | | | |
| 堆栈管道有限责任公司 | | 原油管道(2) | | 50% | | | 117 | | | |
| 白崖管道 | | 原油管道 | | 36% | | | 196 | | | |
向韦伯斯特管道有限公司眨眼(5) | | 原油管道(4) | | 16% | | | 136 | | | |
| 共计 | | | | | | $ | 3,683 | | | |
(1)除了在我们的设施部门报告的Eagle Ford终点站外，实体的财务结果在我们的运输部门报告。
(2)资产由平原经营。
(3)在管道系统逆转之前，Capline管道已停用。
(4)该实体目前正在建造或开发资产，尚未投入使用。
(5)实体拥有原油管道中的UJI。
(6)我们巩固红河管道有限责任公司的控制，我们的合作伙伴33%的权益作为非控制权益。
下表汇总了截至2019年12月31日我们最重要的UJI，但不包括我们通过JVS间接拥有的UJI(例如Wink to Webster、Sadlehorn和Red River JVS)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | UJI |
| | | | 类型 | | 所有权 |
| 资产 | | 操作段 | | 操作 | | 百分比 |
盆地管道(1) | | 运输 | | 原油管道 | | 87% | |
皇后加工(2) | | 设施 | | NGL设施 | | 50%至88% |
英国“金融时报”。萨斯喀彻温NGL贮藏、加工及分馏 (2) | | 设施 | | NGL设施 | | 21%至87% |
Kerrobert存储和管道资产(1) | | 运输 | | NGL管道及设施 | | 50% | |
台地管道 (1) | | 运输 | | 原油管道 | | 63% | |
落基山管道(2) | | 运输 | | 原油管道 | | 21%至58% |
沙尼亚的贮藏、加工和分馏(2) | | 设施 | | NGL设施 | | 62%至84% |
日出II管道(1) | | 运输 | | 原油管道 | | 80% | |
高级贮藏分馏(1) | | 设施 | | NGL设施 | | 68%至82% |
(1)资产由平原经营。
(2)其中某些资产是由平原公司经营的。
收购
自首次公开发行(IPO)以来，收购中流资产和业务一直是我们业务战略的重要组成部分。虽然我们的收购活动在最近几年已经放缓，但我们继续有选择地分析和追求对我们现有业务具有战略性和互补性的资产和业务。
下表汇总了我们在截至2019年12月31日的过去五年中完成的超过2亿美元的收购：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 采办 | | 日期 | | 描述 | | 近似采购价格(1) (单位：百万) | |
α原油接头集输系统 | | 2017年2月 | | 特拉华盆地北部最近建成的集输系统 | | $ | 1,215 | | |
光谱能源合作伙伴加拿大西部NGL资产 | | 2016年8月至 | | 位于加拿大西部的NGL资产集成系统 | | $ | 204 | | (2) | |
(1)在适用情况下，大约购买价格包括已支付的现金总额和假定的债务，包括周转资金和库存数额。
(2)购买价格约为1.8亿美元，扣除所获得的现金、库存和其他周转金。
2020年2月，我们以约3.05亿美元的价格从Felix Energy Holdings II(“Felix Energy”)收购了Felix Midstream LLC(“Felix Midstream”)。Felix中流公司在特拉华盆地拥有并运营一个新建造的原油集输系统，拥有相关的原油储存和卡车卸货能力，并得到长期占地面积的支持。
剥离
2016年，我们启动了一个项目，评估非核心资产的潜在销售和/或将部分资产权益出售给战略合资伙伴，以优化我们的资产组合，加强我们的资产负债表和杠杆指标。截至2019年12月31日，我们完成的资产销售总额超过30亿美元。下表汇总了2019年12月31日、2018年、2017年和2016年12月31日终了年度的资产销售收益(百万美元)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的年度， | | | | | | |
| | 2019 (1) | | 2018 | | 2017 | | 2016 (2) |
| 资产剥离收益 | | $ | 205 | | | $ | 1,334 | | | $ | 1,083 | | | | $ | 569 | |
(1)包括我们在2019年5月成立的红河管道有限责任公司的收益。更多信息见我们的综合财务报表附注12。
(2)收益扣除后来出售的管道中剩余利息的支付额。
关于剥离资产的进一步讨论，见我们综合财务报表附注7。
在2020年1月，我们签署了一项最终协议，以1.95亿美元的价格出售我们洛杉矶盆地的某些原油码头，但须作某些调整。我们预计，这项交易将在2020年下半年完成，但须符合惯例的结束条件，包括获得监管机构的批准。此外，在2020年2月，我们以约7800万美元的价格出售了萨德尔霍恩管道公司10%的股份，并保留了30%的权益。
扩展资本项目
我们广泛的资产基础和与整个价值链的长期行业合作伙伴的关系为我们提供了有机增长的机会，通过建立补充、扩大或扩大现有资产基础的额外资产。我们的2020年资本计划包括资本效率高、高度承包的项目，这些项目有助于解决行业需求，并有望满足或超过我们的投资回报障碍。基本上，所有花费的资金都将投资于我们的收费运输和设施部门。截至2020年2月，我国2020年基本建设计划包括以下扩建基本建设项目：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 工程项目 | | 描述 | | 预计数
在职日期 | | 2020年计划 数额(1) (百万美元) |
| 长输管道工程 | | 主要包括对我们利益的贡献：(1)红橡木管道；(2)钻石合资公司管道扩建/样条合资企业管道反转；(3)萨德尔霍恩合资公司管道扩建；(4)红河管道扩建 | | 2H 2020 - 2022 | | $ | 450 | |
| 二叠纪盆地采油管道工程 | | 主要包括：(1)Wink to Webster合资企业管道和(Ii)剩余的Cactus II合资公司管道项目。 | | 2021 | | 395 | |
| 二叠系盆地互补工程 | | 支持二叠纪盆地接管管道项目的多个项目，以及扩大/扩展我们的集输和盆地内管道。 | | 1H 2020 - 2021+ | | 275 | |
| 选定的设施项目 | | 主要包括我们的圣詹姆斯设施的容量增加额 | | 2020 | | 80 | |
| 其他项目 | | | | 1H 2020 - 2021+ | | 200 | |
预计扩展资本支出总额(1) | | | | | | $ | 1,400 | |
(1)表示预计在该年度内发生的项目总成本的部分。目前资本成本估计数的潜在变化可能是以下原因造成的：(一)项目设计的变化；(二)材料和劳动力的最终成本；(三)由于无法控制的因素，如收到许可证或管理批准和天气，成本可能发生的时间安排。
全球石油市场概况
2019年，全世界对原油和其他石油液体的石油需求平均约为每天1.01亿桶，自2000年以来，平均年增长率约为每天100万至150万桶。需求增长的最大驱动因素是发展中国家，特别是亚洲人口的增加和生活水平的提高。美国是世界上最大的液化石油需求市场，日产量约2000万桶。美国也是最大的原油生产国，2019年平均每天原油供应总量约为1，220万桶(根据截至2019年11月的环境影响评估数据)。鉴于美国生产市场的相对规模以及美国勘探和生产(“E&P”)公司快速增长产量的能力，美国能够为不断增长的世界需求提供边际供应。
原油市场概况
虽然大宗商品通常被认为是非专业化、批量生产和可替代的，但原油既不是非专业化的，也不是可替代的。可供美国和全球炼油厂使用的粗板岩由大量的不同等级和品种组成。每一种原油品级都有其独特的物理性质。例如，比重(通常称为轻或重)、硫含量(通常称为糖或酸)和金属含量，以及其他特性，共同导致不同的经济属性。在许多情况下，这些因素导致需要在运输和储存过程中对这类等级进行分批或隔离，将其与精确的规格混合或进行价值调整。
各种级别的原油缺乏互换性，造成了后勤运输、终止和储存方面的挑战，以及与区域容量供需不平衡有关的效率低下。造成这些物流效率低下的原因是某些原油质量是特定区域或国家特有的。此外，每个炼油厂都有不同的工艺单元配置，以处理特定级别的原油。原油的相对得率和获取、运输和加工成本决定了炼油厂对原料的选择。此外，自然灾害和诸如飓风、地震、海啸、恶劣天气、劳工罢工、炼油厂中断、禁运和武装冲突等地缘政治因素不时会影响供应、需求、运输和储存物流。
我们的资产和业务战略旨在通过解决美国和加拿大存在的区域原油供需失衡问题，为我们的生产商和炼油商客户服务，并满足对美国原油出口的日益增长的需求。由于各种因素，包括全球出口需求、区域产量下降和(或)增加、炼油厂扩张、改造和关闭、现有运输和储存能力以及政府授权和相关监管因素，供需失衡的性质和程度不时发生变化。
2019年的基本主题
2019年，美国原油市场受到许多基本主题的影响。美国的E&P公司在2019年减少了资本投资，推动了全年美国在岸钻井数量的减少。尽管如此，美国原油总产量在2019年增加到了新的记录，多个二叠纪盆地原油管道项目也取得了进展。这些因素使美国墨西哥湾沿岸原油出口达到每日300多万桶的历史新高。美国俄克拉荷马州库欣原油基准原油价格经过几年前的溢价交易后，在2019年下半年转向了二叠纪原油基准价格的折价。
年内，原油(以库欣计算的WTI)价格一般在每桶50至60美元之间。欧佩克和俄罗斯的产量限制以及中东的紧张局势给原油价格带来了上行压力。然而，油价受到非欧佩克国家(以美国、加拿大、挪威和巴西为首)石油液体产量持续增长的影响。
当前原油市场状况
根据环境影响评估，包括墨西哥湾在内的美国陆上原油月总产量在2019年继续增加，10月份每天超过1 260万桶(可获得的环境影响评估数据的最后一个月)。根据环境影响评估，十月份陆上产量下降了48桶，约为每天1030万桶。在2019年较低的48次陆上生产中，大约90%来自六大盆地-二叠纪、鹰福特、威利斯顿、阿纳达科、丹佛-朱勒斯堡和粉末河。我们在每一个盆地提供原油运输服务。
资料来源：环境影响评估
根据环境影响评估，从2016年1月到2019年10月，二叠纪(德克萨斯州和新墨西哥州)约占美国原油总产量增长的77%。E&P公司、市场营销者和炼油商已作出合同承诺，支持建设新的长距离外带管道项目，为市场带来当前和预期的交易量增长。其中某些项目于2019年投入服务，其他项目预计将在2020年和2021年投入服务。同时，该区域上市的E&P公司优先考虑投资者的回报，而不是生产增长，导致资本投资放缓，并预测生产增长与近几年的实际投资水平和增长率相比。由于这些动态，预计在可预见的将来，二叠纪将有充足的管道输送能力。
2015年，联邦政府解除了对从美国出口原油的长期禁令，随着美国原油产量的激增和管道产能的扩大，2019年的几周内，美国原油日产量超过了350万桶。尽管美国仍然是原油净进口国，但美国在2019年转变为原油和其他石油产品净出口国。位于休斯顿、科珀斯克里斯蒂和博蒙特/尼德兰的港口在2019年原油出口中所占份额最大，科珀斯克里斯蒂地区相对增长最快。
美国原油出口和净进口(1)(每天千桶)
资料来源：环境影响评估
(1)净进口按进口总额减去出口总额计算。
NGL市场概况
NGL主要包括乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和天然汽油，来源于天然气生产和加工活动以及原油精炼过程。液化石油气(“液化石油气”)主要包括丙烷和丁烷，它们在中等压力下液化，因此比乙烷更容易运输和储存此类产品。NGL是指所有NGL产品，包括液化气，其使用形式为10-K。
NGL需求。个别的NGL产品有不同的用途。以下是五种基本NGL组件及其典型用途：
•乙烷(C2)乙烷占NGL桶的最大部分，所提取的乙烷基本上都用作乙烯生产的原料，乙烯是广泛的塑料和其他化学产品的基本组成部分之一。当从湿式天然气中回收乙烷是不经济的，乙烷留在天然气流中，符合管道规格。
•丙烷(C3)丙烷用作加热燃料、发动机燃料和工业燃料，用于农业燃烧和干燥，也用作生产乙烯和丙烯的石油化工原料。
•正常丁烷(C4)普通丁烷主要用于汽车汽油的调合和作为燃料气体，无论是单独使用还是与丙烷混合，以及制造乙烯和丁二烯的原料，而丁二烯是合成橡胶的关键原料。正常丁烷也被用作异丁烷生产的原料，也是运输重质原油和沥青的稀释剂，特别是在加拿大。
•异丁烷异丁烷主要用于炼油厂生产烷基化物，以提高车用汽油的辛烷值。
•天然汽油。天然汽油主要用作汽车汽油混合原料、石油化工原料，或作为稀释剂用于运输重油和沥青，特别是在加拿大。
NGL供应。NGL的大部分供应(美国约90%，加拿大75%)来自天然气加工厂，这些工厂将NGL的混合物从干气(主要是甲烷)中分离出来。这种NGL混合物(也称为“Y级”)然后在加工厂分馏成五个单独的NGL组分(称为纯度产品)，这些成分可以运输、储存和销售到终端使用市场，也可以运输到区域分馏设施。供应过剩给所有NGL产品的价格带来了压力，扭曲了与原油价格的历史价格关系，并减少了分馏差(天然气供应成本与提取的天然气液体之间的差额)。
美国的大多数天然气加工厂位于墨西哥湾沿岸、西德克萨斯州/俄克拉荷马州、马塞勒斯和尤蒂卡地区以及落基山脉地区。在加拿大，绝大部分加工能力位于艾伯塔省，不列颠哥伦比亚省和萨斯喀彻温省的加工能力要小得多(但还在增加)。
炼油厂的NGL产品约占美国供应量的7%，占加拿大供应量的4%，是炼油厂转化过程的副产品，因此，它们通常已经被分成单独的部件，不需要进一步的分馏。炼油厂的NGL产品主要是丙烷，丁烷、炼油厂汽油(与天然汽油类似的产品)和乙烷含量较低，由于炼油厂的维修时间表和季节性需求的考虑，炼油厂的丙烷和丁烷产量按季节变化。
NGL(主要是丙烷和丁烷)也从加拿大和世界其他地区进口到美国的某些地区(约占总供应量的3%)。丙烷和丁烷也从美国的某些地区出口。新的NGL出口设施的发展压缩了Edmonton、Alberta和下文讨论的其他主要NGL基础设施和贸易中心之间的历史价差。
NGL运输和贸易枢纽。NGL，无论是作为混合物还是作为纯度产品，都是通过管道、驳船、铁路车辆和罐车运输的。使用的运输方法除其他外，取决于运输者的资源、生产点和交货点的位置、成本效益和被运输产品的数量。当大量一致的产品被交付时，管道通常是最具成本效益的运输方式。
北美主要的NGL基础设施和贸易中心位于德克萨斯州的Mont Belvieu、堪萨斯州的Conway、艾伯塔省的埃德蒙顿和安大略省的萨尼亚。每个枢纽都包含大量的基础设施，包括分馏塔、仓库、管道和进入终端市场的通道，特别是蒙特贝维尤(MontBelvieu)。
NGL存储储存对NGL特别重要，因为供应和需求可能会因季节而发生重大变化。NGL必须储存在压力下以保持液体状态。产品越轻(例如乙烷)，必须保持的压力就越大。大量的NGL储存在盐或花岗岩建造的地下洞穴中，但产品也储存在地面以上的储罐中。天然汽油可以在相对较低的压力下储存在油箱中，类似于用来储存汽车汽油的汽油。丙烷和丁烷以更高的压力储存在钢球、钢瓶、子弹、盐穴或其他结构中。乙烷储存在很高的压力下，通常储存在盐穴中。
NGL市场展望过去几年，在传统的和新的生产地区，页岩生产的增长导致天然气加工厂的NGL供应显著增加。这推动了加拿大、巴肯、马塞卢斯/尤蒂卡以及整个德克萨斯州中游基础设施的广泛扩张和新的发展。
非传统生产地区的生产增长和出口能力的增加改变了区域基础关系，创造了新的物流和基础设施机会。北美天然气产量在2019年增长9%，这意味着通过出口或增加石油化工需求，进入新的市场。北美天然气和天然气价格与全球原油价格的比例继续保持相对较低的水平，这意味着北美天然气公司可以继续在世界范围内具有竞争力，无论是作为北美制造业的原料，还是向海外市场出口。除了大量增加出口之外，NGL增加的部分供应将被国内石化部门作为低成本饲料吸收，因为北美石化行业在世界范围内享有供应成本优势。
我们认为，可利用的资源基础和改善中游基础设施的基本要素应意味着生产者可以继续开发最经济的新供应。除其他外，预期NGL市场将受到下列因素的推动：
•NGL产品的绝对价格及其相对于天然气和原油的价格；
•开发富液体生产区的钻井活动和湿天然气生产；
•现有加工、分馏、储存和运输能力；
•石油-由乙烯裂解器产能(乙烷需求)和丙烷脱氢设施(丙烷需求)的新建或新建驱动的化学需求；
•提高乙烷和丙烷的出口能力；
•加拿大稠油稀释剂要求；
•调整汽油规格，影响对丁烷的需求；
•炼油商的季节性需求；
•与季节性天气有关的需求；及
•区域供求失衡造成的效率低下。
由于这些和其他因素，NGL市场是复杂和不稳定的，随着预期的市场增长，为解决企业固有的物流效率低下创造了机会。
天然气储气库市场概况
北美天然气储存设施为需求相对于供应的季节性波动提供了分期和仓储功能，并为防止天然气供应、需求和运输中断提供了必要的可靠性缓冲，允许根据市场条件的要求将天然气注入、撤出或储存在这类储存设施中。天然气储气库是一种平衡市场的“减震器”，是满足高需求时期超过日生产能力的消费需求的供应来源，也是低需求时期供气量超过日需求量的仓库。
天然气储存的总体市场条件似乎正在改善，因为有几个基本因素正在推动北美天然气需求的增长。这些因素包括：(一)增加北美液化天然气的出口；(二)增加对墨西哥的天然气出口；(三)建造新的燃气发电厂；(四)在现有发电厂之间持续地将燃料从煤转向天然气；以及(五)基础工业需求的增长。供应和需求的增加为天然气储存和管道运营创造了更大的机会。
分段和相关资产说明
我们的业务活动通过三个部门-运输，设施和供应和物流。我们在重要的原油和NGL生产盆地和运输走廊以及美国和加拿大的主要市场中心拥有广泛的管道运输、终止、储存和资产收集网络。下面的地图和描述突出了截至2019年12月31日我们更重要的资产(包括正在建设或开发中的某些资产)。除非上下文另有要求，在此提及我们的“设施”包括我们拥有的所有管道、终端、存储和其他资产。
以下是我们的三个业务部门的活动和资产的描述。
运输段
我们的运输部门的业务通常包括与原油和NGL的管道、收集系统、卡车和驳船运输有关的收费活动。我们通过关税、管道容量协议和其他运输费用的结合来创造收入。我们的运输部门还包括我们投资于拥有或正在开发运输资产的实体的股权收益。我们根据权益会计方法对这些投资进行核算。关于这些投资的更多信息，见我们的综合财务报表附注9。
截至2019年12月31日，我们在这一部门雇用了各种拥有或较少租赁的长期实物资产，其中包括：
•18，535英里的活跃原油和NGL管道及集输系统；
•3 500万桶活跃的地面油罐产能，主要用于促进管道吞吐量和帮助维持产品质量隔离；
•825辆拖车(主要在加拿大)；以及
•50艘运输和储存驳船和20艘运输拖轮通过我们对塞托恩拖船的兴趣。
以下是截至2019年12月31日我们在美国和加拿大的活跃原油和NGL管道资产的表格，按地理位置分类：
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| 区域 | | 所有权百分比 | | 近似系统迈尔斯(1) | | 2019年平均净净 日产桶(2) |
| | | | | | (单位：千) |
| 原油管道： | | | | | | |
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| 二叠纪盆地： | | | | | | |
| 集输管道 | | 100% | | | 3,125 | | | 1,384 | |
盆地内管道 (3) | | 50% - 100% | | | 820 | | | 2,041 | |
长途管道(3) | | 20% - 100% | | 1,535 | | | 1,265 | |
| | | | 5,480 | | | 4,690 | |
| | | | | | |
| 南德克萨斯州/鹰福特 | | 50% - 100% | | 830 | | | 446 | |
| | | | | | |
| 中央 | | 50% - 100% | | 2,675 | | | 498 | |
| | | | | | |
| 海湾沿岸 | | 54% - 100% | | 1,170 | | | 165 | |
| | | | | | |
| 落基山 | | 21% - 100% | | 3,385 | | | 293 | |
| | | | | | |
| 西式 | | 100% | | | 545 | | | 198 | |
| | | | | | |
| 加拿大 | | 100% | | | 2,805 | | | 323 | |
| | | | | | |
| 原油管道共计 | | | | 16,890 | | | 6,613 | |
| | | | | | |
| 加拿大NGL管道 | | 21% - 100% | | 1,645 | | | 192 | |
| | | | | | |
| 原油和NGL管道共计 | | | | 18,535 | | | 6,805 | |
(1)包括未合并实体拥有的管道的总里程。
(2)代表全年的平均每日交易量，可归因于我们的兴趣。平均日交易量计算为该年度的总交易量(可归因于我们的利益)除以该年的天数。数量反映了关税的变动，因此，随着卷通过我们的综合系统移动，数量可能会被多次包括在内。
(3)包括由第三方操作的管道。
我们管道资产的很大一部分是互联的，并作为一个连续的系统运行。下面的描述是按地理位置组织的，代表了我们最重要的资产的选择。贯穿这些描述的管道容量是基于我们对管道系统从原点到最终目的地的合理估计。我们根据单个移动收取的费用报告管道容量，其中有些可能只使用管道系统的某一段(即从A点到B点的管道上的两次短程移动，以及从B点到C点的另一点B到C点的管道运价将某一特定系统的管道运价增加一倍，而A到C点移动)。因此，有时，我们报告的关税桶变动可能超过我们的总能力。
原油管道
二叠纪盆地
我们是位于得克萨斯州西部和新墨西哥州东南部的二叠纪盆地最大的原油中流基础设施和服务提供者之一。我们的二叠纪盆地资产基础代表着一个相互关联的系统，它将来自井口集散线和散装卡车注入点的收入汇总到盆地内的干线上，用于运输和运送到拥有的和第三方的干线外卖管道的组合。因此，我国二叠纪盆地原油管道可分为集输、盆地内或长输三大类之一.我们还有大约1400万桶的储罐容量与我们的二叠纪盆地资产基础有关，这使我们能够在该地区提供质量隔离和流量保证。
下表列出了过去三年我国二叠纪盆地平均关税量的增长情况(以每天千桶为单位)：
集输管道
我们拥有并运营着二叠纪盆地3100英里的集输管道。我们的收集系统在米德兰盆地和特拉华盆地，总共代表每天超过250万桶的管道产能。这种集输能力包括向区域枢纽输送数量的管道能力，并包括某些大直径管道段/系统。我们收集系统大约75%的容量在特拉华盆地。通过完成各种扩建项目，我们在2019年增加了每天约60万桶的增量产能。
盆地内管道
我们经营着盆地内二叠纪盆地的管道系统，日产量超过300万桶，将集输和卡车注入量连接到我们拥有和运营的以及第三方干线管道，将原油输送到主要的市场中心。这种相互连接的管道系统旨在为托运人提供流量保证、灵活性和进入多个市场的机会。通过完成各种扩建项目，我们在2019年增加了每天约40万桶的增量产能。
我们最大的两条盆内管道是台地管道和日出管道.台地和日出管道从我们得克萨斯州的米德兰终点站延伸到我们的科罗拉多市，得克萨斯州的终点站，在那里他们可以进入源自科罗拉多市的所有二叠纪盆地外卖管道。
•台地管道。我们拥有63%的完整权益，是MESA管道的运营商。MESA管道将原油从得克萨斯州米德兰(Midland)输送到得克萨斯州大泉(BigSpring)的一家炼油厂，并与得克萨斯州科罗拉多市(科罗拉多市)的承运商连接，每天的产能可达40万桶(每天约25.2万桶，可归因于我们的利益)。
•日出管道我们的日出管道将原油从得克萨斯州的米德兰输送到得克萨斯州科罗拉多市的连接船，每天的产能约为35万桶。
长输管道
我们拥有多个长距离二叠纪盆地管道系统的利益，综合起来，这些系统代表着目前运营的二叠纪盆地每天超过150万桶的外接能力(净收入)。
•盆地管道(二叠纪至库欣)我们拥有87%的UJI，是盆地管道的运营商。盆地管道有三个主要发源地：新墨西哥州的JAL；得克萨斯州的温克；得克萨斯州的米德兰，除了盆地内的移动外，它也是将原油从二叠纪盆地运往俄克拉荷马州库欣的主要通道。盆地管道还从俄克拉荷马州南部的一个设施接收原油，该设施汇集了俄克拉荷马州中南部石油省的石油生产。
•布里奇特克斯管道(二叠纪至休斯顿)。在2018年第三季度出售部分股权后，我们现在持有BridgeTex管道公司(LLC)20%的股份，这是与麦哲伦中流合作公司(Magellan Midstream Partners，L.P.)的一家合资企业。(“麦哲伦”)和OMERS基础设施管理公司的附属公司。这种合资企业拥有一条原油管道(“BridgeTex管道”)，每天的产能为44万桶，发源于得克萨斯州科罗拉多市，从我们的盆地和日出管道接收量，延伸到得克萨斯州的休斯敦。布里奇特克斯管道由麦哲伦公司运营。有关出售我们在BridgeTex管道公司的部分股份的更多信息，请参阅我们合并财务报表的附注9。
•日出二号管道。我们经营着日出二号管道，并通过UJI安排拥有40万桶的产能，一旦红橡树管道系统投入使用，其中一部分将租给我们的红橡树合资企业(见下文关于红橡树的讨论)。我们的日出二号管道将原油从米德兰和科罗拉多市输送到威奇托瀑布的连接船。
•仙人掌管道(二叠纪至科珀斯克里斯蒂)。我们拥有并运营着每天39万桶的Cactus管道，原产于得克萨斯州的McCamey，延伸到得克萨斯州的Gardendale。仙人掌管道数量通过加德代尔与我们的鹰福特合资管道系统的连接连接到德克萨斯州的Corpus Christi市场。
•仙人掌II管道(二叠纪至科珀斯克里斯蒂)。我们拥有Cactus II管道有限责任公司65%的股权，这是一家合资企业，拥有Cactus II管道(“Cactus II”)，我们经营该管道，并于2019年8月投入使用。仙人掌II是一种二叠纪的主线系统，直接延伸到德克萨斯州的Corpus Christi市场，日产量为67万桶，并得到长期第三方承诺的支持。
•向韦伯斯特管道眨眼。2019年1月，我们宣布成立Wink to Webster管道有限责任公司(“W2W管道”)，这是一家与其他五个合作伙伴组建的合资企业。我们目前持有W2W管道16%的权益，该管道正在开发一种新的管道系统，该系统将起源于得克萨斯州西部的二叠纪盆地，并将原油输送到德克萨斯湾沿岸。管道系统将在德克萨斯州的温克和米德兰拥有发端点，并运送到休斯顿市场的多个地点，包括韦伯斯特和得克萨斯州的拜顿，并连接得克萨斯州的得克萨斯州城市和博蒙特。该管道系统将提供每天约150万桶原油和凝析油能力，并得到长期托运人承诺的支持。行动的目标是在2021年开始。W2W管道已与企业产品合作伙伴有限公司(EnterpriseProductsPartners，L.P)的子公司签订了UJI协议。(“企业”)获得了从米德兰到韦伯斯特的管道段产能的29%，而W2W管道现在拥有这部分管道的71%。
南德克萨斯/鹰福特地区
我们拥有100%的权益，并且是收集系统的经营者，这些系统提供给我们的Gardendale站。此外，我们拥有鹰福特管道有限责任公司50%的股权，这是一家与企业下属的合资企业。这家合资企业拥有一个管道系统，我们是其中的运营商，其总产能约为每天66万桶，并将二叠纪和鹰福特地区的生产与得克萨斯州Corpus Christi炼油厂和码头连接起来。此外，该合资企业系统通过与位于得克萨斯州莱西的企业输油管道连接到得克萨斯州休斯顿。
中央
我们拥有并运营从俄克拉荷马州西部和中部以及堪萨斯州西南部输送原油并输送到俄克拉荷马州库欣的终点站设施的集输和干线管道。此外，我们拥有和经营各种管道系统，从我们的库欣设施，或从其他管道连接到我们的库欣设施，到不同的需求地点。以下是我们在中部地区一些最重要的管道系统的说明：
金刚石管道 (库欣呼叫孟菲斯)。我们拥有钻石管道有限责任公司50%的股权，这是一家与瓦莱罗能源公司(“瓦莱罗”)的合资企业。这家合资企业拥有并运营钻石管道，从我们的库欣终点站延伸到田纳西州孟菲斯的瓦莱罗炼油厂。钻石管道的基础是长期的最低产量承诺，目前的总产能为每天20万桶。继2019年卡琳管道系统(“样条”)的成功开放季节之后，合资伙伴批准了钻石管道的扩建和适度扩建，该管道将扩大到每天约420 000桶，将其与卡琳连接起来，并便利从俄克拉荷马州库欣到路易斯安那州圣詹姆斯的原油输送(见下文“海湾海岸”中的讨论)。
红河管道(库欣至朗维尤)。红河管道是一条每天大约15万桶的管道，从我们位于俄克拉何马州的库欣终点站延伸到得克萨斯州的朗维尤，在那里它连接着各种管道，包括卡多管道。红河管道得到长期承运方的支持，我们是运营商.在2019年5月，我们宣布了一个新的合资企业红河管道。Delek物流合作公司(“Delek”)购买了新成立的红河管道有限责任公司(“红河合资公司”)33%的股权，我们保留了67%的股权。此外，我们还宣布，通过增加抽水能力，系统总容量将从每天约150 000桶增加到每天约235 000桶，预计将在2020年下半年完成。这一扩张使得从库欣、俄克拉荷马州和二叠纪到美国墨西哥湾市场的数量增加，为托运人提供了更多的供应选择。为了支持这一扩张，Delek将其关于红河管道系统的长期吞吐量和缺陷协议从每天35，000桶增加到每天100，000桶。在扩建完成之前，红河合资公司拥有60%的UJI在从俄克拉荷马州库欣到俄克拉何马州瓦莱罗炼油厂附近的休伊特的管道段，其余40%由第三方持有。在扩建完成后，红河合资公司将在从库欣到休伊特的管道段拥有大约69%的UJI。红河合资公司拥有从休伊特到朗维的管道的100%的部分。
CADO管道。我们拥有凯多管道有限责任公司50%的股权，这是一家与Delek合资的公司。这家合资企业拥有并运营着卡多管道，这是一条每天约8万桶的管道，发源于得克萨斯州的朗维尤，位于红河管道的终点，并为位于路易斯安那州什里夫波特和阿肯色州埃尔多拉多的炼油厂提供服务。卡多管道的基础是托运人的承诺。
堆栈管道。我们拥有堆栈管道有限责任公司50%的股权，这是与菲利普斯66合作伙伴公司(L.P.)的一家合资企业。该合资企业拥有堆栈管道公司，该公司为堆叠(更早趋势阿纳达科盆地、加拿大和翠鸟县)的生产商提供资源，并向俄克拉荷马州的库欣提供服务。我们是这一合资企业系统的运营商，总产能为每天25万桶，并得到生产商承诺的支持。
红橡树管道。在2019年6月，我们宣布成立红橡树管道有限责任公司(“红橡树”)，这是与菲利普斯66公司的一家合资企业。我们拥有红橡树50%的股份，该公司目前正在开发一条新的管道，该管道将提供原油运输服务，从得克萨斯州西部的库欣、俄克拉荷马州和二叠纪盆地到得克萨斯州墨西哥湾沿岸的多个目的地，包括科珀斯克里斯蒂、英格尔塞德、休斯顿和得克萨斯州博蒙特。管道系统将提供每天约100万桶的产能，并得到长期托运人承诺的支持。从库欣到墨西哥湾沿岸的初步服务计划于2021年上半年开始，但须获得适用的许可证和管理批准。除了为建设红橡树管道系统提供现金外，我们还与红橡树签订了一项管道容量租赁协议，根据该协议，一旦红橡树管道系统投入使用，红橡树已同意在我们的日出二号管道上租赁26万桶的产能。“日出二号”的容量租赁将利用现有的管道容量，使从二叠纪盆地收到的收益成为可能。
海湾沿岸
我们拥有和(或)经营海湾沿岸地区的管道，运输和运送到连接的承运人、终端设施和炼油厂，其中包括对Capline管道系统的兴趣。在2019年第一季度，起源于路易斯安那州圣詹姆斯并在伊利诺伊州帕托卡终止的Capline管道系统的所有者向新成立的实体Capline管道公司LLC(“Capline LLC”)提供了他们在该系统中不可分割的共同利益，以换取这种实体的股权。在贡献之后，Capline有限责任公司拥有100%的管道系统。在2019年第三季度，Capline有限责任公司的所有者批准了向南服务和连接钻石管道的Capline管道系统的逆转。从田纳西州孟菲斯地区到路易斯安那州圣詹姆斯的轻质原油服务预计于2021年年中开始，而从伊利诺伊州帕托卡到路易斯安那州圣詹姆斯的重油服务预计将于2022年年初开始。
落基山
我们拥有和经营管道，提供收集服务，在巴肯和粉末河流域。我们拥有Bakken North管道系统，该系统在2019年进行了改造，以适应双向流动，现在可以将原油从Bakken号输送到萨斯喀彻温省Regina的Enbridge干线系统，或从Enbridge干线系统转移到我们位于北达科他州特伦顿的码头。我们拥有一个从加拿大边境延伸到怀俄明州格恩西岛的管道系统中的UJI。该管道系统接收加拿大牧场和牛奶河管道的原油。除了这些资产外，我们最大的落基山区系统包括以下合资企业管道，这两条管道都连接着我们在库欣的终点站：
鞍角管道。我们拥有萨德尔霍恩管道有限责任公司(“SP LLC”)40%的股权，该公司通过UJI协议，在从Niobrara和DJ盆地延伸到库欣的萨德尔霍恩管道每天拥有19万桶的产能。麦哲伦是萨德尔霍恩管道的运营者。马鞍角管道得到最小体积承诺的支持。在2019年第三季度，SP有限责任公司宣布了一个新的Ft。拉拉米原产于萨德尔霍恩管道，以及每天10万桶的扩容，预计在增加增量抽水和储存能力后将于2020年晚些时候投入使用。在2020年2月，我们出售了SP有限责任公司10%的股份，并保留了30%的权益。
白色悬崖管道。我们拥有白崖管道有限责任公司大约36%的权益，该公司拥有一个管道系统，该管道系统由一条原油管道组成，该管道每天的容量约为10万桶，从DJ盆地延伸到俄克拉荷马州的库欣，另有一条NGL管道，其日产量约为9万桶，从DJ盆地一直延伸到俄克拉荷马州的南山管道。能量转移有限公司的一个子公司充当管道的操作者。NGL管道是在2019年第四季度由原油服务改造而成，并得到了长期产能租赁和长期吞吐量协议的支持。
西式
我们在西部地区拥有和经营管道系统，包括：
聚会。我们拥有并运营每天超过15万桶的集输管道，这些管道从加利福尼亚的圣华金谷获得原油，并连接到我们的63号线和2000年线管道，以及其他第三方管道和终端。
第63行和第2000行。我们拥有和运营63号线和2000年线的管道，分别拥有每天约60 000桶和每天110 000桶的管道容量，并将原油从圣华金河谷运输到洛杉矶盆地和加利福尼亚州贝克斯菲尔德的炼油厂和终端设施。此外，我们在洛杉矶盆地有一个分配管道系统，将我们的储存资产与洛杉矶盆地的所有主要炼油厂、第三方管道和海运码头连接起来。
全是美国管道。我们拥有全美国输油管道，该管道历史上从加利福尼亚的拉斯弗洛雷斯和加利福尼亚州的加维奥塔从海上石油生产商那里获得原油。管道停在我们的埃米迪奥站。在加维奥塔和我们的埃米迪奥站之间，全美国管道连接着我们的圣华金谷收集系统，2000年线和63号线，以及其他第三方州内管道。
2015年5月，我们在全美国管道的901线上经历了原油的释放，该管道从加利福尼亚州圣巴巴拉县的拉斯弗洛雷斯到加维奥塔。自这起事件发生以来，我们五环站上游的管道段已被关闭。我们目前正在评估管道的更换，但须收到托运人的承诺和监管批准。关于901线事件的更多信息，见我们综合财务报表附注19。
加拿大
彩虹管道。我们拥有并运营彩虹管道，这是一条每天大约195，000桶的管道，从艾伯塔省的扎马延伸到艾伯塔省的埃德蒙顿。管道输送混合的重质原油和轻质原油，包括集输和稀释剂管道。彩虹管道提供在埃德蒙顿，艾伯塔省，它可以连接恩布里奇，跨山和彭明纳管道以及帝国石油有限公司斯特拉科纳炼油厂的交付选择。除了我们现有的与彩虹管道系统相连的Nipii和Kemp河卡车码头外，我们目前正在艾伯塔省的Mitsue建造一个新的每天50 000桶原油码头，目的是提供管道外接能力，以便从Marten Hills地区的清水区增加产量。
牧场管道。我们拥有和运营Rangeland管道系统，该系统每天可运输约85，000桶稀释剂、轻质含硫原油和轻硫原油，可向北运往艾伯塔省的埃德蒙顿，或向南至蒙大拿州卡特班克附近的美国/加拿大边境。牧场管道系统由三个主要部分组成。北方的收集系统开始于医学河和林贝卡车码头，并驶往Sundre卡车终点站。SouthSour干线从Sundre卡车终点站向冰川管道输送酸液，MapL从Sundre到Edmonton提供甜品。该管道还提供在艾伯塔省埃德蒙顿的交付选择，在那里它可以连接恩布里奇管道和IOL炼油厂。
南萨斯喀彻温管道。我们拥有并运营南萨斯喀彻温省的系统，该系统每天约有70 000桶的能力，可将重油从Cantuar、Dollard、Rapdan和Gull Lake集集区运往南萨斯喀彻温省南部的Enbridge干线系统。我们目前正在扩建南萨斯喀彻温管道，该管道将提供每天约7 000桶的增量外卖能力。
曼尼托和仙人掌湖管道。我们拥有并运营着Manito和Cactus湖泊管道，这些管道将从艾伯塔省劳埃德明斯特产区生产的重油输送到我们的Kerrobert终点站和Kerrobert铁路终点站。Kerrobert终端连接到Enbridge干线系统和我们的Kerrobert铁路终端。Manito和Cactus湖的管道包括每天能力约为108 000桶的混合原油管道和平行稀释剂管道。
牛奶河管道。我们拥有并运营着牛奶河管道系统，该系统每天大约拥有108，000桶的能力，可将重油从艾伯塔省的米尔克河运往美国/加拿大边境阿尔伯塔省Coutts以西，并与前沿管道相连。
Wascana管道。我们拥有和运营Wascana管道，该管道每天约有40 000桶的能力，可将含硫原油从我们的Bakken North管道系统输送到萨斯喀彻温省Regina的Enbridge干线系统。在对管道进行了修改之后，Wascana管道现在是双向的，能够从萨斯喀彻温省的Regina向北达科他州的Trenton输送产品，从北到南的日产量为15，000桶。
加拿大NGL管道
联合输油管道。我们拥有并运营着Co-Ed NGL管道，该管道每天大约拥有70，000桶的能力来运输NGL，该管道来自位于艾伯塔省的大约27家气田天然气加工厂，包括在科克伦跨越工厂生产的所有NGL，以便运往萨斯喀彻温堡的NGL设施。联合艾德的主要体积捕获区域是西南和阿尔伯塔中部、卡迪兰、深盆地和阿尔伯塔蒙尼。
PPTC管道我们拥有并运营着平原石油传输公司管道(“PPTC管道”)，该管道每天大约拥有15 500桶的能力，可将NGL从艾伯塔省的皇后港运往马尼托巴省温尼伯的惠特堡码头。PPTC管道还提供通往几个卡车码头和铁路装载设施的通道。
东方运输系统。我们拥有并经营东方运输系统，该系统包括在安大略省萨尼亚、安大略省温莎和从安大略省萨尼亚到密歇根州圣克莱尔之间运输丙烷和丁烷的各个部门；安大略省温莎和密歇根州伍德海文之间的炼油厂级丁烷；以及从安大略省萨尼亚到当地炼油厂的合成原油。东方输送系统还接收来自安大略省温莎的Kinder Morgan乌托邦管道的乙烷，以便输送到安大略省萨尼亚地区的石化设施，以及我们在安大略省萨尼亚的设施。这些管道的总生产能力约为每天132 000桶。
设施段
我们的设施部门业务一般包括与主要为原油、NGL和天然气提供储存、终止和吞吐量服务有关的收费活动，以及NGL分馏和异构化服务以及天然气和凝析油加工服务。我们通过月对月和多年协议和处理安排相结合来创造收入.
这一部门产生的收入包括：(一)我们的原油和NGL储存码头和天然气储存设施的储存和吞吐费；(二)天然气和凝析油加工服务以及NGL分馏和异构化服务的收费；以及(三)我国铁路码头的装卸费用。
截至2019年12月31日，我们在整个美国和加拿大拥有、经营或使用各种长期实物资产，其中包括：
•大约7 900万桶原油储存能力，主要是在我们的终端和储存地点；
•约3 400万桶NGL储存能力；
•约630亿立方英尺(“Bcf”)天然气储存工作能力；
•大约25巴西法郎拥有的基础气体；
•位于加拿大和美国墨西哥湾沿岸地区的7个天然气加工厂；
•位于得克萨斯州南部鹰福特地区的凝结水处理设施，每天的总加工能力约为12万桶；
•位于加拿大和美国各地的8个分馏厂，其总净加工能力约为每天211，500桶，在加利福尼亚设有一个异构化和分馏设施，每天的总加工能力约为15，000桶；
•美国和加拿大有30个原油和NGL铁路码头。有关铁路车辆的使用情况，请参阅下文的“铁路设施”，以了解各终点站及“供应及物流”的使用情况；
•在美国的六个海洋设施；以及
•大约430英里的有效管道支持我们的设施资产。
以下是截至2019年12月31日我们在美国和加拿大的活跃设施部门储存和服务资产的表格，按产品和服务类型分类，容量和数量如下：
| | | | | | | | |
| 原油贮存设备 | | 总容量
(Mmbbls) |
| 库欣 | | 25 | |
| 圣詹姆斯 | | 13 | |
| 帕托卡 | | 7 | |
| 移动与十里 | | 4 | |
科珀斯克里斯蒂 (1) | | 1 | |
| 二叠纪地区 | | 8 | |
其他 (2) | | 21 | |
| | 79 | |
| | | | | | | | |
| NGL仓储设备 | | 总容量
(Mmbbls) |
| 萨斯喀彻温堡 | | 11 | |
| 萨尼亚地区 | | 8 | |
| 皇后区 | | 4 | |
| 其他 | | 11 | |
| | 34 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
天然气加工设备(3) | | 所有权利益 | | 总含气量 规格产品(4) (bcf/d) | | 毒气
加工
容量
(bcf/d) |
| 美国海湾沿岸地区 | | 100 | % | | 0.2 | | | 0.3 | |
| 加拿大 | | 50-88% | | | 2.5 | | | 7.0 | |
| | | | 2.7 | | | 7.3 | |
| | | | | | | | |
| 冷凝水稳定装置 | | 总容量
(bbls/d) |
| 加德德尔 | | 120,000 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| NGL分馏和异构化装置 | | 所有权利益 | | 共计 规格产品(4) (bbls/d) | | 网
容量
(bbls/d) |
| 皇后 | | 100 | % | | 18,300 | | | 28,300 | |
| 萨斯喀彻温堡 | | 21-100% | | | 50,000 | | | 68,100 | |
| 萨尼亚 | | 62-84% | | | 55,600 | | | 90,000 | |
| 传动轴 | | 100 | % | | 10,900 | | | 15,000 | |
| 其他 | | 82-100% | | | 9,300 | | | 25,100 | |
| | | | 144,100 | | | 226,500 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 铁路设施 | | 所有权利益 | | 装货
容量
(bbls/d) | | 卸货
容量
(bbls/d) |
| 原油铁路设施 | | 100 | % | | 314,000 | | | 350,000 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 所有权利益 | | 电话号码
齿条点 | | 电话号码
存储点 |
NGL铁路设施 (5) | | 50-100% | | | 345 | | | 1,655 | |
(1)我们通过投资于鹰福特码头公司Corpus Christi LLC拥有50%的存储容量。
(2)数量包括与我们的原油铁路码头业务有关的大约200万桶的储存能力。
(3)虽然天然气处理量和容量都有介绍，但它们目前并不是我们部分结果的重要驱动因素。
(4)代表全年平均成交量净额对我们所占份额的影响。
(5)我们的NGL铁路终端主要用于内部用途，特别是用于我们的供应和物流活动。请参阅本节之后的“供应和物流部分”讨论，以进一步讨论我们的铁路终端的使用。
下面的讨论包含了对我们更重要的设施段资产的详细描述。
原油设施
库欣终点站。我们是俄克拉荷马州库欣最大的原油终止服务供应商，这是美国最大的实物交易中心之一，也是纽约商品交易所原油期货合约的交货点。我们的库欣码头已被纽约商品交易所指定为根据NYMEX轻质原油期货合同被批准的原油交付地点。作为纽约商品交易所的交货点和现金市场中心，库欣交汇处是中西部和某些海湾沿岸炼油厂原料的来源。
我们的库欣码头是为满足炼油商的业务需要而设计的，其重点是确保操作的可靠性和灵活性。因此，我们可以进入库欣的所有主要进出管道(23条直接管道连接)，我们的设施旨在处理多种级别的原油，同时尽量减少接口，并允许以最大的速度向连接的承运人输送原油。 自1999年以来，我们完成了多次扩建工程，增加了库欣终端的容量。
圣詹姆斯终点站。路易斯安那州圣詹姆斯的原油交汇处是美国最具流动性的原油交汇处之一。我们的设施连接到主要管道和其他终端，并包括一个多管和报头系统，允许接收和交付与连接管道的最大运作能力。此外，该设施还包括一个能够从油轮和驳船接收和运送的船坞，并与我们的铁路卸货设施连接。详见下文“铁路设施”。
帕托卡终点站。我们的帕托卡码头包括原油储存和位于南伊利诺伊州帕托卡交汇处的相关管道和报头系统。我们的终点站可以进入帕托卡交汇处的所有主要管道和终点站。帕托卡交汇处是一个不断增长的区域枢纽，为北上和南下的
移动和十里终端。我们在阿拉巴马州的莫比尔(“移动终端”)拥有一个海洋终端，在我们附近的十里工厂拥有一个终端。这些设施是管道连接的。移动终端配备了船舶/油轮码头、驳船码头、卡车卸货设施和各种第三方连接，用于向地区炼油厂输送原油，我们的十英里设施连接到我们的墨西哥湾沿岸地区帕斯卡古拉管道。
科珀斯克里斯蒂(鹰福特)终点站。我们拥有Eagle Ford Terminals Corpus Christi LLC 50%的股权，这是一家与企业下属的合资企业。鹰福特码头(Eagle Ford Terminals)在德克萨斯州科珀斯克里斯蒂(Corpus Christi)拥有一个码头，能够将原油或凝结水装载在远洋船只上。该工厂可通过鹰福特合资管道从鹰福特和二叠纪盆地获得生产，并于2019年第三季度投入使用。
NGL储存设施
萨斯喀彻温堡。位于阿尔伯塔省埃德蒙顿附近的萨斯喀彻温堡设施是北美主要的NGL枢纽之一。该设施是NGL的收货、储存、分馏和输送设施，并与该地区的其他主要NGL工厂和管道系统连接。该设施的主要资产包括30个储藏室。该设施包括我们经营的资产和第三方经营的资产。我们对各种设施资产的所有权从大约21%到100%不等。关于这一设施的进一步讨论，见下文题为“NGL分级和异构化设施”一节。
萨尼亚地区。我们在安大略省西南部的萨尼亚地区设施包括(一)我们的萨尼亚设施，(二)我们的温莎储存终端和(三)我们的圣克莱尔码头。萨尼亚工厂是一个大型NGL分馏和储存设施，位于萨尼亚化学谷，包含多个铁路和卡车装载点。萨尼亚地区设施由一个由15条管道组成的网络提供服务，这些管线连接到该地区的各种炼油厂、化工厂和其他管道系统。这个管道网络还提供我们的萨尼亚设施和我们的温莎存储终端之间的产品，以及从我们的萨尼亚设施到我们的圣克莱尔码头的输送能力。
皇后区。我们拥有一个由七个NGL终端组成的网络(惠特堡、驼峰、快速城市、斯图尔特谷、杜德尼、皇后和理查森)。这些设施得到各种其他NGL分馏和开采资产的补充。
天然气储存设施
我们拥有两个由美国联邦能源管理委员会(FERC)监管的位于墨西哥湾沿岸的天然气储存设施，这些设施被认证为112 Bcf的工作气体容量，截至2019年12月31日，我们的商用工作气体总容量约为63 Bcf。我们的设施分别有3.6bcf和5.6bcf的每日注射峰值和提取率。
我们的两个天然气储存设施战略上位于海湾沿岸市场内，拥有各种各样的客户，包括液化天然气出口商、公用事业、管道、生产商、发电机和营销者，其储存需求从传统的季节性储存服务到每小时的平衡。我们位于几个主要的市场中心附近，我们的设施有15个实体互连线与第三方州际管道，州内管道和直接连接客户，服务于海湾沿岸，中大西洋，东北和美国东南部地区的市场。
天然气加工设施
我们在加拿大西部拥有和/或经营四家跨厂。除了我们跨厂的加工能力外，我们还有一份长期的液体供应合同，合同涉及第三方拥有的跨厂，每天的加工能力约为2.5 bcf。我们还拥有和经营三家天然气加工厂位于路易斯安那州和阿拉巴马州。
NGL分级异构化装置
皇后。我们拥有皇后分馏设施，连接和接收来自我们的皇后跨厂的液体。该工厂能够生产特殊的NGL产品，并连接到我们的PPTC管道网络。
萨斯喀彻温堡。我们的萨斯喀彻温堡分馏工厂的设计能力为每天85，000桶，生产规格丙烷、丁烷、凝结水以及丙烷和丁烷混合物，然后送到我们的萨尼亚工厂进行进一步的分馏。通过我们在萨斯喀彻温省凯恩斯堡分馏厂21%的所有权，我们有额外的分馏能力，净于我们的份额，大约每天17，300桶。
萨尼亚。萨尼亚分馏塔是加拿大东部最大的分馏装置，从恩布里奇管道和该地区的炼油厂、煤气厂和化工厂获得NGL原料。分馏装置生产规格丙烷、异丁烷、普通丁烷和天然汽油。我们在萨尼亚分馏塔的各种加工单位的所有权从62%到84%不等。
沙夫特。我们的Shafter工厂位于加利福尼亚州Bakersfield附近，为生产商和客户提供异构化和分馏服务。主要资产包括约20万桶NGL储存和一个处理设施，其丁烷异构化能力约为每天15 000桶，其中包括NGL每天约12 000桶的分馏能力。
冷凝水处理设施
我们位于得克萨斯州拉萨尔县的Gardendale凝析油处理设施是为从凝析水中提取天然气液体而设计的。该设施毗邻我们的加德代尔终点站和铁路设施，并连接到第三方管道，该管道将NGL输送到得克萨斯州的蒙特贝尔韦(MontBelvieu)。该工厂拥有每天12万桶的加工能力和16万桶的可用储存能力。加德代尔加工设施的吞吐量由生产商的长期承诺提供。
铁路设施
原油铁路装载设施
我们拥有位于科罗拉多州卡尔(Carr)、科罗拉多州坦帕(Tampa)、得克萨斯州加德代尔(Gardendale)、得克萨斯州麦卡米(McCamey)、北达科他州马尼图(Manitou)和萨斯喀彻温省科罗伯特(Kerrobert)的原油
原油铁路卸货设施
我们拥有三个原油铁路卸货设施。我们的圣詹姆斯，路易斯安那州设施接收单位列车，并有14万桶/天的能力。我们的约克镇，弗吉尼亚铁路设施可以接收单位列车，并有大约14万桶/天的卸货能力。我们位于加州贝克斯菲尔德的铁路设施接收单位列车，允许每天卸下7万桶石油。
NGL铁路设施
我们拥有24个运营的NGL铁路设施(包括我们的萨斯喀彻温堡铁路设施，以及能够同时提供原油和NGL服务的设施)，这些设施位于美国和加拿大NGL储存、管道、天然气生产或丙烷配送中心附近。
供应和物流部门
我们的供应和物流部门业务一般包括下列与商家有关的活动：
•在井口购买美国和加拿大原油，在管道、码头和铁路设施大量购买原油；
•在期货市场条件下库存的储存和NGL的季节性储存；
•从生产商、炼油商、加工商和其他营销者购买NGL；
•从我们工厂处理的气体中提取NGL；
•向炼油商、石化设施经营者、出口商或其他转售商转售或交换沿分销链各点的原油和NGL；
•通过卡车、驳船、铁路车辆、管道和船只从各个交货点、市场中心地点或直接向炼油厂、加工者和分馏设施等终端用户运输原油和天然气。
我们购买和转售原油和NGL使我们产生了利润，这是由于运输、设施和其他与将原油或NGL运往市场有关的后勤费用以及相关的业务、一般和行政费用而减少的。部分结果受到整体市场结构、市场波动程度以及可变营运费用的影响。我们的活动旨在限制下行风险敞口，同时产生与波动的市场条件固有的机会相关的上行潜力(包括从波动的差异和市场结构中受益的机会)。通过我们的供应和物流业务实现上行潜力的机会不时出现，通常是在当地或区域基础设施受到限制时短期内出现。请参阅下文“商品价格波动和动态市场条件对我们的商业模式的影响”，以进一步讨论。
除了与其商业活动有关的经过对冲的工作库存外，截至2019年12月31日，我们的供应和物流部门拥有大量的原油和NGL，这些原油和NGL被归类为长期资产和航线或最低库存要求，并在美国和加拿大各地使用各种拥有或租赁的实物资产，其中大约包括：
•我们拥有的1600万桶原油和NGL管线；
•400万桶原油和NGL在第三方拥有或以其他方式作为长期库存的管道中用作管线；
•760辆卡车和900辆拖车；
•8，000辆原油和NGL铁路车。
与其业务有关，我们的供应和物流部门确保运输和设施服务从我们的其他两个部门以及第三方服务供应商按月到月和多年的安排。部门间收费是基于张贴的费率，类似于向第三方收取的费率或我们认为接近市场价格的费率。
下表显示截至2019年12月31日止年度的平均每日供应及物流活动：
| | | | | |
| 卷
(MBbls/d) |
原油租赁收购案 (1) | 1,162 | |
| NGL销售 | 207 | |
| 供应和物流部门总数量 | 1,369 | |
(1)其中，约767 MBbls/d是在二叠纪盆地购买的。
原油和NGL采购。我们根据合同从多家生产商购买原油和NGL，并相信在我们的业务领域，我们已经与原油和NGL生产商建立了长期、广泛的关系。
我们的原油合同一般从30天的常绿期到5年的期限，其中大多数从30天到1年不等，剩余期限最长可达十年的合同数量有限。我们利用我们的卡车车队，铁路车辆和管道，以及租赁的铁路车辆，第三方管道，卡车和驳船运输原油到市场。我们不时进行各种类型的购买和交换交易，包括固定价格购买合同、项圈、金融掉期、原油和与NGL相关的期货合约，作为对冲工具。
我们从生产商、炼油商和其他NGL销售公司购买NGL，这些公司的合同通常从即时交货到一年期限不等。在过去几年里，我们实施了越来越多的长期合同，以确保容量利用和基础负荷扩展项目。我们还从天然气发货人那里获得NGL，通过支付提取权从流经艾伯塔省皇后(Empress，Alberta)工厂的气体中移除液体。我们利用我们的卡车车队和管道网络，以及租赁的火车、第三方坦克卡车和第三方管道来运输NGL。
除了从生产商那里购买原油外，我们还在主要的枢纽地点、铁路和码头设施大量购买国内外原油。我们还从大型综合石油公司、大型独立生产商或其他NGL营销公司或加工商那里大量采购大型管道终端点和储存设施。当我们认为有更多的机会在原油或NGL分销链的下游实现利润率时，大量购买原油和NGL。随着市场条件的变化，赚取额外利润的机会也会随着时间的推移而变化。因此，与我们的大宗采购相关的利润将在不同时期波动。
原油和NGL的销售。与原油和NGL的供应、物流和分销有关的活动是复杂的，需要目前对原油和NGL的来源和终端市场有详细的了解，并熟悉一些因素，包括个别炼油厂对特定级别原油的需求、区域市场价格结构、客户的位置、为向客户输送原油和NGL的运输设施的各种模式和可用性。
我们的原油销售给主要的综合石油公司，独立炼油商，出口商和其他转售商在各种类型的销售和交换交易。我们的原油销售合同一般从30天的常绿期到5年的期限，其中大多数从30天到1年不等。我们主要向丙烷和精炼产品零售商、石化公司和炼油商销售NGL，并将数量限制在其他销售商手中。大多数NGL合同的期限一般为一年。对于一年以上的合同，通常会建立定价机制，以确保计入任何重大成本上涨，其中可能包括旨在确保买方和卖方都保持以市场为基础的定价的年度价格谈判条款。我们通过与第三方签订实物销售合同，或在纽约商品交易所、洲际交易所或场外交易所订立期货合约的未来交割义务，为我们购买的原油和NGL确定保证金。通过这些交易，我们力求在购买和销售与未来交货义务之间保持相当平衡的地位。我们不时进行各种类型的销售和交换交易，包括固定价格交割合同、项圈、金融互换以及原油和NGL相关期货合约作为套期保值工具。
原油和NGL交易所。我们追求交流的机会，以提高整个收集和营销过程的利润。当有机会增加我们的保证金或获得更符合我们的实际交货要求、地点或我们客户的偏好的原油或NGL的品级、类型或数量时，我们酌情与第三方交换实物原油或NGL。这些交易所是通过称为交换或买卖协议的合同进行的。通过一项交换协议，我们同意购买在地理位置、原油品级或NGL类型上不同的原油或NGL，或与我们有出售的原油或NGL的实物交货期不同的原油或NGL。一般来说，我们进入交易所是为了在离我们的终端市场更近的地方收购原油或NGL，从而降低了运输成本，增加了我们的利润。我们还交换我们的原油，以便在晚些时候实际交付，如果交易所预期将导致储存成本的较高边际净额，我们将根据原油的等级(包括硫含量和比重等因素)进入交易所，以符合我们实物交货合同的质量规格。关于我们的外汇会计和买卖协议的进一步讨论，见我们的综合财务报表附注2。
信用。我们的商业活动包括购买原油和NGL进行转售，并要求我们的供应商提供大量的信贷。为了确保我们有能力履行我们在采购协议下的义务，我们与我们的供应商谈判了各种信贷安排。这些安排包括开立信用证，并在较小程度上包括根据我们的套期盘存机制或高级无担保循环信贷机制签发的备用信用证。
当我们出售原油和NGL时，我们必须确定向任何特定客户提供的信贷金额(如果有的话)。我们通过信用分析、信贷批准、信贷限额、提前付款、信用证和监控程序来管理我们的信用风险。此外，为了减少信用风险，我们与对手方的交易中有很大一部分是以现金净额结算的。此外，我们还为我们的大部分净现金安排签订了净结算协议(允许我们与这些交易对手相互抵消应收账款和应付款项的合同协议)。
由于我们的典型销售交易可能涉及大量原油，客户不付款和不履约的风险是我们业务中的一个主要考虑因素。我们相信，我们的销售是为信誉良好的实体或实体提供足够的信贷支持。一般来说，原油销售在交货后30天内结算，管道、运输和终止服务在我们发出提供服务的发票之日起30天内结算。
我们也有与NGL(主要是丙烷)的销售有关的信用风险风险；但是，由于我们的销售额通常是相对较小的金额给个别客户，我们不认为这些交易会造成重大的信用风险集中。通常，我们签订年度合同，在远期基础上销售NGL，并在当前的基础上向当地分销商和零售商销售NGL。在某些情况下，我们的NGL客户预付他们购买的款项，金额高达合同金额的100%。
我们供应和物流部门的某些活动受到季节方面的影响，主要是与NGL供应和物流活动有关的活动，这些活动对与天气有关的需求非常敏感，特别是在11月至3月大约5个月的高峰采暖季节。
商品价格波动与动态市场条件对我国商业模式的影响
通过我们的三个业务部门，我们从事原油、NGL和天然气的运输、储存、终止和销售。我们的大部分活动都集中在原油上，原油是炼油厂生产运输燃料时使用的主要原料。
原油、天然气和天然气大宗商品价格历来波动很大。例如，自上世纪80年代中期以来，NYMEX西德克萨斯中质原油(“WTI”)原油基准价格从1986年每桶10美元的低点，到2008年每桶147美元的高位不等。2019年期间，WTI原油价格在每桶约46美元至66美元之间。丙烷和丁烷市场也存在波动，从位于得克萨斯州蒙特贝尔韦的北美基准价格中可以看出这一点。具体来说，在过去十年中，丙烷价格从2015年WTI原油基准价格的25%低到2011年WTI原油基准价格的83%。2019年期间，丙烷平均占WTI的40%，日均交易占WTI的29%至63%。在同一十年期间，丁烷的价格从2019年WTI原油基准价格的34%低到2017年WTI原油基准价格的108%。在2019年期间，丁烷平均占WTI的48%，每日交易价格在WTI的34%到72%之间。
由于原油或NGL价格长期低于生产重置成本，或原油或NGL价格上涨，对消费产生重大不利影响，我们在收费运输和设施部门提供的服务需求以及这些活动的财务结果与绝对商品价格的相关性很小。由于季节性和其他类似因素，各季度的相对贡献水平各不相同，但我们预计(在我们的供应和物流业务中缺乏物质表现)，以收费为基础的运输和设施部门应占我们总部门业绩的90%以上。
我们的供应和物流活动的结果取决于我们以超过总成本的价格出售原油和NGL的能力。虽然在下文进一步讨论的某些过渡时期，部分结果可能受到不利影响，但我们的原油和NGL供应、物流和分销业务并不直接受到绝对价格水平的影响，而是受到原油和NGL的总体供求水平以及市场相关指数的相对波动的影响。
在发展我们的商业模式和在我们的三个部门之间分配我们的资源时，我们试图预测由供应驱动的市场和需求驱动的市场之间的变化、季节性、周期性、区域盈余和短缺、经济状况以及其他一些可能在短期、中期和长期基础上引起波动和改变市场动态的影响。虽然我们的目标是将伙伴关系定位于这样的位置，使我们的总体年现金流不会受到能源价格的绝对水平、需求驱动的市场和供应驱动的市场之间的变化或其他类似动态的实质性不利影响，并可在今后提供实现递增利润率的机会；然而，当市场条件更加具有挑战性时(即供求动态不会产生有吸引力的差额或价差)，我们的管道流量可能受到不利影响，而且(或)我们的供应和物流部门可能无法在某些交易中完全收回其成本。
在执行我们的业务模式时，我们使用了各种金融风险管理工具和技术，主要是在我们的供应和物流部门。下文将更详细地讨论这些问题。
风险管理
为了对冲涉及我们实物资产的保证金，管理与我们的各种商品买卖义务相关的风险，在某些情况下，为了在波动的市场条件下实现增量保证金，我们使用衍生工具，我们也使用各种衍生工具来管理我们的利率风险和货币汇率风险。在分析我们的风险管理活动时，我们区分了企业级风险和与交易相关的风险。企业级风险是我们核心业务的基础，可以根据管理层对成本或收益的评估来管理。相反，与交易有关的风险(交易中涉及的希望产生更高回报的风险)并不是我们核心业务固有的风险；相反，这些风险是由于从事贸易活动而产生的。我们的政策是通过使用金融衍生品来保护我们产生现金流和优化资产盈利能力，而不是试图从交易活动中获利，从而管理我们核心业务中固有的企业级风险。我们的商品风险管理政策和程序旨在监测纽约商品交易所、洲际交易所和场外头寸，以及实物量、等级、地点、交货时间和储存能力，以帮助确保我们的套期保值活动解决我们的风险。我们的利率和货币汇率风险管理政策和程序旨在监督我们的衍生头寸，并确保这些头寸符合我们的目标和批准的战略。我们有一个风险管理职能，对我们的风险政策和相关控制有直接的责任和权威。
围绕商业活动和程序以及公司风险管理的某些其他方面。我们的风险管理职能也通过正式程序批准所有新的风险管理策略。我们批准的策略旨在减轻和管理我们核心业务固有的企业级风险。
我们的政策一般是制订买卖合约的结构，使价格波动不会对我们的经营收入造成实质影响，而不购买和持有实物存货或衍生工具，以投机商品价格的直接变动。虽然我们力求在我们的供应和物流活动中保持相当平衡的地位，但我们从数千个地点购买原油、NGL和天然气，由于生产、运输和交货的差异以及可能发生的与恶劣天气条件和其他无法控制的事件有关的后勤问题，我们可能在短期内经历净不平衡头寸。当非计划的实物库存建立或抽签确实发生时，就会不断地对它们进行监测，并在合理的时间内将其管理到一个平衡的位置。该活动由我们的风险管理职能独立监控，并且必须在预定义的范围和授权范围内进行。
客户
截至2019年12月31日、2018年12月31日、2018年12月31日和2017年12月31日，马拉松石油公司及其子公司分别占我们收入的12%、14%和19%。埃克森美孚公司及其子公司在截至2019年12月31日、2018年12月31日和2017年12月31日的收入中分别占12%、14%和11%。菲利普斯66公司及其子公司在截至2019年12月31日和2017年12月31日的年度中占我们收入的11%。在截至2019年12月31日的三年中，没有其他客户占我们收入的10%或更多。这些客户的大部分收入与我们的供应和物流业务有关。对这些客户的销售发生在多个地点，我们相信，失去这些客户只会对我们的经营业绩产生短期影响。然而，我们有可能无法以相当的利润率识别和进入替代市场。关于客户和行业集中度风险的讨论，见我们的综合财务报表附注16。
竞争
管道之间的竞争主要取决于运输费用、进入产区和供应地区的机会以及最终用户对原油和NGL的需求。虽然新的管道项目对我们的业务来说是一个竞争的来源，但在我们的业务附近也存在着产能过剩的第三方拥有的管道，这些管道使我们面临着巨大的竞争，这是基于相对较低的运营成本，因为通过这种未利用的能力将一桶增量原油或NGL输送出去。在正在或已经建造更多基础设施以适应新的或增加的生产或不断变化的产品流动的地区，我们在提供所需的基础设施解决方案方面面临竞争，并面临在可预见的将来该地区的能力将过度建设的风险。例如，在过去18个月中，已经宣布、目前正在建造或投入使用中的几个新的从二叠纪盆地取水能力的管道项目，我们在那里有重要的业务。结合目前的管道吞吐能力，这些管道项目已经并将继续造成二叠纪相对于二叠纪盆地原油产量预测的过剩运力。与增量托运人承诺或承诺相结合，过剩产能与未承诺桶的比例预计将大幅增加，从而加大对增量桶的竞争，以填补我们资产的可用产能，并造成利润率下降的压力。
此外，根据具体的运输情况，通常提供最低运输成本的管道也可能面临来自卡车、铁路和驳船等其他运输形式的竞争。虽然这些替代运输方式通常成本较高，但它们可以提供进入替代市场的机会，在这种市场上，运输商品的价格可能会提高，从而克服运输成本增加的问题。
我们在供应、物流和设施服务方面也面临竞争。我们的竞争对手包括其他原油和NGL管道和终止公司、其他NGL加工和分拆公司、主要的综合石油公司及其营销子公司、独立采集者、私人股本支持的实体、建立了交易平台的银行、规模迥异的经纪人和营销者、财政资源和经验。其中一些竞争对手拥有比我们更大的资本资源。在最低产量承诺和(或)专用面积支持下增加新管道，也可能扩大购买井口桶的竞争程度，特别是在二叠纪盆地，从而影响到我们的利润。
至于我们的天然气储存业务，竞争的主要因素是价格、服务条件、供应和市场准入以及服务的灵活性。我们的市场竞争可能因新的企业或现有竞争对手扩大业务而加剧。我们的天然气储存设施与其他几家储存商竞争，
包括区域储存设施和公用设施。某些管道公司拥有与其系统相连的储存设施，与我们的一些设施竞争。
调节
我们的资产、业务和商业活动受到许多联邦、州、省和地方机构的广泛法律要求和管理。这些机构中有许多是根据法规授权发布和发布对管道行业、相关企业和个人参与者具有约束力的要求。如果不遵守这些法律规定和条例，就可能导致巨额罚款和处罚，使我们面临民事和刑事索赔，并使我们承担大量的费用和费用。见项目1A。“风险因素-与我们的业务有关的风险-我们的业务也要遵守有关保护环境和野生生物、作业安全、气候变化和可能使我们承担重大费用和责任的相关事项的法律和条例。影响我们业务的现行法律和法规可能会发生变化，今后我们可能会受到更多的法律和法规的影响，这可能会对我们的业务产生不利影响。“在任何特定时间，可能会有可能影响我们业务的提案、临时裁决或立法程序，或在政府机构或法院审查下进行的程序。对我们的资产、业务和活动的监管负担增加了我们的业务成本，从而影响了我们的盈利能力。我们不能保证与任何新的或拟议的法律、规则或条例有关的增加的费用不会是实质性的。我们在任何时候也可能需要投入大量资源，以回应政府要求提供信息和(或)采取执法行动的要求。
以下是影响我们业务的某些法律和法规的摘要，但不是全部。
环境、卫生和安全条例
一般
我们涉及储存、处理、加工和运输包括原油在内的液态和气态碳氢化合物的业务，须遵守严格的联邦、州、省和地方法律和条例，这些法律和条例涉及将材料排放到环境或与保护环境有关的其他方面。与整个行业一样，遵守这些法例和规例会增加我们的整体营商成本，包括我们在更新规例或引用新规例时，建造、维修和改善设备和设施的资本成本。不遵守这些法律和条例可能导致评估行政、民事和刑事处罚，追究调查和补救责任，并发布可能使我们受到更多业务限制的禁令或其他命令。不遵守这些法律和条例也可能导致公众对我们的业务或整个行业的负面看法，这可能会对我们开展业务的能力产生不利影响。环境和安全的法律和条例会受到可能导致更严格要求的改变，我们无法保证遵守现行和未来的法律和条例不会对我们的经营结果或收入产生重大影响。将危险液体排放到环境中，如果这种情况没有保险，我们将承担大量费用，包括遵守适用的法律和条例的费用和第三方提出的任何索赔。以下是一些环境，健康和安全的法律和条例的总结，我们的业务是要遵守的。
管道安全/完整性管理
我们在美国的石油管道和储罐设施有很大一部分受交通部(“DOT”)管道和危险材料安全管理局(“PHMSA”)根据经修正的1979年“危险液体管道安全法”(“HLPSA”)的管制。该协议对管道和储罐设施的设计、安装、测试、建造、操作、更换和管理提出了安全要求。执行HLPSA的联邦条例要求管道运营商采取措施，减少陆上输油管道排放的石油对环境的影响，包括维护全面的溢漏应对计划，并对管道人员进行广泛的溢漏应对培训。这些条例还要求管道经营者为在管道设施上执行涵盖的任务的个人制定和维持书面资格计划。在一些州有类似的规定，在这些州我们进行州内共同承运人或私人管道运营。加拿大的法规由加拿大能源监管机构(原国家能源委员会)和省级机构管理。
美国
2002年“管道安全改进法”和2006年“管道检查、保护、执行和安全法”对“管道安全法”进行了修订。这些修正导致交通部通过了相关规则，要求运输管道运营商实施完整性管理方案，包括经常检查、纠正已查明的异常情况和其他措施，以确保“高后果地区”(如人口稠密地区、对环境破坏异常敏感的地区)和商业通航水道的管道安全。在美国，我们与检查、测试和纠正已查明的异常有关的费用在2019年约为6 500万美元。根据目前可获得的信息，我们对2020年的初步估计是，我们将花费大约5800万美元与我们所需的管道完整性管理计划有关的开支。然而，如果执行新的或更严格解释的管道安全要求，可能会产生大量额外费用。除了必要的活动外，我们的诚信管理计划还包括几个旨在防止事故发生的自愿的、多年的计划。2019年，与这些自愿行动有关的费用约为4 200万美元，我们对2020年的初步估计是，我们将承担大约3 800万美元的此类费用。
2011年和2016年对PHMSA进行了重新授权，并对“高级别PSA”进行了修订。这些行动所引起的规管改变，增加了我们的经营成本。例如，PHMSA于2019年10月发布了三项最终规则，规定或扩大了报告、检查、维护和其他管道安全义务。我们正在评估这些规则对我们未来业务成本和业务收入的影响。
2015年10月，加州州长签署了“溢油应对措施：环境和生态敏感地区法案”(“AB-864”)，该法案要求位于与沿海地区相连或位于沿海地区的环境和生态敏感地区附近的新管道和现有管道，使用现有的最佳技术，减少溢油所释放的油量，以保护州水域和野生生物。可获得的最佳技术包括但不限于安装泄漏检测技术、自动关闭系统或遥控分段阀，或根据操作员进行的风险分析对这些技术进行任何组合。加州消防总长办公室正在制定AB 864所要求的条例，并于2019年1月发布了更新的条例草案(虽然尚未通过)，要求在2020年提交最佳可得技术的风险分析、最佳可得技术的安装计划和任何豁免请求，并于2022年7月前完成最佳可得技术的安装。这些最后期限可能会根据最终条例通过的日期而改变。遵守这些新规定将影响我们在加利福尼亚的管道运营，并增加受这些规则约束的管道运营成本。
交通部发布了关于确保受管制设施免遭恐怖袭击的指导方针。我们已根据这些准则制定安全措施和程序，以加强对我们某些设施的保护；然而，我们不能保证这些安全措施将充分保护我们的设施不受攻击。
美国能源部普遍采用美国石油学会标准(“API”)653作为受DOT管辖的地面钢质储油罐检查、修理、改造和重建的标准。API 653要求定期检查和修理仍在服役的坦克。在美国，我们与该计划相关的费用在2019年约为5，200万美元。在2020年，我们的预算约为5700万美元，用于继续开展API 653合规活动和类似的环保局对未受能源部管制的油罐的新规定。如我们相信符合规定的费用会超逾储油罐的价值，或可能建造新的液货舱，则某些储油罐可能会停用。
加拿大
在加拿大，CER和省级机构管理用于输送碳氢化合物的管道和储罐的安全和完整性管理。我们已经并将继续承担与这些监管要求有关的费用。
我们继续实施管道、设施和洞穴完整性管理项目，以遵守适用的监管要求，并协助我们减轻风险的努力。此类廉正管理活动的费用在2019年约为6 600万美元。我们正在加强我们的完整性挖掘和管道更换项目，以确保安全和可靠的运作，因为我们寻求扩大我们的某些系统的数量。我们对2020年的初步估计是，我们将为这些项目支付大约9 500万美元的费用。
我们无法预测与未来额外监管相关的潜在成本。如果执行新的或更严格解释的管道安全要求，可能会产生大量额外费用，并可能施加额外的业务要求和限制。
职业安全与健康
美国
在美国，我们必须遵守经修订的“职业安全和健康法”(“职业安全与健康法”)的要求，以及有关保护工人健康和安全的类似州法规。此外，OSHA危险通信标准要求保存关于操作中使用或生产的危险材料的某些信息，并将这一信息提供给雇员、州和地方政府当局以及公民。我们的某些设施受OSHA工艺安全管理(“PSM”)条例的约束，该条例旨在防止或尽量减少有毒、反应性、易燃或易爆化学品的灾难性释放所造成的后果。这些规定适用于任何涉及达到或超过规定阈值的化学品的过程，也适用于在某一地点涉及10 000磅或更多易燃液体或气体的任何过程。
加拿大
加拿大在“联邦和省级职业健康和安全法”、“条例和守则”中也有类似的监管要求。根据这些规例拥有司法管辖权的机构，有权透过巡查、审计、事故调查或调查公众或雇员的投诉来执行该等规例；在某些司法管辖区，这些机构获授权对违例事项判处刑罚，而无须先检控该公司。此外，根据加拿大“刑法”，组织、公司和个人可能因违反保护雇员和公共安全的义务而受到刑事起诉。
固体废物
我们产生的废物，包括危险废物，必须符合经修正的“联邦资源保护和恢复法”(“RCRA”)以及类似的州和省法律的要求。我们产生的许多废物不受RCRA最严格的要求，因为我们的操作主要产生石油和天然气废物，而这些废物目前被排除在RCRA危险废物之外。但是，今后可能会重新考虑将石油和天然气废物排除在区域资源管制之下的问题，我们的废物将面临更严格和更昂贵的处置要求，从而导致额外的资本支出或业务费用。
危险物质
经修正的“联邦综合环境应对、赔偿和责任法”(“CERCLA”)(又称“超级基金”)和类似的州法律对促成将“危险物质”释放到环境中的某些类别的人，不计过失或原法的合法性，都规定了责任。这些人包括释放发生地点的所有人或经营者以及处置或安排处置在现场发现的危险物质的公司。这些人可能要对清理排放到环境中的危险物质的费用、对自然资源的损害以及对某些健康研究的费用承担严格、共同和多方面的责任。邻近的土地所有者和其他第三方就据称由有害物质或其他污染物排放到环境中造成的人身伤害和财产损害提出索赔，这并不少见。在我们的正常运作过程中，我们可能会产生属于CERCLA定义范围内的废物。
“危险物质。”加拿大联邦和省级法律也规定了向环境排放某些物质的责任。
我们在某些设施受环境保护局(EPA)风险管理计划条例的约束。这些法规旨在与OSHA的PSM法规一起工作，以最大限度地减少灾难性发布的外部后果。这些规定要求我们制定和实施一个风险管理计划，其中包括一个五年的事故历史、一个场外后果分析过程、一个预防计划和一个应急计划。2016年1月，环保局完成了对“风险管理计划”(“RMP”)规则的修订，包括使用第三方合规审计的要求、排放设施的根本原因分析、过程危险分析和强化信息共享规定，自2017年3月起生效。在2019年11月，环保局完成了对RMP规则的修订，取消了与公开披露、第三方审计和事件后根源分析等相关的要求。然而，一些环保团体和工会对环保局的修订规定提出了质疑。OSHA已经宣布，它正在考虑对PSM规则进行类似的修订，但到目前为止，还没有发布关于拟议规则制定的通知。对RMP或PSM规则进行进一步修订的可能性目前尚不确定。
环境修复
我们目前拥有或租赁，并在过去拥有或租赁可能危险的液体，包括碳氢化合物正在或已经处理的财产。这些财产可能受到CERCLA、RCRA以及州和加拿大联邦和省法律和法规的制约。根据这些法律和条例，我们可能需要清除或补救潜在危险的液体或相关废物(包括以前的所有者或经营者处置或释放的废物)，并清理受污染的财产(包括受污染的地下水)。
我们拥有各种不同类型的保险，我们认为在这种情况下，承保范围是不同的，足以涵盖我们的业务和财产。保险单受免赔额和保留额的限制，我们认为这是合理的，而不是过高的。在某些情况下，我们的保险单对与逐渐污染有关的损失或责任提供有限的承保范围，对突发性和意外事故的承保范围更广，这与该行业普遍提供的保险范围是一致的。
我们已经获得或将来将获得的资产可能有环境补救责任，但我们没有得到赔偿。我们过去有经验，将来也可能经历从管道、铁路、储存和其他设施运作到环境中的碳氢化合物产品。我们可能还会发现，过去的排放对环境造成的影响是未知的。与任何此类排放或环境影响相关的成本和负债可能很大，可能不包括在保险范围内；因此，此类成本和负债可能对我们的业务结果和(或)财务状况产生重大不利影响。
空气排放
我们的美国业务受“美国清洁空气法”(“清洁空气法”)、类似的州法律和相关的联邦、州和地方法规的制约。我们的加拿大业务也受到联邦和省级空气排放条例的约束，这些规定将在随后的章节中讨论。
由于加拿大和美国的空气排放规定不断改变，我们可能须在未来数年动用某些资本和运作开支，以便在取得或维持空气排放来源的许可证和批准时，安装空气污染控制设备，并以其他方式遵守更严格的联邦、州、省和地区空气排放管制规定。我们不能保证未来的航空合规义务不会对我们的财务状况或业务结果产生重大不利影响。
气候变化倡议
美国
环保署已制订规则，报告某些来源的二氧化碳、甲烷及其他温室气体(“温室气体”)的排放情况，现时只有不到十间设施须符合联邦温室气体报告的规定，其中包括燃烧温室气体排放量及潜在散逸性排放量超过报告限额的设施，我们亦向美国输入足够数量的成品燃料产品，以便报告有关活动。
2016年6月，环保局最后确定了影响石油和天然气部门(NSPS SubPart OOOOa)新的、经修改和重建的空气排放源的条例，要求大幅减少某些上游和中流油气设施的散逸性甲烷排放。这些新规则还要求运营商对压缩机站实施散逸性的泄漏检测和修复要求。然而，环保局已经采取了几个步骤来推迟甲烷规则的实施，该机构在2017年6月提出了一项规则制定计划，将这些要求保留两年，并重新审视甲烷规则的整体执行情况。在2019年9月，环保局提议对NSPS次级部分OOOOa进行修改，如果最终完成，将从规则中删除特定甲烷的要求，并可将天然气传输和储存部分完全从涵盖的活动清单中删除。目前尚不清楚这些规则的修改将于何时最后确定，预计任何最终规则的制定都会面临法律上的挑战。由于这些发展，甲烷监管要求的最终范围或遵守这些要求的成本目前尚不确定。有几个州提出或最后敲定了与减少石油和天然气部门甲烷排放有关的类似条例。
加州实施了一项温室气体排放限额和交易计划，这是根据大会第32号法案(“ab32”)批准的.自2014年启动以来，加州的限额交易计划仅适用于二氧化碳当量超过2.5万吨的大型工业设施。加州空气资源委员会公布了一份受此计划约束的设施清单。此时，名单只包括我们的一个设施，在加利福尼亚州Shafter的孤星气体液体设施，因为它是一个重要的燃烧和丙烷分馏的来源。因此，自2013年以来购买了温室气体排放遵约文书。
自2015年1月1日起，AB 32条例也涵盖了成品燃料供应商和进口商。加利福尼亚成品燃料供应商(炼油商和进口商)必须为在加州销售或进口的成品燃料购买温室气体排放抵免额。由于丙烷进口，平原营销被纳入了这部分规定，并于2016年完成了第一年的合规工作。到2020年的温室气体排放限额和交易计划的遵守要求目前正在逐步实施。从2018年1月1日起，负责与温室气体有关的遵约费用的成品燃料进口商已从收货人改为进口商。由于向加州进口丙烷，平原中游加拿大现在被纳入这项规则的修改中，并于2019年提交了第一份遵守情况报告。
2015年年中，加州州长签署了B-30-15号行政命令。这项行政命令要求到2030年将温室气体排放量从1990年的基准水平减少40%。目前的2020年温室气体减排目标比1990年的基准水平低15%，遵守这一减排要求可能需要降低参加温室气体上限和交易方案所需的工业设施的门槛。
虽然目前无法预测联邦或州政府如何选择管制温室气体排放，但对温室气体排放的任何新的管制限制都可能导致材料遵守费用增加、额外的操作限制以及我们炼油厂客户生产的原料和产品的成本增加。
2015年12月21日签署了“巴黎协定”圣联合国气候变化框架公约(“气候公约”)缔约方年度会议。2016年11月生效的“巴黎协定”要求签署方制定和实施碳排放减少政策，目的是将全球平均气温上升限制在2摄氏度或以下。美国和加拿大目前是该协定的签署国；然而，特朗普总统在2017年6月表示，美国将退出“巴黎协定”，但可能在未来缔结一项与温室气体有关的国际协定。2017年8月，美国国务院正式通知联合国，美国打算退出巴黎协议。美国撤军的最早生效日期是2020年11月。美国遵守退出进程的情况尚不确定，而且(或)美国重新加入“巴黎协定”或单独谈判达成的协定的条件目前尚不清楚。“巴黎协定”很可能成为参与国未来可能实施的温室气体减排方案的重要推动力。尽管与气候变化有关的潜在风险，但国际能源机构估计，全球能源需求将继续上升，直到2040年才会见顶，石油和天然气在这段时间内将继续占全球能源使用的很大比例。最后，在地球大气层中温室气体浓度增加的程度上，可能会产生重大物理影响的气候变化，例如风暴、干旱、洪水和其他气候事件的频率和严重程度的增加，这类事件可能对我们的资产，特别是位于沿海或水灾易发地区的资产产生重大不利影响。
虽然目前尚无法预测为解决温室气体排放问题而通过的立法或新条例将如何影响我们的业务，但今后任何这类法律和条例都可能导致遵约费用增加或额外的经营限制，并可能对我们的业务、对服务的需求、财务状况、运营结果和现金流动产生重大不利影响。
加拿大
联邦法规。自2004年以来，要求温室气体的大量排放者根据加拿大温室气体排放报告方案报告其排放量。自2018年1月1日起，联邦环境和气候变化部将所有设施的报告门槛从每年5万吨(“kt/y”)降至10 kt/y温室气体排放量。因此，目前需要增加一个PMC设施(总共4个地点)，以编写其排放情况的年度报告。与这一新的报告要求有关的费用不被认为是实质性的。
2015年12月，“气候公约”批准了“巴黎协定”，以加快气候变化倡议，并加强成员国在减少温室气体排放方面的行动。这一批准还要求所有缔约方报告其排放状况，并每五年报告一次审查，以评估成员国在实现本协定各项目标和指标方面取得的成功。加拿大政府实施了一项泛加拿大的碳污染定价办法，要求加拿大所有省份和地区在2018年之前实行碳定价，这一做法现已生效。各省和地区在决定如何实施碳定价时获得了灵活性，可以直接定价碳污染，也可以采用限额和交易制度。不符合联邦政府对其方案要求的省级方案必须采用联邦方案。联邦计划包括两个组成部分：碳污染的直接价格(2019年，碳污染的联邦价格将从每吨20美元开始，到2022年，每年上涨10美元，达到每吨50美元)和一个旨在应对大型排放国竞争力风险的基于产出的定价体系(“OBPS”)。
2018年4月，联邦环境和气候变化部出台了旨在到2025年(从2012年水平)将石油和天然气设施甲烷排放量减少45%的规定。拟议规则的范围和要求与上文所述的EPA甲烷规则相似。自2017年6月起，联邦环境和气候变化部出台了“多部门空气污染物条例”，该条例在加拿大各地为几个使用受该计划管制的适用设备的工业部门制定了空气污染排放标准。该条例对燃气锅炉、加热器和固定式火花点火发动机的氮氧化物排放量规定了超过规定功率等级的具体限制。根据这些规定，存在着与七个设施有关的报告义务，这些设施的设备符合该方案的规格。这些条例生效的影响被认为不是实质性的。
省级法规
安大略。2015年2月，安大略省环境和气候变化部发表了一份讨论文件，确定碳定价是减少温室气体排放所必需的关键行动。2015年4月，安大略省政府宣布将实施一项温室气体上限和交易计划，该方案将通过包括魁北克和加利福尼亚在内的“西部气候倡议”(“WCI”)来实施。自2017年1月1日起，该项目的强制性参与者将对他们的排放负责。PMC在萨尼亚的设施被认为是该项目的强制性参与者。2018年6月，新成立的安大略省政府废除了省级温室气体排放上限和交易计划，通过了“上限和贸易取消法”。由于缺乏省级温室气体计划，该省现在不得不接受联邦碳价格支持计划(OBPS)来支持大型排放设施。根据立法，PMC在萨尼亚的设施是OBPS的强制性参与者。遵守联邦OBPS预期不会对我们的业务产生重大的不利影响。
2019年7月，安大略省政府实施了“排放业绩标准”(“EPS”)条例，作为制定已废除的温室气体上限和交易计划的后续方案的第一步。这一方案全面实施后，将取代联邦OBPS。 努力遵守每股收益的要求是不重要的，在这个时候。
2018年，安大略省政府推出了最新的二氧化硫(SO)。2“)要求工业设施在2023年前将二氧化硫从目前每立方米空气平均排放率为690微克(”克/立方米“)降至100微克/立方米的新一小时标准的标准。采用这一减排措施需要对目前的排放量进行评估，并可能需要我们萨尼亚设施的设备升级。评价进程尚未结束，标准的影响仍在审查之中。
艾伯塔省。“阿尔伯塔省气候变化和排放管理法”为管理温室气体排放提供了一个框架，目的是到2020年12月31日将规定的气体排放量减少到1990年水平的50%。“具体规定的气体排放者条例”(“SGER”)是最初推出的方案，对大型排放者施加温室气体排放限制，并要求减少温室气体排放强度。2018年1月，2018年和2019年遵约年度的“碳竞争奖励条例”(“CCIR”)取代了SGER。2020年1月，“排放管理和气候复原力法”取代了“气候变化和排放管理法”，“气候变化和排放管理法”将由“技术创新和减少排放条例”(“层级”)取代。该级别下的遵约备选方案类似于先前的SGER和CCIR方案，因此，如果未能实现在该方案下确定的减排目标，将需要购买温室气体基金信贷。 PMC的皇后VI设施是该层下的强制性参与者。出于经济原因，Ft.萨斯喀彻温省和其他六家PMC设施已选择成为2020年层次计划的一部分。通过选择加入，这些资产的燃料消耗避免受到联邦燃料费用的限制。
阿尔伯塔省于2019年5月废除了“气候领导力法”，并取消了省级碳定价计划。该省现在受联邦碳定价计划的约束，自2020年1月1日起生效。该项目中的资产不受联邦碳定价计划的约束，但作为运营的一部分，其他燃料消耗也要受到联邦政府的征税。作为年度预算周期的一部分，联邦燃料费的增加已被记录下来。
艾伯塔省能源监管机构结合联邦甲烷减排目标，修订了第60号指令，以概述减排要求。关于逃逸性排放调查的新报告措施和要求于2020年1月生效。报告和完成调查的费用已在2020年及以后的年度业务预算中列出。
加拿大其他司法管辖区。新斯科舍省和魁北克帽和贸易方案涵盖丙烷供应的PMC进入新斯科舍和魁北克市场。PMC必须购买温室气体排放抵免额，并根据各省的限额和贸易计划提交年度遵守情况报告。项目合规成本将转嫁给买方。从2019年4月1日起，联邦碳定价计划对没有碳定价计划的省份生效。这包括萨斯喀彻温省、马尼托巴省、安大略省和新不伦瑞克省。项目合规成本将转嫁给买方。
水
“美国联邦水污染控制法”(又称“清洁水法”)以及类似的州和加拿大联邦和省法律对向美国和加拿大通航水域以及州和省水域排放污染物实行限制和严格控制。联邦、州和省的监管机构可以对不遵守排放许可证或妇女事务局的其他要求的行为处以行政、民事和/或刑事处罚，还可以采取强制救济措施，以强制执行妇女事务委员会和类似法律的规定。
1990年的“美国石油污染法”(“OPA”)修订了“油污法”中有关向通航水域排放石油产品的某些规定。OPA要求设施所有者对石油泄漏的遏制和清除费用、自然资源损害和某些其他后果承担严格、共同和潜在的无限责任。州和加拿大联邦和省的法律也规定了有关防止石油释放和对地区进行补救的要求。
此外，35年来，美国陆军工兵部队(“兵团”)根据CWA称为“全国许可证12”(“NWP”)的简化全国许可证计划，授权建造、维护和修理管道。NWP计划得到了强大的法律和管理历史的支持，并于1977年获得国会的最初批准。环境团体不时对NWP方案提出质疑；然而，迄今为止，联邦法院一直支持妇女事务委员会下的NWP方案的有效性。我们无法预测将来是否会提出诉讼来质疑NWP的有效性；然而，如果法院完全或部分推翻了NWP计划，我们认为这是不可能的，我们在向保护团寻求项目批准时，可能会面临重大的拖延和财政费用。
2015年5月，环境保护局公布了最后一条规则，试图澄清美国水协对美国水域的联邦管辖权(“WOTUS”)。这一澄清大大扩大了WOTUS的定义，从而增加了保护团的管辖权。在2017年1月发布总统行政命令以审查该规则之后，环保局和保护团于2017年6月提议制定一项规则，以废除2015年5月的规则。环保局和保护团还宣布，他们打算颁布一项新规则，界定妇女事务委员会的管辖范围，并最后确定暂缓执行该规则两年。几个州和环境组织宣布，他们打算对这项禁令提出质疑，以及环保局和保护团撤销或修改该规定的任何企图。2018年12月11日，环保局和保护团发布了2018年关于WOTUS重新定义的拟议规则的预公布版本。该提案缩小了所涵盖的联邦水域的定义范围。
根据CWA的关键许可方案，如404条疏浚和填充许可证、402条排放许可证和311节防止溢油计划。拟议中的规则致力于实现政府的更大目标，即重新平衡联邦政府、部落政府和各州之间的关系，在这些水域之间划定受联邦CWA要求的水域与各州和部落政府在各自权力下具有管理灵活性的水域之间的界限。正如拟议规则中所写，与2015年5月的规则相比，联邦管理的水域将减少，这将减轻西非经共体允许石油和天然气作业的负担，并减少缓解要求。
在2020年1月23日，环保局和保护团宣布了2020年关于WOTUS重新定义的最终规则的预出版版本。2020年“最后规则”规定了CWA的关键许可计划所涵盖的联邦水域的外部界限，如404条疏浚和填充许可证、402条排放许可证和311节防止溢油计划。“最后规则”将在“联邦登记册”公布后60天生效。总的来说，2020年的最终规则将导致在CWA之下的联邦管制水域减少，只提供一个精简清单，其中只有四种明确的管辖水域和12种除外。预计缓解需求将减少，传统湿地州(如路易斯安那州)和干旱西部州(如德克萨斯州)预计受新规则影响最大。
濒危物种
新的项目可能需要联邦、州和省法律的批准和环境分析，包括美国的“国家环境政策法”和“濒危物种法”以及加拿大的“濒危物种法”。由此产生的与冗长的监管审查和批准要求有关的费用和负债可能对此类项目的可行性产生重大和负面影响。
其他条例
运输管制
我们的运输活动受多个政府机构的管制。我们的历史运营成本反映了由于遵守这些规定而产生的经常性费用。以下是可能影响我们运营的运输法规类型的概述。
美国州际通用法规。我们的州际通用运输液体管道作业受联邦紧急事务委员会根据“州际商业法”(“ICA”)规定的费率管制。该协定要求包括原油管道和精炼产品管道在内的液体管道的关税税率是公正、合理和非歧视性的。
美国的州法规。我们的州内液体管道运输活动受各种州法律和法规以及州监管机构的命令约束，包括德克萨斯铁路委员会(“TRRC”)和加利福尼亚公用事业委员会(“CPUC”)。中央结算所禁止我们的某些附属公司担任我们的高级票据和信贷设施的担保人。
1992年美国能源政策法案及其后的发展。1992年10月，国会通过了1992年“能源政策法”(“EPAct”)，其中除其他外，要求FERC颁布规则，为石油管道制定一种简化和普遍适用的费率计算方法，并简化石油管道诉讼程序。FERC对这一任务做出了回应，为石油管道制定了一套公式化的方法，以便在与通胀指数挂钩的规定上限水平内改变输油管道的费率。FERC每五年对该公式进行一次审查。自2016年7月1日起，截至2021年6月30日止的5年期年度指数调整将等于适用年份的制成品生产者价格指数加上1.23%的调整系数。管道可将其费率提高到每年适用年度指数调整系数所产生的费率上限水平；但是，如果管道费率的增加大大超过相关年度管道实际费用的增加，托运人可对这种增加提出质疑。如果FERC的年度指数调整降低了上限，使其低于管道的归档率，则管道必须降低其费率，以符合较低的上限。索引是更改比率的默认方法。然而，FERC保留了服务成本费率、基于市场的费率和结算率，作为在某些特定情况下可以使用的索引方法的替代方法。由于未来五年的指数编制方法在一定程度上与通胀指数挂钩，而不是基于我们的具体成本，所以索引方法可能会妨碍我们收回成本增长的能力。
根据EPAct，在截至颁布EPAct之日止的365天期间内的石油管道费率，如果在365天内没有受到投诉、抗议或调查，则根据该法被认为是公正和合理的。一般来说，只有在申诉人能够证明“出口加工法”颁布以来，石油管道的经济情况或所提供服务的性质发生了重大变化的情况下，才能对这种“祖辈”费率提出申诉。“出口加工法”没有对石油管道运费率的规定提出质疑，也没有对不适当的歧视性或优惠规则提出质疑。
美国管道费率管制。FERC历来没有主动调查液体管道的费率，而不是托运人提出抗议或投诉的对象。我们运输部门在美国的大部分利润是通过与一家或多家发货人签订协议或由外祖父制定的费率产生的。FERC于2016年10月20日发布了一份拟议规则制定的预告，解决了与FERC的索引方法和液体管道报告实践相关的问题。如果执行，本规则制定中的建议可能会影响某些液体管道的盈利能力。2016年12月15日，国家计委发布了“关于联邦工资委员会所得税免税政策若干问题的调查通知”。2018年，FERC发布了一份经修订的政策声明(随后在2018年7月发布的一项最终规则中进行了修改)，在声明中它认为，将不再允许将所得税免税额纳入州际管道的服务成本--以主有限合伙方式结构。联邦输油局还表示，它将在下一次对石油管道指数水平的审查中纳入经修订的政策声明的影响，该审查将于2021年7月生效。见第1A项。“风险因素-与我们的业务有关的风险-我们的资产受到联邦、州和省的监管。利率管制或对我们对美国和加拿大管道系统收费的成功挑战，可能会减少我们产生的现金数量。“以进一步讨论我们的利率将如何受到这一政策变化的影响。
加拿大条例。加拿大管道资产受CER和省级当局监管。关于其管辖的管道，有关管理当局有权在第三方提出申请后，决定允许我们在这类管道上收费的费率，并规定其他准入条件。在这种情况下，如果有关监管当局认定适用的服务条款和条件不公正和合理，监管当局可以施加其认为适当的条件。
货车运输规例
美国
我们经营一队卡车，作为私人、合同和公共运输工具运输原油和油田材料。我们被授权同时执行州内和州际机动运输服务。作为一种汽车运输工具，我们必须遵守交通部颁布的某些安全法规。卡车运输条例除其他外包括：(一)司机作业；(二)日常日志维护；(三)卡车舱单准备工作；(四)卡车和拖车上放置安全标牌；(五)毒品和酒精检验；(六)作业和设备安全。我们在美国的卡车运输业务也受到OSHA的约束。
加拿大
我们在加拿大的货运资产受到其所在省份的联邦和省级运输机构的监管。这些监管机构不制定运费，但制定和管理与设备、设施检查、报告和安全等其他事项有关的规则和条例。我们在加拿大交通部管理的“国家安全法”(NSC)的指导下，获准在省内和跨省经营。我们的租赁服务主要是原油、凝结水和NGL的运输。除其他外，我们被要求对以下事项进行监测：(一)驾驶员操作；(二)维修日志；(三)卡车舱单准备；(四)在卡车和拖车上放置安全标牌，(V)次要作业及设备安全；及(Vi)货车业务的许多其他方面，我们亦须遵守有关加拿大货运业务的职业健康及安全规例。
有轨车辆规例
我们在美国和加拿大拥有和经营一些铁路车辆装卸设施。与这些铁路终点站有关，我们拥有并租赁了大量的铁路车辆。我们的铁路业务受交通部联邦铁路局、OSHA以及其他联邦和州监管机构以及加拿大在加拿大运营的监管机构的监管管辖。
涉及从北达科他州巴肯页岩层运送原油的火车事故导致监管审查的加强。PHMSA发布了一份安全咨询警告，称Bakken原油可能比其他级别的原油更易燃，并加强了正确测试、定性、分类以及在运输之前和运输过程中对危险材料进行充分脱气的要求。PHMSA还发起了“操作分类”，这是一项涉及未经宣布的原油样品检查和测试的合规举措，以验证这些材料的供应商在运输前进行了适当的分类、描述和贴上了标签。国会通过了“固定美国地面运输法”(“FAST”)，随后总统签署了该法案，该法案澄清了美国铁路运输原油的时间和要求的参数。我们相信，我们的铁路车队在所有物质方面都符合现行的铁路运输原油标准。
去年12月，北达科他州工业委员会通过了新标准，以提高巴肯原油运输的安全性。新标准--欧盟委员会第25417号令--自2015年4月1日起生效，要求经营者/生产商对巴肯原油进行一定的蒸汽压力限制。根据该命令，北达科他州生产的所有巴肯原油不得有任何例外。该命令要求经营者/生产商将轻质碳氢化合物与所有巴肯原油分开运输，并禁止在装运前将轻烃重新混合到石油供应中。巴肯原油的调理或稳定不直接由我们负责；然而，根据这一命令，我们有责任在发现在我们的铁路设施接收到的巴肯原油超过允许的蒸汽压力限制后通知北达科他州。
跨境管制
由于我们的跨界活动，包括在美国和加拿大之间运输和进口原油、NGL和天然气，我们必须遵守与这些活动有关的各种法律要求，包括总统许可要求、进出口许可证要求、关税、加拿大和美国海关以及与有毒物质有关的税收和要求。美国有关这些活动的法律要求包括根据“出口管理法”(“EAA”)、“北美自由贸易协定”(“北美自由贸易协定”)和“有毒物质管制法”(“TSCA”)的短缺供应管制所通过的条例，以及美国国务院的总统许可要求。此外，从美国和加拿大进口和出口天然气受到美国海关和边境保护局、美国能源部和CER的管制。违反这些许可证、关税和税收报告要求或不提供与有毒物质有关的证明，可能会造成重大的行政、民事和刑事处罚。此外，不遵守美国联邦、州和地方的税收要求，以及加拿大联邦和省的税收要求，可能导致征收额外的税收、利息和罚款。
市场反操纵管制
2009年11月，联邦贸易委员会(“FTC”)根据2007年“能源独立和安全法”颁布了一些条例，旨在禁止石油行业的市场操纵。违反者每天面临高达120万美元的民事处罚(按通胀调整)。2010年7月，国会通过了“多德-弗兰克法案”(Dodd-Frank Act)，其中包括扩大商品期货交易委员会(CFTC)的权力，禁止在CFTC监管的市场上操纵市场。类似于联邦贸易委员会在原油购买和销售方面的反操纵权力。2011年7月，cftc发布了最终规则，以执行其新的反操纵权力。该规定对违反者处以民事处罚，最高可达110万美元(按通货膨胀因素调整)，或将每次违规行为的货币收益增加两倍。
天然气储气库管理
我们的天然气储存业务受到许多联邦、州和地方监管机构的监管，其中许多监管机构根据法规的授权，颁布并颁布了对天然气储存和管道行业、相关企业和市场参与者具有约束力的规则和条例，如果不遵守这些法律和条例，可能会造成严重的处罚和罚款。
以下是可能影响本港天然气贮存业务的规管措施的摘要，但我们不应依赖这种讨论，详尽检讨影响本港天然气贮存业务的所有规管因素。
我们的天然气储存设施在州际商业中提供天然气储存服务，并受1938年“天然气法”(“NGA”)规定的联邦储气局的全面管制。根据“NGA和FERC条例”，储存商不得向任何人作出或给予任何不适当的优惠或利益，或对任何人造成任何不当的损害或不利，或在差饷、收费、服务、设施或任何其他方面维持任何不合理的差别。我们的设施所提供的服务条款和条件，载于向联邦能源管理委员会提交的天然气附加费中。我们已经获得了基于市场的价格授权，我们的设施所提供的服务。基于市场的利率授权，我们可以与个别客户协商价格，根据市场需求。
该委员会还有权对美国管道运输和储存设施的选址、建造和运营，以及用于运输、储存和销售州际商业中天然气的运输、储存和销售的相关设施，包括扩建、扩大或放弃这类设施。FERC的职权范围包括维护账户和记录、服务条款和条件、设施的购置和处置、启动和停止服务、强制实施适用于客户的信誉和信用支持要求，以及管道和储存公司与某些附属公司之间的关系。FERC要求我们的天然气储存实体每天在各自的网站上发布关于客户活动、容量和数量的某些信息。此外，该委员会有权对所有天然气市场参与者实施适用于所有天然气市场参与者的规则和条例，以确保市场的透明度。FERC规定，买卖双方至少要向FERC报告天然气年交易量和相关交易量。我们的天然气储存设施受到这些年度报告的要求。
根据2005年“能源政策法”(2005年“EPAct 2005”)和相关条例，使用或使用任何装置、计划或手段进行欺诈，或使用任何手段、计划或手段进行欺诈，与购买或销售受联邦能源管制委员会管辖的天然气或运输服务有关的，均属非法；不对重大事实作出任何不真实的陈述或省略作出任何必要的陈述，以使所作的陈述不具有误导性；或从事对任何人构成欺诈或欺骗的任何行为或做法。“2005年EPAct”赋予FERC民事处罚权力，对某些违法行为处以每天约120万美元的罚款(按通货膨胀情况每年调整)。FERC还有权下令从被认为违反“NGA”和“2005年EPAct”的交易中获得利润。
2020年1月，菲律宾天然气管理局最后确定了一项关于地下天然气储存设施安全的规定，该规定于2020年2月12日在“联邦登记册”上公布。这一规则保留了先前临时规则中的若干要素，将API建议的做法1170和1171纳入PHMSA条例；修订了地下天然气储存设施的定义；并澄清了某些报告和通知标准。我们预计，遵守最后规则不会对我们的业务产生重大不利影响。
天然气工业历来受到严格管制。新的规则、命令、规章或法律可能会通过或实施，给我们带来额外的成本、负担或限制。我们不能保证这种未来规则、命令、规章或法律的可能性，或它们可能对我们的业务、财务状况、经营结果或向我们的大学学生分发的能力产生的影响。
业务危害和保险
管道、终点站、卡车或其他设施或设备可能因事故、自然灾害、恐怖袭击、网络事件或其他事件而遭受破坏。这些危害可能造成人身伤害和生命损失，对财产和设备造成严重损害和破坏，污染或环境损害以及暂停作业。我们保持各种类型和不同水平的保险范围，以涵盖我们的业务和财产，我们自我保险的某些风险，包括渐进污染，网络安全和命名风暴。然而，这种保险并不包括可能发生的与运营管道、码头及其他设施和设备有关的所有潜在风险，包括重大收入和现金流量的潜在损失。
如果发生重大事件，没有为其提供充分的保险、赔偿或保留，或一方未能履行其赔偿义务，可能会对我们的业务和财务状况产生重大和不利的影响。我们认为，我们保持足够的保险范围，虽然保险不会涵盖可能发生的许多类型的中断，但不包括可达到适用免赔额的数额，也不包括与我们某些资产和业务有关的所有风险。至于我们的保险范围，我们的保险单受免赔额和保留额的限制，我们认为这是合理的，而不是过分的。此外，当局亦不能保证我们日后可按我们认为合理的利率，维持足够的保险。因此，我们可以选择自我保险或在某些其他保险项目中使用更高的免赔额。此外，虽然我们认为我们已经建立了足够的准备金和流动资金，但如果这些风险没有投保，超出这些准备金的费用可能会更高，或者我们可能无法及时获得保险收益，这可能对我们的财务状况、业务结果或现金流动产生重大不利影响。
自2001年9月11日恐怖袭击以来，美国政府多次警告说，包括我国管道基础设施在内的能源资产可能成为未来恐怖组织的目标。这些事态发展使我们的业务和资产面临更大的风险。我们制定了符合交通部或运输安全管理指南的安全措施和程序。我们会在适当情况下，实施交通部或运输安全管理局所指明的额外保安措施或程序。然而，不能保证这些或任何其他安全措施将保护我们的设施不受攻击。今后对我们的设施、我们的客户以及在某些情况下对我们竞争对手的设施的任何恐怖袭击，都可能对我们的业务产生重大的不利影响，无论是否投保。
财产所有权和通行权
我们所拥有的不动产一般包括：(一)我们收费拥有的土地；(二)地皮租赁和地下储存租赁；(三)地役权、通行权、许可证、过境协议或土地所有者或政府当局许可使用某些土地进行业务的许可证。在所有实质性方面，我们认为我们有令人满意的所有权或使用我们的重要设施所在的地点的权利，但须受习惯留置权、限制或障碍的限制。除了我们不认为与我们的整体业务相关的实质性挑战外，我们相信我们根据我们所有的材料租赁、地役权、通行权、许可证和许可证拥有令人满意的权利。我们的一些不动产权利(主要是管道)可能会根据规定定期付款、期限、续约权、放弃使用、许可人或设保人撤销和可能的搬迁义务的协议而终止。
雇员与劳资关系
GP有限责任公司雇用我们的国内官员和人员，我们的加拿大官员和人员由我们的子公司，PMCULC雇用。为了执行我们的业务，我们的普通合伙人或其附属公司(包括PMCULC)在2019年12月31日雇佣了大约5，000名员工。在这些雇员中，175人由五项单独的集体协议覆盖，其中三项目前正在谈判中，其余两项在2023年和2024年开放重新谈判。我们的普通合伙人及其附属公司认为员工关系良好。
税务考虑摘要
以下是对拥有和处置共同单位的某些实质性税收考虑的简要概述，但是，共同单位所有权的税收后果是复杂的，部分取决于所有者个人的税务情况。本摘要以1986年“国内收入法”(“守则”)、美国国库条例、行政裁决和司法决定的规定为基础，所有这些规定都在本函之日生效，而且所有这些都有可能发生变化，可能具有追溯效力。我们没有要求国内税务局或国税局就以下摘要中所作的陈述和得出的结论作出任何裁决，也无法保证国税局或法院会同意这些声明和结论。本摘要不涉及美国联邦所得税的所有方面，也不涉及根据任何非美国、州或地方管辖的法律或根据美国联邦财产和赠与税法产生的税收考虑。根据美国有关联邦、州和地区对我们的投资的法律，每个大学都有责任单独或通过一名税务顾问调查法律和税收后果。此外，每一个大学都有责任提交美国联邦、州和地方的所有报税表。另见第1A项。“风险因素--普通高校的税收风险。”
伙伴关系状况；现金分配
为了美国联邦所得税的目的，我们被视为一种伙伴关系，其基础是我们满足了“美国联邦所得税法”第7704条规定的“符合条件的收入例外”，我们每年都必须满足这一要求。我们共同单位的所有者被视为伙伴关系中的伙伴，只要他们不将其共同单位借给他人以支付短期销售或以其他方式处置这些单位。因此，根据两党预算法案的审计规则，我们一般不对美国联邦所得税负责，一个普通的工会必须报告联合银行的联邦所得税申报表，即工会在我们收入、损益和扣减中所占的份额。一般而言，分配给普通单位的现金只有在超过共同单位的税基时才应纳税。在某些情况下，我们必须或已经支付了加拿大的收入和预扣税，包括公司间利息支付和股息支付。对于可分配的加拿大预扣缴税和所得税，统一银行可能有资格获得外国税收抵免。
伙伴关系拨款
一般而言，我们的入息及亏损是按照一般合伙人及各应课税年度在合伙中各自所占的百分比，按每年厘定及按月按比例分配的，然后由普通合伙人及纪录单元组在有关月份的首个营业日开始时分配给他们，即使单元组可在有关月份内处置其单位。在为该季度的现金分配设定的记录日期之前处置公用单位的单位，将被分配我们可归因于处置月份的收入、收益、损失和扣减项目(以及与该现金分配有关的季度内的任何其他月份，以及持有人在该月的第一天持有共同单位)，但在该期间无权领取现金分配。在确定联合企业的美国联邦所得税负债时，该公司必须考虑到我们在合伙关系的每个应税年度中所产生的收入份额，即使未将现金分配给联合企业，也要考虑到其应纳税年度内的收入份额。因此，一名工会会员在我们应纳税所得中所占的份额(可能还有该公司就这些收入应缴的所得税)可能超过我们实际分配给该单位的现金。
共同单位基础
普通单位的初始税基通常是为共同单位支付的金额和在我们的无追索权负债中所占的份额(或没有任何合伙人承担经济损失风险的负债)。一个联合银行的基础通常是通过联合银行在我们收入中所占的份额和在我们的无追索权负债中所占份额的任何增加而增加的。这一基础将减少，但不低于零，因为联合银行在我们损失中所占的份额，所有分配给联合银行的数额(包括由于联合银行在我们的无追索权负债中所占份额减少而被认为的分配)以及分配给联合银行的任何超额业务利息的数额。美国国税局裁定，在单独交易中获得合伙企业利益的合伙人，必须将这些利益合并起来，并为所有这些利益维持单一的调整税基。
对伙伴关系损失可扣减的限制
一名工会会员可分摊的损失额将限于该工会联合会在其共同单位内的税基数额，如果某一工会会员或受“风险中的风险”规则约束的公司工会会员(通常是某些持有严格的公司)，则扣除其在我们的活动中被认为“处于风险中”的数额，如果这一数额低于工会联合会的税基的话。一家公司必须收回前几年扣除的损失，以使其风险金额在任何应税年度结束时低于零。由于这些限制而不允许给某一单位的损失或因这些限制而被收回的损失将继续存在，并可作为扣除的范围，但前提是该损失不超过其共同单位的此类单位的税基。在对普通单位进行应税处置后，一家公司确认的任何收益都可以被先前被风险限额暂停的损失所抵消，但不能被基准限额所暂停的损失所抵消。超过该收益的风险限额以前中止的任何损失都不能再使用。
除了上述的依据和风险限制外，被动活动损失限额通常限制个人、财产、信托、一些密切控股的公司和个人服务公司从“被动活动”(通常是纳税人没有实质性参与的贸易或商业活动)中扣除损失。被动损失限制分别适用于每个公开交易的合伙企业。因此，我们造成的任何消极损失只能抵消我们所产生的被动收入，而不能抵消来自其他被动活动或投资的收入，包括对其他公开交易伙伴关系或薪金、现行业务或其他收入的投资。如果被动损失超过了联合企业在我们所产生的被动收入中所占的份额，则在与无关方进行完全应税交易时，可以全额扣除其所有单位的损失。被动活动损失规则通常适用于对扣减的其他适用限制，包括风险和基础限制。
对于在2017年12月31日之后至2026年1月1日之前应纳税年度以外的纳税人来说，“超额商业损失”限制进一步限制了此类纳税人对损失的扣减。超额业务损失是指纳税人在应纳税年度的累计扣除额(如有的话)，应归因于该纳税人的行业或业务(不考虑超出的业务损失限额)超过该纳税人可归因于该行业或业务的应纳税年度总收入或收益的总额(如有的话)，再加上一个阈值数额。最低限额等于250，000美元，即纳税人共同申报的500，000美元，在每种情况下，都因适用的通货膨胀调整而增加。不允许的超额业务损失被视为转入下一个纳税年度的营业亏损净额。我们所产生的任何损失，如果分配给某一单位，而不受基础、风险或被动损失限制的限制，则将包括在确定该联合公司的贸易或业务扣除总额时。因此，我们所产生的任何不受限制的损失只能用来抵消联合银行的其他贸易或业务收入，再加上相当于适用的门槛值的非贸易或商业收入的数额。因此，除了门槛值的范围外，我们在其他方面不受限制的损失可能无法抵消一家大学的非贸易或企业收入(如工资、费用、利息、股息和资本收益)。此超出的业务损失限额将在被动活动损失限制之后适用。
利息扣除的限制
一般来说，我们有权就在我们应课税年度内可适当分配给我们的行业或业务的负债所支付或应累算的利息，作出扣减。然而，我们对这一“业务利息”的扣减仅限于我们的业务利息收入和我们“调整后的应纳税所得”的30%。就本限额而言，我们经调整的应纳税所得额是不考虑任何业务利息或业务利息收入计算的，如果是从2022年1月1日前开始的应税年度，则计算折旧、摊销或耗损的任何扣除额。这一限制首先适用于合伙企业一级，在确定我们的非单独申报的应纳税收入或亏损时，将考虑到对商业利益的任何扣除。然后，在合伙人一级适用这一业务利息限制时，我们每一位会员的经调整的应纳税所得额是不考虑该单位在我们任何收入、收益、扣减或亏损项目中的分配份额的，并由该单位在我们超额应纳税所得额中的分配份额增加，这通常等于我们调整后的应纳税所得额的30%超过我们在某一应税年度的业务利息扣减额的30%。
在不受商业利息扣除限制的情况下，我们会根据他们在我们公司的权益百分比，将扣除的全部商业利息分配给我们的大学学生。在我们的商业利息扣除额有限的情况下，任何不获批准的商业利息扣除额，亦会按各单位在我们中所占的百分比，分配给每一间大学，但该笔“超额业务利息”的款额，目前是不可以扣除的。在限制和调整联合企业在其共同单位的基础的前提下，这一超额业务利息可在今后的应税年度中结转和扣除。此外，在处置这些共同单位时，单位单位的基础通常会增加任何超出商业利益的数额。
第754条选举
我们已作出“守则”第754节所规定的选择，这通常会导致按联合企业的每项资产的购价部分计算的收入和扣减额。
共同股的处置
出售公用单位的单位将确认损益等于已实现的数额与这些共同单位的调整税基之间的差额(考虑到由于以前不允许的利息扣减而作的任何基础调整)。一个单位可能无法追踪到特定的公共单位，为此目的。因此，将现金分配给超过分配给联合企业的收入的单位，实际上将成为应纳税的收入，如果联合银行以高于统一公司调整后的税基的价格出售公共单位，即使价格低于统一银行的原始成本，也将成为应纳税的收入。此外，由于潜在的回收项目，包括折旧回收在内，部分已实现的金额(不论是否代表收益)将作为普通收入征税。此外，由于已变现的数额包括联合银行在我们无追索权债务中所占的份额，联合银行可能会承担超过其从出售中获得的现金数额的税款。
州、地方和其他税务方面的考虑
除联邦所得税外，大学学生还可能要缴纳其他税种，包括州和地方所得税、非法人营业税以及由大学居住的不同司法管辖区征收的遗产、遗产或无形税，或我们经营业务或拥有财产的税收。我们在美国的大多数州以及加拿大的几个省都拥有房产和经营业务。大学还可能被要求提交州所得税申报表，并在各州交税，即使他们不居住在这些管辖区内。由于我们整个加拿大来源的收入都通过加拿大的应税实体，我们的单一纳税人没有单独的加拿大税收申报义务，因为它与这一收入有关。非美国居民的大学生可能有额外的纳税申报和纳税要求。
如果不遵守这些要求，大学可能会受到利息和处罚。在某些州，税收损失可能不会在发生的年份产生税收优惠(例如，如果我们在该州内没有来源收入)，也可能无法在随后的应税年度抵消收入。有些州可能要求我们，或者我们可以选择，从分配给非本州居民的一名大学生的数额中保留一定比例的收入。扣缴款项的数额可能超过或低于某一单位欠某一州的所得税负债，但不得免除该单位在该国提交所得税申报表的义务。扣留的金额可视为为确定我们所分配的金额而分配给各单位。
免税机构及其他投资者对公用单位的所有权
由免税组织(包括个人退休帐户(IRAs)和其他退休计划)和非美国人士对共同单位的投资，会引起这些人特有的问题。实际上，我们分配给一个免税组织的所有收入都是不相关的商业应税收入，因此，应该向这样一个大学纳税。非居住在美国的外国人、非美国公司或其他非美国公民被视为由于共同单位的所有权而在美国从事贸易或商业活动，因此，必须提交联邦所得税申报表，并就在出售或处置共同单位中获得的应纳税所得份额和收益缴纳税款，只要收益与非美国企业的美国贸易或业务有效相关。
此外，从事美国贸易或业务的合伙企业的权益受让人通常被要求扣留转让人变现金额的10%，除非出让人证明其不是外国人，而且我们必须扣除受让人本应扣留但未扣缴的金额。由于“已实现金额”包括合伙人在合伙企业负债中所占份额，因此，变现金额的10%可能超过共同单位的现金采购总价。然而，在颁布最后条例之前，国税局已暂停适用这一扣缴规则，以转让公开交易合伙企业的公开交易权益。如果最近颁布的条例按提议最后确定，这种条例将规定，关于通过经纪人转让公开交易合伙企业的公开交易权益，扣缴的义务强加于出让人的经纪人，合伙人的“已实现数额”不包括合伙人在公开交易合伙企业债务中所占份额，以确定应扣缴的数额。然而，尚不清楚这些条例何时最后定稿，以及是否将以目前的形式定稿。
审计程序
在联邦所得税审计、美国国税局对行政调整的司法审查和税务结算程序中，公开交易合伙企业被视为独立于所有者的实体。合伙企业收入、收益、亏损和扣减项目的税务处理在合伙诉讼中确定，而不是在针对每个合伙人的单独程序中确定。根据2015年两党预算法案，从2017年12月31日开始的应税年度，如果国税局对我们的所得税申报表进行审计调整，它可以直接向我们评估和征收此类审计调整所产生的任何税收(包括任何适用的处罚和利息)，除非我们选择让我们的普通合伙人、工会成员和前工会成员根据他们在应纳税年度的利益考虑到任何审计调整。同样，对于这些应税年份，如果国税局对我们是其成员或合伙人的实体提交的所得税申报表进行审计调整，它可直接从该实体评估和征收这种审计调整所产生的任何税收(包括罚款和利息)。
可得信息
我们在我们的互联网网站上免费提供http://www.plainsallamerican.com，我们关于表10-K的年度报告，关于表10-Q的季度报告，关于表格8-K的当前报告，以及对根据1934年“证券交易法”第13(A)或15(D)节提交或提交的报告的修正，在我们向证券和交易委员会(“SEC”)以电子方式提交材料或将其提供给该委员会(“SEC”)后，尽快在合理的切实可行范围内尽快提交。证券交易委员会维持一个互联网网站，其中包括报告、代理和信息陈述，以及与发行人有关的其他信息，这些信息以电子方式提交给证券交易委员会http://www.sec.gov。我们的网站包含大量关于我们的信息，包括财务信息和其他信息，这些信息可以被视为投资者的重要信息。鼓励投资者和其他人审查这些信息。在我们的网站上发布的信息不包含在本年度10-K表格报告或我们向SEC提交的任何其他文件中。
项目 1A.风险因素
与我们业务有关的风险
我们的盈利能力取决于原油、天然气和NGL的运输、加工、购买、储存、细分和(或)通过使用我们的设施收集的数量，这些都可能受到我们无法控制的各种因素的负面影响。
我们的盈利能力可能会受到原油、天然气和NGL运输、收集、储存或加工在我们的设施或通过我们的设施的数量下降的实质性影响。由于商品价格下跌、原油和天然气的自然下降率、勘探和开发活动的减少、供应中断、经济状况、需求减少、政府或管制行动或其他原因，原油或天然气生产或原油精炼的物质减少，可能导致我们设施处理的原油、天然气或NGL的数量减少。
随着时间的推移，钻井活动、原油产量和基准原油价格都会大幅波动。如果生产商减少钻探活动以应对基准原油价格的未来下跌，减少资本市场准入，增加生产者的资本筹集成本或政府或管制行动的不利影响，则可能对生产产生不利影响。反过来，这些发展可能导致我们的管道和其他设施的吞吐量下降，这取决于产量下降的程度，可能对我们的业务产生重大的不利影响。
此外，除了我们最近建造的一些管道资产外，第三方托运人一般没有在我们的管道上运输原油的长期合同承诺。发货人决定大幅度减少或停止在我们的管道上运送原油，可能导致我们的收入大幅度下降。
为了保持与我们的业务有关的原油数量，我们必须继续承包新的原油供应，以抵消由于生产商钻井活动减少、油井枯竭导致原油产量自然下降或竞争对手损失的原油产量所造成的损失。如果产量下降，资产利用率不足的竞争对手可能会削弱我们获得更多原油供应的能力。
我们的盈利能力可能受到来自我们行业竞争的各种因素的负面影响，包括与我们经营的一些领域的中流能源基础设施的总体产能过度建设相关的风险。
我们在业务的各个方面都面临竞争，无法保证我们能够有效地与我们的竞争对手竞争。一般来说，竞争来自各种各样的参与者，包括新进入者和现有参与者，以及与日常业务、扩张资本项目、收购和合资活动有关的参与者。我们的一些竞争对手拥有的资本资源是我们的很多倍，或者控制着更多的原油、天然气或NGL的供应。
我们经营的一些市场(包括鹰福特、二叠纪盆地和落基山脉/巴肯地区)竞争的一个重要驱动因素是新的中流能源基础设施能力的迅速发展，这一能力的驱动因素是：(一)实际和预期的适用生产领域的石油和天然气生产和开发大幅增加；(二)进入壁垒相对较低；(三)普遍获得相对较低的成本资本。虽然这种环境给我们带来了机会，但其中许多地区已经或将来可能过度建造，造成中流能源基础设施能力过剩，例如，一些新的管道项目已经投入服务或正在建设中，这些项目已经导致并可能导致我们经营的某些地区的外接能力过剩。此外，作为一些市场的既定参与者，我们还面临着来自积极的新进入者的竞争，他们愿意以较低的回报率提供服务，以建立关系并在市场中站稳脚跟。此外，我们的供应和物流部门也是我们运输和设施部门的客户(关于我们的业务部门的讨论，见综合财务报表注21)。影响我们的供应和物流活动的竞争可能导致我们的供应和物流部门减少使用我们的运输和设施资产。所有这些竞争效应都对我们的吞吐量和利润率造成了下行压力，加上其他不利的竞争影响，可能对我们的财务状况、现金流动以及向我们的会员支付或增加分配的能力产生重大的不利影响。
就我们的原油活动而言，我们的竞争对手包括其他原油管道、主要的综合石油公司、它们的营销子公司、炼油商、私人股本支持的实体，以及规模、财力和经验各异的独立采集者、经纪人和营销商。我们与这些公司的竞争基于许多因素，包括地理位置接近生产地区、市场准入、费率、服务条件、连接成本和其他因素。
至于我们的天然气储存业务，竞争的主要因素是价格、服务条件、供应和市场准入以及服务的灵活性。我们的天然气储存设施与其他几家储气站竞争，包括区域储存设施和公用事业。某些管道公司拥有与其系统相连的现有储存设施，与我们的一些设施竞争。
关于我们的NGL业务，我们与大型石油、天然气和天然气液体公司竞争，相对于我们，这些公司可能拥有更多的财政资源，并能够获得天然气和NGL的供应。竞争的主要因素是费率、加工费、天然气或NGL混合燃料的地理位置、可利用的加工和分馏能力、运输替代品及其相关成本，以及进入最终用户市场的机会。
供应和需求的波动可能是由我们无法控制的各种因素造成的，它会对我们的经营结果产生负面影响。
我们处理的原油和其他碳氢化合物产品的供应和需求取决于各种因素，包括价格、当前和未来的经济状况、燃料节约措施、替代燃料的采用、政府管制，包括气候变化条例，以及燃料经济和能源发电装置方面的技术进步。例如，通过减少温室气体排放的立法或管制方案可能会增加消耗原油和其他碳氢化合物产品的成本，从而减少对此类产品的需求。鉴于原油和石油产品是全球性商品，其他国家和市场的发展也会对需求产生重大影响，特别是在中国等关键消费市场。例如，最近在中国爆发的冠状病毒导致对原油和石油产品的需求大幅度下降。最终，这可能导致对我们提供的服务的需求减少。需求还取决于能够获得我们运输资产的托运人通过这些资产交付满足其需求的能力和意愿。原油供应取决于各种全球政治和经济因素，包括外国政府对石油收入的依赖。全球原油供应过剩可能会降低原油价格，降低我们服务地区的生产和运输利润，从而对我们的经营结果产生负面影响。
原油需求的波动，如炼油厂停产或停产造成的波动，可能对我们的经营结果产生负面影响。具体来说，由我们的运输系统提供服务的地区的需求减少，会对这些系统的吞吐量产生负面影响。虽然我们掌握需求波动造成的差异的能力可以减轻或克服负面影响，但这种能力取决于原油的位置和品级，因此是不可预测的。
NGL产品需求的波动，无论是由于一般或行业特定的经济条件、新的政府法规、全球竞争、消费者对NGL产品的需求减少、由于价格差异而来自石油原料的竞争加剧、某些NGL产品，特别是丙烷的冬季温和天气，或其他原因，都可能导致我们处理的NGL产品的数量下降，或者降低我们服务的收费。此外，增加NGL产品的供应可以降低我们所处理的NGL的价值，降低我们实现的利润。
NGL和NGL生产的产品也与来自全球市场的产品竞争。由于上述任何原因，我们进入的市场对乙烷、丙烷、正常丁烷、异丁烷或天然汽油的需求减少或供应增加，都会对我们提供的服务和NGL价格产生不利影响，这可能会对我们的经营业绩产生负面影响。
自然灾害、灾难、恐怖袭击(包括生态恐怖袭击)、过程安全故障或其他事件，包括管道或设施事故以及对我们电子和计算机系统的网络或其他攻击，可能会中断我们的业务和/或造成严重的人身伤害、财产损失和环境损害，对我们的财务状况、经营结果和现金流动可能产生重大不利影响。
我们的一些业务涉及人身伤害、财产损失和环境损害的风险，这些风险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。我们几乎所有的行动都面临潜在的自然灾害或其他自然事件，包括飓风、龙卷风、风暴、洪水、地震、土壤移动和/或滑坡。我们的一些资产和客户的资产位于美国海湾地区，这使得它们特别容易受到飓风或热带风暴的威胁。我们的设施和操作也容易受到由过程安全故障、设备故障或人为错误造成的事故的影响。此外，自2001年9月11日恐怖袭击以来，美国政府已发出警告，称能源资产，特别是美国管道基础设施，可能成为未来恐怖组织的攻击目标。恐怖分子可能攻击我们的物理设施，黑客可能攻击我们的电子和计算机系统。
如果我们的一条或多条管道或其他设施，包括电子和计算机系统，或向我们提供产品、用品或服务的任何设施或企业，或我们为经营业务所依赖的任何设施或企业，因恶劣天气或任何其他灾害、事故、灾难、恐怖袭击或事件而受到破坏，我们的行动可能会大大中断。这些中断可能会对人、财产或环境造成重大损害或伤害，小事故的修理可能从一周或更短时间到六个月或以上的重大中断。任何这样的事件如果中断我们的业务所产生的收入，或使我们作出不包括在保险范围内的重大支出，就会减少我们可用于向我们的伙伴支付分配款项的现金，从而对我们的财务状况和我们证券的市场价格产生不利影响。
我们还可能因灾难、事故、灾难、恐怖袭击或其他此类事件而遭受损害(包括名誉损害)。这类事件的发生，或一系列此类事件的发生，特别是如果其中一个或多个发生在人口稠密或敏感的地区，可能会对公众对我们业务的看法产生负面影响，并/或使我们更难以获得我们经营资产或完成计划中的增长项目所需的批准、许可、许可证或不动产权益。
网络安全遭到严重破坏和其他干扰可能会损害我们的信息和业务，并使我们承担责任，这将使我们的业务和声誉受到损害。
我们依赖于我们的信息技术系统的持续和不间断的运作。用户访问我们的网站和信息技术系统是我们业务的关键要素，云安全和防范网络安全事件也是如此。在我们的正常业务过程中，我们收集并存储在我们的数据中心和网络上的敏感数据，包括知识产权、专有商业信息、关于我们的客户、供应商、特许权所有者和商业伙伴的信息，以及我们雇员的个人身份信息。这些信息的安全处理、维护和传输对我们的业务和业务战略至关重要。尽管我们采取了安全措施，但我们的信息技术和基础设施可能容易受到黑客的攻击或由于员工错误、渎职或其他干扰而被破坏。任何此类入侵都可能危及我们的网络，储存在那里的信息可以被访问、公开披露、丢失或窃取。任何此类获取、披露或其他信息损失都可能导致法律要求或诉讼、根据保护个人信息隐私的法律承担责任、对泄露托运人信息的监管处罚、中断我们的业务、损害我们的声誉和丧失对我们服务的信心，这些都可能对我们的业务产生不利影响。
我们的信息技术基础设施对我们的业务的有效运作至关重要，对我们执行日常业务的能力也至关重要。我们的IT系统面临的潜在风险包括未经授权试图获取业务敏感、机密或个人信息、拒绝访问、敲诈、信息腐败或业务流程中断，或我们的雇员或供应商无意或有意采取的行动。违反我们的信息技术基础设施或有形设施，或造成其他干扰，可能会对我们的资产造成损害、安全事故、环境损害、补救费用、潜在责任、监管执行、违反隐私或证券法律法规或合同损失，其中任何一种都可能对我们的业务、财务状况和业务结果产生重大不利影响。
我们自保，因此不带保险专门为网络安全事件；然而，我们的某些保险单可能允许保险相关损害造成的此类事件。如果我们承担重大责任，而我们没有完全投保，或者我们承担的费用超过了为无保险或自保风险而设立的准备金，这可能对我们的财务状况、经营结果和现金流动产生重大不利影响。
我们可能会面对来自不同团体对我们管道和设施的开发或运作的反对，我们的企业可能会受到社会和政治压力。
我们可能面临来自环境团体、土地所有者、部落团体、地方团体和其他倡导者对我们的管道和设施的开发或运作的反对。这种反对可以采取多种形式，包括有组织的抗议、阻挠或破坏我们的行动、干预涉及我们资产的管理或行政诉讼、或旨在防止、破坏或拖延我们资产和业务的发展或业务的诉讼或其他行动。例如，修理我们的管道往往涉及征得个别土地所有者同意使用其财产；一个或多个土地所有者可能抵制我们进行必要修理的努力，这可能导致受影响的管道或其他设施的运作中断一段时间，而这段时间比否则的时间长得多。此外，破坏或生态恐怖主义行为可能对人、财产或环境造成重大损害或伤害，或导致我们的行动长期中断。任何这样的事件如果中断我们的业务所产生的收入，或使我们作出不包括在保险范围内的重大支出，就会减少我们可用于向我们的伙伴支付分配款项的现金，从而对我们的财务状况和我们证券的市场价格产生不利影响。
我们的商业计划是基于这样一种假设，即社会情绪将继续为未来的发展、运输和使用碳基燃料提供支持，而现有的法规将保持原封不动。与碳燃料的生产、提炼、运输和销售有关的政策决定受到政治压力、媒体对我们经营的行业的负面描述以及环境和其他特殊利益集团的影响和抗议。这种对化石燃料行业的负面情绪可能影响消费者的偏好和政府或管制行动，而这反过来又会对我们的业务产生不利影响。
最近，关注气候变化潜在影响的活动人士将注意力转向化石燃料能源公司的资金来源，这导致某些金融机构、基金和其他资本来源限制或取消了对能源相关活动的投资。最终，这可能使勘探和生产活动或与能源基础设施有关的项目更难获得资金，从而可能间接影响对我们服务的需求，并直接影响我们为建设或其他基本建设项目提供资金的能力。
我们的供应和物流部门的结果受到原油和NGL的整体远期市场的影响，而某些市场结构、价格不波动和其他市场因素可能会对我们的结果产生不利影响。
我们的供应和物流部门的结果取决于影响原油和NGL市场的各种因素，包括区域和国际供求失衡、外卖供应和制约因素、运输成本以及整个原油远期市场。当差额很大或远期市场结构存在波动时，通常对我们的供应和物流部门更有利。在基础设施建设过度和/或价格结构缺乏波动性的时期，我们的结果可能会受到负面影响。取决于这些过渡时期的总体时间、我们如何将资产分配给特定的战略、以及我们的原油买卖合同和储存协议的时间长度，这些时期可能对我们的总体部分结果产生不利或有益的影响。过去，我们的供应和物流部门的结果因市场情况而有很大差异，由于未来原油和NGL市场的变化，这一部门可能继续经历变化很大的结果。
我们可能无法充分实施或实现预期收益或其他与计划增长项目有关的预期收益。
我们有一些有机增长项目，包括建造新的中游能源基础设施资产或扩大或修改现有资产。其中许多项目涉及到我们无法控制的许多监管、环境、商业、经济、天气、政治和法律方面的不确定性，其中包括：
•在进行这些项目时，不得获得所需的批准、许可证和许可证，可以延迟获得，也可以在重大改变与相关项目有关的预期回报的条件下获得，或者可以授予，然后撤回；
•我们可能面临环保团体、土地所有者、地方团体和其他倡导者对我们计划中的增长项目的反对，包括诉讼或其他旨在破坏或拖延我们计划中的项目的行动；
•我们可能无法获得完成这些项目所需的所有道路权或其他不动产权益，或者我们获得这些权利的时间可能被大大推迟，或者我们为获得这种方式权利或其他利益而承担的费用可能比我们预期的要大；
•虽然我们会在这些工程的建造阶段动用大量资本，但这些有机增长项目的收入，除非已完成并投入商业服务，否则是不会实现的，而由于种种原因，这些工程所产生的收入可能会远低于预期；
•我们可以建造管道、设施或其他资产，以应付市场需求消散或市场增长从未实现的情况；
•由于没有材料、用品、电力、劳动力或设备的供应或成本，包括任何进口关税或从美国供应商或制造商采购某些供应品或材料的要求所增加的成本，完成这些项目的成本可能大大高于我们的预算，完成这些项目并将其投入商业服务所需的时间可能比计划的时间长得多；
•我们项目的完成或成功可能取决于我们无法控制的第三方设施的完成或成功。
由于这些不确定因素，与我们的基本建设项目有关的预期收益可能无法实现或可能被推迟，反过来，这可能会对我们的现金流动以及我们向合作伙伴分配或增加现金分配的能力产生不利影响。
丧失投资级信用评级或获得公开信贷的能力可能对我们的借款成本、购买原油、天然气和天然气供应或利用市场机会的能力产生不利影响。
我们的业务取决于我们是否有能力保持一个有吸引力的信用评级，并继续从我们的供应商和贸易对手方获得公开信贷。我们的高级无担保债务目前被标准普尔和惠誉评级公司评为“投资级”。2017年8月，穆迪投资者服务公司(Moody‘s Investors Service)将我们的高级无担保债务评级下调至低于投资级别的水平。标准普尔(Standard&Poor‘s)或惠誉(Fitch)评级进一步下调。如果评级机构指定的评级水平低于我们目前的评级水平，可能会增加我们的借款成本，降低我们的借款能力，并导致我们的对手方减少我们从它们那里获得的公开信贷额度，这可能会对我们利用市场机会的能力产生负面影响。例如，我们是否有能力利用我们的原油储存能力进行商业活动，以抓住期货市场的机会，这取决于我们是否有足够的信贷设施，无论是从信贷设施的总量还是这种信贷设施的成本来看，这使我们能够为原油的储存提供资金，从我们完成购买原油到完成原油销售为止。失去我们剩余的投资级信用评级也会对我们的现金流、我们按目前水平进行分配的能力以及我们未偿还的股本和债务证券的价值产生不利影响。
收购、剥离和合资涉及的风险可能会对我们的业务产生不利影响。
任何收购都涉及潜在风险，包括：
•被收购企业或资产的业绩低于我们在评估收购时的预期；
•大幅增加我们的负债和周转资金需求；
•未能及时和有效地整合最近收购的企业或资产的业务；
•因被收购的业务或资产而产生的大量不可预见的环境和其他负债，而我们既没有得到充分的保险，也没有得到赔偿，包括在我们收购之前因被收购的业务或资产的运营而产生的负债；
•与业务有关的风险，这些业务与我们的历史业务不同；
•被收购企业的客户或关键员工损失；以及
•将管理层的注意力从其他商业问题上转移。
这些因素中的任何一个都可能对我们从收购中实现预期现金流量、实现其他预期利益以及向我们的伙伴支付分配款项或满足我们的偿债要求的能力产生不利影响。
我们执行增长战略的能力在一定程度上取决于我们是否有能力通过战略剥离或将利益出售给战略合作伙伴来筹集资金。 如果我们不能成功完成计划中的剥离，我们可能无法满足我们的资本需求，或者我们可能不得不在资本市场筹集更多资金。此外，就我们的资产剥离而言，我们可能同意保留与我们的所有权期有关的某些负债的责任，这可能对我们今后的财务业绩产生不利影响。
我们还参与了许多战略合资企业和其他联合所有权安排。我们可能并不总是与我们的合资企业或联合所有者对手完全一致；我们可能有不同的战略或商业目标，或者我们可能在有关合资企业实体或共同拥有资产的治理问题上存在分歧。当我们加入合资企业或联合所有权安排时，我们可能会面临这样的风险：我们的对手方不为它们的义务提供资金。在一些合资企业和合资企业的所有权安排中，我们可能不负责此类项目的建设或运营，而将依赖我们的合资企业或联合所有者对手方提供此类服务。合资企业和联合所有权安排也可能要求我们增加用于其他项目的内部资源。如果我们不能成功地执行和管理我们现有的和拟议中的合资企业和联合业主项目，这可能会对我们的财务和运营结果产生不利影响。
实施我们的战略需要获得新的资本。收紧资本市场或其他增加资本成本的因素可能会损害我们的增长能力。
我们不断考虑潜在的收购和扩大资本项目的机会。收购交易可以迅速进行，在任何时候都可能发生，与我们现有的资产和业务相比，规模可能很大。我们能否为我们的资本项目提供资金和进行收购，取决于我们能否获得必要的资金来资助这些活动，对我们获得资本的任何限制或资本成本的增加都会严重损害我们战略的执行。我们维持目标信贷状况的能力，包括维持我们的信用评级，可能会影响我们的资本成本，以及我们执行策略的能力。此外，我们无法控制的各种因素可能影响资本的可得性或成本，包括国内或国际经济状况、关键基准利率和/或信贷息差的增加、新的或修订的银行或资本市场法律或条例的通过、市场风险的重新定价以及资本和金融市场的波动。
由于这些因素，我们不能肯定银行信贷安排、资本市场或其他来源会以可以接受的条件，为本港的资本需求提供资金。如果在需要时没有资金，或者只有在不利条件下才能获得资金，我们可能无法执行我们的发展计划，加强我们现有的业务，完成收购和建设项目，利用商业机会或应对竞争压力，其中任何一个都可能对我们的收入和业务结果产生重大的不利影响。
我们暴露在我们的客户和其他交易对手的信用风险，我们在正常的业务活动过程中进行交易。
客户或其他对手方不付款和不履约的风险是我们业务中的一个重要考虑因素。尽管我们的信贷风险管理政策和程序旨在减轻和限制我们在这一领域的风险敞口，但不能保证我们已经充分评估和管理我们现有或未来对手方的信誉，也无法保证它们的信誉不会意外恶化，或出现意外的不付款或不履约情况，所有这些都可能对我们的现金流动以及我们向合作伙伴支付或增加现金分配的能力产生不利影响。
我们有一些最低数量承诺合同，支持管道在我们的运输部门。此外，我们拥有合资企业股份的某些管道也有最低数量承诺合同。根据这类合同，托运人有义务支付最低数量的运输服务，而不论此类数量是否实际发运(通常称为缺额付款)，但须收到信用证，如果在某一日期未使用，信用证通常将到期。虽然这类合同提供了更大的收入确定性，但如果适用的托运人未能运输所需的最低数量，并被要求支付不足付款，则根据适用的会计规则，在适用的运输信贷到期或使用之前，与此种缺陷付款有关的收入不得予以确认。与托运人在最低批量合同下的不履约有关的递延收入可能很大，并可能对我们的盈利能力和收益产生不利影响。
此外，在我们为在井口购买的原油提供分订单服务的情况下，我们可能负责将收益分配给各方。在其他情况下，我们将生产收益的全部或部分支付给经营者，后者将这些收益分配给各种利益所有者。这些安排使我们面临经营人的信用风险，无法保证我们在与这些经营者和其他各方打交道时不会遭受损失。
此外，如果我们的一个或多个主要客户遇到财务困难或开始破产程序，与这类客户的合同(包括由指定用途所支持的合同)可根据“美国破产法”的适用条款重新谈判或拒绝。任何这样的重新谈判或拒绝，都可能对我们的收入和现金流动以及我们向大学学生分发现金的能力产生不利影响。
我们还承担了许多项目，需要合作和业绩的合资企业共同业主。此外，在各种收购、剥离、合资和其他交易中，我们经常收到各方对某些风险或责任的赔偿。任何一方的不履约都可能导致成本增加或其他不利后果，从而降低我们的收益和回报。
我们还在很大程度上依赖根据循环信贷机制向我们提供贷款的银行提供金融流动性，而这些银行若不履行对我们的义务，就会严重损害我们的流动性。此外，我们的利率、商品和/或外币衍生产品的对手方不付款，可能会使我们面临额外的利率、商品价格和/或外币风险。
我们的风险政策不能消除所有风险。此外，任何不遵守我们的风险政策都可能导致重大的财务损失。
一般来说，我们的政策是通过将原油或其他产品出售给第三方用户，或根据衍生产品合同订立未来交货义务，从而确定我们购买的原油或其他产品的保证金。通过这些交易，我们力求在采购与销售或未来交货义务之间保持相当大的平衡。我们的政策不是为了投机商品价格的变化而购买和持有实物库存或衍生产品。然而，这些政策和做法不能消除所有风险。例如，任何扰乱我们预期的原油或其他产品实物供应的事件都可能使我们面临因价格变化而遭受损失的风险。当原油或其他产品是根据一个定价指数购买，并根据另一个指数卖出时，我们也面临着基础风险。此外，我们还面临一些没有对冲的风险，包括我们某些库存的风险，例如线鳍金枪鱼，这些风险必须得到维护，以便在我们的管道上运输原油。为了保持一个平衡的地位，特别授权的人员可以购买或销售原油，成品油和NGL，直到预定的限度和授权。虽然这项活动由我们的风险管理职能独立监测，但它使我们在这些限制范围内面临商品价格风险。
此外，我们的业务涉及不遵守我们的风险政策的风险.我们已在本组织内采取步骤，执行旨在发现未经授权的交易的程序和程序；然而，我们不能保证这些步骤将发现和防止所有违反我们风险政策和程序的行为，特别是在涉及欺骗、串通或其他蓄意不当行为的情况下。
我们的业务也受到有关保护环境和野生生物、作业安全、气候变化和可能使我们承担重大费用和责任的相关事项的法律和条例的制约。影响我们业务的现行法律和法规可能会发生变化，将来我们可能会受到更多的法律和法规的影响，这可能会对我们的业务产生不利的影响。
我们的业务涉及液态碳氢化合物的储存、处理、加工和运输，包括原油、NGL和精炼产品，以及我们涉及天然气储存的业务，这些业务都受到严格的联邦、州和地方法律和法规的管制，这些法律和法规规定了向环境排放材料。我们的业务还须遵守有关保护环境和野生生物、作业安全、气候变化和相关事项的法律和条例。遵守所有这些法律法规会增加我们的整体经营成本，包括建造、维护和升级设备和设施的资本成本。此外，新的或更多的条例、对现有要求的新解释或对我们业务的改变可能引发适用于我们的业务的新的许可要求，这可能导致我们的发展方案的费用增加、延误或被剥夺执行的权利。不遵守任何这类法律和条例可能导致评估行政、民事和刑事处罚，追究调查和补救责任，发出可能使我们受到更多业务要求和限制的禁令，或对我们的行动造成财产或人员的损害提出索赔。此外，违反某些环境法的刑事行为，或在某些情况下甚至是对刑事违法行为的指控，可能导致临时中止或完全禁止参与政府合同。适用于我们的业务的法律和法规可由有关政府机构修改和解释。, 包括我们目前有资格获得的豁免可能会被修改或改变，要求我们承担大量额外的遵约费用。我们的业务和业务也可能受到其他法律或法规的制约。任何新的法律或法规，或对现有法律或法规的修改或解释，都可能对我们的业务、收入、开支和盈利产生重大不利影响。
我们过去通过收购和扩张资本项目，不断增加我们拥有的管道里程。我们还增加了码头和储存能力，并在通航水域和家庭供水上或附近运行了几个设施。尽管我们实施了旨在维护资产完整性的计划(下文将讨论)，但随着我们获得更多的资产，我们面临着向环境中释放更多液态碳氢化合物的风险。这些释放使我们面临潜在的巨额费用，包括清理和补救费用、罚款和罚款，以及与过去或将来的释放有关的人身伤害或财产损害的第三方索赔。其中一些费用的增加可能不成比例地高于管道里程的相对增加和相关收入的增加。我们的精炼产品终端资产也受到重大合规成本和负债的影响。此外，由于精炼产品的波动性越来越大，而且它们在排放时往往比原油迁移得更远和更快，因此，向环境释放精炼产品可能会产生比原油更大的影响，需要大幅增加应对和补救的支出。如果保险、赔偿或准备金不包括这些费用，可能会对我们的业务结果产生重大的不利影响。
我们目前投入大量资源来遵守DOT规定的管道完整性规则.“交通部条例”包括建立管道完整性管理方案和保护管道泄漏或破裂可能产生重大不利后果的“后果严重地区”的要求。管道安全法规修订频繁。例如，2019年10月，PHMSA发布了三项最终规则，规定或扩大了报告、检查、维护和其他管道安全义务。我们正在评估这些规则对我们未来业务成本和业务收入的影响。菲律宾天然气管道管理局正在制定另外两项与天然气管道安全有关的规则，预计这些规则将修改管道维修标准，并将监管安全要求扩大到农村地区的某些集输管线。预计这些附加规则将于2020年中期生效。通过要求更全面或更严格的安全标准的新条例，可能要求我们安装新的或修改过的安全控制措施，推行新的基本建设项目，或加速实施维修计划，所有这些都可能要求我们承担更多的业务费用，这可能是很大的。
虽然我们继续把重点放在管道和设施完整性管理上，将其作为主要的业务重点，但这样做需要大量的时间和资源，不能消除释放的所有风险。我们有一个内部审查程序，根据这个程序，我们审查我们管道和收集系统的各个方面，这些系统目前不受DOT管道完整性管理任务的约束。这一过程的目的是审查这些管道的周围环境、状况和运营历史，并收集资产，以确定这些资产是否需要追加投资或更换。因此，除了由于监管机构的执法行动而引起的意外监管变化或禁令补救措施可能增加的费用之外，我们可以选择(由于我们自己的内部倡议)花费大量资金来加强我们的管道系统的完整性并对其进行升级，以保持对环境的遵守。在某些情况下，如果我们认为升级的费用将超过管道的价值，我们可能会停用管道。我们无法对未来管道完整性支出的最终数额或时间提供任何保证，但任何此类支出都可能是重大的。见我们合并财务报表附注19中的“环境-一般”。此外，尽管我们在管道和设施的完整性管理方面作出了努力，但我们无法保证我们的管道和设施不会发生泄漏或泄漏，也无法保证我们将能够完全遵守适用于我们管道或设施运作的所有联邦、州和地方法律和条例；任何此类泄漏或释放都可能是实质性的，并可能对我们的声誉、财务状况、现金流和向我们的大学学生支付或增加分配的能力产生重大不利影响。
我们的资产受联邦、州和省的监管。利率管制或对我们对美国和加拿大管道系统收费的成功挑战可能会减少我们产生的现金数量。
我们的美国州际通用运输液体管道受国际协力事业团规定的联邦紧急救济委员会的管制。该协定要求液体管道的关税税率、服务条款和条件是公正、合理和不歧视的。我们还须遵守交通部的管道安全条例。我们的国内管道运输活动受各州法律、法规以及监管机构的命令的制约。
对于我们的美国州际通用液体运输船管道，根据美国国际协力事业团的规定，发货人可能会对我们的管道关税文件提出抗议，或者对我们现有的费率提出投诉，或者投诉我们正在从事歧视行为。FERC也可以主动进行调查。在某些情况下，联邦紧急救济委员会可以限制我们根据我们的费用确定费率的能力，或者可以命令我们降低我们的费率，并可能要求在投诉前两年向投诉托运人支付赔偿。天然气储存设施受FERC、DOT和某些国家机构的监管。
2018年3月，FERC发布了一份经修订的政策声明(随后在2018年7月发布的一项最终规则中进行了修改)，其中认为，它将不再允许将所得税免税额纳入州际管道的服务成本税率中，其结构为主有限合伙企业。联邦输油局还表示，它将在下一次对石油管道指数水平的审查中纳入经修订的政策声明的影响，该审查将于2021年7月生效。我们没有这种政策变化会影响到的服务成本；我们的FERC规定的关税要么是祖辈的，要么是基于协商费率的。然而，根据FERC如何将其最新的税收政策声明纳入下一次指数审查，该政策可能会对FERC加法PPI-FG指数产生负面影响，进而可能对我们提高基于指数的税率的能力产生负面影响。这项政策可能会影响到未来(即2021年7月及以后)对我们的FERC监管管道的关税升级，以及我们的一些受国家监管的管道，这些管道已经通过与FERC指数挂钩的升级来协商费率。
此外，我们还定期监测其他各方与FERC和其他监管机构的公开申请和诉讼程序，以确定可能影响我们业务的问题。在某些情况下，我们可以选择干预这类第三方程序，以表示我们支持或反对此类诉讼各方提出的各种问题。例如，如果我们认为向联邦紧急救济委员会提出的申诉或由其发出的命令是不适当的，或者是过于宽泛的其他方面的缺陷，我们可以试图干预这类程序，以抗议这种请愿或命令，并要求采取适当的行动，例如澄清、重审或其他补救办法。尽管作出了这些努力，我们无法保证FERC和其他管理我们业务的机构不会发布未来的订单或声明，以增加我们的成本，或以其他方式对我们的业务产生不利影响。
FERC于2018年4月19日发布了一份调查通知(证书政策声明NOI)，从而启动了对其天然气管道和储存设施认证政策的审查，包括对1999年发布的关于新州际天然气管道设施认证的长期政策声明的审查，该声明用于确定是否为新管道和储存项目及扩建项目颁发证书。对NOI证书政策声明的评论将于2018年7月25日到期，我们无法预测由于NOI会影响到我们的天然气储存业务，或者这些提议何时生效，可能会有什么变化，如果有的话。
我们的加拿大管道受CER和省级当局的管制。根据“加拿大能源监管法”，CER可在提出收费或关税申请时，或在提出书面申诉时，主动调查与管辖管道有关的关税税率或服务条款和条件。如果CER认为与这类管道有关的费率或服务条款是不公正或不合理或不公正的歧视，则CER可以要求我们改变我们的费率，向其他托运人提供服务，或改变我们的服务条件。省级主管机关可以根据托运人或者其他利害关系方的申请，对与省级管理的专有管道有关的运费率或者服务条件进行调查。如果政府认为我们的收费或服务条款违反法例规定，便可以施加它认为适当的条件。省级当局可以宣布一条管道是一条共同的运输管道，并要求我们改变费率，向其他托运人提供准入，或以其他方式改变我们的服务条件。任何降低税率都会导致收入和现金流量下降。
我们的一些行动跨越美国/加拿大边境，并受跨境管制。
我们的跨境活动使我们受到监管问题的影响，包括进出口许可证、关税、加拿大和美国海关和税务问题以及有毒物质认证。这些条例包括EAA、NAFTA和TSCA的短缺供应控制。违反这些许可证、关税和税务报告要求，可能会造成严重的行政、民事和刑事处罚。
我们购买和销售原油，天然气和NGL，以及对冲活动，使我们面临潜在的监管风险。
联邦贸易委员会、联邦能源管理委员会和商品期货交易委员会拥有法定权力，对实物和期货能源商品市场的某些部分进行监督。这些机构实施了广泛的条例，禁止欺诈和操纵这类市场。对于我们进行的原油、天然气或NGL的实物买卖和任何相关的对冲活动，我们必须遵守这些机构执行的与市场有关的规定，这些机构拥有相当大的执法权力，我们的购买和销售也可能受到某些报告和其他要求的约束。此外，在我们与符合FERC规定的公共运输管道签订运输合同的范围内，我们必须遵守与使用这种能力有关的FERC要求。如果我们不遵守FERC、FTC或CFTC的规定和政策，可能会受到民事和刑事处罚。如果不遵守这些规定，如经解释和执行，可能会对我们的业务、业务结果、财务状况和我们向会员发放现金的能力产生重大不利影响。
衍生工具法例的制定和实施，可能会对我们运用衍生工具减低商品价格、利率及其他与业务有关的风险的能力产生不良影响，并提高进行这些对冲活动的营运资本要求。
2010年7月21日颁布的“多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法”(“多德-弗兰克法案”)建立了对参与这些市场的衍生品市场和实体(如我们)的联邦监督和监管。“多德-弗兰克法案”要求CFTC和SEC颁布实施“多德-弗兰克法案”的规则和条例。虽然商品期货交易委员会已最后确定了某些条例，但其他一些条例仍有待最后确定或实施，目前尚无法预测何时将实现这一目标。
2020年1月，商品期货交易委员会提出了新的规则，对某些核心期货和与某些实物商品相关或相关的掉期合约的头寸设定限制，但某些真正的对冲交易除外。由于这些新的职位限制规则尚未最终确定，这些规定对我们的影响目前尚不确定。
商品期货交易委员会已指定了某些利率互换和信用违约互换(CDS)，用于强制性清算，相关规则要求我们在涉及到的衍生品活动中，遵守清算和交易执行要求，或采取措施，有资格获得此类要求的豁免。我们不使用信用违约互换(CDS)，我们有资格并预计将继续获得为对冲利率风险而订立的互换强制清算要求中的终端用户例外。如果cftc指定大宗商品衍生品进行强制清算，我们预计将有资格获得最终用户例外，不受为对冲大宗商品价格风险而订立的掉期交易的强制性清算要求。然而，我们用于对冲大宗商品价格风险的金融衍生品交易，大多数都是在交易所执行和清算的，这些交易所要求根据初始和可变保证金要求提交保证金或信用证。然而，根据“多德-弗兰克法案”，CFTC或联邦银行监管机构可能要求在未清算利率和大宗商品衍生品交易中提供抵押品。
某些银行监管机构和CFTC通过了最终规则，为未清算掉期设定了最低保证金要求。尽管我们有资格获得最终用户例外，不受为对冲商业风险而订立的掉期保证金要求的限制，但如果我们的任何掉期交易不符合商业最终用户例外情况，或者如果我们被要求提供额外的现金保证金或担保品，这可能会降低我们为降低大宗商品价格敞口和保护现金流所必需的套期保值的能力。增加现金保证金或担保品可能会影响我们的流动性(定义为手头无限制现金加上我们信贷设施下的可用能力)，并降低我们将现金用于资本支出或其他伙伴关系目的的能力。
即使我们自己不需要为我们的衍生合约提供额外的现金保证金或抵押品，作为我们合同对手的银行和其他衍生品交易商也必须遵守“多德-弗兰克法案”和相关规则的其他新要求。这种遵守的成本可能会转嫁给我们这样的客户，从而降低对冲交易的利益或降低我们的盈利能力。此外，实施“多德-弗兰克法案”及相关规则和条例可能会降低我们在业务上使用的金融和其他衍生品市场的整体流动性和深度。这可能会使我们面临额外的风险，或者通过限制我们能够执行对冲策略的程度来限制我们能够抓住的机会。
最后，“多德-弗兰克法案”的部分目的是降低石油和天然气价格的波动，一些立法者将此归因于与石油和天然气有关的衍生品和大宗商品工具的投机性交易。如果“多德-弗兰克法案”和执行条例的结果是大宗商品价格较低，我们的财务结果可能会受到不利影响。
“多德-弗兰克法案”和相关监管要求对我们业务的全面影响，在这些法规得到实施和衍生品合约市场已经调整之后，才会为人所知。“多德-弗兰克法案”和任何新法规都可能大幅增加衍生品合约的成本，大幅改变衍生品合约的条款，减少衍生品的供应，以防范我们面临的风险，降低我们将现有衍生品合约货币化或重组的能力。如果我们减少衍生品的使用，因为“多德-弗兰克法案”和实施“多德-弗兰克法案”的条例，我们的经营结果可能会变得更加不稳定，我们的现金流也可能难以预测。任何这些后果都可能对我们、我们的财务状况和我们的业务结果产生重大的不利影响。
与水力压裂或其他钻井活动有关的立法和监管举措可减少国内原油和天然气的产量。
水力压裂是促进非常规地质构造碳氢化合物生产的一种重要而普遍的做法。水力压裂技术的最近进展导致美国和加拿大许多盆地的原油和天然气产量显著增加。这一过程包括在地层压力下注入水、沙子和化学物质，以破坏围岩并刺激生产，通常由国家和省级油气委员会监管。我们不进行水力压裂，但使用我们的管道的许多生产商都这样做。水力压裂一直受到更严格的审查，并有各种立法和监管建议，以禁止、限制或更密切地规范各种形式的水力压裂。任何限制水力压裂或以其他方式限制生产商钻探或完井能力的立法或管制措施，都可能减少美国或加拿大的原油和天然气产量，从而减少对我们的运输、终止和储存服务以及我们的供应和后勤服务的需求。
限制温室气体排放的气候变化法律和条例可能会增加经营成本，减少对原油和天然气的需求，而气候变化的潜在物理影响可能会扰乱原油生产，并使我们在准备或应对这些影响时付出巨大代价。
针对温室气体排放危害公共健康和环境的调查结果，环境保护局根据“联邦清洁空气法”的现有规定通过了减少温室气体排放的条例。例如，2016年6月，环境保护局敲定了新的条例，称为“OOOOA次级部分”，其中规定了新的和经改良的石油和天然气生产以及天然气加工和输送设施的甲烷和挥发性有机化合物的排放标准。然而，有人试图修改这些条例，有关这些条例的诉讼正在进行中。
虽然国会不时审议减少温室气体排放的立法，但在联邦一级没有通过重大的减少温室气体排放的立法。在没有联邦气候立法的情况下，出现了一些州和地区的温室气体限制。加拿大正在或可能实施类似的条例。今后任何限制温室气体排放的法律和条例都可能对石油和天然气的需求产生不利影响，这些石油和天然气的经营者(其中一些是我们的客户)生产石油和天然气，从而减少对中流服务的需求。
此外，关注气候变化潜在影响的活动人士将注意力集中在化石燃料能源公司的资金来源上，这导致了某些资金来源的限制或取消了他们对石油和天然气活动的投资。此外，维权股东还提出了一些提案，这些提议可能会迫使企业采取激进的减排目标，或者限制更多的碳密集型活动。另外，活动人士还可能寻求其他限制石油和天然气业务的手段，例如通过诉讼。虽然我们无法预测这些活动的结果，但它们可能使经营者更难以从事勘探和生产活动，最终减少对我们服务的需求。最后，许多科学家得出结论认为，地球大气层中温室气体浓度的增加可能会产生重大的物理影响，例如风暴、干旱、洪水和其他气候事件的频率和严重性增加；如果发生任何这类影响，它们有可能对我们的资产造成实际损害，从而可能对我们的财务状况和业务产生不利影响。
我们今后可能会遇到与保险有关的费用增加和缺乏保险的情况。
在过去几年里，随着我们业务活动的规模和范围的扩大，现有保险市场的广度和深度都缩小了。由于这些因素和其他市场情况，以及我们在过去数年经历了数次事故，某些保单的保费和免赔额大幅增加。因此，我们不能保证我们将来能够按我们认为商业上合理的费率或其他条件，维持足够的保险。此外，尽管我们认为我们目前拥有足够的保险，但保险不会涵盖可能发生的许多类型的中断或事件，也不会涵盖与我们的业务有关的所有风险。此外，任何这类保险的收益可能无法及时支付，如果发生这种情况，则可能不够。重大事件的发生，其后果要么不包括在保险范围内，要么没有得到充分保险，或重大保险索赔的支付出现重大延误，可能会对我们的财务状况、业务结果和现金流动产生重大和不利的影响。
我们负债的条件可能会限制我们借入更多资金或利用商业机会的能力。此外，我们未来的债务水平可能会限制我们未来的财务和经营灵活性。
截至2019年12月31日，我们的综合债务面值约为97.5亿美元，其中包括约92亿美元的长期债务(包括高级债券、定期贷款借款和融资租赁债务)和约5亿美元的短期借款。截至2019年12月31日，我们拥有约25亿美元的流动资金，包括现金和现金等价物，以及在我们的高级无担保循环信贷机制和我们的高级有担保的对冲库存机制下的可用借款能力，但须继续遵守契约。降低调整后的EBITDA可以提高我们的杠杆率，有效地降低我们承受额外债务的能力。
我们目前或未来的债务数额可能对我们的业务产生重大影响，其中包括：
•我们的现金流量中有很大一部分将用于支付我们的债务本金和利息，可能无法用于其他目的，包括支付我们单位的分配款和资本支出；
•信用评级机构可能对我们的债务水平持负面看法；
•现行债务安排所载的契约规定，我们须继续接受财政测试，而这些测试可能会对我们规划业务及因应业务转变的灵活性造成不利影响；
•我们为周转资本、资本支出、收购和一般伙伴关系目的获得额外资金的能力可能有限；
•与债务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工业状况的影响。
我们的信用协议禁止分配，或购买或赎回，如果任何违约或违约事件正在继续。此外，这些协议还载有各种契约，限制我们在某些财务比率得不到维持、给予留置权、与联营公司进行交易、进行出售-回租交易以及实质上出售我们的所有资产或进行合并或合并时负债的能力。我们的信贷机构将变更控制视为违约事件，并要求我们保持一定的债务覆盖率。我们的高级票据并不限制发行单位，但我们的信用协议下的违约将被视为高级票据的违约。请阅读第7项。管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--流动性和资本资源--信贷协议、商业票据计划和假牙。
我们进入资本市场，以优惠条件筹集资金的能力，将受到我们的债务水平、我们的经营和财务表现、我们目前的到期日和未来几年到期债务的数额以及当前市场状况的影响。此外，如果评级机构下调我们的信用评级，那么我们的借贷成本就会增加，进入资本市场时会遇到困难，或者负债增加，我们无法从我们的供应商和贸易对手获得公开信贷，无法从原油市场波动期间的市场价格波动和市场结构变化中受益，或者我们共同单位的市场价格下降。如果我们在未来债务到期时无法以优惠条件进入资本市场，我们可能被迫通过银行信贷(而不是长期公债证券或股票证券)再融资，或出售资产。我们可能获得这种延期或额外银行信贷的价格和条件，如果有的话，可能比现有债务协议所载的价格和条件更加繁重。任何此类安排都会增加风险，即我们的杠杆作用可能对我们未来的财务和业务灵活性产生不利影响，从而影响我们按预期费率支付现金分配的能力。
利率的提高可能会对我们的业务和我们单位的交易价格产生不利影响。
截至2019年12月31日，我们的综合债务面值约为97.5亿美元，其中91亿美元为固定利率，约6亿美元为可变利率。由于我们的商业票据借款的短期性质和我们的信贷安排的浮动利率，我们面临着市场风险。我们的业务结果、现金流量和财务状况可能会因利率高于目前水平而受到不利影响。此外，利率的提高可能会对我们的供应和物流部门的结果产生不利影响，因为与储存对冲原油和NGL库存有关的利息成本会增加。此外，我们的共同单位的交易价格可能对利率的变化很敏感，利率的任何提高都可能对这种交易价格产生不利影响。
货币汇率的变化可能会对我们的经营业绩产生不利影响。
由于我们是一家美元报告公司，而且还在加拿大开展业务，我们面临着货币波动和汇率风险，根据适用的会计规则，这些风险可能会对我们的收益、现金流量和合伙人的资本的美元价值产生不利影响。例如，由于美元对加元升值，我们以加元计价的收益的美元价值为美国报告目的而减少。
我们的业务需要留住和招聘技术熟练的员工，而招聘和留住我们的员工可能会导致我们的业务计划无法执行。
我们的业务和管理要求保留和征聘熟练的工作人员，包括工程师、技术人员和其他专业人员。我们和我们的子公司与能源行业的其他公司竞争这种熟练的劳动力。如果我们无法(一)留住现有员工；和/或(二)招聘具有可比知识和经验的新员工，我们的业务可能会受到负面影响。此外，我们可以增加成本，以挽留和招聘这些专业人士。
长期资产的减值可能会减少我们的收入.
截至2019年12月31日，我们拥有约154亿美元的财产和设备净额、9.81亿美元的直线天然气和基本天然气、25亿美元的商誉、37亿美元按权益会计方法核算的投资以及我们资产负债表上的7.07亿美元无形资产净额。公认会计原则要求每年或在某些情况下评估减值，包括有迹象表明财产和设备的账面价值可能无法收回，或确定报告单位的账面价值更有可能超过报告单位的公允价值。如果我们确定，我们的任何财产和设备、直线和基本气体、商誉、无形资产或权益法投资都受到了损害，我们可能被要求立即承担收益，这可能会对我们的经营业绩产生不利影响，从而相应地减少合伙人的资本，增加资产负债表的杠杆，这是以债务对总资本的比例来衡量的。关于损伤的更多信息，见我们的综合财务报表附注6。
原油的铁路和海上运输存在固有的经营风险。
我们的供应和物流业务包括购买铁路车辆、油轮或驳船上的原油。由于脱轨、海洋灾害、恶劣天气、机械故障、搁浅或碰撞、火灾、爆炸、环境事故、海盗行为、恐怖主义和政治不稳定等事件，这类货物有可能遭到损坏或丢失。这种情况可能导致人员伤亡、财产损失或环境损害、货物交付延误、收入损失、合同终止、政府罚款、罚款或对经营业务的限制、较高的保险费率以及对我们的声誉和一般客户关系的损害。尽管这些风险中的某些可能在我们的保险计划中涵盖，但任何这些情况或事件都会增加我们的成本或降低我们的收入。
我们的某些业务取决于第三方资产的使用或可用性。
我们的某些业务活动需要使用或提供第三方资产，而我们可能很少或根本无法控制这些资产。如果在任何时候这些资产的供应受到限制或被拒绝，如果无法安排获得替代资产，则可能对我们的业务、业务结果和现金流动产生不利影响。
不使用某些资产会大大降低我们的盈利能力，这是由于获得使用这些资产的权利而产生的固定成本。
就我们的业务而言，我们可以不时租赁或以其他方式获得使用某些资产(例如铁路车辆、卡车、驳船、船舶、管道容量、储存能力和其他类似资产)的权利，但我们期望通过使用这些资产所产生的收入将超过根据适用的租赁或其他安排而产生的固定成本。然而，当这些资产未被利用或未得到充分利用时，我们的盈利能力可能会受到负面影响，因为我们的收入要么不存在，要么减少，但我们仍然有义务继续支付任何适用的固定费用，此外，我们还有可能因这些资产的不使用而产生其他成本。我们租赁的资产的不使用或以其他方式获得与我们的业务相关的使用权可能会对我们的盈利能力和现金流产生重大的负面影响。
我们的许多资产已使用多年，需要大量支出才能维持这些资产。因此，我们的维修费用将来可能会增加。
我们的管道、码头、储存和加工以及分拆资产通常都是长期资产，其中许多已经使用多年。我们资产的年龄和状况可能导致今后的维修或维修开支增加。这些支出的任何大幅度增加都会对我们的业务结果、财务状况或现金流动产生不利影响，也会影响我们向会员国分发现金的能力。
我们并不拥有我们的管道和设施所在的所有土地，这可能导致我们的业务中断。
我们并不拥有建造我们的管道和设施的所有土地，因此，如果我们没有有效的通行权，或者如果这些权利失效或终止，我们有可能受到更繁重的条件和/或增加的费用，以保留必要的土地使用。在某些情况下，我们有权在一段特定时期内在第三方和政府机构拥有的土地上建造和运营我们的管道。在第十巡回上诉法院于2017年5月作出裁决后，部落对部落土地拥有或曾经拥有的部落土地的极小部分权益，禁止谴责对分配土地的任何利益。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是管道运营的另一个潜在障碍。2018年9月，第四巡回上诉法院推翻了美国林业局(“USFS”)的一项裁决，该裁决签发了建造管道的许可证，并授予了穿越阿巴拉契亚小径的通行权，裁定美国森林服务局缺乏法定权力。这一裁决可能使在某些联邦土地上获得许可证和通行权变得更加困难，并可能被用作对现有和未来许可证和通行权提出质疑的先例。我们不能保证，我们将永远能够更新现有的权利，或获得新的权利，以优惠的条件，或不经历重大的拖延和成本。任何与不动产有关的权利的丧失，由于我们无法续签通行权合同或其他原因，都可能对我们的业务、经营结果和财务状况产生重大的不利影响。
由于各种经营和商业原因，我们可能无法履行合同规定的所有义务，这可能导致成本增加，并对我们的财务结果产生负面影响。
各种业务和商业因素可能导致我们无法履行我们的合同承诺和义务。例如，在我们为天然气储存客户提供稳固的储存服务和枢纽服务方面，我们签订了合同，规定我们有义务履行客户的要求，向我们的储存设施注入天然气，从我们的设施中提取天然气，并通过我们的设施带动天然气，每一种情况都要受此类合同中规定的数量、时间和其他限制的限制。下列因素可能对我们履行这些合同规定的义务的能力产生不利影响：
•我们的储存设施因设备或设施故障或实现其他操作风险而未能履行我们的期望；
•我们的储存设施的运行压力(根据储存洞穴的类型，按工作总容积、基气总量和温度，在不同程度上受到影响)；
•我们不时就储存设施的管理和运作作出各种商业决定。例如，在不受限制的情况下，就以下事项作出决定：(一)我们愿意在运输、注射和撤离服务方面作出的承诺总额，这些承诺可能因各种原因而在任何特定时间超过我们的能力；(二)计划和非计划的维修或修理的时间，这会影响设备的可用性和容量；(三)我们在设施内进行机会主义浸出活动的时间表和速度，以便扩大现有的盐穴，这会影响我们可用来满足客户要求的储存容量，(Iv)我们所完成的任何基本气体停车场和(或)贷款交易的时间和总量，这些交易可直接影响我们储存设施的运作压力；及(V)我们在我们的设施内安装以支持气体运输、注射和回收活动的压缩容量和其他气体处理设备的数量；和
•由于飓风、极端天气事件或条件，以及第三方管道、储存或生产设施的操作问题或问题而造成的不良操作条件。
虽然我们管理和监测所有这些与我们的天然气储存设施的持续运作有关的各种因素，目的是履行我们所有的合同承诺和义务，并优化我们的收入，但上述一个或多个因素可能会对我们履行我们在储存合同下的注入、退出或推卸义务的能力产生不利影响。在这种情况下，我们可能对我们的客户承担损失或损害，他们遭受和/或我们可能需要承担费用或费用，以使我们能够履行我们的义务。
如果由于关税、配额或其他因素，我们无法按我们所需的数量和质量以及商业上可接受的价格获得材料，我们的经营结果、财务状况和现金流动就会受到重大和不利的影响。
我们的业务需要获得钢材和其他材料来建造和维护新的和现有的管道和设施。如果我们缺乏这些材料，或无法以可接受的价格和及时获得足够数量的高质量材料，就会对我们建造新的基础设施和维持现有资产的能力产生重大和不利的影响。
此外，我们业务中使用的一些材料是进口的。现有和未来的进口税和配额可能会大大增加我们采购进口或国产钢的成本，和(或)造成短缺或难以购买足够数量的符合我们要求的技术规格的钢材，如果我们的建筑和维修费用大幅增加，或我们完成基础设施项目的能力有任何重大延误，可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流动产生重大不利影响。
投资于我们的内在风险
费用偿还给我们的普通伙伴可能是大量的，并将减少我们的现金，以分配给大学学生。
在对我们的共同单位进行任何分配之前，我们将补偿我们的普通合伙人及其附属公司，包括普通合伙人的高级人员和董事，为我们支付的所有费用。此外，我们必须支付平原实体的所有直接和间接费用，但任何PAGP实体的所得税除外。费用的报销和费用的支付可能会对我们作出分配的能力产生不利影响。普通合伙人有权决定这些费用的数额。此外，我们的普通合伙人及其附属公司可能为我们提供服务，我们将收取合理的费用，由普通合伙人决定。
现金分配没有保证，可能会随着我们的业绩和财务储备的建立而波动。
因为我们共同单位上的分配取决于我们产生的现金数量，所以分配可能会根据我们的表现而波动。每个季度可供分配的现金的实际数额将取决于许多因素，其中一些因素超出了我们的控制范围和普通合伙人的控制范围。现金分配主要取决于现金流量、金融储备水平和周转资本借款，而不仅仅取决于盈利能力，而盈利能力受非现金项目的影响。我们的财务储备水平是由我们的普通合伙人确定的，包括为我们的业务的正常运作(包括未来的资本支出和预期的信贷需求)、遵守法律或合同义务以及为今后分配给我们的A系列和B系列优先单元组的资金而准备的准备金。因此，现金分配可能是在我们记录亏损的时期，而不是在我们记录利润的时期。
我们的优先单位拥有不为我们共同单位持有人所拥有的权利、优惠和特权，并优先于其权利。
我们的A系列优先股和B系列优先股(合在一起，我们的“优先股”)在清算时的分销权和权利方面比我们的所有其他类别或系列权益证券都要高。这些优惠可能会对我们共同单位的市场价格产生不利影响，或使我们今后更难出售我们的共同单位。
此外，优先单位上的分配累计和累积，按我们的A系列优先单位每年8%的比率和按原发行价计算的B系列优先单位的6.125%的比率计算。我们的A系列优先单位可由这些单位的持有者或在某些情况下由我们转换为共同单位。我们的B系列优先单元不能转换为通用单元，但在某些情况下可由我们赎回。我们有义务向我们的首选单位或在我们的A系列优先单位转换后发行的共同单位支付款项，这可能会影响我们的流动资金，减少可用于周转资本、资本支出、增长机会、收购和其他一般伙伴关系目的的现金流量。我们对优先股持有者的义务也可能限制我们获得额外融资或增加借款成本的能力，这可能对我们的财务状况产生不利影响。
即使他们希望这样做，也可能无法解除我们的普通合作伙伴的职务。
我们的一般合作伙伴管理和经营伙伴关系。如果大学生对我们普通合伙人的表现不满意，他们目前没有什么实际能力来解除我们的普通合伙人。我们的普通合伙人不得被撤职，除非得到至少66人的投票。2/3我们的未完成单位的百分比(包括我们的普通合伙人或其附属公司持有的单位)。由于AAP拥有大约34%的我们杰出的共同单位和普通合伙人的所有者，以及董事和执行官员及其附属公司，因此，如果没有我们的普通合伙人及其附属公司的同意，我们的普通合伙人将很难被撤职。
此外，我们的合伙协议中的下列规定可能会阻止个人或团体试图撤换我们的普通合伙人或以其他方式改变我们的管理：
•一般而言，如某人从我们的普通合伙人或其附属公司以外的任何类别的未偿还单位中取得20%或以上，则该人所拥有的单位不得就任何事宜投票，但构成不超过19.9%的已发行股份的该等股份，可在该等股份的选举中投票选出；
•PAGP董事会由三类董事组成，这限制了我们的大学学生在任何特定年份对董事会进行重大改革的能力；以及
•限制会员召集会议或获取有关我们业务的信息的能力，以及其他限制大学生影响管理方式或方向的能力。
由于这些规定，由于交易价格中没有或降低了收购溢价，我们共同单位的交易价格可能会降低。
我们可以在没有统一批准的情况下发行更多的公共单位，这会削弱联合企业现有的所有权利益。
我们的普通合伙人可能导致我们在没有统一批准的情况下发行无限数量的公共单位(服从适用的纽约证券交易所规则)。我们也可以在任何时候发行数量无限的股票证券，排名初级或高级到普通单位，无需统一批准(适用的纽约证券交易所规则)。发行更多的普通股或同级别或高级级别的其他股权证券可产生以下影响：
•现有大学在伙伴关系中的比例所有权权益将减少；
•每个单位可供分配的现金数额可能减少；
•应纳税所得额与分配额之比可能增加；
•以前各未完成的单位的相对投票人数可能会减少；及
•普通单位的市场价格可能会下降。
此外，我们的A系列优先股可在2018年1月28日以后的任何时候由这些单位的持有者转换为通用单位，或在某些情况下由我们选择。如果A系列首选单位的很大一部分被转换为共同单位，普通单元组的人可能会受到很大的稀释。此外，如果这类转换成的A系列优先股的持有人在公开市场上处置这些公用单位的很大一部分，无论是在一笔交易中还是在一系列交易中，都可能对我们共同单位的市场价格产生不利影响。此外，这些销售，或这些销售的可能性，可能会使我们更难出售我们的共同单位在未来。
我们的普通合伙人有一个有限的话语权，这可能要求单元组在一个不合适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附属公司拥有80%或80%以上的共同单位，普通合伙人将有权，但不承担其可能指派给其任何附属公司的义务，以共同单位当时的市价购买所有但不少于所有由无关联人持有的剩余公用单位。因此，单元化者可能被要求在他们不想出售的时候和/或以低于他们想要的价格的价格出售他们的共同单位。他们在出售其共同单位时也可能承担税务责任。
如果法院认为统一行动构成了对我们业务的控制，而工会成员在某些情况下可能有责任偿还分配款，那么工会成员可能没有有限责任。
根据特拉华州的法律，如果法院裁定，工会成员根据我们的合伙协议解除普通合伙人的职务或采取其他行动的权利构成了对我们业务的“控制”，则可追究其与普通合伙人一样的义务。
我们的普通合伙人一般对我们的义务负有无限的责任，例如我们的债务和环境责任，除了那些明确地不求助于我们的普通合伙人的合同义务之外。我们的合伙协议允许普通合伙人以我们的名义承担明确不求助于普通合伙人的义务。普通合伙人在涉及付款责任的大多数情况下都承担了这种有限的追索权义务，并打算在今后这样做。
此外，根据特拉华州修订的统一有限合伙法第17-607节，如果分配会导致我们的负债超过我们资产的公允价值，我们就不能分配给我们的单元组。为确定是否允许分配，不计入因合伙权益而对合伙人承担的债务和不追索权的责任。特拉华州法律规定，从不允许分配之日起三年内，收到分配的有限合伙人，如果在分发时知道违反了特拉华州法律，就分配金额向有限合伙公司承担赔偿责任。
利益冲突可能会在我们的普通伙伴和我们或大学学生之间发生。
这些冲突可能包括以下方面：
•根据我们的合伙协议，我们偿还普通合伙人的管理和经营合伙的费用；
•任何季度的现金支出、借款和准备金数额都可能影响到向大学学生支付季度分配的可用现金；
•普通合伙人试图避免对合伙企业的义务承担责任。我们的合伙协议允许普通合伙人以这种方式保护其资产。根据我们的合伙协议，普通合伙人不会违反其信托义务，避免承担合伙义务的责任，即使我们可以在不限制普通合伙人的责任的情况下获得更优惠的条款；根据我们的合伙协议，普通合伙人可以向其附属公司支付任何对我们公平合理的服务。普通合伙人也可以代表我们与其任何附属公司签订额外的合同。我们与我们的普通伙伴(及其附属公司)之间的协议或合同不一定是长期谈判的结果；
•普通合伙人不会违反我们的合伙协议，行使其呼叫权购买有限合伙权益，或将其呼叫权转让给其附属公司或我们。
我们的普通合伙人的控制权可以转让给第三方，而无需得到统一的同意。控制的改变可能导致我们的某些债务工具违约，并触发补偿安排下的付款义务。
我们的普通合伙人可以在合并或出售其全部或实质上所有资产时将其普通合伙人权益转让给第三方，而不经我们的单一合伙人同意。此外，我们的合伙协议并没有限制普通合伙人的最终拥有人直接或间接将其在普通合伙人中的所有权转让给第三方的能力。我们普通合伙人的任何新所有者，如获得适用的PAGP实体的管理文件所要求的任何批准或同意，将能够用自己的选择取代董事会和高级官员，并控制他们的决定和行动。
此外，根据我们的循环信贷协议，改变控制将构成违约事件。在我们循环信贷协议规定的违约事件持续期间，行政代理人可终止放款人根据我们的循环信贷安排向我们提供信贷的任何未履行承诺，并/或宣布我们在循环信贷安排下应立即应付和应付的所有款项。根据与我们的人员作出的各种补偿安排，改变管制也可能引起支付义务。
与我们债券投资有关的风险
就我们的未偿还债务证券收取付款的权利是无担保的，实际上是从属于我们现有和未来的有担保债务，并在结构上从属于我们的附属公司现有和未来的债务和其他义务，但可能在未来担保我们债务证券的附属公司除外。
我们的债务证券实际上从属于我们的有担保债权人的债权，以及我们子公司现有和未来的债务和其他义务，包括贸易应付款，但附属公司除外，这些附属公司可能在未来为我们的债务证券提供担保。如果一家子公司的业务发生破产、破产、清算、重组、解散或结束，但将来可能担保我们债务证券的附属公司除外，该附属公司的债权人一般有权在向我们或我们的债务证券持有人分发之前获得全额偿付。
我们的杠杆可能会限制我们借入额外资金、遵守负债条款或利用商业机会的能力。
相对于我们合伙人的资本，我们的杠杆作用很大。截至2019年12月31日，我们的未偿还长期债务的面值约为92亿美元，而我们的未偿还短期债务的面值约为5亿美元。我们将被禁止在任何债务违约的情况下进行现金分配。对我们的信贷安排和其他债务工具的各种限制可能会降低我们承受额外债务、从事某些交易和利用商业机会的能力。我们目前债务的任何后续再融资或任何新的债务都可能受到类似或更大的限制。
我们的杠杆率可能会对我们债券的投资者产生重要影响。我们需要大量的现金流量，以履行我们的债务证券和其他合并债务的本金和利息义务。我们是否有能力按计划付款、为我们的债务再融资或将来获得额外融资的能力将取决于我们的财政和业务业绩，而这又取决于当前的经济状况以及金融、商业和其他因素。我们相信，在银行信贷安排下，我们会有足够的营运现金流量和可供借贷的款项，以偿还我们的债务，不过，我们的债务证券本金可能需要在到期时全部或部分再融资。碳氢化合物工业的大幅下滑或其他发展对我们的现金流产生不利影响，可能会严重损害我们偿还债务的能力。如果我们的现金流和资本资源不足以支付我们的偿债义务，我们可能被迫为我们的全部或部分债务再融资或出售资产。我们不能保证我们能够为我们现有的债务再融资，或以商业上合理的条件出售资产。
我们的杠杆作用可能会对我们为未来周转资本、资本支出和其他一般伙伴关系要求、未来购置、建造或发展活动提供资金的能力产生不利影响，或以其他方式充分实现我们资产和机会的价值，因为我们需要将很大一部分业务现金流量用于支付我们的债务，或遵守我们债务的任何限制性条款。我们的杠杆也可能使我们的经营结果更容易受到不利的经济和工业条件的影响，因为我们在规划业务和我们经营的行业的变化或对其作出反应方面的灵活性受到限制，并可能使我们相对于债务较少的竞争对手处于竞争劣势。
由于缺乏有组织的交易市场，我们转让债务证券的能力可能受到限制。
我们目前不打算申请在任何证券交易所或股票市场上市。任何债券市场的流动资金，都会视乎该等债券持有人的数目、证券交易商在设立债券市场的兴趣及其他因素而定。因此，我们不能保证债券市场的发展、延续或流动性。
我们有一个控股公司结构，在这个结构中，我们的子公司管理我们的业务并拥有我们的经营资产，这可能限制我们从这些子公司获得资金和支付债务证券的能力。
我们是一家控股公司，我们的子公司负责我们的所有业务，拥有我们所有的经营资产。除了子公司的所有权利益外，我们没有其他重大资产。因此，我们是否有能力支付所需的债务证券，取决于我们的子公司的表现和他们向我们分配资金的能力。除其他外，我们的子公司向我们分配的能力可能受到信贷设施和适用的国家合伙法律及其他法律法规的限制。根据我们的信贷安排，我们可能需要建立现金储备，以便将来支付我们信贷设施下未清款项的本金和利息。如果我们不能取得所需的资金，以便在债务证券到期时支付本金，或在发生控制权改变时回购我们的债务证券，我们可能需要采取一种或多种替代办法，例如对债务证券进行再融资。我们不能保证我们能够为我们的债务证券提供再融资。
在累积现金方面，我们没有其他组织的灵活性，这可能会限制可供偿还债务证券或在到期时偿还债务证券的现金。
与一家公司不同，我们的合伙协议要求我们每季度将我们可用现金的100%分配给我们的唱片公司。可用现金通常是我们所有的现金收入，根据现金分配和准备金的净变动进行调整。我们的普通合伙人将决定这种分配的数额和时间，并有广泛的酌处权，可根据一般合伙人在其合理酌处权中确定的必要或适当数额，建立和增加我们的储备金或业务伙伴关系的储备金：
•为我们的业务和我们的经营伙伴关系的业务提供适当的管理(包括对未来资本支出和我们预期的未来信贷需求的准备金)；
•遵守适用法律或任何贷款协议、担保协议、抵押、债务工具或其他协议或义务；
•(二)提供资金，支付首选单位的款项；或
•为今后四个日历季度中的任何一个或多个季度向我们的普通会员分发提供资金。
虽然我们对单个借记员的付款义务从属于我们对借记员的付款义务，但我们单位的价值将与我们单位分配金额的减少直接相关。因此，如果我们未来遇到流动性问题，我们可能无法发行股本进行资本重组。
普通高校的税收风险
我们的税收待遇取决于我们作为美国联邦所得税目的的伙伴关系的地位，而不受实体一级的实质性税收的影响。如果国税局(“国税局”)把我们当作一个联邦所得税的公司，或者为了州或外国的税收目的，我们要接受实体级的税收，那么我们的现金分配给我们的单身人士就会大幅度减少。
对我们共同单位的投资的预期税后经济效益在很大程度上取决于我们被视为联邦所得税的合作伙伴关系。就联邦所得税而言，像我们这样的公开交易合伙企业，除非符合经修订的1986年“国税法”第7704条所界定的“合资格入息”规定，否则可被视为一间公司。根据我们目前的运作和现行的国库规例，我们相信我们已符合符合资格的入息规定。然而，对于我们作为美国联邦所得税合作伙伴关系的待遇，还没有或将要被要求作出裁决。如果不能满足符合条件的收入要求或现行法律的改变，我们可能会被视为美国联邦所得税的公司，或者以其他方式将我们作为一个实体征税。
如果我们在联邦所得税方面被视为一个公司，我们将按公司税率对我们的应税收入缴纳联邦所得税，并且很可能以不同的税率缴纳州所得税。分配给我们的会员通常会被重新征税，作为公司分配，没有收入，收益，损失或扣除将流入我们的大学学生。由于我们作为一家公司将被征收税款，可用于分配给我们的大学学生的现金将大幅度减少。因此，将我们作为一个公司对待将导致现金流量和税后回报的大幅度减少，有可能导致我们共同单位的价值大幅度下降。
此外，有几个州一直在评估如何通过征收国家收入、特许经营权和其他形式的税收，对实体一级的伙伴关系征税。例如，我们要对分配给德克萨斯州的部分收入征收实体税。对我们征收任何类似的税收或额外的联邦或外国税收将减少可用于分配给我们的大学学生的现金。
对公开交易的合伙企业或在我们单位的投资的税务处理可能会受到可能的立法、司法或行政变化或不同解释的影响，这些解释可能追溯适用。
美国目前对包括我们在内的公开交易合伙企业的联邦所得税待遇，或对我们共同单位的投资，可以随时通过行政、立法或司法改革或不同的解释加以修改。国会议员不时提出并考虑对现行的联邦所得税法进行实质性修改，这些法律将影响到公开交易的合伙关系，包括先前的一项立法提案，该提案将消除将所有公开交易的合伙企业作为公司对待的有资格的收入例外，我们将其视为美国联邦所得税的合伙企业。例如，“美国清洁能源法案”，类似于奥巴马政府期间普遍提出的立法，于2019年5月2日在参议院推出。这项建议如获通过，除其他事项外，将废除“守则”第7704(D)(1)(E)条中有关符合资格的入息例外规定，而我们作为美国联邦所得税的合伙企业的地位，是以该条为依归的。
此外，财政部已经颁布并可能在未来发布条例，解释那些影响公开交易伙伴关系的法律。不能保证美国联邦所得税法或财政部对符合条件的收入规则的解释不会有进一步的变化，从而影响我们今后成为伙伴关系的能力。
对美国联邦所得税法及其解释的任何修改可能会或不可能追溯适用，并可能使我们更难或不可能满足某些公开交易的合伙企业被视为美国联邦所得税目的合伙企业的例外。我们无法预测最终是否会有任何改变或其他建议获得通过。今后的任何立法变化都可能对我们共同单位的投资价值产生负面影响。请您与您自己的税务顾问就监管或行政发展的现状和建议及其对您在我们共同单位的投资的潜在影响进行协商。
如果美国国税局对我们从2017年12月31日开始的纳税年度的所得税申报表进行审计调整，它(和一些州)可能会直接从我们那里评估和征收此类审计调整所产生的任何税收(包括任何适用的罚款和利息)，在这种情况下，我们可用于分配给我们的大学学生的现金可能会大幅减少。
根据2015年两党预算法案，从2017年12月31日开始的课税年度，如果国税局对我们的所得税申报表进行审计调整，它(和一些州)可以直接从我们那里评估和征收任何税收(包括任何适用的罚款和利息)。根据这些规则，我们的普通合伙人可以选择直接向国税局缴纳税款(包括任何适用的罚款和利息)，或者，如果我们有资格，就审计和调整后的报税表向各大学和前大学发出一份修订后的信息报表。虽然我们的普通合伙人可以选择让我们的会员和前合伙人考虑到这种审计调整，并根据他们在审计所涉年度内在我们的利益缴纳任何由此产生的税款(包括适用的罚款或利息)，但不能保证这种选择在任何情况下都是实际的、允许的或有效的。因此，我们现时的单身人士可能须承担部分或全部由该等审核调整所引致的税款，即使该等单位在被审计的课税年度内并没有在我们拥有单位。如果由于任何这类审计调整，我们被要求支付税款、罚款和利息，我们的现金分配给我们的大学学生可能会大幅度减少。本规定不适用于自2017年12月31日起或之前的课税年度。
如果美国国税局或加拿大税务局(“CRA”)对我们所采取的联邦所得税立场或跨国分配进行竞争，我们共同单位的市场可能受到不利影响，任何国税局或CRA竞争或增税的成本将减少我们可用于分配或偿债的现金。
国税局没有确定我们作为联邦所得税合作伙伴的地位，也没有确定影响我们的任何其他事项。美国国税局或CRA可能采取与我们所采取的立场不同的立场，或质疑我们所做的跨国分配。也许有必要诉诸行政或法院程序来维持我们所采取的一些或全部立场。法院可能不同意我们所采取的一些或全部立场。任何与美国国税局或CRA的竞争，都可能对我们共同单位的市场及其交易价格产生重大和不利的影响。此外，我们与国税局或国税局竞争的任何费用，以及任何须缴付的增税，将由我们的会员及一般人士间接承担。
合作伙伴，因为成本将减少我们的现金分配或偿债。有关公司间交易的CRA挑战的附加信息，请参见注15。
我们的学生会被要求为他们在我们收入中所占的份额纳税，即使他们没有从我们那里得到任何现金分配。
由于我们的单身人士将被视为合作伙伴，我们将分配与我们分配的现金数额不同的应税收入，因此他们将被要求缴纳任何联邦所得税，在某些情况下，即使他们没有从我们那里得到现金分配，也必须为他们在我们应纳税所得中所占份额缴纳任何联邦所得税和地方所得税。单元化者可能得不到我们的现金分配，相当于他们在我们应纳税收入中所占的份额，甚至不等于从该收入中产生的实际纳税义务。
我们共同单位处置的应税损益可能比预期的要多或少。
如果一个单位出售共同的单位，联合公司将确认损益相等于已实现的数额与该单位的税基在这些共同单位之间的差额。由于超过一家公司在我们应纳税所得额中应分配份额的分配会降低这种统一企业在其共同单位中的税基，因此，如果这些单位出售的价格高于其在这些单位中的税基，那么这种先前超额分配单位的数量(如果有的话)实际上将成为该单位的应纳税收入，即使这些单位收到的价格低于其原来的成本。此外，由于已变现的数额包括联合银行在我们无追索权债务中所占的份额，如果联合银行出售其单位，则该公司可能会承担超过从出售中收到的现金数额的税款。
由于潜在的回收项目(包括折旧回收)，从联合银行出售我们的单位所实现的数额的很大一部分，无论是否代表收益，都可以作为普通收入交税给该单位。因此，如果单位出售所实现的金额低于单位的调整后的基础，则单位可确认出售单位的普通收入和资本损失。资本净损失只能抵消资本收益，就个人而言，每年可获得高达3 000美元的普通收入。在某一单位出售其单位的应税期间，该单位可以确认我们在出售前分配给该单位的收入和收益的普通收入，以及通常无法被出售单位确认的任何资本损失所抵消的回收项目。
单元组可能会受到限制，他们的能力扣除利息费用由我们承担。
一般来说，我们有权就在我们应课税年度内可适当分配给我们的行业或业务的负债所支付或应累算的利息，作出扣减。然而，根据减税和就业法案，在2017年12月31日以后的应税年度内，我们对“商业利息”的扣减仅限于我们的企业利息收入和我们“调整后的应纳税收入”的30%。就本限额而言，我们经调整的应纳税所得额是不考虑任何业务利息费用或业务利息收入计算的，如果是从2022年1月1日开始的应税年度，则在折旧、摊销或耗损方面允许扣除的任何折旧、摊销或耗损不计入存货销售货物的成本。如果我们的“商业利益”受到本规则的限制，我们的会员将受到限制，无法从分配给他们的任何利息费用中扣除他们的份额。因此，单元组可能会受到限制，他们的能力扣除利息费用由我们承担。
免税实体由于拥有我们共同的单位而面临独特的税收问题，这可能会给他们带来不利的税收后果。
由免税实体(如雇员福利计划和个人退休账户)对我们共同单位的投资提出了他们特有的问题。例如，我们分配给免除美国联邦所得税的机构的几乎所有收入，包括IRAS和其他退休计划，都将是不相关的企业应税收入，并应对其征税。对于自2017年12月31日以后开始的应税年份，在不违反财政部为某些类似情况的企业或活动颁布的拟议汇总规则的前提下，一个拥有不止一个无关贸易或业务的免税实体(包括我们这样的合伙企业的投资归属)必须分别计算这类免税实体对每一项此类贸易或业务的无关业务应税收入(包括为了确定任何净经营亏损扣除额)。因此，从2017年12月31日开始的数年内，免税实体可能无法利用我们合伙企业的投资损失来抵消来自另一项无关贸易或业务的无关企业应税收入，反之亦然。在我们共同的单位投资前，免税单位应咨询税务顾问.
非美国的会员将因他们的收入和拥有我们单位的收益而受到美国的税收和预扣缴。
非美国会员通常被征税，并须遵守美国对与美国贸易或企业有效相关的收入(“有效关联收入”)申报所得税的要求。分配给我们的单位的收入和从出售我们的单位中获得的任何收益通常被认为与美国的贸易或业务有“有效的联系”。因此，对非美国单位的分配将以适用的最高实际税率扣缴，出售或以其他方式处置某一单位的非美国大学也将因出售或处置该单位而实现的收益征收美国联邦所得税，只要该收益与非美国的贸易或业务有效相关。
此外，从事美国贸易或业务的合伙企业的权益受让人通常被要求扣留转让人变现金额的10%，除非出让人证明其不是外国人，而且我们必须扣除受让人本应扣留但未扣缴的金额。由于“已实现金额”包括合伙人在合伙企业负债中所占份额，因此该金额的10%可能超过该单位的现金购买总价。然而，在颁布最后条例之前，国税局已暂停适用这一扣缴规则，以转让公开交易合伙企业的公开交易权益。如果最近颁布的条例按提议最后确定，这种条例将规定，在通过经纪人转让公开交易合伙企业的公开交易权益方面，扣缴的义务强加于出让人的经纪人，而合伙人的“已实现数额”不包括合伙人在公开交易合伙企业债务中所占份额，以确定须予扣缴的数额。然而，尚不清楚这些条例何时最后定稿，以及是否将以目前的形式定稿。在投资于我们共同的单位之前，非美国的会员应该咨询税务顾问。
我们将每个共同单位的购买者视为享有相同的税收优惠，而不考虑实际购买的共同单位。国税局可能对这种待遇提出质疑，这可能会对我们共同单位的价值产生不利影响。
由于我们无法与共同单位的转让方和受让方相匹配，我们采用了某些可能不符合现行财务条例所有方面的折旧和摊销扣减的方法。如果美国国税局对这些方法的使用提出质疑，可能会对我们大学学生可获得的税收优惠额产生不利影响。它还可能影响这些税收优惠的时间安排或出售共同单位的收益数额，并可能对我们共同单位的价值产生负面影响，或导致对我们的单一单位纳税申报表进行审计调整。
我们的单元组很可能会受到州，地方和非美国的税收和申报表的要求，在州和司法管辖区，他们不居住的结果是投资我们的单位。
除美国联邦所得税外，我们的大学学生还可能要缴纳其他税种，包括外国、州和地方税、非法人营业税和遗产税、继承税或无形税，这些税是由我们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，即使我们的大学学生不居住在任何这些管辖区。我们的单身人士很可能需要在部分或所有这些不同的司法管辖区提交州和地方所得税申报表，并缴纳州和地方所得税。此外，我们的大学学生可能会因不遵守这些要求而受到惩罚。我们目前在多个州拥有财产和经营业务，这些州目前对个人征收个人所得税，对公司和其他实体征收所得税。我们的会员有责任在适用的情况下，提交所有美国联邦、州、地方和非美国的纳税申报表。统一纳税人应与自己的税务顾问协商，以提交这类纳税申报单，缴纳此类税款，并可扣减任何已缴纳的税款。
我们采用了某些估价方法来确定大学的收入分配、收益分配、损失分配和扣减。国税局可能对这些方法或由此产生的拨款提出质疑，这可能对我们共同单位的价值产生不利影响。
在决定可分配给我们的会员的收入、收益、损失和扣除项目时，我们必须经常确定我们各自资产的公平市场价值。虽然我们会不时就估价事宜谘询专业评核师的意见，但我们会根据共同单位的市值，作出很多公平市价的估计，作为衡量资产公平市价的一种方法。国税局可能对这些估价方法以及由此产生的收入、收益、损失和扣减的分配提出质疑。
美国国税局对这些方法或分配的成功质疑可能会对分配给我们的大学学生的应税收入或损失的数量、性质和时间产生不利影响。这也会影响从我们的大学学生的销售中获得的收益。
共同单位，并可能对共同单位的价值产生负面影响，或导致审计调整，我们的单位的报税表，而不受益于额外的扣减。
其共同单位为证券贷款标的的单位(例如，向“卖空者”提供贷款以涵盖出售共同单位的贷款)可被视为已处置这些共同单位。如果是这样的话，在贷款期间，就这些共同单位而言，就税务目的而言，这类单位将不再被视为合伙人，并可确认从处置中获得的收益或损失。
由于没有关于向合伙企业贷款的联邦所得税后果的具体规则，其共同单位是证券贷款标的的单位可被视为已处置贷款单位。在这种情况下，在向卖空者提供贷款期间，该单位不再被视为合伙人。此外，在贷款期间，我们与这些共同单位有关的任何收入、收益、损失或扣减，均不得由总行申报，而该等单位所收到的任何现金分配，可作为一般入息全数缴税。希望确保其作为合伙人的地位和避免从证券贷款中获得承认的风险的单行者应与税务顾问协商，以确定是否宜修改任何适用的经纪账户协议，以禁止其经纪人借入其共同单位。
我们一般根据每个月的第一天我们单位的所有权，而不是根据某一单位转让的日期，在我们单位的转让方和受让人之间按比例分配我们的收入、收益、损失和扣减。国税局可能会对这种待遇提出质疑，这可能会改变收入、收益、损失和扣减项目在我们大学学生中的分配。
我们通常根据每个月的第一天(“分配日期”)，而不是根据某一单位转让的日期，在我们单位的出让者和受让人之间按比例分配我们的收入、收益、损失和扣减。同样，我们通常为以下项目分配某些扣除额：(一)资本增加的折旧和摊销；(二)出售或以其他方式处置资产时实现的损益；(三)普通合伙人根据分配日的所有权酌情决定的任何其他非常项目的收入、收益、损失或扣减。财政部的规定允许类似的每月简化惯例，但这些规定并没有具体授权我们的分摊方法的所有方面。如果国税局要挑战我们的分配方法，我们可能需要改变分配项目的收入，收益，损失和扣除在我们的单身学生。
我们非美国业务的应税收入不符合符合条件的公开交易合伙企业收入20%的扣减额。
根据减税和就业法案，工会通常可以扣除相当于我们的“合格的公开交易伙伴关系收入”的20%，分配给这样的工会。就扣减而言，符合条件的公开交易合伙企业收入一词包括与我们的美国贸易或商业活动有效相关的这种联合企业可分配的收入份额的净额。由于我们的非美国业务业务所赚取的收入与美国贸易或业务没有有效联系，因此，非美国企业不得将符合条件的公开交易合伙企业收入的20%扣减到我们收入的这一部分。
B系列首选大学的税收风险
将可归因于我们B类优先单位分配的收入作为资本使用担保付款，为我们的B类优先股持有者创造了不同于我们共同单位持有者的税收待遇，这种收入不符合符合条件的公开交易合伙企业收入20%的扣减额。
对我们B系列优先单元的分配的税收处理是不确定的。我们将把B类优先股的持有者视为税务上的合作伙伴，并将B类优先股的分配作为使用资本的担保付款，这些资金一般应作为普通收入向B类优先股的持有者征税。我们B系列优先股的持有者即使在没有同时期现金分配的情况下也可以确认此类收入的应纳税所得。我们预计从2017年11月15日开始，从2017年11月15日开始，到2022年11月15日到2022年11月15日，每半年一次，从2月15日、5月15日、8月15日和11月15日开始每半年进行一次保证付款分配。由于每个单位的保证付款必须在应计税款年度内作为收入计入持有人，因此从11月15日起至12月31日止期间的保证付款将于12月31日计入B系列优先单位的记录持有人。如果您是纳税人，则使用权责发生制或应纳税年度以外的应纳税年度报告收入。
日历年，您应该咨询您的税务顾问，关于我们的保证付款分配，权责发生制和报告惯例的后果。否则，B系列优先股持有人一般不会分享合伙企业的收入、收益、亏损或扣减项目，除非有必要：(1)实现与A系列优先单位的平价；或(2)尽可能提供B系列优先单位，使其受益于清算优惠。本合伙公司将不将我们的无追索权责任的任何份额分配给B系列优先单位的持有者。如果B系列优先股因税务目的而被视为负债，而不是作为资本使用的担保付款，则分配很可能被我们视为我们支付给B系列优先单位持有人的利息。
虽然我们预期我们所赚取的收入中，很大一部分会符合符合资格的公开买卖合伙收入20%的扣减额，但最近颁布的最后“库务规例”规定，由资本使用保证付款所得的收入，不符合符合资格商业收入20%的扣减额。因此，由我们B级优先股持有人确认的资本使用保证付款所得的收入，没有资格获得符合资格的业务收入20%的扣减额。
B系列优先单位的持有人必须确认B系列单位出售后的损益，其数额等于B系列优先单位中该持有者实现的数额与该持有者的税基之间的差额。实现的金额一般等于现金和其他财产的公平市场价值之和，这些财产持有人以这种B系列优先单位作为交换。在遵守一般规则的前提下，B系列优先单位的税基一般为持有人为获得此类B级优先单位而支付的现金和其他财产的公平市场价值之和，但须在多种合伙权益之间进行混合。持有超过一年的B系列优先股的持有人确认的损益一般应作为长期资本损益征税。由于B系列优先单位的持有人一般不会获分配我们的折旧、耗损或摊销项目中的一份，因此，预计这些持有人无须根据回收规则，将其收益的任何部分重新定性为普通收入。
由免税投资者(如雇员福利计划和个人退休账户)投资于B级优先股，以及非美国人提出了他们特有的问题。对于使用资本免税投资者的担保付款的处理是不确定的，就美国联邦所得税而言，这类付款可能被视为无关的企业应税收入。虽然这一问题并非没有疑问，但我们将把很大一部分分配给B系列优先单位的非美国持有者的收入视为“有效相连的收入”(这将使持有者须缴纳美国的净收入税，并可能征收分支利得税)，这些收入应以适用于这些非美国持有者的最高有效税率征收的预扣税。如果预扣缴额超过实际应缴的美国联邦所得税数额，非美国持有者可能需要提交美国联邦所得税申报表，以要求退还这些超额税款。
我们的B系列优先股的所有持有者被敦促咨询税务顾问关于拥有我们的B系列优先单位的后果。
第1B项未解决的工作人员意见
没有。
第3项.再分配法律程序
本项目所要求的信息包括在我们的综合财务报表附注19中，并以相关内容纳入本报告。
项目4.矿山安全披露
不适用。
第II部
第5项.再分配注册人共同单位市场、相关的统一事项和股票证券的发行者购买
市场信息、持有者和分配
我们的共同单位在纽约证券交易所上市和交易，代号为“PAA”。截至2020年2月12日，共有728，050，904个普通股未清，约有108，000记录持有人和受益所有人(以街道名义持有)。
下表列出与提交季度有关的每个共同单位的现金分配情况，并在下一个日历季度申报和支付(关于分配付款政策的讨论，见下文“现金分配政策”一节)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 第一季度 | | 第二季度 | | 第三季度 | | 第四季度 |
| 2019 | $ | 0.36 | | | $ | 0.36 | | | $ | 0.36 | | | $ | 0.36 | |
| 2018 | $ | 0.30 | | | $ | 0.30 | | | $ | 0.30 | | | $ | 0.30 | |
我们的共同单位也被用来作为对我们的雇员和PAGP总监的一种补偿形式。有关我们的股权指数补偿计划的额外信息，请参阅我们的综合财务报表附注18。
性能图
下面的图表比较了我们共同单位的整体回报表现和表现：(一)标准普尔500指数(“S&P 500”)和(Ii)阿尔勒MLP指数。AlerianMLP指数是最著名的能源大师有限合伙公司的组合，为投资者提供了这一资产类别的综合基准。该图表假定，从2014年12月31日起，100美元投资于我们的共同单位和每个比较指数，所有分布都按季度进行再投资。
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| | 12/31/2014 | | 12/31/2015 | | 12/31/2016 | | 12/31/2017 | | 12/31/2018 | | 12/31/2019 |
| PAA | | $ | 100.00 | | | $ | 48.08 | | | $ | 74.92 | | | $ | 51.44 | | | $ | 52.65 | | | $ | 51.45 | |
| 标准普尔500 | | $ | 100.00 | | | $ | 101.38 | | | $ | 113.51 | | | $ | 138.29 | | | $ | 132.23 | | | $ | 173.86 | |
| AlerianMLP指数 | | $ | 100.00 | | | $ | 67.41 | | | $ | 79.75 | | | $ | 74.55 | | | $ | 65.29 | | | $ | 69.57 | |
除条例S-K第201(E)项或“交易法”第18条的规定外，这些资料不应被视为是“征求材料”或“提交”委员会，或受“交易法”第14A或14C条的约束，也不应被视为以参考方式纳入根据经修正的1933年“证券法”或“交易法”提交的任何文件，除非我们具体要求将这些信息视为索取材料，或具体地将其纳入根据“证券法”或“交易法”提交的文件中。
最近出售未注册证券
没有。
发行人购买股票证券
没有。
现金分配政策
根据我们的合伙协议，在向我们优秀的优先单位的持有者分发后，我们在每个季度结束后的45天内将我们可用现金的剩余部分分配给我们共同的有记录的单位。可用现金的定义一般是，在清算结束前的任何一个季度，我们在每个季度结束时手头的所有现金和现金等价物减去我们的普通合伙人为未来需要而合理斟酌确定的准备金：
•为我们的业务和我们的经营伙伴关系的业务提供适当的管理(包括对未来资本支出和我们预期的未来信贷需求的准备金)；
•遵守适用法律或任何贷款协议、担保协议、抵押、债务工具或其他协议或义务；或
•为发行我们的A系列和B系列首选单元组提供资金，或为今后四个日历季度中的任何一个或多个季度向我们的普通单元组分发。
我们的可用现金还包括本季度结束后借入的现金。
根据有关我们的债务的协议条款，如果存在违约或违约事件(如此类协议中所定义的)，我们将被禁止向联合承销商申报或支付任何分配款。没有发生过这样的默认情况。见第7项。管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--流动性和资本资源--信贷协议、商业票据计划和假牙。
根据我们的合伙协议条款，我们的A系列优先股和B系列优先股在分销权方面比我们的所有类别或系列股权证券都高。
第6项.再分配选定财务数据
以下历史财务信息来自我们截至12月31日、2019、2018年、2017年、2016年和2015年以及该日终了年度的已审计合并财务报表。选定的财务数据应与项目7一并阅读。“管理层对财务状况和业务结果的讨论和分析”和项目8中的合并财务报表，包括其附注。“财务报表和补充数据”。
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| 截至12月31日 | | | | | | | | |
| 2019 | | 2018 | | 2017 | | 2016 | | 2015 |
| (以百万单位计，每单位数据和卷除外) | | | | | | | | |
| 业务报表数据： | | | | | | | | | |
| 总收入 | $ | 33,669 | | | $ | 34,055 | | | $ | 26,223 | | | $ | 20,182 | | | $ | 23,152 | |
| 营业收入 | $ | 1,988 | | | $ | 2,277 | | | $ | 1,153 | | | $ | 994 | | | $ | 1,262 | |
| 净收益 | $ | 2,180 | | | $ | 2,216 | | | $ | 858 | | | $ | 730 | | | $ | 906 | |
| 可归因于PAA的净收入 | $ | 2,171 | | | $ | 2,216 | | | $ | 856 | | | $ | 726 | | | $ | 903 | |
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| 单位数据： | | | | | | | | | |
| 每个共同单位的基本净收入 | $ | 2.70 | | | $ | 2.77 | | | $ | 0.96 | | | $ | 0.43 | | | $ | 0.78 | |
| 稀释后单位净收入 | $ | 2.65 | | | $ | 2.71 | | | $ | 0.95 | | | $ | 0.43 | | | $ | 0.77 | |
每个公共单位申报的分发(1) | $ | 1.38 | | | $ | 1.20 | | | $ | 1.95 | | | $ | 2.65 | | | $ | 2.76 | |
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| 资产负债表数据(期末)： | | | | | | | | | |
| 财产和设备，净额 | $ | 15,355 | | | $ | 14,787 | | | $ | 14,089 | | | $ | 13,872 | | | $ | 13,474 | |
总资产(2) | $ | 28,677 | | | $ | 25,511 | | | $ | 25,351 | | | $ | 24,210 | | | $ | 22,288 | |
| 长期债务 | $ | 9,187 | | | $ | 9,143 | | | $ | 9,183 | | | $ | 10,124 | | | $ | 10,375 | |
长期经营租赁负债(2) | $ | 387 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 债务总额 | $ | 9,691 | | | $ | 9,209 | | | $ | 9,920 | | | $ | 11,839 | | | $ | 11,374 | |
| 合伙人资本 | $ | 13,195 | | | $ | 12,002 | | | $ | 10,958 | | | $ | 8,816 | | | $ | 7,939 | |
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| 其他数据： | | | | | | | | | |
| 经营活动提供的净现金 | $ | 2,504 | | | $ | 2,608 | | | $ | 2,499 | | | $ | 733 | | | $ | 1,358 | |
| 用于投资活动的现金净额 | $ | (1,765) | | | $ | (813) | | | $ | (1,570) | | | $ | (1,273) | | | $ | (2,530) | |
由/(用于)筹资活动提供的现金净额 | $ | (720) | | | $ | (1,757) | | | $ | (943) | | | $ | 556 | | | $ | 800 | |
| 资本支出： | | | | | | | | | |
| 收购资本 | $ | 50 | | | $ | — | | | $ | 1,323 | | | $ | 289 | | | $ | 105 | |
| 扩张资本 | $ | 1,340 | | | $ | 1,888 | | | $ | 1,135 | | | $ | 1,405 | | | $ | 2,170 | |
| 维护资本 | $ | 287 | | | $ | 252 | | | $ | 247 | | | $ | 186 | | | $ | 220 | |
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| 截至12月31日 | | | | | | | | |
| 2019 | | 2018 | | 2017 | | 2016 | | 2015 |
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卷(3) (4) | | | | | | | | | |
运输部分(平均每天以千桶计)： | | | | | | | | | |
| 关税活动 | 6,805 | | | 5,791 | | | 5,083 | | | 4,523 | | | 4,340 | |
| 货车运输 | 88 | | | 98 | | | 103 | | | 114 | | | 113 | |
| 运输部门总量 | 6,893 | | | 5,889 | | | 5,186 | | | 4,637 | | | 4,453 | |
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| 设施部分： | | | | | | | | | |
液体储存(月平均容量(百万桶))(5) | 110 | | | 109 | | | 112 | | | 107 | | | 100 | |
天然气储存(以十亿立方英尺计的月平均工作能力) | 63 | | | 66 | | | 82 | | | 97 | | | 97 | |
NGL分馏(平均每天以千桶计) | 144 | | | 131 | | | 126 | | | 115 | | | 103 | |
设施部分-总产量(每月平均百万桶) | 125 | | | 124 | | | 130 | | | 127 | | | 120 | |
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供应和后勤部分(每天平均每天以千桶为单位)： | | | | | | | | | |
| 原油租赁收购案 | 1,162 | | | 1,054 | | | 945 | | | 894 | | | 943 | |
| NGL销售 | 207 | | | 255 | | | 274 | | | 259 | | | 223 | |
| 供应和物流部门总数量 | 1,369 | | | 1,309 | | | 1,219 | | | 1,153 | | | 1,166 | |
(1)表示在列报年度内每单位申报和支付的现金分配情况。关于我们的分配的进一步讨论，见我们合并财务报表的附注12。
(2)2019年1月1日，我们通过了2016-02年会计准则更新，租约(主题842)使用可选的过渡方法。上一期间的数额尚未调整，并继续按照会计准则编纂主题840下的历史会计报告。
(3)平均交易量计算为该年度的总数量(可归因于我们的利益)除以一年中的天数或月数。
(4)设施段总容积计算为：(1)液体储存能力；(2)天然气储存工作能力除以6，000立方英尺(“mcf”)的天然气与英国原油热单位(“Btu”)的当量比，再除以1，000，000转成月容积(百万)；(3)NGL分馏量乘以当年的天数，除以当年的月数。
(5)包括未合并实体拥有的设施的数量(可归因于我们的利益)。
第7项 管理层对财务状况及经营成果的探讨与分析
导言
以下讨论旨在使投资者了解我们的财务状况和我们的业务结果，并应结合我们的历史综合财务报表和所附说明来阅读。
我们的讨论和分析包括：
•执行摘要
•收购和资本项目
•关键会计政策和估计
•最近的会计公告
•业务结果
•展望
•流动性与资本资源
执行摘要
公司概况
我们拥有和经营中流能源基础设施，主要为原油、天然气和天然气提供物流服务。我们在美国和加拿大的主要原油和NGL生产盆地和运输走廊以及主要的市场中心拥有广泛的管道运输、终止、储存和资产收集网络。我们成立于1998年，我们的业务直接或间接地通过我们的运营子公司进行，并通过三个运营部门进行管理：运输、设施以及供应和物流。关于进一步的讨论，请参阅“操作结果-操作段分析”。
经营业绩、资本投资和其他重要活动概览
2019年12月31日终了年度的净收入为21.8亿美元，相对于2018年12月31日终了年度的净收入21.16亿美元相对持平。影响比较期收入的重要项目包括：
•由于实现了有利的原油差异，主要是在二叠纪盆地和加拿大，以及较高的NGL利润率，我们的供应和物流部门取得了良好的结果；
•我们的运输部门，主要是我们在二叠纪盆地地区的管道，由于产量增加和我们最近完成的资本扩张项目而产生了良好的结果；
•所得税费用减少，主要是由于我们加拿大业务的衍生产品市价的波动影响了年度收入的减少；
•2019年期间确认的非现金收益2.69亿美元，涉及公允价值调整，原因是我们在Capline管道系统中不可分割的联合权益对Capline管道公司股份的贡献，而2018年确认的收益为2亿美元，涉及出售我们在BridgeTex管道公司股份有限公司的部分权益；
•由于2018年期间确认的收益与2019年期间确认的损失相比，某些衍生工具对市场的不利影响；
•2019年净亏损对资产销售和资产减值的不利影响，而2018年的净收益为1.14亿美元；
•2019年折旧和摊销费用增加，主要是由于与完成各种资本扩张项目有关的额外折旧费用。
请参阅下文“运营结果-运营部门分析”和“其他收入和支出”章节中对我们的经营结果的进一步讨论。有关市场和当前前景的讨论，请参阅下文的“市场展望和展望”一节。
在2019年期间，我们投资了大约13亿美元的扩张资本，主要是与二叠纪盆地正在开发的项目有关。有关更多信息，请参阅下文“-收购、资本项目和剥离”一节。
我们还支付了大约12亿美元的现金分配给我们的普通会员和我们的A和B系列首选单元组在2019年。
杠杆削减计划的完成和财政政策的更新
2017年8月，我们宣布，我们正在实施一项行动计划，以加强我们的资产负债表，降低杠杆率，扩大我们的分配覆盖面，尽量减少新发行的普通股，并使伙伴关系为今后的分配增长做好准备。行动计划(“降低杠杆计划”)得到了PAGP理事会的认可，其中包括我们实现某些目标的意图。2017年和2018年，我们在执行杠杆削减计划方面取得了有意义的进展，2019年4月，我们宣布实现了其余的目标。在完成降低杠杆计划的同时，我们完成了对我们的资本分配过程、目标杠杆指标和分配管理政策的审查。作为2019年4月公告的一部分，我们提供了几项关于我国财政政策的最新情况，包括以下行动：
•将目标长期债务下调至调整后的EBITDA杠杆率0.5倍至3.0x至3.5倍；
•建立长期可持续的最低年度分配覆盖率，以主要以收费为基础的现金流为基础，达到130%的水平；以及
•我们通过了确定共同单位分配水平的年度周期，并打算在今后增加共同单位的分配，条件是实现和保持有针对性的杠杆和覆盖率，并接受年度审查进程。
这些行动反映了我们致力于优化可持续的统一价值，同时也保持和提高我们的财务灵活性，进一步降低杠杆和改善我们的信贷状况，目标是在一段时间内达到BBB的同等信用评级。根据这些目标，我们宣布，我们打算通过资产优化、合资企业、潜在剥离和类似安排，继续侧重于提高投资回报和加强资本纪律的活动。
收购、资本项目和资产剥离
收购和资本项目
我们在2019年、2018年和2017年完成了一些收购和资本项目，这些项目影响了我们的运营结果。下表汇总了我们在这些时期的购置资本、扩张资本和维持资本的支出(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日 | | | | |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
收购资本(1) (2) | | $ | 50 | | | $ | — | | | $ | 1,323 | |
扩张资本(1) (3) | | 1,340 | | | 1,888 | | | 1,135 | |
维护资本(3) | | 287 | | | 252 | | | 247 | |
| | $ | 1,677 | | | $ | 2,140 | | | $ | 2,705 | |
(1)对未合并实体的初始投资或额外权益的收购包括在“购置资本”中。随后对与这些实体的扩张项目有关的未合并实体的捐款在“扩展资本”中得到确认。我们根据权益会计方法对这些实体的投资进行核算。
(2)2017年的收购资本主要包括2017年2月完成的Alpha原油连接器采集系统收购。关于收购的更多信息，见我们的合并财务报表附注7。
(3)为扩大我们资产的现有经营能力和(或)盈利能力而作出的资本支出被归类为“扩展资本”。为保持我们现有资产的运营和/或盈利能力而对部分或全部折旧资产进行替换和(或)翻新的资本支出被归类为“维持资本”。
扩展资本项目
我们的2019年项目主要包括管道系统的建设和扩展以及储存和终端设施。下表汇总了2019年、2018年和2017年的项目(以百万计)：
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| 项目 | | 2019 | | 2018 | | 2017 |
二叠系盆地互补工程(1) | | $ | 503 | | | $ | 671 | | | $ | 217 | |
二叠纪盆地采油管道工程(1) (2) | | 440 | | | 880 | | | 59 | |
其他长输管道工程(1) | | 92 | | | 3 | | | 15 | |
选定的设施项目(1) (3) | | 93 | | | 62 | | | 134 | |
| 金刚石管道 | | 6 | | | 17 | | | 318 | |
| 其他项目 | | 206 | | | 255 | | | 392 | |
| 共计 | | $ | 1,340 | | | $ | 1,888 | | | $ | 1,135 | |
(1)这些项目将持续到2020年。参见-流动性和资本资源-收购、投资、扩张资本支出和剥离-2020年资本项目。
(2)代表从二叠纪盆地引进能力的管道项目，包括(I)我们对Cactus II管道的65%的权益，(Ii)我们对Wink to Webster管道的16%的权益和(Iii)我们的日出扩建。
(3)包括在我们的圣詹姆斯，萨斯喀彻温堡和库欣终端机的项目。
我们的扩展资本项目包括对中游基础设施项目的投资，这些项目建立在我们的核心资产和运营基础之上。在过去的几年里，所有的扩张资金都投入到了我们收费的运输和设施部门。这一扩张资本的大部分由高度承包的项目组成，这些项目补充了我们更广泛的系统能力，并支持行业价值链上下游部门的长期需求。
我们目前预计在2020年将花费大约14亿美元作为扩张资本。更多信息见“-流动性和资本资源-收购、投资、扩张资本支出和剥离-2020年资本项目”和“展望-市场概况和展望”。
剥离
我们不断评估非核心资产的潜在销售情况和(或)向战略合资伙伴出售部分资产权益的情况。下表汇总了在2019年12月31日、2018年和2017年12月31日终了年度(百万美元)以前在我国运输和设施部门报告的出售此类资产的收益：
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| | 截至12月31日的年度， | | | | |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
资产剥离收益(1) | | $ | 205 | | | $ | 1,334 | | | $ | 1,083 | |
(1)包括我们在2019年5月成立的红河管道有限责任公司的收益。更多信息见我们的综合财务报表附注12。
出售资产的收益被用来资助我们的扩张资本计划和降低债务水平。有关我们的资产剥离活动的更多讨论，请参见“流动性和资本资源”。
关键会计政策和估计
根据公认会计原则和证券交易委员会的规则和条例编制财务报表，要求我们在财务报表之日对报告的资产和负债数额以及或有资产和负债的披露作出估计和假设。这种估计和假设也影响到报告所述期间的收入和支出数额。虽然我们认为这些估计是合理的，但实际结果可能与这些估计不同。我们定期评估我们的假设、判断和估计，并与董事会的审计委员会讨论我们的关键会计政策和估计。
我们认为，我们(一)获得的资产和负债的估计公允价值以及相关商誉和无形资产的识别，(二)商誉和无形资产的减值评估，(三)衍生产品的公允价值，(四)权责发生制和或有负债，(五)股权指数化赔偿计划权责发生制，(六)财产和设备，折旧和摊销费用，资产退休义务和减值，(七)可疑账户备抵和(八)库存估值对我们的合并财务报表的潜在影响最大。这些领域是我们运作结果的关键组成部分，基于复杂的规则，这些规则要求我们作出判断和估计。因此，我们认为这些是我们的重要会计政策和估计，将进一步讨论如下。有关我们所有重要会计政策的进一步信息，见我们综合财务报表附注2。
获得的资产和负债的公允价值以及连带商誉和无形资产的确认。根据FASB关于业务组合的指导，在每次收购中，我们将被收购实体的成本分配给根据其在收购之日的估计公允价值而承担的资产和负债。如果合并发生时企业合并的初始会计不完整，则将记录估计数。除股权法投资的收购外，我们还支付与每次收购相关的交易费用。此外，我们必须将无形资产与商誉分开确认。
确定所获得资产和负债的公允价值，以及与客户关系、专用面积和其他合同等项目有关的无形资产，涉及专业判断，最终依据的是购置模式和管理层对所购资产价值的评估，并在有能力的情况下，根据第三方评估。
商誉和无形资产的减值评估。商誉和无限期的无形资产不摊销，而是定期评估减值。关于商誉的进一步讨论，见我们的综合财务报表附注8。寿命有限的无形资产按管理确定的估计使用寿命摊销。
减值测试意味着根据管理层对未来收入、未来现金流和市场条件(包括定价、需求、竞争、运营成本和其他因素)的估计，估算与业务有关的未来净现金流量。与这些估计数有关的不确定因素包括产量下降率的变化、生产中断、炼油厂能力或产品时间表的波动、该地区的经济过时因素和未来可能的现金流动来源。此外，我们估计的加权平均资本成本的变化可能对公允价值产生重大影响。我们不能保证实际数额不会与估计数额相差很大。这些不确定因素的解决已经导致并可能导致影响我们的经营结果和财务状况的损害。
衍生工具的公允价值某一特定时期结束时衍生产品的公允价值并不反映特定交易的最终结果，也很可能不反映交易结束时的损益。我们根据我们的内部记录和第三方提供的资料对这些项目作出估计。在我们的综合资产负债表上，我们有相当的商品衍生工具、利率衍生工具和外币衍生工具，它们作为公允价值的资产和负债入账。我们在交易所交易的衍生产品的估值，是根据适用于该期间最后一天的交易所的市场价格计算的。对于非交易所交易的衍生品，我们使用的估计数是基于指示性经纪人报价或内部估值模型。我们的估值模型利用市场可观察的输入，例如
价格、波动性、相关性和其他因素，由于缺乏流动性市场，可能不能反映出它们可以解决的价格。年总收入的不到1%是基于内部估值模型得出的估计数。
我们还在我们的综合资产负债表上嵌入了以公允价值记录的更高级的衍生工具。使用包含输入的模型对这些嵌入的衍生产品进行估值，其中有些模型涉及管理判断。
虽然解决这些估计所涉及的不确定因素历来没有对我们的业务结果或财务状况产生重大影响，但我们不能保证实际数额不会与估计数额有很大差别。有关我们的衍生工具及风险管理活动的讨论，请参阅第7A项。有关市场风险的定量及定性披露及综合财务报表附注13。
权责发生制和或有负债。除其他外，我们记录环境补救、自然资源损害评估、政府罚款和处罚、潜在法律索赔和与损失应急有关的法律服务费用以及奖金等方面的应计或负债。当我们的评估表明，负债很可能已经发生，负债的数额可以合理估计时，应计项目即为应计项目。我们的估计是基于当时的所有已知事实和我们对最终结果的评估。影响我们估计数的许多不确定因素包括：我们的环境补救计划的必要监管批准和可能的修改；在初步评估土壤污染或水污染的影响时可获得的数据数量有限；与环境补救服务和设备有关的费用的变化；自然资源损害评估的持续时间和确定的最终损害额；罚款和罚款的确定和计算；现有法律索赔引起更多索赔的可能性；与诉讼、索赔和其他事项有关的法律服务的性质、范围和费用。我们对或有负债应计项目的估计数随着获得更多信息或获得解决办法而增加或减少。在我们对上述应计项目和或有负债的总估计数中，假设差异为5%，将对收入产生高达1，400万美元的影响。虽然解决这些不确定因素在历史上没有对我们的业务结果或财务状况产生重大影响，但我们不能保证实际数额不会与估计数额有很大差别。
权益指数薪酬计划应计项目。我们为未支付的权益指数补偿金累计补偿费用(在这里称为权益指数补偿费用)。根据公认会计原则，我们必须估计我们未支付的权益指数补偿金的公允价值，并确认该公允价值作为服务期间的补偿费用。对于包含业绩条件的权益指数化薪酬，只有在业绩条件的实现被认为是可能的情况下，奖励的公允价值才被确认为权益指数化补偿费用。这一估计所涉及的不确定因素包括今后每一个共同单位(或在某些情况下，每个共同单位和共同同等单位)的四个季度落后可分配现金流量(“DCF”)，以及是否将达到业绩条件。此外，每一期间结束时(以及归属时)的共同单价将影响某些裁决在每一期间记录的赔偿费用数额。我们不能保证我们的权益指数化赔偿的实际公允价值不会与估计数额有很大差别。
我们在2019年、2018年和2017年分别确认了3，400万美元、7，900万美元和4，100万美元的权益指数化补偿费用，这些费用分别与我们各种股权指数化赔偿计划下的奖励有关。假设我们的权益指数化补偿费用的总估计数有5%的差异，将对我们的总成本和支出产生不到1%的影响。有关我们的权益指数补偿计划的讨论，请参阅我们合并财务报表的附注18。
财产和设备、折旧和摊销费用、资产退休债务和减值。我们根据估计的使用寿命用直线法计算折旧和摊销.这些估计数基于各种因素，包括条件、制造规格、技术进步和关于类似资产的使用寿命的历史数据。影响这些估计数的不确定因素包括与恢复和遗弃要求、经济条件以及该地区的供求有关的法律和条例的变化。当资产投入使用时，我们对我们认为合理的使用寿命和残值作出估计。然而，随后发生的事件可能导致我们改变我们的估计，从而影响今后的折旧和摊销计算。
我们根据与清理、清理和在某些情况下完全移除资产并将土地归还原状的相关成本估算，记录与有形长期资产相关的退休义务。此外，我们的估计包括确定可能的义务的结算日期，这可能是可以确定的，也可能是无法确定的。影响这些估计数的不确定性包括与这些活动有关的费用以及产生这些费用的时间。
当事件或情况表明这些资产的账面价值可能无法收回时，我们定期评估财产和设备的减值情况。任何评价都在很大程度上取决于相关现金流量的基本假设。我们认为，用于计算财产和设备减值的公允价值估计是一种重要的会计估计。在确定是否存在账面价值减损时，我们作出了一些主观假设：
•是否有可能表示损害的事件或情况；
•资产分组；
•“持有”、“放弃”或“出售”资产的意图；
•对资产预计使用寿命内未来未贴现现金流量的预测；及
•如果存在减值，资产或资产组的公允价值。
此外，当我们评估财产和设备以及其他可收回的长期资产时，也可能需要审查有关的折旧估计和方法。
我们的看法或使用的改变可能会导致损伤，这可能是我们的经营结果或财务状况的实质。有关更多信息，请参阅下文“-Outlook-市场概况和展望”一节和我们的综合财务报表附注6。
可疑账户备抵。我们对客户进行信用评估，并根据以往的支付历史、财务状况和预期的行业状况授予信用。定期监测客户付款情况，并根据具体情况和整个行业情况为可疑账户编列备抵。我们的坏账损失很少(截至12月31日、2019、2018和2017年，总计不到200万美元)，一般仅限于特定的客户情况；然而，信贷风险可能会突然发生变化，而无需事先通知。更多讨论见我们的综合财务报表附注2。
存货估价库存，包括长期库存，主要由原油和NGL组成，按成本或可变现净值的较低值估值，成本采用特定库存池内的平均成本法确定。在每个报告所述期间结束时，我们评估库存的账面价值，并在作出必要调整以将账面价值减至可变现净值时使用估计和判断。在影响我们估计的不确定因素中，包括在我们的可变现净值分析中包含的适用的质量和位置差异。此外，我们估计存货即将清理结束的时间。对出售时机所作假设的变化会对可变现净值产生重大影响。在截至2019年12月31日、2018年和2017年12月31日终了的几年中，我们分别记录了1 100万美元、800万美元和3 500万美元的费用，这些费用与由于价格下跌而对我国原油库存进行的估值调整有关。关于库存问题的进一步讨论，见我们的综合财务报表附注5。
最近的会计公告
关于最近的会计声明对我们的合并财务报表的影响的信息，见我们综合财务报表的附注2。
业务结果
下表概述了我们按照公认会计原则计算的合并财务结果(单位数为百万，单位数据除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | 方差 | | | | | | |
| | 截至12月31日 | | | | | | | 2019-2018 | | | | 2018-2017 | | |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 | | | $ | | % | | $ | | % |
运输部门调整的EBITDA(1) | | $ | 1,722 | | | $ | 1,508 | | | $ | 1,287 | | | | $ | 214 | | | 14 | % | | $ | 221 | | | 17 | % |
设施部分调整后的EBITDA (1) | | 705 | | | 711 | | | 734 | | | | (6) | | | (1) | % | | (23) | | | (3) | % |
供应和物流部门调整后的EBITDA(1) | | 803 | | | 462 | | | 60 | | | | 341 | | | 74 | % | | 402 | | | ** | |
| 调整： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 未合并实体的折旧和摊销 | | (62) | | | (56) | | | (45) | | | | (6) | | | (11) | % | | (11) | | | (24) | % |
| 影响可比性的选定项目-分段调整的EBITDA | | (163) | | | 433 | | | 33 | | | | (596) | | | ** | | | 400 | | | ** | |
| 折旧和摊销 | | (601) | | | (520) | | | (517) | | | | (81) | | | (16) | % | | (3) | | | (1) | % |
| 资产销售和资产减值损益净额 | | (28) | | | 114 | | | (109) | | | | (142) | | | (125) | % | | 223 | | | 205 | % |
| 对未合并实体的投资收益 | | 271 | | | 200 | | | — | | | | 71 | | | 36 | % | | 200 | | | N/A | |
| 利息费用，净额 | | (425) | | | (431) | | | (510) | | | | 6 | | | 1 | % | | 79 | | | 15 | % |
| 其他收入/(费用)净额 | | 24 | | | (7) | | | (31) | | | | 31 | | | 443 | % | | 24 | | | 77 | % |
| 所得税费用 | | (66) | | | (198) | | | (44) | | | | 132 | | | 67 | % | | (154) | | | (350) | % |
| 净收益 | | 2,180 | | | 2,216 | | | 858 | | | | (36) | | | (2) | % | | 1,358 | | | 158 | % |
| 可归因于非控制权益的净收入 | | (9) | | | — | | | (2) | | | | (9) | | | N/A | | | 2 | | | 100 | % |
| 可归因于PAA的净收入 | | $ | 2,171 | | | $ | 2,216 | | | $ | 856 | | | | $ | (45) | | | (2) | % | | $ | 1,360 | | | 159 | % |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 每个共同单位的基本净收入 | | $ | 2.70 | | | $ | 2.77 | | | $ | 0.96 | | | | $ | (0.07) | | | ** | | | $ | 1.81 | | | ** | |
| 稀释后单位净收入 | | $ | 2.65 | | | $ | 2.71 | | | $ | 0.95 | | | | $ | (0.06) | | | ** | | | $ | 1.76 | | | ** | |
| 基本加权平均数未清单位 | | 727 | | | 726 | | | 717 | | | | 1 | | | ** | | | 9 | | | ** | |
| 稀释加权平均数未清单位 | | 800 | | | 799 | | | 718 | | | | 1 | | | ** | | | 81 | | | ** | |
**表示差异作为百分比是没有意义的。
(1)部门调整的EBITDA是衡量部门绩效的指标，由我们的首席运营决策者(CODM)用来评估业绩和在我们的运营部门之间分配资源。对某些项目进行了调整，包括CODM认为不同时期的结果具有可比性的项目。关于此类调整的进一步讨论，见我们综合财务报表附注21。
非公认会计原则财务措施
为了补充我们根据公认会计原则提供的财务信息，管理层在评估过去的业绩和对未来的展望时，使用了称为“非GAAP财务措施”的额外措施。管理层使用的主要额外措施是利息、税收、折旧和摊销前收益(包括未合并实体按比例分摊的折旧和摊销以及重大资产出售的损益)、资产销售损益和资产减值损益以及对未合并实体的投资收益，并根据某些影响可比性的选定项目(“调整EBITDA”)和隐含DCF调整。
管理层认为，这些额外财务措施的提出为投资者提供了关于我们的业绩和业务结果的有用信息，因为这些措施用于补充有关公认会计原则的财务措施时，(1)提供关于我们的核心业务业绩和通过我们的业务产生的现金为向我们的单位发放资金的能力的补充信息；(2)向投资者提供同样的财务分析框架，作为财务、业务、补偿和规划/预算决定的管理依据；(3)提出投资者、评级机构和债务持有人表示在评估我们和我们的业务结果方面有用的措施。这些非公认会计原则措施可以排除，例如：(一)预计将在发行股票工具时结清的债务的费用；(二)与另一时期的基础活动有关的衍生工具的损益(或以前时期的这种调整逆转)；与投资活动有关的衍生产品的损益(如购买线费)和库存估价调整(视情况而定)；(三)长期库存成本成本调整。, (4)不反映我们的核心经营业绩和业务前景的其他项目和/或(5)我们认为在了解我们的核心经营业绩时应排除在其他项目之外的其他项目。这些措施可作进一步调整，以包括与最低数额承付款有关的缺陷数额，据此，我们已向对手方开具其亏空债务的帐单，并在我们的综合财务报表中确认这些数额为“其他流动负债”中的递延收入。这些数额是扣除后来确认为收入的适用数额后提出的。我们已将所有这类项目定义为“影响可比性的选定项目”。我们不一定认为所有影响可比性的选定项目都是非经常性、不经常或不寻常的，但我们相信，对这些影响可比性的选定项目的理解对评估我们的经营结果和前景至关重要。
虽然我们提供了影响管理人员在评估我们的绩效时考虑的影响可比性的选定项目，但您也应该注意到，所提供的项目并不代表影响所述期间之间可比性的所有项目。我们的经营结果的变化也是由数量、价格、汇率、机械中断、收购、扩张项目和许多其他因素引起的，这些因素在“运营部门分析”中讨论过。
我们对某些非GAAP财务措施的定义和计算可能无法与其他公司的类似名称的衡量标准相媲美。调整后的EBITDA和隐含DCF与净收益进行调节，这是根据公认会计原则报告的最直接的可比计量，应与我们的合并财务报表和所附附注一起考虑，而不是代替。
下表列出了这些非公认会计原则财务业绩计量与净收入(以百万计)的对账情况：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | 方差 | | | | | | |
| | 截至12月31日 | | | | | | | 2019-2018 | | | | 2018-2017 | | |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 | | | $ | | % | | $ | | % |
| 净收益 | | $ | 2,180 | | | $ | 2,216 | | | $ | 858 | | | | $ | (36) | | | (2) | % | | $ | 1,358 | | | 158 | % |
| 加/(减)： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 利息费用，净额 | | 425 | | | 431 | | | 510 | | | | (6) | | | (1) | % | | (79) | | | (15) | % |
| 所得税费用 | | 66 | | | 198 | | | 44 | | | | (132) | | | (67) | % | | 154 | | | 350 | % |
| 折旧和摊销 | | 601 | | | 520 | | | 517 | | | | 81 | | | 16 | % | | 3 | | | 1 | % |
| (收益)/资产出售和资产减值损失净额 | | 28 | | | (114) | | | 109 | | | | 142 | | | 125 | % | | (223) | | | (205) | % |
对未合并实体的投资收益 | | (271) | | | (200) | | | — | | | | (71) | | | (36) | % | | (200) | | | N/A |
未合并实体的折旧和摊销(1) | | 62 | | | 56 | | | 45 | | | | 6 | | | 11 | % | | 11 | | | 24 | % |
| 影响可比性的选定项目： | | | | | | | | | | | | | | | |
(收益)/衍生活动损失减去库存估价调整数 (2) | | 160 | | | (519) | | | (46) | | | | 679 | | | ** | | | (473) | | | ** | |
长期库存成本调整 (3) | | (20) | | | 21 | | | (24) | | | | (41) | | | ** | | | 45 | | | ** | |
最低承诺额下的不足，净额(4) | | (18) | | | 7 | | | 2 | | | | (25) | | | ** | | | 5 | | | ** | |
权益指数补偿费用(5) | | 17 | | | 55 | | | 23 | | | | (38) | | | ** | | | 32 | | | ** | |
外币重估净(收益)/损失(6) | | 14 | | | 3 | | | (26) | | | | 11 | | | ** | | | 29 | | | ** | |
第901号线事件(7) | | 10 | | | — | | | 32 | | | | 10 | | | ** | | | (32) | | | ** | |
重大购置相关费用 (8) | | — | | | — | | | 6 | | | | — | | | ** | | | (6) | | | ** | |
| 影响可比性的选定项目-分段调整的EBITDA | | 163 | | | (433) | | | (33) | | | | 596 | | | ** | | | (400) | | | ** | |
(收益)/衍生活动损失(2) | | (2) | | | 14 | | | (13) | | | | (16) | | | ** | | | 27 | | | ** | |
外币重估净(收益)/损失 (6) | | (15) | | | (4) | | | 5 | | | | (11) | | | ** | | | (9) | | | ** | |
提前还款的净亏损 电话号码(9) | | — | | | — | | | 40 | | | | — | | | ** | | | (40) | | | ** | |
影响可比性的选定项目-调整后的EBITDA (10) | | 146 | | | (423) | | | (1) | | | | 569 | | | ** | | | (422) | | | ** | |
调整后的EBITDA(10) | | $ | 3,237 | | | $ | 2,684 | | | $ | 2,082 | | | | $ | 553 | | | 21 | % | | $ | 602 | | | 29 | % |
利息开支，扣除某些非现金项目 (11) | | (407) | | | (419) | | | (483) | | | | 12 | | | 3 | % | | 64 | | | 13 | % |
维护资本(12) | | (287) | | | (252) | | | (247) | | | | (35) | | | (14) | % | | (5) | | | (2) | % |
| 当期所得税费用 | | (112) | | | (66) | | | (28) | | | | (46) | | | (70) | % | | (38) | | | (136) | % |
调整后的未合并实体的权益收益，扣除分配额(13) | | (49) | | | 1 | | | (10) | | | | (50) | | | ** | | | 11 | | | ** | |
分配给非控制利益(14) | | (6) | | | — | | | (2) | | | | (6) | | | N/A | | | 2 | | | 100 | % |
| 隐含DCF | | $ | 2,376 | | | $ | 1,948 | | | $ | 1,312 | | | | $ | 428 | | | 22 | % | | $ | 636 | | | 48 | % |
优选单元分布(15) | | (198) | | | (161) | | | (5) | | | | | | | | | | |
| 可供通用Unitholer使用的隐含DCF | | $ | 2,178 | | | $ | 1,787 | | | $ | 1,307 | | | | | | | | | | |
公共单元分布 (14) | | (1,004) | | | (871) | | | (1,386) | | | | | | | | | | |
隐含DCF超额/(短缺)(16) | | $ | 1,174 | | | $ | 916 | | | $ | (79) | | | | | | | | | | |
**表示差异作为百分比是没有意义的。
(1)在过去的几年里，我们增加了对战略管道合资企业的参与。我们在审查调整后的EBITDA(类似于我们的合并资产)时，不包括这些未合并实体的折旧和摊销费用以及重大资产出售损益中的比例份额。
(2)我们使用衍生工具来进行风险管理，我们的相关流程包括对基础对冲交易的套期保值工具的具体识别。虽然我们为我们所加入的每一种衍生工具确定了一项基础交易，但在工具和基础交易之间可能没有会计套期保值关系。在评估我们的经营结果的过程中，我们确定了在这一期间确认的与衍生工具有关的收益，这些衍生工具在本期内未发生所确定的基础交易，并排除在确定经调整的EBITDA时的相关损益。此外，我们不包括与投资活动有关的衍生工具的损益，例如购买利福尔(Linefill)。我们还排除了相应的存货估价调整的影响(视情况而定)。关于我们的衍生工具和风险管理活动的全面讨论，见我们的综合财务报表附注13。
(3)我们携带原油和NGL库存，这些库存包括第三方资产中的最低工作库存要求和商业运营所需的其他工作库存。我们认为这种库存是进行业务所必需的，我们打算在可预见的将来进行这种库存。因此，我们将此库存归类为资产负债表上的长期库存，而不使用衍生工具(类似于我们自己资产中的直线收益)对库存进行对冲。我们将长期库存(市场价格波动)的平均成本变化和价格下跌导致的此类库存减记的影响视为影响可比性的选定项目。关于更多的库存披露情况，见我们的综合财务报表附注5。
(4)我们有一些协议，要求交易对手方在商定的期限内交付、运输或通过最低数量的货物。基本上，所有这些协议都是与交易对手签订的，目的是在经济上支持我们的资本支出回报，这是建造相关资产所必需的。其中一些协议包括在不满足最低数量的情况下的补充权.我们在提供服务期间或交易发生时记录交易对手方的应收款，包括与最低数量承诺相关的交易对手方的亏空债务数额。如果对手方拥有与缺陷相关的补充权，我们推迟了可归因于对手方补助权的收入，并随后在缺额量交付或发运时、补充权到期或确定对方利用弥补权的能力遥远时确认收入。我们将向对手方收取的亏空债务金额的影响，减去后来确认为收入的适用数额，作为影响可比性的选定项目。我们认为，将与该期间有关的合同承诺收入包括在内对投资者有意义，因为相关资产已经建造，随时准备提供承诺的服务，固定经营费用也包括在本期的结果中。
(5)我们的总权益指数补偿费用包括与将或可能以单位结算的奖励相关的费用，以及将或可能以现金结算的奖励。当符合适用的业绩标准时，将或可能在单位内结算的赔偿金包括在我们的单位摊薄净收入中。我们认为与这些裁决相关的补偿费用是影响可比性的一个选定项目，因为未偿赔偿金的稀释影响包括在我们的稀释净收入单位计算中(视情况而定)，预计大部分赔偿将在单位内结算。与一定要以现金结算的赔偿金有关的部分不被视为影响可比性的选定项目。有关我们的权益指数补偿计划的全面讨论，请参阅我们的综合财务报表附注18。
(6)在报告所述期间，加元(“加元”)对美元(“美元”)的价值出现波动，造成非现金损益，这些损益与本期间的核心经营业绩无关，因此被列为影响可比性的选定项目。关于我们的货币汇率风险对冲活动的讨论，见我们的综合财务报表附注13。
(7)包括在2015年5月发生的901线事故期间确认的费用，扣除我们认为有可能从保险中收回的数额。关于901线事件的更多信息，见我们综合财务报表附注19。
(8)包括2017年2月ACC收购的相关采购费用。更多信息见我们的综合财务报表附注7。
(9)2017年期间包括因提前赎回我们的(I)6亿美元，6.50%的高级债券应于2018年5月和(Ii)3.5亿美元，8.75%的高级债券到期2019年净亏损。更多信息见我们的综合财务报表附注11。
(10)其他收入/(费用)，根据我们的综合业务报表调整后的净额，按影响可比性的选定项目(“调整后的其他收入/(费用)净额”)列入调整后的EBITDA，不包括在分段调整的EBITDA中。
(11)不包括影响利息支出的某些非现金项目，如债务发行费用的摊销和终止的利率互换。
(12)维护资本支出是指替换和(或)翻新部分或全部折旧资产的资本支出，以维持我们现有资产的运营能力和(或)收益能力。
(13)包括从未合并实体收到的现金分配减去未合并实体的股本收益(按我们在折旧和摊销中的比例份额以及重大资产出售的损益进行调整)。
(14)在报告所述期间支付的现金分配。
(15)在本报告所述期间，向我们的首选会员支付了现金分配。目前每季0.5250美元(每年2.10美元)的单位分配要求，我们的A系列优先单位是实物支付的每季度分发，从其发行到2018年2月。自2018年5月季度分配以来，我们的A系列优先股的分配一直以现金支付。我们在2017年10月发行的B系列优先股的现行单位年分配要求为61.25美元，于5月15日和11月15日每半年支付一次。2017年11月15日支付了B系列优先单元的按比例分配。请参阅我们的综合财务报表附注12，以获得关于我们首选单位的更多信息。
(16)为今后的分配、资本支出和其他伙伴关系目的保留多余的DCF以建立准备金。DCF短缺可能由先前建立的准备金、手头现金或根据我们的信贷设施或商业票据计划借入的资金提供。
操作段分析
我们通过三个业务部门来管理我们的业务：运输、设施以及供应和物流。我们的CODM(我们的首席执行官)根据各种措施评估部门业绩，包括分段调整EBITDA、分部数量、分段调整EBITDA/桶和维护资本投资。
我们将分段调整的EBITDA定义为未合并实体的收入和权益收益减去(A)购买和相关费用，(B)外地业务费用和(C)分部一般和行政费用，加上我们在未合并实体的折旧和摊销费用以及重大资产销售损益中所占的比例，并对某些选定项目作了进一步调整，包括(I)与另一时期的基础活动有关的衍生工具的标记-市场(或从上一时期逆转这种调整)，与投资活动有关的衍生产品的损益(如购买线费)和库存估价调整(视情况而定)，(2)长期库存成本调整，(3)预计将在发行股票工具时结清的债务的费用，(4)与最低承诺相关的缺陷相关的数额，扣除后来确认为收入的适用数额，以及(5)我们的CODM认为是理解我们核心部门经营业绩不可或缺的其他项目。见本公司合并财务报表附注21，以核对经调整的部分EBITDA与可归因于PAA的净收入。
我们的片段分析涉及到一个判断元素，涉及到片段之间的分配。在业务方面，供应和物流部门根据月到月和多年的安排，从我们的其他两个部门以及第三方服务提供商那里获得运输和设施服务。部门间运输服务费率是按张贴费率、类似于第三方收费的费率或我们认为近似市场的费率进行的。设施部分服务也按与类似服务向第三方收取的费率大致一致的费率获得。在合并过程中取消了部门间活动，我们认为，对这些比率的估计是合理的。此外，我们的部门业务费用和一般和行政费用反映了每个部门的直接费用；然而，我们也根据管理层对这一期间商业活动的评估，在各部门之间分配某些业务费用以及一般和行政管理费。按部门划分的比例分配需要管理层的判断，并可能在今后根据每个时期内存在的业务活动进行调整。我们认为，对这些拨款的估计是合理的。
我们设在加拿大的子公司的收入和开支，使用CAD作为其功能货币，按当月的普遍平均汇率折算。
运输段
我们的运输部门的业务通常包括与原油和NGL的管道、收集系统、卡车和驳船运输有关的收费活动。运输部门通过关税、管道能力协定和其他运输费用的结合来创造收入。我们管道系统的收费和其他费用因接收点和交货点而异。我们的关税和其他与费用有关的活动所产生的部分结果取决于输油管道上的运输量、收费和其他收费的水平，以及运营管道的固定和可变的实地成本。
下表列出了我们运输部门的经营结果：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | 方差 | | | | | | |
操作结果(1) (以百万计，每桶数据除外) | | 截至12月31日 | | | | | | | 2019-2018 | | | | 2018-2017 | | |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 | | | $ | | % | | $ | | % |
| 收入 | | $ | 2,320 | | | $ | 1,990 | | | $ | 1,718 | | | | $ | 330 | | | 17 | % | | $ | 272 | | | 16 | % |
| 采购和相关费用 | | (244) | | | (194) | | | (123) | | | | (50) | | | (26) | % | | (71) | | | (58) | % |
| 外地业务费用 | | (700) | | | (640) | | | (593) | | | | (60) | | | (9) | % | | (47) | | | (8) | % |
分部一般费用和行政费用 (2) | | (104) | | | (117) | | | (101) | | | | 13 | | | 11 | % | | (16) | | | (16) | % |
未合并实体的权益收益 | | 388 | | | 375 | | | 290 | | | | 13 | | | 3 | % | | 85 | | | 29 | % |
| | | | | | | | | | | | | | | |
调整(3): | | | | | | | | | | | | | | | |
未合并实体的折旧和摊销 | | 61 | | | 56 | | | 45 | | | | 5 | | | 9 | % | | 11 | | | 24 | % |
| (收益)/衍生活动损失 | | — | | | (1) | | | — | | | | 1 | | | ** | | | (1) | | | ** | |
最低承诺额下的不足，净额 | | (18) | | | 9 | | | 2 | | | | (27) | | | ** | | | 7 | | | ** | |
权益指数补偿费用 | | 9 | | | 30 | | | 11 | | | | (21) | | | ** | | | 19 | | | ** | |
第901号线事件 | | 10 | | | — | | | 32 | | | | 10 | | | ** | | | (32) | | | ** | |
重大购置相关费用 | | — | | | — | | | 6 | | | | — | | | ** | | | (6) | | | ** | |
| 分段调整的EBITDA | | $ | 1,722 | | | $ | 1,508 | | | $ | 1,287 | | | | $ | 214 | | | 14 | % | | $ | 221 | | | 17 | % |
| 维护资本 | | $ | 161 | | | $ | 139 | | | $ | 120 | | | | $ | 22 | | | 16 | % | | $ | 19 | | | 16 | % |
| 分段调整的EBITDA/桶 | | $ | 0.68 | | | $ | 0.70 | | | $ | 0.68 | | | | $ | (0.02) | | | (3) | % | | $ | 0.02 | | | 3 | % |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | 方差 | | | | | | |
日均日均量 (单位：每日成品油成品率)(4) | | 截至12月31日 | | | | | | | 2019-2018 | | | | 2018-2017 | | |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 | | | 卷 | | % | | 卷 | | % |
| 关税活动数量 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油管道(按区域分列)： | | | | | | | | | | | | | | | |
二叠纪盆地(5) | | 4,690 | | | 3,732 | | | 2,855 | | | | 958 | | | 26 | % | | 877 | | | 31 | % |
南德克萨斯州/鹰福特(5) | | 446 | | | 442 | | | 360 | | | | 4 | | | 1 | % | | 82 | | | 23 | % |
中央(5) | | 498 | | | 473 | | | 420 | | | | 25 | | | 5 | % | | 53 | | | 13 | % |
| 海湾沿岸 | | 165 | | | 178 | | | 349 | | | | (13) | | | (7) | % | | (171) | | | (49) | % |
落基山(5) | | 293 | | | 284 | | | 393 | | | | 9 | | | 3 | % | | (109) | | | (28) | % |
| 西式 | | 198 | | | 183 | | | 184 | | | | 15 | | | 8 | % | | (1) | | | (1) | % |
| 加拿大 | | 323 | | | 316 | | | 352 | | | | 7 | | | 2 | % | | (36) | | | (10) | % |
| 原油管道 | | 6,613 | | | 5,608 | | | 4,913 | | | | 1,005 | | | 18 | % | | 695 | | | 14 | % |
| NGL管道 | | 192 | | | 183 | | | 170 | | | | 9 | | | 5 | % | | 13 | | | 8 | % |
| 关税活动总量 | | 6,805 | | | 5,791 | | | 5,083 | | | | 1,014 | | | 18 | % | | 708 | | | 14 | % |
| 载货量 | | 88 | | | 98 | | | 103 | | | | (10) | | | (10) | % | | (5) | | | (5) | % |
| 运输部门总量 | | 6,893 | | | 5,889 | | | 5,186 | | | | 1,004 | | | 17 | % | | 703 | | | 14 | % |
**表示差异作为百分比是没有意义的。
(1)收入、成本和支出包括部门间数额。
(2)部门一般费用和行政费用反映了每个部分的直接费用以及分配给各部分的其他费用。按部门划分的比例分配需要管理层的判断，并以每个时期内存在的业务活动为基础。
(3)表示我们CODM在评估分段结果时所使用的绩效度量中所包括的调整。关于此类调整的进一步讨论，见我们的综合财务报表附注21。
(4)平均日交易量计算为该年度的总交易量(可归因于我们的利益)除以该年的天数。
(5)区域包括未合并实体所拥有管道的数量(可归因于我们的利益)。
以下是对影响2019年12月31日终了年度运输部门运营业绩的项目与2018年12月31日终了年度相比的讨论。关于2018-2017年比较期的讨论，见项目7。“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--运营结果-运输部分”载于我们2018年表格10-K的年度报告。
未合并实体的收入、购买和相关成本、股权收益和数量。下表按区域列出未合并实体的收入、采购和相关成本以及权益收益的差异：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 有利/(不利)方差
2019-2018 | | | | |
| (单位：百万) | | 收入 | | 采购和相关费用 | | 权益收益 |
| 二叠纪盆地地区 | | $ | 242 | | | $ | (50) | | | $ | (10) | |
| 得克萨斯州南部/鹰福特地区 | | (3) | | | — | | | 26 | |
| 中部地区 | | 30 | | | (2) | | | 5 | |
| 海湾沿岸地区 | | 1 | | | — | | | (19) | |
| 落基山区 | | (9) | | | — | | | 9 | |
| 西式 | | 11 | | | — | | | — | |
| 加拿大地区 | | 25 | | | — | | | — | |
其他地区，卡车和管道损失津贴收入 | | 33 | | | 2 | | | 2 | |
| 总方差 | | $ | 330 | | | $ | (50) | | | $ | 13 | |
下文讨论了在本报告所述比较期内影响未合并实体净收入和股本收益的主要驱动因素：
•二叠纪盆地地区与2018年12月31日终了的一年相比，2018年12月31日终了年度的总收入(扣除采购和相关费用)增加了约1.92亿美元，主要原因是产量增加和我们最近完成的资本扩张项目所带来的数量增加。这些增加包括：(1)我们的收集系统每天增加约321，000桶；(2)盆地内管道每天增加约391，000桶；(3)我们的长途管道每天增加约246，000桶，其中包括2018年第四季度投入使用的“日出二号”管道，以及下文讨论的“卡库斯二号”管道，该管道于2019年第三季度投入使用。
与2018年相比，2019年的股票收益有所下降，主要原因是在2018年第三季度末出售了BridgeTex管道公司30%的股权，部分抵消了我们在2019年第三季度投入使用的Cactus II管道公司65%的股权收益。
•得克萨斯州南部/鹰福特地区。与2018年相比，我们对Eagle Ford管道有限责任公司50%的股权收益受到了更高的交易量和对与最低交易量承诺下的缺陷相关的收入的确认的积极影响。
•中部地区。与2018年12月31日终了年度相比，2019年12月31日终了年度的收入有所增加，主要原因是我们在中部地区的某些管道，包括我们的红河输油管道的数量增加，以及确认了2019年以前递延的收入与最低承诺下的缺陷有关。
•海湾地区。与2018年12月31日终了年度相比，2019年12月31日终了年度的数量减少与以下因素有关：(1)2018年第四季度停止使用的卡丁管线；(2)降低运费率管道的吞吐量下降，这对收入没有造成重大影响。
2019年第一季度，Capline管道系统的所有者在一个法律实体的股权制度中贡献了他们不可分割的共同利益。因此，以前合并的Capline管道系统的收入和开支反映为股权收益。与2018年12月31日终了年度相比，2019年12月31日终了年度的不良股权收益差异是由于我们在Capline管道有限责任公司54.13%的权益中所占的运营成本份额反映在2019年期间的股权收益中，而这些成本反映在2018年期间的实地运营成本中。
2019年第三季度，Capline管道公司的所有者批准了对Capline管道系统的逆转和与钻石管道的连接。
•落基山地区。与2018年12月31日终了的一年相比，2019年12月31日终了年度的收入下降主要是由于2018年第二季度我们的一条管道被出售。
与2018年12月31日终了年度相比，2019年12月31日终了年度的股票收益差异主要是由我们对萨德尔霍恩管道公司(LLC)40%的权益带来的有利结果所驱动的，原因是承诺托运人的数量增加，但由于我们对白崖管道的35.7%的兴趣有所下降，LLC部分被抵消，原因是一条原油管道于2019年5月停运，转而使用NGL服务。
•西部地区。与2018年12月31日终了的一年相比，2019年12月31日终了年度的收入和交易量有所增加，主要是由于从我们的巴克斯菲尔德铁路终端转移到我们地区的管道的数量增加了。
•加拿大地区。2019年12月31日终了年度收入与2018年12月31日终了年度相比有所增加，主要原因是加拿大某些原油管道和相关系统资产的关税提高，部分抵消了不利的外汇影响。
•其他地区，卡车和管道损失津贴。2019年12月31日终了年度其他收入与2018年12月31日终了年度相比有所增加，主要原因是2019年管道损失津贴收入增加，原因是产量增加，价格较高。
调整数：最低承诺额下的不足，净额。在过去几年中开发和完成的许多工业基础设施项目都得到长期最低数量承诺合同的支持，根据这些合同，托运人同意：(一)船舶和支付某些规定的数量，或(二)支付最低合同数量的商定价格。其中一些协议包括在不满足最低数量的情况下的补充权.如果对手方有与缺陷相关的补充权，我们将向对手方开具账单，并将可归因于对手方的补充权的收入推迟，但在分段调整的EBITDA中记录与当期活动相关的数额。我们随后确认收入，并记录相应的调整反转，在缺陷数量交付或发运的早期，当补充权到期时，或者当确定对手方利用弥补权的能力很远时。
在2019年12月31日终了的一年中，确认以前递延的收入超过了根据最低数量承诺向对手方收取的与缺陷有关的金额。在2018年12月31日终了的一年中，向对手方开票的金额超过了先前递延期间确认的收入。
外地业务费用。与2018年12月31日终了的一年相比，2019年12月31日终了年度外地业务费用的增加主要是由于我们的运输部门业务继续扩大，包括与人员有关的费用、与电力有关的费用和财产税。扩建活动包括2018年第四季度投入服务的项目，包括我们在二叠纪盆地地区的日出二号管道扩建工程。外地业务费用也受到与第901号线事件有关的估计费用增加的影响(这影响到我们的外地业务费用，但不包括在经调整的部分EBITDA中，因此反映为上表中的“调整”)。关于第901号线事件的补充资料，见我们综合财务报表附注19。外勤业务费用的增加被2019年期间股票收益中反映与Capline管道系统有关的业务费用的有利影响部分抵消，如上文所述，这些收益已包括在2018年期间的外地业务费用中。
分部一般费用和行政费用。与2018年12月31日终了年度相比，2018年12月31日终了年度的部门一般和行政费用减少，主要是由于2019年未付赔偿金减少，导致股票指数化补偿费用减少。部分按权益指数计算的赔偿费用与将或可能在共同单位结算的赔偿金有关(这影响到我们的一般和行政开支，但不包括在部分调整的EBITDA中，因此反映为上表中的“调整”)。
维护资本维持资本包括更换和(或)翻新部分或全部折旧资产的资本支出，以维持我们现有资产的运营能力和(或)盈利能力。2019年12月31日终了年度与2018年12月31日终了年度相比，维修资本增加的主要原因是更换水泵项目和加强我们在二叠纪盆地地区的收集系统，部分抵消了由于几个大型完整性管理项目完成而降低的费用。
设施段
我们的设施部门业务一般包括与主要为原油、NGL和天然气提供储存、终止和吞吐量服务有关的收费活动，以及NGL分馏和异构化服务以及天然气和凝析油加工服务。该设施部门通过月对月和多年协议和处理安排的组合产生收入。
下表列出了我们设施部门的经营结果：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | 方差 | | | | | | |
操作结果(1) (以百万计，每桶数据除外) | | 截至12月31日 | | | | | | | 2019-2018 | | | | 2018-2017 | | |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 | | | $ | | % | | $ | | % |
收入 | | $ | 1,171 | | | $ | 1,161 | | | $ | 1,173 | | | | $ | 10 | | | 1 | % | | $ | (12) | | | (1) | % |
采购和相关费用 | | (15) | | | (17) | | | (24) | | | | 2 | | | 12 | % | | 7 | | | 29 | % |
外地业务费用 | | (360) | | | (360) | | | (350) | | | | — | | | — | % | | (10) | | | (3) | % |
分部一般费用和行政费用(2) | | (83) | | | (82) | | | (73) | | | | (1) | | | (1) | % | | (9) | | | (12) | % |
| | | | | | | | | | | | | | | |
调整(3): | | | | | | | | | | | | | | | |
未合并实体的折旧和摊销 | | 1 | | | — | | | — | | | | 1 | | | ** | | | — | | | ** | |
(收益)/衍生活动损失 | | (13) | | | — | | | 4 | | | | (13) | | | ** | | | (4) | | | ** | |
最低承诺额下的不足，净额 | | — | | | (2) | | | — | | | | 2 | | | ** | | | (2) | | | ** | |
权益指数补偿费用 | | 4 | | | 11 | | | 4 | | | | (7) | | | ** | | | 7 | | | ** | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
分段调整的EBITDA | | $ | 705 | | | $ | 711 | | | $ | 734 | | | | $ | (6) | | | (1) | % | | $ | (23) | | | (3) | % |
维护资本 | | $ | 97 | | | $ | 100 | | | $ | 114 | | | | $ | (3) | | | (3) | % | | $ | (14) | | | (12) | % |
分段调整的EBITDA/桶 | | $ | 0.47 | | | $ | 0.48 | | | $ | 0.47 | | | | $ | (0.01) | | | (2) | % | | $ | 0.01 | | | 2 | % |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | 方差 | | | | | | |
| | 截至12月31日 | | | | | | | 2019-2018 | | | | 2018-2017 | | |
体积(4) | | 2019 | | 2018 | | 2017 | | | 卷 | | % | | 卷 | | % |
液体储存(月平均容量(百万桶))(5) | | 110 | | | 109 | | | 112 | | | | 1 | | | 1 | % | | (3) | | | (3) | % |
| 天然气储存(单位：十亿立方英尺) | | 63 | | | 66 | | | 82 | | | | (3) | | | (5) | % | | (16) | | | (20) | % |
NGL分馏(平均日产量为千桶) | | 144 | | | 131 | | | 126 | | | | 13 | | | 10 | % | | 5 | | | 4 | % |
设施部分-总量(每月平均百万桶)(6) | | 125 | | | 124 | | | 130 | | | | 1 | | | 1 | % | | (6) | | | (5) | % |
**表示差异作为百分比是没有意义的。
(1)收入、成本和支出包括部门间数额。
(2)部门一般费用和行政费用反映了每个部门的直接费用和其他费用分配给各部门，按部门分列的比例分配需要管理层的判断，并以每个时期内存在的业务活动为基础。
(3)表示我们CODM在评估分段结果时所使用的绩效度量中所包括的调整。关于此类调整的进一步讨论，见我们的综合财务报表附注21。
(4)平均每月数量计算为该年度的总量除以该年的月数。
(5)包括未合并实体拥有的设施的数量(可归因于我们的利益)。
(6)设施段总容积按以下之和计算：(1)液体储存能力；(2)天然气储存工作能力除以6，即天然气与原油的当量比为6：1，再除以1，000转成月容积(以百万计)；(3)NGL分馏量乘以当年的天数，除以当年的月份数。
下面讨论影响设施部门2019年12月31日终了年度运营业绩的项目，与2018年12月31日终了年度相比。关于2018-2017年比较期的讨论，见项目7。“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析-运营结果-设施部分”载于我们2018年表格10-K的年度报告中。
收入、采购及相关成本和数量。收入、采购和相关费用以及每月平均数量的差异主要是由以下因素造成的：
•原油储存与2018年12月31日终了的一年相比，2019年12月31日终了年度的收入增加了1100万美元，原因是我们某些码头的活动增加，以及在2019年期间我们的中部码头增加了100万桶的储存能力。
•天然气储存扣除采购费用和相关费用后，2018年12月31日终了年度的收入与2018年12月31日终了年度相比增加了900万美元，主要原因是合同到期，取而代之的是费率较高和枢纽活动增加的合同。
•NGL行动。2019年12月31日终了年度的收入与2018年12月31日终了的一年相比减少了700万美元，主要是由于2018年第二季度的净不利外汇影响1 000万美元和天然气加工设施的销售，部分抵消了我们某些设施收费的提高。
•铁路终点站。与2018年12月31日终了的一年相比，2019年12月31日终了年度的收入相对持平。收入受到我们某些码头活动的增加以及与使用我们的铁路车辆有关的协议的积极影响。这些有利影响因确认2018年期间最低数额承诺下的缺陷而产生的先前递延收入而被大大抵消。
外地业务费用。2019年12月31日终了年度的外地业务费用与2018年12月31日终了年度相比相对持平，因为财产税、维护和廉正管理费用的增加，以及由于活动增加而导致的铁路终点站费用的增加，被与市场标记收益相关的电力相关费用的减少所抵消(这影响到我们的外地业务成本，但不包括在分段调整的EBITDA中，因此反映为上表中的“调整”)。
维护资本2019年12月31日终了年度与2018年12月31日终了年度相比，维修资本支出下降，主要是由于我们某些NGL设施的周转成本降低，部分被我们储气设施支出的增加所抵消。
供应和物流 段段
我们供应和物流部门活动的收入反映了收集和大量购买的原油的销售以及NGL数量的销售。一般而言，我们的部门业绩受到以下因素的影响：(一)供应和物流部门数量的增加或减少(包括租赁收集原油采购量和NGL销售量)，(二)市场条件的总体强弱和波动，包括区域差异，以及(三)竞争对我们的租赁集资和NGL利润率的影响。此外，执行我们的风险管理战略与我们的资产可以提供上行在某些市场。
下表列出了我们供应和物流部门的业务结果：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | 方差 | | | | | | |
操作结果(1) (以百万计，每桶数据除外) | | 截至12月31日 | | | | | | | 2019-2018 | | | | 2018-2017 | | |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 | | | $ | | % | | $ | | % |
| 收入 | | $ | 32,276 | | | $ | 32,822 | | | $ | 25,065 | | | | $ | (546) | | | (2) | % | | $ | 7,757 | | | 31 | % |
| 采购和相关费用 | | (31,276) | | | (31,487) | | | (24,557) | | | | 211 | | | 1 | % | | (6,930) | | | (28) | % |
| 外地业务费用 | | (258) | | | (276) | | | (254) | | | | 18 | | | 7 | % | | (22) | | | (9) | % |
分部一般费用和行政费用(2) | | (110) | | | (117) | | | (102) | | | | 7 | | | 6 | % | | (15) | | | (15) | % |
| | | | | | | | | | | | | | | |
调整(3): | | | | | | | | | | | | | | | |
(收益)/衍生活动损失减去库存估价调整数 | | 173 | | | (518) | | | (50) | | | | 691 | | | ** | | | (468) | | | ** | |
长期库存成本调整 | | (20) | | | 21 | | | (24) | | | | (41) | | | ** | | | 45 | | | ** | |
权益指数补偿费用 | | 4 | | | 14 | | | 8 | | | | (10) | | | ** | | | 6 | | | ** | |
外币重估净(收益)/损失 | | 14 | | | 3 | | | (26) | | | | 11 | | | ** | | | 29 | | | ** | |
| 分段调整的EBITDA | | $ | 803 | | | $ | 462 | | | $ | 60 | | | | $ | 341 | | | 74 | % | | $ | 402 | | | ** | |
| 维护资本 | | $ | 29 | | | $ | 13 | | | $ | 13 | | | | $ | 16 | | | 123 | % | | $ | — | | | — | % |
| 分段调整的EBITDA/桶 | | $ | 1.61 | | | $ | 0.97 | | | $ | 0.13 | | | | $ | 0.64 | | | 66 | % | | $ | 0.84 | | | ** | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
日均日均量(4) (单位：每日成品油) | | 截至12月31日 | | | | | | | 2019-2018 | | | | 2018-2017 | | |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 | | | 体积 | | % | | 体积 | | % |
| 原油租赁收购案 | | 1,162 | | | 1,054 | | | 945 | | | | 108 | | | 10 | % | | 109 | | | 12 | % |
| NGL销售 | | 207 | | | 255 | | | 274 | | | | (48) | | | (19) | % | | (19) | | | (7) | % |
供应和物流部门总数量 | | 1,369 | | | 1,309 | | | 1,219 | | | | 60 | | | 5 | % | | 90 | | | 7 | % |
**表示差异作为百分比是没有意义的。
(1)收入和费用包括部门间数额。
(2)部门一般费用和行政费用反映了每个部门的直接费用和其他费用分配给各部门，按部门分列的比例分配需要管理层的判断，并以每个时期内存在的业务活动为基础。
(3)表示我们CODM在评估分段结果时所使用的绩效度量中所包括的调整。关于此类调整的进一步讨论，见我们的综合财务报表附注21。
(4)平均每日容积计算为该期间的总量除以该期间的天数。
下表列出NYMEX西德克萨斯中质原油(“WTI”)的基准价格范围(以每桶美元计)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 纽约商品交易所
原油准价 | | |
| 在12月31日结束的年度内 | | 低层 | | 高 |
| 2019 | | $ | 46 | | | $ | 66 | |
| 2018 | | $ | 43 | | | $ | 76 | |
| 2017 | | $ | 43 | | | $ | 60 | |
我们的原油和NGL供应、物流和分销业务不受绝对价格水平的直接影响。由于我们买卖的商品一般都是按相同的销售和购买价格指数指数化，所以与购买有关的收入和成本会随市场价格波动。然而，与这些销售和购买有关的利润率不一定会相应增加或减少。此外，净收入受到期间某些衍生活动的净损益的影响。
我们的NGL业务对与天气有关的需求非常敏感，特别是在11月至3月大约5个月的高峰采暖季节，而不同时期的温差可能会对NGL需求产生重大影响，从而影响我们的财务业绩。
2018年和2019年期间，原油产量的增长和有限的管道吞吐能力使许多盆地的管道处于高利用率的水平。具体来说，区域产量的增加引起了人们对管道吞吐能力的关切，特别是在二叠纪盆地和加拿大西部，这反过来导致这些地区原油位置的差异相对于历史规范扩大。这种环境为我们的供应和物流部门创造了创造额外利润的机会。展望未来，我们预计，在可预见的未来，这些利润率较高的机会不会继续存在。
部分调整的EBITDA和卷。以下概述了影响我们供应和物流部门的重要项目-调整后的2019年12月31日终了年度的EBITDA，与2018年12月31日终了的年度相比。关于2018-2017年比较期的讨论，见项目7。“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析-运营结果-供应和物流部门”载于我们2018年表格10-K的年度报告。
•原油业务。2019年12月31日终了年度，我们原油供应和物流业务的收入、净采购和相关费用(“净收入”)与2018年12月31日终了年度相比有所增加，这主要是由于实现了更有利的差额，主要是在二叠纪盆地和加拿大。
•NGL行动。截至2019年12月31日的一年中，我们NGL业务的净收入与2018年同期相比有所增加，这主要是由于我们的NGL活动精简了，主要是因为我们的收集和处理设施的股权供应、有利的地区差异以及2019年第二季度记录的某些非经常性项目的有利影响。
•某些衍生活动的影响，扣除库存估价调整后的影响。某些衍生工具活动对我们净收入的影响包括与另一时期的基础活动相关的某些衍生工具(或前一时期市价损益的反转)、与投资活动有关的衍生品损失(如购买线费)和库存估值调整(视情况而定)。关于我们的衍生工具和风险管理活动的全面讨论，见我们的综合财务报表附注13。这些损益影响到我们的净收入，但不包括在部分调整的EBITDA中，因此在上表中反映为“调整”。
•长期库存成本调整。我们的净收入受到原油和NGL库存池加权平均成本变化的影响，这些变化是由于期间价格变动造成的。这些成本调整涉及长期库存，以满足我们在第三方资产和其他商业运作所需的最低库存要求。我们认为这份清单是进行我们业务所必需的，我们打算在可预见的将来进行这一盘点。这些成本计算调整影响到我们的净收入，但不包括在部分调整的EBITDA中，因此在上表中反映为“调整”。
•外汇影响。我们的净收入受到加元对美元价值波动的影响，导致我们加拿大业务中以美国计价的净资产的外汇损益。这些非现金损益影响我们的净收入，但不包括在部分调整的EBITDA中，因此在上表中反映为“调整”。
•外地业务费用。与2018年12月31日终了年度相比，2019年12月31日终了年度外地业务费用减少的主要原因是，由于采用了新的租赁会计准则，我们的原油运输卡车和拖车的租赁费用减少，而且由于公司运输数量减少，运输成本降低，但某些地区的第三方运输数量增加，部分抵消了这一减少。
•分部一般费用和行政费用。与2018年12月31日终了年度相比，2018年12月31日终了年度的分部一般和行政费用减少的主要原因是，由于2019年未偿赔偿金减少，股票指数化补偿费用减少。部分按权益指数计算的赔偿费用与将或可能在共同单位结算的赔偿金有关(这影响到我们的一般和行政开支，但不包括在部分调整的EBITDA中，因此反映为上表中的“调整”)。
维护资本2019年12月31日终了年度与2018年12月31日终了年度相比，维修资本支出增加的主要原因是我们的原油运输卡车和拖车在采用新的租赁会计准则后资本化的租赁费用。
其他收入和支出
以下是与2018年12月31日终了年度相比，影响2019年12月31日终了年度其他收入和支出的重要项目。关于2018-2017年比较期的讨论，见项目7。“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析-经营结果-其他收入和支出”载于我们2018年表格10-K的年度报告。
折旧和摊销
2019年12月31日终了年度的折旧和摊销费用与2018年同期相比有所增加，主要原因是：(1)与完成各种资本扩张项目有关的额外折旧费用；(2)对某些资产使用寿命的调整。
资产销售损益和资产减值净额
截至2019年12月31日的一年中，资产出售和资产减值的净亏损在很大程度上是由销售北达科他州的一个存储终端造成的。2018年12月31日终了年度的净收益很大程度上是由洛基山区某些管道销售的收益推动的，部分原因是出售正在建设中的非核心资产出现亏损。
未合并实体投资收益
在截至2019年12月31日的一年中，我们确认了与公允价值调整有关的2.69亿美元的非现金收益，这是由于我们在Capline管道系统中的不可分割的联合权益对Capline管道公司股份的贡献而产生的。在2018年12月31日终了的一年中，我们认识到我们出售BridgeTex管道公司30%的股份带来了2亿美元的收益。更多信息见我们的综合财务报表附注9。
利息费用
利息开支主要受到下列因素的影响：
•我们的加权平均债务余额；
•固定利率债务及其相关利率的水平和期限；
•市场利率及利率对冲活动；及
•利息从基本建设项目中获利。
下表汇总了影响利息支出差异的构成部分(以百万计，百分比除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 平均 利波 | | 加权准平均值 利息利率(1) |
| 2017年12月31日终了年度利息支出 | | $ | 510 | | | 1.1 | % | | 4.4 | % |
| 高级票据退休的影响 | | (71) | | | | | |
| 其他 | | (8) | | | | | |
| 2018年12月31日终了年度利息支出 | | $ | 431 | | | 1.9 | % | | 4.3 | % |
| 信贷安排和商业票据计划下的借款影响 | | (21) | | | | | |
| 高级票据的发行和留存的影响 | | 10 | | | | | |
| 其他 | | 5 | | | | | |
| 截至2019年12月31日止年度的利息开支 | | $ | 425 | | | 2.2 | % | | 4.4 | % |
(1)不包括承付款项和其他费用。
2019年12月31日终了年度的利息支出与2018年12月31日终了年度相比有所减少，主要原因是2019年期间商业票据和信贷安排借款减少了加权平均债务余额，部分抵消了2019年9月发行的10亿美元高级债券3.55%。
关于本报告所述期间我们的债务活动的更多信息，见我们综合财务报表附注11。
其他收入/(费用)净额
下表汇总了影响其他收入/(费用)净额(百万)的构成部分：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日 | | |
| | 2019 | | 2018 |
与市价调整有关的收益/(损失)我们的优先分配率重置选项(1) | | $ | 2 | | | $ | (14) | |
| 外币重估净损益 | | 15 | | | 5 | |
| 其他 | | 7 | | | 2 | |
| | $ | 24 | | | $ | (7) | |
(1)更多信息见我们的综合财务报表附注13。
所得税费用
与2018年12月31日终了年度相比，2019年12月31日终了年度所得税支出下降，主要原因是：(I)由于我们加拿大业务的衍生市场估值波动而导致的递延所得税费用低于上年同期收入，以及(Ii)由于2019年第二季度加拿大艾伯塔省降低税率，确认了6 000万美元的递延税收福利。这种有利的影响被我们加拿大业务较高的应税收入所造成的更高的当期所得税费用部分抵消。
展望
市场概况与展望
见项目1和2。“商业和地产-全球石油市场概览”讨论最近的原油市场状况，见第7项。“管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析-运营结果-运营部门-供应和物流部门”，以了解这些条件在可预见的未来将如何影响我们的业务。
某些闲置和未充分利用资产的前景
2015年期间，在901线原油发布后，我们关闭了901线和加利福尼亚903号线的部分线路(详情见综合财务报表附注19)。在这些管道闲置后的一段时间里，我们一直在评估可能的替代办法，以便使它们恢复运作。考虑中的一些替代办法可能导致与退休某些资产有关的费用，或使闲置财产和设备的部分或全部账面价值减值，截至2019年12月31日，约为1.19亿美元。
流动性与资本资源
一般
我们的主要流动资金来源是：(一)业务活动的现金流量，详见下文题为“经营活动的现金流量”一节，(二)根据我们的信贷设施或商业票据方案借入的现金，以及(三)从出售股本和债务证券中获得的现金。此外，我们可以用剥离计划的收益来补充这些流动资金来源，下文题为“收购、投资、扩张资本支出和资产剥离”一节将对此作进一步讨论。我们的主要现金需求包括但不限于：(一)正常的商业用途，例如支付与购买原油、NGL和其他产品有关的款项、其他未偿债务的支出和利息、(Ii)扩展和维持活动、(Iii)购置资产或业务、(Iv)偿还长期债务的本金和(V)分配给我们的大学学生。我们通常希望通过经营活动产生的现金流量和/或根据我们的商业票据计划或信贷设施借款来满足我们的短期现金需求。此外，我们通常希望通过各种来源(单独或合并)为我们的长期需求提供资金，如扩张活动或收购和再融资所产生的长期需求，这些来源可能包括上述资金来源，用于满足短期需要和/或发行额外的股本或债务证券以及出售资产。
截至2019年12月31日，尽管我们的周转资金赤字为4.05亿美元，但仍有大约25亿美元的流动资金可用于满足我们目前的经营、投资和融资需求，但须继续遵守“公约”，如下文所述(以百万计)：
| | | | | |
| 作为.的.
2019年12月31日 |
高级无担保循环信贷设施的可用性(1) (2) | $ | 1,464 | |
高级安全对冲库存设施下的可用性(1) (2) | 1,054 | |
| 商业票据计划下的未付款项 | (93) | |
| 小计 | 2,425 | |
| 现金和现金等价物 | 45 | |
| 共计 | $ | 2,470 | |
(1)表示在我们的商业票据计划下未偿还的借款生效前的可用性，这减少了设施下的可用能力。
(2)我们高级无担保循环信贷机制和高级有担保套期保值库存机制下的可用能力分别减少了1.36亿美元和2 100万美元的未清信用证。
我们相信，我们已经并将继续拥有进入商业票据计划和信贷设施的能力，我们使用这些工具来满足我们的短期现金需求。我们相信我们的财务状况仍然稳健，流动资金充足；然而，金融市场持续中断和(或)能源价格波动对我们造成不利影响。
我们的业务可能会对我们的财务状况、经营结果或现金流产生实质性的不利影响。此外，我们的信贷设施的使用，为我们的商业票据计划提供资金支持，将取决于正在遵守的公约。截至2019年12月31日，我们遵守了所有这些公约。另外，见第1A项。“风险因素”，以进一步讨论这些风险，可能影响我们的流动性和资本资源。
经营活动现金流量
经营活动现金流动的主要驱动因素是：(一)收取与销售原油、NGL和其他产品有关的数额，收取费用运输原油和其他产品，并以费用提供储存和终止服务；(二)支付与购买原油、NGL和其他产品及其他费用有关的数额，主要是外地业务费用、一般和行政费用及利息费用。
经营活动产生的现金流动可能受到期货市场时期原油储存的重大影响，因为未来交付的原油价格高于当前价格。在我们为储存的原油付款的月份，我们通过我们的信贷设施或商业票据计划借款(或使用手头现金)来支付原油，这对运营现金流产生了负面影响。相反，在我们从出售储存的原油中收取现金的期间，经营活动的现金流量增加。同样，NGL和其他在期末储存和持有的产品库存水平也会影响我们从经营活动中获得的现金流量。
在市场没有期货的时期，我们通常在购买原油的同一个月出售我们的原油，我们不依赖我们的信贷设施或商业票据计划下的借款来支付原油的费用。在这种市场条件下，我们的应付帐款和应收帐款通常是同步进行的，因为我们在同一月份，也就是在这类活动之后的一个月，支付和收取购买和销售原油的款项。在我们建立库存的时期，无论市场结构如何，我们都可以依靠我们的信贷设施或商业票据计划来支付库存。此外，我们使用衍生工具来管理与购买和销售我们的商品有关的风险。因此，我们从经营活动中获得的现金流量可能会受到与我们的衍生业务有关的保证金存款要求的影响。有关我们的衍生工具和风险管理活动的讨论，见我们的综合财务报表附注13。
截至2019、2018和2017年12月31日，营业活动提供的净现金分别约为25亿美元、26亿美元和25亿美元，主要来自我们的业务收入。此外，正如下文进一步讨论的那样，在这些时期内，作为我们对冲活动一部分所需的库存水平和相关保证金余额的变化影响了我们从经营活动中获得的现金流量。
在2019年期间，我们通过经营活动提供的现金受到了我们持有的销售NGL和原油库存收益的积极影响，也受到了NGL库存加权平均价格低于前一年数量的影响。
2018年期间，业务活动提供的我们的现金受到收到的约2.5亿美元现金的积极影响，这些交易的收入被递延，等待未来业绩债务的完成。更多信息见我们的综合财务报表附注3。有利的影响被我们持有的原油库存的增加部分抵消，原油库存的资金来自我们的运营收益和资产出售收益。
2017年，经营活动提供的净现金受到以下因素的积极影响：(I)我们持有的原油库存数量减少；(Ii)作为对冲活动一部分所需的保证金余额，这两个项目都由短期债务提供资金。这与我们减少对冲库存数量的计划是一致的，与这些项目相关的现金流入对我们的经营活动提供的现金产生了有利的影响。然而，由于预计2017年至2018年采暖季节，2017年年底购买和储存的NGL库存加权平均价格和数量增加，部分抵消了这些活动的有利影响。
收购、投资、扩张资本支出和资产剥离
除上述业务需求外，我们还将现金用于我们的收购活动和扩展资本项目以及维护资本活动。历史上，我们主要以业务活动产生的现金和下文“-股本和债务融资活动”中讨论的筹资活动为这些支出提供资金。最近几年，我们还使用了剥离计划的收益，下文将对此进行进一步讨论。我们已经并将继续为收购、扩大资本项目和维护活动提供资本支出。不过，在短期内，我们并无计划发行普通股以资助这类活动。另见“-收购、资本项目和资产剥离”，以进一步讨论这类资本支出。
收购。收购价格包括已支付的现金、承担的负债和净周转资本项目。由于收购总价中包含的非现金项目以及某些现金支付的时间，支付的现金净额可能与当年完成的收购的总价相差很大。在截至2019年12月31日和2017年12月31日的年度内，我们分别支付了5 000万美元和12.8亿美元的现金(扣除获得的现金400万美元)。我们在2018年没有收购任何资产。
投资。在过去的几年里，我们增加了与整个行业价值链长期合作伙伴的合资企业相关活动。我们的绝大部分合资企业都是作为对未合并子公司的投资。我们通常通过出资来资助我们的股权法的发展、建设或资本扩张项目。关于我们对未合并实体的投资的更多信息，见我们综合财务报表附注9。在截至2019、2018年和2017年12月31日的几年里，我们分别向我们的某些股权投资项目提供了5.04亿美元、4.59亿美元和3.98亿美元的现金捐款。我们预计，到2020年，我们将为正在进行的建设和(或)扩展项目提供额外捐款，这些项目与我们对韦伯斯特、红橡树、仙人掌二号、卡琳、钻石和萨德尔霍恩合资企业管道的利益有关。
剥离。我们已经启动了一个计划，以评估非核心资产的潜在销售和/或将部分资产权益出售给战略合资伙伴。在2019、2018年和2017年12月31日终了的几年里，我们分别从资产出售中获得了2.05亿美元、13亿美元和11亿美元的收益。更多信息见我们的综合财务报表附注7。2019年期间收到的收益包括新成立的红河管道有限责任公司33%的股权收入1.28亿美元。更多信息见我们的综合财务报表附注12。我们打算在2020年继续这些努力。
进行中的收购和剥离活动。2020年1月，我们以约3.05亿美元在特拉华盆地购置了原油收集系统和相关资产。此外，在2020年第一季度，我们完成和(或)就资产出售达成了约2.73亿美元的最终协议。更多信息见我们的综合财务报表附注7。
2020年资本项目。我们2020年扩建资本计划的大部分投资将投资于我们的收费运输和设施部门。我们预计，我们的投资对我们2020年的成果的贡献将很小，但将为2021年及以后提供增长。我们的2020年资本计划包括截至2020年2月的下列项目，估计全年费用(以百万计)：
| | | | | | | | |
| 项目 | | 2020 |
| 长输管道工程 | | $ | 450 | |
| 二叠纪盆地采油管道工程 | | 395 | |
| 二叠系盆地互补工程 | | 275 | |
| 选定的设施项目 | | 80 | |
| 其他项目 | | 200 | |
| 2020年预计扩展资本支出总额 | | $ | 1,400 | |
信贷协议、商业票据计划和义齿
在2019年12月31日，我们有三个主要的信贷安排。其中包括在2024年到期的16亿美元的高级无担保循环信贷安排、在2022年到期的14亿美元的高级有担保对冲库存安排(不包括2021年到期的4500万美元的总承付款)和由我们的循环信贷机制和对冲库存机制支持的30亿美元无担保商业票据项目。此外，我们有两个1亿美元的地区定期贷款，如下文进一步讨论。我们的循环信贷设施的信贷协议(这影响了我们进入商业票据项目的能力，因为它们提供了支持我们短期信用评级的金融支持)和我们的定期贷款和管理我们高级债券的契约包含了交叉违约条款。我们的信用协议或契约下的违约将允许放款人加速未偿债务的到期。只要我们遵守信贷协议中的规定，我们分配现金的能力就不受限制。截至2019年12月31日，我们遵守了信用协议和契约中所载的契约。
2018年8月，我们签订了两笔价值1亿美元的Go区定期贷款协议，这些贷款来自Go债券的再销售。按照发行和管理GO债券所依据的GO债券的规定，GO区定期贷款按照相关GO债券应支付的利息计算利息。这两个地区定期贷款的购买者有权在2023年7月以票面价格出售该地区的定期贷款。GO债券分别于2032年5月和2035年8月到期。更多信息见我们的综合财务报表附注11。
在截至2019年12月31日的一年中，我们根据我们的信贷安排和商业票据计划获得了4.18亿美元的净借款。净借款主要是由于在此期间为一般伙伴关系目的而借款。
在2018年12月31日终了的一年中，我们的信贷设施和商业票据计划的净偿还额为9.01亿美元。偿还净额主要来自业务活动的现金流动和资产出售的收益，抵消了这一期间与资本投资、库存购买和其他一般伙伴关系用途的资金需求有关的借款。
在2017年12月31日终了的一年中，我们的信贷设施和商业票据计划的净还款额为6.54亿美元。净偿还额主要来自业务活动的现金流量以及从我们的股票活动和资产剥离中收到的现金，抵消了在此期间与以下方面有关的借款：(一)购置和资本投资；(二)在2017年1月偿还我们的4亿美元，6.13%的高级债券；(三)在2017年12月偿还我们的6亿美元、6.50%的高级债券和3.5亿美元、8.75%的高级债券；以及(四)其他一般伙伴关系用途。
股权和债务融资活动
我们的融资活动主要涉及扩展资本项目的融资、债务期限的收购和再融资，以及短期营运资本(包括对纽约商品交易所和洲际交易所保证金存款的借款)和与我们的NGL业务和期货市场活动相关的对冲库存借款。我们的融资活动主要包括股权发行、高级债券发行和根据我们的信贷设施或商业票据计划及其他债务协议进行的借款和偿还，以及向我们的大学贷款者支付分配款。
登记报表我们定期进入资本市场进行股本和债务融资。我们已向证交会提交了一份通用的货架登记声明，该声明在使用时必须有效，允许我们发行总计11亿美元的债务或股权证券(“传统货架”)。所有与我们的持续发行计划相关的股票证券都是按照传统的货架发行的。在截至2019年12月31日或2018年12月31日的年份里，我们没有在我们的传统货架下进行任何捐赠。在2019年12月31日，我们有大约11亿美元的未售出证券可以在传统的货架下使用。我们还可以获得一份通用的货架登记表(“WKSI货架”)，它使我们能够在市场条件和我们的资本需要的情况下，提供和出售无限数量的债务和股票证券。我们在WKSI货架下发行了10亿美元的高级债券，在2019年9月发行了3.55%的高级债券，我们的B系列优先股在2017年10月发行，详见下文。
优选单位2017年10月10日，我们以每台1000美元的价格向公众发行了80万套B系列产品。在扣除承销商的折扣和提供费用后，我们用了7.88亿美元的净收入，发行了B系列优先单位，用于偿还我们信贷设施和商业票据计划下的未偿款项，并用于一般合作目的，包括我们资本计划的支出。有关B系列首选单位的更多信息，请参阅下文“向我们的Unitholders分配”和我们的合并财务报表附注12。
虽然我们的A系列和B系列优先单位被视为股本证券，并在我们的综合资产负债表中列为合伙人的资本，但在评定我们投资等级的三家评级机构中，有两家只给予50%的股本信贷，其余的50%被认为是债务，以确定我们的信用评级。其余的评级机构将100%的股本信用评级定在投资级以下，但如果评级机构将评级改为投资级，它的做法将改为50%的股本信贷和50%的债务。
公用单位。在截至2019年12月31日或2018年12月31日的这几年里，我们没有出售任何公共产品。在2017年12月31日终了的一年中，我们出售了大约5 410万套共同单位，收益约17亿美元，用于一般伙伴关系目的，包括偿还为行政协调会购置提供资金的借款。有关出售这些共同单位的补充资料，见我们的综合财务报表附注12。
高级债券的发行。在截至2018年12月31日或2017年12月31日的年份中，我们没有发行任何高级无担保票据。在2019年期间，我们发行了高级无担保票据，详情见下表(以百万元计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 年 | | 描述 | | 成熟期 | | 面值 | | 毛额 收益(1) | | 网 收益(2) |
| 2019 | | 3.55%按面值99.801%发行的高级债券 | | 2029年12月 | | $ | 1,000 | | | $ | 998 | | | $ | 989 | |
(1)票面价值减去适用的溢价或折扣(在扣除初始购买者折扣、佣金和发行费用之前)。
(2)票面价值减去适用的溢价或折扣、初始购买者折扣、佣金和发行费用。我们利用此次发行的净收益，部分偿还了我们将于2019年12月到期的2.60%的高级债券的本金，以及将于2020年1月到期的5.75%的高级债券的本金，并用于一般合作目的。
偿还高级票据。2018年，我们没有偿还任何高级无担保债券。在2019年和2017年期间，我们偿还了下列高级无担保票据(百万美元)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 年 | | 描述 | | 还款日期 | | |
| 2019 | | 5亿元2.60%高级债券应于2019年12月到期 | | 2019年11月 | | (1) |
| 2019 | | 5亿元5.75%高级债券应于2020年1月到期 | | 2019年12月 | | (1) |
| | | | | | |
| 2017 | | 4亿元6.13%高级债券将於2017年1月到期 | | 2017年1月 | | (2) |
| 2017 | | 6亿元6.50%高级债券应于2018年5月到期 | | 2017年12月 | | (2) (3) |
| 2017 | | 3.5亿元8.75%高级债券应于2019年5月到期 | | 2017年12月 | | (2) (3) |
(1)我们用我们在2019年9月发行的3.55%的高级债券和手头现金偿还了这些高级债券。
(2)我们用手头现金偿还这些高级票据，并根据我们的信贷设施和商业票据计划从借款中获得收益。
(3)随着这些高级票据的早期赎回，我们在我们的综合业务报表中确认了大约4 000万美元的损失，记作“其他收入/(费用)净额”。
分发给我们的Unitholders
根据我们的合伙协议，在向我们优秀的优先单位的持有者分发后，我们在每个季度结束后的45天内将我们可用现金的剩余部分分配给我们共同的有记录的单位。可用现金通常被定义为在每个季度结束时我们手头的所有现金和现金等价物减去我们的普通合伙人根据未来需求酌情确定的准备金。我们的财务储备水平是由我们的普通合伙人确定的，包括为我们的业务的正常运作(包括未来的资本支出和预期的信贷需求)、遵守法律或合同义务以及为今后分配给我们的A系列和B系列优先单元组的资金而准备的准备金。我们的可用现金还包括本季度结束后借入的现金。
关于截至2019年12月31日的三年期间支付的分配情况，见我们综合财务报表附注12。另外，见第5项。“注册单位市场，相关的统一事项和发行者购买股票证券-现金分配政策”，以供更多的讨论有关分配。
分发给我们的系列A首选的单元组。我们A系列优先股的持有者有权接受每季发行，但须按惯例进行反稀释调整，每单位0.525美元(单位年化2.10美元)，从截至2016年3月31日的季度开始。关于2017年12月31日结束或之前的每一个季度，我们选择在我们的A系列优先单位上支付额外的A系列优先单位的分配。从截至2018年3月31日的季度分配开始，我们A系列优先单位的分配将以现金支付。在某些限制的情况下，在2021年1月28日之后，我们A系列优先单元的持有者可以进行一次选举以重置分配率。更多信息见我们的综合财务报表附注12。
分发给我们的B系列首选单元组。我们B系列优惠单位的持有者有权在适用的情况下，在我们的普通合伙人宣布从法律上可获得的资金中领取累积现金分配。通过并包括2022年11月15日，持有者有权获得相当于单位每年61.25美元的分配，在5月15日和11月15日每半年支付一次欠款。进一步讨论我们的B系列优先单位，包括分配率和2022年11月15日以后的付款日期，请参阅我们综合财务报表的附注12。
分发给我们的普通会员。在2020年2月14日，我们支付了每个公共单位0.36美元的季度分配(按年计算每单位1.44美元)。截至2020年1月31日，总分配额为2.62亿美元，为截至2019年12月31日的季度记录。
我们相信，根据我们的信贷协议，我们有足够的流动资产、经营活动的现金流量和借款能力，以履行我们的财务承诺、偿债义务、意外开支和预期的资本支出。然而，我们的业务和经营风险可能会对我们的现金流产生不利影响。长期大幅减少现金流量可能会对我们的借贷能力产生不利影响。
意外开支
关于可能影响我们的意外情况的讨论，见我们综合财务报表附注19。
承诺
合同义务。在正常的业务过程中，我们根据合同从第三方购买原油和NGL，其中大多数合同期限为30天常绿至5年，剩余期限最长为十年的合同数量有限。我们通过进行各种实物和金融销售和交换交易来确定这些采购的保证金，通过这种交易，我们力求维持一种在采购与销售和未来交货义务之间保持实质性平衡的立场。下表列出了与这些活动有关的采购义务。在适用的情况下，提出的数额是与我们的对手方有关的净债务(包括使净买卖合同生效以及那些受净结算安排约束的合同)。我们不期望使用大量的内部资本来履行这些债务，因为债务将通过相应的出售给我们认为有信誉或提供了我们认为足够的信贷支持的实体来提供。
下表列出我们对这些付款的数额和时间以及截至2019年12月31日根据规定的合同义务应缴的其他款项的最佳估计数(百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2021 | | 2022 | | 2023 | | 2024 | | 2025年及其后 | | 共计 |
长期债务及有关利息的支付(1) | | $ | 411 | | | $ | 984 | | | $ | 1,115 | | | $ | 1,636 | | | $ | 1,055 | | | $ | 8,753 | | | $ | 13,954 | |
租赁(2) | | 130 | | | 99 | | | 91 | | | 69 | | | 57 | | | 308 | | | 754 | |
其他义务(3) | | 1,098 | | | 743 | | | 306 | | | 293 | | | 287 | | | 1,194 | | | 3,921 | |
小计 | | 1,639 | | | 1,826 | | | 1,512 | | | 1,998 | | | 1,399 | | | 10,255 | | | 18,629 | |
原油、NGL和其他采购(4) | | 14,836 | | | 12,525 | | | 12,028 | | | 10,893 | | | 9,650 | | | 16,789 | | | 76,721 | |
共计 | | $ | 16,475 | | | $ | 14,351 | | | $ | 13,540 | | | $ | 12,891 | | | $ | 11,049 | | | $ | 27,044 | | | $ | 95,350 | |
(1)包括债务还本付息，应付高级票据的利息，在我们的信贷设施下承担的可用能力的承诺费，以及根据我们的信贷协议和商业票据计划进行的长期借款(如果有的话)。虽然在我们的信贷协议和商业票据计划下可能有短期借款，但我们历史上偿还和借入的金额各不相同。因此，我们只包括了最高承诺费(似乎没有短期借款的信用协议或商业票据计划)在上述数额。关于我们债务义务的更多信息，见我们综合财务报表附注11。
(2)包括由FASB指南定义的经营和融资租赁。租赁主要用于：(1)铁路车辆；(2)办公场地；(3)土地；(4)车辆；(5)储油罐；(6)拖拉机拖车。更多信息见我们的综合财务报表附注14。
(3)包括：(I)其他额外的长期负债；(Ii)储存、加工及运输协议(包括某些协议，而预期付款的款额及时间须视乎有关建造工程的完成而定)；(Iii)某些与道路地役权有关的不可撤销承诺；及(Iv)与我们的资本扩展项目有关的不可撤销承诺，包括我们在股本法投资中所占的资本开支的预计供款。储存、加工及运输协议包括约18亿元与贮存协议有关的款项，加工和运输原油，对管道或由股权法投资拥有的设施征收关税。我们对运输的承诺的一部分是通过原油买卖或与第三方达成的数量相称的其他协议来支持的。
(4)数额主要是根据2019年12月期间的平均活动估计数量和市场价格计算的。实际实际购买量和实际结算价格将与表中使用的假设不同。这些估计所涉及的不确定因素包括井口的生产水平、天气状况、市场价格的变化以及我们无法控制的其他情况。
信用证。在供应和物流活动方面，我们向某些供应商提供不可撤销的备用信用证，以保证我们购买和运输原油、NGL和天然气的义务。在购买产品的当月，我们与这些购买义务有关的负债记录在我们的资产负债表上的应付账款中。一般来说，这些信用证的有效期最长为70天，每次交易完成后即终止。此外，我们还签发信用证，以支持保险项目、衍生交易(包括对冲相关保证金义务)和建设活动。截至2019年12月31日和2018年12月31日，我们的未付信用证分别约为1.57亿美元和1.84亿美元。
表外安排
我们并无规例第303项所界定的资产负债表外安排。
对未合并实体的投资
我们投资的实体没有合并在我们的财务报表中。其中某些实体是信贷工具下的借款人。我们既不是共同借款人，也不是此类实体的任何便利下的担保人.我们可以随时选择向这些实体中的任何一个提供额外的资本捐助。下表列出截至2019年12月31日这些实体的选定资料(未经审计，百万美元)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 实体 | | 转制作业类型 | | 我们的
所有权
利息 | | 共计
实体
资产 | | 现金共计
和
受限
现金 | | 共计
实体
债务 |
| 优势管道控股有限责任公司 | | 原油管道 | | 50% | | | $ | 153 | | | $ | 11 | | | $ | — | |
| 布里奇特克斯管道公司 | | 原油管道 | | 20% | | | $ | 889 | | | $ | 42 | | | $ | — | |
| 仙人掌II管道有限责任公司 | | 原油管道 (2) | | 65% | | | $ | 1,195 | | | $ | 57 | | | $ | — | |
| 卡多管道有限责任公司 | | 原油管道(2) | | 50% | | | $ | 127 | | | $ | 5 | | | $ | — | |
| 卡琳管道有限公司 | | 原油管道 | | 54% | | | $ | 1,173 | | | $ | 42 | | | $ | — | |
| 夏延管道有限责任公司 | | 原油管道(2) | | 50% | | | $ | 63 | | | $ | 4 | | | $ | — | |
| 库欣连接管道及终端有限责任公司 | | 原油管道 (1) 二、航站楼 (2) | | 50% | | | $ | 49 | | | $ | 7 | | | $ | — | |
| 金刚石管道有限责任公司 | | 原油管道(2) | | 50% | | | $ | 933 | | | $ | 1 | | | $ | — | |
| 鹰福特管道有限公司 | | 原油管道(2) | | 50% | | | $ | 819 | | | $ | 20 | | | $ | — | |
| 鹰福特码头Corpus Christi有限公司 | | 原油码头和码头 (2) | | 50% | | | $ | 229 | | | $ | 2 | | | $ | — | |
| 中途管道有限责任公司 | | 原油管道(2) | | 50% | | | $ | 41 | | | $ | 5 | | | $ | — | |
| 红橡木管道有限责任公司 | | 原油管道(1) | | 50% | | | $ | 57 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 赛德尔霍恩管道公司 | | 原油管道 | | 40% | | | $ | 604 | | | $ | 37 | | | $ | — | |
| 塞托恩拖航有限责任公司 | | 驳船运输服务 | | 50% | | | $ | 55 | | | $ | 8 | | | $ | 3 | |
| 堆栈管道有限责任公司 | | 原油管道(2) | | 50% | | | $ | 152 | | | $ | 2 | | | $ | — | |
| 白崖管道 | | 原油管道 | | 36% | | | $ | 531 | | | $ | 18 | | | $ | — | |
| 向韦伯斯特管道有限公司眨眼 | | 原油管道(1) | | 16% | | | $ | 845 | | | $ | 76 | | | $ | — | |
(1)该实体目前正在建造或开发资产，尚未投入使用。
(2)我们是资产的经营者。
项目7A.市场风险的定量和定性披露
我们面临各种市场风险，包括(I)商品价格风险、(Ii)较低利率风险和(Iii)货币汇率风险。我们使用各种衍生工具管理这些风险，并在某些情况下，在市场波动情况下实现增量保证金。我们的风险管理政策和程序旨在帮助确保我们的套期保值活动通过监测我们的外汇结算和柜台头寸，以及实物量、等级、地点、交货时间表和存储容量，来应对我们的风险。我们有一个风险管理职能，直接负责和授权我们的风险政策、商业活动的相关控制以及公司风险管理的某些方面，我们的风险管理职能也通过正式程序批准所有新的风险管理策略。以下讨论涉及每一类风险。
商品价格风险
我们使用衍生工具对冲与下列商品相关的价格风险：
•原油
我们利用原油衍生产品来对冲供应、物流和运输部门固有的商品价格风险，我们的目标包括对冲预期的购买和销售、库存库存、基础差和储存容量的利用。我们使用各种工具管理这些风险，包括期货、远期、掉期和期权。
•天然气
我们利用天然气衍生产品来对冲供应和物流及设施部门固有的大宗商品价格风险。我们的目标包括对冲预期购买天然气的风险。我们用期货、互换和期权等多种工具来管理这些风险敞口。
•NGL和其他
我们利用NGL衍生产品，主要是丙烷和丁烷衍生物，对冲供应和物流部门固有的商品价格风险。我们对这些衍生品的目标包括对冲预期的购买和销售以及库存。我们使用各种工具来管理这些风险敞口，包括期货、远期、掉期和期权。
关于我们的套期保值策略和目标的进一步讨论，见我们的综合财务报表附注13。
截至2019年12月31日，我们商品衍生产品的公允价值和预期价格上涨或下跌10%的公允价值变动情况见下表(百万美元)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 公允价值 | | 10%的再加工效果 价格上涨 | | 10%的再加工效果 价格下降 |
| 原油 | $ | 31 | | | $ | (45) | | | $ | 47 | |
| 天然气 | 7 | | | $ | 6 | | | $ | (6) | |
| NGL和其他 | 92 | | | $ | (13) | | | $ | 13 | |
| 总公允价值 | $ | 130 | | | | | |
上表所示的公允价值仅反映衍生工具的敏感性，不包括基础对冲商品的影响。价格风险敏感性的计算方法是假设价格全面上升或下跌10%，而不论这些工具的合约价格与基础大宗商品价格之间的期限或历史关系如何。如果近期大宗商品价格实际变动10%，我们的衍生产品组合的公允价值通常不会在交割月份内反映出近期价格的变化。
利率风险
我们使用可变利率债务和任何预测发行的固定利率债务使我们面临利率风险。因此，我们不时使用利率衍生工具来对冲与预期利息支付有关的利率风险，以及在某些情况下，与未偿还债务工具有关的利率风险。我们所有的高级债券都是固定利率债券，因此不受利率风险的影响。截至2019年12月31日，我们未偿还的可变利率债务约为6.18亿美元，需要重新调整利率，利率一般从一天到大约一个月不等。截至2019年12月31日止年度内未偿还的可变利率债务的平均利率为3.0%，根据该年期间的实际利率计算。截至2019年12月31日，我们利率衍生品的公允价值为4400万美元。截至2019年12月31日，如果远期伦敦银行同业拆借利率曲线增加10%，我们的利率衍生品的公允价值就会增加900万美元。截至2019年12月31日，如果远期伦敦银行同业拆借利率曲线下降10%，我们的利率衍生品的公允价值就会减少900万美元。有关我们的利率风险对冲活动的讨论，见我们综合财务报表附注13。
货币汇率风险
我们使用外币衍生工具对冲与美元兑加元汇率波动相关的外币汇率风险。由于我们加拿大业务的很大一部分是在CAD中进行的，所以我们使用某些金融工具来最小化汇率不利变化的风险。这些工具包括外汇合同、远期和期权。截至2019年12月31日，我国外币衍生品的公允价值为100万美元。如果汇率(美元兑加元)升值10%，我们的外币衍生品的公允价值就会减少不到100万美元。如果汇率下降10%(美元兑加元)，我们的外币衍生品的公允价值就会增加不到100万美元。关于我们的货币汇率风险对冲的讨论，见我们的综合财务报表附注13。
优先分配率重置选项
我们系列的优先分配利率重置选项是一种嵌入的衍生产品，必须从相关的主机合同、我们的合伙协议中分叉，并以公允价值记录在我们的综合资产负债表中。这种嵌入衍生工具所使用的估值模型包含包括我们共同的单价、十年期美国国债利率、违约概率和时间估计在内的投入，以最终计算我们的A系列优先股的公允价值，无论是否有优先分配利率重置选项。截至2019年12月31日，这种嵌入衍生品的公允价值为3400万美元。公允价值增加或减少10%将产生300万美元的影响。有关嵌入衍生工具的讨论，请参阅我们合并财务报表的附注13。
项目8.再分配财务报表和补充数据
见第F-1页“合并财务报表索引”。
第9项.会计与财务披露的变化及与会计人员的分歧
没有。
第9A项管制和程序
披露控制和程序
我们保持书面披露控制和程序，我们称之为我们的“DCP”。我们的DCP旨在确保我们根据1934年“证券交易法”(“交易法”)提交的报告中要求我们披露的信息在证券交易委员会的规则和表格规定的时限内记录、处理、汇总和报告，以及(Ii)积累并传达给管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时作出关于所需披露的决定。
适用的SEC规则要求评估我们的DCP的有效性。管理层在我们的首席执行官和首席财务干事的监督和参与下，评估了截至2019年12月31日，即本报告所涉期间结束时的DCP的有效性，并根据这些评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的DCP是有效的。
财务报告的内部控制
管理层负责建立和维持对财务报告的适当内部控制。“财务报告的内部控制”是由我们的首席执行官和首席财务干事设计或监督并由我们的董事会、管理层和其他人员实施的一种程序，目的是根据公认会计原则，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的保证。我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，已经评估了截至2019年12月31日我们对财务报告的内部控制的有效性。见“管理部门关于财务报告的内部控制的报告”，载于我们合并财务报表的第F-2页。
我们的独立注册公共会计师事务所普华永道会计师事务所(PricewaterhouseCoopers LLP)评估了我们对财务报告的内部控制的有效性，正如该公司的报告所述。见“独立注册会计师事务所报告“在我们合并财务报表的第三页。
财务报告内部控制的变化
2019年第四季度，我们对财务报告的内部控制没有发生任何变化，这些变化对我们财务报告的内部控制产生了重大影响或相当可能产生重大影响。
认证
根据外汇法规则13a-14(A)和15d-14(A)，我们的首席执行官和首席财务官的证书作为证据31.1和31.2提交本报告。我们的首席执行官和首席财务官根据美国法典第18条第1350条提交的证书作为证据32.1和32.2提供了本报告。
第9B项其他资料
不需要在2019年第四季度关于表格8-K的报告中披露以前未曾报告的信息。
第III部
项目10.再分配我们的普通合伙人和公司治理的董事和执行干事
本项目所要求的信息将在我们2020年年会的委托书中列出，该声明将在2019年12月31日终了的会计年度结束后120天内提交证券交易委员会，并在此参考。
董事和执行干事
截至提交本报告之日，下列人员担任我们的执行干事和/或董事：
| | | | | | | | |
| 名字 | | 主要职业或就业 |
江威利(1)(2) | | 董事会主席兼首席执行官 |
哈里·N·佩法尼斯(1)(2) | | 总裁兼首席商务官 |
克里斯·钱德勒(1) | | 执行副总裁兼首席运营官 |
斯旺森(1) | | 执行副总裁兼首席财务官 |
杰瑞米·戈贝尔(1) | | 执行副总裁-商业 |
理查德·麦基(1) | | 执行副总裁、总法律顾问和秘书 |
克里斯·赫伯德(1) | | 高级副总裁兼首席会计官 |
格雷格·L·阿姆斯特朗(2) | | 首席执行官高级顾问(前主席和首席执行干事) |
维克托·伯克(2) | | Alvarez和Marsal董事总经理 |
Everardo Goyanes(2) | | Ex Cathedra有限公司创始人 |
加里·彼得森(2) | | 管理合伙人，EncapInvestments L.P. |
亚历山德拉·李(2) | | 佩雷拉·温伯格合伙人高级顾问 |
约翰·雷蒙德(2) | | 能源矿产集团管理合伙人兼首席执行官 |
博比·S·沙克尔斯(2) | | 伯灵顿资源公司前董事长兼首席执行官。 |
罗伯特·V·辛诺特(2) | | 凯恩安德森资本顾问有限公司联席主席。 |
J.塔夫特·西蒙兹(2) | | 西蒙兹投资公司董事长 |
克里斯托弗·M·坦普尔(2) | | Deltex Capital LLC总裁 |
劳伦斯·齐安巴(2) | | 前执行副总裁，炼油，菲利普斯66 |
(1)高级行政主任(为施行条例S-K第401(B)项)
(2)主任
我们的人员名单，包括上文所列的行政人员名单，可在我们的网站上查阅，网址为www.plainsallamerican.com在我们的领导下。
项目11.行政薪酬
本项目所要求的信息将在我们2020年年会的委托书中列出，该声明将在2019年12月31日终了的会计年度结束后120天内提交证券交易委员会，并在此参考。
第12项.有关事宜某些受益所有人的安全所有权和管理及相关的统一事项
本项目所要求的信息将在我们2020年年会的委托书中列出，该声明将在2019年12月31日终了的会计年度结束后120天内提交证券交易委员会，并在此参考。
项目13.再分配某些关系和相关交易，以及董事独立性
本项目所要求的信息将在我们2020年年会的委托书中列出，该声明将在2019年12月31日终了的会计年度结束后120天内提交证券交易委员会，并在此参考。
项目14.再分配首席会计师费用及服务
本项目所要求的信息将在我们2020年年会的委托书中列出，该声明将在2019年12月31日终了的会计年度结束后120天内提交证券交易委员会，并在此参考。
第IV部
项目15.再分配证物及财务报表附表
(a) (1) 财务报表
见“合并财务报表索引”，载于第F-1页。
(2) 财务报表附表
所有附表都被省略，因为它们要么不适用，要么在综合财务报表或其附注中列出所需的信息。
(3) 展品
| | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号。 | | | | 描述 |
| 2.1* | | — | | Amoco加拿大国际控股有限公司(Amoco Canada International Holdings B.V.)和加拿大平原中流加拿大中游股份有限公司(Amoco Canada International Holdings B.V.)和平原中流加拿大大学之间于2011年12月1日签订的股票购买协议(根据条例S-K第601(B)(2)项略去附表和证物)(参照截至2011年12月31日的年度报告表表2.1)。 |
| | | | |
| 2.2 | | | — | | 截至2013年10月21日，平原所有美国管道、L.P.、PAA收购公司有限责任公司、PAA天然气储存公司、L.P.和PNGs GP有限责任公司签订的协议和合并计划(参照本公司2013年10月24日提交的关于表格8-K的报告表2.1)。 |
| | | | |
| 2.3** | | — | | 自2016年7月11日起，PAA GP Holdings LLC、Plines GP Holdings、L.P.、Plants AAP、L.P.、PAA GP LLC和Plain all American管线，L.P.之间的简化协议(参见本公司关于2016年7月14日提交的8-K表格的报告的表2.1)。 |
| | | | |
| 2.4** | | — | | 截至2017年1月19日，COG经营有限责任公司(卖方)和平原管道公司(L.P.)以买方身份签订的证券购买协议(附表和证物已根据规则S-K第601(B)(2)项略去)(参照我们截至2017年3月31日的第10-Q号表格季度报告表2.1)。 |
| | | | |
| 2.5** | | — | | 截至2017年1月19日的证券购买协议，日期为边境中流解决方案有限责任公司(卖方)和平原管道公司(L.P.)为买方(附表和证物已根据条例S-K第601(B)(2)项略去)(参阅截至2017年3月31日的第10-Q号表格季度报告表2.2)。 |
| | | | |
| 3.1 | | | — | | 自2017年10月10日起，美国平原有限合伙有限责任公司第七次修订和恢复协议，L.P.(参见本公司2017年10月12日提交的表格8-K表中的表3.1)。 |
| | | | |
| 3.2 | | | — | | 截至2004年4月1日的“平原营销有限合伙公司第三次修订和恢复协议”，2004年4月1日(参考截至2004年3月31日止的季度报告表10-Q表表3.2)。 |
| | | | |
| 3.3 | | | — | | 2010年12月31日至2010年12月31日“平原营销有限合伙公司第三次修订和恢复协议”的第1号修正案(参见2010年12月31日终了年度10-K表格的年度报告表3.9)。 |
| | | | |
| 3.4 | | | — | | 2011年1月1日对“平原营销有限合伙公司第三次修订和恢复协议”的第2号修正案(参照2010年12月31日终了年度表10-K表表3.10)。 |
| | | | |
| 3.5 | | | — | | 2011年6月30日对“平原营销有限合伙公司第三次修订和恢复协议”的第3号修正案(参照2013年12月31日终了年度10-K表格的年度报告表3.7)。 |
| | | | |
| 3.6 | | | — | | 修订日期为2013年1月1日至2013年1月1日的“平原营销有限合伙公司第三次修订和恢复协议”L.P(参阅2013年12月31日终了年度10-K表格的年度报告表3.8)。 |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | |
| 3.7 † | | — | | 修订日期为2019年12月1日的“平原营销有限合伙公司第三次修订和恢复协议”，L.P. |
| | | | |
| 3.8 | | | — | | 截至2004年4月1日的“平原管道有限合伙公司第三次修订和恢复协议，L.P.”(参考截至2004年3月31日的季度报告表3.3)。 |
| | | | |
| 3.9 | | | — | | 2013年1月1日对“平原管道有限合伙公司第三次修订和恢复协议”的第1号修正案(参照2013年12月31日终了年度表10-K表的表3.10)。 |
| | | | |
| 3.10 | | | — | | 第七次修订和恢复平原有限责任公司协议，全美国全美国全科医生公会有限责任公司协议，日期为2016年11月15日(参考本公司2016年11月21日提交的表格8-K表表3.3)。 |
| | | | |
| 3.11 | | — | | 2016年11月15日“平原AAP，L.P.第八次修正和恢复有限合伙协议”(参照我们关于2016年11月21日提交的表格8-K表的表3.4)。 |
| | | | |
| 3.12 | | — | | 2018年9月26日对“平原AAP，L.P.第八次修订和恢复有限合伙协议”的第1号修正案(参照我们关于2018年10月2日提交的表格8-K表的表3.1)。 |
| | | | |
| 3.13 | | | — | | 修订日期为2019年5月23日至第八次修订和恢复平原有限合伙协议，L.P.(通过参考证据3.1，我们目前提交的表格8-K，2019年5月30日)。 |
| | | | |
| 3.14 | | — | | PAA金融公司注册证书(f/k/a Pacific Energy Finance Corporation，PAA Finance Corp.的接班人)(以表3.10纳入我们截至2006年12月31日的年度报告表10-K)。 |
| | | | |
| 3.15 | | — | | PAA金融公司章程(太平洋能源金融公司，PAA金融公司的后续合并)(以表3.11纳入我们截至2006年12月31日的年度报告表10-K)。 |
| | | | |
| 3.16 | | — | | PAA公司的有限责任公司协议2007年12月28日(参照我们目前提交的表格8-K表表3.3的附件3.3被纳入本公司2008年1月4日提交的美国太平洋航空公司股份有限责任公司协议(PAA Approach GP LLC))。 |
| | | | |
| 3.17 | | — | | “平原GP控股有限合伙企业证书，L.P.”(参照2003年7月29日提交的PAGP表格S-1(333-190227)的注册声明表3.1)。 |
| | | | |
| 3.18 | | — | | 第二次修正和恢复协议的有限合伙有限合伙平原GP控股，L.P.截止2016年11月15日(参考表3.2表3.2的PAGP当前报告提交的表格8，2016年11月21日)。 |
| | | | |
| 3.19 | | — | | PAA GP控股有限责任公司成立证书(参照2003年7月29日提交的PAGP表格S-1(333-190227)的注册声明图3.3)。 |
| | | | |
| 3.20 | | — | | 自2017年2月16日起，PAA GP控股有限责任公司(PAA GP HoldingsLLC)的第三份修订和恢复有限责任公司协议(参见本公司目前提交的关于2017年2月21日提交的8-K表格的报告表3.1)。 |
| | | | |
| 3.21 | | — | | 2018年10月1日对PAA GP控股有限责任公司(PAA GP Holdings LLC)第三份修订和恢复有限责任公司协议的第1号修正案(参考我们目前提交的2018年8月20日表格8-K的报告表3.1)。 |
| | | | |
| 3.22 | | — | | 2018年12月10日对PAA GP控股有限责任公司(PAA GP Holdings LLC)第三份修订和恢复有限责任公司协议的第2号修正案(参考我们目前提交的2018年12月11日表格8-K的表3.1)。 |
| | | | |
| 3.23 | | — | | 第3号修改日期为2019年11月21日对PAA GP控股有限责任公司的第三份修订和重新确定的有限责任公司协议(参阅本公司目前提交的表格8-K表表3.1)。 |
| | | | |
| 4.1 | | — | | 日期为2002年9月25日的契约日期为“平原所有美国管道公司”、“全美国管道公司”、“PAA金融公司”和“全国协会Wachovia银行”作为托管人(请参阅截至2002年9月30日的季度报告表10-Q表表4.1)。 |
| | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 4.2 | | — | | 第六次补充义齿(系列A和B系列6.70%高级备注到期2036年)于2006年5月12日在平原所有美国管道、L.P.、PAA金融公司、其中点名的附属担保人和国家协会Wachovia银行作为托管人(参照2006年5月12日提交的关于表格8-K的最新报告表4.1)。 |
| | | | |
| 4.3 | | — | | 第十次补充义齿(系列A和系列B 6.650%高级票据到期2037年)于2006年10月30日在平原所有美国管道、L.P.、PAA金融公司、其中点名的附属担保人和美国银行全国协会中作为托管人(参照2006年10月30日提交的我们提交的关于表格8-K的报告中的表404.2)。 |
| | | | |
| 4.4 | | — | | 2011年1月14日在平原所有美国管道、L.P.、PAA金融公司、其中点名的附属担保人和美国国家银行协会作为托管人的第十九次补充INDITE(5.00%高级票据，2021年到期)(参照我们2011年1月11日提交的关于Form 8-K的报告中的表4.1)。 |
| | | | |
| 4.5 | | — | | 第二十次补充义齿(2022年到期的3.65%高级义齿)，日期为2012年3月22日，在平原所有美国管道、L.P.、PAA金融公司和美国银行全国协会中作为托管人(参照2012年3月26日提交的本次表格8-K报告中的表4.1)。 |
| | | | |
| 4.6 | | — | | 作为托管人，2012年3月22日在平原所有美国管道公司、L.P.、PAA金融公司和美国国家银行协会之间进行了第21次补充义齿(2042年到期的5.15%高级说明)，作为托管人(参考2012年3月26日提交的8-K表格报告中的表4.3)。 |
| | | | |
| 4.7 | | — | | 2012年12月10日，由全美国管道公司、L.P.、PAA金融公司和美国银行全国协会作为托管人的第二十二副补充义齿(2.85%高级备注2023年到期)，作为托管人(参照2012年12月12日提交的本次报告的表4.1)。 |
| | | | |
| 4.8 | | | — | | 2012年12月10日，由平原所有美国管道公司、L.P.、PAA金融公司和美国银行全国协会作为托管人(参照表4.3)提交的2012年12月10日“全美国管道”、L.P.、PAA金融公司和美国国家银行协会提交的第23副补充INDITE(4.30%高级备注2043年)作为托管人(参阅表4.3)。 |
| | | | |
| 4.9 | | | — | | 2013年8月15日，平原所有美国管道、L.P.、PAA金融公司和美国银行全国协会作为托管人的第24次补充INDITE(3.85%高级备注，2023年到期)作为托管人(参照表4.1)提交了本次报告，该报告是2013年8月15日提交的。 |
| | | | |
| 4.10 | | | — | | 2014年4月23日，由全美国管道公司、L.P.、PAA金融公司和美国银行全国协会担任托管人的第二十五副补充义齿(4.70%高级备注2044年到期)作为托管人(参考我们2014年4月29日提交的关于Form 8-K的报告的表4.1)。 |
| | | | |
| 4.11 | | | — | | 2014年9月9日，由全美国管道公司、L.P.、PAA金融公司和美国银行全国协会作为托管人(参照表4.1)提交的2014年9月9日“全美国管道”、L.P.、PAA金融公司和美国国家银行协会提交的第二十六副补充INDITE(3.60%高级备注2024年)作为托管人(参考我们2014年9月11日提交的本次报告的表4.1)。 |
| | | | |
| 4.12 | | | — | | 2014年12月9日，由全美国管道公司、L.P.、PAA金融公司和美国银行全国协会作为托管人(参考表4.3)提交的2014年12月9日“全美国管道”、L.P.、PAA金融公司和美国国家银行协会的第二十八副补充InDITE(4.90%高级备注2045年)作为托管人(参考表4.3)，我们目前提交的关于Form 8-K表格的报告(2014年12月 |
| | | | |
| 4.13 | | | — | | 2025年8月24日，由全美国管道公司、L.P.、PAA金融公司和美国银行全国协会作为托管人，由平原所有美国管道、L.P.、PAA金融公司和美国国家银行协会作为托管人(参照我们2015年8月26日提交的表格8-K提交的报告表4.1)，将2015年8月24日到期的第二十九次补充INDITE(4.65%高级备注)作为托管人。 |
| | | | |
| 4.14 | | | — | | 2016年11月22日，由全美国管道公司、L.P.、PAA金融公司和美国银行全国协会担任托管人的第30次补充INDIST义齿(日期为2026年到期的4.50%高级注释)，作为托管人(参见我们2016年11月29日提交的关于表格8-K的报告表4.1)。 |
| | | | |
| 4.15 | | — | | 第三十一次补充义齿(2029年9月16日到期的3.55%高级义齿)，由平原所有美国管道公司、L.P.、PAA金融公司和美国银行全国协会作为托管人(参考我们目前提交的209年9月17日表格8-K表的表4.1)。 |
| | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 4.16 | | — | | 登记权利协议日期为2009年9月3日平原所有美国管道，L.P.和Vulcan储气库有限责任公司之间的注册权利协议(参考我们的注册声明中的附件4.1)。 |
| | | | |
| 4.17 | | | — | | 登记权利协议截止2016年1月28日在平原所有美国管道、L.P.和其中点名的购买者之间签订(参考我们目前提交的表格8-K的附件4.1)。 |
| | | | |
| 4.18 | | | — | | 登记权利协议由平原所有的美国管道，L.P.和其中定义的持有者，日期为2016年11月15日(参考我们目前提交的2016年11月21日表格8-K的报告表10.4)。 |
| | | | |
| 4.19 † | | | — | | 我们证券的描述。 |
| | | | |
| 10.1 | | | — | | 截至2011年8月19日，“平原所有美国管道，L.P.”作为借款人的信贷协议；“平原所有美国管道，L.P.”的某些子公司，不时作为指定的借款人；美国银行，N.A.，作为行政代理人；以及其他放款方(参照2011年8月25日提交的我们关于表格8-K的报告中的表10.1)。 |
| | | | |
| 10.2 | | | — | | 截至2012年6月27日，“对信贷协议的第一修正案”日期为：平原所有美国管道、L.P.和平原中流加拿大ULC，作为借款人；美国银行(Bank of America，N.A.)作为行政代理人、周转线贷款人和信用证发行人；富国银行(Wells Fargo Bank)，全国协会(National Association)，作为信用证发行人；以及其他放款人(参照2012年7月3日提交的我们关于表格8-K的当前报告中的表10.2)。 |
| | | | |
| 10.3 | | | — | | 截至2013年8月16日，“对信贷协议的第二修正案”日期为：平原所有美国管道、L.P.和平原中流加拿大ULC，作为借款人；美国银行(Bank of America，N.A.)作为行政代理人、周转线放款人和信用证发行人；富国银行(Wells Fargo Bank)，全国协会(National Association)，作为信用证发行人；以及其他放款人(参照2013年8月20日提交的我们关于表格8-K的当前报告中的表10.2)。 |
| | | | |
| 10.4 | | | — | | 截至2016年8月11日，对“信贷协议”的第三次修正日期为：平原所有美国管道、L.P.和平原中流加拿大ULC，作为借款人；美国银行(Bank of America，N.A.)作为行政代理人、周转线贷款人和信用证发行人；富国银行(Wells Fargo Bank)，全国协会(National Association)，作为信用证发行人；以及其他放款人(参见我们目前提交的2016年8月17日表格8-K报告中的表10.1)。 |
| | | | |
| 10.5 | | | — | | 截至2011年8月19日，平原市场营销公司(L.P.)修订和恢复的第三份信用协议：作为借款人，作为借款人，作为担保人，作为担保人，美国银行，N.A.，以及其他贷款人(参见2011年8月25日提交的关于表格8-K的报告中的表10.2)。 |
| | | | |
| 10.6 | | | — | | 截至2012年6月27日，对第三次修正和恢复的信贷协议的第一修正案日期为：平原营销公司、L.P.和平原中游加拿大联合信贷公司(ULC)，作为借款人；平原所有美国管道L.P.(作为担保人)；美利坚银行(N.A.)，作为行政代理人、周转线贷款人和信用证签发人；以及其他放款人和信用证发行人(参见2012年7月3日提交的关于表8-K的当前报告的附件10.1)。 |
| | | | |
| 10.7 | | | — | | 截至2013年8月16日，对第三次修正和恢复的信贷协议的第二修正案日期为：平原营销公司、L.P.和平原中游加拿大联合信贷公司(ULC)，作为借款人；平原所有美国管道公司(L.P.)作为担保人；美利坚银行，N.A.，作为行政代理人、周转线贷款人和信用证签发人；富国银行，全国协会，作为信用证发行人；以及其他放款人和信用证发行人(参见我们目前提交的关于2013年8月20日提交的表格8-K报告的附件10.1)。 |
| | | | |
| 10.8 | | | — | | 截至2016年8月11日，对“第三次修正和恢复的信贷协议”的第三修正案为：平原营销公司、L.P.和平原中游加拿大联合信贷公司(ULC)为借款人；平原所有美国管道L.P.为担保人；美国银行(Bank of N.A.)为行政代理人、周转线贷款人和信用证签发人；富国银行(National Association)为信用证签发人；以及其他放款人和信用证发行人(参见我们目前提交的2016年8月17日表格8-K报告的附件10.3)。 |
| | | | |
| 10.9 | | | — | | 截至2017年8月16日，对第三次修正和恢复的信贷协议的第四修正案日期为：平原营销公司、L.P.和平原中游加拿大联合信贷公司(ULC)作为借款人；平原所有美国管道L.P.作为担保人；美国银行(Bank of N.A.)担任行政代理人、周转线贷款人和信用证签发人；富国银行(National Association)为信用证签发人；以及其他放款人和信用证发行人(参见我们截至2017年9月30日的季度报告表10.6)。 |
| | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 10.10 | | | — | | 截至1998年11月23日，“平原所有美国管道、L.P.和某些其他各方之间的贡献、运输和承担协议”(参考1998年12月31日终了年度表10-K的表10.3)。 |
| | | | |
| 10.11 | | | — | | 截至1998年12月15日对供款、转易及承担协议的第一次修订(参照截至1998年12月31日为止的年度报告表10.13) |
| | | | |
| 10.12 | | | — | | 截至2001年6月27日的缴款、转让和修正协议日期为：平原所有美国管道、L.P.、平原营销、L.P.、所有美国管道、L.P.、平原AAP、L.P.、平原所有美国AAP公司和平原销售公司。(参考表10.1纳入我们目前提交的表格8-K的报告-2001年6月27日提交)。 |
| | | | |
| 10.13 | | | — | | 截至2001年6月8日的“贡献、转让和修正协议”日期为：平原所有美国公司、平原AAP公司、L.P.公司和平原公司--全美国全科产品公司股份有限责任公司(参照2001年6月11日提交的关于表格8-K的报告，请参阅表10.1)。 |
| | | | |
| 10.14 | | | — | | 截至2001年6月8日，平原资源公司、平原所有美国公司、平原全美国公司、平原AAP、L.P.和平原所有美国管道L.P.之间的分离协议(参照2001年6月11日提交的本报告表10.2)。 |
| | | | |
| 10.15*** | | — | | 截至2001年6月8日，“平原资源公司”、“全美国公司”之间的养老金和雇员福利假设及过渡协议。和普莱恩斯所有的美国全美国全民用航空公司股份有限责任公司(通过参考表10.3表10.3，我们目前的报告表8-K提交2001年6月11日)。 |
| | | | |
| 10.16 | | | — | | 贡献和假定协议日期为2007年12月28日，由平原AAP，AAP，PAA GGP有限责任公司和PAA GP有限责任公司签订(参考表10.2，表10.2我们目前提交的表格8-K提交的AAP，AGP L.P.和PAA GP LLC，2008年1月4日)。 |
| | | | |
| 10.17 | | | — | | 2001年2月28日墨菲石油有限公司与加拿大平原销售部签订的资产购买和销售协议(参考我们2001年5月10日提交的表格8-K的表99.1)。 |
| | | | |
| 10.18 | | | — | | 1993年7月30日美国管道公司和美国埃克森公司之间的运输协议(参照表10.9，我们于1998年9月23日提交的“S-1”表格注册声明，档案号333-64107)。 |
| | | | |
| 10.19 | | | — | | 1993年8月2日美国管道公司、德士古贸易和运输公司、雪佛龙美国公司和太阳经营有限公司之间的运输协议(参照我方1998年9月23日提交的登记声明表10.10，编号333-64107)。 |
| | | | |
| 10.20 | | | — | | 自1999年3月17日起，马拉松阿什兰有限责任公司与平原市场部签订的“斯库洛克二叠纪股份有限责任公司购买和销售会员权益协议”(参考表10.16，提交给我们截至1998年12月31日的年度报告表10-K)。 |
| | | | |
| 10.21 | | | — | | 由Sempra能源贸易公司和PAA/Vulcan储气有限责任公司于2005年8月19日签订的成员权益购买协议(参照2005年9月19日提交的我们目前提交的表格8-K表1.2)。 |
| | | | |
| 10.22 | | | — | | 截至2010年4月29日PAA天然气储气库、L.P.、PNGS GP LLC、平原所有美国管道、L.P.、PAA天然气储存、LLC、PAA/Vulcan储气库、LLC、平原市场、L.P.和平原营销GP公司签订的“贡献协定”日期为2010年4月29日。(引用表10.1纳入巴布亚新几内亚目前关于表格8-K的报告，该报告已于2010年5月4日提交)。 |
| | | | |
| 10.23 | | | — | | 日期为2010年5月5日的总括协议，日期为2010年5月5日，由全美国通用天然气有限责任公司、平原所有美国管道公司、L.P.、PNGs GP LLC和PAA天然气储气库L.P.(参见2010年5月11日提交的PNG关于表格8-K的最新报告表10.1)。 |
| | | | |
| 10.24 | | — | | PAA GP控股有限责任公司、平原GP控股有限责任公司、平原所有美国GP有限责任公司、平原AAP、L.P.、PAA GP有限责任公司和平原所有美国管道有限责任公司之间的总括协议，日期为2016年11月15日(参见我们目前提交的2016年11月21日表格8-K的报告表10.1)。 |
| | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 10.25 | | — | | 由PAA GP Holdings LLC、Plants GP Holdings、L.P.、Plans AAP、L.P.、PAA GP LLC、以及Plines all American管线L.P.于2016年11月15日修订和恢复的行政协议(参见我们目前提交的2016年11月21日表格8-K的报告表10.2)。 |
| | | | |
| 10.26*** | | — | | 截至2001年6月30日，全美国全科医生有限责任公司与格雷格·L·阿姆斯特朗之间修订和恢复雇佣协议(参照截至2001年9月30日的季度报告表10-Q表表10.1)。 |
| | | | |
| 10.27*** | | — | | 对2008年12月4日“平原所有美国全美非专利产品有限责任公司与格雷格·L·阿姆斯特朗之间的修订和恢复就业协议的第一修正案”(参照表10.49，参考截至2008年12月31日为止的年度报告表10-K)。 |
| | | | |
| 10.28*** | | — | | 截止2010年12月23日，普莱恩斯公司与格雷格·L·阿姆斯特朗之间的免责协议(参见2010年12月31日终了的年度报告表10.31)。 |
| | | | |
| 10.29*** | | — | | 豁免协议日期为2013年10月21日至格雷格·L·阿姆斯特朗2001年6月30日修订和恢复的就业协定(参见我们关于2013年10月25日提交的表格8-K表的表10.2)。 |
| | | | |
| 10.30*** | | — | | 第二，自2018年10月1日起生效的“全美国全科医生有限责任公司与格雷格·L·阿姆斯特朗之间的修订和恢复就业协议”(参见截至2018年9月30日的季度报告表10-Q表表10.6)。 |
| | | | |
| 10.31***† | | — | | 第三，修订后的就业协议生效日期为2020年1月1日，在平原所有美国GP有限责任公司和格雷格L.阿姆斯特朗之间。 |
| | | | |
| 10.32*** | | — | | 截至2001年6月30日，全美国全科医生公司和Harry N.Pefanis公司之间修订和恢复的就业协议(参考截至2001年9月30日的季度报告表10.2)。 |
| | | | |
| 10.33*** | | — | | 对2008年12月4日“平原所有美国公司全美国新产品有限责任公司和哈里N.Pefanis公司修订和恢复就业协议的第一修正案”(参照截至2008年12月31日的年度报告表10.50)。 |
| | | | |
| 10.34*** | | — | | 修订日期为2019年8月15日对Harry Pefanis的修订及重订雇佣协议(参阅截至2019年9月30日止的第10至Q号季度报告表10.1)。 |
| | | | |
| 10.35*** | | — | | 截止2010年12月23日，普莱恩斯公司与HarryN.Pefanis公司之间的免责协议(见2010年12月31日终了的年度报告表10.32)。 |
| | | | |
| 10.36*** | | — | | 2013年10月21日对Harry N.Pefanis 2001年6月30日修订和恢复就业协议的弃权协议(参照2013年10月25日提交的8-K表格的表10.3)。 |
| | | | |
| 10.37*** | | — | | 美国普莱恩斯全科医生有限责任公司和威利蒋介石于2015年7月10日签订的雇佣协议(参考我们截至2015年12月31日的10-K表格年度报告表10.53)。 |
| | | | |
| 10.38*** | | — | | 自2018年10月1日起生效的“全美国全科医生有限责任公司”和威利·蒋之间修订和恢复的就业协议(请参阅我们截至2018年9月30日的季度报告表10-Q表表10.7)。 |
| | | | |
| 10.39*** | | — | | 2016年8月25日“平原AAP，L.P.B类限制单位协议第一修正案”(参见截至2016年9月30日的季度报告表10.8)。 |
| | | | |
| 10.40*** | | — | | 2018年3月22日“平原AAP，L.P.B级限制单位协议”(Willie蒋)的第二次修正(参照截至2018年3月31日的季度报告表10.1)。 |
| | | | |
| 10.41*** | | — | | 2016年8月25日对2015年8月24日LTIP赠款函的修正(参见截至2016年9月30日的季度报告表10-Q表表10.7)。 |
| | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 10.42*** | | — | | 2018年3月22日对PAA LTIP 2015年8月24日赠款信的修正(参见截至2018年3月31日的季度报告表10.3)。 |
| | | | |
| 10.43*** | | — | | LTIP于2018年8月16日(Willie蒋任宏)的赠款信，参考2018年9月30日截止的季度报告表10-Q表中的表10.8)。 |
| | | | |
| 10.44*** | | — | | 全美国GP公司1998年长期激励计划(参考表格编号333-74920的注册声明表99.1)。 |
| | | | |
| 10.45*** | | — | | 对平原所有美国全科医生有限责任公司1998年长期激励计划的第一修正案日期为2003年6月27日(参考截至2003年6月30日的季度报告表10.1)。 |
| | | | |
| 10.46*** | | — | | 对平原的第二次修正(2008年12月4日)-1998年12月4日的1998年长期激励计划(参考2008年12月31日终了年度表10-K表的表10.52)。 |
| | | | |
| 10.47*** | | — | | 普莱恩斯所有的美国全科医生公会公司有限责任公司2005年长期激励计划(参考表10.1，我们目前的报告表8-K提交，2005年1月26日)。 |
| | | | |
| 10.48*** | | — | | 对平原的第一修正案 |
| | | | |
| 10.49*** | | — | | 普莱恩斯所有美国PPX后续长期激励计划(通过参考表10.45表10.45我们的年度报告表10-K截止2006年12月31日)。 |
| | | | |
| 10.50*** | | — | | 普莱恩斯所有美国2013年长期激励计划(参考表A，我们的最终代理声明，2013年10月3日提交)。 |
| | | | |
| 10.51*** | | — | | 普莱恩斯所有美国巴布亚新几内亚继承者长期激励计划(参照表4.4纳入我们的注册声明的表格S-8(333-193139)提交12月31日，2013年12月31日)。 |
| | | | |
| 10.52*** | | — | | PAA天然气储存，L.P.2010年长期激励计划(参考2010年5月11日巴布亚新几内亚提交的表格8-K的表10.2)。 |
| | | | |
| 10.53*** | | — | | 平原GP控股公司，L.P.长期激励计划，(参照2013年10月25日提交的PAGP表格8-K当前报告表10.3)。 |
| | | | |
| 10.54*** | | — | | 来自平原AAP，L.P.B级限制单位协议的表格(参考我们目前提交的关于表格8-K的报告中的表10.1)。2008年1月4日。 |
| | | | |
| 10.55*** | | — | | 2013年10月18日“平原AAP，L.P.B级限制单位协议修正案”的修订表格(参考本公司2013年10月25日提交的表格8-K的表10.4)。 |
| | | | |
| 10.56*** | | — | | 2016年8月25日对平原AAP，L.P.B类限制单位协议的修订表格(参照我们截至2016年9月30日的季度报告表10-Q的表10.6) |
| | | | |
| 10.57*** | | — | | 第一次修订日期为2018年3月22日至2016年8月25日“修订及恢复平原AAP，L.P.乙级限制单位协议”(高级人员)(参阅截至2018年3月31日的第10至Q号表格按季报告附表10.2)。 |
| | | | |
| 10.58*** | | — | | 警务人员资助书表格(2016年8月)(参阅截至2016年9月30日的第10至Q号表格按季报告图10.5)。 |
| | | | |
| 10.59*** | | — | | 2018年3月22日至2016年8月25日PAA LTIP批准函的修订表格(参考截至2018年3月31日的季度报告表10.4) |
| | | | |
| 10.60*** | | — | | “香港廉政公署人员奖状表格”(2017年7月)(参阅截至2017年6月30日的季度报告表10.4)。 |
| | | | |
| 10.61*** | | — | | PAA LTIP警官批准函(2018年3月)(参考2018年3月31日截止的季度报告表10-Q表10.5)。 |
| | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 10.62*** | | — | | LTIP董事批准函(2017年2月) |
| | | | |
| 10.63*** | | — | | LTIP董事批准函表格(2017年2月)-审计委员会补编(PAA计划)(参阅截至2017年3月31日的季度报告表10.2)。 |
| | | | |
| 10.64*** | | — | | 香港长远投资有限公司董事批核书表格(2017年2月)-独立董事资助书(PAA图则)(参阅截至2017年3月31日的季度报告表10至Q表10.3)。 |
| | | | |
| 10.65*** | | — | | 董事长期投资协议批准函(2017年2月)-主任赠款-指定董事和审计委员会成员(PAGP计划)(参阅截至2017年3月31日的季度报告表10.1)。 |
| | | | |
| 10.66*** | | — | | LTIP董事批准函(2017年2月)-审计委员会补充文件(PAGP计划)(参阅PAGP截至2017年3月31日的季度报告表10.2)。 |
| | | | |
| 10.67*** | | — | | 董事长策资助书表格(2017年2月)-独立董事资助计划(PAGP图则)(参阅PAGP截至2017年3月31日的季度报告表10.3)。 |
| | | | |
| 10.68*** | | — | | LTIP董事批准函(2018年8月)(参考2018年12月31日终了年度10-K表格年度报告表10.66)。 |
| | | | |
| 10.69*** | | — | | LTIP董事批准函(2018年12月)(参考2018年12月31日终了年度10-K表格年度报告表10.67)。 |
| | | | |
| 10.70*** | | — | | 本公司2019年8月15日(人员)批准函的格式(参阅截至2019年9月30日止的季度报告表10-Q表表10.2)。 |
| | | | |
| 10.71*** | | — | | LTIP 2019年8月15日(董事)批准函的格式(参阅截至2019年9月30日的季度报告表10-Q的附件10.3)。 |
| | | | |
| 10.72***† | | — | | 香港长远投资有限公司董事奖状(二零二零年一月) |
| | | | |
| 21.1 † | | — | | 平原所有美国管道子公司名单。 |
| | | | |
| 23.1 † | | — | | 普华永道会计师事务所同意。 |
| | | | |
| 31.1 † | | — | | 根据交易法规则13a-14(A)和15d-14(A)认证首席执行官。 |
| | | | |
| 31.2 † | | — | | 根据“外汇法”规则13a-14(A)和15d-14(A)认证首席财务官。 |
| | | | |
| 32.1 †† | | — | | 根据“美国法典”第18章第1350条对首席执行官进行认证。 |
| | | | |
| 32.2 †† | | — | | 根据“美国法典”第18章第1350条对首席财务官进行认证。 |
| | | | |
| 101.INS† | | — | | XBRL实例文档-实例文档没有出现在InteractiveDataFile中，因为它的XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。 |
| | | | |
| 101.SCH† | | — | | 内联XBRL分类法扩展模式文档 |
| | | | |
| 101.CAL† | | — | | 内联XBRL分类法扩展计算链接库文档 |
| | | | |
| 101.DEF† | | — | | 内联XBRL分类法扩展定义链接库文档 |
| | | | |
| 101.lab† | | — | | 内联XBRL分类法扩展标签链接库文档 |
| | | | |
| 101.PRE† | | — | | 内联XBRL分类法扩展表示链接库文档 |
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| 104† | | — | | 封面交互数据文件(格式化为内联XBRL，包含在表101中) |
† 随函提交。
†† 随函附上。
*本证物的某些机密部分已根据“交换法”第24b-2条规则规定的保密处理申请略去。本证物，用省略的语言，已分别提交给证券交易委员会。
**某些附表已根据规例S-K第601(B)(2)项略去。如有要求，将向证券交易委员会提供任何遗漏的附表的副本。
*管理补偿计划或安排。
项目16.再分配表格10-K摘要
没有。
签名
根据1934年“证券交易法”第13或15(D)节的要求，登记人已正式安排由下列签名人代表其签署本报告，并经正式授权。
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| 平原上所有的美国输油管道。 | |
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| 通过： | PAA GP Cp有限责任公司， |
| | 其普通合伙人 |
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| 通过： | 平原AAP，AAP.，L.P. |
| | 其唯一成员 |
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| 通过： | 普莱恩斯全美国全科医生股份有限责任公司， |
| | 其普通合伙人 |
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| 通过： | 蒋介石 |
| | 威利·蒋 |
| | 全美国普莱恩斯公司首席执行官 |
| | (特等行政主任) |
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| (二0二0年二月二十七日) | | |
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| 通过： | /S/Al Swanson |
| | 艾尔·斯旺森 |
| | 普莱恩斯公司执行副总裁兼首席财务官 |
| | (首席财务主任) |
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| (二0二0年二月二十七日) | | |
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| 通过： | //克里斯·赫博尔德 |
| | 克里斯·赫伯德 |
| | 普莱恩斯公司高级副总裁兼首席会计官 |
| | (首席会计主任) |
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| (二0二0年二月二十七日) | | |
根据1934年“证券交易法”的要求，下列人士以登记人的身份和日期签署了本报告。
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| 名字 | | 标题 | | 日期 |
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| 蒋介石 | | PAA GP控股有限责任公司董事长兼全美国全美GP股份有限公司首席执行官(首席执行官) | | (二0二0年二月二十七日) |
| 江威利 | | | | |
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| /S/Harry N.Pefanis | | PAA GP控股有限责任公司董事，全美国GP控股有限责任公司总裁兼首席商务官 | | (二0二0年二月二十七日) |
| 哈里·N·佩法尼斯 | | | | |
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| /S/Al Swanson | | 普莱恩斯公司执行副总裁兼首席财务官(首席财务官) | | (二0二0年二月二十七日) |
| 斯旺森 | | | | |
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| //克里斯·赫博尔德 | | 普莱恩斯公司高级副总裁兼首席会计官(首席会计官) | | (二0二0年二月二十七日) |
| 克里斯·赫伯德 | | | | |
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| /s/Greg L.Armstrong | | PAA GP控股有限责任公司董事 | | (二0二0年二月二十七日) |
| 格雷格·L·阿姆斯特朗 | | | | |
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| /S/Victor Burk | | PAA GP控股有限责任公司董事 | | (二0二0年二月二十七日) |
| 维克托·伯克 | | | | |
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| /S/Everardo Goyanes | | PAA GP控股有限责任公司董事 | | (二0二0年二月二十七日) |
| Everardo Goyanes | | | | |
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| /S/Gary R.Petersen | | PAA GP控股有限责任公司董事 | | (二0二0年二月二十七日) |
| 加里·彼得森 | | | | |
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| /S/Alexandra D.Pruner | | PAA GP控股有限责任公司董事 | | (二0二0年二月二十七日) |
| 亚历山德拉·李 | | | | |
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| /S/John T.Raymond | | PAA GP控股有限责任公司董事 | | (二0二0年二月二十七日) |
| 约翰·雷蒙德 | | | | |
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| /S/Bobby S.Shackouls | | PAA GP控股有限责任公司董事 | | (二0二0年二月二十七日) |
| 博比·S·沙克尔斯 | | | | |
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| S/罗伯特·V·辛诺特 | | PAA GP控股有限责任公司董事 | | (二0二0年二月二十七日) |
| 罗伯特·V·辛诺特 | | | | |
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| /S/J.塔夫特·西蒙兹 | | PAA GP控股有限责任公司董事 | | (二0二0年二月二十七日) |
| J.塔夫特·西蒙兹 | | | | |
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| /克里斯托弗·M·坦普尔 | | PAA GP控股有限责任公司董事 | | (二0二0年二月二十七日) |
| 克里斯托弗·M·坦普尔 | | | | |
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| S/Lawrence M.Ziemba | | PAA GP控股有限责任公司董事 | | (二0二0年二月二十七日) |
| 劳伦斯·齐安巴 | | | | |
普莱恩斯所有美国管道，L.P.和子公司
合并财务报表索引
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| 页 |
| 合并财务报表 | |
管理层关于财务报告内部控制的报告 | F-2 |
独立注册会计师事务所报告 | F-3 |
截至2019年12月31日和2018年12月31日的合并资产负债表 | F-6 |
截至12月31日、2019年、2018年和2017年的业务合并报表 | F-7 |
2019、2018和2017年12月31日终了年度综合收入综合报表 | F-8 |
截至12月31日、2019、2018和2017年累计其他综合收入/(损失)变动合并报表 | F-8 |
2019、2018和2017年12月31日终了年度现金流动合并报表 | F-9 |
截至12月31日、2019、2018和2017年伙伴资本变动合并报表 | F-10 |
合并财务报表附注： | F-11 |
1.合并和列报的组织和基础 | F-11 |
2.重大会计政策摘要 | F-13 |
3.收入和应收帐款 | F-17 |
4.每个共同股的净收入 | F-22 |
5.中转库存、直线天然气和基本天然气及长期库存 | F-24 |
6.财产和设备 | F-25 |
7.收购和剥离 | F-27 |
8.亲善 | F-30 |
9.对未合并实体的直接投资 | F-30 |
10.其他长期资产净值 | F-34 |
11.偿还债务 | F-35 |
12.合伙人的资本和分配 | F-39 |
13.衍生产品和风险管理活动 | F-43 |
14.租赁 | F-50 |
15.所得税 | F-53 |
16.主要客户与信用风险集中 | F-56 |
17.关联方交易 | F-56 |
18.平等-指数化赔偿计划 | F-58 |
19.经常承付款项和意外开支 | F-60 |
20.财务数据(未经审计) | F-67 |
21.副业务部分 | F-67 |
管理层关于财务报告内部控制的报告
公司管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制。我们对财务报告的内部控制是一个程序，目的是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的保证。
对财务报告的内部控制有其固有的局限性。对财务报告的内部控制是一个涉及人的勤奋和遵守的过程，容易因人的失误而导致判断失误和故障。对财务报告的内部控制也可以通过串通或管理不当而被规避。由于这些限制，对财务报告的内部控制可能无法及时防止或发现重大错报。然而，这些固有的限制是众所周知的财务报告程序的特点。因此，设计成过程保障措施是可能的，以减少，但不是消除这种风险。
管理层利用特雷德韦委员会赞助组织委员会(“COSO”)发布的题为“内部控制-综合框架”的报告(2013年)中提出的框架，评估伙伴关系对财务报告的内部控制的有效性。根据这一评价，管理层得出结论认为，伙伴关系对财务报告的内部控制自2019年12月31日起生效。
截至2019年12月31日，伙伴关系对财务报告的内部控制的有效性，已由PricewaterhouseCoopers公司(一家独立注册的公共会计师事务所)进行审计，其报告载于第FC-3页。
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| 蒋介石 |
| 江威利 |
| 全美国普莱恩斯公司首席执行官 |
| (特等行政主任) |
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| /S/Al Swanson |
| 斯旺森 |
| 普莱恩斯公司执行副总裁兼首席财务官 |
| (首席财务主任) |
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| (二0二0年二月二十七日) | |
独立注册会计师事务所报告
致PAA GP控股有限责任公司董事会和全美国管道公司Unitholers，L.P。
关于财务报表与财务报告内部控制的几点看法
我们已经审计了伴随的平原全美国输油管道的综合资产负债表，L.P。 及其附属公司(“合伙”)截至2019年12月31日 和2008年， 以及2019年12月31日终了期间各三年业务、综合收入、累计其他综合收入/(亏损)变动、伙伴资本变化和现金流量的相关综合报表，包括相关附注(统称为“合并财务报表”)。 我们还根据下列标准审计了截至2019年12月31日伙伴关系对财务报告的内部控制内部控制-综合框架 (2013) 特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会印发。
我们认为， 上述财务报表在所有重大方面公允列报了伙伴关系截至2019年12月31日和2018年12月31日的财务状况, 及其结果 操作及其 截至12月31日的三年现金流量， 2019 符合美利坚合众国普遍接受的会计原则。我们还认为，截至12月31日，伙伴关系在所有重大方面都对财务报告保持了有效的内部控制， 2019年，根据内部控制-综合框架 (2013) 由COSO印发。
意见依据
伙伴关系管理部门负责编制这些合并财务报表，维持对财务报告的有效内部控制，并对财务报告内部控制的有效性进行评估，其中包括 所附管理层财务报告内部控制报告。我们的职责是根据我们的审计，就伙伴关系的合并财务报表和伙伴关系对财务报告的内部控制发表意见。我们是在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的一家公共会计师事务所，根据美国联邦证券法和证券交易委员会(SEC)和PCAOB的适用规则和条例，我们必须在合伙关系方面保持独立。
我们按照PCAOB的标准进行审计。这些标准要求我们计划和进行审计，以获得合理的保证是否合并 财务报表不存在重大错报，无论是由于错误还是欺诈，以及是否在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制。
我们对合并的审计 财务报表包括执行评估合并后重大错报风险的程序 财务报表，无论是因为错误还是欺诈，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关于合并后的数额和披露情况的证据 财务报表。我们的审计还包括评估管理部门使用的会计原则和重大估计数，以及综合报告的总体列报方式。 财务报表。我们对财务报告内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估重大弱点存在的风险，并根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作效果。我们的审计工作还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的依据。
财务报告内部控制的定义与局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，目的是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的保证。公司对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：(1)与保持记录有关的政策和程序，这些记录以合理的细节准确、公正地反映公司资产的交易和处置；(2)提供合理的保证，认为记录交易是必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，而且公司的收支只是根据公司管理层和董事的授权进行；(3)就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的公司资产的收购、使用或处置，提供合理的保证。
由于其固有的局限性，对财务报告的内部控制可能无法防止或发现误报。此外，对未来期间的任何有效性评价的预测都有可能由于条件的变化而导致管制不足，或政策或程序的遵守程度可能恶化。
关键审计事项
下文通报的关键审计事项是本期间对合并财务报表进行的审计所产生的事项，这些事项已通知审计委员会或需要告知审计委员会，(1)涉及对合并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、主观或复杂的判断。关键审计事项的通报丝毫不改变我们对合并财务报表的总体看法，我们也没有就关键审计事项或与其有关的账目或披露提供单独的意见。
商誉减值评估-设施及供应和物流部门
如合并财务报表附注8所述，截至2019年12月31日，伙伴关系的合并商誉余额为25.4亿美元，其中包括与设施及供应和后勤部门有关的14.88亿美元商誉。商誉在报告水平上作为报告单位进行减值测试。报告单位是业务部门或业务部门之下的一个级别，可获得离散的财务信息，并由分部管理部门定期审查。管理层测试商誉，以确定是否至少每年发生一次减值(截至6月30日)，并在临时基础上确定报告单位的公允价值是否低于其账面价值的可能性。在定量测试中，管理层采用基于现金流动贴现分析的收入方法，将报告单位的公允价值与相应的账面价值(包括商誉)进行比较。这种方法要求管理层对未来的收入、支出和其他支出进行长期预测.这些预测需要使用各种假设和估计数，其中最重要的是净收入(收入总额减去采购和相关费用)、业务费用、一般和行政费用以及加权平均资本成本。报告单位的公允价值是使用重要的不可观测的输入或公允价值层次结构中的三级输入来确定的。
我们确定执行与商誉减值评估有关的程序--设施及供应和后勤部分是一项重要的审计事项--的主要考虑因素是管理层在制定报告单位公允价值计量时作出了重大判断。这反过来导致了审计人员的高度判断、主观性和在执行程序和评估管理层对净收入和加权平均资本成本的重要假设方面的努力。此外，审计工作涉及使用具有专门技能和知识的专业人员协助执行这些程序和评价从这些程序中获得的审计证据。
处理这一问题涉及执行程序和评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。这些程序包括测试与管理层商誉减损评估有关的控制措施的有效性，包括对伙伴关系报告单位估值的控制。这些程序还包括，除其他外，测试管理层制定公允价值估计的过程；评估贴现现金流量模型的适当性；检验模型中使用的基本数据的完整性、准确性和相关性；评价管理层使用的重要假设的合理性，包括净收入和加权平均资本成本。评价管理层与净收入预测有关的假设涉及评估所使用的假设是否合理，考虑到(1)报告单位目前和过去的业绩；(2)与外部市场和行业数据的一致性；(3)这些假设是否与在审计的其他领域获得的证据相一致。具有专门技能和知识的专业人员被用来协助评价伙伴关系的现金流动贴现模型和某些重要假设，包括加权平均资本成本。
对样条有限责任公司投资的公允价值
如合并财务报表附注9所述，在2019年第一季度期间，Capline管道系统的所有者在一个法人实体Capline管道公司有限责任公司(“Capline LLC”)的权益系统中提供了他们不可分割的联合权益。虽然合伙公司拥有Capline LLC的大部分股权，但合伙公司在Capline LLC中没有控制财务利益，因为其他成员拥有实质性的参与权。因此，管理层将其在Capline有限责任公司中的所有权作为一种股权投资。这笔交易造成了对不可分割的共同利益的“失去控制”，这是对Capline LLC的解认和贡献。失去控制要求管理层以公允价值衡量Capline有限责任公司的股权投资。在交易进行时，合伙公司在Capline管道系统中54%的不分割联合权益的账面价值为1.75亿美元。管理层确定，在Capline有限责任公司的投资公允价值约为4.44亿美元，因此在截至2019年12月31日的年度内确认了2.69亿美元的收益。投资的公允价值是使用重要的不可观测的投入或公允价值等级中的第3级投入来确定的。伙伴关系在Capline有限责任公司的投资的公允价值是基于一种利用贴现现金流量分析的收入方法。这些现金流量预测需要使用各种假设和估计，包括与资本支出的时间和数额、预期运费率、原油数量有关的假设和估计数。, 以及终端价值。管理概率加权的各种预测现金流方案在分析中考虑到可能的结果，并使用折现率表示风险调整贴现率的估计，将由市场参与者使用。
我们确定与Capline有限责任公司投资的公允价值有关的执行程序是一项重要的审计事项，主要考虑因素是管理层在制定股权投资公允价值估计时作出了重大判断。这反过来导致了审计人员的高度判断、主观性和在执行程序和评估管理层对Capline LLC投资的公允价值估计方面的努力，以及重要的假设，包括预期运费率、原油数量、终端价值和贴现率。此外，审计工作涉及使用具有专门技能和知识的专业人员协助执行这些程序和评价从这些程序中获得的审计证据。
处理这一问题涉及执行程序和评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。 这些程序包括测试与管理层确定合伙公司在Capline LLC投资的公允价值有关的控制措施的有效性。除其他外，这些程序还包括测试管理层制定对Capline有限责任公司投资的公允价值估计的过程；评估贴现现金流量模型的适当性；检验模型中使用的基本数据的完整性、准确性和相关性；以及评估重要假设的合理性，包括预期税率、原油数量、终端价值和贴现率。评价管理层与预测的原油数量和预期运费率有关的假设包括：(1)有关行业预测和宏观经济条件；(2)与外部市场和行业数据的一致性；(3)这些假设是否与在审计的其他领域获得的证据相一致。使用具有专门技能和知识的专业人员协助评价伙伴关系的现金流动贴现模型和某些重要假设，包括终端价值和贴现率。
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| /S/普华永道有限公司 |
| 德克萨斯州休斯顿 |
| (二0二0年二月二十七日) |
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| 自1998年以来，我们一直担任该伙伴关系的审计师。 |
普莱恩斯所有美国管道，公司和子公司
合并资产负债表
(单位数据除外)
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| (一九二零九年十二月三十一日) | | (2018年12月31日) |
| 资产 | | | |
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| 流动资产 | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 45 | | | $ | 66 | |
| 限制现金 | 37 | | | — | |
| 贸易应收款和其他应收款净额 | 3,614 | | | 2,454 | |
| 盘存 | 604 | | | 640 | |
| 其他流动资产 | 312 | | | 373 | |
| 流动资产总额 | 4,612 | | | 3,533 | |
| | | |
| 财产和设备 | 18,948 | | | 17,866 | |
| 累计折旧 | (3,593) | | | (3,079) | |
| 财产和设备，净额 | 15,355 | | | 14,787 | |
| | | |
| 其他资产 | | | |
| 善意 | 2,540 | | | 2,521 | |
| 对未合并实体的投资 | 3,683 | | | 2,702 | |
| 直线和底气 | 981 | | | 916 | |
| 长期经营租赁资产使用权净额 | 466 | | | — | |
| 长期库存 | 182 | | | 136 | |
| 其他长期资产净额 | 858 | | | 916 | |
| 总资产 | $ | 28,677 | | | $ | 25,511 | |
| | | |
| 负债和合伙人资本 | | | |
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| 流动负债 | | | |
| 应付贸易帐款 | $ | 3,686 | | | $ | 2,704 | |
| 短期债务 | 504 | | | 66 | |
| 其他流动负债 | 827 | | | 686 | |
| 流动负债总额 | 5,017 | | | 3,456 | |
| | | |
| 长期负债 | | | |
| 高级笔记，净额 | 8,939 | | | 8,941 | |
| 其他长期债务净额 | 248 | | | 202 | |
| 长期经营租赁负债 | 387 | | | — | |
| 其他长期负债和递延信贷 | 891 | | | 910 | |
| 长期负债总额 | 10,465 | | | 10,053 | |
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| 承付款和意外开支(附注19) | | | |
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| 合伙人资本 | | | |
系列A优选单元组(71,090,468和71,090,468未完成的单位) | 1,505 | | | 1,505 | |
系列B首选单元组(800,000和800,000未完成的单位) | 787 | | | 787 | |
普通大学学生(728,028,576和726,361,924未完成的单位) | 10,770 | | | 9,710 | |
| 合伙人资本总额(不包括非控股权益) | 13,062 | | | 12,002 | |
| 非控制利益 | 133 | | | — | |
| 合伙人资本总额 | 13,195 | | | 12,002 | |
| 负债和合伙人资本共计 | $ | 28,677 | | | $ | 25,511 | |
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
普莱恩斯所有美国管道，公司和子公司
综合业务报表
(单位数据除外)
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| 截至12月31日 | | | | |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| 收入 | | | | | |
| 供应和物流部门收入 | $ | 32,272 | | | $ | 32,819 | | | $ | 25,056 | |
| 运输部门收入 | 788 | | | 648 | | | 612 | |
| 设施部门收入 | 609 | | | 588 | | | 555 | |
| 总收入 | 33,669 | | | 34,055 | | | 26,223 | |
| | | | | |
| 费用和开支 | | | | | |
| 采购和相关费用 | 29,452 | | | 29,793 | | | 22,985 | |
| 外地业务费用 | 1,303 | | | 1,263 | | | 1,183 | |
| 一般和行政费用 | 297 | | | 316 | | | 276 | |
| 折旧和摊销 | 601 | | | 520 | | | 517 | |
| (收益)/资产出售和资产减值损失净额 | 28 | | | (114) | | | 109 | |
| 费用和支出共计 | 31,681 | | | 31,778 | | | 25,070 | |
| | | | | |
| 营业收入 | 1,988 | | | 2,277 | | | 1,153 | |
| | | | | |
| 其他收入/(费用) | | | | | |
| 未合并实体的权益收益 | 388 | | | 375 | | | 290 | |
| 对未合并实体的投资收益 | 271 | | | 200 | | | — | |
利息开支(扣除资本化利息$)34, $30和$35分别) | (425) | | | (431) | | | (510) | |
| 其他收入/(费用)净额 | 24 | | | (7) | | | (31) | |
| | | | | |
| 税前收入 | 2,246 | | | 2,414 | | | 902 | |
| 当期所得税费用 | (112) | | | (66) | | | (28) | |
| 递延所得税(费用)/福利 | 46 | | | (132) | | | (16) | |
| | | | | |
| 净收益 | 2,180 | | | 2,216 | | | 858 | |
| 可归因于非控制权益的净收入 | (9) | | | — | | | (2) | |
| 可归因于PAA的净收入 | $ | 2,171 | | | $ | 2,216 | | | $ | 856 | |
| | | | | |
| 每个共同单位的净收入(附注4)： | | | | | |
| 分配给普通大学生的净收入-基本收入 | $ | 1,967 | | | $ | 2,009 | | | $ | 685 | |
| 基本加权平均数未清单位 | 727 | | | 726 | | | 717 | |
| 每个共同单位的基本净收入 | $ | 2.70 | | | $ | 2.77 | | | $ | 0.96 | |
| | | | | |
| 分配给普通大学学生的净收入-稀释 | $ | 2,119 | | | $ | 2,164 | | | $ | 685 | |
| 稀释加权平均数未清单位 | 800 | | | 799 | | | 718 | |
| 稀释后单位净收入 | $ | 2.65 | | | $ | 2.71 | | | $ | 0.95 | |
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
普莱恩斯所有美国管道，公司和子公司
综合收入报表
(以百万计)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日 | | | | |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| 净收益 | $ | 2,180 | | | $ | 2,216 | | | $ | 858 | |
| 其他综合收入/(损失) | 97 | | | (260) | | | 239 | |
| 综合收入 | 2,277 | | | 1,956 | | | 1,097 | |
| 非控股权综合收益 | (9) | | | — | | | (2) | |
| 可归因于PAA的综合收入 | $ | 2,268 | | | $ | 1,956 | | | $ | 1,095 | |
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
普莱恩斯所有美国管道，公司和子公司
累计变动综合报表
其他综合收入/(损失)
(以百万计)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 导数
仪器 | | 翻译
调整 | | 其他 | | 共计 |
| 2016年12月31日结余 | $ | (228) | | | $ | (782) | | | $ | 1 | | | $ | (1,009) | |
| | | | | | | |
| 改叙调整数 | 21 | | | — | | | — | | | 21 | |
| 套期保值未变现损失 | (16) | | | — | | | — | | | (16) | |
| 货币换算调整 | — | | | 234 | | | — | | | 234 | |
| | | | | | | |
| 2017年活动 | 5 | | | 234 | | | — | | | 239 | |
| 2017年12月31日结余 | $ | (223) | | | $ | (548) | | | $ | 1 | | | $ | (770) | |
| | | | | | | |
| 改叙调整数 | 8 | | | — | | | — | | | 8 | |
| 套期保值未实现收益 | 38 | | | — | | | — | | | 38 | |
| 货币换算调整 | — | | | (305) | | | — | | | (305) | |
| 其他 | — | | | — | | | (1) | | | (1) | |
| 2018年活动 | 46 | | | (305) | | | (1) | | | (260) | |
| 2018年12月31日结余 | $ | (177) | | | $ | (853) | | | $ | — | | | $ | (1,030) | |
| | | | | | | |
| 改叙调整数 | 9 | | | — | | | — | | | 9 | |
| 套期保值未变现损失 | (91) | | | — | | | — | | | (91) | |
| 货币换算调整 | — | | | 179 | | | — | | | 179 | |
| | | | | | | |
| 2019年活动 | (82) | | | 179 | | | — | | | 97 | |
| 2019年12月31日结余 | $ | (259) | | | $ | (674) | | | $ | — | | | $ | (933) | |
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
普莱恩斯所有美国管道，公司和子公司
现金流量表
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日 | | | | |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| 业务活动现金流量 | | | | | |
| 净收益 | $ | 2,180 | | | $ | 2,216 | | | $ | 858 | |
| 业务活动提供的净收入与现金净额的对账： | | | | | |
| 折旧和摊销 | 601 | | | 520 | | | 517 | |
| (收益)/资产出售和资产减值损失净额 | 28 | | | (114) | | | 109 | |
| 权益指数补偿费用 | 34 | | | 79 | | | 41 | |
| 存货估价调整(注5) | 11 | | | 8 | | | 35 | |
| 递延所得税费用/(福利) | | (46) | | | 132 | | | 16 | |
| 终止利率套期保值工具的结算 | (55) | | | 14 | | | (29) | |
| | | | | |
| 未合并实体的权益收益 | (388) | | | (375) | | | (290) | |
| 未合并实体的收入分配 | 401 | | | 422 | | | 304 | |
| 对未合并实体的投资收益 | (271) | | | (200) | | | — | |
| 其他 | 21 | | | 39 | | | (3) | |
| 资产和负债变动，减去购置： | | | | | |
| 贸易应收账款和其他应收账款 | | (1,158) | | | 309 | | | (511) | |
| 盘存 | (5) | | | (75) | | | 605 | |
| 应付贸易帐款和其他 | 1,151 | | | (367) | | | 847 | |
| 经营活动提供的净现金 | 2,504 | | | 2,608 | | | 2,499 | |
| | | | | |
| 投资活动的现金流量 | | | | | |
| 与购置有关的已付现金，减去所取得的现金(附注7) | (50) | | | — | | | (1,280) | |
| 对未合并实体的投资(注9) | (524) | | | (468) | | | (416) | |
| 财产、设备和其他方面的增加 | (1,181) | | | (1,634) | | | (1,024) | |
| 出售资产所得收益(附注7) | 77 | | | 1,334 | | | 1,083 | |
| 未合并实体的投资回报(注9) | — | | | 10 | | | 21 | |
| 从线煤气和基础油销售中收到的现金 | — | | | — | | | 49 | |
| 为购买管线天然气和基本天然气支付的现金 | (74) | | | (45) | | | (2) | |
| 其他投资活动 | (13) | | | (10) | | | (1) | |
| 用于投资活动的现金净额 | (1,765) | | | (813) | | | (1,570) | |
| | | | | |
| 来自融资活动的现金流量 | | | | | |
| 商业票据计划下的净借款/(偿还)(注11) | 93 | | | (123) | | | (690) | |
| 高级有担保对冲库存设施项下的净借款/(偿还)(注11) | 325 | | | (778) | | | 36 | |
| Go区定期贷款收益(注11) | — | | | 200 | | | — | |
| 发行高级债券所得收益(注11) | 998 | | | — | | | — | |
| 偿还高级债券(注11) | (1,000) | | | — | | | (1,350) | |
| 出售B系列优惠单位的净收益(注12) | — | | | — | | | 788 | |
| 出售公用单位所得收益净额(注12) | — | | | — | | | 1,664 | |
| 支付给系列A优先单元组的分配(注12) | (149) | | | (112) | | | — | |
| 支付给B系列优先单元组的款项(注12) | (49) | | | (49) | | | (5) | |
| 支付给普通学龄儿童的津贴(注12) | (1,004) | | | (871) | | | (1,386) | |
| 出售附属公司的非控制权益(注12) | 128 | | | — | | | — | |
| 其他筹资活动 | (62) | | | (24) | | | — | |
| 用于筹资活动的现金净额 | (720) | | | (1,757) | | | (943) | |
| | | | | |
| 翻译调整对现金的影响 | (3) | | | (9) | | | 4 | |
| | | | | |
| 现金和现金等价物及限制性现金净增/(减)额 | 16 | | | 29 | | | (10) | |
| 现金和现金等价物及限制性现金，期初 | 66 | | | 37 | | | 47 | |
| 期末现金及现金等价物和限制性现金 | $ | 82 | | | $ | 66 | | | $ | 37 | |
| | | | | |
| 支付的现金： | | | | | |
| 扣除资本额后的利息 | $ | 397 | | | $ | 400 | | | $ | 486 | |
| 所得税，扣除退款后的数额 | $ | 136 | | | $ | 21 | | | $ | 50 | |
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
普莱恩斯所有美国管道，公司和子公司
合伙人资本变动综合报表
(以百万计)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 有限合伙人 | | | | | | 合伙人资本不包括非控股权益 | | 非控制 利益 | | 共计
合伙人‘
资本 |
| 首选Unitholders | | | | 普通大学 | | | | | | |
| 系列A | | 系列B | | | | | | | | |
| 2016年12月31日结余 | $ | 1,508 | | | $ | — | | | $ | 7,251 | | | $ | 8,759 | | | $ | 57 | | | $ | 8,816 | |
| | | | | | | | | | | |
| 净收益 | — | | | 11 | | | 845 | | | 856 | | | 2 | | | 858 | |
| 分发(注12) | — | | | (11) | | | (1,386) | | | (1,397) | | | (2) | | | (1,399) | |
| B系列优惠单位的销售 | — | | | 788 | | | — | | | 788 | | | — | | | 788 | |
| 共同单位的销售 | — | | | — | | | 1,664 | | | 1,664 | | | — | | | 1,664 | |
收购优势合资企业的权益(注7) | — | | | — | | | 40 | | | 40 | | | — | | | 40 | |
出售SLC管道有限责任公司的利息(注12) | — | | | — | | | — | | | — | | | (57) | | | (57) | |
| 其他综合收入 | — | | | — | | | 239 | | | 239 | | | — | | | 239 | |
权益指数补偿费用 | — | | | — | | | 22 | | | 22 | | | — | | | 22 | |
| 其他 | (3) | | | — | | | (10) | | | (13) | | | — | | | (13) | |
| 2017年12月31日结余 | $ | 1,505 | | | $ | 788 | | | $ | 8,665 | | | $ | 10,958 | | | $ | — | | | $ | 10,958 | |
| | | | | | | | | | | |
采用ASU 2017-05的影响 | — | | | — | | | 113 | | | 113 | | | — | | | | 113 | |
| 2018年1月1日结余 | 1,505 | | | 788 | | | 8,778 | | | 11,071 | | | — | | | | 11,071 | |
| 净收益 | 149 | | | 49 | | | 2,018 | | | 2,216 | | | — | | | | 2,216 | |
| 分发(注12) | (149) | | | (49) | | | (871) | | | (1,069) | | | — | | | | (1,069) | |
| 其他综合损失 | — | | | — | | | (260) | | | (260) | | | — | | | | (260) | |
权益指数补偿费用 | — | | | — | | | 56 | | | 56 | | | — | | | | 56 | |
| 其他 | — | | | (1) | | | (11) | | | (12) | | | — | | | | (12) | |
| 2018年12月31日结余 | $ | 1,505 | | | $ | 787 | | | $ | 9,710 | | | $ | 12,002 | | | $ | — | | | | $ | 12,002 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益 | 149 | | | 49 | | | 1,973 | | | 2,171 | | | 9 | | | | 2,180 | |
| 分配(注12) | (149) | | | (49) | | | (1,004) | | | (1,202) | | | (6) | | | | (1,208) | |
| 其他综合收入 | — | | | — | | | 97 | | | 97 | | | — | | | | 97 | |
权益指数补偿费用 | — | | | — | | | 17 | | | 17 | | | — | | | | 17 | |
出售附属公司的非控制权益(注12) | — | | | — | | | (2) | | | (2) | | | 130 | | | | 128 | |
| 其他 | — | | | — | | | (21) | | | (21) | | | — | | | | (21) | |
| 2019年12月31日结余 | $ | 1,505 | | | $ | 787 | | | $ | 10,770 | | | $ | 13,062 | | | $ | 133 | | | | $ | 13,195 | |
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
目录
普莱恩斯所有美国管道，公司和子公司
合并财务报表附注
附注1-合并和列报的组织和基础
组织
平原所有美国管道，L.P。(“PAA”)是1998年成立的特拉华州有限合伙企业。我们的业务直接和间接地通过我们的主要经营子公司。如本表格所用，除非上下文另有说明，否则“伙伴关系”、“我们”和类似的术语指的是PAA及其附属公司。
我们拥有和经营中流能源基础设施，并主要为原油、天然气液体(NGL)和天然气提供物流服务。我们在重要的原油和NGL生产盆地和运输走廊以及美国和加拿大的主要市场中心拥有广泛的管道运输、终止、储存和资产收集网络。我们的商业活动是通过三运营部门：运输、设施、供应和物流。有关我们运营部分的进一步讨论，请参见注21。
我们的非经济普通合伙人利益是持有PAA GP有限责任公司(“PAA GP”)，一家特拉华有限责任公司，其唯一成员是平原AAP，L.P。(“AAP”)，特拉华州有限合伙公司。除了拥有PAA gp的所有权外，截至2019年12月31日，aap还通过其大约拥有的所有权在我们中拥有有限的合作伙伴权益。249.6百万我们的共同单位(大约31占我们所有未完成的公共单位和A系列优先单位之和的百分比)。普莱恩斯全美国有限责任公司(“GP LLC”)是一家特拉华州有限责任公司，是AAP的普通合伙人。平原GP控股有限公司(“PAGP”)是gp有限责任公司的唯一和管理成员，并于2019年12月31日拥有大约的股份。73有限合伙人在AAP中的股份百分比。PAA GP控股有限公司(“PAGP”)是PAGP的普通合伙人。
作为有限责任公司的唯一成员，PAGP负责管理我们的业务和我们的业务；然而，PAGP的董事会对管理PAGP、AAP和我们的业务和事务负有最终的责任。GP有限责任公司雇用我们的国内人员和人员，我们的加拿大官员和人员是由我们的子公司，平原中流加拿大ULC。
对“PAGP实体”的引用包括PAGP、PAGP、GP LLC、AAP和PAA GP。对我们的“普通合作伙伴”的引用，如上下文所需，包括任何或所有PAGP实体。提到“平原实体”包括我们，我们的子公司和PAGP实体。
目录
普莱恩斯所有美国管道，公司和子公司
合并财务报表附注
定义
下列注释中使用了其他定义的术语，其含义如下：
| | | | | | | | |
| 奥西 | = | 累计其他综合收入/(损失) |
| ASC | = | 会计准则编纂 |
| ASU | = | 会计准则更新 |
| bcf | = | 十亿立方英尺 |
| 计算机辅助设计 | = | 加拿大元 |
| CODM | = | 首席经营决策者 |
| 戴斯 | = | 分配等价权 |
| EBITDA | = | 利息、税款、折旧和摊销前收益 |
| 环境保护局 | = | 美国环境保护局 |
| FASB | = | 财务会计准则委员会 |
| GAAP | = | 美国公认的会计原则 |
| 冰 | = | 洲际交换 |
| ISDA | = | 国际互换及衍生工具协会 |
| 利波 | = | 伦敦银行同业拆借利率 |
| LTIP | = | 长期激励计划 |
| 麦克夫 | = | 千立方英尺 |
| 美布尔斯 | = | 百万桶 |
| MLP | = | 主有限合伙 |
| NGL | = | 天然气液体，包括乙烷、丙烷和丁烷 |
| 尼美克斯 | = | 纽约商品交易所 |
| Oxy | = | 西方石油公司或其附属公司 |
| 证交会 | = | 美国证券交易委员会 |
| TWH | = | 太瓦特小时 |
| 美元 | = | 美元 |
| WTI | = | 西德克萨斯中质 |
合并和列报的基础
所附财务报表和相关附注列报和讨论了截至12月31日、2019年和2018年12月31日的合并财务状况，以及截至12月31日、2019年、2018年和2017年的业务综合结果、现金流量、合作伙伴资本变化、综合收入和其他综合收入/(损失)累计变化情况。所有重要的公司间交易都已在合并中消除，并对前几年的资料作了某些改叙，以符合目前的列报方式。
所附合并财务报表包括PAA及其所有全资子公司及其控制的实体的账户。对我们有重大影响但没有控制权的实体的投资是用权益法计算的。我们对管道和其他资产按比例进行合并，在这些资产中，我们拥有不可分割的共同利益。
随后的活动通过财务报表印发日期进行了评估，并酌情列入以下脚注。
目录
普莱恩斯所有美国管道，公司和子公司
合并财务报表附注
附注2-重要会计政策摘要
估计数的使用
按照公认会计原则编制财务报表要求我们作出影响所报告的资产和负债数额的估计和假设，以及在财务报表之日披露或有资产和负债。这种估计和假设也影响到报告所述期间的收入和支出数额。我们对以下方面作出了重大估计：(一)已获得资产和负债的估计公允价值以及确定相关商誉和无形资产；(二)商誉和无形资产减值评估；(三)衍生产品公允价值；(四)权责发生制和或有负债；(五)权益指数化赔偿计划应计项目；(六)资产和设备；折旧和摊销费用；资产留存义务和减值；(七)可疑账户备抵；(八)存货估价。虽然我们认为这些估计是合理的，但实际结果可能与这些估计不同。
采购和相关费用
采购和相关费用包括：(一)出售给客户的原油、NGL和天然气的加权平均成本；(二)储存和运输的成本，无论是管道、卡车、铁路、船舶或驳船，以及(三)与业绩有关的奖金费用。这些费用在发生时确认，但销售的产品除外，这些费用在转让给我们的客户时得到确认。买卖交易项下的库存交换在我们的综合业务报表中以“采购和相关费用”净列。
外地业务费用及一般和行政费用
外地业务费用包括各种外地业务费用，包括业务人员的工资、补偿和福利费用；燃料和电力费用(包括衍生相关活动损益的影响)；美国原油业务的第三方卡车运输费用；维护和完整性管理费用；法规合规；环境补救；保险；使用第三方拥有的管道、铁路和储存资产的费用；车辆租赁；财产税。一般费用和行政费用主要包括薪金、补偿和福利费用；某些信息系统和法律费用；办公室租金；合同和顾问费用；审计和税务费用。
外币交易/换算
我们的某些子公司使用加元作为功能货币。拥有加元功能货币的子公司的资产和负债按期末汇率折算，收入和支出按每个月的平均汇率折算。由此产生的折算调整直接计入其他综合收入的一个单独部分，反映在我们综合资产负债表上的合作伙伴资本中。
我们的某些子公司也进行交易，拥有以实体各自功能货币以外的货币计价的货币资产和负债。外币交易和货币资产及负债重估的损益一般列入综合业务报表。然而，公司间外汇交易的损益是以折算调整的同样方式报告的，这些交易具有长期投资性质。外币交易及货币资产和负债的重估导致记入综合业务报表的数额净收益为美元1截至2019年12月31日和2018年12月31日止的年度每年100万美元，净收益为美元212017年12月31日终了的年度为百万美元。
现金及现金等价物及限制性现金
现金和现金等价物包括所有无限制的活期存款和投资于原始期限不超过三个月或更短且通常超过联邦保险限额的高流动性工具的资金。我们定期评估持有这些基金的机构的财务状况，并相信我们的信贷风险是最低的。
根据我们的政策，除非这些支票可以由存款基金支付，否则未付支票被归类为应付贸易帐户，而不是负现金。截至2019年12月31日和2018年12月31日，应付贸易账户包括美元38百万美元57分别有百万张未付支票从现金和现金等价物中重新分类。
目录
普莱恩斯所有美国管道，公司和子公司
合并财务报表附注
限制现金包括我们持有的现金，这些现金不能用于一般用途，是由通过某些权益法预付给我们的与我们担任施工经理的固定资产建设有关的投资金额组成的。下表列出我们综合资产负债表上报告的现金、现金等价物和限制性现金的对账情况，其数额与我们截至2019年12月31日现金流量表所列数额的总额(以百万计)相符：
| | | | | |
| (一九二零九年十二月三十一日) |
| 现金和现金等价物 | $ | 45 | |
| 限制现金 | 37 | |
| 现金和现金等价物及限制性现金共计 | $ | 82 | |
截至2018年12月31日，我们没有任何限制现金。
非控制利益
非控制权益是指合并后的子公司中由第三方拥有的部分资产和负债。FASB指南要求所有实体在合并财务报表中将子公司的非控制权权益报告为股权的一个组成部分。关于我们的非控制性利益的额外讨论，见注12。
资产退休债务
财务会计准则确定了与有形长期资产有关的退休债务的会计要求，包括与以下方面有关的估计数：(一)负债确认的时间；(二)负债的初步计量；(三)资产退休成本的支出分配；(四)随后的负债计量；(五)财务报表披露。FASB指南还要求，资产退休成本应作为相关长期资产成本的一部分资本化，并随后使用一种系统和合理的方法分配给费用。
我们的一些资产，主要是与运输和设施部门有关的资产，有合同或监管义务进行补救，在某些情况下，在资产被遗弃时进行拆除和搬运活动。这些义务包括不同程度的活动，包括将闲置资产与活动资产分离，清理和清理资产，在某些情况下，完全清除资产，并将土地归还原状。这些资产已存在多年，经过定期维修，将在今后许多年内继续使用。我们无法预测对这些运输或储存服务的需求何时会停止，我们也不相信在可预见的将来，这种需求会停止。因此，我们认为这些资产将被放弃的日期是不确定的。在没有合理确定的放弃日期的情况下，我们无法合理估计相关资产退休债务的公允价值。我们会在有足够资料让我们合理决定结算日期的期间内，记录这些资产的资产留存义务。
我们的合同或监管义务中，有一小部分与闲置资产或我们计划停用的资产有关，虽然无法确定清偿这些债务的最终时间和费用，但我们记录了对这些债务的合理估计。下表列出资产退休负债的变化情况，其中$135百万美元107百万美元99截至2019、2018和2017年12月31日，“其他长期负债和递延贷项”分别反映在“其他流动负债”的“其他流动负债”中(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， | | | | |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| 期初余额 | $ | 109 | | | $ | 103 | | | $ | 44 | |
| 发生的负债 | 3 | | | 3 | | | 33 | |
| 债务结算 | (3) | | | (3) | | | (4) | |
| 吸积费用 | 5 | | | 4 | | | 3 | |
| 现金流量估计数订正数 | 23 | | | 2 | | | 27 | |
| 期末余额 | $ | 137 | | | $ | 109 | | | $ | 103 | |
目录
普莱恩斯所有美国管道，公司和子公司
合并财务报表附注
公允价值计量
金融资产和负债按照对公允价值计量具有重要意义的最低投入水平进行整体分类。我们对特定投入对公允价值计量的重要性的评估需要作出判断，这将影响资产和负债在公允价值等级中的位置。公允价值的确定不仅包括交易对手的信用状况和信用增强(如现金存款和信用证)的影响，而且还包括我们的不履行风险对我们的负债的影响。我国商品衍生品、利率衍生品和外币衍生品的公允价值包括信用风险调整。我们的信贷调整方法使用市场可观察的投入，需要判断。在此期间，我们的估值技术没有任何变化。进一步讨论见注13。
其他重要会计政策
见我们关于以下方面的会计政策脚注：(1)收入和应收帐款；(2)每个共同单位的净收入；(3)库存、天然气和碱气及长期库存；(4)财产和设备；(5)购置；(6)商誉；(7)对未合并实体的投资；(8)其他长期资产、净收入、(9)合伙人资本列报目的的收入分配；(10)衍生产品和风险管理活动；(十一)租赁；(Xii)所得税，(十三)平等-指数补偿和(Xiv)重大法律和环境事项。
最近的会计公告
2019年12月，FASB发布了2019年至2012年，所得税(主题740)：简化所得税会计，根据利益相关者建议的改变简化所得税会计，这是FASB简化倡议的一部分。本指南适用于从2020年12月15日以后开始的中期和年度期，并允许早日通过。我们预计将在2021年1月1日采用这一指导方针，目前我们正在评估我们采用这一指南将对我们的财务状况、业务结果和现金流动产生的影响。
2019年4月，FASB发布2019年4月专题326，金融工具-信贷损失，专题815，衍生工具和套期保值，以及议题825，金融工具的编码改进，澄清了信贷损失、套期保值活动和金融工具会计核算的某些方面。我们将从2020年1月1日起采用这一指导方针，预计该指南不会对我们的财务状况、经营结果或现金流量产生实质性影响。
2018年10月，FASB发布ASU 2018-17，合并(主题810)：有针对性地改进相关缔约方对可变利益实体的指导针对利益攸关方的意见，即可以通过要求报告实体按比例考虑通过共同控制下的相关方持有的间接利益，而不是按照公认会计原则目前的要求，将其视为全部直接利益。本指南适用于2019年12月15日以后的中期和年度期，并允许早日通过。我们将从2020年1月1日起采用这一指导方针，预计该指南不会对我们的财务状况、经营结果或现金流量产生实质性影响。
2018年10月，FASB发布了2018-16年的ASU，衍生工具和套期保值(主题815)：将担保隔夜融资利率(Sofr)隔夜指数互换(OIS)作为对冲会计目的的基准利率，将基于Sofr的ois利率作为市场过渡初期的合格基准利率，以便利libor向Sofr过渡，并为实体提供充足的准备时间，以便为风险管理和对冲会计目的准备利率风险对冲策略的变化。.本指南适用于2018年12月15日以后的中期和年度期间，必须与2017年至12日ASU修正案同时通过(见下文)。我们从2019年1月1日起采用了这一指导方针，我们的采用对我们的财务状况、运营结果或现金流没有实质性影响。
2018年8月，FASB发布ASU 2018-15，无形资产-亲善和其他内部使用软件(分主题350-40)：客户对服务合同(FASB新兴问题工作队的共识)-云计算安排中发生的实施成本的会计核算，以解决作为服务合同的托管安排的实施成本核算问题，并调整托管安排的实施成本核算，无论它们是否向托管软件发送许可证。本指南适用于2019年12月15日以后的中期和年度期，并允许早日通过。我们将从2020年1月1日起采用这一指导方针，预计该指南不会对我们的财务状况、经营结果或现金流量产生实质性影响。
目录
普莱恩斯所有美国管道，公司和子公司
合并财务报表附注
2018年8月，FASB发布了ASU 2018-13公允价值计量(主题820)：披露框架-公允价值计量披露要求的变化修改主题820中关于公允价值计量的披露要求。本指南适用于2019年12月15日以后的中期和年度期，并允许早日通过。我们将从2020年1月1日起采用这一指南，并对任何适用的披露适用新的指南。
2018年7月，FASB发布ASU 2018-09编纂改进，它更新澄清，技术更正和其他小的改进，广泛的主题，使ASC更容易理解和应用。过渡和生效日期是根据每项修正案的事实和情况确定的，有些修正案在发布时生效。其余修正案自2018年12月15日起生效。我们从2019年1月1日起采用了这一指导方针，我们的采用对我们的财务状况、运营结果或现金流没有实质性影响。
2018年6月，FASB发布ASU 2018-07薪酬-股票薪酬(主题718)：对非雇员股票支付会计的改进，它扩展了主题718的范围，将基于股票的支付奖励包括到非员工，并消除了员工和非雇员基于股票的支付奖励的分类差异。本指南适用于2018年12月15日以后的中期和年度期，并允许早日通过。我们从2019年1月1日起采用了这一指导方针，我们的采用对我们的财务状况、运营结果或现金流没有实质性影响。
2017年8月，FASB发布ASU 2017-12衍生工具和套期保值(主题815)：对套期保值活动会计的有针对性的改进，为了更好地协调实体的风险管理活动和套期保值关系的财务报告，对限定套期保值关系的指定和计量指南以及套期保值结果的表示进行更改。在新的指导下，(一)更多的金融和非金融套期保值战略将有资格进行套期保值会计，(二)修改列报和披露要求，(三)公司将改变其评估效力的方式。本指南适用于2018年12月15日以后的中期和年度期，并允许早日通过。我们从2019年1月1日起采用了这一指导方针，我们的采用对我们的财务状况、运营结果或现金流没有实质性影响。
2016年6月，FASB发布ASU 2016-13，金融工具-信贷损失(主题326)：金融工具信用损失的计量(随后是一系列相关的会计准则更新)，该准则修订了关于金融工具减值的指导，并增加了一种基于预期损失而不是所受损失的减值模式(称为当前预期信贷损失(或CECL)模型)。本指南将于2019年12月15日以后的中期和年度期间生效，并允许在一年内尽早通过。我们将从2020年1月1日起采用这一指导方针，预计该指南不会对我们的财务状况、经营结果或现金流量产生实质性影响。
2016年2月，FASB发布ASU 2016-02租赁, (随后是一系列相关的会计准则更新 (统称为 (“主题842”)，修改现行租赁会计模式。最重要的变化是澄清租赁的定义和要求承租人在资产负债表上确认使用权资产和租赁负债的租赁期限超过12个月(选择实际的权宜之计，以排除资产负债表上的短期租约)，包括大量的数量和质量披露。本指南在2018年12月15日以后的中期和年度期间生效。本指引自2019年1月1日起生效。我们的采用导致了额外的净租赁使用权资产和租赁负债的记录，约为$。560百万美元570分别于2019年1月1日达到百万美元，并没有对我们的经营业绩或现金流产生实质性影响。
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我们选择了在专题842的过渡指导下允许的一揽子实际权宜之计，其中除其他外，使我们得以继承与租赁识别、分类和间接费用有关的历史会计。我们还选择了与土地地役权有关的实际权宜之计，使我们能够继续对现有协议中的土地地役权(包括通行权)进行会计处理。此外，我们选择了非租赁组件分离实用权宜之计的某些类别的资产，我们是承租人和所有类别，我们是出租人。此外，我们选择了切实可行的权宜之计，为我们提供了一种可选的过渡性方法，从而在生效之日适用新的指导方针，而不调整比较期，并在必要时确认对合伙人资本期初余额的累积效应调整。与我们的收养有关的留存收益没有受到任何影响。我们并没有选择实际的权宜之计，用事后的方法来决定租约的期限，因为在我们选择可选择的过渡性方法后，这是不相关的。我们实施了一个程序，评估采用这一指南对我们与交易对手签订的每一种租赁合同的影响。我们的实施团队决定对我们的业务流程、系统和控制进行适当的更改，以支持在主题842下的认可和披露。除上述主要与我们作为承租人的会计有关之外，我们从出租人的角度来看，在主题842下，我们的会计基本上保持不变。有关我们租赁的信息，请参见注14。
附注3-收入和应收帐款
收入确认
2018年1月1日，我们通过了与客户签订合同的收入(“主题606”)采用经修改的追溯方法，适用于截至2018年1月1日尚未完成的合同。2018年1月1日以后各报告期的结果列在专题606下，而前期数额不作调整，继续按照ASC专题605下的历史核算进行报告，收入确认.
在主题606下，我们按部门和活动类型分列我们的收入。这些类别描述了收入和现金流量的性质、数额、时间和不确定性如何受到经济因素的影响。
供应和物流部分收入来自与客户的合同。下表按活动类型(以百万计)列出我们的供应和物流部门从与客户签订的合同中获得的收入：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， | | |
| 2019 | | 2018 |
| 供应和物流部门从与客户的合同中获得的收入 | | | |
| 原油交易 | $ | 30,082 | | | $ | 29,592 | |
| NGL和其他交易 | 1,884 | | | 3,108 | |
| 供应和物流部门与客户签订合同的收入总额 | $ | 31,966 | | | $ | 32,700 | |
原油、NGL和天然气的销售收入在出售的产品所有权转让给购买者时予以确认，这种转让是在将产品交付给购买者或其指定人时发生的。原油和NGL的销售包括直接销售合同。根据这些合同得到的考虑是根据商品价格而变化的。在我们的综合业务报表中，买卖交易项下的库存交易被排除在供应和物流部门的收入之外。我们的供应和物流部门确认的收入主要是以利润为基础的活动。
此外，我们还有与储存安排和未来库存交换有关的某些原油销售协议，这些协议下的收入将推迟到与有关协议有关的所有履约义务完成后再进行。根据这些原油销售协议出售的存货反映在我们综合资产负债表上的“其他流动资产”中，直到我们的所有履约义务完成为止。当时，已售出的存货已从我们的综合资产负债表中删除，并在我们的综合业务报表中记作“采购和相关费用”。截至2019年12月31日，与这些协议相关的其他流动资产和递延收入约为美元。142百万美元155分别是百万。截至2018年12月31日，与这些协议相关的其他流动资产和递延收入约为美元。115百万美元116分别是百万。关于与这些协议有关的合同责任的进一步讨论，见下文合同余额。
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我们也可以在上述交易中使用衍生产品。衍生产品收入不包括在与客户签订的合同收入中，而是包括在其他收入项目中。未指定或不符合对冲会计条件的衍生品公允价值的变化在每一时期的收入中得到确认。
运输部分收入来自与客户的合同。 下表按活动类型(以百万计)列出我国运输部门从与客户签订的合同中获得的收入：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， | | |
| 2019 | | 2018 |
| 运输部门与客户签订合同的收入 | | | |
| 关税活动： | | | |
| 原油管道 | $ | 2,039 | | | $ | 1,724 | |
| NGL管道 | 99 | | | 103 | |
| 关税活动共计 | 2,138 | | | 1,827 | |
| 货车运输 | 145 | | | 149 | |
| 运输部门与客户签订合同的收入总额 | $ | 2,283 | | | $ | 1,976 | |
我们的运输部门的业务通常包括与原油和NGL的管道、集输系统和卡车运输有关的收费活动。管道关税和费用的收入与原油和NGL的运输有关，并按公布的费率计算。我们主要承认管道收费收入随着时间的推移，随着服务的提供，根据运输的数量。正如管道运输行业中常见的情况一样，我们的关税纳入了损失津贴因素。我们确认作为交易价格一部分收取的免税额，并以公允价值记录这一非现金考虑，从合同开始之日起计算。
设施部分收入来自与客户的合同。 下表按活动类型(以百万计)列出了我们设施部门与客户签订的合同的收入：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， | | |
| 2019 | | 2018 |
| 设施部门从与客户的合同中获取收入 | | | |
| 原油、NGL和其他终止和储存 | $ | 697 | | | $ | 688 | |
| NGL与天然气加工分馏 | 349 | | | 364 | |
| 钢轨装卸 | 76 | | | 84 | |
| 设施部分收入总额-与客户签订合同 | $ | 1,122 | | | $ | 1,136 | |
我们的设施部门业务一般包括与主要为原油、NGL和天然气提供储存、终止和吞吐量服务有关的收费活动，以及NGL分馏和异构化服务以及天然气和凝析油加工服务。这一部门产生的收入包括：(一)当我们从一个连接源接收液体并将适用的产品交付给另一个连接载体时产生的费用、储存能力协定的费用以及与天然气储存相关活动相关的费用(统称为“原油、NGL和其他终止和储存”)、(二)天然气和凝析水加工服务以及NGL分馏和异构化服务(统称为“NGL和天然气加工和分馏”)和(三)在我们的铁路码头装卸费用。
我们通过月对月和多年协议和处理安排相结合来创造收入.储存费通常在合同期间的收入中按比例确认，而不考虑实际使用的储存容量，因为我们的履行义务是在一段时间内提供可用的储存容量。终端费(包括吞吐量和铁路费)被确认为液体进入或退出终端，并从连接的承运人或第三方终端接收或交付(视情况而定)。NGL分馏和异构化服务以及天然气加工服务的费用在服务执行期间得到确认。天然气储存相关活动的费用是在天然气穿越我们的报头系统期间确认的。当货物交付或收到时，我们确认铁路装卸费。
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对报告部分的总收入进行调节。主题606要求我们提供有关上述分类收入与分部收入之间关系的信息。这些披露仅包括与合并实体有关的收入信息，而权益法核算的实体收入不包括在披露中。下表列出了我们从与客户的合同中获得的收入(如上文对每个部门所述)与在我们的综合业务报表中披露的收入和总收入之间的对账情况(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日止的年度 | | 运输 | | 设施 | | 供应和物流 | | 共计 |
| 与客户签订合同的收入 | | $ | 2,283 | | | $ | 1,122 | | | $ | 31,966 | | | $ | 35,371 | |
| 其他收入项目 | | 37 | | | 49 | | | 310 | | | 396 | |
| 报告部分收入总额 | | $ | 2,320 | | | $ | 1,171 | | | $ | 32,276 | | | $ | 35,767 | |
| 部门间收入 | | | | | | | | (2,098) | |
| 总收入 | | | | | | | | $ | 33,669 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2018年12月31日 | | 运输 | | 设施 | | 供应及
物流 | | 共计 |
| 与客户签订合同的收入 | | $ | 1,976 | | | $ | 1,136 | | | $ | 32,700 | | | $ | 35,812 | |
| 其他收入项目 | | 14 | | | 25 | | | 122 | | | 161 | |
| 报告部分收入总额 | | $ | 1,990 | | | $ | 1,161 | | | $ | 32,822 | | | $ | 35,973 | |
| 部门间收入 | | | | | | | | (1,918) | |
| 总收入 | | | | | | | | $ | 34,055 | |
最低承诺量。我们有一些协议，要求对手方在商定的期限内运输或吞吐量最低数量。其中一些协议包括在不满足最低数量的情况下的补充权.我们在提供服务期间或交易发生时记录交易对手方的应收款，包括与最低数量承诺相关的交易对手方的亏空债务数额。如果对手方有与缺陷相关的补充权，我们将可归因于对手方的弥补权的收入作为合同责任推迟，并随后在缺额数量交付或发运时、补充权到期或确定对方利用弥补权的能力遥远时确认收入。
2019年12月31日和2018年12月31日，与客户签订合同和包括最低成交量承诺的买卖安排相关的交易对手缺陷总计为美元。42百万美元62分别为百万美元22百万美元40分别有一百万记作合同责任。余额$20百万美元22截至2019年12月31日和2018年12月31日的百万美元分别与交易对手未履行合同最低承诺的缺陷有关，也未反映在我们的合并财务报表中，因为我们尚未收取或收取此类款项。
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合同余额。我们的合同余额包括我们尚未完成相关履约义务的与服务或销售有关的款项。下表列出合同负债余额的变动情况(以百万计)：
| | | | | |
| 合同负债 |
| 2017年12月31日结余 | $ | 90 | |
| 确认为收入的数额 | (81) | |
| |
加法(1) (2) | 332 | |
| 其他 | (3) | |
| 2018年12月31日结余 | $ | 338 | |
| 确认为收入的数额 | (227) | |
加法(3) | 244 | |
| 其他 | (1) | |
| 2019年12月31日结余 | $ | 354 | |
(1) 包括大约$116百万与原油销售协议有关，这些协议是与储存安排和未来库存交换相结合的。这一数额被确认为2019年第一季度的收入。
(2)包括$100与Cactus II管道有限责任公司签订的长期产能协议。有关更多信息，请参见注9。
(3) 包括大约$155与与储存安排和未来库存交换有关的原油销售协议有关的百万美元。预计这一数额将被确认为2020年第一季度的收入。
剩余的履约义务。专题606要求提供资料，说明截至本期间终了时存在的部分和完全未履行合同义务的情况。这些资料包括分配给这些剩余履约义务的考虑额以及确认这些剩余履约义务的收入的时间。某些合同符合作为剩余履约义务列报的要求。这些安排包括固定的最低服务水平，通常是固定的服务量，并且在有限的范围内，除了预期的时间之外，不包含任何变化。这些合同都在主题606的范围内。下表列出截至2019年12月31日与符合列报要求的外部客户签订的所有合同的剩余履约义务相关的考虑金额(百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2020 | | 2021 | | 2022 | | 2023 | | 2024 | | 2025年及其后 |
管道收入得到最低数量承诺和能力协定的支持(1) | $ | 164 | | | $ | 170 | | | $ | 170 | | | $ | 168 | | | $ | 146 | | | $ | 698 | |
储存、终止和吞吐量协议收入 | 404 | | | 312 | | | 242 | | | 188 | | | 147 | | | 366 | |
| 共计 | $ | 568 | | | $ | 482 | | | $ | 412 | | | $ | 356 | | | $ | 293 | | | $ | 1,064 | |
(1) 按根据合同承付的数额乘以现行适用的费率计算。
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上述介绍不包括：(1)未得到最低数量承诺支持的遗留托运人的预期收入，包括没有或有限的替代管道运输选择的管道；(2)部门间收入；(3)与某些创收合同有关的考虑金额，其中包括固定的最低服务水平，这些合同要么不属于专题606的范围，要么不符合专题606下剩余履约义务的列报要求。以下是未列入上表的合同实例，因为这些合同不属于主题606的范围，或不符合专题606的介绍要求：
•对我们的某些合资企业管道系统的最低数量承诺；
•土地捐献；
•供应和物流与未来承诺数量的买卖安排；
•由于选择与可变考虑和短期合同有关的实际权宜之计，所有其他供应和后勤合同如下所述；
•运输和设施合同是短期的，如下文所述；
•ASC范围内的合同主题842，租赁；和
•ASC主题815范围内的合同衍生工具和套期保值.
我们选择了实际的权宜之计，将剩余的履约义务排除在外，作为可变的考虑因素，这与完全未履行的履约义务有关。某些合同不符合专题606下提出剩余履约义务的要求，原因是剩余履约义务数额的多变性、确认时间的多变性或考虑的可变性。面积奉献确实要求我们执行未来的服务，但不包含最低水平的服务，因此被排除在本演示文稿之外。长期供应和物流安排包括可变的时间、数量和/或考虑，不包括在本报告中。这些合同的期限在上文所述期间各不相同。
此外，我们选择了切实可行的权宜之计，将一年或一年以下的合同排除在外，因此不包括短期运输、仓储和加工服务、供应和物流安排的剩余履约义务，包括不可取消的常绿安排期限，以及一年或一年以下的任何其他类型的安排。
贸易账户应收账款和其他应收款净额
我们的应收账款主要来自原油的购买者和发货人，其次是NGL的购买者。这些购买者包括但不限于炼油商、生产商、营销和贸易公司以及金融机构。我们的大部分应收账款与我们的原油供应和物流活动有关，这些活动一般可以说是高产量和低利润率的活动，在许多情况下涉及原油交易量的交换。
为了减轻与我们应收账款有关的信用风险，我们采用了严格的信用审查程序。我们密切监测市场状况，并对每个客户进行信用审查，以确定向任何特定客户提供的任何开放式信贷的金额，以及我们所要求的财务业绩保证的形式和数额。这种财务保证通常以预付现金、备用信用证、信用保险或父母担保的形式提供给我们。此外，为了减少信用风险，我们与对手方的交易中有很大一部分是以现金净额结算的。对于大部分这些净现金安排，我们还签订了净额结算协议(合同协议，允许我们在资产负债表上与这些交易对手相互抵消应收账款和应付款)。
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原油销售应收账款一般在行业结算日与对手方结算，通常在产权转让月份的下一个月结算。否则，我们通常在产品或服务提供之日起30天内向客户开具发票，并通常要求在30天内付款。30天发票日期。我们每月审查所有未清应收账款余额，并为我们预计无法完全收回的款项记录准备金。在我们基本上用尽所有收款工作之前，我们不会将实际余额用于储备金。在2019年12月31日和2018年12月31日，我们的贸易应收账款(扣除可疑账户备抵后)基本上都低于30比预定发票日期晚几天。我们的可疑应收账款备抵总额为$3分别为2019年12月31日和2018年12月31日。虽然我们认为我们对可疑应收账款的备抵是足够的，但实际数额可能与估计数额相差很大。
以下是与客户签订的合同收入中的贸易应收账款与贸易应收款和其他应收款总额的对账情况，净额载于我们的综合资产负债表(以百万计)：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， | | |
| 2019 | | 2018 |
从与客户的合同收入中产生的贸易应收账款 | $ | 3,381 | | | $ | 2,277 | |
其他贸易应收款和其他应收款(1) | 3,576 | | | 2,732 | |
| 与对手方的合同抵消权所造成的影响 | (3,343) | | | (2,555) | |
| 贸易应收款和其他应收款净额 | $ | 3,614 | | | $ | 2,454 | |
(1) 余额主要是与不属于主题606范围内的买卖安排有关的应收账款。
附注4-每个共同股净收入
在考虑分配给首选单位(无论是现金支付还是实物支付)后，每个公共单位的基本和稀释净收入是按照FASB指南中规定的两类方法确定的。这种方法是一种收益分配公式，用于根据当期净收益和参与权在未分配收益中的分配或超过收益的分配确定分配给有限合伙人和参与证券的分配。在两类方法下，净收益通过与这一时期有关的分配减少，然后所有剩余的或超过收益的分配将根据它们各自的分享分配权分配给我们的普通会员和参与证券，无论这些收益是否会在某一特定时期内从经济或实际的角度进行实际分配。参与的证券包括已授予DER的股票指数化赔偿计划奖励，这使受让方有权获得相当于支付给我们未偿付的共同单位的现金分配的现金付款。
我们计算每个公用单位的基本和稀释净收入，方法是将可归因于PAA的净收入(扣除分配给优先单元股和参与证券的数额)除以该期间未偿单位的基本和稀释加权平均数目。
稀释后的加权平均普通股数是根据该期间未偿还的潜在稀释证券的加权平均单位数加上潜在稀释性证券的影响计算的，其中包括(I)我们的A系列优先股和(Ii)我们的股权指数补偿计划奖励。有关我们A系列首选单元的附加信息，请参见注12。有关我们股权指数薪酬计划奖励的完整讨论，请参见附注18。在应用fasb指南规定的if转换方法时，我们的A系列优先单元的可能转换被排除在截至2017年12月31日的单位稀释净收益的计算中，因为其效果是反稀释的。我们考虑发行普通股的股权指数化赔偿计划奖励被认为是稀释性的，除非(I)它们只有在满足业绩条件后才被授予，和(Ii)这种业绩条件尚未得到满足。在截至2019年12月31日的三年中被认为是稀释性的股权指数化赔偿计划奖励，按照FASB发布的指南中的国库股票法的规定，通过假设的基于剩余未摊销公允价值的普通股回购而减少。
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下表列出了每个共同单位的基本和稀释净收入的计算(单位数为百万，单位数据除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日 | | | | |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| 每个共同股的基本净收入 | | | | | |
| 可归因于PAA的净收入 | $ | 2,171 | | | $ | 2,216 | | | $ | 856 | |
| 分发给系列A的首选单元组 | (149) | | | (149) | | | (142) | |
| 向系列B的首选单元组分发 | (49) | | | (49) | | | (11) | |
| 对参与证券的分配 | (3) | | | (3) | | | (2) | |
| 其他 | (3) | | | (6) | | | (16) | |
分配给普通大学学生的净收入(1) | $ | 1,967 | | | $ | 2,009 | | | $ | 685 | |
| | | | | |
| 基本加权平均数未清单位 | 727 | | | 726 | | | 717 | |
| | | | | |
| 每个共同单位的基本净收入 | $ | 2.70 | | | $ | 2.77 | | | $ | 0.96 | |
| | | | | |
| 稀释后每个共同股净收入 | | | | | |
| 可归因于PAA的净收入 | $ | 2,171 | | | $ | 2,216 | | | $ | 856 | |
| 分发给系列A的首选单元组 | — | | | — | | | (142) | |
| 向系列B的首选单元组分发 | (49) | | | (49) | | | (11) | |
| 对参与证券的分配 | (3) | | | (3) | | | (2) | |
| 其他 | — | | | — | | | (16) | |
分配给普通大学学生的净收入(1) | $ | 2,119 | | | $ | 2,164 | | | $ | 685 | |
| | | | | |
| 基本加权平均数未清单位 | 727 | | | 726 | | | 717 | |
| 稀释证券的影响： | | | | | |
| A系列优选单元 | 71 | | | 71 | | | — | |
| 股权指数薪酬计划奖励 | 2 | | | 2 | | | 1 | |
| 稀释加权平均数未清单位 | 800 | | | 799 | | | 718 | |
| | | | | |
| 稀释后单位净收入 | $ | 2.65 | | | $ | 2.71 | | | $ | 0.95 | |
(1)我们根据当期净收入的分配(无论是现金还是实物)计算分配给普通会员的净收入。在对适当时期的分配进行调整后，剩余的未分配的收入或超过收益的分配(即未分配的损失)(即未分配的损失)，如果有的话，按照有效的合伙协议的合同条款和根据两类方法进一步规定的方式分配给共同单位和参与证券。
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附注5-库存、管线和基气及长期库存
库存主要由管道、储存设施和铁路车辆中的原油和NGL组成，按成本或可变现净值的较低值估值，成本采用特定库存池内的平均成本法确定。在每个报告所述期间结束时，我们评估库存的账面价值，并作出必要调整，将账面价值减至适用的可变现净值。由此产生的任何调整都是我们所附业务综合报表中“采购和相关费用”的组成部分。在截至12月31日2019年2018年和2017年12月31日的年度内，我们记录了美元的费用。11百万美元8百万美元35分别与我们的原油库存因价格下跌而减记有关。这些库存估值调整的一部分被确认用于对冲未来原油库存销售的衍生工具收益所抵消。这些收益在我们所附的综合业务报表中记入“供应和后勤部分收入”。有关我们的衍生产品和风险管理活动的讨论，请参见注13。
我们所拥有的资产中的天然气和天然气是按历史成本记录的，包括原油、天然气和天然气。我们将管道或基气分类为：(一)我们按比例分配的桶，用于填充我们拥有的管道，因此，当一个增量的桶被抽进或进入管道时，它会迫使我们在另一个地方生产产品；(二)代表我们拥有的储罐和洞穴中最低工作要求的桶；(三)维持我们拥有的天然气储存设施最低运行压力所需的天然气。
根据FASB关于长期资产减值或处置的会计准则，对线煤气和基气携带量进行了减值审查。预计无法通过未来现金流量收回的账面金额记作估计公允价值。关于长期资产减值的进一步讨论，见附注6.在2019年、2018年和2017年期间，我们没有认识到直线虫和基本气体的任何损伤。
在确定运营库存的平均成本时，我们的商业运营所需的第三方资产和其他工作库存中的最低工作库存要求包括在库存中的特定库存池(一种流动资产)中。在每个期间结束时，我们将预期在接下来的12个月内不会清算的库存按适用库存池的平均成本重新归类为“长期库存”，在我们的综合资产负债表中作为“其他资产”下的一个单独的细列项目反映出来。
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库存、天然气、天然气和长期库存包括以下内容(以千计的桶和天然气体积以及以百万计的携带价值)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (一九二零九年十二月三十一日) | | | | | | | | | (2018年12月31日) | | | | | | |
| 卷 | | 单位
测度 | | 载运
价值 | | 价格/ 单位(1) | | | 卷 | | 单位
测度 | | 载运
价值 | | 价格/ 单位(1) |
| 盘存 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油 | 8,613 | | | 桶 | | $ | 450 | | | $ | 52.25 | | | | 9,657 | | | 桶 | | $ | 367 | | | $ | 38.00 | |
| NGL | 7,574 | | | 桶 | | 142 | | | $ | 18.75 | | | | 10,384 | | | 桶 | | 262 | | | $ | 25.23 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 其他 | N/A | | | | | 12 | | | N/A | | | | N/A | | | | | 11 | | | N/A | |
| 库存小计 | | | | | 604 | | | | | | | | | | 640 | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 直线和底气 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油 | 14,316 | | | 桶 | | 826 | | | $ | 57.70 | | | | 13,312 | | | 桶 | | 761 | | | $ | 57.17 | |
| NGL | 1,701 | | | 桶 | | 47 | | | $ | 27.63 | | | | 1,730 | | | 桶 | | 47 | | | $ | 27.17 | |
| 天然气 | 24,976 | | | 麦克夫 | | 108 | | | $ | 4.32 | | | | 24,976 | | | 麦克夫 | | 108 | | | $ | 4.32 | |
| 管线和基气小计 | | | | | 981 | | | | | | | | | | 916 | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 长期库存 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油 | 2,598 | | | 桶 | | 152 | | | $ | 58.51 | | | | 1,890 | | | 桶 | | 79 | | | $ | 41.80 | |
| NGL | 1,707 | | | 桶 | | 30 | | | $ | 17.57 | | | | 2,368 | | | 桶 | | 57 | | | $ | 24.07 | |
| 长期库存小计 | | | | | 182 | | | | | | | | | | 136 | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 共计 | | | | | $ | 1,767 | | | | | | | | | | $ | 1,692 | | | |
(1)每一计量单位的价格由与不同等级、质量和地点有关的加权平均数组成。因此，这些价格可能与公布的此类产品基准不符。
附注6-财产和设备
根据我们的资本化政策，为扩大我们资产的现有经营能力和/或盈利能力而作出的支出被资本化。我们还将与此类资产建设直接相关的某些成本资本化，包括相关的内部劳动力成本、工程成本和利息成本。截至十二月三十一日2019 2018年及2017年12月31日止的年度，资产及设备的资本化利息为$14百万美元21百万美元17分别是百万。此外，我们将与某些未合并实体的投资有关的利息资本化。详情见注9。我们还将部分或全部折旧资产的替换和(或)翻新支出资本化，以保持现有资产的运营和(或)盈利能力。为维持我们现有资产的日常运营而发生的维修和维护费用按已发生的费用入账。
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财产和设备净额按成本列报，由以下(百万)组成：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 估计有用 寿命(年份) | | 十二月三十一日 | | |
| | | 2019 | | 2018 |
管道及相关设施(1) | 10 - 70 | | $ | 11,114 | | | $ | 10,137 | |
| 仓库、终点站和铁路设施 | 10 - 70 | | 6,134 | | | 5,854 | |
| 货运设备和其他 | 2 - 15 | | 486 | | | 410 | |
| 在建 | N/A | | | 518 | | | 795 | |
| 办公室财产和设备 | 2 - 50 | | 269 | | | 248 | |
| 土地和其他 | N/A | | 427 | | | 422 | |
| 财产和设备，毛额 | | | 18,948 | | | 17,866 | |
| 累计折旧 | | | (3,593) | | | (3,079) | |
| 财产和设备，净额 | | | $ | 15,355 | | | $ | 14,787 | |
(1)在我们的管道和相关设施中，我们包括了无形资产-财产和设备。
我们根据估计的使用寿命和资产的残值，用直线法计算折旧。20192018年12月31日和2017年12月31日终了年度的折旧费用为美元。525百万美元454百万美元463分别是百万。关于我们确认资产减值的政策，见下文“长期资产减值”。
截至2019年12月31日2018年12月31日和2017年，我们为在建工程承担了未支付的债务。120百万美元206百万美元127分别是百万。
长期资产减值
根据FASB关于长期资产减值或处置的指导意见，未预期通过未来现金流收回价值的长期资产被减记为估计公允价值。在此指导下，当事件或情况表明其账面价值可能无法收回时，对长期资产进行减值测试。如果一项长期资产的账面价值超过预计将因资产的使用和最终处置而产生的未折现现金流量之和，则无法收回该资产的账面价值。如果账面价值超过未贴现现金流量之和，即确认相当于账面价值超过资产公允价值的减值损失。
当事件或情况表明这些资产的账面价值可能无法收回时，我们定期评估财产、设备和其他长期资产的减值情况。评估在很大程度上取决于相关现金流量的基本假设。用于确定账面价值减值是否存在的主观假设包括：
•是否有损伤迹象；
•资产分组；
•“持有”、“放弃”或“出售”资产的意图；
•对资产预计使用寿命内未来未贴现现金流量的预测；及
•如果存在减值，资产或资产组的公允价值。
此外，当我们评估财产和设备以及其他可收回的长期资产时，也可能需要审查有关的折旧估计和方法。
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在截至2019年12月31日或2018年12月31日这几年中，我们没有发现任何物质损伤。在截至2017年12月31日的一年中，我们确认了美元。152由于资产减值和加速折旧，我们的设施部门的某些长期铁路和其他终端资产减记了百万项非现金费用。这些费用反映在我们综合财务报表的“资产出售和资产减值的(损益)净额”中。由于持续不利的市场环境，美国铁路运输原油的需求下降，导致我们的某些铁路码头资产的未来现金流预期下降，这是一个触发事件，要求我们评估这些长期资产的账面价值的可收回性。由于我们的减值审查，我们注销了这些长期资产的账面价值超过公允价值的部分。我们估计的公允价值是基于最近可比设施的销售价格，以及管理层根据他们的行业经验对这些资产的市场价值的预期。我们认为这类输入是公允价值层次中的三级输入。
附注7-收购和剥离
收购
下列购置采用会计购置法(不包括资产购置或按下文特别提到的权益会计方法入账)，并根据适用的会计准则估算了所购资产和负债的公允价值。
在2020年2月，我们从FelixEnergyHoldings II，LLC(“FelixEnergy”)以大约$的价格收购了FelixMidstream LLC(“FelixMidstream”)。305百万美元。Felix中流公司在特拉华盆地拥有并运营一个新建造的原油集输系统，拥有相关的原油储存和卡车卸货能力，并得到长期占地面积的支持。收购的资产将主要包括在我们的运输部门。截至财务报表发布之日，这一收购的初步核算尚未完成。
在2019年第二季度，我们收购了俄克拉荷马州库欣的一个原油码头，其中包括油罐底部和线鳍码头，现金价值为美元。44百万美元，作为资产购置入账。
α-粗连接器获取
2017年2月14日，我们收购了阿尔法控股有限责任公司所有已发行和尚未发行的会员权益，并以现金换取美元。1.21510亿美元，但须经周转金和其他调整(“行政协调会购置”)。行政协调会的收购最初是通过我们高级无担保循环信贷机制下的借款提供资金的。这些借款随后以我们2017年3月根据“Omnibus协议”向AAP发行的共同单位以及与PAGP承销股权有关的收益偿还。有关更多信息，请参见注12。
在ACC收购完成后，我们成为位于新墨西哥州东南部和西德克萨斯州北特拉华盆地的一个原油集输系统的所有者，该系统名为“Alpha原油连接器”(ACC系统)。ACC系统大约包括515数英里的收集和输电线路五市场互连，包括我们在Wink的盆地管道。在2017年，我们增加了与我们现有的北特拉华盆地系统的互连，以及额外的增强，以将ACC系统的容量增加到大约350,000每天的桶，取决于在每个交货点的数量水平。行政协调会系统由约涵盖地区的专用资金支持。315,000总英亩，包括该地区最大的生产者之一的一个重要的占地面积。ACC系统补充了我们的其他二叠纪盆地资产，并加强了北特拉华盆地生产者可利用的服务。
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下表反映了公允价值的确定(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 购置的可识别资产和假定的负债： | | 估计使用寿命(年份) | | 确认数额 |
| 财产和设备 | | 3 - 70 | | $ | 299 | |
| 无形资产 | | 20 | | 646 | |
| 善意 | | N/A | | 269 | |
其他资产和负债净额(包括美元)4(所获现金百万) | | N/A | | 1 | |
| | | | $ | 1,215 | |
无形资产包括在我们的综合资产负债表上的“其他长期资产，净额”中.对上述无形资产的公允价值的确定包括五占地、奉献合同和相关客户关系，将在剩余加权平均使用寿命内摊销20分配给这类无形资产的价值将被摊销为收益，其方法与消耗经济效益的模式非常相似。摊销费用约为$34百万美元25百万美元102019、2018年和2017年12月31日终了的年度，以及2022年的未来摊销费用估计数如下(百万)：
行政协调会获得的商誉是可以扣税的，它代表着预期的机会，可以从未指定的土地上产生未来的现金流动，以及行政协调会系统与我们现有资产之间产生的协同作用。行政协调会购置的资产以及相关的商誉主要包括在我们的运输部门。
在2017年12月31日终了的一年中，我们花费了大约$6与行政协调会购置有关的百万购置费用。这些费用反映在我们的业务综合报表中的“一般和行政费用”中。
如果行政协调会的购置发生在购置年之前的日历年年初，那么形式上的财务信息就不重要，因为披露目的是为了披露这些信息。
其他收购
2017年2月，我们收购了一个丙烷海运码头，以现金支付大约$。41百万收购的资产包括在我们的设施部门。我们不承认与这次收购有关的任何善意。
2017年4月3日，我们和来宝集团中流合作伙伴有限公司(Noble)的一家子公司完成了收购Advantage管道公司的工作。(“优势”)通过新形成的50/50合资企业(“优势合资企业”)。根据股权会计方法，我们解释了我们对优势合资企业的兴趣。有关我们权益法投资的更多讨论，请参见附注9。
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合并财务报表附注
剥离
在2020年1月，我们签署了一项明确的协议，以美元的价格出售我们的洛杉矶盆地原油码头。195百万美元，但须作某些调整。我们预计交易将在2020年下半年完成，但须符合惯例的结束条件，包括获得监管批准，并预计我们将确认损失约为美元。160百万美元，包括作为处置组一部分的商誉。
在截至2019年12月31日止的年度内，我们出售了某些非核心资产，以换取总收益为$。77它主要由北达科他州的一个储存站组成，这之前在我们的设施部门已经报道过了。在截至2019年12月31日的一年中，我们确认与这些资产出售有关的净亏损为$。16百万美元，其中包括美元收益31百万美元和损失美元47百万美元。这些数额包括在我们的综合业务报表中的“资产销售和资产减值的(收益)/损失净额”中。
在2018年12月31日终了的一年内，我们收到了资产出售的收益。1.33410亿美元，主要包括出售30对BridgeTex管道公司的利息%868百万美元，因此收益为美元200百万更多讨论见注9。在2018年12月31日终了的年度内出售的其他资产主要包括非核心财产和设备，或与组建战略合资企业有关，以前在我们的设施和运输部门报告过。截至2018年12月31日，我们确认资产销售净收益为美元。120百万美元，其中包括美元收益。146百万美元和损失26百万这些数额包括在我们的综合业务报表中的“资产销售和资产减值的(收益)/损失净额”中。
在2017年12月31日终了的一年内，我们出售了某些非核心资产，总收益为美元。1.08310亿，包括：
•我们湾区的某些码头资产位于加州；
•我们位于密歇根州的蓝水天然气储存设施；
•落基山和巴肯地区的某些非核心管道，包括我们对SLC管道有限责任公司的兴趣；
•非核心管道段主要位于美国中西部；
•a 40从俄克拉荷马州库欣到俄克拉荷马州阿德莫尔附近的休伊特站，我们的净账面价值是我们红河管道的一部分。
我们的设施部门报告了湾区码头资产和蓝水天然气储存设施。我们的运输部门报告了管道资产。
在总额中，包括在将资产改叙为待售资产时确认的非现金减值，我们确认与待决或已完成资产出售有关的净收益约为$。432017年12月31日终了年度的百万美元，计入我们综合业务报表中的“资产销售和资产减值损益净额”。这一数额包括$收益。123百万美元和损失80百万
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合并财务报表附注
附注8-善意
商誉是指在企业合并中获得的、未单独确定和单独确认的资产所产生的未来经济利益。
根据FASB指引，我们测试商誉，以确定是否至少每年发生一次减值(截至6月30日)，并在临时基础上确定报告单位的公允价值是否低于其账面价值。商誉在报告水平上作为报告单位进行减值测试。报告单位是业务部门或业务部门之下的一个级别，可获得离散的财务信息，并由分部管理部门定期审查。我们的报告单位是我们的运营部门。FASB指南提供了一种定量的方法来测试商誉是否受损；然而，我们可以首先评估某些定性因素，以确定是否有必要进行商誉损害定量测试。在定量检验中，我们使用基于贴现现金流分析的收益方法，将报告单位的公允价值与相应的账面价值(包括商誉)进行比较。这种方法要求我们对未来的收入、开支和其他支出作出长期预测.这些预测需要使用各种假设和估计数，其中最重要的是净收入(收入总额减去采购和相关费用)、业务费用、一般和行政费用以及加权平均资本成本。报告单位的公允价值是使用重要的不可观测的输入或公允价值层次结构中的三级输入来确定的。当公允价值大于账面价值时，报告单位的商誉不被视为受损。如果账面价值大于公允价值，则商誉因报告单位的账面价值超过公允价值而受损，而不超过商誉的账面价值。
截至2019年6月30日，我们完成了商誉减值测试，进行了定量评估，其中还包括对报告单位公允价值超过账面价值的敏感性分析。我们确定，每个报告单位的公允价值大于其各自的账面价值；因此，商誉不被视为受损。在过去的三年里，我们没有认识到任何善意的损害。
按部分开列的商誉和商誉的变化情况见下表(百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 运输 | | 设施 | | 供给与再物流 | | 共计 |
| 2017年12月31日结余 | $ | 1,070 | | | $ | 988 | | | $ | 508 | | | $ | 2,566 | |
| 外币折算调整 | (19) | | | (8) | | | (5) | | | (32) | |
| 剥离 | (11) | | | (2) | | | — | | | (13) | |
| 2018年12月31日结余 | $ | 1,040 | | | $ | 978 | | | $ | 503 | | | $ | 2,521 | |
| 外币折算调整 | 12 | | | 4 | | | 3 | | | 19 | |
| | | | | | | |
| 2019年12月31日结余 | $ | 1,052 | | | $ | 982 | | | $ | 506 | | | $ | 2,540 | |
附注9-对未合并实体的投资
对我们有重大影响但没有控制权的实体的投资按权益法入账。我们不合并我们的股权投资的资产或负债的任何部分。我们在净收益或亏损中所占份额作为合并业务报表中题为“未合并实体的权益收益”的一个细列项目反映出来，并将酌情增加或减少我们在合并资产负债表上对未合并实体的投资的账面价值。我们根据FASB关于普通股投资的权益会计准则来评估我们的权益投资减值。当因素表明投资的公允价值低于其账面价值，而价值的减少不是暂时性的时，股权投资的减值就会产生。
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合并财务报表附注
我们对未合并实体的投资如下(百万，百分比数据除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 所有权
截至12月31日的利息，
2019 | | 投资余额
十二月三十一日， | | |
| | | | | | | | |
实体(1) | | 转制作业类型 | | | | 2019 | | 2018 |
优势管道控股有限公司(“优势合资企业”) | | 原油管道 | | 50% | | | $ | 76 | | | $ | 72 | |
| BridgeTex管道公司，LLC(“BridgeTex”) | | 原油管道 | | 20% | | | 431 | | | 435 | |
| 仙人掌II管道有限责任公司(“仙人掌II”) | | 原油管道 | | 65% | | | 738 | | | 455 | |
| 卡多管道有限责任公司 | | 原油管道 | | 50% | | | 65 | | | 65 | |
| 卡琳管道有限公司 | | 原油管道(2) (3) | | 54% | | | 484 | | | — | |
| 夏延管道有限公司(“夏延”) | | 原油管道 | | 50% | | | 44 | | | 44 | |
| 库欣连接管道及终端有限责任公司 | | 原油管道(3) 终端 | | 50% | | | 23 | | | — | |
| 钻石管道有限责任公司(“钻石”) | | 原油管道 | | 50% | | | 476 | | | 479 | |
| 鹰福特管道有限公司(“鹰福特管道”) | | 原油管道 | | 50% | | | 382 | | | 383 | |
鹰福特码头Corpus Christi有限公司(“鹰福特码头”) | | 原油码头和码头 | | 50% | | | 126 | | | 108 | |
| 中途管道有限责任公司 | | 原油管道 | | 50% | | | 76 | | | 78 | |
| 红橡树管道有限责任公司(“红橡树”) | | 原油管道(3) | | 50% | | | 20 | | | — | |
| 赛德尔霍恩管道公司(“赛德尔霍恩”) | | 原油管道 | | 40% | | | 234 | | | 215 | |
| 塞托恩拖航有限责任公司 | | 驳船运输服务 | | 50% | | | 59 | | | 58 | |
| 堆栈管道有限责任公司(“堆栈”) | | 原油管道 | | 50% | | | 117 | | | 120 | |
| 白崖管道 | | 原油管道 | | 36% | | | 196 | | | 190 | |
| 向韦伯斯特管道有限公司(“W2W管道”)眨眼 | | 原油管道(3) | | 16% | | | 136 | | | — | |
| 对未合并实体的投资共计 | | | | | | $ | 3,683 | | | $ | 2,702 | |
(1)除了在我们的设施部门报告的Eagle Ford终点站外，实体的财务结果在我们的运输部门报告。
(2)在管道系统逆转之前，Capline管道已停用。
(3)该实体目前正在建造或开发资产，尚未投入使用。
编队和剥离
样条有限责任公司。在2019年第一季度，Capline管道系统的所有者将其在该系统中不可分割的共同利益贡献给一个新成立的实体Capline管线公司LLC(“Capline LLC”)，以换取该实体的股权。在捐款之后，凯琳有限责任公司(Capline LLC)拥有100管道系统的百分比。在交易前，每个所有者在Capline管道系统中的不分割共同权益等于每个所有者在Capline LLC中的权益。虽然我们拥有Capline有限责任公司的大部分股权，但由于其他成员拥有实质性的参与权，我们在Capline LLC中没有控制权。因此，我们把我们在Capline有限责任公司的所有权权益作为一种权益法投资。
根据适用的会计规则，这笔交易造成了对我们不可分割的共同利益的“失去控制”，这是对Capline LLC的解认和贡献。“失去控制”要求我们以公允价值衡量我们在Capline有限责任公司的权益。在进行交易时，我们的54持有Capline管道系统的未分割联合权益的百分比，其账面价值为$175百万美元，主要与我们运输部门的财产和设备有关。我们确定我们在卡品林有限责任公司的投资的公允价值约为$。444百万美元，因此确认收益为$269截至2019年12月31日止的年度内为百万美元。这种收益包括在我们的综合业务说明中的“投资于未合并实体的收益”中。
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我们在Capline有限责任公司的投资的公允价值是基于一种利用贴现现金流分析的收益方法。现金流量预测需要使用各种假设和估计数，其中包括与资本支出的时间和数额、预期的原油运费率和数量以及最终价值有关的假设和估计数。当我们考虑可能的结果时，我们对分析中使用的各种预测现金流情景进行了概率加权。我们使用了一个贴现率，表示我们对市场参与者将使用的风险调整贴现率的估计。如果托运人的利益与我们在模型中假设的水平不同，那么相关的现金流以及我们投资的公允价值就会受到重大影响。我们的投资的公允价值是使用重要的不可观测的投入，或者是公允价值等级中的第三级投入来确定的。
W2W管道。在2019年，我们参与了W2W管道的组建，这是一家与埃克森美孚(ExxonMobil)、莲花中流(Lotus Midstream)、有限责任公司(LLC)以及另外三个实体成立的合资企业。16利息%。我们根据权益会计方法解释了我们对W2W管道的兴趣。W2W管道目前正在开发一种新的管道系统，该系统将起源于得克萨斯州西部的二叠纪盆地，并将原油输送到德克萨斯湾沿岸。管道系统将每天提供约150万桶原油和凝析油能力，目标是在2021年开始运作。W2W管道与企业产品合作伙伴有限公司的一家子公司达成了一项不可分割的联合所有权协议，该公司已收购。29从得克萨斯州米德兰到德克萨斯州韦伯斯特的管道段和W2W管道现在拥有的输油管道容量的%71这段管道的百分比。
红橡木。2019年6月，我们宣布成立红橡树(RedOak)，这是一家与菲利普斯66(Phillips 66)子公司成立的合资企业。我们拥有一个50目前，该公司正在开发一条新管道，从俄克拉荷马州的库欣和得克萨斯州西部的二叠纪盆地向得克萨斯州墨西哥湾沿岸的多个目的地输送原油，其中包括科珀斯·克里斯蒂(Corpus Christi)、英格尔塞德(Ingliside)、休斯顿和德克萨斯州博蒙特(Beaumont)。管道系统每天将提供约100万桶的产能，从库欣到墨西哥湾沿岸的初步服务计划于2021年上半年开始，但须获得适用的许可证和管理批准。我们根据权益会计方法解释了我们对红橡树的兴趣。
除了捐款兴建红橡树管道系统外，我们亦已与红橡树签订管道容量租约，红橡树已同意租用。260,000一旦红橡树管道系统投入使用，我们的日出二号管道的桶容量。一旦红橡树管道系统投入使用，我们将记录(I)$155我们在红橡树的投资增加百万元，这与我们认为可归因于容量租契的价值的贡献有关；及(Ii)相应的递延收入，将在首次租约期内以直线方式确认。33好几年了。
库欣连接。在2019年第四季度，我们宣布成立库欣连接管道和终端有限责任公司，这是与霍利能源合作伙伴有限公司(Holly Energy Partners LP)成立的一家合资企业，目的是(I)开发和建造一条每天16万桶的新管道，该管道将连接俄克拉荷马州库欣原油中心与霍利边疆公司(HollyFrontier Corporation)旗下俄克拉何马州塔尔萨炼油厂，以及(Ii)俄克拉荷马州库欣(“合资码头”)150万桶原油储存的所有权和运营。我们把原油储备捐给了库欣连接公司，并拥有了一个50利息%，按权益会计方法入账。该管道预计将在2021年第一季度投入使用。
仙人掌II。2018年第二季度，Oxy的一家子公司和另一家第三方各自行使了各自的购买选择权。20%利息和a15Cactus II的利息分别为%，该公司拥有目前正在建设的Cactus II管道系统。虽然我们拥有仙人掌II的大部分股权，但由于其他成员拥有实质性的参与权，我们对仙人掌II没有控制的财政利益。因此，我们把我们在仙人掌II的所有权权益作为一种权益法投资。在执行购买方案后，我们解除了仙人掌二号的团结，使财产和设备减少$。74百万(这代表了迄今为止建造管道的费用，相当于公允价值)，我们收到了$26来自仙人掌二号的百万现金，这是其他成员在财产和设备中所占的部分。
此外，2018年第二季度，我们收到了一笔美元100与管道容量协议有关的Cactus II预付现金，在我们的综合资产负债表中作为“其他长期负债和递延贷项”中的长期递延收入入账。这一数额在合同有效期内按比例计入收入。
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普莱恩斯所有美国管道，公司和子公司
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布里奇特克斯。2018年第三季度，我们出售了30布里奇特克斯对收益的利息百分比868百万美元，包括周转资本调整数，并保留了相应数额20利息百分比。我们记录了收益$200百万美元与这一销售有关，这包括在我们的综合业务报表中的“投资于未合并实体的收益”中。我们继续根据权益会计方法计算我们的剩余利息。
优势合资企业。2017年4月3日，我们和来宝集团的一家子公司完成了对优利管道(L.L.C.)的收购，收购价为美元。133百万通过一个新形成的50/50合资企业(“优势合资企业”)。为了我们50百分比(美元)66.5(百万)，我们贡献了大约1.3百万个共同单位，价值约$40百万美元26百万现金。通过此次收购，Advantage合资企业拥有位于特拉华盆地南部的一条70英里16英寸长的原油管道(“优势管道”)，该管道得到第三方占地面积的奉献和我们全资拥有的营销子公司的大量承诺的支持。诺布尔是优势管道的运营商。根据股权会计方法，我们解释了我们对优势合资企业的兴趣。
中途管道有限责任公司在2017年第四季度，我们和CVR精炼厂的一家子公司，LP(“CVR精炼厂”)组成了一个50/50中途岛管道有限责任公司，从我们手中收购了库欣至布鲁姆原油管道系统。库欣至布鲁姆管道系统连接CVR炼油的Coffeyville，堪萨斯州炼油厂与库欣，俄克拉荷马石油枢纽。我们继续担任管道运营商。根据权益会计方法，我们对中途岛管道有限责任公司的权益进行了核算。
分布
从未合并实体收到的分发是根据分发方法的性质进行分类的，这种方法着眼于产生分发的活动。我们认为，从未合并实体收到的分配是对这些实体的投资回报，只要这种分配是通过经营结果产生的，因此在我们的现金流动综合报表中将这些分配归类为业务活动中的现金流量。从未合并实体收到的其他分配被视为投资回报，并被归类为现金流量表中投资活动的现金流量。
捐款
我们通常通过出资来资助我们的股权法的发展、建设或资本扩张项目。我们对这些实体的捐款增加了我们投资的账面价值，并反映在我们的现金流动合并报表中，作为现金用于投资活动。在截至12月31日2019 2018年和2017年12月31日的年度内，我们提供了现金捐助美元。504百万美元459百万美元398我们的权益法投资了百万美元。此外，我们还将美元的利息资本化。20百万美元9百万美元18在截至12月31日、2019、2018年和2017年12月31日终了的年度内，分别有100万欧元与对未合并实体的捐款有关，用于正在开发和建设中的项目。我们预计，我们将在2020年为正在进行的项目提供更多的捐款。
基础差异
我们对未合并实体的投资比我们在这些实体净资产中所占的份额高出美元。349百万美元467分别为2019和2018年12月31日。这种基础差异包括在我们的综合资产负债表上的投资的账面价值中。可折旧或摊销资产的基础差异部分在相关资产的估计使用寿命内按直线摊销，这减少了我们综合业务报表中的“未合并实体的权益收益”。基础差额中商誉部分不摊销。2019年12月31日和2018年12月31日的基础差异大部分与我们对BridgeTex的所有权有关。
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未合并实体财务信息摘要
我们所有未合并实体的合并摘要财务资料见下表(百万)。我们所有未合并的实体都没有无控制权的利益。
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日 | | |
| 2019 | | 2018 |
| 流动资产 | $ | 652 | | | $ | 357 | |
| 非流动资产 | $ | 7,264 | | | $ | 4,861 | |
| 流动负债 | $ | 298 | | | $ | 170 | |
| 非流动负债 | $ | 26 | | | $ | 30 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日 | | | | |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| 收入 | $ | 1,469 | | | $ | 1,235 | | | $ | 938 | |
| 营业收入 | $ | 994 | | | $ | 824 | | | $ | 650 | |
| 净收益 | $ | 995 | | | $ | 824 | | | $ | 640 | |
附注10-其他长期资产净额
其他长期资产，除累计摊销外，包括下列资产(百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | (一九二零九年十二月三十一日) | | | | | | (2018年12月31日) | | | | |
| 估计有用
寿命(年份) | | 成本 | | 累积
摊销 | | 网 | | 成本 | | 累积
摊销 | | 网 |
| 客户合同和关系 | 1 – 20 | | $ | 1,134 | | | $ | (463) | | | $ | 671 | | | $ | 1,152 | | | $ | (413) | | | $ | 739 | |
| 物业税减免 | 7 – 13 | | 23 | | | (18) | | | 5 | | | 23 | | | (16) | | | 7 | |
| 其他协定 | 25 – 70 | | 42 | | | (11) | | | 31 | | | 34 | | | (8) | | | 26 | |
无形资产(1) | | | 1,199 | | | (492) | | | 707 | | | 1,209 | | | (437) | | | 772 | |
| 其他 | | | 152 | | | (1) | | | 151 | | | 144 | | | — | | | 144 | |
| 其他长期资产净额 | | | $ | 1,351 | | | $ | (493) | | | $ | 858 | | | $ | 1,353 | | | $ | (437) | | | $ | 916 | |
(1)我们将无形资产关于财产和设备的讨论，见注6。
当事件或情况表明账面价值可能无法收回时，对寿命有限的无形资产进行减值测试。在截至2019年12月31日的三年中，我们没有发现任何有限寿命无形资产的减值。
2019 2018年12月31日和2017年12月31日终了年度有限寿命无形资产的摊销费用为美元。76百万美元66百万美元54分别是百万。我们估计，今后五年与有限寿命无形资产有关的摊销费用如下(百万)：
| | | | | |
| 2020 | $ | 77 | |
| 2021 | $ | 73 | |
| 2022 | $ | 74 | |
| 2023 | $ | 69 | |
| 2024 | $ | 67 | |
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附注11-债务
债务包括以下(百万百万元)：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日，
2019 | | 十二月三十一日，
2018 |
| 短期债务 | | | |
商业票据，其加权平均利率为2.2% (1) | $ | 93 | | | $ | — | |
高级安全对冲库存工具，加权平均利率为2.7% (1) | 325 | | | — | |
| | | |
| 其他 | 86 | | | 66 | |
| 短期债务总额 | 504 | | | 66 | |
| | | |
| 长期债务 | | | |
| 高级注释： | | | |
2.60应于2019年12月到期的高级债券百分比(2) | — | | | 500 | |
5.75%高级债券应于2020年1月到期 | — | | | 500 | |
5.00应于2021年2月到期的高级债券 | 600 | | | 600 | |
3.65应于2022年6月到期的高级债券 | 750 | | | 750 | |
2.85高级债券%到期日期2023年 | 400 | | | 400 | |
3.85应于2023年10月到期的高级债券 | 700 | | | 700 | |
3.602024年11月到期的高级债券 | 750 | | | 750 | |
4.65%高级债券将于2025年10月到期 | 1,000 | | | 1,000 | |
4.50应于2026年12月到期的高级债券百分比 | 750 | | | 750 | |
3.55应于2029年12月到期的高级债券百分比 | 1,000 | | | — | |
6.70应于2036年5月到期的高级债券 | 250 | | | 250 | |
6.65应于2037年1月到期的高级债券 | 600 | | | 600 | |
5.15应于2042年6月到期的高级债券 | 500 | | | 500 | |
4.30应于2043年1月到期的高级债券 | 350 | | | 350 | |
4.70应于2044年6月到期的高级债券 | 700 | | | 700 | |
4.90应于2045年2月到期的高级债券 | 650 | | | 650 | |
| 未摊销的折扣和债务发行成本 | (61) | | | (59) | |
| 高级票据，扣除未摊销折扣和债务发行成本 | 8,939 | | | 8,941 | |
| 其他长期债务： | | | |
| | | |
Go区定期贷款，扣除债券发行成本$1和$2分别承担加权平均利率2.6%和3.1分别为% | 199 | | | 198 | |
| 其他 | 49 | | | 4 | |
| 长期债务总额 | 9,187 | | | 9,143 | |
债务总额(3) | $ | 9,691 | | | $ | 9,209 | |
(1)截至2019年12月31日，我们将这些商业票据和信贷安排借款归类为短期债券，因为这些票据和借款主要被指定为营运资本借款，必须在一年内偿还，主要用于对冲的NGL和原油库存以及NYMEX和ICE保证金存款。
(2)截至2018年12月31日，我们将我们的美元分类500百万2.60%高级债券应于2019年12月作为长期的基础上，我们的能力和意图再融资这些金额的长期基础上。
(3)我们的固定利率高级债券面值约为$。9.02019年12月31日和2018年12月31日达到10亿美元。我们估计，截至2019年12月31日和2018年12月31日，这些债券的总公允价值约为美元。9.3十亿美元8.6分别是十亿。我们的固定利率高级债券在机构间进行交易，这些交易通常由一家报告服务机构发布。我们的公允价值是根据报告的交易活动在接近年底的基础上确定的。
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本报告所述期间。我们估计，我们的信贷设施和商业票据计划下的未偿还借款的账面价值接近公允价值，因为利率反映了当前的市场利率。我们的高级票据、信贷设施、商业票据计划和Go区定期贷款的公允价值估计是基于可观察的市场数据，并被归入公允价值等级的第2级。
商业票据计划
我们有一个商业票据计划，根据这个计划，我们可以发行(并且在任何时候都有未偿还的)美元。3.0总计10亿美元的私人发行的无担保商业票据。这些票据由我们的高级无担保循环信贷机构和我们的高级有担保的对冲库存设施支持；因此，在我们的商业票据计划下的任何借款都会减少这些设施下的可用能力。
信贷协议
高级安全对冲库存设施。我们有一份信贷协议，提供一种有担保的高级套期保值库存工具，其承诺借款能力为美元。1.410亿美元，其中美元400有百万美元可用于签发信用证。如果获得更多或更多的贷款人承诺，该机制的承诺能力可能会增加到$。1.9十亿该基金的收益主要用于为购买或储存的对冲库存提供资金，包括NYMEX和ICE保证金存款。承付设施项下的此种债务由融资库存和相关应收账款担保，并从出售融资库存品的收益中偿还。在我们的选举中，借入利息是以欧元利率或基本利率为基础的，在每一种情况下，加上根据我们在适用的时间的信用评级计算的保证金。协议还规定一或更多一-年期延长，但须经适用的批准。在2019年8月，我们修改了这项协议，除其他外，将贷款期限延长到2022年8月。每个非扩展贷款人的到期日(代表约$的总承付款)。45承付款总额中的百万美元1.42021年8月。
高级无担保循环信贷机构。我们有一项信贷协议，规定高级无担保循环信贷设施，其承诺借款能力为$。1.6十亿在获得额外或增加的贷款人承付款的情况下，承付款能力可能会增加至$。2.1十亿信贷协议还规定签发信用证。借款应计利息，在我们的选举，根据欧洲货币利率，基准利率或加拿大最高利率，在每一种情况下，加上一个根据我们的信用评级在适用的时间的保证金。协议还规定一或更多一-年期延长，但须经适用的批准。在2019年8月，我们修改了这份协议，除其他外，将贷款期限延长到2024年8月。
Go区定期贷款.2018年8月，我们签订了一项协议二 $100百万定期贷款(“去地区定期贷款”)从我们的美元再销售100百万密西西比州商业金融公司海湾机会区工业发展收入债券(PAA天然气储存项目，L.P.项目)，2009年系列和我们的$100百万密西西比州商业金融公司海湾机会区工业发展收入债券(PAA天然气储存项目，L.P.项目)，2010年系列(统称为“GO债券”)。按照发行和管理GO债券所依据的GO债券的规定，GO区定期贷款按照相关GO债券应支付的利息计算利息。的购买者二Go区定期贷款有权将2023年7月的Go区定期贷款按面值发放。GO债券分别于2032年5月和2035年8月到期。
高级注释
我们的高级票据是由平原所有美国管道、L.P.和a联合发行的。100%拥有的合并金融子公司(两者均无独立资产或业务)，是此类实体的无担保高级债务，与发行人现有和未来的高级债务同等享有偿付权。如有选择，我们可在任何时间全部或不时赎回任何系列高级债券，在到期前，以有关高级债券的契约所述的赎回价格赎回。我们的高级票据没有得到我们的任何子公司的担保。
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高级债券发行
下表概述了我们在截至2019年12月31日的三年内发行的高级无担保票据(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 年 | | 描述 | | 成熟期 | | 面值 | | 利息支付日期 |
| 2019 | | 3.55发行的高级债券百分比99.801面值% | | 2029年12月 | | $ | 1,000 | | | 六月十五日及十二月十五日 |
在截至2018年12月31日或2017年12月31日的年份里，我们没有发行任何高级无担保债券。
高级债券偿还款。 在截至2019年12月31日的三年内，我们偿还了下列高级无担保票据(百万美元)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 年 | | 描述 | | 还款日期 | | |
| 2019 | | $500百万2.60应于2019年12月到期的高级票据% | | 2019年11月 | | (1) |
| 2019 | | $500百万5.75高级债券%应于2020年1月到期 | | 2019年12月 | | (1) |
| | | | | | |
| 2017 | | $400百万6.13高级债券%应于2017年1月到期 | | 2017年1月 | | (2) |
| 2017 | | $600百万6.50应于2018年5月到期的高级票据% | | 2017年12月 | | (2) (3) |
| 2017 | | $350百万8.75高级债券%应于2019年5月到期 | | 2017年12月 | | (2) (3) |
(1)我们用我们的收益偿还了这些高级票据。3.552019年9月发行的高级债券和手头现金的百分比。
(2)我们用手头现金偿还这些高级票据，并根据我们的信贷设施和商业票据计划从借款中获得收益。
(3)随着这些高级债券的早期赎回，我们发现损失约为美元。40百万，记入我们的综合业务报表中的“其他收入/(费用)净额”。
到期日
截至2019年12月31日，我们的高级债券及Go zone期贷款的加权平均期限约为11好几年了。下表列出未来五年及其后按合约安排的此类高级债券及转易区定期贷款的总期限。所列数额不包括未摊销的折扣和债务发行费用。
| | | | | | | | |
| 日历年 | | 付款 (单位：百万) |
| 2020 | | $ | — | |
| 2021 | | $ | 600 | |
| 2022 | | $ | 750 | |
| 2023 | | $ | 1,300 | |
| 2024 | | $ | 750 | |
| 此后 | | $ | 5,800 | |
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契诺及遵从性
我们的循环信贷设施的信贷协议(这影响了我们进入商业票据项目的能力，因为它们提供了支持我们短期信用评级的金融支持)和我们的定期贷款和管理我们高级债券的契约包含了交叉违约条款。我们的信用协议禁止在任何违约或违约事件持续的情况下，宣布或支付发行，或购买或赎回单位。此外，这些协定还载有各种限制我们能力的公约，其中包括：
•授予某些财产的留置权；
•负债，包括融资租赁；
•大量出售我们的所有资产，或进行合并或合并；
•与联营公司进行某些交易；以及
•签订某些繁琐的协议。
我们的高级无担保循环信贷安排、高级有担保的对冲库存安排和围棋区定期贷款的信贷协议将控制权的变更视为违约事件，并要求我们保持债务与EBITDA的覆盖率，而按尾随的四季度计算，这一比率将不超过5.00至1.00(或5.50对收购期内的所有未偿债务(通常指收购后的三个财政季度)为1美元至1美元(一般指收购后的三个财政季度)150(百万)。为符合公约的目的，合并的EBITDA可能包括某些调整，包括物质项目和某些非经常性开支的调整。此外，在计算债务覆盖率时，不包括为对冲库存和保证金要求提供资金的信用证和借款。
我们的信用协议或契约下的违约将允许放款人加速未偿债务的到期。只要我们遵守信贷协议中的规定，我们分配现金的能力就不受限制。截至2019年12月31日，我们遵守了信用协议和契约中所载的契约。
借款和偿还
截至12月31日2019 2018年及2017年12月31日止，我们信贷设施及商业票据计划的借款总额约为$。13.3十亿美元45.4十亿美元60.8分别是十亿。根据我们的信贷设施和商业票据计划，还款总额约为$。12.9十亿美元46.3十亿美元61.52019、2018年和2017年12月31日终了的年度分别为10亿美元。借款和还款总额的差异受到各种业务和财务因素的影响，包括但不限于一般伙伴关系借款活动的时间、平均期限和方法。
信用证
关于我们的供应和物流活动，我们向某些供应商提供不可撤销的备用信用证，以确保我们购买和运输原油、NGL和天然气的义务。这些信用证是在我们的高级无担保循环信贷设施和我们的高级有担保的对冲库存工具下签发的，我们在购买原油、NGL或天然气的月份的资产负债表中记录了与这些购买义务有关的负债。一般来说，这些信用证是在最多不超过一段时间内签发的。七十天并在每笔交易完成后终止。此外，我们还签发信用证，以支持保险项目、衍生交易(包括对冲相关保证金义务)和建设活动。在2019年12月31日和2018年12月31日，我们收到了美元的未付信用证。157百万美元184分别是百万。
债务发行成本
与发行高级债券有关的费用记作相关债务负债的直接扣减，并在相关债务期限内采用直线法摊销。直线法的使用与摊销的“有效利息”法没有很大区别。
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附注12-合伙人的资本与分配
单位杰出
截至2019年12月31日，合伙人的资本包括未偿还的共同单位和代表我们有限合伙人利益的A系列和B系列优先单位，这使合伙人有权参与分配，并行使我们合伙协议中概述的其他权利或特权。我们的普通合伙人对我们有非经济利益。
系列A优选单元
我们的A系列优先股是在2016年以美元的价格私募发行的。26.25每单位(发行价格)。A系列优先股代表我们有限合伙人的权益，与我们的B系列优先股并列，在流通权和清算权利方面高于我们的共同单位和其他类别或系列的股权证券。A系列优先单位的持有者获得累积季度分配，但须按惯例进行反稀释调整，相当于$0.525单位(美元)2.10按年计算)。
持有者可以将他们的A系列优先单位转换为通用单位，通常是在一-按比例计算，并在任何时候、全部或部分按惯例进行反稀释调整，但须符合某些最低折算金额(每季度不得超过一次)。我们可以在任何时间(但不超过每季度一次)，全部或部分地将A系列优先单位转换为公用单位，但前提是我们共同单位的收盘价高于一定的最低折算金额。150上述发行价格的百分比20交易日：A系列优先单位与我们的共同单位按转换后的方式投票，并对我们的合伙协议的任何修正有某些其他类别的表决权，这会对A系列优先单位的任何权利、优惠或特权产生不利影响。此外，在涉及改变控制的某些情况下，A系列优先单位的持有者除其他可能的选举外，可选择按照当时适用的换算率将A系列优先单位转换为共同单位。
一段时间内30在(A)2016年1月28日发行日期(“发行日期”)(A系列优先股发行日期)五周年和(B)发行日期以后的每一个周年纪念日之后的几天，A系列优先股的持有者可按多数票作出决定一-时间选择，将A系列优先单位分配率重置为当时适用的10年期美国国库券加5.85%(“首选分配率重置选项”)。首选分配率重置选项被视为嵌入式派生项。有关更多信息，请参见注13。如果A系列优先股的持有者已行使优先分配费率重置选项，则在下列任何时候30在发行日期六周年后的几天，我们可以赎回所有或部分尚未发行的A系列优先股，以换取现金、公共单位(价值为95在我们的合伙协议所规定的交易日期间，我们共同单位的体积加权平均价格的百分比)，或现金和公共单位的组合，其赎回价格等于110发行价格的百分比，加上任何应计和未付的分配。
B系列优先单元
我们的B系列固定浮动汇率累计可赎回永久优先股代表有限合伙人在我们的利益(“B系列优先单位”)于2017年发行，价格为美元。1,000按单位计算，详见下文-发行单位。我们的B系列优先股代表我们的永久权益，它们没有规定的到期日或强制赎回日期，在任何情况下都不能由持有人选择赎回。B系列优先股的持有者一般没有表决权，但以下方面的表决权有限除外：(一)对我们的伙伴关系协议可能作出的修正，对B系列优先单位的现有优惠、权利、权力或职责产生重大不利影响；(二)如果在当时未偿还的B系列优先股上应付的累积分配款项拖欠，(三)建立或发行任何高级证券，以及(四)向资本剩余的普通大学支付分配款，则设立或发行任何平价证券。B系列优先单位的等级，关于在清算活动中分配和应付数额的支付，与我们未偿的A系列优先单位和高于我们共同单位的数额相同。
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B系列优先单位的清算偏好为$1,000每个单位。我们B系列优先单位的持有者有权在我们的普通合伙人为此目的从法律上可得的资金中申报时，在适用的情况下，每半年或每季度累积现金分配。B系列优先股的发行累计于原发行日期2017年10月10日，从5月15日和11月15日至2022年11月15日至2022年11月15日止每半年支付一次，2022年11月15日以后每季度在每年2月15日、5月、8月和11月的第15天拖欠。从2017年10月10日起至2022年11月15日(但不包括在内)的B系列优选机组的初始分配率为6.125单位单位每年的现金结算优惠百分比(相等于每单位$)61.25(每年每单位)。在2022年11月15日及以后，B系列优先股的分配将在每一分配期累积，按相当于B系列3个月libor(按照我们第七次修订和恢复的有限合伙协议的定义和计算)的清算优惠的百分比计算)，另加差额。4.11%.
当发生某些评级机构事件时，我们可以赎回B系列优惠单位，全部但不部分，价格为$1,020 (102(按B系列优先单位计算)，另加相等于所有累积及未付分配予赎回日期的款项，不论是否已申报，但不包括赎回日期。此外，在2022年11月15日或该日后的任何时间，我们可选择全部或部分赎回B系列优惠单位，赎回价为$1,000每B系列优惠单位另加一笔款额，相等于所有累积及未付款项，以供赎回日期(不论是否已申报)，但不包括在内。
下表列出了我们喜欢的和共同的单位的活动情况：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 有限合伙人 | | | | |
| 系列A 优选单位 | | 系列B
优选单位 | | 公用单位 |
| 截至2016年12月31日止未缴 | 64,388,853 | | | — | | | 669,194,419 | |
| | | | | |
A系列优先单元与实物分配有关的问题 | 5,307,689 | | | — | | | — | |
| B系列优惠单位的销售 | — | | | 800,000 | | | — | |
| 共同单位的销售 | — | | | — | | | 54,119,893 | |
与收购优势合资企业权益有关的共同单位的发行(注7) | — | | | — | | | 1,252,269 | |
股票指数化补偿计划下普通股的发行 | — | | | — | | | 622,557 | |
| 2017年12月31日未缴 | 69,696,542 | | | 800,000 | | | 725,189,138 | |
| | | | | |
发行与实物分配有关的A系列优先单位 | 1,393,926 | | | — | | | — | |
股票指数化补偿计划下普通股的发行 | — | | | — | | | 1,172,786 | |
| 截至2018年12月31日未缴 | 71,090,468 | | | 800,000 | | | 726,361,924 | |
| | | | | |
股票指数化补偿计划下普通股的发行 | — | | | — | | | 1,666,652 | |
| 截至2019年12月31日未缴 | 71,090,468 | | | 800,000 | | | 728,028,576 | |
发行单位
B系列优先股发放
2017年10月10日，我们发布了800,000B系列优惠单位，价格为$1,000每个单位。我们用了美元的净收益788百万元，扣除承保人的折扣和提供费用后，从B系列优先单位的发行中扣除，以偿还我们信贷设施和商业票据计划下的未偿款项，并用于一般合伙目的。
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共同股的通知
共同单位的销售。 我们做了在截至2019年12月31日或2018年12月31日的年度内不进行任何公用单元的销售。下表汇总了我们在2017年12月31日终了年度的共同单位销售情况(净收入以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 年 | | 供方类型 | | 发出公用单位 | | 净收益(1) | |
| 2017 | | 连续发行计划 | | 4,033,567 | | | $ | 129 | | (2) |
| 2017 | | 总括协议(3) | | 50,086,326 | | (4) | 1,535 | | |
| 2017年共计 | | | | 54,119,893 | | | $ | 1,664 | | |
(1)数额扣除与提供有关的费用。
(2)我们付了美元1在截至2017年12月31日的年度内，根据我们的持续发售计划，向销售代理提供与通用单元发行有关的百万美元。
(3)根据平原各实体于2016年11月15日签署的“总括协议”，PAGP利用出售PAGP A类股票的净收益，扣除销售代理的佣金和提供费用后，从AAP购买若干AAP单位，这些单位相当于在这种发行中出售的PAGP A级股票的数量，其价格相当于这种发行的净收益。此外，根据“总括协定”，在这种购买和出售之后，AAP立即使用从出售AAP单位中获得的净收益向我们购买同等数量的共同单位。
(4)包括(1)大约1.8与PAGP在其持续发行计划下发行的A类股票有关而向AAP发行的100万个普通股；和(Ii)48.3与PAGP 2017年3月的承销相关，向AAP发行了100万套普通股。
为获得的AAP B级单位发放通用单位。在截至2019年12月31日和2018年12月31日的这几年中，根据平原各实体于2016年11月15日签署的“总括协议”，我们发布了232,425和559,649共同单位，分别到AAP的B类单位的AAP成为赢得。
分布
根据我们的合伙协议，在向我们优秀的优先单位的持有者分发后，我们将剩余的可用现金分配给记录在案的普通会员。45每个季度结束后的几天。可用现金一般定义为每个季度结束时我们手头的所有现金和现金等价物，减去我们的普通合伙人为未来需求酌情确定的准备金。我们的可用现金还包括本季度结束后借入的现金。
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优选单元分配
下表详细说明了在提交报告的年份(单位数据除外，以百万计)支付给我们的首选单元组学生的分布情况：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 系列A首选Unitholders | | | | | 系列B首选Unitholders |
| | 分布(1) | | | | | 现金 分布(2) |
| 年 | | 现金 | | 单位 | | | |
| 2019 | | $ | 149 | | | — | | | | $ | 49 | |
| 2018 | | $ | 112 | | | 1,393,926 | | | | $ | 49 | |
| 2017 | | $ | — | | | 5,307,689 | | | | $ | 5 | |
(1) 我们选择在我们的A系列优先股上支付额外的A系列优先股，从发行到2018年2月，每季度发行一次。自2018年5月以来，我们的A系列优先股的分配一直是以现金支付的。2018年和2017年，我们发行了更多的A系列优先单元，以代替现金分配美元37百万美元139分别是百万。
(2) 我们于2017年11月15日向2017年11月1日营业结束时的记录保持者支付了在B系列优先股上按比例进行的初步分配，金额约等于美元。5.9549每个单位。
在2020年2月14日，我们支付了现金分配美元。37百万给我们的A系列优等生。截至2019年12月31日，这一数额应计为我们综合资产负债表上“其他流动负债”中的应付分配额。2019年12月31日，大约$6我们综合资产负债表中的“其他流动负债”包括了应付给我们B系列优先单元组的应计应计分配额。
共同股分配
下表详细列出了在所列年份内支付给普通大学学生的分布情况(单位数为百万，单位数据除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 支付分配额 | | | | | | | 分配/分配 通用单元 |
| 年 | | 公众 | | AAP | | 共计 | | | |
| 2019 | | $ | 632 | | | $ | 372 | | | $ | 1,004 | | | | $ | 1.38 | |
| 2018 | | $ | 532 | | | $ | 339 | | | $ | 871 | | | | $ | 1.20 | |
| 2017 | | $ | 849 | | | $ | 537 | | | $ | 1,386 | | | | $ | 1.95 | |
在2020年1月8日，我们宣布现金分配为美元。0.36每个单位都是我们优秀的公共单位。分配总额$262在2020年1月31日营业结束时，从2019年10月1日到2019年12月31日这段时间内，有100万美元被支付给了有记录的单元组。在这个数额中，大约$90向AAP支付了100万美元。
收入分配
我们通过应用合伙协议中的分配方法，为合伙人的资本列报目的分配净收入。净收入分配100%给我们的普通会员，在实施分配现金分配给我们的A系列优先单位和保证付款可归因于我们的B系列首选单元组。根据我们的合伙协议，我们的A系列优先会员不为合伙人的资本列报目的分配实物收入。
为确定每个共同单位的基本和稀释净收入，收入按FASB计算单位收入指南的规定分配，包括扣除公共单位可用于分配的收入(无论是以现金还是实物支付)，用于我们的A系列和B系列优先单位。详情见附注4。
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子公司非控股权益
在2019年5月，我们成立了一个合资企业，红河管道有限公司(“红河有限责任公司”)，与Delek物流伙伴，LP(“Delek”)在我们的红河管道系统。我们收到了大约$128百万美元给Delek‘s33对红河股份有限责任公司的兴趣%。我们在控制的基础上合并了红河有限责任公司，德雷克公司33%利息为非控制权益。
在2017年第四季度，我们出售了SLC管道有限责任公司，在此之前我们拥有75利息%，按公认会计原则合并。作为这次出售的结果，.的非控制性利益.25%被去识别。2018年12月31日或2017年12月31日，我们在子公司中没有任何非控股权。有关SLC管道有限责任公司销售的更多信息，请参见附注7。
附注13-衍生工具和风险管理活动
我们确定核心业务活动的风险，并在确定这些风险有价值时使用风险管理策略来减轻这些风险。我们的政策是使用衍生工具进行风险管理，而不是为了投机碳氢化合物商品(这里称为“商品”)价格变化。我们使用各种衍生工具来管理我们对(I)商品价格风险的风险敞口，以及优化我们的利润，(Ii)更高的利率风险及(Iii)货币汇率风险：我们的商品价格风险管理政策及程序旨在监察我们的衍生头寸，以及实物数量、等级、地点、交货期及贮存容量，以确保我们的对冲活动能应付我们的风险。我们的利率及货币汇率风险管理政策及程序，旨在监察我们的衍生头寸，并确保这些头寸符合我们的目标及获批准的策略。 当我们应用套期保值会计时，我们的政策是正式记录对冲工具和对冲项目之间的所有关系，以及我们进行对冲的风险管理目标。这一过程包括套期保值工具和套期保值交易的具体识别、被套期保值风险的性质以及如何评估套期保值工具的有效性。 在套期保值关系开始时，我们评估所使用的衍生工具在抵消预期套期保值交易的现金流变化方面是否非常有效。在整个套期保值关系中，追溯和预期的套期保值效果都是定性的。
商品价格风险对冲
我们的核心业务活动涉及以各种方式管理的与商品价格有关的风险，包括使用衍生工具，我们的政策是：(一)只购买我们有销售市场的库存；(二)制定销售合同的结构，使价格波动不会对我们的营业收入产生重大影响；(三)不获取和持有实物库存或衍生产品，以投机商品价格的变化。我们的业务活动中固有的物质商品相关风险可分为以下几类：
商品买卖-在正常运作过程中，我们买卖商品。我们使用衍生工具管理相关风险和优化利润。截至2019年12月31日，与这些活动有关的净衍生头寸包括：
•净多头头寸10.2与我们购买的原油相关的100万桶原油，在2020年1月期间迅速放开，以与月平均价格相匹配。
•净短时差位9.0百万桶，对冲了我们预计的原油租赁的一部分，收集购买到2021年2月。
•原油净基差位5.9到2021年12月，在多个地点有100万桶石油。这些导数使我们能够锁定等级基础差。
•净空头头寸17.9截至2021年12月的百万桶原油和NGL库存的预期净销售。
存储容量利用-就分配给我们的供应和物流业务的能力而言，我们在落后的市场结构中存在利用风险。截至2019年12月31日，我们使用衍生产品来管理我们的部分存储容量将无法被利用的风险(平均约为1)。1.2至2021年1月，每月储水量达百万桶)。这些头寸不涉及直接的价格敞口，而是使我们能够盈利地利用储存对冲原油的能力。
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天然气加工/NGL分馏-我们购买天然气是为了满足加工和运营需要。此外，我们购买NGL混合物进行分馏，并销售由此产生的个别规格产品(包括乙烷、丙烷、丁烷和凝析水)。在这些活动中，我们对冲与购买天然气和随后销售个别规格产品有关的价格风险。下表汇总了截至2019年12月31日我们用于对冲与天然气加工和NGL分拆活动有关的预期购买和销售价格风险的开放式衍生品头寸。
| | | | | | | | | | | |
| 概念体积
(短)/长 | | 剩余男高音 |
| 天然气采购 | 46.4bcf | | 2022年12月 |
| 丙烷销售 | (3.8)MMbls | | 2021年3月 |
| 丁烷销售 | (1.9)MMbls | | 2021年3月 |
| 凝结水销售(WTI位置) | (0.7)MMbls | | 2021年3月 |
| | | |
供电要求(1) | 1.0TWH | | 2022年12月 |
(1)我们在加拿大天然气加工厂和分馏厂的电力位置，以对冲我们的部分电力供应需求。
符合衍生产品定义但不符合或未指定用于正常购买和正常销售范围例外情况的实物商品合同按公允价值记录在资产负债表上，公允价值的变动在收益中确认。我们已经确定，实质上我们所有的实物商品合同都符合正常购买和正常销售范围例外的条件。
利率风险对冲
我们使用利率衍生工具来对冲由于债务发行而发生的与利息支付相关的基准利率，我们用来管理这一风险的衍生工具包括远期启动利率互换和国库锁。这些衍生工具被指定为现金流对冲工具。因此，公允价值的变化在AOCI中被推迟，并被重新归类为利息费用，因为我们承担与基础债务相关的利息费用。
下表概述截至2019年12月31日我们未清利率衍生工具的条款(名义金额(百万))：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 套期交易 | | 的数量和类型 使用的衍生产品 | | 概念 金额 | | 预期 终止日期 | | 平均速率锁定 | | 会计学 治疗 |
| 预期利息付款 | | 8远期启动互换 (30-年份) | | $ | 200 | | | 6/15/2020 | | 3.06 | % | | 现金流对冲 |
货币汇率风险对冲
由于我们加拿大业务的很大一部分是在CAD中进行的，所以我们使用外币衍生品来最小化汇率不利变化的风险，这些工具包括外汇合约、远期和期权。
我们对外币衍生工具的使用包括：(I)我们用来对冲货币兑换风险的衍生工具，这些衍生工具是利用以美元计价的商品衍生工具来对冲与CAD计价的商品买卖有关的商品价格风险，以及(Ii)我们用来管理加拿大商业现金需求的外汇交易合约。
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下表汇总了截至2019年12月31日的开放式远期外汇合约(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 美元 | | 计算机辅助设计 | | 平均汇率 美元转CAD |
| 将CAD兑换美元的远期外汇合同： | | | | | | | |
| 2020 | | $ | 202 | | | $ | 266 | | | $1.00 - $1.31 |
| | | | | | | |
| 将美元兑换为CAD的远期外汇合同： | | | | | | | |
| 2020 | | $ | 207 | | | $ | 274 | | | $1.00 - $1.32 |
优先分配率重置选项
如果嵌入的衍生产品的经济特性和风险与宿主合同的经济特性和风险不明确和密切相关，则嵌入合同中不符合衍生产品整体定义的衍生产品特征必须分叉并单独核算。我们系列的优先分配利率重置选项是一种嵌入的衍生产品，必须从相关的主机合同、我们的合伙协议中分叉，并以公允价值记录在我们的综合资产负债表上。公允价值的相应变化在我们的综合业务报表中确认为“其他收入/(费用)净额”。有关我们的A系列首选单元和首选分配率重置选项的附加信息，请参见注12。
财务影响摘要
我们将资产负债表上所有未公开的衍生品记录为以公允价值计量的资产或负债。除非符合特定的对冲会计标准，否则衍生品公允价值的变化目前在收益中得到确认。 对于被指定为现金流套期保值的衍生品，公允价值的变化在AOCI中被推迟，在基础对冲交易在收益中被确认的期间在收益中被确认为收益。未指定为套期保值工具的衍生品和不符合套期会计资格的衍生品在每个期间的收益中都得到确认。与我们衍生活动有关的现金结算与我们的现金流动综合报表中的相关套期保值项目属于同一类别。
我们在收益中确认的衍生工具的影响摘要如下(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年12月31日止的年度 | | | | | | | | |
| 平均增益/(损失)的位置 | | 商品
衍生物 | | 外币衍生工具 | | 优选分布
速率复位
期权 | | 利率衍生工具 | | 共计 |
供应和物流部门收入(1) | | $ | 310 | | | $ | 8 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 318 | |
外地业务费用(1) | | 14 | | | — | | | — | | | — | | | 14 | |
利息费用，净额(2) | | — | | | — | | | — | | | (9) | | | (9) | |
其他收入/(费用)净额(1) | | — | | | — | | | 2 | | | — | | | 2 | |
在净收益中确认的衍生产品的总收益/(损失) | | $ | 324 | | | $ | 8 | | | $ | 2 | | | $ | (9) | | | $ | 325 | |
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2018年12月31日 | | | | | | | | |
| 平均增益/(损失)的位置 | | 商品
衍生物 | | 外币衍生工具 | | 优选分布
速率复位
期权 | | 利率衍生工具 | | 共计 |
供应和物流部门收入(1) | | | $ | 150 | | | $ | (23) | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 127 | |
外地业务费用(1) | | | (2) | | | — | | | — | | | — | | | (2) | |
利息费用，净额(2) | | | — | | | — | | | — | | | (5) | | | (5) | |
其他收入/(费用)净额(1) | | | — | | | — | | | (14) | | | — | | | (14) | |
在净收益中确认的衍生产品的总收益/(损失) | | | $ | 148 | | | $ | (23) | | | $ | (14) | | | $ | (5) | | | $ | 106 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2017年12月31日终了年度 | | | | | | | | |
| 平均增益/(损失)的位置 | | 商品
衍生物 | | 外币衍生工具 | | 优先分配率重置选项 | | 利率衍生工具 | | 共计 |
供应和物流部门收入(1) | | $ | (188) | | | $ | 8 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | (180) | |
外地业务费用(1) | | (10) | | | — | | | — | | | — | | | (10) | |
折旧和摊销(2) | | (3) | | | — | | | — | | | — | | | (3) | |
利息费用，净额(2) | | — | | | — | | | — | | | (18) | | | (18) | |
其他收入/(费用)净额(1) | | — | | | — | | | 13 | | | — | | | 13 | |
在净收益中确认的衍生产品的总收益/(损失) | | $ | (201) | | | $ | 8 | | | $ | 13 | | | $ | (18) | | | $ | (198) | |
(1)未指定为对冲的衍生品。
(2)套期保值关系中的衍生产品。
下表按毛额汇总了截至2019年12月31日的综合资产负债表衍生资产和负债(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 未指定为套期保值工具的衍生工具 | | | | | | | | | | |
| 资产负债表定位 | | 商品
衍生物 | | 外币衍生工具 | | 优先分配率重置选项 | | 共计 | | 利率衍生工具(1) | | 总衍生产品 |
| 衍生资产 | | | | | | | | | | | | |
其他流动资产 | | $ | 179 | | | $ | 4 | | | $ | — | | | $ | 183 | | | $ | — | | | $ | 183 | |
| 其他长期资产净额 | | 24 | | | — | | | — | | | 24 | | | — | | | 24 | |
| | | | | | | | | | | | |
其他流动负债 | | 32 | | | — | | | — | | | 32 | | | — | | | 32 | |
| 衍生资产总额 | | $ | 235 | | | $ | 4 | | | $ | — | | | $ | 239 | | | $ | — | | | $ | 239 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 衍生负债 | | | | | | | | | | | | |
其他流动资产 | | $ | (37) | | | $ | (2) | | | $ | — | | | $ | (39) | | | $ | — | | | $ | (39) | |
其他长期资产净额 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
其他流动负债 | | (56) | | | (1) | | | — | | | (57) | | | (44) | | | (101) | |
其他长期负债和递延信贷 | | (12) | | | — | | | (34) | | | (46) | | | — | | | (46) | |
| 衍生负债总额 | | $ | (105) | | | $ | (3) | | | $ | (34) | | | $ | (142) | | | $ | (44) | | | $ | (186) | |
(1)套期保值关系中的衍生产品。
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下表按毛额汇总了截至2018年12月31日的综合资产负债表衍生资产和负债(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 未指定为套期保值工具的衍生工具 | | | | | | | | | | |
| 资产负债表定位 | | 商品
衍生物 | | 外币衍生工具 | | 优先分配率重置选项 | | 共计 | | 利率衍生工具(1) | | 总衍生产品 |
| 衍生资产 | | | | | | | | | | | | |
其他流动资产 | | $ | 441 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 441 | | | $ | 2 | | | $ | 443 | |
| 其他长期资产净额 | | 34 | | | — | | | — | | | 34 | | | — | | | 34 | |
其他长期负债和递延信贷 | | 3 | | | — | | | — | | | 3 | | | — | | | 3 | |
| 衍生资产总额 | | $ | 478 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 478 | | | $ | 2 | | | | $ | 480 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 衍生负债 | | | | | | | | | | | | |
其他流动资产 | | $ | (182) | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | (182) | | | $ | — | | | $ | (182) | |
其他长期资产净额 | | (7) | | | — | | | — | | | (7) | | | — | | | (7) | |
其他流动负债 | | (10) | | | (9) | | | — | | | (19) | | | (1) | | | (20) | |
其他长期负债和递延信贷 | | (9) | | | — | | | (36) | | | (45) | | | (8) | | | (53) | |
| 衍生负债总额 | | $ | (208) | | | $ | (9) | | | $ | (36) | | | $ | (253) | | | $ | (9) | | | $ | (262) | |
(1)套期保值关系中的衍生产品。
我们的金融衍生品，用于对冲风险，通过ISDA主协议和清算经纪协议进行管理。这些协议包括关于在我们或我们的对手方不履行履约义务时的抵销权的规定。如果发生违约，双方均有权将应付净额和应收款项纳入双方之间的单一净结算。
我们的会计政策是，在存在主净结算安排时，我们的会计政策是抵消与同一交易对手一起执行的衍生资产和负债。因此，我们还以与现金保证金相关的数额抵消衍生资产和负债。我们的交易所交易衍生品通过清算经纪账户进行交易，并受各自交易所设定的保证金要求的限制。我们的账户权益(包括现金余额之和和开放式衍生品的公允价值)与我们最初的保证金要求进行了比较，从而导致了变更保证金的支付或返还。 下表列出了我们的应收帐款净额/(应付账款)的组成部分：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | (一九二零九年十二月三十一日) | | (2018年12月31日) |
| 初始裕度 | | $ | 73 | | | $ | 95 | |
| 张贴/(返回)变动幅度 | | (45) | | | (91) | |
| 信用证 | | (73) | | | (84) | |
| 应付经纪人净额 | | $ | (45) | | | $ | (80) | |
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下表列出了受冲抵的衍生金融资产和负债的信息，包括可强制执行的主净结算安排(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (一九二零九年十二月三十一日) | | | | | (2018年12月31日) | | |
| 导数
资产头寸 | | 导数
负债状况 | | | 导数
资产头寸 | | 导数
负债状况 |
| 净额调整数： | | | | | | | | |
| 总头寸-资产/(负债) | $ | 239 | | | $ | (186) | | | | $ | 480 | | | $ | (262) | |
| 净调整 | (71) | | | 71 | | | | (192) | | | 192 | |
| 已支付/(收到)现金担保品 | (45) | | | — | | | | (80) | | | — | |
| 净资产/(负债) | $ | 123 | | | $ | (115) | | | | $ | 208 | | | $ | (70) | |
| | | | | | | | |
| 资产负债表调整净额后的位置： | | | | | | | | |
| 其他流动资产 | $ | 99 | | | $ | — | | | | $ | 181 | | | $ | — | |
| 其他长期资产净额 | 24 | | | — | | | | 27 | | | — | |
| 其他流动负债 | — | | | (69) | | | | — | | | (20) | |
| 其他长期负债和递延信贷 | — | | | (46) | | | | — | | | (50) | |
| $ | 123 | | | $ | (115) | | | | $ | 208 | | | $ | (70) | |
截至2019年12月31日，净亏损为美元。259在AOCI中递延百万美元。AOCI中记录的递延净亏损预计将重新归类为未来收益，同时(1)确认基础对冲商品交易的收益，或(2)与相关债务工具有关的利息费用应计额。在AOCI于2019年12月31日递延的总净亏损中，我们期望将净亏损重新归类为$。10未来12个月的收入为百万美元。我们估计，大部分剩余的递延损失将在2050年前重新归类为收益，因为基础对冲交易会影响收益。这些数额中有一部分是根据截至2019年12月31日的市场价格计算的；因此，重新分类的实际数额将有所不同，并可能因市场条件的变化而发生重大变化。
下表汇总了AOCI中确认的衍生产品未实现净损益(百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日 | | | | |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| 利率衍生品，净额 | $ | (91) | | | $ | 38 | | | $ | (16) | |
| | | | | |
截至2019年12月31日和2018年12月31日，我们尚未上市的衍生品中，没有一种包含与信用风险相关的或有特征，这将对我们信用评级的任何变化产生重大不利影响。尽管我们可能被要求为上述已清算衍生品提供保证金，但我们不要求我们的未清算衍生品对手方向我们提供抵押品。
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经常性公允价值计量
衍生金融资产和负债
下表按公允价值等级中的级别列出按公允价值定期入账的金融资产和负债(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年12月31日的公允价值 | | | | | | | | | 2018年12月31日的公允价值 | | | | | | |
经常性商品公允价值计量(1) | | 一级 | | 二级 | | 三级 | | 共计 | | | 一级 | | 二级 | | 三级 | | 共计 |
| 商品衍生产品 | | $ | 42 | | | $ | 105 | | | $ | (17) | | | $ | 130 | | | | $ | 171 | | | $ | 87 | | | $ | 12 | | | $ | 270 | |
| 利率衍生工具 | | — | | | (44) | | | — | | | (44) | | | | — | | | (7) | | | — | | | (7) | |
| 外币衍生工具 | | — | | | 1 | | | — | | | 1 | | | | — | | | (9) | | | — | | | (9) | |
优先分配率重置选项 | | — | | | — | | | (34) | | | (34) | | | | — | | | — | | | (36) | | | (36) | |
| 衍生资产/(负债)净额共计 | | $ | 42 | | | $ | 62 | | | $ | (51) | | | $ | 53 | | | | $ | 171 | | | $ | 71 | | | $ | (24) | | | $ | 218 | |
(1)衍生资产和负债按净额列报，但不包括相关现金保证金存款。
一级
公允价值等级的第一级包括交易所交易的大宗商品衍生品和期货和掉期等场外商品合约。交易所交易商品衍生品和场外商品合约的公允价值是基于活跃市场中未经调整的报价。
2级
公允价值等级的第二级包括交易所清算的商品衍生品和场外商品、利率和外币衍生品，它们在可观察的市场上交易，交易量和交易频率都低于活跃市场。此外，它还包括某些实物商品合同。这些衍生品的公允价值得到了市场可观察的投入的证实。
三级
公允价值等级的第3级包括某些实物商品和其他合同、场外期权和我们伙伴关系协议中包含的优先分配费率重置选项，该选项被归类为嵌入的衍生产品。
我们的3级实物商品和其他合同以及场外期权的公允价值是基于使用重要的时间估计的估值模型，其中涉及管理判断，以及来自可观测和不可观测市场的投入的定价，与活跃市场相比，其交易量和交易频率较低。与这些估计数和投入的重大偏差可能导致公允价值发生重大变化。我们在我们的综合业务报表中报告了与这些合同有关的未实现损益，作为供应和后勤部门的收入。
我们的合伙协议所包含的嵌入衍生产品特征的公允价值是基于一种估值模型，该模型估计带有和不具有优先分配率重置选项的A系列优先单元的公允价值。这个模型包含投入，包括我们的共同单价、十年期美国国债利率、违约概率和时间估计，其中有些涉及管理层的判断。这些投入的重大变化可能导致公允价值发生实质性变化，使这种嵌入的衍生产品特征发生变化。我们在“其他收入/(费用)净额”的综合业务报表中报告了与这种嵌入的衍生产品有关的未实现损益。
在公允价值层次之间发生任何转移的情况下，我们的政策是在报告所述期间开始时反映这些转移。
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3级资产净额/(负债)
下表对我们被列为第3级的衍生产品的期初和期末余额的公允价值变化进行了核对(以百万计)：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日 | | |
| 2019 | | 2018 |
| 期初余额 | $ | (24) | | | $ | (30) | |
| 收入所列期间的净收益/(亏损) | 10 | | | (13) | |
| 安置点 | (11) | | | 7 | |
| 在此期间订立的衍生工具 | (26) | | | 12 | |
| 期末余额 | $ | (51) | | | $ | (24) | |
| | | |
本期终了时仍持有的与三级衍生品有关的收益中未实现损益的变化 | $ | (16) | | | $ | (1) | |
附注14-租赁
承租人
2019年1月1日，我们通过了话题842，租赁，采用可选的过渡方法，从而在生效日期适用新的指南，而不调整比较期。因此，从2019年1月1日以后开始的报告期的结果列在专题842下，而前期数额不作调整，继续按照ASC专题840下的历史会计报告，租赁(“专题840”)。我们评估在通过主题842之后签订或修改的所有协议，这些协议向我们传达了一段时间内财产或设备的使用情况，以确定该协议是否是或包含租赁。我们以不可取消和可取消的经营和融资租赁方式租赁某些财产和设备。我们的经营租赁主要涉及铁路车辆、办公空间、土地、车辆和储油罐，我们的融资租赁主要涉及拖拉机拖车、土地、储油罐和车辆。我们的融资租赁之一是为被投资的股权法所拥有的储油罐，其中我们拥有一个50利息%。对于初始期限超过12个月的租赁，我们确认资产负债表上有使用权资产和租赁负债。初始期限为12个月或更短的租约不在资产负债表上记录。我们的租约有剩余的租约条款，从一年大约60好几年了。在适用的情况下，这一范围包括与租约有关的附加条款，我们合理地肯定会行使续约的选择权，并且这种续约选择被确认为我们的使用权资产和租赁负债的一部分。我们有延长租约的选择，其条款包括：一年到40未被确认为我们的使用权、资产或租赁负债的年份，正如我们所确定的那样，我们不能合理地肯定地行使更新的选择权。
我们有些租约的租金是可变的，其中很多是根据市场指数(例如消费物价指数)的变化来计算的。我们的拖拉机拖车租赁协议包含相当于租赁期限结束时拖拉机拖车公平市场价值的剩余价值保证，如果我们选择不以相等于公允价值的金额购买资产的话。我们的租约不包含任何实质性的限制性契约。
在决定租契付款的现值时，我们采用租约内隐含的贴现率，而这些贴现率对我们大部份的租契来说，是不容易决定的。对于贴现率不易确定的租赁，我们利用反映以付款作为抵押借款的增量借款利率和反映我们租赁组合的条件，根据租赁开始日期的现有信息对租赁付款进行贴现。
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下表列出2019年12月31日终了年度的租赁费用构成部分，包括收入确认额和资本额(百万)：
| | | | | | | | |
| 租赁成本 | | 年终
(一九二零九年十二月三十一日) |
| 经营租赁成本 | | $ | 125 | |
| 短期租赁费用 | | 35 | |
其他(1) | | — | |
| 租赁费用总额 | | $ | 160 | |
(1)包括少于$1非物质融资租赁成本净额百万美元，可变租赁成本和转租收入。
按照主题840入账的2018年12月31日和2017年12月31日终了年度的租赁费用为美元。199百万美元207分别是百万。
下表列出与租赁交易产生的现金流量有关的信息(以百万计)：
| | | | | | | | |
| | 年终
(一九二零九年十二月三十一日) |
| 为计算租赁负债所包括的数额支付的现金： | | |
| 经营租赁的经营现金流 | | $ | 116 | |
| 融资租赁的现金流量融资 | | $ | 18 | |
| | |
| 因取得新的使用权、资产或修改而产生的租赁负债的非现金变化： | | |
| 经营租赁 | | $ | 77 | |
融资租赁 (1) | | $ | 27 | |
(1)包括大约$12与租赁的储油罐有关，该储油罐由股权投资公司拥有，我们拥有50利息%。
下表列出了与加权平均剩余租赁期限和贴现率有关的信息：
| | | | | | | | |
| | 年终
(一九二零九年十二月三十一日) |
| 加权平均剩余租赁期限(以年份为单位)： | | |
| 经营租赁 | | 11 |
| 融资租赁 | | 6 |
| | |
| 加权平均贴现率： | | |
| 经营租赁 | | 4.4 | % |
| 融资租赁 | | 7.1 | % |
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下表列出我们的综合资产负债表上的业务和融资租赁、使用权、资产和负债的数额和地点(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 租赁 | | 资产负债表定位 | | 年终
(一九二零九年十二月三十一日) |
| 资产 | | | | |
| 经营租赁使用权资产 | | 长期经营租赁资产使用权净额 | | $ | 466 | |
| | | | |
融资租赁使用权 (1) | | 财产和设备 | | $ | 124 | |
| | 累计折旧 | | (16) | |
| | 财产和设备，净额 | | $ | 108 | |
| | | | |
| 租赁使用权资产总额 | | | | $ | 574 | |
| | | | |
| 负债 | | | | |
| 经营租赁负债 | | | | |
| 电流 | | 其他流动负债 | | $ | 94 | |
| 非电流 | | 长期经营租赁负债 | | 387 | |
| 经营租赁负债总额 | | | | $ | 481 | |
| | | | |
融资租赁负债(1) | | | | |
| 电流 | | 短期债务 | | $ | 18 | |
| 非电流 | | 其他长期债务净额 | | 49 | |
| 融资租赁负债总额 | | | | $ | 67 | |
| | | | |
| 租赁负债总额 | | | | $ | 548 | |
(1)包括大约$12与租赁储油罐有关的百万项使用权资产和租赁负债，这些储油罐由被投资的权益法所拥有，我们拥有50利息%。
下表列出截至2019年12月31日与我们在综合资产负债表上的租赁负债对账的未来最低租赁付款未贴现现金流量的到期日(百万美元)：
| | | | | | | | | | | |
| 操作 | | 金融(2) |
未来最低租赁付款 (1): | | | |
| 2020 | $ | 109 | | | $ | 21 | |
| 2021 | 87 | | | 12 | |
| 2022 | 79 | | | 12 | |
| 2023 | 60 | | | 9 | |
| 2024 | 48 | | | 9 | |
| 此后 | 279 | | | 29 | |
| 共计 | 662 | | | 92 | |
| 减：现值折扣 | (181) | | | (25) | |
| 租赁负债 | $ | 481 | | | $ | 67 | |
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(1)不包括短期及其他不包括在我们综合资产负债表内的非重大租约的未来最低付款。
(2)包括大约$22020年至2024年每年百万美元，约合美元23此后与租赁的储油罐有关，该储油罐由股权投资公司拥有，我们拥有50利息%。
我们已签订了一份截至2019年12月31日尚未开始的租约，未来最低租金总额约为$。66百万美元。这份租约将被归类为融资租赁，是指我们拥有的一种股权法所拥有的原油储油罐。50%利息，租赁期限为16年，将于2020年4月开始。
出租人
我们评估在通过专题842之后签订或修改的所有协议，这些协议向他人传达了一段时间内财产或设备的使用情况，以确定该协议是否是或包含租赁。在确定客户是否有权直接使用已识别的财产或设备时，需要作出重要的判断。对与这些协议有关的基础资产进行评估，以便在租赁期限以外的将来使用。
我们的设施和运输部门达成协议，开展收费活动：(一)主要为原油、NGL和天然气提供储存服务；(二)运输原油和NGL。这些协议中的某些，意味着交易对手有权指导有形资产的运营。这类协议包括：(1)固定报酬，按该期间的可用能力乘以协议中的费率衡量，或(2)固定月费和根据使用情况的可变代价。这些协议通常包括延长或终止租约的选择，并事先通知。这些协议是主题842下的经营租赁。截至2019年12月31日，我们的租赁收入并不可观。
下表列出截至2019年12月31日生效的业务租赁协议租赁付款期限。这一列报方式包括最低固定租金付款，不包括可变租赁考虑的估计数。这些协议的剩余租约条款范围从两年到22好几年了。下表列出了与这些协议有关的未贴现现金流量(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2020 | | 2021 | | 2022 | | 2023 | | 2024 | | 此后 |
| 租赁收入 | $ | 19 | | | $ | 22 | | | $ | 25 | | | $ | 21 | | | $ | 17 | | | $ | 208 | |
注15-所得税
所得税费用是使用在我们运作的司法管辖区的有关时期内有效或有效的税率来估算的。递延所得税资产和负债确认为财务报告和税务目的的资产和负债基础之间的临时差额，并按预期在实际缴纳或收回税款时生效的税率列报。在我们认为不会更有可能收回递延税资产的情况下，当局会设立估价免税额，而税务法例的修改亦会包括在有关修订生效期间的有关计算内。我们审查或有税收负债的估计风险更有可能与我们目前的税收状况相关的标准。
根据FASB关于所得税不确定性会计的指导意见，只有在税务机关根据税收状况的技术优点和过去的行政惯例和税务机关的先例，经税务机关审查后，才有可能确认不确定的税收状况所带来的税收利益。截至2019年12月31日和2018年12月31日，我们尚未确认与所得税不确定性相关的任何实质性金额。
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美国联邦和州税收
作为一名MLP，我们不受美国联邦所得税的影响；相反，我们的行动的税收效应传递给了我们的大学学生。尽管我们在一些州要缴纳国家所得税，但对截至12月31日、2019年、2018年和2017年12月31日的影响并不重要。
加拿大联邦和省税收
我们在加拿大的所有业务都是由一些实体进行的，这些实体被视为加拿大税收方面的公司(为美国所得税而流动)，并须缴纳加拿大联邦和省税。此外，我们的加拿大实体向其他平原实体支付的利息和股息须缴纳加拿大代扣税，该预扣税被视为所得税支出。
税收组成部分
所得税支出的组成部分如下(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日 | | | | |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| 当期所得税费用： | | | | | |
| 国家所得税 | $ | 3 | | | $ | 3 | | | $ | 1 | |
| 加拿大联邦和省所得税 | 109 | | | 63 | | | 27 | |
| 当期所得税费用总额 | $ | 112 | | | $ | 66 | | | $ | 28 | |
| | | | | |
| 递延所得税费用/(福利)： | | | | | |
| 加拿大联邦和省所得税 | $ | (46) | | | $ | 132 | | | $ | 16 | |
| 递延所得税费用/(福利)共计 | $ | (46) | | | $ | 132 | | | $ | 16 | |
| 所得税总费用 | $ | 66 | | | $ | 198 | | | $ | 44 | |
根据法定联邦所得税税率计算的所得税支出与我们的实际所得税支出之间的差额概述如下(百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日 | | | | |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| 税前收入 | $ | 2,246 | | | $ | 2,414 | | | $ | 902 | |
| 合伙企业收入不受加拿大现行税收的影响 | (1,769) | | | (1,690) | | | (756) | |
| $ | 477 | | | $ | 724 | | | $ | 146 | |
| 加拿大联邦和省企业税率 | 26 | % | | 27 | % | | 27 | % |
| 按法定税率征收的所得税 | $ | 124 | | | $ | 195 | | | $ | 39 | |
| | | | | |
| 加拿大预扣税 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 2 | |
| 加拿大永久性差异和比率变化 | (61) | | | — | | | 2 | |
| 国家所得税 | 3 | | | 3 | | | 1 | |
| 所得税总费用 | $ | 66 | | | $ | 198 | | | $ | 44 | |
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递延税资产和负债由适用的纳税实体和管辖机构汇总，其结果如下(以百万计)：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日 | | |
| 2019 | | 2018 |
| 递延税款资产： | | | |
| | | |
| 租赁负债 | $ | 55 | | | $ | — | |
| 净经营损失 | 2 | | | 2 | |
| 其他 | 16 | | | 21 | |
| 递延税款资产共计 | 73 | | | 23 | |
| | | |
| 递延税款负债： | | | |
| 超过税额的财产和设备 | (472) | | | (449) | |
| 衍生仪器 | (22) | | | (31) | |
| 租赁资产 | (53) | | | — | |
| 其他 | (5) | | | (42) | |
| 递延税款负债总额 | (552) | | | (522) | |
| 递延税负债净额 | $ | (479) | | | $ | (499) | |
| | | |
| 递延税资产/(负债)的资产负债表分类： | | | |
| 其他长期资产净额 | $ | 2 | | | $ | 2 | |
| 其他长期负债和递延信贷 | (481) | | | (501) | |
| $ | (479) | | | $ | (499) | |
截至2019年12月31日，我们国外净营业亏损结转美元。9百万美元，将于2034年到期。
一般而言，我们加拿大实体的报税表在2015年至2019年期间可供审计。从2016年到2019年，我们的美国和州税收年度一般都可以接受考试。
有关2008至2014课税年度，我们已接获加拿大税务局及艾伯塔省税务及税务署(“加拿大税务当局”)发出的重估通知书(“通知书”)，主要与跨境公司间融资交易有关的转让定价有关。这些通知包括与这些转让定价相关的评估，包括罚款和利息，总计约为$。78百万美元(按2019年12月31日的汇率计算)。要求支付一部分摊款，以便就重新评估提出异议通知。因此，我们已汇出大约$48百万美元(根据截至2019年12月31日的汇率计算)与评估有关，这些评估被列入我们综合资产负债表上的“其他长期资产净额”。我们不同意这些通知，并对重新评估提出异议。我们打算大力捍卫我们的立场，我们计划寻求一切可利用的补救办法，以成功地解决这些问题，包括向加拿大税务当局提供行政补救办法，并在必要时寻求司法补救办法。截至2019年12月31日，我们相信，我们与这些事项有关的税收状况“更有可能维持”，而且没有承认与这些通知有关的所得税不确定数额。
在2019年第二季度，艾伯塔省政府颁布了立法，将艾伯塔省的公司所得税税率从12%82019年7月1日至2022年1月1日因此，在2019年第二季度，我们确认我们的递延所得税负债减少了大约美元。60百万美元和相应的递延税福利。
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附注16-主要客户与信用风险集中
马拉松石油公司及其子公司12%, 14%和19截至2019年12月31日、2018年12月31日、2018年12月31日和2017年12月31日止，我们的收入分别占总收入的百分比。埃克森美孚公司及其子公司12%, 14%和11截至2019年12月31日、2018年12月31日、2018年12月31日和2017年12月31日止，我们的收入分别占总收入的百分比。菲利普斯66公司及其子公司11在截至2019年12月31日和2017年12月31日的年度中，我们收入的百分比。在截至2019年12月31日的三年中，没有其他客户占我们收入的10%或更多。这些客户的大部分收入与我们的供应和物流业务有关。对这些客户的销售发生在多个地点，我们相信，失去这些客户只会对我们的经营业绩产生短期影响。然而，我们有可能无法以相当的利润率识别和进入替代市场。
可能使我们面临集中信贷风险的金融工具主要是贸易应收款。我们的应收账款主要来自原油的购买者和发货人，其次是NGL的购买者。这种行业集中度有可能影响我们对信贷风险的总体风险，因为客户可能同样受到经济、工业或其他条件变化的影响。我们审查我们的对手方的信用敞口和财务信息，一般要求从客户那里收到不值得信赖的应收账款的信用证，除非信用风险可以降低。关于我们应收帐款的进一步讨论和我们对信贷风险的审查，见注3。
附注17-关联方交易
PAGP C类股份的所有权
截至2019和2018年12月31日，我们拥有549,538,139和516,938,280分别为PAGP的C类股票。C类股份是PAGP的一种非经济有限合伙人权益，它提供了我们作为唯一持有人的“通过”投票权，通过该投票权，我们的普通会员和A系列优先股会员有权与PAGP的A类和B类股东按比例进行投票，以选举符合资格的PAGP董事。
偿还我们的普通合伙人及其附属公司
我们的一般合作伙伴提供必要的服务来管理和经营我们的业务、财产和资产，包括雇用或留住人员。我们不会向我们的普通合伙人支付管理费，但我们会向普通合伙人偿还它为我们带来的所有直接和间接费用或支付的款项，包括雇员、高级人员和董事的补偿和福利的费用，以及为我们的业务进行所需或适当的所有其他费用。我们将这些费用按权责发生制记录在我们的普通合伙人引起这些费用的时期内。我们的合伙协议规定，我们的普通合伙人将决定由我们的普通合伙人自行决定的任何合理方式分配给我们的费用。截至12月31日2019 2018年和2017年12月31日止，我们向普通合伙人偿还的费用总额为美元。580百万美元494百万美元489分别是百万。
总括协议
平原各实体于2016年11月15日签署了一项总括协议，其中规定如下：
•除所得税外，我们将支付所有直接或间接费用(包括但不限于：(I)赔偿公共政策总署董事、(Ii)董事及高级人员责任保险、(Iii)挂牌交易费用、(Iv)投资者关系开支及(V)与法律、税务、财务谘询及会计服务有关的费用)。我们付了美元4在截至2019、2018年和2017年12月31日终了的年度中，每年支出100万美元；
•PAGP能够发行额外的A类股票并利用其净收益从AAP购买相同数量的AAP单元，以及AAP从AAP购买相同数目的公共单元的相应能力。在截至2017年12月31日的一年中，我们大约发布了1.8与PAGP在其持续发行计划下发行的A类股票有关的100万股AAP48.3与PAGP 2017年3月的承销有关，向AAP提供了100万个共同单位(更多信息见注12)；以及
•PAGP向AAP提供任何未来债务的收益的能力，以及AAP向我们贷款的相应能力，在每种情况下都以与PAGP所发生的基本相同的条件。
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与其他关联方的交易
我们的其他相关方包括：(1)主要所有者及其附属实体；(2)我们根据权益会计方法持有投资和账户的实体(关于这类实体的信息，见注9)。我们承认我们的主要所有者实体在PAGP董事会中有一名指定的代表，并且/或拥有大于10AAP中有限合伙人权益的百分比。AAP中这种有限的合作伙伴利益转化为在PAA中的间接所有权利益要小得多。我们也认为附属于主要所有者的子公司或基金是关联方。
截至2019年12月31日，凯恩安德森资本顾问有限公司是主要所有者之一。通过能源和矿产集团(“EMG”)一家子公司于2019年5月进行的各种交易，EMG’合伙人对AAP的有限兴趣明显减少，这导致EMG失去了在PAGP董事会中指定一名代表的权利。因此，EMG’董事会的指定人，约翰·T·雷蒙德，被自动从PAGP的董事会中移除。在被免职后，雷蒙德先生被选举继续担任公共政策促进组董事会主任。此外，由于Oxy在2019年9月的各种交易，Oxy不再拥有AAP的有限合伙人权益，失去了在PAGP董事会中指定一名代表的权利。因此，Oxy’董事会的指定人，奥斯卡布朗，被自动从PAGP GP板上移除。在这些事务之后，我们不再承认EMG或Oxy是主要所有者。
在截至2019年12月31日的三年内，我们确认了销售和运输收入，购买了石油产品，并利用了我们的主要所有者及其附属实体的运输服务和我们的权益法投资。这些交易是按我们认为市场大致的关税税率或价格进行的。这些交易包括一份原油买卖协议，其中包括多年的最低成交量承诺。这些交易对我们综合业务报表的影响如下(百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日 | | | | |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
来自关联方的收入(1) (2) | $ | 692 | | | $ | 1,067 | | | $ | 927 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
从关联方采购及相关费用 (2) | $ | 223 | | | $ | 410 | | | $ | 286 | |
(1)其中大部分收入列在我们的综合业务报表中的“供应和后勤部分收入”中。
(2)作为买卖交易库存交易一部分的原油采购与相关销售相抵，在我们的综合业务报表中“采购和相关费用”中列出任何差额。
我们在综合资产负债表上反映的与这些相关方有关的应收和应付款项如下(以百万计)：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日 | | |
| 2019 | | 2018 |
| | | |
| | | |
| | | |
贸易应收账款和其他应收帐款，来自关联方的净额(1) (2) | $ | 134 | | | $ | 144 | |
| | | |
| | | |
| | | |
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应付给关联方的贸易账户(1) (2) (3) | $ | 102 | | | $ | 121 | |
(1)我们与某些相关方达成了净结算协议。应收款项和应付款项减除这些数额后列报。
(2)包括与原油采购和销售有关的金额、运输服务以及与我们作为施工经理的权益法投资扩张项目有关的或预支给我们的款项。
(3)我们有一项协议，同意在一条管道上按已公布的费率运输原油，该管道属于被投资的权益法，我们拥有50利息%。我们对运输的承诺中，有一部分是由原油买卖协议支持的，与第三方签订的协议数量与之相当。
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附注18-权益指数补偿计划
PAA长期奖励计划奖
我们的LTIP奖励包括责任分类和股权分类奖励。根据FASB关于股票支付的指导，按负债分类的LTIP奖励的公允价值是根据基础PAA单位在每个资产负债表日的收盘价计算的，并对估计在授标者不会收到的归属期内在基础单位上发生的任何分配的现值进行调整。股权分类的LTIP奖励的公允价值是根据基础PAA单位在相应的授予日期的收市价格计算的，并根据估计在授标者不会收到的归属期内在基础单位上发生的任何分配的现值进行调整。此公允价值被确认为服务期间的补偿费用。我们已选择承认在裁决发生时丧失赔偿。
我们的LTIP奖励包括：(I)基于时间的归属标准；(Ii)基于以下条件的业绩条件：每个公共单位(或在某些情况下，每个共同单位和共同同等单位)达到四个季度的落后可分配现金流量(“DCF”)；或(Iii)基于时间的归属标准和基于每个共同单位(或每个共同单位和共同同等单位)四个季度落后DCF的业绩条件。对于有业绩条件的奖励，只有在认为有可能发生业绩状况的情况下，才会在服务期内累积费用。当以前被认为不可能的表现条件的奖励变成可能时，我们会在概率评估发生变化的期间支付额外的费用。这是必要的，以使与这些奖励相关的应计债务达到如果我们从授予之日起就为这些奖励累积的水平。
以下是截至2019年12月31日我们的猛虎组织批准的奖项摘要(以百万计)：
| | | | | | | | |
| LTIP | | PAA LTIP 授权授标 |
| 全美国2013年长期激励计划 | | 13.1 | |
| 美国巴布亚新几内亚的长期激励计划 | | 1.3 | |
| 普莱恩斯全美国gp有限责任公司2006年长期激励跟踪单元计划 | | 10.8 | |
共计(1) | | 25.2 | |
(1).的.25.2核准的百万赔偿金总额，5.9目前有100万项奖励。其余余额已归属或目前尚未结清。
虽然某些猛虎组织设想了其他类型的奖励，但目前尚未发放的奖励仅限于“幻影单位”，这些单位在归属时已成熟为有权接受“PAA”的共同单位(或相当于现金的单位)，以及“追踪单位”，后者在归属时代表有权根据“PAA”共同单位的市场价值收取金额的现金付款。一些裁决还包括DER，根据适用的归属标准，受让方有权获得相当于向未偿付的PAA共同单位支付的现金分配的现金付款。DER终止时，所依据的LTIP裁决归属或没收。
截至2019年12月31日，7.1还颁发了100万项猛虎组织奖。在这笔钱中，5.4百万美元包括存款准备金率。预计将在2020年1月至2026年8月之间的不同日期授予猛虎组织尚未颁发和可能获得的奖项。
我们在2019年12月31日与所有未清负债有关的应计负债-按类别分类的LTIP裁定赔偿额和DER为$13百万美元10百万美元被归类为短期和美元。3一百万被归类为长期的。2018年12月31日，应计负债为$27百万美元19百万美元被归类为短期和美元。8一百万被归类为长期的。这些短期和长期应计长期负债分别反映在我们的综合资产负债表上的“其他流动负债”和“其他长期负债和递延信贷”中。
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普莱恩斯所有美国管道，公司和子公司
合并财务报表附注
下表汇总了以PAA单位为单位的权益指数赔偿计划下的LTIP奖励活动(单位单位为百万)：
| | | | | | | | | | | |
| PAA装置(1) | | |
| 单位 | | 加权准平均值
批地日期
公允价值 |
| 截至2016年12月31日止未缴 | 8.9 | | | $ | 29.62 | |
| 获批 | 0.9 | | | $ | 23.52 | |
| 既得利益 | (1.7) | | | $ | 42.12 | |
| 改性 | — | | | $ | (6.04) | |
| 取消或没收 | (0.8) | | | $ | 26.99 | |
| 2017年12月31日未缴 | 7.3 | | | $ | 24.68 | |
| 获批 | 1.7 | | | $ | 23.44 | |
| 既得利益 | (1.7) | | | $ | 32.42 | |
| 改性 | — | | | $ | 2.15 | |
| 取消或没收 | (0.5) | | | $ | 21.99 | |
| 截至2018年12月31日未缴 | 6.8 | | | $ | 22.19 | |
| 获批 | 3.9 | | | $ | 16.17 | |
| 既得利益 | (3.3) | | | $ | 22.44 | |
| | | |
| 取消或没收 | (0.3) | | | $ | 23.12 | |
| 截至2019年12月31日未缴 | 7.1 | | | $ | 18.67 | |
(1)约1.4百万0.6百万和0.6发放了100万PAA通用单位，扣除约扣缴税款后0.6百万0.2百万和0.22019年、2018年和2017年分别有100万套与既得赔偿金结算有关的单位。其余的PAA奖(约1.3百万0.9百万和0.92019年、2018年和2017年分别拥有的100万套住房以现金结算。
权益索引薪酬计划信息
我们把所有的猛虎组织称为我们的“权益指数补偿计划”.下表汇总了在我们的权益指数补偿计划下确认的费用和既定的LTIP赔偿金(以共同单位和现金结算)的价值，并包括按负债分类和按股权分类的赔偿金(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| 权益指数补偿费用 | $ | 34 | | | $ | 79 | | | $ | 41 | |
| LTIP单位-固定的投资 | $ | 47 | | | $ | 21 | | | $ | 16 | |
| ltip现金结算的投资 | $ | 31 | | | $ | 22 | | | $ | 25 | |
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基于2019年12月31日的公允价值计量和基于管理层确定的可分配现金流计量的未来业绩状况的概率评估，我们预计将确认美元价值。52百万额外的费用，在我们的寿命，我们的未偿奖金，与剩余的未确认的公允价值。实际金额可能因我们单位的市场价格变化和/或对未来可分配现金流量计量的可能性评估而大不相同。我们估计剩余的公允价值将按费用确认如下(以百万计)：
| | | | | | | | |
| 年 | | 权益指数 补偿计划-公平价值 摊销(1) |
| 2020 | | $ | 22 | |
| 2021 | | 13 | |
| 2022 | | 7 | |
| 2023 | | 4 | |
| 2024 | | 2 | |
| 此后 | | 4 | |
| 共计 | | $ | 52 | |
(1)数额不包括与包含不被认为可能发生在2019年12月31日的业绩条件的裁决有关的公允价值。
附注19-承付款和意外开支
承诺
我们有与不动产、设备和经营设施有关的承诺，其中一些是租赁。我们还承担与租赁土地、通行权、许可证和管理费用有关的费用.截至2019年12月31日，与这些项目有关的未来不可取消承诺概述如下(百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2020 | | 2021 | | 2022 | | 2023 | | 2024 | | 此后 | | 共计 |
租赁(1) | $ | 130 | | | $ | 99 | | | $ | 91 | | | $ | 69 | | | $ | 57 | | | $ | 308 | | | $ | 754 | |
其他承诺(2) | 272 | | | 296 | | | 292 | | | 276 | | | 271 | | | 968 | | | 2,375 | |
| 共计 | $ | 402 | | | $ | 395 | | | $ | 383 | | | $ | 345 | | | $ | 328 | | | $ | 1,276 | | | $ | 3,129 | |
(1)包括由FASB指南定义的经营和融资租赁。租赁主要用于：(1)铁路车辆；(2)办公场地；(3)土地；(4)车辆；(5)储油罐；(6)拖拉机拖车。有关更多信息，请参见注14。
(2)主要包括第三方存储和运输协议和管道吞吐量协议，以及大约$。1.8与储存、加工和运输原油的协议有关的10亿美元，这些协议是以管道或我们拥有的权益法所投资的设施征收的运价计算的。50利息%。我们对运输的一部分承诺得到了原油买卖协议的支持，这些协议与第三方签订了相应数量的协议。与这些存储、运输和吞吐量协议相关的费用大约为$236百万美元228百万美元197分别为2019年、2018年和2017年的百万美元。
意外损失-一般费用
在我们能够评估突发事件产生负面结果的可能性的范围内，我们对这种可能性的评估范围从遥远到可能。如果我们确定一个负的结果是可能的，而损失的数额是合理估计的，我们就会累积一个未折现的负债，等于估计的数额。如果一个范围内的可能损失金额可以合理估计，而且在此范围内的任何数额都是比任何其他数额都好的估计数，那么我们就累积一个未折现的负债，等于该范围内的最低数额。此外，我们估计与损失或有可能相关的法律费用，并在发生重大和可能发生的费用时计入这些费用。
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如果损失的可能性很大，但不能合理地估计或有负债的数额，或者认为损失的可能性只有合理的可能性或很小的可能性，我们就不会记录。对于有可能产生不利结果并对合并财务报表产生重大影响的意外情况，我们将披露应急情况的性质，并在可行的情况下对可能的损失或损失范围作出估计。
法律程序-总则
在一般的业务过程中，我们参与各种法律程序，包括因规管和环境事宜而引起的诉讼。虽然在我们认为谨慎的情况下，我们投保了各种风险，但我们无法保证这种保险的性质和金额在任何情况下都足以充分保护我们免受目前或今后法律程序造成的损失。
考虑到我们认为所有有关的已知事实和情况，并基于我们认为关于将这些事实和情况适用于现行法律和条例的合理假设，我们不认为我们目前参与的法律程序(包括下文所述的)的结果将对我们的综合财务状况、业务结果或现金流动产生重大的不利影响。
环境-一般
尽管在过去几年中，我们对我们的维护和完整性项目进行了大量投资，但我们已经经历(而且很可能在未来)将碳氢化合物产品从我们的管道、铁路、储存和其他设施运营中释放到环境中。这些释放可能是事故造成的，也可能是不可预测的人为或自然力量造成的，可能会到达地表水体、地下蓄水层或其他敏感环境。与从我们现有或未来资产中释放任何此类资产有关的损害和负债可能很大，并可能对我们的合并财务状况、业务结果或现金流动产生重大不利影响。
我们记录环境负债时，环境评估和/或补救努力是可能的，数额可以合理估计。一般来说，我们对这些应计项目的记录与我们完成一项可行性研究或我们对正式行动计划的承诺是一致的。我们不将我们的环境补救责任折现为现值。我们还根据被收购公司过去的业务所造成的环境义务的估计公允价值记录企业合并中承担的环境负债。在我们确定费用很可能被收回的时期内，我们记录从保险或根据赔偿协议从第三方收回的金额的应收账款。
与当前业务或未来收入有关的环境支出按照我们的财产和设备资本化政策予以支出或资本化。因对过去的业务造成的现有状况进行补救而产生的、不有助于目前或未来盈利的支出将予以支出。
截至2019年12月31日，我们估计的环境负债未贴现准备金(包括与901线事故有关的负债，详见下文)共计$140百万美元60百万美元被归类为短期和美元。80一百万被归类为长期的。截至2018年12月31日，我们估计的环境负债未贴现准备金(包括与901线事件有关的负债)总计为美元。135百万美元43百万美元被归类为短期和美元。92一百万被归类为长期的。这些短期和长期环境负债分别反映在我们的综合资产负债表上的“其他流动负债”和“其他长期负债和递延信贷”中。截至2019年12月31日，我们记录的应收账款总额为美元。72百万美元，用于根据保险和根据赔偿协议向第三方追偿的数额，其中$35百万美元被归类为短期和美元。37一百万被归类为长期的。2018年12月31日，我们记录了$61这类应收款中有百万笔，其中美元28百万美元被归类为短期和美元。33一百万被归类为长期的。这些短期和长期应收账款分别反映在我们综合资产负债表上的“贸易应收账款和其他应收账款净额”和“其他长期资产净额”中。
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在某些情况下，与这些负债有关的实际现金支出可能在三年或更长时间内不会发生。我们在确定这些储备时所使用的估计数是根据我们目前掌握的资料和我们对最终结果的评估。影响我们估计数的许多不确定因素包括：我们的补救计划的必要监管批准和可能的修改，在初步评估土壤污染或水污染的影响时可获得的数据数量有限，与环境补救服务和设备有关的费用的变化，以及现有或未来的法律索赔可能引起额外的赔偿责任。因此，虽然我们认为储备金是足够的，但实际发生的费用(最终可能包括目前无法合理估计的意外开支或目前认为只有合理可能或较远的损失可能性的意外开支)可能超过储备金，并可能对我们的合并财务状况、业务结果或现金流动产生重大不利影响。
具体的法律、环境或管理事项
第901号线事件。在2015年5月，我们经历了原油从我们的拉斯弗洛雷斯到加维奥塔管道(901线)在圣巴巴拉县，加利福尼亚州。释放的部分原油通过一个排水涵洞到达Refugio州立海滩的太平洋。发布后，我们关闭了管道，并启动了应急计划。为应对工作，设立了一个统一指挥部，其中包括美国海岸警卫队、环保局、加利福尼亚州鱼类和野生动物部、加州防止和应对溢油办公室和圣巴巴拉紧急管理办公室。统一指挥部已确定，对受影响的海岸线和其他地区的清理和补救行动已经完成，统一指挥部已经解散。根据有关事实、数据和资料，我们对溢油量的估计大致是2,934在这个数量中，我们估计598桶到达了太平洋。
由于901线事件，一些政府机构和监管机构对901线事件进行了调查，对我们提出了各种指控，并对我们提起了若干诉讼。我们可能会受到更多的索赔、调查和诉讼，这可能会对我们目前期望因901线事故而承担的责任和费用产生重大影响。下文简要概述了目前尚未采取的行动和事项：
2015年5月21日，我们收到了美国交通部管道和危险材料安全管理局(“PHMSA”)的纠正行动令，该政府机构对901号线以及从圣巴巴拉县的Gaviota泵站到加利福尼亚州克恩县的Emidio泵站(903线)的第二段管道具有管辖权，要求我们关闭、清除、审查、补救和测试901号线。该纠正行动令随后于2015年6月3日、2015年11月12日和2016年6月16日进行了修订，要求我们对第901和903行(经修正的“CAO”)采取进一步的纠正行动。除其他规定外，CAO要求我们对901号线进行根本原因故障分析，并在返回901和903线之前向PHMSA提出补救工作计划和重新启动计划；CAO还对505 land泵站和Emidio泵站之间903号线的路段施加压力限制，该路段随后被取消，并要求我们对第901和903号线采取其他具体行动。我们打算继续遵守“反腐败法”，并与与释放有关或因释放引起的任何其他政府调查进行合作。管道受影响部分的挖掘和拆除工作已于2015年5月28日完成。第901号和第903号线已被清除，目前无法运行，但仍在使用的第903号线的“到Emidio”五旬岛段除外。尚未确定重新启动第901号线或903号线的时间表。
2016年2月17日，PHMSA发布了一份关于901线故障的初步事实报告，其中载有PHMSA关于导致事故的事实资料的初步调查结果以及迄今进行的技术分析。2016年5月19日，PHMSA发布了关于901线事故的最后故障调查报告。PHMSA的调查结果表明，901线事故的直接原因是外部腐蚀，使管壁变薄，使其突然破裂并释放原油。PHMSA还得出结论，造成901号线事故的原因很多，包括外部腐蚀防护不力、未能发现和减轻腐蚀，以及对断裂缺乏及时的检测和反应，该报告还载有关于该事故的各种工程和技术报告的副本。根据其法定权力，公共行政管理局有权对我们处以罚款和惩罚，并对我们提出民事或刑事指控。虽然PHMSA迄今尚未对901线的释放处以任何此类罚款或处罚，也未提出任何此类民事或刑事指控，但他们的调查仍在进行之中，我们很可能在今后对我们处以罚款或处罚，并对我们提出民事指控。
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2015年5月底，加州总检察长办公室和圣巴巴拉县地区检察官办公室(统称“检察官”)开始调查901线事件，以确定是否有任何适用的州或地方法律被违反。2016年5月16日，加州大陪审团根据加州圣巴巴拉县高等法院(“2016年5月起诉书”)提交的起诉书，指控PAA及其一名雇员涉嫌违反加州901号线事件的法律。2016年5月的起诉书包括46对PAA的指控。2016年7月28日，在圣巴巴拉县加州高等法院举行的一次传讯听证会上，PAA承认所有罪名无罪。从2016年5月到2008年5月，31对PAA的刑事指控(包括一所有针对我们雇员的刑事指控都被驳回了。其余15项指控是2018年5月开始的加州圣巴巴拉县高等法院陪审团审判的主题。陪审团于2018年9月7日作出裁决，根据判决我们被判有罪。一重罪释放罪名和八轻罪(包括一报告计数，一严格的责任解除计算和六一严格责任的动物捕获数。陪审团陷入僵局三计数(包括二重罪释放罪名及一严格的责任-动物捕获数量)，以及二轻罪被撤销。2019年4月25日，PAA被判处罚款和罚款总额略低于美元。3.352018年9月陪审团判决(“2019年判决”)所涵盖的定罪数为百万。已经支付了与2019年判决有关的罚款和刑罚。最高法院还表示，它将就溢油是否有任何“直接受害者”有权根据适用法律得到赔偿的问题进行进一步听讯。我们预计，如果受害者因这些诉讼而恢复原状，将不会对伙伴关系的财务状况或业务产生重大不利影响。在2019年4月，检察官宣布他们打算重审两项重罪释放罪名，但陪审团没有作出任何判决。严格的动物责任计票，而陪审团的裁决没有被退回，已被驳回。2019年10月7日，根据平原的动议，法院驳回了二剩下的重罪罪名并撤销了对这些罪名的第二次审判。
也是在2015年5月底，加利福尼亚州中区美国司法部环境犯罪科(“司法部”)开始调查是否存在与901线事件有关的违反联邦刑事法规的行为，包括可能违反“联邦清洁水法”的行为。我们配合司法部的调查，回应他们索取文件和接触我们雇员的要求。根据我们的管理组织文件的条款，我们为我们雇员的辩护费用提供资金，包括聘请代表这些人的单独律师的费用。2015年8月26日，我们收到环保局关于901线的信息请求。到目前为止，我们已经提供了各种反应材料，我们将与环境保护局合作，在今后继续这样做。除2016年5月的起诉书和2019年的判决外，迄今为止，PHMSA、司法部、环保局、加州总检察长或加利福尼亚鱼类和野生动物部没有对PAA或其任何附属机构、官员或雇员提起民事执法行动或刑事指控，这类政府机构也未对其处以罚款或处罚；不过，这些机构正在进行的调查仍未展开，将来可能会对我们、我们的人员或我们的雇员施加罚款或惩罚，或将来对我们、我们的人员或我们的雇员提出民事诉讼或刑事指控，不论是由这些机构或其他政府机构提出。
在901线事件发生后不久，我们建立了索赔线，并鼓励因释放而受到损害的各方与我们联系，讨论他们的损害索赔要求。我们通过索赔线收到了一些索赔，我们一直在处理这些索赔，并酌情付款。此外，我们也有九对我们提起集体诉讼，六其中，在行政上已合并为一个单一的诉讼程序，在美国加州中央地区法院。一般而言，原告正在设法确定据称因释放而受到损害的不同类别的索赔人。到目前为止，法院已经对三类索赔人进行了认证，并拒绝对其他被提议的亚类索赔人进行认证。在上诉时，第九巡回上诉法院推翻了石油工业分类别的认证，因此，其余经认证的分类别包括：(一)在圣巴巴拉县附近水域将鱼上岸的商业渔民，或转售商业海产品的个人或企业在这些地区上岸；以及(二)房产被油污的海滨财产和地役权所有人。我们也在为美国加州中区地区法院为901线和903线地役权持有人提出的单独集体诉讼程序辩护，他们寻求禁令性救济和补偿性赔偿。
还有两起证券法集体诉讼，代表合伙公司的某些据称投资者和(或)伙伴关系的某些投资者和(或)他们各自的官员、董事和承销商提起诉讼。这两起诉讼都在美国得克萨斯州南区地区法院合并为一个单一的诉讼程序。一般而言，这些诉讼指控，各被告违反了证券法，在伙伴关系管道和相关设施的完整性方面误导投资者，包括虚假和误导性的陈述、遗漏实质性事实和隐瞒漏油的真实程度。原告要求赔偿未指明的损失，原因是
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他们对伙伴关系和伙伴关系的投资，他们认为这是被告被指控的不法行为造成的。合作伙伴和PAGP以及其他被告否认了这些指控，并着手驳回这些诉讼。2017年3月29日，最高法院做出了有利于我们的裁决，驳回了针对所有被告的所有指控。原告重新提起诉讼。2018年4月2日，最高法院驳回了所有因偏见而对所有被告重新提起的诉讼。原告对驳回提出上诉，2019年7月16日，第五巡回上诉法院确认驳回。向美国最高法院提出进一步上诉的期限已经过去，因此这一裁决现在是最终裁决。根据我们的管理组织文件的条款(并在适用的范围内，保险单)，我们赔偿和资助了我们的官员和董事与这起诉讼有关的辩护费用；我们还根据我们以前与此类承销商签订的承保协议的条款，赔偿和资助了我们的承销商的辩护费用。
此外,四联合衍生品诉讼已经由合伙公司的某些声称的投资者对PAGP和该伙伴关系的某些附属公司、高级官员和董事提起。一在得克萨斯州哈里斯县的州地方法院提起诉讼，随后被法院驳回。二其中的诉讼向美国得克萨斯州南区地区法院提出，并在行政上合并为一项行动，后来因平原伙伴关系协议要求向特拉华州法院提出衍生诉讼而被驳回。
在裁定驳回德克萨斯联邦法院的诉讼后，由不同原告提出的一项新的派生诉讼被提交给特拉华州法院，随后在没有任何偏见的情况下被驳回。原告于2019年6月3日修改并重新提交了他们的申诉。对伙伴关系的官员和董事以及伙伴关系的所有附属机构(PAGP除外)提出的所有索赔均于2020年1月被驳回，但有偏见。根据我们的管理组织文件的条款(并在适用的范围内，保险单)，我们赔偿和资助了我们的官员和董事与这些诉讼有关的辩护费用。我们将积极捍卫对PAGP的剩余衍生产品索赔。
我们还收到了来自公司、政府机构和个人的其他几起个人诉讼和投诉，指控901线事故造成的损害。这些诉讼和索赔一般要求赔偿和惩罚性赔偿，在某些情况下寻求永久禁令救济。
除此之外，作为901线事故的“责任方”，根据“石油污染法”，我们对各种费用和某些自然资源损害负有责任。在这方面，在第901号线事件之后，我们与下列联邦和州机构进行了合作的自然资源损害评估(“NRDA”)进程，这些机构由法律指定或授权担任美国和加利福尼亚州自然资源的受托人(统称为“受托人”)：美国内政部、国家海洋和大气管理局、哥伦比亚海洋和大气管理局、加州公园和游憩部、加利福尼亚州土地委员会和加利福尼亚大学执政者。作为NRDA进程的一部分，伙伴关系和董事会联合独立地规划和开展了一些与901线事件有关的自然资源评估活动。我们目前正在与董事会进行讨论，以确定因901线事件而造成的伤害、破坏、损失或自然资源使用损失，我们需要支付多少赔偿金。我们还面临着根据其他适用的联邦、州和地方法律、法规和条例支付额外罚款、罚款和费用的风险。我们正积极参与与有关联邦和州机构的讨论，以确定此类罚款、处罚和费用的数额，并在下文所述的应计损失中列入了此类费用的估计数。在任何未支付的自然资源损害或其他罚款、罚款或费用可以合理估计的情况下，我们已在下文所述的应计损失中列入了此类费用的估计数。
考虑到上述情况，截至2019年12月31日，我们估计与901线事件有关的费用总额约为$。390百万美元，其中包括实际和预计的应急和清理费用、自然资源损害评估和某些第三方索赔和解，以及罚款、罚款和某些法律费用的估计数。我们在综合业务报表中将这些总费用的估计数计入“外地业务费用”。这一估计数考虑了我们以前在环境调查和补救问题上的经验，以及我们从环境专家和其他专家那里获得的数据，以及目前掌握的事实和目前颁布的法律和条例。我们假设：(一)自然资源损害评估过程的持续时间和确定的最终损害额；(二)解决某些第三方索赔和诉讼，但不包括损失不可能和合理估计的索赔和诉讼；(三)确定和计算罚款和刑罚，但不包括不可能或不合理估计的罚款和罚款；(四)与所有诉讼、索赔和其他需要法律或专家咨询的事项有关的法律服务的性质、程度和费用。我们的估计不包括与关闭第901或903号线有关的任何收入损失，也不包括目前无法合理估计的任何负债或费用，也不包括与紧急情况有关的负债或费用，因为我们目前认为损失的可能性只有合理的可能性或很小的可能性。我们相信我们已经积累了
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足以应付所有可能及合理估计的费用；然而，这项估计须受与我们所作的假设有关的不确定因素所规限。例如，我们需要多少时间来解决目前和今后所有与901线事件有关的诉讼、索赔和调查，结果可能比我们想象的要长得多，因此，我们在法律服务方面的费用可能比我们估计的要高得多。此外，在罚款和罚则方面，任何对我们的罚款和罚则的最终金额，都要视乎多方面的因素而定，其中很多是现时无法估计的。如果罚款和罚款是可能的和可估计的，我们已将它们列入我们的估计，尽管这种估计可能是错误的。因此，我们的假设和估计可能是不准确的，而我们的总成本可能会实质上较高；因此，我们不能保证日后不会因901线事件而累积大量额外费用。
截至2019年12月31日，我们的未贴现负债总额为美元。83百万与这一事件有关，其中大约$50百万美元在我们综合资产负债表上的“其他流动负债”中列报，其余的在“其他长期负债和递延信贷”中列报。我们维持保险范围，这是受某些排除和免赔，在这种环境责任的情况下。除上述排除及免赔额外，我们相信我们的承保范围足以支付现时估计的紧急应变及清理费用、理赔费用及补救费用，而我们相信，这项保险范围亦足以应付这些费用估计的任何可能增加，而这些费用的增幅超过现时所确定的数额。截至2019年12月31日，我们已收取美元，但须按惯例订位。203百万美元265数百万的释放费用，我们认为很可能从保险公司收回，扣除免赔额。因此，截至2019年12月31日，我们已确认应收账款约为$。62我们认为有可能从保险、扣除免赔额和已经收取的数额中收回的部分释放费用为100万美元。在这个数额中，大约$28在我们的综合资产负债表上，百万美元被确认为“贸易应收账款和其他应收账款净额”中的流动资产，其余的被确认为“其他长期资产净额”。我们已经完成了统一指挥部确定的必要的清理和补救工作，统一指挥部已经解散；然而，我们期望支付与恢复受影响地区有关的额外费用，以及自然资源损害评估和赔偿、法律、专业和管理费用，以及今后的罚款和处罚。
圣华金谷空气污染控制区。在视察平原石油气服务后，L.P.(“平原液化石油气”)设施于2018年3月和6月在加利福尼亚州Shafter，圣华金谷空气污染控制区(“区”)发布了四份违规通知，总额为$597,000总的来说。平原石油气与该区达成和解协议，普莱恩斯液化石油气同意进入该地区的视察计划(自我报告和检查计划)，并减缴罚款$275,000，已于2019年7月支付.
环境修复
我们目前拥有或租赁包括碳氢化合物在内的包括碳氢化合物在内的有害液体的财产，并在过去拥有和租赁这些财产。这些财产和处置的危险液体或相关废物可能须遵守经修正的“美国联邦综合环境应对、赔偿和责任法”、经修正的“美国联邦资源保护和回收法”以及各州和加拿大联邦和省的法律和条例。根据这些法律和条例，我们可能需要清除或补救危险液体或相关废物(包括以前的所有者或经营者处置或释放的废物)，并清理受污染的财产(包括受污染的地下水)。
我们拥有各种不同类型的保险，我们认为在这种情况下，承保范围是不同的，足以涵盖我们的业务和财产。保险单受免赔额和保留额的限制，我们认为这是合理的，而不是过高的。在某些情况下，我们的保险单对与逐渐污染有关的损失或责任提供有限的承保范围，对突发性和意外事故的承保范围更广，这与该行业普遍提供的保险范围是一致的。
我们已经获得或将来将获得的资产可能有环境补救责任，但我们没有得到赔偿。我们过去有经验，将来也可能经历从管道、铁路、储存和其他设施运作向环境释放碳氢化合物产品。我们可能还会发现过去的排放对环境造成的影响，而这些释放之前是未知的。
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保险
管道、终点站、卡车或其他设施或设备可能因事故、自然灾害、恐怖袭击、网络事件或其他事件而遭受破坏。这些危害可能造成人身伤害和生命损失，对财产和设备造成严重损害和破坏，污染或环境损害以及暂停作业。我们保持各种类型和不同水平的保险范围，以涵盖我们的业务和财产，我们自我保险的某些风险，包括渐进污染，网络安全和命名风暴。然而，这种保险并不包括可能发生的与运营管道、码头及其他设施和设备有关的所有潜在风险，包括重大收入和现金流量的潜在损失。
如果发生重大事件，没有为其提供充分的保险、赔偿或保留，或一方未能履行其赔偿义务，可能会对我们的业务和财务状况产生重大和不利的影响。我们认为，我们保持足够的保险范围，虽然保险不会涵盖可能发生的许多类型的中断，但不包括可达到适用免赔额的数额，也不包括与我们某些资产和业务有关的所有风险。至于我们的保险范围，我们的保险单受免赔额和保留额的限制，我们认为这是合理的，而不是过分的。此外，当局亦不能保证我们日后可按我们认为合理的利率，维持足够的保险。因此，我们可以选择自我保险或在某些其他保险项目中使用更高的免赔额。此外，虽然我们认为我们已经建立了足够的准备金和流动资金，但如果这些风险没有投保，超出这些准备金的费用可能会更高，或者我们可能无法及时获得保险收益，这可能对我们的财务状况、业务结果或现金流动产生重大不利影响。
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附注20-季度财务数据(未经审计)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 第一 四分之一 | | 第二 四分之一 | | 第三 四分之一 | | 第四 四分之一 | | 共计(1) |
| (单位：百万单位，每单位数据除外) | | | | | | | | |
| 2019 | | | | | | | | | |
| 总收入 | $ | 8,375 | | | $ | 8,253 | | | $ | 7,886 | | | $ | 9,154 | | | $ | 33,669 | |
毛利率 (2) | $ | 790 | | | $ | 526 | | | $ | 566 | | | $ | 403 | | | $ | 2,285 | |
| 营业收入 | $ | 714 | | | $ | 451 | | | $ | 492 | | | $ | 331 | | | $ | 1,988 | |
| 净收益 | $ | 970 | | | $ | 448 | | | $ | 454 | | | $ | 307 | | | $ | 2,180 | |
| 可归因于PAA的净收入 | $ | 970 | | | $ | 446 | | | $ | 449 | | | $ | 306 | | | $ | 2,171 | |
| 每个共同单位的基本净收入 | $ | 1.26 | | | $ | 0.54 | | | $ | 0.55 | | | $ | 0.35 | | | $ | 2.70 | |
| 稀释后单位净收入 | $ | 1.20 | | | $ | 0.54 | | | $ | 0.55 | | | $ | 0.35 | | | $ | 2.65 | |
每个共同单位的现金分配(3) | $ | 0.30 | | | $ | 0.36 | | | $ | 0.36 | | | $ | 0.36 | | | $ | 1.38 | |
| | | | | | | | | |
| 2018 | | | | | | | | | |
| 总收入 | $ | 8,398 | | | $ | 8,080 | | | $ | 8,792 | | | $ | 8,786 | | | $ | 34,055 | |
毛利率 (2) | $ | 460 | | | $ | 168 | | | $ | 567 | | | $ | 1,399 | | | $ | 2,593 | |
| 营业收入 | $ | 381 | | | $ | 88 | | | $ | 493 | | | $ | 1,315 | | | $ | 2,277 | |
| 净收益 | $ | 288 | | | $ | 100 | | | $ | 710 | | | $ | 1,117 | | | $ | 2,216 | |
| 可归因于PAA的净收入 | $ | 288 | | | $ | 100 | | | $ | 710 | | | $ | 1,117 | | | $ | 2,216 | |
| 每个共同单位的基本净收入 | $ | 0.33 | | | $ | 0.07 | | | $ | 0.91 | | | $ | 1.46 | | | $ | 2.77 | |
| 稀释后单位净收入 | $ | 0.33 | | | $ | 0.07 | | | $ | 0.87 | | | $ | 1.38 | | | $ | 2.71 | |
每个共同单位的现金分配(3) | $ | 0.30 | | | $ | 0.30 | | | $ | 0.30 | | | $ | 0.30 | | | $ | 1.20 | |
(1)由于四舍五入，这四个季度的总和可能不等于全年的总和。
(2)毛利率按收入总额减去(1)现金购买和相关费用、(2)基本外地业务费用、(3)折旧和摊销以及(4)资产销售和资产减值的收益/损失净额计算。
(3)表示在所述期间申报和支付的现金分配。
附注21-操作段
我们通过三运营部门：运输、设施、供应和物流。每一部门收入来源的产品和服务类型概要见附注3。我们的首席运营决策者(“CODM”)(我们的首席执行官)根据包括分段调整的EBITDA(如下所定义)和维护资本投资在内的措施来评估部门业绩。
分段调整的EBITDA是我们内部财务报告的基础，也是CODM在评估业绩和在运营部门之间分配资源时使用的主要业绩计量。我们将经分段调整的EBITDA定义为未合并实体的收入和权益收益减去(A)采购和相关费用，(B)外地业务费用和(C)分部一般和行政费用，加上我们在未合并实体的折旧和摊销费用以及重大资产销售损益中所占的比例份额，并对某些选定项目作进一步调整，包括(1)与另一时期的相关活动有关的衍生工具损益(或从上一期间逆转这类调整)、与投资活动有关的衍生品损益(如购买线)和库存估价调整，在适用的情况下，(Ii)长期存货成本计算调整，(Iii)预计将在发行股本工具时结清的债务的费用，(Iv)与最低承诺有关的不足的数额，扣除随后确认为收入的适用数额，以及(V)我们的CODM认为是了解我们核心部门经营业绩不可或缺的其他项目。
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部分调整的EBITDA不包括折旧和摊销。作为MLP，我们每季度将我们的“可用现金”(如我们的合作协议中的定义)分发给我们的会员。我们把每个时期的非现金折旧和摊销前的收益作为衡量部门业绩的重要指标。将折旧和摊销费用排除在外可被视为限制了分段调整的EBITDA作为业绩衡量标准的效用，因为它没有考虑到由于与年龄有关的下降和磨损而导致的资本资产(如原油管道和设施)价值的隐含减少。我们认识到，折旧和摊销在很大程度上被维修和维修投资抵消，从而部分抵消了我们主要固定资产的老化和损耗，从而弥补了这一限制。这些维修投资是部分调整后的EBITDA或维修资本中的外地业务费用的组成部分，视费用的性质而定。为扩大我们资产的现有经营能力和(或)盈利能力而作出的资本支出被归类为扩展资本。为保持我们现有资产的运营和(或)盈利能力，替换和(或)翻新部分或全部折旧资产的资本支出被归类为维护资本，在确定“可用现金”时予以扣除。为维持日常运营而发生的维修和维护费用，我们的现有资产被记作已发生的费用。
下表反映了每个部分的某些财务数据(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 运输 | | 设施 | | 供应与再分配
物流 | | 段间
调整 | | 共计 |
| 截至2019年12月31日止的年度 | | | | | | | | | |
| 收入： | | | | | | | | | |
外部客户(1) | $ | 1,259 | | | $ | 609 | | | $ | 32,272 | | | $ | (471) | | | $ | 33,669 | |
段间(2) | 1,061 | | | 562 | | | 4 | | | 471 | | | 2,098 | |
| 报告部分收入总额 | $ | 2,320 | | | $ | 1,171 | | | $ | 32,276 | | | $ | — | | | $ | 35,767 | |
| 未合并实体的权益收益 | $ | 388 | | | $ | — | | | $ | — | | | | | $ | 388 | |
| 分段调整的EBITDA | $ | 1,722 | | | $ | 705 | | | $ | 803 | | | | | $ | 3,230 | |
资本支出(3) | $ | 1,127 | | | $ | 227 | | | $ | 33 | | | | | $ | 1,387 | |
| 维护资本 | $ | 161 | | | $ | 97 | | | $ | 29 | | | | | $ | 287 | |
| | | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日 | | | | | | | | | |
| 总资产 | $ | 14,902 | | | $ | 7,336 | | | $ | 6,439 | | | | | $ | 28,677 | |
| 对未合并实体的投资 | $ | 3,557 | | | $ | 126 | | | $ | — | | | | | $ | 3,683 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 运输 | | 设施 | | 供应与再分配
物流 | | 段间
调整 | | 共计 |
| 2018年12月31日 | | | | | | | | | |
| 收入： | | | | | | | | | |
外部客户(1) | $ | 1,116 | | | $ | 588 | | | $ | 32,819 | | | $ | (468) | | | $ | 34,055 | |
段间(2) | 874 | | | 573 | | | 3 | | | 468 | | | 1,918 | |
| 报告部分收入总额 | $ | 1,990 | | | $ | 1,161 | | | $ | 32,822 | | | $ | — | | | $ | 35,973 | |
| 未合并实体的权益收益 | $ | 375 | | | $ | — | | | $ | — | | | | | $ | 375 | |
| 分段调整的EBITDA | $ | 1,508 | | | $ | 711 | | | $ | 462 | | | | | $ | 2,681 | |
资本支出(3) | $ | 1,631 | | | $ | 234 | | | $ | 23 | | | | | $ | 1,888 | |
| 维护资本 | $ | 139 | | | $ | 100 | | | $ | 13 | | | | | $ | 252 | |
| | | | | | | | | |
| 截至2018年12月31日 | | | | | | | | | |
| 总资产 | $ | 13,288 | | | $ | 7,200 | | | $ | 5,023 | | | | | $ | 25,511 | |
| 对未合并实体的投资 | $ | 2,594 | | | $ | 108 | | | $ | — | | | | | $ | 2,702 | |
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 运输 | | 设施 | | 供应与再分配
物流 | | 段间
调整 | | 共计 |
| 2017年12月31日终了年度 | | | | | | | | | |
| 收入： | | | | | | | | | |
外部客户(1) | $ | 1,021 | | | $ | 555 | | | $ | 25,056 | | | $ | (409) | | | $ | 26,223 | |
段间(2) | 697 | | | 618 | | | 9 | | | 409 | | | 1,733 | |
| 报告部分收入总额 | $ | 1,718 | | | $ | 1,173 | | | $ | 25,065 | | | $ | — | | | $ | 27,956 | |
| 未合并实体的权益收益 | $ | 290 | | | $ | — | | | $ | — | | | | | $ | 290 | |
| 分段调整的EBITDA | $ | 1,287 | | | $ | 734 | | | $ | 60 | | | | | $ | 2,081 | |
资本支出(3) | $ | 2,126 | | | $ | 312 | | | $ | 20 | | | | | $ | 2,458 | |
| 维护资本 | $ | 120 | | | $ | 114 | | | $ | 13 | | | | | $ | 247 | |
| | | | | | | | | |
| 截至2017年12月31日 | | | | | | | | | | | | | |
| 总资产 | $ | 12,661 | | | $ | 7,313 | | | $ | 5,377 | | | | | $ | 25,351 | |
| 对未合并实体的投资 | $ | 2,681 | | | $ | 75 | | | $ | — | | | | | $ | 2,756 | |
(1)来自外部客户的运输收入包括与我们的客户进行的某些库存交换，我们的供应和物流部门在那里处理库存交换，并充当我们管道系统的托运人。有关我们相关会计政策的讨论，请参见附注3。我们已将这些库存交易所的收入估计数列入我们运输部门上述外部客户的收入，并对这些收入作了调整，使外部客户的总收入与我们的综合业务报表保持一致。本报告与我们向CODM提供的信息是一致的。
(2)部门收入包括在采购和相关费用中扣除的部门间数额，以及我们的综合业务报表中的外地业务费用。部门间活动在适用的情况下按张贴的费率进行，或以类似于第三方的费率或我们认为在协议执行或重新谈判时认为大致市场的费率进行。
(3)购置资本和扩张资本的支出，包括对未合并实体的投资。
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节段调整后的EBITDA调节
下表对部分调整的EBITDA与PAA的净收入进行了调节(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日 | | | | |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| 分段调整的EBITDA | $ | 3,230 | | | $ | 2,681 | | | $ | 2,081 | |
调整(1): | | | | | |
未合并实体的折旧和摊销(2) | (62) | | | (56) | | | (45) | |
衍生活动损益扣除库存估价调整数(3) | (160) | | | 519 | | | 46 | |
长期库存成本调整(4) | 20 | | | (21) | | | 24 | |
最低承诺额下的不足，净额(5) | 18 | | | (7) | | | (2) | |
权益指数补偿费用(6) | (17) | | | (55) | | | (23) | |
外币重估净损益(7) | (14) | | | (3) | | | 26 | |
第901号线事件(8) | (10) | | | — | | | (32) | |
重大购置相关费用(9) | — | | | — | | | (6) | |
| 折旧和摊销 | (601) | | | (520) | | | (517) | |
| 资产销售和资产减值损益净额 | (28) | | | 114 | | | (109) | |
| 对未合并实体的投资收益 | 271 | | | 200 | | | — | |
| 利息费用，净额 | (425) | | | (431) | | | (510) | |
| 其他收入/(费用)净额 | 24 | | | (7) | | | (31) | |
| 税前收入 | 2,246 | | | 2,414 | | | 902 | |
| 所得税费用 | (66) | | | (198) | | | (44) | |
| 净收益 | 2,180 | | | 2,216 | | | 858 | |
| 可归因于非控制权益的净收入 | (9) | | | — | | | (2) | |
| 可归因于PAA的净收入 | $ | 2,171 | | | $ | 2,216 | | | $ | 856 | |
(1)表示CODM在评估分段结果时使用的调整。
(2)包括我们在未合并实体的折旧和摊销以及重大资产出售损益中所占的比例份额。
(3)我们使用衍生工具来进行风险管理，我们的相关流程包括对一项基础对冲交易的对冲工具的具体识别。虽然我们为我们所加入的每一种衍生工具确定了一项基础交易，但在工具和基础交易之间可能没有会计套期保值关系。在评估我们的结果的过程中，我们确定了在这一期间确认的与衍生工具相关的收益，这些衍生工具在当期内未发生所识别的基础交易，并不包括在确定部分调整的EBITDA时的相关损益。此外，我们不包括与投资活动有关的衍生工具的损益，例如购买利福尔(Linefill)。我们还排除了相应的存货估价调整的影响(视情况而定)。
(4)我们携带原油和NGL库存，包括第三方资产中最低限度的工作库存要求，以及我们商业运营所需的其他工作库存。我们认为这份清单是进行我们业务所必需的，我们打算在可预见的将来进行这一盘点。因此，我们将此库存归类为资产负债表上的长期库存，而不使用衍生工具(类似于我们自己资产中的直线收益)对库存进行对冲。我们不包括长期库存平均成本的变化(这是市场价格波动造成的)和部分调整的EBITDA导致的此类库存减记的影响。
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(5)我们有一些协议，要求交易对手方在商定的期限内交付、运输或通过最低数量的货物。基本上，所有这些协议都是与交易对手签订的，目的是在经济上支持我们的资本支出回报，这是建造相关资产所必需的。其中一些协议包括在不满足最低数量的情况下的补充权.我们在提供服务期间或交易发生时记录交易对手方的应收款，包括与最低数量承诺相关的交易对手方的亏空债务数额。如果对手方拥有与缺陷相关的补充权，我们推迟了可归因于对手方补助权的收入，并随后在缺额量交付或发运时、补充权到期或确定对方利用弥补权的能力遥远时确认收入。我们将向对手方收取的亏空债务金额的影响，减去后来确认为收入的适用数额，作为影响可比性的选定项目。我们的CODM认为，将与该期间有关的合同承诺的收入包括在内，对调整后的部分EBITDA有意义，因为相关资产已经建立，随时准备提供所承诺的服务，固定业务费用也包括在本期的结果中。
(6)包括与将或可能在单位内结算的奖励相关的权益指数补偿费用。
(7)包括结清外币交易以及以外币计价的货币资产和负债的重估所实现的损益。
(8)包括在2015年5月发生的901线事件期间确认的费用，扣除我们认为很可能从保险中收回的数额。有关901线事件的附加信息，请参见注19。
(9)包括与ACC收购相关的购置费用。更多讨论见注7。这些非经常性支出的调整包括在2017年12月31日终了年度的分段调整的EBITDA计算中，因为CODM并不认为这些费用是理解我们核心部门运营绩效的不可或缺的部分。
地理数据
我们在美国和加拿大有业务。下文列出这些地区的收入和可归因于这些地区的长期资产(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日 | | | | |
收入 (1) | | 2019 | | 2018 | | 2017 |
| 美国 | | $ | 27,162 | | | $ | 28,362 | | | $ | 21,443 | |
| 加拿大 | | 6,507 | | | 5,693 | | | 4,780 | |
| | $ | 33,669 | | | $ | 34,055 | | | $ | 26,223 | |
(1)收入主要根据提供服务的地点或产品发运的地点分配给每个地区。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日 | | |
长期资产(1) | | 2019 | | 2018 |
| 美国 | | $ | 17,565 | | | $ | 15,885 | |
| 加拿大 | | 3,935 | | | 3,542 | |
| | $ | 21,500 | | | $ | 19,427 | |
(1)不包括长期衍生资产、长期递延税资产和商誉.
