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目录

美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
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表格：10-Q
________________________________________________________________________________________________________________________________
 
☒      根据1934年“证券交易法”第13或15(D)节规定的季度报告
 
关于截至的季度期间2020年3月31日
 
或
 
☐      根据1934年“证券交易法”第13或15(D)节提交的过渡报告
 
委托文件编号：1-14569
________________________________________________________________

普莱恩斯全美管道公司，L.P.
(章程中规定的注册人的确切姓名)
特拉华州 76-0582150
(成立为法团或组织的州或其他司法管辖区) (国税局雇主识别号)

克雷街333号, 套房1600
休斯敦, 德克萨斯州77002
(主要行政办公室地址)(邮编)
(713) 646-4100
(登记人的电话号码，包括区号)
________________________________________________________________
根据该法第12(B)条登记的证券：
每一类的名称交易代码每间交易所的注册名称
公共单位临机局纽约证券交易所
 
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年证券交易法第(13)或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否一直遵守此类提交要求。☒ 是  ☐*否
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条要求提交的每个互动数据文件。☒ 是  ☐*否
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司还是新兴的成长型公司。请参阅“交易法”规则第312b-2条中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。(勾选一项)：
大型加速滤波器☒ 加速的文件管理器☐
非加速文件管理器☐ 规模较小的新闻报道公司☐
 新兴成长型公司☐
 如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据交易法第13(A)条提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐ 
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如交易法规则第312b-2条所定义)。“☐是☒*否
截至2020年5月1日，有728,053,007未完成的公用事业单位。


目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
目录
 页
第一部分：财务信息
 
第(一)项未经审计的简明合并财务报表：
 
浓缩合并资产负债表：截至2020年3月31日和2019年12月31日
3
简明综合经营报表：截至2020年3月31日和2019年3月31日的三个月
4
简明综合全面收益表/(亏损)：截至2020年3月31日和2019年3月31日止三个月
5
累计其他全面收益/(亏损)简明综合变动表：截至2020年和2019年3月31日的三个月
5
简明现金流量表：截至2020年和2019年3月31日止三个月
6
合作伙伴资本变动简明综合报表：截至2020年3月31日和2019年3月31日的三个月
7
简明合并财务报表附注：
 
1.合并列报的组织和依据
8
2.重要会计政策摘要
10
3.应收收入和应收账款
11
4.每个普通单位的净收益/(亏损)
14
5.库存、管线填充物、基础气和长期库存
16
6.商誉
17
7.对未合并实体的投资
18
8.债项
19
9.合伙人的资本和分配
20
10.衍生工具及风险管理活动
21
11.关联方交易
27
12.承担及或有事项
28
13.营运区段
33
14.收购、资产剥离及资产减值
36
  
第二项：管理层对财务状况和经营成果的讨论分析
38
第三项关于市场风险的定量和定性披露
61
项目4.控制和程序
62
  
第二部分：其他信息
 
项目2.法律程序
63
项目71A。危险因素
63
第二项未登记的股权证券销售和收益的使用
65
第293项优先证券违约
65
第294项矿山安全信息披露
65
项目5.其他信息
65
项目6.展品
66
签名
70

2
目录
第一部分：财务信息 
项目1.未经审计的简明合并财务报表
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
压缩合并资产负债表
(单位数据除外，单位为百万)
三月三十一号，
2020		十二月三十一号，
2019
 (未经审计)
资产  
流动资产  
现金和现金等价物$38  $45  
限制性现金122  37  
贸易应收账款和其他应收账款净额2,200  3,614  
盘存181  604  
其他流动资产530  312  
流动资产总额3,071  4,612  
财产和设备17,927  18,948  
累计折旧(3,525) (3,593) 
财产和设备，净额14,402  15,355  
其他资产  
对未合并实体的投资3,714  3,683  
商誉—  2,540  
线状填充物和基础气955  981  
长期经营租赁使用权资产净额430  466  
长期库存73  182  
其他长期资产，净额1,055  858  
总资产$23,700  $28,677  
负债及合伙人资本  
流动负债  
应付贸易账款$2,247  $3,686  
短期债务363  504  
其他流动负债747  827  
流动负债总额3,357  5,017  
长期负债  
高级票据，净额8,941  8,939  
其他长期债务，净额477  248  
长期经营租赁负债370  387  
其他长期负债和递延信贷833  891  
长期负债总额10,621  10,465  
承付款和或有事项(附注12)
合伙人资本  
A系列首选单位持有人(71,090,468和71,090,468分别为未完成的单位)
1,505  1,505  
B系列首选单位持有人(800,000和800,000分别为未完成的单位)
787  787  
普通单位持有人(728,053,007和728,028,576分别为未完成的单位)
7,287  10,770  
不包括非控股权益的合伙人资本总额9,579  13,062  
非控制性利益143  133  
合伙人资本总额9,722  13,195  
负债总额和合伙人资本总额$23,700  $28,677  
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
3
目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
简明合并操作报表
(单位为百万，每单位数据除外)
三个月
三月三十一号，
 20202019
 (未经审计)
收入  
供应和物流部门收入$7,907  $8,022  
运输部门收入187  197  
设施部门收入175  156  
总收入8,269  8,375  
成本和开支  
采购及相关费用7,367  7,119  
现场运营成本304  326  
一般和行政费用69  76  
折旧摊销168  136  
(净收益)/资产出售和资产减值损失，净额(附注14)619  4  
商誉减值损失(附注6)2,515  —  
总成本和费用11,042  7,661  
营业收入/(亏损)(2,773) 714  
其他收入/(费用)  
未合并实体的权益收益110  89  
非合并实体投资收益/(减值)净额(附注7)
(22) 267  
利息支出(扣除资本化利息#美元后的净额6及$11，分别)
(108) (101) 
其他收入/(费用)，净额(31) 25  
税前收益/(亏损)(2,824) 994  
当期所得税费用(6) (30) 
递延所得税(费用)/福利(15) 6  
净收益/(亏损)(2,845) 970  
可归因于非控股权益的净收入(2) —  
可归因于PAA的净收益/(亏损)$(2,847) $970  
每普通单位净收益/(亏损)(附注4)：
  
分配给普通单位持有人的净收益/(亏损)-基本
$(2,897) $917  
基本加权平均未偿还公用事业单位
728  727  
每个普通单位的基本净收入/(亏损)
$(3.98) $1.26  
分配给普通单位持有人的净收益/(亏损)-摊薄
$(2,897) $957  
摊薄加权平均未偿还公用事业单位
728  800  
普通股摊薄净收益/(亏损)
$(3.98) $1.20  
 
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。

4
目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
简明综合全面收益表/(损益表)
(百万)
 
三个月
三月三十一号，
 20202019
 (未经审计)
净收益/(亏损)$(2,845) $970  
其他综合收益/(亏损)(327) 58  
综合收益/(亏损)(3,172) 1,028  
可归因于非控股权益的全面收益
(2) —  
可归因于PAA的综合收益/(亏损)$(3,174) $1,028  
 
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。


Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
简明合并变动表
累计其他综合收益/(亏损)
(百万)
 
导数
仪器		翻译
调整数		其他总计
 (未经审计)
2019年12月31日的余额$(259) $(674) $—  $(933) 
改叙调整2  —  —  2  
套期保值未实现亏损(79) —  —  (79) 
货币换算调整—  (251) —  (251) 
其他—  —  1  1  
期间活动合计(77) (251) 1  (327) 
2020年3月31日的余额$(336) $(925) $1  $(1,260) 

导数
仪器		翻译
调整数		其他总计
 (未经审计)
2018年12月31日的余额$(177) $(853) $—  $(1,030) 
改叙调整2  —  —  2  
套期保值未实现亏损(23) —  —  (23) 
货币换算调整—  78  —  78  
其他—  —  1  1  
期间活动合计(21) 78  1  58  
2019年3月31日的余额$(198) $(775) $1  $(972) 
 
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
5
目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
简明合并现金流量表
(单位：百万美元)

三个月
三月三十一号，
 20202019
 (未经审计)
经营活动的现金流  
净收益/(亏损)$(2,845) $970  
将净收益/(亏损)与经营活动提供的净现金进行对账：  
折旧摊销168  136  
(净收益)/资产出售和资产减值损失，净额(附注14)619  4  
商誉减值损失(附注6)2,515  —  
权益指数化薪酬费用/(福利)(4) 17  
存货计价调整232  —  
递延所得税费用/(福利)15  (6) 
外币重估损失46  4  
优先分配率重置期权公允价值的变化(附注10)(26) (23) 
未合并实体的权益收益(110) (89) 
未合并实体收益的分配125  98  
(未合并实体的投资收益)/减值，净额(附注7)22  (267) 
其他5  7  
资产和负债变动，扣除收购后的净额128  182  
经营活动提供的净现金890  1,033  
投资活动的现金流  
与收购相关支付的现金，扣除收购现金后的净额(附注14)(308) —  
对未合并实体的投资(147) (125) 
物业、设备和其他设施的附加费(245) (280) 
出售资产所得款项(附注14)104  —  
购买管线填充物和基础气所支付的现金(5) (16) 
其他投资活动(9) (8) 
投资活动所用现金净额(610) (429) 
融资活动的现金流  
商业票据计划下的净还款额(附注8)(93) —  
高级担保对冲库存安排下的净借款(附注8)89  —  
支付给A系列优先单位持有人的分配(注9)(37) (37) 
支付给普通单位持有人的分配(注9)(262) (218) 
其他融资活动111  57  
用于融资活动的现金净额(192) (198) 
翻译调整的效果(10) (3) 
现金及现金等价物和限制性现金净增加78  403  
期初现金和现金等价物及限制性现金82  66  
期末现金和现金等价物及限制性现金$160  $469  
支付的现金：  
利息，扣除资本化金额后的净额$65  $70  
所得税，扣除退还金额后的净额$51  $65  

附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
6
目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
简明合并合伙人资本变动表
(百万)
 有限责任合伙人合作伙伴的
不包括非控股权益的资本		非控制性权益总计
合作伙伴的
资本
优先单位持有人普普通通
单位持有人
系列AB系列
 (未经审计)
2019年12月31日的余额$1,505  $787  $10,770  $13,062  $133  $13,195  
净收益/(亏损)37  12  (2,896) (2,847) 2  (2,845) 
分发(注9)(37) (12) (262) (311) —  (311) 
其他综合损失—  —  (327) (327) —  (327) 
非控股权益的贡献(附注9)—  —  —  —  8  8  
其他—  —  2  2  —  2  
2020年3月31日的余额$1,505  $787  $7,287  $9,579  $143  $9,722  

有限责任合伙人总计
合作伙伴的
资本
优先单位持有人普普通通
单位持有人
系列AB系列
(未经审计)
2018年12月31日的余额$1,505  $787  $9,710  $12,002  
净收入37  12  921  970  
分布(37) (12) (218) (267) 
其他综合收入—  —  58  58  
其他—  —  (1) (1) 
2019年3月31日的余额$1,505  $787  $10,470  $12,762  

附注是这些简明综合财务报表的组成部分。

7
目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
未经审计简明合并财务报表附注

 
注1-合并和列报的组织和基础
 
组织
 
普莱恩斯全美管道公司(Plains All American Pipeline，L.P.)(“PAA”)是特拉华州的一家有限合伙企业，成立于1998年。我们的运营是通过我们的主要运营子公司直接和间接进行的。如本表格10-Q所用，除非上下文另有说明，否则术语“合伙”、“我们”和类似术语是指PAA及其子公司。
 
我们拥有并运营中游能源基础设施，主要为原油、天然气液体(“NGL”)和天然气提供物流服务。我们在主要的原油和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、终端、储存和收集资产的网络。我们的业务活动是通过三经营领域：运输、设施、供应和物流。有关我们的运营部门的进一步讨论，请参见附注13。
 
我们的非经济普通合伙人权益由PAA GP LLC(“PAA GP”)持有，这是一家特拉华州的有限责任公司，其唯一成员是Plains AAP，L.P.(“AAP”)，特拉华州的一家有限合伙企业。除了拥有PAA GP的所有权外，截至2020年3月31日，AAP还通过拥有约248.4百万个我们共同的单位(大约31占我们总未偿还普通单位和A系列优先单位总和的百分比)。位于特拉华州的有限责任公司Plains All American GP LLC(“GP LLC”)是AAP的普通合伙人。Plains GP Holdings，L.P.(“PAGP”)是GP LLC的唯一和管理成员，于2020年3月31日拥有大约75AAP的有限合伙人权益百分比。PAA GP Holdings LLC(“PAgP”)是PAgP的普通合伙人。
 
作为GP LLC的唯一成员，PAGP有责任开展我们的业务和管理我们的运营；但是，PAGP董事会对管理PAGP、AAP和我们的业务和事务负有最终责任。GP LLC雇用我们的国内官员和人员；我们的加拿大官员和人员受雇于我们的子公司Plains Midstream Canada ULC。

根据上下文要求，我们所称的“普通合伙人”包括PAgP、PAgP、gP LLC、AAP和PAA gP中的任何一个或全部。
8
目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
未经审计简明合并财务报表附注

定义
 
本表格10-Q中使用了其他定义的术语，其含义如下：

AOCI=累计其他综合收益/(亏损)
ASC=会计准则编码
ASU=会计准则更新
Bcf=十亿立方英尺
BTU=英制热量单位
计算机辅助设计=加元
CODM=首席运营决策者
DERS=分销等价权
EBITDA=扣除利息、税项、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
公认会计原则=美国公认的会计原则
冰=洲际交易所
ISDA=国际掉期和衍生工具协会
Libor=伦敦银行间同业拆借利率
LTIP=长期激励计划
MCF=千立方英尺
MMBLS=百万桶
NGL=天然气液体，包括乙烷、丙烷和丁烷
纽约商品交易所=纽约商品交易所(New York Mercantile Exchange)
证交会=美国证券交易委员会
TWh=太瓦时
美元=美元
WTI=西德克萨斯中质油

合并和列报的基础
 
随附的未经审计的简明综合中期财务报表及其相关注释应与我们的2019年年报Form 10-K一起阅读。随附的简明综合财务报表包括PAA及其所有全资子公司和它控制的那些实体的账户。对我们有重大影响但没有控制权的实体的投资按权益法核算。我们对我们拥有不可分割的共同利益的管道和其他资产实行比例合并。财务报表是根据美国证券交易委员会制定的中期报告说明编制的。管理层认为公平陈述中期结果所需的所有调整(仅包括正常经常性调整)都已反映出来。所有重大的公司间交易在合并中都已取消，并对前几年的信息进行了某些重新分类，以符合当前的列报方式。

截至2019年12月31日的简明综合资产负债表数据源自经审计的财务报表，但不包括GAAP要求的所有披露。截至2020年3月31日的三个月的运营业绩不应被视为全年预期业绩的指标。
 
后续事件已在财务报表发布日期进行了评估，并在适用的情况下包括在以下脚注中。

9
目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
未经审计简明合并财务报表附注

COVID-19

在2020年第一季度，新型冠状病毒(“冠状病毒”)大流行导致全球原油需求迅速大幅下降，导致原油供应过剩，全球石油市场某些供应商的产量增加加剧了这种情况。这些宏观经济和行业特有的挑战导致了第一季度确认的一些减值费用。有关这些减损的进一步讨论，请参见附注6和附注14。

冠状病毒方面仍然存在许多不确定性，包括关于大流行将持续多久的不确定性，以及美国和其他地区经济复苏的时间、速度和程度，以及这些不确定性将如何影响能源行业和我们的业务。因此，这些事项可能会影响我们对近期财务报表和附注中报告金额的估计和假设。


注2-重要会计政策摘要
 
受限现金

限制性现金包括我们持有的不能用于一般用途的现金，包括我们担任建设经理的某些权益法被投资人预支给我们的与固定资产建设相关的金额。下表显示了在我们的简明综合资产负债表上报告的现金和现金等价物以及限制性现金的对账情况，这些现金和现金等价物与我们的简明综合现金流量表上显示的总金额之和(以百万为单位)：

三月三十一号，
2020		十二月三十一号，
2019
现金和现金等价物$38  $45  
限制性现金122  37  
现金和现金等价物及限制性现金总额$160  $82  
近期会计公告

除以下及我们的2019年年报Form 10-K所述外，在截至2020年3月31日的三个月内，并无已生效或已发布的对我们有重大或潜在意义的新会计声明。
 
期内采用的会计准则更新

*我们采用了以下列出的华硕，自2020年1月1日起生效，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(有关这些华硕的更多信息，请参阅我们2019年年度报告Form 10-K第IV部分中包括的我们合并财务报表的注释2)：

•ASU 2019-04，对主题326“金融工具--信贷损失”的编纂改进，主题815，衍生品和套期保值，以及主题825，金融工具；
•ASU 2018-17，合并(主题810)：有针对性地改进可变利益实体的关联方指南；
•ASU 2018-15，无形资产-商誉和其他-内部使用软件(子主题350-40)：客户对作为服务合同的云计算安排中发生的实施成本的核算(FASB新兴问题特别工作组的共识)；
•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更；以及
•ASU 2016-13，金融工具-信用损失(主题326)：金融工具信用损失的衡量(以及一系列相关的ASU)。

10
目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
未经审计简明合并财务报表附注

期内发布的会计准则更新

2020年3月，FASB发布了2020-04，参考汇率改革(主题848)：促进参考汇率改革对财务报告的影响提供了可选的权宜之计和例外，用于将GAAP应用于参考LIBOR或预计将因参考汇率改革而停止的其他参考利率的合同、套期保值关系和其他交易。本指南自发布之日起至2022年12月31日预期有效，并可能从包括本ASU发行日期在内的过渡期开始实施。我们目前正在评估这一指导方针对我们的财务状况、经营结果和现金流的影响。

注3-应收收入和应收账款

收入确认

我们在ASC主题606下按细分和活动类型分解我们的收入，与客户签订合同的收入(“主题606”)。这些类别描述了收入和现金流的性质、金额、时间和不确定性如何受到经济因素的影响。有关我们的收入类型和收入确认政策的更多信息，请参阅我们2019年年度报告的Form 10-K第四部分中包含的合并财务报表的注释3。

        下表列出了我们的供应和物流、运输和设施部门从与客户签订的合同中获得的收入，按活动类型分类(以百万为单位)：

三个月
三月三十一号，
20202019
供应和物流部门与客户的合同收入
原油交易记录$7,322  $6,936  
NGL和其他交易428  910  
从与客户签订的合同中获得的供应和物流部门总收入
$7,750  $7,846  

三个月
三月三十一号，
20202019
运输部门与客户的合同收入
关税活动：
原油管道$512  $478  
NGL管道26  27  
关税活动总额538  505  
货车运输35  39  
从与客户签订的合同中获得的运输部门总收入
$573  $544  

三个月
三月三十一号，
20202019
设施部门从与客户的合同中获得的收入
原油、天然气和其他终端和储存$182  $176  
天然气液化与天然气加工分馏109  87  
钢轨装卸14  20  
从与客户签订的合同中获得的设施部门总收入$305  $283  

11
目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
未经审计简明合并财务报表附注

        对应报告部门的总收入进行对账。下表显示了我们从与客户签订的合同中获得的收入与我们在简明综合营业报表中披露的部门收入和总收入的对账情况(单位：百万)：

截至2020年3月31日的三个月交通运输设施供应渠道和
物流		总计
与客户签订合同的收入$573  $305  $7,750  $8,628  
收入中的其他项目6  8  158  172  
应报告部门的总收入$579  $313  $7,908  $8,800  
部门间收入(531) 
总收入$8,269  
截至2019年3月31日的三个月交通运输设施供应渠道和
物流		总计
与客户签订合同的收入$544  $283  $7,846  $8,673  
收入中的其他项目12  16  176  204  
应报告部门的总收入$556  $299  $8,022  $8,877  
部门间收入(502) 
总收入$8,375  

中国政府制定了最低产量承诺。我们有某些协议，要求交易对手在商定的期限内运输或吞吐最低数量的货物。截至2020年3月31日和2019年12月31日，与客户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$22百万美元和$42分别为百万美元，其中18百万美元和$22分别有100万美元记录为合同负债。剩余余额#美元4百万美元和$20分别于2020年3月31日和2019年12月31日的100万美元与交易对手未达到其合同最低承诺且未反映在我们的简明合并财务报表中的缺陷有关，因为我们尚未开单或收取此类金额。

*合约余额。我们的合同余额包括与我们尚未完成相关履约义务的服务或销售相关的收到金额。下表显示了截至2020年3月31日的三个月内合同负债余额的变化(单位：百万)：

 合同责任
2019年12月31日的余额$354  
确认为收入的金额(242) 
加法36  
2020年3月31日的余额$148  


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        剩余履约义务。主题606要求提供有关截至期末存在的合同项下部分和全部未履行履行义务的信息。这些信息包括分配给这些剩馀履约债务的对价金额以及对这些剩馀履约债务进行收入确认的时间。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，通常是设定的服务量，并且不包含除有限范围内的预期定时之外的任何可变性。这些合同都在主题606的范围内。下表列出了截至2020年3月31日与符合列报要求的外部客户签订的合同的剩余履约义务相关的对价金额(单位：百万)：

2020年剩余时间20212022202320242025年及其后
由最低产量承诺和运力协议支持的管道收入(1)
$124  $168  $162  $160  $138  $553  
存储、终止和吞吐量协议收入
307  324  254  192  147  367  
总计$431  $492  $416  $352  $285  $920  

(1)计算方法为根据合同承诺的数量乘以当前适用的关税税率。

据报道，上述列报不包括(1)没有最低数量承诺的遗留托运人的预期收入，包括没有或有限替代管道运输选择的管道；(2)部门间收入和(3)与某些创收合同相关的对价金额，这些合同包括固定的最低服务水平，这些合同要么不在专题606的范围内，要么不符合作为专题606下剩余履约义务列报的要求。以下是未包括在上表中的合同示例，因为它们不在主题606的范围内或不符合主题606的呈现要求：

•我们某些合资管道系统的最小流量承诺；
•种植面积奉献；
•有未来承诺量的供应和物流买进/卖出安排；
•所有其他供应和后勤合同，因为选择了与可变对价和短期合同有关的实际权宜之计；
•短期运输和设施合同；
•ASC主题842范围内的合同，租约及
•ASC主题815范围内的合同，衍生工具与套期保值.

应收贸易账款和其他应收账款净额

据报道，我们的应收账款主要来自原油的采购商和托运人，其次是NGL的采购商。在2020年第一季度，宏观经济和地缘政治状况，包括冠状病毒大流行导致的需求下降和供应过剩导致的油价暴跌，导致流动性问题影响到许多能源公司，这反过来又增加了与我们有业务往来的某些交易对手相关的潜在信用风险。为了降低与应收账款相关的信用风险，我们采用了严格的信用审查流程。我们密切关注市场状况，并对每个客户进行信用审查，以确定将向任何给定客户提供的未偿还信用额度(如果有)以及我们要求的财务业绩保证的形式和金额。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，为了减轻信用风险，我们与交易对手的交易中有很大一部分是以净现金结算的。对于这些净现金安排中的大多数，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那些交易对手相互冲销应收账款和应付账款)。
 
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销售原油的应收账款一般在行业结算日与交易对手结算，通常是在所有权转让月份的次月，否则，我们一般在以下时间内向客户开具发票30天提供产品或服务的时间，并且通常要求在30天发票日期。我们每月审查所有未付应收账款余额，并记录扣除预期信贷损失后的应收账款净额。在我们基本上用尽所有收款努力之前，我们不会注销应收账款余额。截至2020年3月31日和2019年12月31日，我们几乎所有的贸易应收账款都少于30超过预定发票日期的天数。我们预期的信贷损失是无关紧要的。尽管我们认为我们的信贷程序足以减轻任何重大的信贷损失，但鉴于原油需求的急剧下降和价格的下跌，当前和未来的信贷损失实际金额可能与估计的金额有很大差异。

        以下是来自与客户的合同收入的应收贸易账款与贸易应收账款和其他应收账款总额的对账，显示在我们的简明综合资产负债表上(以百万为单位)：

三月三十一号，
2020		2019年12月31日
从与客户的合同收入中产生的应收贸易账款
$1,796  $3,381  
其他贸易应收账款和其他应收账款(1)
2,668  3,576  
与交易对手的合同抵销权的影响(2,264) (3,343) 
贸易应收账款和其他应收账款净额$2,200  $3,614  

(1)余额主要由与不在主题606范围内的买入/卖出安排相关联的应收账款组成。

注4-每个普通单位的净收益/(亏损)
 
我们计算每个普通股的基本和摊薄净收益/(亏损)的方法是，将PAA应占的净收入/(亏损)(在扣除分配给优先单位持有人和参与证券的金额后)除以该期间已发行的普通股的基本和摊薄加权平均数量。参与的证券包括授予DER的LTIP奖励，这使受赠人有权获得等同于我们杰出公共单位支付的现金分配的现金支付。

公用股的稀释加权平均数量是根据公用股的加权平均数加上该期间潜在稀释证券的影响来计算的，其中包括(I)我们的A系列优先股和(Ii)我们的股票指数补偿计划奖励。当应用FASB指南规定的IF转换方法时，大约71在截至2020年3月31日的三个月中，2000万系列A级优先股被排除在每股普通股的稀释净收入/(亏损)的计算之外，因为这是反稀释的影响。我们考虑发行普通单位的股权指数薪酬计划奖励被认为是摊薄的，除非(I)它们只有在满足业绩条件后才被授予，以及(Ii)该业绩条件尚未满足。在截至2020年3月31日和2019年3月31日的三个月内被视为摊薄的股权指数化薪酬计划奖励，根据财务会计准则委员会发布的指导意见中库存股方法规定的剩余未摊销公允价值，通过假设的普通单位回购进行了减少。潜在稀释的LTIP奖励约为1在截至2020年3月31日的三个月中，由于影响是反稀释的，1.8亿台被排除在计算每股普通股的稀释净亏损之外。有关我们的股权指数薪酬计划奖励的完整讨论，请参阅我们的合并财务报表附注18，该附注包含在我们2019年年度报告的Form 10-K第II部分中。
 
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下表列出了每普通单位的基本和摊薄净收益/(亏损)的计算方法(单位百万，每单位数据除外)：

 三个月
三月三十一号，
 20202019
每个普通单位的基本净收入/(亏损)  
可归因于PAA的净收益/(亏损)
$(2,847) $970  
分配给A系列首选单位持有人
(37) (37) 
分配给B系列首选单位持有人
(12) (12) 
分配给参与证券
(1) (1) 
其他
—  (3) 
分配给普通单位持有人的净收益/(亏损)(1)
$(2,897) $917  
基本加权平均未偿还公用事业单位
728  727  
每个普通单位的基本净收入/(亏损)
$(3.98) $1.26  
每普通单位摊薄净收益/(亏损)  
可归因于PAA的净收益/(亏损)
$(2,847) $970  
分配给A系列首选单位持有人
(37) —  
分配给B系列首选单位持有人
(12) (12) 
分配给参与证券
(1) (1) 
分配/(损失)给普通单位持有人的净收入(1)
$(2,897) $957  
基本加权平均未偿还公用事业单位
728  727  
稀释证券的影响：
A系列首选单位
—  71  
股权指数化薪酬计划奖励
—  2  
摊薄加权平均未偿还公用事业单位
728  800  
普通股摊薄净收益/(亏损)
$(3.98) $1.20  

(1)我们根据与当期净收入(无论是现金支付还是实物支付)有关的分配计算分配给普通单位持有人的净收入/(损失)。在对适当时期的分配进行调整后，剩余的未分配收益或超过收益的超额分配(即未分配损失)(如果有)将根据我们在该期间有效的合伙协议的合同条款和两级法下的进一步规定分配给普通单位持有人和参与证券。

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注5-库存、管线填充物、基础气和长期库存
 
库存、管线填充气和基础气以及长期库存包括以下内容(桶和天然气体积以千为单位，账面价值以百万为单位)：

 2020年3月31日2019年12月31日
 卷数单位名称：
量测		携载
价值
价格/
单位：(1)
卷数单位名称：
量测		携载
价值
价格/
单位：(1)
盘存        
原油，原油7,168  桶$128  $17.86  8,613  桶$450  $52.25  
NGL3,992  桶42  $10.52  7,574  桶142  $18.75  
其他不适用：  11  不适用不适用 12  不适用
库存小计  181     604   
线状填充物和基础气        
原油，原油14,251  桶804  $56.42  14,316  桶826  $57.70  
NGL1,640  桶41  $25.00  1,701  桶47  $27.63  
天然气25,576  MCF110  $4.30  24,976  MCF108  $4.32  
管线填充物和基础气体小计  955     981   
长期库存        
原油，原油2,789  桶55  $19.72  2,598  桶152  $58.51  
NGL1,579  桶18  $11.40  1,707  桶30  $17.57  
长期库存小计  73     182   
总计  $1,209     $1,767   

(1)每个计量单位的价格由与不同等级、质量和地点相关的加权平均数组成。因此，这些价格可能与任何已公布的此类产品基准不一致。

在每个报告期结束时，我们都会评估存货的账面价值，并进行必要的调整，以将账面价值降至适用的可变现净值。由此产生的任何调整都是我们随附的简明综合经营报表中“采购和相关成本”的一个组成部分。我们记录了一笔$的费用。232在截至2020年3月31日的三个月内，与我们原油和NGL库存的减记有关，其中$401000万与我们的长期库存有关，原因是2020年第一季度价格下降。部分库存估值调整被确认用于对冲未来原油和NGL库存销售的衍生工具收益所抵消。这些收益被记录在我们随附的综合营业报表中的“供应和物流部门收入”中。有关我们的衍生工具和风险管理活动的讨论，请参阅附注10。
        
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注6-商誉
 
在2020年第一季度，我们记录了与商誉相关的减值损失。我们的市值在第一季度大幅下降，原因是当前的宏观经济和地缘政治状况，包括冠状病毒大流行导致的需求下降和供应过剩导致的油价暴跌，以及不断变化的市场状况和预期某些地区的原油产量下降，导致我们某些资产的未来现金流预期减少。此外，与石油需求相关的不确定性继续对我们主要客户的投资和运营计划产生重大影响。基于这些事件，我们得出结论，发生了一个触发事件，要求我们在2020年3月31日之前使用现金流贴现方法进行量化减值测试。我们采用的贴现率大约是14在确定我们每个报告单位的公允价值时，这代表了我们对理论上的市场参与者的资本成本的估计。报告单位的公允价值是公允价值层次结构中的第三级计量，并基于各种投入，如下所述。每个报告单位的贴现现金流是基于六年了我们相信理论上的市场参与者会在类似的市场交易中使用这些预测现金流和终端价值。各个报告单位的贴现现金流采用了各种其他假设，包括但不限于(I)产量(基于历史信息和对未来钻井和完井活动的估计，以及对未来需求复苏的预期)，(Ii)关税和储存率，(Iii)未来商品价格(基于相关指数和适用的质量和位置差异)，以及(Iv)估计固定和可变成本。我们根据不同的潜在市场情况，使用一系列现金流计算贴现现金流，但对于每个报告单位，减值测试的最终结果因现金流范围内的不同点而没有变化。根据减值测试的结果，吾等得出结论，吾等各报告单位的账面价值超过其各自的公允价值，导致各报告单位的全部商誉余额产生商誉减值费用。

下表反映了各分部的商誉和商誉变动情况(单位：百万)：

 交通运输设施供应链管理和物流总计
2019年12月31日的余额$1,052  $982  $506  $2,540  
收购2  —  —  2  
外币换算调整(19) (7) (5) (31) 
商誉，毛利1,035  975  501  2,511  
减损(1,038) (975) (502) (2,515) 
外币换算调整3  —  1  4  
累计减值损失(1,035) (975) (501) (2,511) 
2020年3月31日的余额$—  $—  $—  $—  
         
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注7-对未合并实体的投资

        我们对未合并实体的投资包括以下内容(除百分比数据外，以百万计)：

所有权权益在3月31日，
2020		投资余额
实体(1)
操作类型三月三十一号，
2020		十二月三十一号，
2019
BridgeTex管道公司
原油管道20%$427  $431  
仙人掌II管道有限责任公司
原油管道65%767  738  
卡普莱斯管道公司有限责任公司
原油管道(2)
54%499  484  
钻石管道有限责任公司
原油管道50%477  476  
鹰福特管道有限责任公司
原油管道50%391  382  
鹰福特码头公司Corpus Christi LLC(“Eagle
福特码头“)
原油码头和码头50%128  126  
红橡树管道有限责任公司(“红橡树”)
原油管道(3) (4)
50%54  20  
Saddlehorn管道公司，LLC(“Saddlehorn”)
原油管道30%181  234  
堆栈流水线有限责任公司
原油管道50%116  117  
白色悬崖管道有限责任公司
原油管道36%193  196  
BINK TO Webster Pipeline LLC
原油管道(3)
16%182  136  
其他投资299  343  
对未合并实体的总投资
$3,714  $3,683  

(1)除了鹰福特码头(Eagle Ford Terminals)在我们的设施部门报告外，这些实体的财务业绩在我们的运输部门报告。
(2)在管道系统倒转之前，卡普林管道已停止使用。
(3)资产目前正在建设中，尚未投入使用。
(4)2020年3月，合作伙伴宣布，他们将推迟红橡树管道项目，并暂停需要在该项目上投入额外资本的行动，并表示，他们将根据最近的市场发展情况重新评估对该项目的需求。

减损

在截至2020年3月31日的三个月中，我们确认了1美元的亏损4380万美元与上表中包括在“其他投资”中的某些投资的减记有关，原因是与市场状况下降相关的非临时性减值。这一亏损反映在我们的简明综合经营报表上的“非综合实体投资收益/(减值)投资净额”中。

资产剥离

*在2020年2月，我们出售了一个10拥有Saddlehorn的%所有权权益，收益约为$782000万美元，包括营运资金调整，并保留了30%的利息。我们录得大约$的收益。21与此次出售相关的600万美元，包括在我们的简明综合经营报表上的“非综合实体投资收益/(减值)投资”中。我们继续按照权益会计法核算我们的剩余权益。

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注8-债款
 
债务包括以下内容(以百万美元为单位)：

三月三十一号，
2020		十二月三十一号，
2019
短期债务  
商业票据，加权平均利率为2.2% (1)
$—  $93  
高级担保对冲库存工具，加权平均利率为1.8%和2.7分别为%(1)
237  325  
其他126  86  
短期债务总额363  504  
长期债务
优先票据，扣除未摊销折扣和债务发行成本$59及$61，分别(2)
8,941  8,939  
高级担保对冲库存工具，加权平均利率为1.8% (2)
177  —  
GO区定期贷款，扣除债务发行成本$1及$1，分别承担加权平均利率为2.5%和2.6分别为%
199  199  
其他101  49  
长期债务总额9,418  9,187  
债务总额(3)
$9,781  $9,691  

(1)我们将这些商业票据和信贷工具借款归类为截至2020年3月31日和2019年12月31日的短期借款，因为这些票据和借款主要指定为营运资金借款，要求在一年内偿还，主要用于对冲NGL和原油库存以及NYMEX和ICE保证金存款。
(2)截至2020年3月31日，我们将我们的美元600三千万，5.002021年2月到期的优先票据和我们的部分高级担保对冲库存工具借款作为长期借款，这是基于我们长期再融资的能力和意图。
(3)我们的固定利率优先票据的面值约为$。9.02019年3月31日和2019年12月31日均为10亿美元。我们估计，截至2020年3月31日和2019年12月31日，这些票据的公允价值总额约为美元。7.210亿美元和9.3分别为10亿美元。我们的固定利率优先票据在机构之间交易，这些交易通常由报告服务机构发布。我们对公允价值的确定是基于报告期末报告的交易活动。我们估计，根据我们的信贷安排、商业票据计划和GO区定期贷款，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。我们的优先票据、信贷安排、商业票据计划和GO区定期贷款的公允价值估计基于可观察到的市场数据，并被归类为公允价值等级的第二级。

借款和还款
 
截至2020年3月31日和2019年3月31日的三个月，我们的信贷安排和商业票据计划下的借款总额约为$9.610亿美元和0.5分别为10亿美元。根据我们的信贷安排和商业票据计划，总还款额约为$。9.610亿美元和0.5截至2020年和2019年3月31日的三个月分别为10亿美元。总借款和偿还总额的差异受到各种业务和财务因素的影响，包括但不限于一般合伙企业借款活动的时间、平均期限和方法。
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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，以确保我们有义务购买和运输原油、天然气和天然气。此外，我们还签发信用证来支持保险计划、衍生品交易(包括与对冲相关的保证金义务)和建筑活动。截至2020年3月31日和2019年12月31日，我们有未偿还信用证1美元。106百万美元和$157分别为百万美元。

注：9-合伙人的资本和分配
 
未完成的单位
 
下表显示了我们首选和通用设备的活动：

 有限责任合伙人
 A系列首选机组B系列首选设备公用事业单位
在2019年12月31日未偿还71,090,468  800,000  728,028,576  
股权指数化薪酬计划下普通单位的发行
—  —  24,431  
在2020年3月31日未偿还71,090,468  800,000  728,053,007  
 
 有限责任合伙人
 系列A
首选单位		B系列
首选单位		公用事业单位
截至2018年12月31日的未偿还金额71,090,468  800,000  726,361,924  
股权指数化薪酬计划下普通单位的发行—  —  423,889  
截至2019年3月31日未偿还71,090,468  800,000  726,785,813  

分布

A系列优先单位分布. 下表详细介绍了2020年前三个月或与之相关的A系列首选单位持有人的分配情况(单位为百万，单位数据除外)：

A系列优先单位持有人
分配和付款日期现金分配按单位分配
2020年5月15日(1)
$37  $0.525  
2020年2月14日$37  $0.525  

(1)在2020年1月1日至2020年3月31日期间，在2020年5月1日交易结束时向登记在册的单位持有人支付。于2020年3月31日，该金额应计为本公司简明综合资产负债表上“其他流动负债”的应付分派。

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B系列首选单位分布。我们B系列优先股的分配每半年支付一次，在5月15日和11月15日拖欠。下表详细说明了要支付给我们的B系列首选单位持有人的分配(单位为百万，每单位数据除外)：

B系列首选单位持有人
分配和付款日期现金分配按单位分配
2020年5月15日(1)
$24.5  $30.625  

(1)在2019年11月15日至2020年5月14日期间，在2020年5月1日交易结束时向登记在册的单位持有人支付。

在2020年3月31日，大约18应付给我们B系列优先单位持有人的应计分派中有100万美元包括在我们简明综合资产负债表的“其它流动负债”中。

公共单位分布. 下表详细说明了在2020年前三个月或与之相关的向我们的普通单位持有人支付的分配(单位为百万，但每单位数据除外)：

分布普通单位现金分配
普通单位持有人现金分配总额
分配和付款日期公众阿普
2020年5月15日(1)
$86  $45  $131  $0.18  
2020年2月14日$172  $90  $262  $0.36  

(1)在2020年1月1日至2020年3月31日期间，在2020年5月1日交易结束时向登记在册的单位持有人支付。

附属公司的非控股权益

在截至2020年3月31日的三个月里，我们收到了美元。8红河管道有限责任公司非控股权益中的1.8亿美元与红河管道产能扩建有关。

注10-衍生工具与风险管理活动
 
当我们确定这样做有价值时，我们会识别核心业务活动背后的风险，并使用风险管理策略来缓解这些风险。我们的政策是使用衍生工具进行风险管理，而不是用来投机碳氢化合物商品(这里称为“商品”)的价格变动。我们使用各种衍生工具来管理我们对(I)大宗商品价格风险的敞口，以及优化我们的利润，(Ii)利率风险和(Iii)货币汇率风险。我们的商品价格风险管理政策和程序旨在通过监控我们的衍生品头寸以及实物数量、等级、地点、交货时间表和存储容量，帮助确保我们的对冲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控我们的衍生品头寸，并确保这些头寸与我们的目标和批准的战略一致。当我们应用套期保值会计时，我们的政策是正式记录套期保值工具和被套期保值项目之间的所有关系，以及我们进行套期保值的风险管理目标。这一过程包括对套期保值工具和被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。在对冲关系开始时，我们评估所采用的衍生品在抵消预期对冲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，回顾性和前瞻性的套期保值效果都是在定性的基础上进行评估的。
 
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我们在资产负债表上将所有未平仓衍生品记录为按公允价值计量的资产或负债。除非符合特定的对冲会计准则，衍生品公允价值的变化目前在收益中确认。对于被指定为现金流对冲的衍生品，公允价值的变化在AOCI中递延，并在基础对冲交易在收益中确认的期间在收益中确认。未被指定为套期保值工具的衍生品和不符合对冲会计资格的衍生品在每个期间的收益中确认。与我们的衍生活动相关的现金结算与我们的简明综合现金流量表中的相关对冲项目被归类在同一类别。

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交易对手违约的情况下抵销权的规定。如果发生违约，双方都有权将应付和应收款项净额计入双方之间的单一净结算额。

截至2020年3月31日和2019年12月31日，我们的未偿还衍生品均不包含信用风险相关的或有特征，这些特征将在我们的信用评级发生任何变化时对我们造成重大不利影响。虽然我们可能会被要求为我们通过结算经纪账户交易的交易所交易衍生品提供保证金，如下所述，但我们不要求我们的非清算衍生品交易对手向我们提供抵押品。

商品价格风险套期保值
 
我们的核心业务活动涉及某些与商品价格相关的风险，我们通过各种方式管理这些风险，包括使用衍生品工具。我们的政策是(I)只购买我们有销售市场的库存，(Ii)安排我们的销售合同，使价格波动不会对我们的营业收入产生重大影响，以及(Iii)不收购和持有实物库存或衍生品以投机大宗商品价格变化。我们经营活动中固有的与大宗商品相关的重大风险大致可分为以下几类：

商品购销-在我们正常的运营过程中，我们购买和销售商品。我们使用衍生品来管理相关风险并优化利润。截至2020年3月31日，与这些活动相关的净衍生品头寸包括：
 
•净多头头寸为9.9与我们的原油购买相关的100万桶，在2020年4月期间按比例平仓，以匹配月平均定价。
•净短时间价差头寸为6.0100万桶，这对冲了我们预期的原油租赁收集购买到2021年5月的一部分。
•净原油基差头寸为6.3截至2021年12月，多个地点的石油产量为100万桶。这些衍生品让我们可以锁定等级基差。
•净空头头寸为15.7截至2022年12月的100万桶与原油和NGL库存的预期净销售相关。

存储容量利用率-对于分配给我们的供应和物流运营的能力，我们在落后的市场结构中存在利用风险。截至2020年3月31日，我们使用衍生品来管理我们的部分存储容量将不会被利用的风险(平均约为2.0到2021年12月，每月储存能力为100万桶)。这些头寸不涉及直接的价格敞口。
 
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天然气加工/天然气分馏-我们购买天然气用于加工和运营需要。此外，我们购买用于分馏的NGL混合物，并销售由此产生的个别规格的产品(包括乙烷、丙烷、丁烷和冷凝油)。结合这些活动，我们对冲与购买天然气和随后销售个别规格产品相关的价格风险。下表汇总了截至2020年3月31日，我们用于对冲与我们的天然气加工和NGL分馏活动相关的预期购买和销售相关的价格风险的未平仓衍生品头寸：

名义体积
(短)/长剩余男高音
购买天然气
41.8Bcf
2022年12月
丙烷销量
(3.0)MMbls
2020年12月
丁烷销售量
(1.8)MMbls
2020年12月
凝析油销售(WTI仓位)
(0.9)MMbls
2020年12月
电源要求(1)
0.9TWh
2022年12月

(1)为了对冲我们在加拿大天然气加工和分馏工厂的部分电力供应需求，我们提供了一种新的电力头寸。

符合衍生工具定义但不符合或未指定为正常购买及正常销售范围例外的实物商品合约，按公允价值计入资产负债表，公允价值变动于收益中确认。我们已经确定，基本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的例外条件。

我们的商品衍生品没有被指定为套期保值关系，因此，公允价值的变化在收益中报告。我们在收益中确认的大宗商品衍生品的影响摘要如下(以百万为单位)：

 三个月
三月三十一号，
 20202019
供应和物流部门收入$149  $213  
现场运营成本1  7  
*商品衍生品活动净收益/(亏损)$150  $220  
 
我们的会计政策是，当存在主净额结算安排时，与同一交易对手签订的衍生品资产和负债相互抵销。因此，我们还用与现金保证金相关的金额来抵消衍生资产和负债。我们的交易所交易衍生品通过结算经纪账户进行交易，并受各自交易所制定的保证金要求的约束。每天，我们的账户权益(包括我们的现金余额和我们未平仓衍生品的公允价值之和)与我们最初的保证金要求进行比较，从而支付或返还差异保证金。下表提供了我们的净经纪人应收/(应付)(以百万为单位)的组成部分：

三月三十一号，
2020		十二月三十一号，
2019
初始毛利$163  $73  
差额边际已过帐/(已退回)
(214) (45) 
信用证
(74) (73) 
应付经纪人净额
$(125) $(45) 

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下表反映了简明综合资产负债表行项目，其中包括我们的商品衍生资产和负债的公允价值以及抵押品净值的影响。这些金额是在交易对手净额影响之前按毛额列报的。然而，当法定抵销权存在时，我们已选择在我们的简明合并资产负债表上以净额基础向同一交易对手列报我们的商品衍生资产和负债。下表中的金额以百万为单位。

2020年3月31日2019年12月31日
抵押品净额结算的效果资产负债表上列示的账面净值抵押品净额结算的效果资产负债表上列示的账面净值
商品衍生品商品衍生品
资产负债资产负债
衍生资产
其他流动资产$446  $(256) $(125) $65  $179  $(37) $(45) $97  
其他长期资产，净额99  (15) —  84  24  —  —  24  
衍生负债
其他流动负债161  (171) —  (10) 32  (56) —  (24) 
其他长期负债和递延信贷—  (12) —  (12) —  (12) —  (12) 
总计$706  $(454) $(125) $127  $235  $(105) $(45) $85  

利率风险对冲
 
我们使用利率衍生品来对冲因债务发行而发生的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起始利率互换和国库锁定。这些衍生品被指定为现金流对冲。因此，公允价值的变动在AOCI中递延，并重新分类为利息支出，因为我们产生了与相关债务相关的利息支出。

下表汇总了截至2020年3月31日我们的未偿还利率衍生品的条款(名义金额以百万为单位)：

套期保值交易的数量和类型。
使用衍生品		概念上的
数量		预期
终止日期		平均汇率
已锁定		会计学
治疗
预期利息支付
8远期起始掉期
(30-年份)
$200  6/15/20203.06 %现金流对冲
预期利息支付
8远期起始掉期
(30-年份)
$200  6/15/20231.38 %现金流对冲
预期利息支付
8远期起始掉期
(30-年份)
$200  6/14/20240.73 %现金流对冲
 
截至2020年3月31日，净亏损美元。336AOCI递延了1.6亿美元。预计在AOCI记录的递延净亏损将与(I)基础对冲商品交易的收益确认或(Ii)与基础债务工具相关的利息支出应计项目同时重新分类为未来收益。我们重新归类为净亏损#美元。2300万美元和300万美元2在截至2020年3月31日和2019年3月31日的三个月内，分别为3.5亿美元。在截至2020年3月31日AOCI递延的净亏损总额中，我们预计将重新分类净亏损#美元12在接下来的12个月里，收入将下降到3.6亿美元。我们估计，由于基础对冲交易影响收益，到2054年，几乎所有剩余的递延亏损都将重新分类为收益。这些金额中的一部分是基于截至2020年3月31日的市场价格；因此，需要重新分类的实际金额将有所不同，并可能因市场状况的变化而发生实质性变化。

下表汇总了在AOCI中确认的衍生品未实现净收益/(亏损)(单位：百万)：

三个月
三月三十一号，
 20202019
净利率衍生品$(79) $(23) 
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于2020年3月31日，我们利率对冲的公允净值(计入我们综合资产负债表上的“其他流动负债”和“其他长期负债及递延信贷”)合计为#美元。115300万美元和300万美元9分别为2000万人。截至2019年12月31日，这些对冲的公允价值为#美元。442000万美元，并计入“其他流动负债”.

货币汇率风险对冲
 
由于我们加拿大业务的很大一部分是以CAD进行的，我们使用外币衍生品来将不利汇率变化的风险降至最低。这些工具包括外币兑换合约、远期和期权。
 
我们使用的外币衍生品包括(I)我们用来对冲货币兑换风险的衍生品，这些衍生品是通过使用美元计价的大宗商品衍生品来对冲与CAD计价的商品买卖相关的大宗商品价格风险而产生的，以及(Ii)我们用来管理我们加拿大业务现金需求的外币兑换合约。
 
下表汇总了我们截至2020年3月31日的未平仓远期外汇合约(单位：百万)：

  美元计算机辅助设计平均汇率
美元兑加元
将加元兑换成美元的远期外汇合约：    
2020$132  $175  
$1.00 - $1.32
将美元兑换成加元的远期外汇合约：    
 2020$300  $404  
$1.00 - $1.35
 
这些衍生品并未被指定为对冲关系。因此，公允价值的变化在收益中确认为供应和物流部门收入的组成部分。截至2020年3月31日和2019年3月31日的三个月，我们的货币汇率对冲的收益中确认的金额为亏损#美元。61000万美元，并获得美元的收益5分别为2000万人。

于2020年3月31日，这些货币汇率对冲的公允价值净值(计入我们简明综合资产负债表上的“其他流动资产”和“其他流动负债”)合计为#美元。1300万美元和300万美元6分别为2000万人。于2019年12月31日，该等货币汇率对冲的公允价值净值(计入我们简明综合资产负债表上的“其他流动资产”及“其他流动负债”)合计为#美元。2300万美元和300万美元1分别为2000万人。

首选分配率重置选项
 
如果嵌入在合同中的衍生品的经济特征和风险与主合同的经济特征和风险没有明确而密切的关系，则嵌入在合同中的衍生品特征如果不完全符合衍生品的定义，必须分开核算。我们A系列优先股的首选分配率重置选项是一种嵌入式衍生品，必须从相关的主机合同(我们的合作伙伴协议)中分离出来，并以公允价值记录在我们的简明合并资产负债表上。这一嵌入衍生工具未被指定为套期保值关系，公允价值的相应变化在我们的简明综合经营报表中的“其他收入/(费用)，净额”中确认。在截至2020年3月31日和2019年3月31日的三个月里，我们确认的收益为26300万美元和300万美元23分别为2000万人。优先分配率重置选择权的公允价值包括在我们的简明综合资产负债表上的“其他长期负债和递延信贷”中，合计为#美元。8300万美元和300万美元34分别于2020年3月31日和2019年12月31日为3.8亿美元。有关我们的A系列首选单位和首选分配率重置选项的更多信息，请参阅我们2019年年报第IV部分中包含的合并财务报表附注13(Form 10-K)。
 
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经常性公允价值计量
 
衍生金融资产和负债
 
下表列出了在公允价值层次中按公允价值经常性核算的金融资产和负债(以百万计)：

 截至2020年3月31日的公允价值截至2019年12月31日的公允价值
经常性的公允价值和措施。(1)
1级2级第3级总计1级2级第3级总计
商品衍生品$177  $128  $(53) $252  $42  $105  $(17) $130  
利率衍生品—  (124) —  (124) —  (44) —  (44) 
外币衍生品—  (5) —  (5) —  1  —  1  
首选分配率重置选项—  —  (8) (8) —  —  (34) (34) 
衍生工具净资产/(负债)合计$177  $(1) $(61) $115  $42  $62  $(51) $53  

(1)衍生工具资产及负债以上按净值列示，但不包括相关现金保证金存款。

1级
 
公允价值等级的第一级包括交易所交易的商品衍生品和场外商品合约，如期货和掉期。交易所交易商品衍生品和场外商品合约的公允价值是以活跃市场未经调整的报价为基础的。
 
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，这些衍生品在交易量和交易频率低于活跃市场的可观察市场进行交易。此外，它还包括某些实货商品合约。这些衍生品的公允价值与市场可观察到的投入相印证。
 
第3级
 
公允价值层次的第3级包括某些实物商品和其他合同、场外期权和我们的合伙协议中包含的优先分销率重置选择权，该选择权被归类为嵌入衍生品。
 
我们的3级实物商品及其他合约和场外期权的公允价值是基于利用重大时机估计的估值模型，这涉及管理层判断，以及来自可观察和不可观察市场的定价投入，但成交量和交易频率低于活跃市场。与这些估计和投入的重大偏离可能导致公允价值的重大变化。我们在简明综合运营报表中将与这些合同相关的未实现损益报告为供应和物流部门的收入。
 
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3级净资产/(负债)前滚
 
下表对分类为第3级的衍生品的期初余额和期末余额的公允价值变化进行了对账(以百万为单位)：

三个月
三月三十一号，
 20202019
期初余额$(51) $(24) 
计入收益的当期净收益/(亏损)(10) 23  
安置点—  (10) 
期内订立的衍生工具—  1  
期末余额$(61) $(10) 
期末仍持有的与3级衍生品有关的收益中包括的未实现收益/(亏损)的变化
$(10) $24  

注11-关联方交易
 
有关我们的关联方交易的完整讨论，请参阅我们的合并财务报表附注17，该附注包含在我们2019年年度报告的Form 10-K第IV部分中。

PAgP C类股份的所有权

截至2020年3月31日和2019年12月31日，我们拥有以下资产：550,769,169和549,538,139，分别为PAgP的C类股。C类股份代表PAgP的非经济有限合伙人权益，为我们作为唯一持有人提供了“传递”投票权，我们的普通单位持有人和A系列优先单位持有人可通过该投票权与PAgP的A类和B类股份持有人按比例投票选举合格的PAgP董事。

与其他关联方的交易
 
我们的其他关联方包括(I)主要所有者及其关联实体，以及(Ii)我们根据权益会计方法持有投资并进行会计核算的实体(有关此类实体的信息，请参阅附注7)。我们承认在PAgP董事会中有指定代表和/或拥有超过10AAP有限合伙人权益的%。AAP的这种有限合伙人权益转化为PAA的间接所有权权益要小得多。我们也认为与主要所有者有关联的子公司或基金是关联方。截至2020年3月31日，凯恩·安德森资本顾问公司(Kayne Anderson Capital Advisors，L.P.)是主要所有者。

在截至2020年3月31日和2019年3月31日的三个月内，我们确认了销售和运输收入，从我们的主要所有者及其关联实体和我们的股权方法被投资人那里购买了石油产品，并利用了运输服务。这些交易是以公布的税率或我们认为近似市场的价格进行的。这些交易包括一项原油买卖协议，其中包括多年最低成交量承诺。这些交易对我们的简明综合营业报表的影响如下(以百万为单位)：

三个月
三月三十一号，
 20202019
关联方收入(1) (2) (3)
$23  $225  
向关联方采购和支付相关费用(2) (3)
$129  $114  

(1)这些收入中的大部分包括在我们的简明综合经营报表上的“供应和物流部门收入”中。
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(2)根据买入/卖出交易，作为库存交换一部分的原油购买与相关销售净额，任何毛利都在我们的简明综合运营报表中的“购买和相关成本”中列示。
(3)2019年关联方的收入、采购和相关成本包括截至2019年5月与能源矿产集团(“EMG”)及其子公司的交易，以及截至2019年9月与西方石油公司(“Oxy”)及其子公司的交易。继2019年5月和9月分别减少EMG和Oxy在AAP的所有权权益后，EMG和Oxy不再被承认为主要所有者。有关更多信息，请参阅我们2019年年度报告的Form 10-K中的注释17。

我们与这些相关方的应收账款和应付账款反映在我们的简明综合资产负债表上如下(以百万为单位)：

三月三十一号，
2020		十二月三十一号，
2019
应收贸易账款和其他应收账款，关联方净额(1)
$180  $134  
应付关联方的贸易账款(1) (2)
$97  $102  

(1)包括与原油购销、运输服务有关的金额，以及与我们担任施工经理的权益法被投资人扩建项目相关的欠我们或预付款。
(2)我们有协议在管道上或在权益法投资人拥有的设施上以公布的税率储存和运输原油，我们在这些设施中拥有一个50我们对运输的承诺有一部分是由原油买卖或与第三方签订的其他相应数量的协议来支持的。

注：12-承诺和或有事项
 
或有损失-一般信息
 
就我们能够评估意外情况出现负面结果的可能性而言，我们对这种可能性的评估从很小到很可能不等。如果我们确定有可能出现负面结果，并且损失金额可以合理估计，我们将产生与估计金额相等的未贴现负债。如果可以合理估计一个可能损失金额的范围，并且该范围内的任何金额都不比其他任何金额更好的估计，则我们应累积等于该范围内的最小金额的未贴现负债。此外，我们估计我们预计与或有损失相关的法律费用，并在这些费用是实质性的和可能发生的时候应计这些费用。
 
当损失的可能性很可能，但金额无法合理估计，或者当损失的可能性被认为只有合理的可能性或很小的时候，我们不会记录或有负债。对于可能出现不利结果且对我们的综合财务报表有重大影响的或有事项，吾等会披露或有事项的性质，并在可行的情况下披露对可能损失或损失范围的估计。

法律程序-一般法律程序
 
在日常业务过程中，我们涉及各种法律程序，包括因监管和环境问题而引起的法律程序。在确定与该等法律程序相关的损失概率以及与之相关的任何潜在损失是否可估测时，我们会考虑我们认为所有相关的已知事实和情况，以及我们认为关于将这些事实和情况应用于现有协议、法律和法规的合理假设。虽然我们投保的各种风险达到我们认为是审慎的程度，但不能保证此类保险的性质和金额在任何情况下都足以充分保障我们免受当前或未来法律程序造成的损失。因此，我们不能保证我们目前参与或未来将参与的各种法律诉讼的结果不会单独或总体上对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
 
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环境-总则
 
虽然我们在我们的维护和完整性计划上进行了大量投资，但我们已经经历过(未来可能还会经历)碳氢化合物产品从我们的管道、铁路、存储和其他设施运营中释放到环境中。这些释放可能是由事故或不可预测的人为或自然力量造成的，可能会到达地表水水体、地下水含水层或其他敏感环境。与我们现有或未来资产的任何此类释放相关的损害和负债可能是重大的，并可能对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
 
当可能进行环境评估和/或补救措施并且金额可以合理估计时，我们记录环境责任。一般来说，我们对这些应计项目的记录与我们完成可行性研究或对正式行动计划的承诺相吻合。我们不会将我们的环境补救责任与现值打折。我们还根据被收购公司过去运营造成的环境义务的估计公允价值，记录在企业合并中承担的环境负债。我们在我们确定成本可能收回的期间，记录我们认为可以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相关的环境支出按照我们的财产和设备资本化政策进行支出或资本化。对过去业务造成的现有状况进行补救而产生的支出，以及对当前或未来盈利能力没有贡献的支出，将计入费用。
 
截至2020年3月31日，我们估计的环境责任未贴现准备金(包括与901线事件有关的债务，如下所述)总计为$142百万美元，其中$89百万美元被归类为短期和$53百万美元被归类为长期。截至2019年12月31日，我们估计的环境责任(包括与901线事件相关的债务)未贴现准备金总额为$140百万美元，其中$60百万美元被归类为短期和$80百万美元被归类为长期。此类短期和长期环境负债分别反映在我们的合并资产负债表上的“其他流动负债”和“其他长期负债和递延信贷”中。截至2020年3月31日，我们已记录的应收账款总额为$81根据保险和根据赔偿协议可能从第三方追回的金额为百万美元，其中#美元69百万美元被归类为短期和$12百万美元被归类为长期。截至2019年12月31日，我们已经记录了$72百万此类应收账款，其中#美元35百万美元被归类为短期和$37百万美元被归类为长期。此类短期和长期应收账款分别反映在我们合并资产负债表上的“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。
 
在某些情况下，与这些负债相关的实际现金支出可能在三年或更长时间内不会发生。我们在确定这些储量时所用的估计是基于我们目前掌握的信息和我们对最终结果的评估。在影响我们估计的许多不确定性中，包括对我们的补救计划进行必要的监管批准和可能的修改，对土壤或水污染影响的初步评估可获得的数据有限，与环境补救服务和设备相关的成本变化，以及现有或未来法律索赔导致额外责任的可能性。因此，虽然我们相信储备金是足够的，但所发生的实际成本(最终可能包括目前无法合理估计的或有成本，或当前认为亏损可能性仅为合理可能或微乎其微的或有成本)可能超过储备金，并可能对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
 
具体的法律、环境或监管事项

901线路事故。2015年5月，我们经历了一次原油泄漏，从我们的拉斯弗洛雷斯到加利福尼亚州圣巴巴拉县的加维奥塔管道(901号线)。释放的部分原油通过排水涵洞到达里福吉奥州立海滩的太平洋。在释放之后，我们关闭了管道，并启动了我们的应急计划。为应对工作，成立了一个统一司令部，其中包括美国海岸警卫队、环境保护局、加利福尼亚州鱼类和野生动植物部门(CDFW)、加州溢油预防和响应办公室以及圣巴巴拉应急管理办公室。统一司令部已确定关于受影响的海岸线和其他区域的清理和补救行动已完成，统一司令部已解散。我们根据相关事实、数据和信息，并根据下文所述同意法令的规定，对漏油量的估计大约为2,934在这个数量中，我们估计598桶到了太平洋。

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由于901号线事件，几个政府机构和监管机构对901号线事件展开了调查，对我们提出了各种索赔，并对我们提起了多起诉讼。我们可能会受到额外的索赔、调查和诉讼，这可能会对我们目前预计因901线事件而招致的债务和成本产生实质性影响。以下是目前悬而未决的行动和事项的简要摘要：
  
2015年5月21日，我们收到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线的运营以及从圣巴巴拉县Gaviota泵站到加利福尼亚州克恩县Emidio泵站(903线)的第二段管道拥有管辖权，要求我们关闭、清洗、审查、补救和测试901线。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901和903行(修订后的CAO)采取额外的纠正措施。除其他要求外，民航局要求我们对901号线路进行故障根源分析，并向PHMSA提交补救工作计划和重启计划，然后才能恢复901和903号线路的服务；民航局还对彭特兰泵站和埃米迪奥泵站之间的903号线路实施了压力限制，该限制后来被解除，并要求我们对901和903号线路采取其他指定的行动。我们打算继续遵守CAO，并配合与释放有关或由释放引起的任何其他政府调查。2015年5月28日，管道受影响段的挖掘和拆除工作完成。线路901和线路903已被清除，目前未投入运营，但线路903的宾特兰至埃米迪奥路段除外，该线路仍在运营。尚未建立重新启动901或903线的时间表。CAO的其余未完成部分，主要与恢复901和903线服务有关，已纳入同意法令(定义和讨论如下)。在法院输入同意判令后, 我们预计民航局将被PHMSA关闭。

2016年2月17日，PHMSA发布了901线故障的初步事实报告，其中包含PHMSA关于导致事故的事件的事实信息以及迄今已进行的技术分析的初步调查结果。2016年5月19日，PHMSA发布了关于901线事件的最终故障调查报告。PHMSA的调查结果表明，901号线事故的直接原因是外部腐蚀，使管壁变薄到突然破裂并释放原油的水平。PHMSA还得出结论，901号线事故的原因很多，包括对外部腐蚀的保护不力，未能检测和缓解腐蚀，以及没有及时发现和应对破裂。报告还包括有关该事件的各种工程和技术报告的副本。PHMSA因901线故障而向PAA提出的所有潜在索赔将根据下文讨论的同意法令予以解决。
   
2015年5月下旬，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，以确定是否违反了任何适用的州或当地法律。2016年5月16日，根据圣巴巴拉县加州高等法院的起诉书(“2016年5月起诉书”)，PAA及其一名员工被加利福尼亚州大陪审团指控违反了与901线相关的加州法律。46对PAA不利。2016年7月28日，在圣巴巴拉县加州高等法院举行的传讯听证会上，PAA对所有指控都表示无罪。在2016年5月到2018年5月之间，31对临机局提出的刑事指控(包括一重罪指控)和针对我们员工的所有刑事指控均被驳回。其余15项指控是圣巴巴拉县加州高级法院陪审团审判的主题，审判于2018年5月开始。陪审团于2018年9月7日作出裁决，根据裁决，我们(I)被判有罪一重罪释放数和八轻罪计数(包括一报告计数，一严格的责任免除计数和六严格法律责任动物领养罪名)及(Ii)被裁定无罪一严格责任的动物收受也算数。陪审团陷入僵局。三计数(包括二重罪释放数和一严格责任动物收受计算)，以及二轻罪出院人数有所下降。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月陪审团裁决(“2019年判决”)涵盖的定罪人数为100万美元。与2019年判决相关的罚款和处罚已经支付。高等法院还表示，将就是否有任何根据适用法律有权获得赔偿的漏油“直接受害者”问题举行进一步听证。2019年4月，检察官宣布打算重审两项没有陪审团裁决的重罪释放指控。没有陪审团裁决的严格责任动物清点被驳回。2019年10月7日，根据普莱恩斯的动议，法院驳回了二剩余的重罪指控，并撤销了对这些指控的二审。
    
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同样是在2015年5月下旬，加州中心区司法部环境犯罪科(DoJ)的联邦检察官开始调查901号线事件是否违反了联邦刑法，包括可能违反了联邦清洁水法。我们配合了司法部的调查，回应了他们要求提供文件和接触我们员工的要求。根据我们管理组织文件的条款，我们为员工的辩护费用提供资金，包括聘请代表这些个人的单独律师的费用。除了2016年5月的起诉书和2019年的判决外，到目前为止，还没有对PAA或其任何附属公司、官员或员工提出与901号线释放有关的刑事指控。
          
在901号线事故发生后不久，我们设立了索赔热线，并鼓励任何因释放而受损的各方与我们联系，讨论他们的赔偿要求。我们已经通过索赔线路收到了一些索赔，我们一直在处理这些索赔，并在适当的情况下支付款项。另外呢，我们也有九对我们提起集体诉讼，六这些案件已在行政上合并为加州中心区美国地区法院的单一诉讼程序。总体而言，原告正在寻求确定据称因释放而受到损害的不同类别的索赔人。法院最初认证了三个索赔子类，并拒绝了另一个拟议的子类的认证。在上诉中，第九巡回上诉法院推翻了三个小类之一--石油工业小类的认证，地区法院随后驳回了石油工业小类代表的索赔。余下的两个细分类别包括(I)在圣巴巴拉县毗邻水域的某些指定渔区捕鱼的商业渔民，或转售在该等地区上岸的商业海鲜的人士或商户；及(Ii)海滩上的住宅海滨物业，以及有私人地役权的住宅物业，把漏油冲上海滩。法院暂定这两个子类的审判日期为2020年9月1日。我们还在为代表901和903地役权持有人在加利福尼亚州中区美国地区法院提起的另一起集体诉讼程序辩护，要求禁令救济和补偿性损害赔偿。

此外,四合伙企业中的某些据称的投资者已经对PAGP和该合伙企业的某些附属公司、高级管理人员和董事提起了单位持有人衍生品诉讼。一诉讼是在德克萨斯州哈里斯县的州地区法院提起的，随后被法院驳回。二其中一些诉讼是在德克萨斯州南区的美国地区法院提起的，并在行政上合并为一起诉讼，后来根据Plains Partnership Agreement要求在特拉华州衡平法院提起衍生品诉讼的理由被驳回。

在驳回德克萨斯州联邦法院诉讼的命令之后，由不同原告提起的新的衍生品诉讼在特拉华州衡平法院提起，随后在没有损害的情况下被驳回。原告于2019年6月3日修改并重新提起诉讼。2020年1月，对合伙企业的高级职员和董事以及合伙企业的所有附属公司(PAGP除外)提出的所有索赔均被有偏见地驳回。根据我们的管理组织文件(以及在适用的范围内，保险单)的条款，我们已经赔偿并资助了与这些诉讼相关的高级管理人员和董事的辩护费用。我们将大力捍卫针对PAgP的剩余衍生品索赔。
 
我们还收到了其他几起个人诉讼和投诉，这些诉讼和投诉来自公司、政府机构和个人，他们声称901号线事件造成了损害。这些诉讼和索赔通常寻求补偿性和惩罚性赔偿，在某些情况下还寻求永久禁令救济。

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除上述规定外，作为901号线事故的“责任方”，根据“石油污染法”，我们有责任承担各种费用和某些自然资源损害。就此，在901号线事件发生后，我们与下列经法律指定或授权担任美国和加利福尼亚州自然资源受托人的联邦和州机构(统称为“受托人”)签订了自然资源损害评估(NRDA)合作程序：美国内政部、国家海洋和大气管理局、CDFW、加州公园和康乐部、加州土地委员会和加州大学董事会。作为NRDA进程的一部分，伙伴关系和受托人共同和独立地规划和开展了一系列与901号线事件有关的自然资源评估活动。2020年3月13日，美国和加利福尼亚州人民对Plains All American Pipeline，L.P.和Plains Pipeline L.P.提起民事诉讼，并以同意法令(《同意法令》)的形式达成预先谈判的和解协议。这项同意法令由美国司法部、PHMSA、EPA、CDFW、加州公园和娱乐部、加利福尼亚州土地委员会、州消防局办公室、中央海岸地区水质控制委员会和加州大学董事会预先谈判并签署，如果由法院提出，将解决诉讼中声称的所有索赔。同意法令将要求普莱恩斯支付#美元。241000万美元的民事罚款，并实施某些商定的禁令救济，并支付$22.325901线事件造成的自然资源的伤害、破坏、损失或使用损失的赔偿。同意法令的公开通知和评议期将于2020年5月20日到期，并需得到加州中心区联邦地区法院的审查和批准。我们已将与同意法令和解相关的成本计入下文描述的应计亏损中。
 
考虑到上述因素，截至2020年3月31日，我们估计我们已经或将就901线事件已经或将产生的总成本约为1，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000，000美元，400估计数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。我们将这些总成本的估算计入我们的简明综合经营报表中的“现场运营成本”。这一估计考虑了我们以往在环境调查和补救事宜方面的经验，以及我们的环境和其他专家提供并咨询过的现有数据，以及目前可用的事实和目前制定的法律和法规。我们假设：(I)自然资源损害评估过程的持续时间和确定的最终损害金额，(Ii)某些第三方索赔和诉讼的解决，但不包括损失不可能和合理评估的索赔和诉讼，不包括未来的索赔和诉讼，(Iii)罚款和罚款的确定和计算，但不包括不可能或不合理评估的罚款和罚款，以及(Iv)与以下各项相关的法律服务的性质、范围和费用与901线事故相关的索赔和其他需要法律或专家意见的事项。我们的估计不包括与901或903号线关闭相关的任何收入损失，也不包括目前无法合理评估的任何负债或成本，也不包括与我们目前认为损失可能性仅为合理可能或微乎其微的意外情况有关的任何负债或成本。我们相信，我们已经为所有可能的和合理估计的成本积累了足够的金额；然而，这一估计受到与我们所做的假设相关的不确定性的影响。例如, 我们解决目前和未来所有与901号线事件有关的诉讼、索赔和调查所需的时间可能会比我们想象的要长得多，因此我们为法律服务招致的费用可能会比我们估计的要高得多。此外，在罚款和罚则方面，我们最终被判的罚款和罚款额是视乎多方面的因素而定，其中很多因素在现阶段是不可估量的。如果罚款和罚款额是可能和值得评估的，我们已把它们包括在我们的预算内，尽管这些估计可能会被证明是错误的。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大幅上升；因此，我们不能保证将来不会因901线事件而招致重大的额外成本。

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截至2020年3月31日，我们有剩余的未贴现总负债$90与此活动相关的百万美元，其中约$80在我们的简明综合资产负债表上，100万美元在“其他流动负债”中列示，其余的在“其他长期负债和递延信贷”中列示。在发生此类环境责任的情况下，我们维持保险范围，但受某些免赔额和免赔额的限制。在该等免赔额及免赔额的规限下，我们相信我们的承保范围足以支付现时估计的紧急应变及清理费用总额、理赔费用及补救费用，而我们相信这项承保范围亦足以支付这些费用估计的任何可能增加，超过现时已确定的数额。截至2020年3月31日，我们已经收集了$，但必须遵守惯例保留203大约$$中的百万美元275扣除免赔额后，我们认为可能从保险公司收回的发行成本为100万美元。因此，截至2020年3月31日，我们已确认应收账款约为1美元。72对于我们认为可能从保险中收回的部分释放成本，扣除免赔额和已经收取的金额后，净额为100万美元。在这笔钱中，大约有$63在我们的简明合并资产负债表上，100万美元被确认为流动资产，在“贸易应收账款和其他应收账款，净额”中确认为流动资产，其余的在“其他长期资产，净额”中确认为流动资产。我们已经完成了联合司令部确定的必要的清理和补救工作，联合司令部已经解散；但是，我们预计在未来一段时间内，除了罚款和罚款外，还将支付与恢复受影响地区相关的额外费用，以及自然资源损害评估和赔偿、法律、专业和监管费用。

注：13-运营区段
 
我们通过以下方式管理我们的运营三经营领域：运输、设施、供应和物流。有关每个部门获得收入的产品和服务类型的摘要，请参阅我们的2019年年度报告(Form 10-K)第四部分中包含的合并财务报表的注释3。我们的CODM(我们的首席执行官)根据包括部门调整后EBITDA(定义如下)和维护资本投资在内的衡量标准来评估部门业绩。

我们将分段调整后的EBITDA定义为未合并实体的收入和股权收益减去(A)购买和相关成本，(B)现场运营成本和(C)部门一般和行政费用，加上我们在未合并实体折旧和摊销费用中的比例份额，并针对某些选定项目进行进一步调整，包括(I)与另一时期的基础活动相关的衍生工具的损益(或从上一时期冲销此类调整)，与投资活动相关的衍生品的损益(如(Ii)长期库存成本调整；(Iii)预计将通过发行股本工具结清的债务费用；(Iv)与最低数量承诺相关的金额，扣除随后确认为收入的适用金额；以及(V)我们的首席运营官认为对了解我们的核心部门经营业绩不可或缺的其他项目。(Ii)长期库存成本调整；(Iii)预计将通过发行股本工具解决的债务费用；(Iv)与最低数量承诺相关的金额；(V)随后确认到收入中的适用金额。分部调整后的EBITDA不包括折旧和摊销。

维护资本包括更换和/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和/或盈利能力。
 
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下表反映了每个细分市场的某些财务数据(以百万为单位)：

交通运输设施供应渠道和
物流		段间平差总计
截至2020年3月31日的三个月
收入：
外部客户(1)
$297  $175  $7,907  $(110) $8,269  
网段间(2)
282  138  1  110  531  
应报告部门的总收入
$579  $313  $7,908  $—  $8,800  
未合并实体的权益收益
$108  $2  $—  $110  
分段调整后的EBITDA$442  $210  $141  $793  
维修资金$34  $14  $3  $51  
截至2019年3月31日的三个月
收入：
外部客户(1)
$303  $156  $8,022  $(106) $8,375  
网段间(2)
253  143  —  106  502  
应报告部门的总收入
$556  $299  $8,022  $—  $8,877  
未合并实体的权益收益
$89  $—  $—  $89  
分段调整后的EBITDA$399  $184  $278  $861  
维修资金$27  $17  $2  $46  
截至2020年3月31日
总资产$13,669  $6,094  $3,937  $23,700  
截至2019年12月31日
总资产$14,902  $7,336  $6,439  $28,677  

(1)来自外部客户的运输收入包括与我们客户的某些库存交换，我们的供应和物流部门已经进行了库存交换，并在我们的管道系统中充当托运人。有关我们相关会计政策的讨论，请参阅我们2019年年度报告的Form 10-K第IV部分中包含的合并财务报表附注3。我们已经将这些库存交换的收入预估计入了我们的运输部门上述来自外部客户的收入，并对这些收入进行了调整，使来自外部客户的总收入与我们的简明综合经营报表保持一致。此演示文稿与提供给我们CODM的信息一致。
(2)部门收入包括在我们的简明综合经营报表中从采购和相关成本以及现场运营成本中扣除的部门间金额。部门间活动按公布的税率(如适用)进行，否则按与向第三方收取的费率相似的费率或我们认为与协议执行或重新谈判时的市场大致相同的费率进行。

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分段调整后的EBITDA对账

下表将分段调整后的EBITDA与可归因于PAA的净收入/(亏损)进行核对(单位：百万)：

三个月
三月三十一号，
 20202019
分段调整后的EBITDA$793  $861  
调整数(1):
未合并实体的折旧和摊销(2)
(17) (12) 
衍生活动的收益/(损失)，扣除存货估值调整后的净额(3)
(30) 74  
长期存货成本调整(4)
(115) 21  
最低数量承诺下的缺陷，净额(5)
2  7  
权益指数化薪酬费用(6)
(4) (3) 
外币重估净收益/(亏损)(7)
13  (5) 
与收购相关的巨额费用(8)
(3) —  
折旧摊销(168) (136) 
资产出售和资产减值的收益/(损失)，净额(619) (4) 
商誉减值损失(2,515) —  
非合并实体投资收益/(减值)净额(22) 267  
利息支出，净额(108) (101) 
其他收入/(费用)，净额(31) 25  
税前收益/(亏损)(2,824) 994  
所得税费用(21) (24) 
净收益/(亏损)(2,845) 970  
可归因于非控股权益的净收入(2) —  
可归因于PAA的净收益/(亏损)$(2,847) $970  

(1)表示我们的CODM在评估区段结果时使用的调整。
(2)包括我们在未合并实体折旧和摊销中的比例份额。
(3)我们使用衍生工具进行风险管理，我们的相关流程包括具体识别基础对冲交易的对冲工具。虽然我们为我们签订的每一项衍生工具确定一项相关交易，但该工具与相关交易之间可能不存在会计对冲关系。在评估本公司业绩的过程中，我们确认了在本期内确认的与衍生工具相关的收益，并剔除了在确定分段调整后EBITDA时的相关损益。此外，我们不包括与投资活动相关的衍生品的损益，例如购买Linefill。我们也排除了相应的存货估值调整的影响，如果适用的话。
(4)我们拥有原油和NGL库存，包括第三方资产的最低工作库存要求和我们商业运营所需的其他工作库存。我们认为这一库存对我们的运营是必要的，我们打算在可预见的未来保留这一库存。因此，我们在资产负债表上将这一库存归类为长期库存，并不使用衍生工具对该库存进行对冲(类似于我们自己资产中的线性填充)。我们不包括长期库存平均成本变化(由市场价格波动引起)的影响，以及因分部调整后EBITDA价格下降而导致的此类库存减记的影响。
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(5)我们有某些协议，要求交易对手在商定的期限内交付、运输或吞吐最低数量的货物。基本上所有此类协议都是与交易对手签订的，以在经济上支持我们建设相关资产所需的资本支出回报。其中一些协议包括，如果没有达到最低数量，就有补充权。我们在提供服务期间或交易发生时记录来自交易对手的应收账款，包括与最小数量承诺相关的交易对手欠款的金额。如果交易对手拥有与短缺相关的补充权，我们将递延应归属于交易对手补充权的收入，并随后在短缺数量交付或装运时、补充权到期时或确定交易对手利用补充权的能力较低时(以较早者为准)确认收入。我们将支付给交易对手的亏空债务金额的影响，扣除随后确认为收入的适用金额，作为影响可比性的选定项目包括在内。我们的CODM认为，计入与该期间相关的合同承诺收入对分部调整后EBITDA有意义，因为相关资产已经建立，随时准备提供承诺的服务，固定运营成本包括在本期业绩中。
(6)包括与将或可能以单位结算的奖励相关的股权指数薪酬支出。
(7)包括在结算外币交易时实现的损益以及以外币计价的货币资产和负债的重估。
(8)包括与收购Felix Midstream LLC相关的收购相关费用。有关其他讨论，请参见附注14。这些非经常性费用的调整包括在截至2020年3月31日的三个月的分段调整后EBITDA的计算中，因为我们的CODM不认为这些费用是了解我们核心部门运营业绩所不可或缺的。

注：14-收购、资产剥离和资产减值

收购

费利克斯中流有限责任公司。2020年2月，我们从Felix Energy Holdings II，LLC手中以大约$收购了Felix Midstream LLC，即现在的FM Gathering LLC(“FM Gathering”)3002000万美元，扣除营运资本和其他调整后的净额。FM Gathering在特拉华州盆地拥有并运营一个新建的原油收集系统，具有相关的原油储存和卡车卸货能力，并得到长期种植面积的支持。收购的资产主要包括我们的运输、供应和物流部门。本次收购采用收购会计方法进行会计核算，收购资产和承担负债的公允价值的确定已根据适用的会计准则进行估计。这些价值的确定是初步的，我们预计在2020年最终确定我们的公允价值确定。收购的资产主要包括财产和设备#美元。115300万美元和无形资产1872000万。有形资产的初步公允价值是公允价值层次中的第三级计量，并采用成本法确定。成本法是基于最近类似建筑项目发生的成本。无形资产的初步公允价值也是公允价值层次中的第三级计量，并通过应用贴现现金流量法确定。这种方法利用的贴现率从15%至16%，基于我们对理论市场参与者将分配给各自无形资产的风险的估计。

资产剥离

萨德尔霍恩管道公司，LLC。在2020年2月，我们出售了一个10收购萨德尔霍恩管道公司(Saddlehorn Pipeline Company，LLC)%的所有权权益，收益约为$782000万美元，包括营运资金调整。我们录得大约$的收益。21与此次出售相关的100万美元，包括在我们的简明综合经营报表上的“非综合实体投资收益/(减值)投资净额”中。

持有待售资产。截至2020年3月31日，我们将大约3332，000，000美元作为我们简明综合资产负债表(“其他流动资产”)上持有的待售资产。持有待售的资产根据公允价值减去出售成本进行估值，主要是财产和设备，包括在我们的设施部门，并与出售我们在以下项目的权益的交易有关：

•某些NGL终端，于2020年4月关闭，收益约为$1632000万美元，但需进行某些调整；以及

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未经审计简明合并财务报表附注

•某些洛杉矶盆地(“洛杉矶盆地”)终端。2020年1月，我们签署了一项最终协议，以美元的价格出售我们的某些洛杉矶盆地原油码头。1952000万美元，有待某些调整。我们预计交易将在2020年下半年完成，取决于惯例的完成条件，包括收到监管部门的批准。

由于这些资产重新分类为待售资产，我们确认了大约#美元的非现金减值损失。1672000万。此类减值损失反映在我们的简明综合经营报表上的“(资产出售收益/资产减值损失，净额)”中。

资产减值(持有和使用)

在2020年第一季度，我们确认了大约489700万美元的非现金减值损失与我们运输和设施部门包括的某些管道和其他长期资产有关，以及我们对未合并实体的某些投资。在这些损失中，大约有$446600万美元反映在我们的简明综合经营报表上的“(资产出售和资产减值的收益)/损失，净额”，其余的反映在“非合并实体的投资收益/(减值)投资的净额”中，其余的反映在我们的简明综合经营报表上的“非合并实体的投资收益/(减值)净额”中。

当前的宏观经济和地缘政治状况，包括冠状病毒大流行导致的需求下降和供应过剩导致的油价暴跌，以及不断变化的市场状况和预期某些地区的原油产量将下降，导致我们某些资产的未来现金流预期下降，这是一个触发事件，要求我们评估此类长期资产的账面价值的可回收性。作为我们减值审查的结果，我们注销了这些长期资产的账面价值中超出其公允价值的部分。我们的估计公允价值(我们认为这是公允价值等级中的第三级计量)是基于贴现现金流量法，利用各种假设，并应用大约14%，这代表我们对理论市场参与者的资本成本的估计。该等假设包括(但不限于)(I)产量(根据历史资料及对未来钻井及完井活动的估计)、(Ii)关税税率、(Iii)未来商品价格(根据相关指数及适用的质量及地点差异)及(Iv)估计固定及变动成本。
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第二项：财务管理人员对财务状况和经营成果的讨论和分析
 
引言
 
下面的讨论旨在让投资者了解我们的财务状况和经营成果，阅读时应结合我们的历史综合财务报表和附注，以及我们在2019年年报Form 10-K中介绍的管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。有关下列财务信息列报基础的更详细信息，请参阅本季度报告第I部分表10-Q第1项中所载的简明综合财务报表和相关附注。
 
我们的讨论和分析包括以下几个方面：
 
•执行摘要：
•收购和资本项目：
•运营结果：
•展望
•流动性和资本资源：
•表外安排
•近期会计公告
•关键会计政策和估算
•前瞻性陈述
 
执行摘要
 
公司概况
 
我们拥有并运营中游能源基础设施，并主要为原油、NGL和天然气提供物流服务。我们在主要的原油和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、终端、储存和收集资产的网络。我们成立于1998年，我们的业务是通过我们的运营子公司直接和间接进行的，并通过三个运营部门进行管理：运输、设施和供应和物流。有关进一步讨论，请参阅“-运营结果-运营部门分析”。

最近事件和展望
 
在本季度，冠状病毒升级为全球大流行，导致北美和全球市场普遍存在就地避难或类似要求。由此造成的能源需求破坏构成了能源行业面临的重大近期挑战，特别是不仅围绕需求破坏的规模和持续时间，而且还围绕复苏的时间和程度的不确定性。行业预估显示，2020年第二季全球原油需求可能比2019年第二季减少20%至25%。
在北美市场，这些发展导致行业立即做出反应，以美国炼油行业迅速减少原油产量和生产商迅速减少钻井和完井活动和生产水平为首。此外，石油输出国组织(OPEC)和其他国家以减产计划作为回应。然而，所有这些行动都不足以平衡市场。需求减少比供应减少更快、更深，由此导致的原油供应过剩正在影响整个能源供应链，导致剩余的储存能力被填满，生产商大幅减少活动和/或关闭大多数(如果不是全部)关键盆地的生产。虽然我们不相信所有这些行动都能在短期内使市场恢复平衡，但它们应该有助于市场恢复平衡的较长期进程，这将在很大程度上取决于能源需求复苏的速度、需求复苏的最终水平，以及需求水平开始超过供应增加时全球供应过剩的规模。
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这种情况每天都在继续发展，很难衡量关闭的水平，但目前我们预计关键市场中心的库存将在6月份之前填满。由于美国原油和汽油库存均处于历史高位，库存过剩加上需求缓慢复苏的可能性，可能会导致原油价格环境，使美国在2020年剩余时间乃至2021年难以实现钻探活动和产量水平的提高。相对于大流行前的水平，这些市场动态将对我们的业务产生负面影响，2021年的影响可能比2020年更明显。2020年5月5日，我们发布了修订后的2020年指导意见，反映了我们对当前市场环境下业务业绩的预期。我们的指导代表了我们认为基于当时的市场状况和预期是合理的估计，但我们不能保证我们的估计将是准确的，我们的实际结果可能会比此类估计糟糕得多。

针对当前这些动态、不确定的市况，我们于2020年4月7日发布新闻稿，宣布了为进一步强化资产负债表、进一步增强流动性和长期财务灵活性而采取的多项行动。这些行动包括大幅减少并继续挑战我们的资本计划，减少我们在2020年5月应支付的普通股分配额，推进资产出售，降低成本，同时继续专注于安全和负责任的运营。

具体地说，我们宣布将2020/2021年的资本计划削减7.5亿美元，即33%，我们还将我们的普通单位分配和2020年5月应付的PAgP A类股票分配减少了50%，这反映出按年率计算减少了5.25亿美元。我们在2020年4月1日又完成了约1.65亿美元的资产出售，截至该日期，今年迄今的资产出售收益约为2.45亿美元(这一金额不包括之前宣布的约1.95亿美元的资产出售，该出售仍在最终协议下，预计将于今年晚些时候完成)。虽然所有这些行动应有助于改善资产负债表，并应增强我们的流动性和长期财务安全，但我们不能保证我们将来能够采取某些行动(如削减资本、出售资产和削减费用)，可能需要采取更多行动来实现我们的资产负债表、流动性和金融安全目标(见第二部分，第1A项)。“风险因素”)。

虽然有必要对我们的业务进行一些调整，以应对与冠状病毒大流行相关的风险，但我们继续履行基本业务职能的能力没有受到任何实质性限制，也没有因此次大流行而产生任何重大的额外运营成本，包括与导航适用的避难所或类似限制以及实施我们的业务连续性计划相关的成本。我们仍然专注于员工的健康和安全，并以我们认为谨慎和适当的方式调整了我们的运营方式，以保护我们的员工，同时继续以有效和负责任的方式运营我们的资产。

经营业绩、资本投资和其他重要活动概览
 
上文讨论的宏观经济和行业具体挑战导致在第一季度确认了一些减值费用，如下所述。见“--流动性和资本资源”和第二部分，项目1A。“风险因素”，以进一步讨论冠状病毒和相关市场状况对我们业务的预期和潜在影响。

2020年前三个月，我们确认净亏损28亿美元，而2019年前三个月确认的净收益为9.7亿美元。该期间的净亏损是由25亿美元的商誉减值损失推动的，还受到与某些流水线和其他长期资产的减记、我们在未合并实体的某些投资以及分类后作为待售资产的减记有关的约6.55亿美元非现金减值费用的影响。此外，由于2020年第一季度大宗商品价格下跌，我们确认了约2.32亿美元的库存估值调整。

我们在比较期间的业绩还受到以下因素的影响：

•由于不太有利的原油差价和较低的NGL利润率，我们的供应和物流部门的业绩不太有利；

•2020年期间折旧和摊销费用较高，主要原因是与完成各种资本扩建项目和调整某些资产的使用年限有关的额外折旧费用；

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•2020年期间在“其他收入/(支出)”中确认的5900万美元的不利外币影响；以及

•本期确认的收益2，100万美元与出售我们在Saddlehorn Pipeline Company，LLC的部分权益有关，而2019年期间确认的2.67亿美元的非现金收益与公允价值调整有关，这是由于我们在Capline管道系统中不可分割的共同权益对Capline Pipeline Company LLC股权的贡献进行了会计处理。

有关我们经营结果的进一步讨论，请参阅下面的“-经营业绩-经营部门分析”和“-其他收入和支出”部分。

在截至2020年3月31日的三个月里，我们在中游基础设施项目上投资了3.52亿美元，这些项目主要与二叠纪盆地正在开发的项目有关。此外，在2020年第一季度，我们收购了约3.08亿美元的资产，其中主要包括位于特拉华州盆地的原油收集系统。有关更多信息，请参阅下面的“-收购和资本项目”部分。

该公司表示，在截至2020年3月31日的三个月里，我们还向我们的普通单位持有人支付了约2.62亿美元的现金分配，向我们的首轮优先单位持有人支付了3700万美元的现金分配。

收购和资本项目
 
以下表格汇总了我们在收购资本、扩展资本和维护资本方面的支出(单位：百万)：
三个月
三月三十一号，
 20202019
收购资本$308  $—  
扩张资本(1) (2)
352  351  
维修资金(2)
51  46  
 $711  $397  

(1)对与非合并实体的扩张项目相关的非合并实体的出资在“扩张资本”中确认。我们根据权益会计方法对我们在这类实体的投资进行会计核算。
(2)为扩大我们资产的现有运营和/或收益能力而进行的资本支出被归类为“扩展资本”。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”，以维持我们现有资产的运营和/或收益能力。

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扩张 基本建设项目
 
2020年4月7日，为了应对当前动态和不确定的市场状况，我们宣布了大幅削减和继续挑战我们的资本计划的计划。2020/2021年的总扩张资本现在的目标约为15.5亿美元，比之前目标的23亿美元资本计划低7.5亿美元(33%)，在取消6亿美元的假定合资项目融资(占我们份额的净额)后，将减少13.5亿美元(47%)，该项目已被推迟。资本削减的余额涉及取消、节省成本和调整其他资本项目的范围。下表汇总了我们2020年内正在进行的重要项目以及截至2020年12月31日的一年的估计成本(单位：百万)：

项目2020
长输管道项目$220  
二叠纪盆地外卖管道工程355  
互补的二叠纪盆地项目225  
选定的设施/下游项目160  
其他项目140  
预计2020年扩展资本支出总额$1,100  

运营结果
 
下表概述了我们根据GAAP计算的综合财务结果(单位为百万，每单位数据除外)：

三个月
三月三十一号，		方差
 20202019$%
运输部门调整后的EBITDA(1)
$442  $399  $43  11 %
设施部门调整后的EBITDA(1)
210  184  26  14 %
供应和物流部门调整后的EBITDA(1)
141  278  (137) (49)%
调整：
未合并实体的折旧和摊销(17) (12) (5) (42)%
影响可比性的选定项目-细分调整后的EBITDA(137) 94  (231) **  
折旧摊销(168) (136) (32) (24)%
资产出售和资产减值的收益/(损失)，净额(619) (4) (615) **  
商誉减值损失(2,515) —  (2,515) 不适用： 
非合并实体投资收益/(减值)净额(22) 267  (289) (108)%
利息支出，净额(108) (101) (7) (7)%
其他收入/(费用)，净额(31) 25  (56) **  
所得税费用(21) (24) 3  13 %
净收益/(亏损)(2,845) 970  (3,815) (393)%
可归因于非控股权益的净收入(2) —  (2) 不适用： 
可归因于PAA的净收益/(亏损)$(2,847) $970  $(3,817) (394)%
每个普通单位的基本净收入/(亏损)$(3.98) $1.26  $(5.24) **  
普通股摊薄净收益/(亏损)$(3.98) $1.20  $(5.18) **  
基本加权平均未偿还公用事业单位728  727  1  **  
摊薄加权平均未偿还公用事业单位728  800  (72) **  

** 指示差异作为百分比没有意义。
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(1)部门调整后的EBITDA是部门业绩的衡量标准，我们的CODM利用该指标评估业绩并在我们的运营部门之间分配资源。这一衡量标准针对某些项目进行了调整，包括我们的CODM认为会影响跨时期结果可比性的项目。有关此类调整的额外讨论，请参阅我们的简明合并财务报表附注13。

非GAAP财务指标
 
为了补充我们根据GAAP提供的财务信息，管理层在评估过去的业绩和未来的前景时使用了被称为“非GAAP财务衡量标准”的额外衡量标准。管理层使用的主要额外指标是扣除利息、税项、折旧和摊销前的收益(包括我们在未合并实体折旧和摊销中的比例份额)、资产出售和资产减值的损益、商誉减值损失以及未合并实体投资的收益和减值，并对某些影响可比性的选定项目(“调整后EBITDA”)和隐含可分配现金流量(“DCF”)进行调整。
 
管理层相信，这些额外财务指标的公布为投资者提供了有关我们经营业绩和结果的有用信息，因为当这些指标用于补充相关GAAP财务指标时，(I)将提供有关我们核心经营业绩的更多信息，以及通过我们业务产生的现金向我们的单位持有人分配资金的能力，(Ii)为投资者提供相同的财务分析框架，管理层根据这些财务分析框架做出财务、运营、薪酬和计划/预算决策，以及(Iii)投资者、评级机构和债券持有人表示的当前指标对评估我们和我们的经营业绩是有用的。这些非GAAP措施可以排除，例如，(I)预期通过发行权益工具结算的债务的费用，(Ii)与另一时期的基础活动有关的衍生工具的损益(或从上一时期冲销此类调整)，与投资活动有关的衍生品的损益(如购买LINFILE)和存货估值调整(视情况而定)，(Iii)长期存货成本调整, (Iv)不能反映我们的核心经营业绩和业务前景的项目和/或(V)我们认为在理解我们的核心经营业绩时应排除的其他项目。这些衡量标准可能会进一步调整，以包括与最低数量承诺相关的亏空金额，据此，我们向交易对手收取亏空义务的账单，这些金额在我们的简明综合财务报表中确认为“其他流动负债”中的递延收入。这些金额是在扣除随后确认为收入的适用金额后列报的净额。我们已经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、不常见或不寻常的，但我们相信，了解这些影响可比性的选定项目对于评估我们的经营业绩和前景是至关重要的。

虽然我们提出了管理层在评估我们的业绩时考虑的影响可比性的选定项目，但您也应该意识到，所展示的项目并不代表影响所展示的各个时期之间的可比性的所有项目。我们经营业绩的变化也是由于产量、价格、汇率、机械中断、收购、扩建项目以及“经营部门分析”中讨论的许多其它因素的变化造成的。
 
我们对某些非GAAP财务指标的定义和计算可能无法与其他公司的类似名称的指标相比较。调整后的EBITDA和隐含的DCF与净收益/(亏损)(根据GAAP报告的最直接的可比计量)进行了调整，应该被视为我们的简明综合财务报表和附注的补充，而不是替代。
 
        
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*下表列出了这些非GAAP财务业绩指标从净收益/(亏损)(单位：百万)的对账情况：

三个月
三月三十一号，		方差
 20202019$%
净收益/(亏损)$(2,845) $970  $(3,815) (393)%
加/(减)：  
利息支出，净额108  101  7  7 %
所得税费用21  24  (3) (13)%
折旧摊销168  136  32  24 %
(收益)/资产出售和资产减值损失，净额619  4  615  **  
商誉减值损失2,515  —  2,515  不适用： 
(收益)/非合并实体投资减值，净额22  (267) 289  108 %
未合并实体的折旧和摊销(1)
17  12  5  42 %
影响可比性的选定项目：  
(收益)/衍生活动损失，扣除存货估值调整后的净额(2)
30  (74) 104  **  
长期存货成本调整(3)
115  (21) 136  **  
最低数量承诺下的缺陷，净额(4)
(2) (7) 5  **  
权益指数化薪酬费用(5)
4  3  1  **  
外币重估净额(损益)(6)
(13) 5  (18) **  
与收购相关的巨额费用(7)
3  —  3  **  
影响可比性的选定项目-细分调整后的EBITDA137  (94) 231  **  
衍生活动的收益 (2)
(26) (23) (3) **  
外币重估净额(损益)(6)
59  (1) 60  **  
影响可比性的选定项目-调整后的EBITDA(8)
170  (118) 288  **  
调整后的EBITDA (8)
$795  $862  $(67) (8)%
扣除某些非现金项目后的利息支出 (9)
(103) (97) (6) (6)%
维修资金(10)
(51) (46) (5) (11)%
当期所得税费用(6) (30) 24  80 %
来自未合并实体的分配超过/(少于)调整后的股本收益(11)
(2) 2  (4) **  
隐含DCF$633  $691  $(58) (8)%
首选单位分布(12)
(37) (37) —  — %
普通单位持有人可使用的隐含DCF$596  $654  $(58) (9)%
普通单位现金分配(13)
(262) (218) 
隐含的DCF超额(14)
$334  $436  

** 指示差异作为百分比没有意义。
(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，这些合资企业按照权益会计方法核算。我们在审查调整后的EBITDA时，与我们的合并资产类似，不包括我们在此类未合并实体的折旧和摊销费用中的比例份额。
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(2)我们使用衍生工具进行风险管理，我们的相关流程包括具体识别基础对冲交易的对冲工具。虽然我们为我们签订的每一项衍生工具确定一项相关交易，但该工具与相关交易之间可能不存在会计对冲关系。在评估我们的经营业绩的过程中，我们确认了在本期内确认的与衍生工具相关的收益，并在确定调整后的EBITDA时剔除了相关的损益。此外，我们不包括与投资活动相关的衍生品的损益，例如购买Linefill。我们也排除了相应的存货估值调整的影响，如果适用的话。有关我们的衍生品和风险管理活动的全面讨论，请参阅我们的简明合并财务报表附注10。
(3)我们拥有原油和NGL库存，包括第三方资产的最低工作库存要求和我们商业运营所需的其他工作库存。我们认为这一库存对我们的运营是必要的，我们打算在可预见的未来保留这一库存。因此，我们在资产负债表上将这一库存归类为长期库存，并不使用衍生工具对该库存进行对冲(类似于我们自己资产中的线性填充)。我们将长期存货平均成本的变化(由市场价格波动引起)和价格下跌导致的此类存货减记的影响视为影响可比性的选定项目。有关额外的库存披露，请参阅我们2019年年度报告第I部分第IV部分中的附注5(Form 10-K)。
(4)我们有某些协议，要求交易对手在商定的期限内交付、运输或吞吐最低数量的货物。基本上所有此类协议都是与交易对手签订的，以在经济上支持我们建设相关资产所需的资本支出回报。其中一些协议包括，如果没有达到最低数量，就有补充权。我们在提供服务期间或交易发生时记录来自交易对手的应收账款，包括与最小数量承诺相关的交易对手欠款的金额。如果交易对手拥有与短缺相关的补充权，我们将递延应归属于交易对手补充权的收入，并随后在短缺数量交付或装运时、补充权到期时或确定交易对手利用补充权的能力较低时(以较早者为准)确认收入。我们将支付给交易对手的亏空债务金额的影响，扣除随后确认为收入的适用金额，作为影响可比性的选定项目包括在内。我们相信，计入与该期间相关的合同承诺收入对投资者有意义，因为相关资产已经建成，随时准备提供承诺的服务，而固定运营成本已计入当期业绩。
(5)我们的总权益指数薪酬支出包括与将会或可能以单位结算的奖励和将或可能以现金结算的奖励相关的费用。当符合适用的业绩标准时，将会或可能会以单位结算的奖励包括在我们的单位稀释净收入计算中。吾等将与该等奖励相关的补偿开支视为影响可比性的选定项目，因为未清偿奖励的摊薄影响已计入我们的每单位摊薄纯收入计算(视乎适用而定)，而大部分奖励预计将以单位结算。与一定以现金结算的赔偿有关的补偿费用部分不被视为影响可比性的选定项目。请参阅我们2019年年度报告第四部分Form 10-K中包含的合并财务报表附注18，以全面讨论我们的股权指数薪酬计划。
(6)在列报期间，加元兑美元的价值出现波动，导致非现金收益和亏损与我们在此期间的核心经营业绩无关，因此被归类为影响可比性的选定项目。(见附注10 向我们的简明综合财务报表提交关于我们的货币汇率风险对冲活动的讨论。
(7)包括与2020年2月收购Felix Midstream相关的收购相关费用。有关更多信息，请参见附注14。
(8)其他收入/(费用)，根据我们的简明综合经营报表，根据影响可比性的选定项目进行调整后的净额(“调整后的其他收入/(费用)，净额”)包括在调整后的EBITDA中，不包括在部门调整后的EBITDA中。
(9)不包括某些影响利息支出的非现金项目，如债务发行成本的摊销和终止的利率掉期。
(10)维护资本支出被定义为替换和/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和/或盈利能力。
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(11)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(根据我们按比例分摊的折旧和摊销进行调整)。
(12)在提交期间向我们优先选择的单位持有人支付的现金分配。我们A系列首选单元目前的季度分销要求为0.5250美元(年化2.1美元)，从发行到2018年2月，每个季度分销都是实物支付的。自2018年5月季度分销以来，我们A系列首选单元的分销一直以现金支付。我们于2017年10月发布的B系列优先股目前每单位每年61.25美元的分配要求，每半年以现金支付一次，分别于5月15日和11月15日拖欠。有关我们优先股的更多信息，请参阅我们2019年年报第四部分Form 10-K中包含的合并财务报表注释12。
(13)列报期间支付的现金分配。
(14)多余的贴现现金流将保留下来，为未来的分配、资本支出和其他合伙目的建立准备金。
 
运营细分市场的分析
 
我们通过三个运营部门管理我们的运营：运输、设施以及供应和物流。我们的CODM(我们的首席执行官)根据各种衡量标准评估部门业绩，包括部门调整后的EBITDA、部门产量、每桶部门调整后的EBITDA和维护资本投资。
随后，我们将分部调整后的EBITDA定义为未合并实体的收入和股权收益减去(A)购买和相关成本，(B)现场运营成本和(C)分部一般和行政费用，加上我们在未合并实体折旧和摊销费用中的比例份额，并针对某些选定项目进行进一步调整，包括(I)与另一时期的基础活动相关的衍生工具的按市值计价(或从上一时期冲销此类调整)，以及与未合并实体的折旧和摊销费用相关的衍生工具的损益(Ii)长期库存成本调整；(Iii)预计将通过发行股本工具结清的债务费用；(Iv)与最低数量承诺相关的金额，扣除随后确认为收入的适用金额；以及(V)我们的首席运营官认为对了解我们的核心部门经营业绩不可或缺的其他项目。(Ii)长期库存成本调整；(Iii)预计将通过发行股本工具解决的债务费用；(Iv)与最低数量承诺相关的金额；(V)随后确认到收入中的适用金额。参见我们的简明合并财务报表附注13，将分段调整后的EBITDA与可归因于PAA的净收益/(亏损)进行对账。
我们加拿大子公司的收入和支出使用加元作为其功能货币，按当月的现行平均汇率换算。
 
运输部门
 
我们的运输部门业务通常包括与在管道、收集系统和卡车上运输原油和NGL相关的收费活动。运输部门通过关税、管道运力协议和其他运输费的组合产生收入。我们管道系统的收费和其他费用因收货点和交货点而异。我们的收费和其他费用相关活动产生的分部结果取决于管道上的运输量和收取的关税和其他费用的水平，以及运营管道的固定和可变现场成本。
 
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以下表格列出了我们运输部门的运营结果：

运营业绩报告：(1)
三个月
三月三十一号，		方差
(单位：百万美元，每桶石油数据除外)20202019$%
营业收入$579  $556  $23  4 %
采购及相关费用(79) (52) (27) (52)%
现场运营成本(162) (174) 12  7 %
分部一般和行政费用(2)
(28) (27) (1) (4)%
未合并实体的权益收益108  89  19  21 %
调整数 (3):
未合并实体的折旧和摊销17  12  5  42 %
存货计价调整6  —  6  **  
最低数量承诺下的缺陷，净额(4) (7) 3  **  
权益指数化薪酬费用2  2  —  **  
与收购相关的巨额费用3  —  3  **  
分段调整后的EBITDA$442  $399  $43  11 %
维修资金$34  $27  $7  26 %
每桶分段调整EBITDA$0.67  $0.68  $(0.01) (1)%

日均成交量三个月
三月三十一号，		方差
(以每天数千桶/天为单位)(4)
20202019卷数%
关税活动量    
原油管道(按地区)：    
二叠纪盆地(5)
5,165  4,268  897  21 %
南得克萨斯州/鹰福特(5)
458  460  (2) — %
中区(5)
404  509  (105) (21)%
墨西哥湾沿岸144  158  (14) (9)%
落基山 (5)
273  302  (29) (10)%
西式203  182  21  12 %
加拿大327  322  5  2 %
原油管道6,974  6,201  773  12 %
NGL管道187  210  (23) (11)%
关税活动总量7,161  6,411  750  12 %
卡车运量94  93  1  1 %
运输部门总运量7,255  6,504  751  12 %

** 指示差异作为百分比没有意义。
(1)收入、成本和费用包括部门间金额。
(2)分部一般和行政费用反映每个分部的直接成本以及分部的其他费用分配。按部门的比例分配需要管理层的判断，并基于每个期间存在的业务活动。
(3)表示CODM在评估分部结果时使用的绩效衡量中包含的调整。有关此类调整的额外讨论，请参阅我们的简明合并财务报表附注13。
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(4)日均成交量的计算方法是该期间的总成交量(归因于我们的利息)除以该期间的天数。
(5)该地区包括未合并实体拥有的管道的流量(归因于我们的利益)。
 
以下是对影响运输部门在指定期间的运营结果的项目的讨论。

 收入、采购及相关成本、未合并实体的权益收益和交易量。下表列出了各地区未合并实体的收入、采购和相关成本以及股本收益的差异：
 
有利/(不利)差异
截至3月31日的三个月，
2020-2019
(单位：百万美元)营业收入购买和
相关费用		权益
收益
二叠纪盆地地区$45  $(28) $31  
中部地区(12) (1) (4) 
其他地区，卡车运输和管道损失津贴收入(10) 2  (8) 
总方差$23  $(27) $19  
 
•二叠纪盆地地区。扣除购买和相关成本后的收入净额增加1700万美元，主要是由于我们某些收集系统的产量增加，主要是因为特拉华州盆地的原油产量增加，其次是我们于2020年2月从Felix Midstream收购的收集系统。反过来，收集流量的增加推动了我们盆地内管道流量的增加。这些增长被通往库欣的长途管道运量减少部分抵消。

同期股权收益的增长主要来自我们在仙人掌II管道中65%的权益，该管道于2019年第三季度投入使用。

•中部地区。扣除采购和相关成本后的收入净额下降，主要是由于该地区产量和竞争减少导致销量下降。

股票收益的下降主要是由于炼油厂停工对俄克拉荷马州库欣的某些需求管道的影响，我们在库欣拥有50%的权益。

•其他地区，卡车运输和管道损失津贴收入。与截至2019年3月31日的三个月相比，截至2020年3月31日的三个月其他收入下降的主要原因是，由于价格下降，2020年管道损失津贴收入减少，以及确认库存估值调整(这会影响收入，但不包括在分部调整后的EBITDA中，因此在上表的“经营业绩”表中反映为“调整”)。

        现场运营成本。与2019年同期相比，截至2020年3月31日的三个月的现场运营成本下降，主要是由于我们的管道中减阻剂的使用减少，以及对发电机的依赖减少，因为2020年第一季度有更多的管道产能投入使用。此外，由于我们的普通单价下降，负债分类奖励的基于股权的补偿成本(不包括在上表的“调整”中)较低。

分部一般和管理费用。与2019年同期相比，截至2020年3月31日的三个月的部门一般和行政费用增加，主要是由于与Felix Midstream收购相关的收购费用(影响部门一般和行政费用，但不包括在部门调整后的EBITDA中，因此在上表中反映为“调整”)，但由于我们的共同单价下降，负债分类奖励的基于股权的补偿成本(未作为“调整”包括在上表中)部分抵消了这一增长。

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维护资本。维护资本包括更换和/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和/或盈利能力。与2019年同期相比，截至2020年3月31日的三个月的维护资本有所增加，主要是因为我们的诚信管理计划中的项目时间安排。

设施区段
 
我们的设施分部业务通常包括收费活动，主要为原油、NGL和天然气提供储存、终端和吞吐服务，以及NGL分馏和异构化服务以及天然气和凝析油加工服务。设施部门通过月度和多年协议相结合的方式产生收入。
 
下表列出了我们设施部门的运营结果：

运营业绩报告：(1)
三个月
三月三十一号，		方差
(单位：百万美元，每桶石油数据除外)20202019$%
营业收入$313  $299  $14  5 %
采购及相关费用(2) (4) 2  50 %
现场运营成本(88) (86) (2) (2)%
分部一般和行政费用(2)
(19) (21) 2  10 %
未合并实体的权益收益2  —  2  不适用： 
调整数 (3):
衍生品活动的(收益)/损失1  (4) 5  **  
最低数量承诺下的缺陷，净额2  —  2  **  
权益指数化薪酬费用1  —  1  **  
分段调整后的EBITDA$210  $184  $26  14 %
维修资金$14  $17  $(3) (18)%
每桶分段调整EBITDA$0.55  $0.49  $0.06  12 %

 三个月
三月三十一号，		方差
卷数 (4)
20202019卷数%
液体储存(月平均容量(百万桶))(5)
111  109  2  2 %
天然气储气库(月平均工作容量(以十亿立方英尺为单位)
63  63  —  — %
NGL分馏(平均日产量以千桶为单位)154  157  (3) (2)%
设施细分市场的总销量(月平均销量以百万美元为单位
桶)(6)
127  124  3  2 %

** 指示差异作为百分比没有意义。
(1)收入、成本和费用包括部门间金额。
(2)分部一般和行政费用反映每个分部的直接成本以及分部的其他费用分配。按部门进行的比例分配需要管理层的判断，并基于每个时期存在的业务活动。
(3)表示CODM在评估分部结果时使用的绩效衡量中包含的调整。有关此类调整的额外讨论，请参阅我们的简明合并财务报表附注13。
(4)月平均成交量的计算方法是该期间的总成交量除以该期间的月数。
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(5)包括来自未合并实体拥有的设施的数量(归因于我们的利益)。
(6)设施区段总容量的计算方法为：(I)液体存储容量；(Ii)天然气存储工作容量除以6，以说明天然气与原油Btu当量比为6：1mcf，再除以1000，以换算为月产量(以百万计)；(Iii)NGL分馏容量乘以期间天数，再除以期间月数。

以下是对影响设施部门运营结果的项目的讨论。
 
收入、采购及相关成本和数量。收入和月平均销量的差异主要是由以下因素推动的：

•NGL运营部。与截至2019年3月31日的三个月相比，我们NGL业务的收入在截至2020年3月31日的三个月受到了有利的影响，原因是在多年合同到期时收到了约2000万美元的缺额付款，以及我们某些NGL存储设施的更高费用。这些有利的影响被我们某些NGL分馏设施收入下降所部分抵消。

•原油储备库。与截至2019年3月31日的三个月相比，截至2020年3月31日的三个月，我们原油存储业务的收入增加了600万美元，这主要是由于(I)我们的米德兰、库欣和圣詹姆斯码头增加了总计180万桶的存储能力，(Ii)我们的某些西海岸码头的活动增加。

•铁路终点站。与截至2019年3月31日的三个月相比，截至2020年3月31日的三个月，我们铁路终点站的收入减少了500万美元，这主要是由于市场条件不太有利，导致我们某些铁路终点站的活动减少。

维修资本。截至2020年3月31日的三个月，与2019年同期相比，维护资本支出下降，主要是由于我们的储气设施与洞穴维护相关的支出减少的影响。

供应与物流 线段
 
我们供应和物流部门活动的收入反映了收集的和批量购买的原油的销售，以及NGL数量的销售。一般而言，我们的分部业绩受到(I)我们供应和物流分部数量(包括租赁收集原油采购量和NGL销售量)增加或减少的影响，(Ii)包括地区差异在内的市场状况的整体强弱和波动，以及(Iii)竞争对我们的租赁收集和NGL利润率的影响。此外，我们的风险管理战略与我们的资产一起执行，可以在某些市场提供上行空间。

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下表列出了我们供应和物流部门的经营结果：

运营业绩报告：(1)
三个月
三月三十一号，		方差
(单位：百万美元，每桶石油数据除外)20202019$%
营业收入$7,908  $8,022  $(114) (1)%
采购及相关费用(7,813) (7,562) (251) (3)%
现场运营成本(58) (69) 11  16 %
分部一般和行政费用(2)
(22) (28) 6  21 %
调整数(3):
(收益)/衍生活动损失，扣除存货估值调整后的净额23  (70) 93  **  
长期存货成本调整115  (21) 136  **  
权益指数化薪酬费用1  1  —  **  
外币重估净额(损益)(13) 5  (18) **  
分段调整后的EBITDA$141  $278  $(137) (49)%
维修资金$3  $2  $1  50 %
每桶分段调整EBITDA$1.00  $2.12  $(1.12) (53)%

日均交易量(4)
三个月
三月三十一号，		方差
(以每天数千桶/天为单位)20202019卷数%
原油租赁集采采购1,318  1,128  190  17 %
NGL销售220  328  (108) (33)%
供应和物流部门总量1,538  1,456  82  6 %

** 指示差异作为百分比没有意义。
(1)收入和成本包括部门间金额。
(2)分部一般和行政费用反映每个分部的直接成本以及分部的其他费用分配。按部门的比例分配需要管理层的判断，并基于每个期间存在的业务活动。
(3)表示CODM在评估分部结果时使用的绩效衡量中包含的调整。有关此类调整的额外讨论，请参阅我们的简明合并财务报表附注13。
(4)日均成交量的计算方法是该期间的总成交量除以该期间的天数。

下表为NYMEX WTI原油指标价格区间(单位为美元/桶)：

纽约商品交易所(NYMEX)和西德克萨斯中质原油
原油期货价格
 低高
截至2020年3月31日的三个月$14  $63  
截至2019年3月31日的三个月$47  $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。因为我们购买和出售的商品通常与销售和购买的价格指数相同，所以与购买相关的收入和成本将随着市场价格的波动而波动。然而，与这些销售和购买相关的利润率不一定会有相应的增减。此外，净收入还受到期内某些衍生活动的净收益和净亏损的影响。
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我们的NGL运营对天气相关的需求非常敏感，特别是在11月至3月大约五个月的供暖旺季期间，期间之间的温差可能会对NGL需求产生重大影响，从而对我们的财务表现产生重大影响。
  
分部调整后的EBITDA和业务量。以下汇总了影响我们的供应和物流部门调整后的EBITDA的重要项目：

•原油业务部。与截至2019年3月31日的三个月相比，截至2020年3月31日的三个月，我们原油业务的收入(扣除购买和相关成本后的净收入)下降，主要是由于二叠纪盆地不太有利的差额，部分被加拿大更有利的套利机会所抵消。

•NGL运营部。与截至2019年3月31日的三个月相比，截至2020年3月31日的三个月，我们NGL业务的净收入有所下降，主要原因是分馏价差减弱、销售差异缩小和销售量下降。
 
•扣除存货估值调整后的某些衍生活动的影响。某些衍生品活动对我们净收入的影响包括与另一个时期的基础活动相关的某些衍生品工具产生的按市值计价和其他损益(或与前一时期的按市价计价损益的逆转)，与投资活动相关的衍生品亏损(如购买LINFILL)和存货估值调整(如适用)e. 见附注10 为了全面讨论我们的衍生品和风险管理活动，我们向我们的简明综合财务报表提交了一份报告。这些损益影响我们的净收入，但不包括在分段调整后的EBITDA中，因此在上表中反映为“调整”。

•长期库存成本调整。我们的净收入受到期间价格变动导致的原油和NGL库存池加权平均成本变化的影响。这些成本调整与满足我们在第三方资产和我们商业运营所需的其他工作库存中的最低库存要求所需的长期库存有关。我们认为这一库存对我们的运营是必要的，我们打算在可预见的未来保留这一库存。这些成本调整会影响我们的净收入，但不包括在分段调整后的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兑美元价值波动的影响，导致我们加拿大业务中以美元计价的净资产的汇兑损益。这些非现金损益影响我们的净收入，但不包括在分段调整后的EBITDA中，因此在上表中反映为“调整”。

•现场运营成本。与2019年同期相比，截至2020年3月31日的三个月的现场运营成本下降，主要是由于长途第三方卡车运输成本下降，以及随着2019年第一季度后额外管道运力投入使用，公司人员和卡车成本下降。

•分部一般和管理费用。与2019年同期相比，截至2020年3月31日的三个月的分部一般和行政费用减少，主要是由于我们的共同单价下降，导致负债分类奖励的基于股权的补偿成本下降(不包括在上表的“调整”中)。

其他收入和费用
 
折旧及摊销
 
与截至2019年3月31日的三个月相比，截至2020年3月31日的三个月的折旧和摊销费用增加，主要是由于(I)与完成各种资本扩张项目相关的额外折旧费用和(Ii)某些资产的使用寿命缩短。

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资产销售损益和资产减值净额

截至2020年3月31日的三个月的资产出售和资产减值净亏损主要是由于(I)与某些管道和其他长期资产的减记有关的约4.46亿美元的非现金减值损失，原因是当前的宏观经济和地缘政治状况，包括冠状病毒大流行导致的需求下降和供应过剩导致的油价暴跌，以及市场状况的变化和某些地区原油产量的预期下降，以及(Ii)确认的资产减值损失约1.67亿美元有关这些资产减值的更多信息，请参见附注14。

商誉减值损失

在2020年第一季度，我们确认了25亿美元的商誉减值费用，代表了整个商誉余额。有关更多信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注6。

未合并实体投资的收益/减值，净额
 
在截至2020年3月31日的三个月里，我们确认了与减记我们在未合并实体的某些投资相关的4300万美元的亏损。此外，在截至2020年3月31日的三个月里，我们确认了与出售萨德尔霍恩管道公司(Saddlehorn Pipeline Company，LLC)10%权益相关的2100万美元收益。有关更多信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注7。在截至2019年3月31日的三个月内，我们确认了2.67亿美元的非现金收益，这与公允价值调整有关，这是因为计入了我们在Capline管道系统的不可分割共同权益对Capline Pipeline Company LLC股权的贡献。

利息支出
 
与截至2019年3月31日的三个月相比，截至2020年3月31日的三个月的利息支出增加，主要是由于(I)2020年期间的资本化利息较低，原因是在建资本项目减少，以及(Ii)2020年期间的加权平均债务余额较高，原因是商业票据和信贷安排借款增加。
 
其他收入/(费用)，净额
 
下表汇总了影响其他收入/(费用)、净额(以百万为单位)的组成部分：

三个月
三月三十一号，
 20202019
与我们首选的分配率重置选项的按市值调整相关的收益(1)
$26  $23  
外币重估净收益/(亏损)(2)
(59) 1  
其他2  1  
$(31) $25  

(1)有关更多信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注10。
(2)2020年第一季度的净亏损与美元兑加元汇率的变化对我们公司间非长期净投资部分的影响有关。

所得税费用

与截至2019年3月31日的三个月相比，截至2020年3月31日的三个月的所得税支出有所下降，原因是2020年第一季度与上一季度的净收益相比出现了净亏损。

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为了应对冠状病毒大流行，许多政府已经颁布或正在考虑采取措施提供援助和经济刺激。这些措施可能包括推迟纳税的到期日或对其所得税和非基于收入的税法进行其他修改。美国于2020年3月27日颁布的“冠状病毒援助、救济和经济安全法案”(“CARE法案”)包括帮助公司的措施，包括对所得税和非基于收入的税法进行临时修改。我们的财务报表没有受到实质性的税收影响，因为它与冠状病毒措施有关。我们继续关注美国财政部、美国国税局(Internal Revenue Service)和其他机构发布的额外指引。

展望

市场概述与展望

请参阅“-执行摘要 -最近的事件和展望。“

对非合并实体的某些投资的展望

截至2020年3月31日，我们拥有Red Oak Pipeline LLC(“Red Oak”)50%不可分割的共同权益，该公司正在开发一条新的管道，该管道将提供原油运输服务，从俄克拉何马州库欣和德克萨斯州西部的二叠纪盆地到德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、英格尔赛德、休斯顿和德克萨斯州博蒙特。2020年3月，合作伙伴宣布，他们将推迟红橡树管道项目，并暂停需要在该项目上投入额外资本的行动，并表示，他们将根据最近的市场发展情况重新评估对该项目的需求。如果合作伙伴决定不推进管道项目，我们可能会确认我们在Red Oak的权益的账面价值减值，截至2020年3月31日为5400万美元(包括我们对第二季度发生的承诺成本的估计)1.22亿美元。

流动性与资本资源
 
一般信息
 
我们的主要流动性来源是(I)经营活动的现金流，(Ii)我们信贷安排或商业票据计划下的借款，以及(Iii)从出售股权和债务证券获得的资金。此外，我们可能会用资产剥离计划的收益来补充这些流动性来源，这将在下面题为“-收购和资本支出”的章节中进一步讨论。我们的主要现金需求包括但不限于：(I)正常业务用途，例如支付与购买原油、NGL和其他产品有关的金额，其他费用和未偿债务的利息支付，(Ii)扩建和维护活动，(Iii)收购资产或业务，(Iv)偿还我们长期债务的本金，以及(V)向我们的单位持有人进行分配。我们通常希望通过商业票据计划或信贷安排下的经营活动和/或借款产生的现金流，为我们的短期现金需求提供资金。此外，我们通常期望通过各种来源(单独或组合)为我们的长期需求提供资金，例如通过扩张活动或收购以及对我们的长期债务进行再融资而产生的那些需求，其中可能包括上述来源，如满足短期需求的资金和/或发行额外的股本或债务证券以及出售资产。

截至2020年3月31日，尽管我们有2.86亿美元的营运资本赤字，但我们有大约25亿美元的流动性可用于满足我们持续的运营、投资和融资需求，前提是我们必须继续遵守公约，如下所示(以百万计)：
 自.起
2020年3月31日
优先无担保循环信贷安排下的可获得性(1) (2)
$1,583  
高级担保套期保值库存工具下的可用性(1) (2)
897  
小计2,480  
现金和现金等价物38  
总计$2,518  

(1)代表在我们的商业票据计划下的未偿还借款生效之前的可用性，这些借款减少了设施下的可用容量。截至2020年3月31日，没有未偿还的商业票据借款。
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(2)我们的高级无担保循环信贷安排和高级担保对冲库存安排下的可用容量分别减少了9700万美元和900万美元的未偿还信用证。

目前的宏观经济和地缘政治状况，包括冠状病毒大流行导致的需求下降和供应过剩导致的油价暴跌，已经导致许多能源公司受到流动性问题的影响；然而，我们相信，我们有能力，并将继续有能力获得商业票据计划和信贷安排，我们利用这些计划和信贷安排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强劲，我们拥有充足的流动性；然而，金融市场的长期中断和/或能源价格波动对我们的业务产生不利影响，可能会对我们的财务状况、运营业绩或现金流产生重大不利影响。此外，我们的信贷安排为我们的商业票据计划提供了财务支持，我们的信贷安排的使用需要持续遵守契约。截至2020年3月31日，我们遵守了所有这些公约。另请参阅项目71A。我们2019年年报中的表格10-K和项目1A中包含的“风险因素”。以下表格10-Q第II部分中的“风险因素”，以进一步讨论可能影响我们的流动性和资本资源的此类风险。
 
经营活动现金流
 
有关经营活动现金流的主要驱动因素的全面讨论，包括市场状况变化的影响和我们衍生品结算的时间，请参见项目7。“流动性和资本资源-经营活动的现金流”包括在我们的2019年年报Form 10-K中。
 
2020年前三个月和2019年前三个月，运营活动提供的净现金分别为8.9亿美元和10.33亿美元，主要来自我们的运营收益。此外，正如下面进一步讨论的，作为我们对冲活动的一部分，我们的库存水平和相关保证金余额在这些期间的变化影响了我们经营活动的现金流。

在截至2020年3月31日和2019年3月31日的三个月内，我们通过经营活动提供的现金受到我们持有的库存量下降的积极影响，这主要是由于出售NGL和原油库存。清算这类存货的有利影响部分被在前期收到现金期间确认的收入的时间所抵消。
 
收购和资本支出
 
除了以上讨论的运营需求外，我们还将现金用于收购活动、扩建资本项目和维护资本活动。从历史上看，我们主要用经营活动产生的现金和“-股权和债务融资活动”中讨论的融资活动来为这些支出提供资金。 下面。近年来，我们还使用了资产剥离计划的收益。我们已经并将继续进行资本支出，用于收购、扩建资本项目和维护活动。然而，在短期内，我们不打算发行普通股来为此类活动提供资金。
 
收购。2020年2月，我们以大约3亿美元收购了特拉华州盆地的原油收集系统和相关资产。有关更多信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注14。

资本 项目。在截至2020年3月31日的三个月里，我们在中游基础设施上投资了3.52亿美元，我们预计在截至2020年12月31日的全年投资约11亿美元。我们2020年的预期资本投资反映了由于当前动态和不确定的市场状况，我们在2019年底的预期资本投资有所减少。有关更多信息，请参阅“-收购和资本项目”。我们预计将用留存现金流、作为剥离计划一部分出售的资产收益或债务为2020年的资本计划提供资金。

资产剥离。2020年1月，我们达成了一项最终协议，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，但需要进行某些调整，预计交易将在2020年下半年完成。2020年4月，我们以1.63亿美元的价格出售了某些NGL终端，但可能会进行某些调整。有关更多信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注14。此外，我们还出售了萨德尔霍恩管道公司(Saddlehorn Pipeline Company，LLC)10%的所有权权益，收益约为7800万美元。有关更多信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注7。

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正在进行的收购、资产剥离和投资活动。我们打算继续专注于通过资产优化、合资、潜在资产剥离和类似安排来提高投资回报和加强资本纪律的活动。我们通常在签署了最终协议之后才会宣布交易。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，我们可能会将交易的公开宣布推迟到交易结束或更晚的日期。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，我们已达成最终协议的任何交易的完成可能受到习惯和其他成交条件的约束，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会成功，也不能保证我们的战略性资产剥离将会完成。虽然我们希望我们进行的收购和投资在长期内是增值的，但我们不能保证我们的期望最终会实现。另见第1A项。在我们的2019年年报的Form 10-K中，请参阅与我们的收购和资产剥离相关的风险，以进一步讨论我们的风险因素-与我们的业务相关的风险。

股权和债务融资活动
 
我们的融资活动主要涉及为扩张资本项目提供资金，收购和再融资我们的债务到期日，以及短期营运资本(包括纽约商品交易所和洲际交易所保证金存款的借款)，以及与我们的NGL业务和期货溢价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票发行、优先票据发行和根据我们的信贷安排或商业票据计划和其他债务协议进行的借款和偿还，以及向我们的单位持有人支付分配。
 
注册声明。我们定期进入资本市场进行股权和债务融资。我们已经向美国证券交易委员会提交了一份通用货架登记声明，根据使用时的有效性，我们可以发行总计11亿美元的债务或股权证券(“传统货架”)。截至2020年3月31日，我们在传统货架下约有11亿美元的未售出证券可用。我们还可以访问通用货架注册声明(“WKSI货架”)，该声明使我们能够根据市场状况和我们的资本需求，提供和出售无限量的债务和股权证券。于截至二零二零年三月三十一日止三个月内，我们并无在我们的传统货架或西九文化区货架下进行任何服务。
  
信贷协议，商业票据计划和契约。我们循环信贷安排的信贷协议(这会影响我们访问商业票据计划的能力，因为它们提供了支持我们短期信用评级的财务支持)，以及我们的GO Zone定期贷款和管理我们优先票据的契约包含交叉违约条款。根据我们的信用协议或契约违约，将允许贷款人加快未偿债务的到期日。只要我们遵守信用协议中的规定，我们分配可用现金的能力就不受限制。截至2020年3月31日，我们遵守了我们的信贷协议和契约中包含的契约。

我们的固定利率优先票据在2020年3月31日和2019年12月31日的面值约为90亿美元。我们估计，截至2020年3月31日和2019年12月31日，这些票据的公允价值总额分别约为72亿美元和93亿美元。我们的固定利率优先票据在机构之间交易，这些交易通常由报告服务机构发布。我们对公允价值的确定是基于报告期末报告的交易活动。我们固定利率优先票据公允价值的下降是由于石油和天然气行业参与者债务的二级市场信用利差不断扩大，特别是我们的债务和美国中游行业的许多同行。这种扩大是由于一些外部力量造成的，例如冠状病毒大流行导致的需求减少和供应过剩导致的油价暴跌。

在截至2020年3月31日的三个月里，我们的信贷协议和商业票据计划净偿还了400万美元。净偿还主要来自经营活动的现金流和资产出售的收益，抵消了期内与资本投资、库存购买和其他一般合伙目的的资金需求有关的借款。

截至2019年3月31日和2018年12月31日，我们在信贷协议或商业票据计划下没有未偿还借款。然而，在截至2019年3月31日的三个月里，我们根据我们的商业票据计划借入并偿还了5亿美元。偿还款项主要来自经营活动的现金流。

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分发给我们的单位持有人
 
分发给我们的A系列首选单位持有人。2020年5月15日，我们将为截至2020年5月1日(即2020年1月1日至2020年3月31日期间此类分配的创纪录日期)的A系列优先股支付3，700万美元(每台0.525美元)的现金分配。有关在2020年前三个月期间或与之相关的分配的详细信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注9。
 
*我们B系列优先股的分配在5月15日和11月15日以现金支付，每半年拖欠一次。2020年5月15日，我们将在2019年11月15日至2020年5月14日期间，向2020年5月1日交易结束时备案的持有人支付我们B系列优先股2450万美元的半年度现金分配。有关更多信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注9。

分发给我们共同的单位持有人。根据我们的合作伙伴协议，在向我们未偿还优先股的持有者分配后，我们将在每个季度结束后45天内将剩余的可用现金分配给登记在册的普通股持有者。可用现金通常被定义为我们每个季度末手头的所有现金和现金等价物减去我们普通合伙人为未来需求而建立的准备金。我们的财务储备水平是由我们的普通合伙人建立的，包括为我们业务的正常开展(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我们的A系列和B系列优先单位持有人提供未来分配资金所需的储备。我们的可用现金还包括季度末后借款产生的手头现金。2020年5月15日，我们将支付每普通单位0.18美元(年化每普通单位0.72美元)的季度分配，与2020年2月支付的每普通单位0.36美元(年化每普通单位1.44美元)的季度分配相比，这相当于减少了50%。这一减持是为了应对当前动态和不确定的市场状况，以进一步加强我们保持稳健资本结构和强大流动性的承诺。请参阅“-执行摘要 --“近期事件与展望”，供进一步讨论。有关在2020年前三个月期间或与之相关的分配的详细信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注9。另请参阅项目5.请参阅我们2019年年报Form 10-K中的“注册人共同单位市场、相关单位持有人事项和发行人购买股票证券-现金分配政策”，以了解有关分配的更多讨论。

我们相信，根据我们的信贷协议，我们有足够的流动资产、经营活动的现金流和借款能力来履行我们的财务承诺、偿债义务、或有事项和预期的资本支出。然而，我们受到业务和运营风险的影响，这些风险可能会对我们的现金流产生不利影响。如果我们的现金流长期大幅减少，可能会对我们的借贷能力和借贷成本产生不利影响。
 
偶然事件
 
有关可能影响我们的或有事项的讨论，请参阅我们的简明合并财务报表附注12。

承付款
 
合同义务。在正常业务过程中，我们根据合同向第三方购买原油和液化天然气，其中大部分合同的期限从30天常绿到5年不等，剩余期限最长可达13年的合同数量有限。我们通过进行各种类型的实物和金融销售和交换交易来为这些购买建立保证金，通过这些交易，我们寻求在购买与销售和未来交割义务之间保持基本平衡的头寸。下表包括与这些活动相关的购买义务。在适用的情况下，列报的金额代表与我们的交易对手有关的净负债(包括实施净买入/净卖出合约和那些受净额结算安排约束的合约)。我们预计不会使用大量内部资本来履行这些义务，因为这些义务将通过向我们认为信誉良好或提供了我们认为足够的信贷支持的实体的相应销售来提供资金。

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下表包括我们对这些付款的金额和时间的最佳估计，以及截至2020年3月31日根据指定合同义务到期的其他金额(以百万为单位)：

2020年剩余时间20212022202320242025年及其后总计
长期债务及相关利息支付(1)
$311  $1,026  $1,312  $1,636  $1,055  $8,753  $14,093  
租约(2)
97  99  93  70  58  305  722  
其他义务(3)
619  477  301  304  279  1,189  3,169  
小计1,027  1,602  1,706  2,010  1,392  10,247  17,984  
原油、NGL和其他石油采购(4)
5,830  6,440  6,182  5,849  5,454  14,024  43,779  
总计$6,857  $8,042  $7,888  $7,859  $6,846  $24,271  $61,763  

(1)包括还本付息、优先票据到期利息和我们信贷安排下假定可用容量的承诺费，以及我们信贷协议和商业票据计划下的长期借款(如果有)。虽然在我们的信贷协议和商业票据计划下可能会有短期借款，但我们历来偿还和借款的金额各不相同。因此，我们在上述金额中只包括了最高承诺费(就像信贷协议或商业票据计划中没有未偿还的短期借款一样)。有关我们的债务义务的更多信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注8。
(2)包括FASB指导中定义的经营租赁和融资租赁。租约主要用于(I)有轨电车、(Ii)写字楼、(Iii)土地、(Iv)车辆、(V)储油罐及(Vi)拖头拖车。有关更多信息，请参阅我们2019年年度报告的Form 10-K第IV部分中包含的合并财务报表附注14。
(3)包括(I)其他长期负债、(Ii)储藏、加工及运输协议(包括某些协议，预期付款的金额及时间须视乎相关建筑项目的完成情况而定)、(Iii)若干路权地役权及(Iv)与我们的资本扩充项目相关的不可撤销承诺，包括我们权益法投资的资本开支份额的预计贡献。储存、加工和运输协议包括大约18亿美元，这些协议与在管道或股权方法投资者拥有的设施上以公布的税率储存、加工和运输原油的协议有关。我们对运输的部分承诺得到原油买卖或与第三方签订的其他相应数量协议的支持。
(4)金额主要基于2020年3月至2020年3月期间平均活动的估计数量和市场价格。实际购买的实物数量和实际结算价格将与表中使用的假设有所不同。这些估计涉及的不确定因素包括井口的产量水平、天气情况、市场价格的变化以及其他我们无法控制的情况。

        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，以确保我们有义务购买和运输原油、天然气和天然气。此外，我们还签发信用证来支持保险计划、衍生品交易(包括与对冲相关的保证金义务)和建筑活动。截至2020年3月31日和2019年12月31日，我们的未偿还信用证分别约为1.06亿美元和1.57亿美元。

表外安排
 
我们没有S-K规则第303项定义的表外安排。
 
近期会计公告
 
请参阅我们的简明合并财务报表附注2。
 
关键会计政策和估算
 
有关我们的关键会计政策和估计的讨论，请参阅我们2019年年度报告Form 10-K第7项下的“关键会计政策和估计”。
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前瞻性陈述

除有关历史事实的陈述外，本报告中包括的所有陈述均为前瞻性陈述，包括但不限于包含“预期”、“相信”、“估计”、“预期”、“计划”、“打算”和“预测”等词语的陈述，以及与我们未来业务战略、计划和目标有关的类似表述和陈述。然而，没有这样的词语、表达或陈述并不意味着这些陈述不具有前瞻性。任何此类前瞻性陈述都反映了我们基于我们认为合理的假设对未来事件的当前看法。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不相同。其中最重要的因素包括但不限于：
 
主要与冠状病毒大流行和供应过剩情况有关的因素：

•全球原油需求和原油价格在一段不确定的时期内持续快速而实质性的下降，相应地可能导致国内原油、天然气和天然气产量大幅减少(无论是由于生产商为钻探活动提供资金的现金流减少，还是由于生产商无法获得资本，或者两者兼而有之，管道和/或存储能力不可用，生产商停产，政府规定的按比例分配订单，或其他因素)，这反过来可能导致实际或预期的原油产量大幅下降(无论是由于这两者，还是由于管道和/或存储能力的不可用，生产商的停产，政府规定的按比例分配订单，或其他因素)，这反过来可能导致国内原油、NGL和天然气产量的大幅下降(无论是由于生产商为钻井活动提供资金的现金流减少，还是由于生产商无法获得资本，或者两者兼而有之在使用我们的资产时或通过使用我们的资产和/或减少我们原本可能获得的商业机会而分散和/或聚集的；

•不确定美国、加拿大和世界其他地区需要多长时间才能减缓冠状病毒的传播，达到适用当局愿意放松目前对各种商业和经济活动的限制，以及一旦取消这些限制，消费者对原油的需求和反弹的程度；这些限制旨在保护公众健康，但也有大幅减少原油需求的效果；

•沙特和俄罗斯等外国产油国未来行动的不确定性，以及他们采取行动延长或加剧当前原油供应过剩的风险；

•美国和其他地区经济复苏的时间、速度和程度的不确定性，这反过来可能会影响对原油的需求，从而影响对我们提供的中游服务的需求，以及我们可以获得的商业机会；

•储存在美国和其他地方的大量原油库存积压的影响，以及这种库存积压最终对更有利于美国钻探和生产活动增加的市场状况恢复的时机的影响；

•我们的客户或交易对手拒绝或无法履行其与我们签订的合同(包括商业合同、资产出售协议和其他协议)下的义务，无论是否合理，也无论是由于财务限制(信誉降低、流动性问题或资不抵债)、市场限制、法律限制(包括政府命令或指导)、行使合同或普通法权利(如不可抗力或类似索赔)或其他因素；

•我们无法履行合同规定的义务，无论是由于第三方(包括我们的客户或交易对手)不履行、市场限制、第三方限制、法律限制(包括政府命令或指导)或其他因素；

•由于实际距离限制以及这些限制可能对我们的员工提出的额外要求造成的运营困难，这反过来可能会使留住或招聘有才华的劳动力变得更具挑战性；

•原油、NGL和其他石油产品期货市场中断，这可能会削弱我们执行商业和套期保值战略的能力；

•我们无法将资本支出减少到预期的程度，无论是由于意外或计划外支出、第三方索赔或其他因素；
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•因政府行为、诉讼、交易对手不履行或其他因素而无法完成预期的资产出售交易；

一般因素：

•竞争的影响，包括我们运营地区产能过剩的影响；

•社会对碳氢化合物能源行业的负面情绪以及碳氢化合物的持续开发和消费，这可能会影响消费者的偏好以及政府或监管行动，从而对我们的业务产生不利影响；
  
•原油和NGL市场结构、品级差异和波动性(或缺乏)的意外变化；
  
•赔偿、保险或现有准备金不包括的环境责任或事件；

•主线供给区炼油厂产能的波动和其他影响各种等级原油、天然气和天然气需求的因素，以及由此引起的价格条件或运输吞吐量要求的变化；
 
•维护我们的信用评级和接受供应商和贸易对手开放信用的能力；

•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业绩，以及我们不时达成的合资企业和联合经营安排的成功运营，无论是与我们或第三方运营的资产有关；
 
•扩建项目因准予延误、准予撤资或者其他原因，未能实施或者资本化，或者迟延实施或者资本化的；
 
•物资、材料或者劳动力短缺或者成本增加；

•当前和未来的法律、法规、政府法规、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；

•资本市场收紧或其他因素，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权融资的能力，以资助更多的收购、扩张项目、营运资金要求以及偿还或再融资债务；

•总体经济、市场或商业状况(包括美国和全球范围内的，包括经济活动水平可能出现衰退或大幅放缓)，以及由动荡的金融市场、资本约束和流动性担忧造成的其他风险的放大；

•资产剥离、合资企业、收购或其他战略机会的可用性和完善能力；

•加元的货币汇率；
 
•我们的交易对手，包括与我们有业务往来的金融机构和贸易公司的持续信誉和业绩；
 
•无法确认可归因于从客户那里收到的欠款造成的当前收入，这些客户在相关信用到期或使用之前未能发货或搬运超过最低合同量；
 
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•未使用我们的资产和设施；
 
•保险费用增加，或缺乏保险；
 
•天气对企业经营或项目建设的干扰，包括极端天气事件或条件的影响；
 
•我们风险管理活动的有效性；
 
•债务和股权市场的波动，包括我们长期激励计划授予时我们单位的价格；
 
•与资产开发和运营相关的风险，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、终止和销售中固有的其他因素和不确定性，以及天然气储存和天然气液体的加工、运输、分馏、储存和销售中的固有因素和不确定性。
 
这里描述的其他因素，以及未知或不可预测的因素，也可能对未来的结果产生实质性的不利影响。请阅读第1A项中讨论的“风险因素”。我们2019年年度报告Form 10-K的详细内容。除非适用的证券法要求，否则我们不打算更新这些前瞻性陈述和信息。

60
目录
第三项关于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)利率风险和(Iii)货币汇率风险。我们使用各种衍生工具来管理此类风险，并在某些情况下，在动荡的市场条件下实现增量保证金。我们的风险管理政策和程序旨在通过监控我们的交易所清算头寸和场外交易头寸，以及实物交易量、等级、地点、交付时间表和存储容量，帮助确保我们的对冲活动解决我们的风险。我们拥有风险管理职能，对我们的风险政策、围绕商业活动的相关控制以及公司风险管理的某些方面拥有直接责任和权力。我们的风险管理职能还通过正式流程批准所有新的风险管理战略。下面的讨论涉及每一类风险。
 
商品价格风险
 
我们使用衍生工具来对冲与以下商品相关的价格风险：
 
•原油，原油
 
我们利用原油衍生品来对冲我们供应、物流和运输部门固有的大宗商品价格风险。我们对这些衍生品的目标包括对冲预期的购买和销售、储存的库存、基差和存储容量利用率。我们通过各种工具管理这些风险敞口，包括期货、远期、掉期和期权。

•天然气
 
我们利用天然气衍生品来对冲我们供应、物流和设施部门固有的大宗商品价格风险。我们对这些衍生品的目标包括对冲预期的天然气购买量。我们通过各种工具管理这些风险敞口，包括期货、掉期和期权。
 
•NGL和其他
 
我们利用NGL衍生品，主要是丙烷和丁烷衍生品，来对冲我们供应和物流部门固有的大宗商品价格风险。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储存的库存。我们通过各种工具管理这些风险敞口，包括期货、远期、掉期和期权。
 
请参阅我们的简明合并财务报表附注10，以进一步讨论我们的套期保值战略和目标。

下表显示了我们的大宗商品衍生品的公允价值以及预计价格上涨或下跌10%带来的截至2020年3月31日的公允价值变化(单位：百万美元)：

公允价值10%的效应率
价格上涨。		10%的效应率
价格将会下降。
原油，原油$145  $(23) $23  
天然气2  $5  $(5) 
NGL和其他105  $(7) $7  
总公允价值$252    
 
上表所列公允价值仅反映衍生工具的敏感性，不包括相关对冲商品的影响。价格风险敏感性是通过假设价格全面上涨或下降10%来计算的，无论工具的合同价格与基础商品价格之间的条款或历史关系如何。如果近期大宗商品价格实际变化10%，我们衍生品投资组合的公允价值变化通常会小于表中显示的变化，因为短期价格的变化通常不会反映在更远的交割月份。
 
61
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利率风险
 
我们使用可变利率债券和任何预期发行的固定利率债券都会使我们面临利率风险。因此，我们不时使用利率衍生品来对冲与预期利息支付相关的利率风险，在某些情况下，还会对冲未偿还债务工具的利率风险。我们所有的优先票据都是固定利率票据，因此不会受到利率风险的影响。截至2020年3月31日，我们的浮动利率债务余额约为6.14亿美元，需要重新设定利率，利率通常从一天到大约一个月不等。在截至2020年3月31日的三个月内，未偿还浮动利率债务的平均利率为2.2%，这是根据同期的实际利率计算的。截至2020年3月31日，我们利率衍生品的公允价值为1.24亿美元的负债。截至2020年3月31日，如果远期LIBOR曲线增加10%，将导致我们利率衍生品的公允价值增加1400万美元。截至2020年3月31日，如果远期LIBOR曲线下降10%，将导致我们利率衍生品的公允价值减少1400万美元。有关我们的利率风险对冲活动的讨论，请参阅我们的简明合并财务报表附注10。
 
货币汇率风险
 
我们使用外币衍生品来对冲与我们对美元对加元汇率波动的敞口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以CAD进行的，我们使用某些金融工具将不利汇率变化的风险降至最低。这些工具包括外币兑换合约、远期和期权。截至2020年3月31日，我们外币衍生品的公允价值为500万美元的负债。如果汇率(美元对加元)上升10%，我们的外币衍生品的公允价值将减少1700万美元。如果汇率(美元对加元)下降10%，我们的外币衍生品的公允价值将增加1700万美元。有关我们的货币汇率风险对冲的讨论，请参阅我们的简明合并财务报表附注10。
 
首选分配率重置选项
 
我们A系列优先股的首选分配率重置选项是一种嵌入式衍生品，必须从相关的主机合同(我们的合作伙伴协议)中分离出来，并以公允价值记录在我们的简明合并资产负债表中。用于此嵌入式衍生品的估值模型包含输入信息，包括我们的共同单价、十年期美国国债利率、违约概率和时机估计，以最终计算我们的A系列首选单位的公允价值，无论是否有首选分配率重置选项。截至2020年3月31日，这一嵌入式衍生品的公允价值为800万美元的负债。公允价值每增加或减少10%，将产生100万美元的影响。有关嵌入衍生品的讨论，请参阅我们的精简合并财务报表附注10。

项目4.控制和程序
 
披露控制和程序
 
我们维持书面披露控制和程序，我们称之为“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(I)在SEC的规则和表格中指定的时间段内进行记录、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，以便及时做出有关要求披露的决定。
 
适用的SEC规则将要求对我们的DCP的有效性进行评估。管理层在我们的首席执行官和首席财务官的监督下，在我们的首席执行官和首席财务官的参与下，评估了截至2020年3月31日，也就是本报告涵盖的期限结束时，我们的DCP的有效性，根据这样的评估，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。
 
财务报告内部控制的变化
 
除了关于我们DCP的信息外，我们还被要求披露财务报告内部控制的某些变化。我们对财务报告的内部控制在2020年第一季度没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
 
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证书
 
根据交易法规则13a-14(A)和15d-14(A)的规定，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与本报告一起存档。根据“美国法典”第18编第1350条的规定，我们的首席执行官和首席财务官的证书作为附件32.1和32.2随本报告一起提供。

第二部分：其他信息
 
第1项   法律程序
 
本项目所要求的信息包含在我们的简明合并财务报表附注12中，并通过引用将其并入本文。
 
第1A项危险因素
 
关于我们的风险因素的讨论，见项目1A。我们2019年年度报告Form 10-K的详细内容。这些风险和不确定性并不是我们面临的唯一风险和不确定性，可能还有我们没有意识到的或我们目前认为无关紧要的其他事项。所有这些风险和不确定性都可能对我们的业务、财务状况和/或经营结果产生不利影响，如下所示：

我们的业务、运营结果、财务状况、现金流和单价可能会受到流行病、流行病或其他突发公共卫生事件(如最近的冠状病毒大流行)的不利影响。

我们的业务、经营业绩、财务状况、现金流和单价可能会受到流行病、流行病或其他突发公共卫生事件(如最近爆发的冠状病毒)的不利影响。冠状病毒大流行导致和/或加剧了我们业务中固有的各种风险和不确定性，其中许多风险和不确定性在我们的2019年年报中进行了描述。这些风险和不确定性在某些情况下由于与冠状病毒大流行无关的事件和情况而加剧，已经开始对我们的业务产生不利影响，或者有合理的可能对我们未来的业务产生不利影响。这些风险、不确定因素和其他因素包括：

•这场大流行导致全球原油需求和原油价格迅速大幅下降，我们预计这将导致国内原油、天然气和天然气产量大幅减少(无论是由于生产商为钻探活动提供资金的现金流减少、生产商无法获得资本、管道和/或储存能力、生产商停产、政府规定的按比例订单或其他因素)，这反过来可能导致原油和天然气发运、加工的实际或预期数量大幅下降。通过使用我们的资产和/或减少我们本来可以获得的商业机会，对我们进行细分和/或聚集。

•全球原油需求大幅下降，导致原油供应过剩，外国产油国(最明显的是沙特阿拉伯和俄罗斯)的行动加剧了这种情况，这些国家在2020年第一季度大幅增加了原油产量，随后在4月初宣布临时减产约1，000万桶/日。

•由于全球原油需求下降速度快于供应，储存设施一直在加速填满，并可能在2020年第二季度达到或接近最大运营能力的水平。这将导致储存在美国和其他地方的大量原油库存“积压”，这是导致原油价格实质性下跌的一个因素.

•由此产生的原油需求减少、原油供应过剩和原油价格低迷的宏观经济环境，已导致北美各地的生产商，包括我们在二叠纪盆地和其他地方的许多客户，开始削减产量水平，并可能最终导致这些生产商停产。这可能会对我们所提供的中游服务的需求，以及我们所面对的商机，造成重大的负面影响。 反过来，这些因素可能会对我们本年度和未来一段时间的财务表现产生重大不利影响。这些不利宏观经济形势的好转
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目录
这些因素在很大程度上取决于全球原油需求的增加，这主要是由美国、加拿大和世界其他地区需要多长时间来减缓冠状病毒的传播，达到相关当局愿意放松目前对各种商业和经济活动的限制，以及一旦这些限制解除，消费者对原油的需求和需求反弹的程度所推动的。任何此类放松限制和由此带来的市场复苏的时间都非常不确定，这取决于我们无法控制的各种因素，包括冠状病毒检测方案、治疗和疫苗的发展和有效性；我们的医疗系统和公共卫生基础设施管理当前和未来疫情的能力；关于该病毒的新流行病学信息的可用性和影响；以及各种政治和经济考虑因素。即使这些限制一旦取消，由于消费者习惯或偏好的变化，石油产品的消费是否会恢复到COVID之前的水平也是未知的。因此，我们无法预测任何此类市场复苏的时间，包括回归更有利于美国和加拿大钻探和生产活动增加的市况。

•我们预计客户或其他交易对手不付款和不履行义务的风险会增加。我们的客户或交易对手可能拒绝或无法履行他们与我们签订的合同(包括商业合同、资产出售协议和其他协议)下的义务，无论是否正当，也无论是由于财务限制(信誉降低、流动性问题或资不抵债)、市场限制、法律限制(包括破产程序、政府命令或指导)、行使合同或普通法权利(如不可抗力或类似索赔)或其他因素。

•我们可能会面临维持投资级信用评级的额外挑战，这反过来可能会降低我们的借款能力，并导致我们的交易对手减少我们从他们那里获得的未平仓信用额度。原油、NGL和其他石油产品期货市场的中断也可能削弱我们执行商业和套期保值战略的能力。

•我们的许多支持功能都是远程操作，这带来了技术和通信方面的挑战。因此，我们可能更容易受到网络安全漏洞、风险管理疏忽或通信的其他延迟或中断的影响，这反过来可能会影响我们有效管理业务的能力。

•由于实际距离的限制，我们可能会面临操作上的困难。这些限制还可能对我们的员工提出额外的要求，这反过来可能会使留住或招聘有才华的劳动力变得更具挑战性。

•我们在履行合同规定的义务时可能会遇到额外的困难，无论是由于第三方(包括我们的客户或交易对手)不履行义务、市场限制、第三方限制、法律限制(包括政府命令或指导)或其他因素。

•冠状病毒大流行造成了广泛的供应链中断，这可能会使以可接受的价格及时获得足够数量的高质量材料变得更具挑战性。如果我们无法获得这些材料，可能会对我们建设新基础设施和维护现有资产的能力造成重大和不利的影响。

2020年4月，我们宣布了应对冠状病毒大流行的某些行动，包括减少我们共同单位的分配、计划减少资本支出、资产剥离以及整个组织和供应链的其他成本削减。然而，我们可能无法将资本支出降低到预期的程度，无法以有吸引力的价格有效地剥离资产，也无法实现预期的成本节约。即使我们能够执行我们计划的行动，它们也可能不足以维持我们的流动性和资本结构。

由于所有这些原因，我们不能合理地估计冠状病毒未来可能对我们的运营业绩、财务状况和流动性产生的影响。
 
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第二项。   未登记的股权证券销售和收益的使用
 
有几个人没有，没有一个人。
        
项目3.   高级证券违约
 
一个也没有。
 
项目4.   矿场安全资料披露
 
不适用。
 
第五项。   其他资料
 
没有。

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第6项   展品
 

证物编号：描述
3.1—
第七次修订和重新签署了截至2017年10月10日的Plains All American Pipeline，L.P.有限合伙协议(通过引用附件3.1并入我们2017年10月12日提交的当前8-K表报告中)。
3.2—
第三次修订和重新签署的平原营销有限合伙协议，日期为2004年4月1日的L.P.(通过引用附件3.2并入我们截至2004年3月31日的季度报告Form 10-Q中)。
3.3—
2010年12月31日对第三次修订和重新签署的平原营销有限合伙协议的第2010-31号修正案(通过引用附件73.9并入我们截至2010年12月31日的年度报告FORM 10-K)。
3.4—
2011年1月1日至2011年1月1日的第三次修订和重新签署的平原营销有限合伙企业协议(通过引用附件33.10并入我们截至2010年12月31日的Form 10-K年度报告)的第292号修正案。
3.5—
2011年6月30日对第三次修订和重新签署的平原营销有限合伙企业协议(通过引用附件3.7并入我们截至2013年12月31日的年度报告Form 10-K的第3.1号修正案)的第293号修正案。
3.6—
2013年1月1日修订和重新签署的第三份修订和重新签署的平原营销有限合伙企业协议(通过引用附件43.8并入我们截至2013年12月31日的年度报告FORM 10-K)的第294号修正案。
3.7—
日期为2019年12月1日的第三次修订和重新签署的Plains Marketing，L.P.有限合伙协议的第5号修正案(通过引用我们截至2019年12月31日的Form 10-K年度报告的附件3.7并入)。
3.8—
第三次修订和重新签署的平原管道有限合伙协议，日期为2004年4月1日的L.P.(通过引用附件3.3并入我们截至2004年3月31日的季度报告Form 10-Q中)。
3.9—
2013年1月1日对第三次修订和重新签署的平原管道有限合伙协议(通过引用附件33.10并入我们截至2013年12月31日的年度报告FORM 10-K)的第291号修正案。
3.10—
第七次修订和重新签署了2016年11月15日修订和重新签署的Plains All American Gp and LLC有限责任公司协议(通过引用附件33.3并入我们于2016年11月21日提交的当前报告Form 8-K中)。
3.11—
第八次修订和重新签署的Plains AAP有限合伙协议，日期为2016年11月15日的L.P.(通过引用附件33.4并入我们于2016年11月21日提交的当前报告Form 8-K中)。
3.12—
2018年9月26日对Plains AAP，L.P.第八次修订和重新签署的有限合伙协议的第1号修正案(通过引用附件3.1并入我们于2018年10月2日提交的当前8-K表格报告中)。
3.13—
2019年5月23日对Plains AAP，L.P.第八次修订和重新签署的有限合伙协议的第2号修正案(通过引用附件3.1并入我们于2019年5月30日提交的当前8-K表格报告中)。
3.14—
PAA财务公司注册证书(f/k/a太平洋能源财务公司，PAA财务公司的合并继承人)(参考附件33.10并入我们截至2006年12月31日的年度报告Form 10-K)。
3.15—
PAA财务公司章程(f/k/a太平洋能源金融公司，PAA财务公司的合并继承人)(参考附件33.11并入我们截至2006年12月31日的年度报告Form 10-K)。
66
目录
3.16—
PAA GGP LLC于2007年12月28日签署的有限责任公司协议(通过引用附件33.3并入我们于2008年1月4日提交的当前报告FORM 8-K中)。
3.17—
普莱恩斯医药控股有限公司有限合伙证书(通过参考2013年7月29日提交的普莱恩斯医药控股有限公司S-1(333-190227)表格注册声明的附件3.1合并而成)。
3.18—
2016年11月15日第二次修订和重新签署的Plains GP Holdings，L.P.有限合伙协议(通过引用2016年11月21日提交的PAGP当前8-K表报告的附件3.2并入)。
3.19—
PAA GP Holdings LLC的成立证书(通过参考PAGP于2013年7月29日提交的表格S-1(333-190227)的注册声明附件3.3合并而成)。
3.20—
截至2017年2月16日，PAA GP Holdings LLC的第三次修订和重新签署的有限责任公司协议(通过引用附件3.1并入我们于2017年2月21日提交的当前8-K表格报告中)。
3.21—
PAA GP Holdings LLC第三次修订和重新签署的有限责任公司协议的2018年10月1日第1号修正案(通过引用我们2018年8月20日提交的当前报告的8-K表格的附件3.1并入)。
3.22—
PAA GP Holdings LLC第三次修订和重新签署的有限责任公司协议的2018年12月10日第2号修正案(通过引用我们2018年12月11日提交的当前8-K表格报告的附件3.1并入)。
3.23—
PAA GP Holdings LLC于2019年11月21日对第三份修订和重新签署的有限责任公司协议的第3号修正案(通过引用我们于2019年11月27日提交的当前8-K表格报告的附件3.1并入)。
4.1—
由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和Wachovia Bank，National Association作为受托人，于2002年9月25日签订的契约(通过引用附件4.1并入我们截至2002年9月30日的季度报告Form 10-Q)。
4.2—
第六份补充契约(A系列和B系列6.70%高级债券，2036年到期)日期为2006年5月12日，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.，其中指定的附属担保人，以及美联银行(Wachovia Bank，National Association)作为受托人(通过引用附件4.1并入我们2006年5月12日提交的当前报告的表格8-K中)。
4.3—
日期为2006年10月30日的第十份补充契约(A系列和B系列6.650%高级债券将于2037年到期)由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.，其中点名的附属担保人和美国银行全国协会作为受托人(通过引用附件4.2并入我们2006年10月30日提交的当前报告Form-8-K中)。
4.4—
日期为2011年1月14日的第19份补充契约(5.00%高级票据，2021年到期)由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.，其中点名的附属担保人和作为受托人的美国银行全国协会(通过参考我们2011年1月11日提交的当前报告表格8-K的附件4.1并入)。
4.5—
日期为2012年3月22日的第二十份补充契约(3.65%优先债券，2022年到期)由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过引用附件4.1并入我们2012年3月26日提交的当前8-K表格报告中)。
4.6—
日期为2012年3月22日至22日的第21份补充契约(5.15%高级票据，2042年到期)由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过参考我们2012年3月26日提交的当前报告的附件84.3并入)。
4.7—
日期为2012年12月10日的第二十二次补充契约(2.85%高级票据)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过引用附件4.1并入我们2012年12月12日提交的当前报告的8-K表格)，并由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和U.S.Bank National Association作为受托人参与。
4.8—
日期为2012年12月10日的第二十三份补充契约(4.30%高级债券，2043年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过引用附件44.3并入我们2012年12月12日提交的当前8-K表格报告中)。
67
目录
4.9—
日期为2013年8月15日的第24次补充契约(3.85%高级票据到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过引用附件4.1并入我们2013年8月15日提交的当前8-K表格报告中)。
4.10—
日期为2014年4月23日至23日的第二十五份补充契约(4.70%优先债券，2044年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过引用附件4.1并入我们2014年4月29日提交的当前表格8-K报告中).
4.11—
日期为2014年9月9日的第26次补充契约(3.60%高级票据到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过引用附件4.1并入我们2014年9月11日提交的当前表格8-K报告中)。
4.12—
日期为2014年12月9日的第二十八份补充契约(4.90%高级票据到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过引用附件44.3并入我们2014年12月11日提交的当前8-K表格报告中)。
4.13—
日期为2015年8月24日的第29份补充契约(4.65%高级票据到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过引用附件4.1并入我们2015年8月26日提交的当前8-K表格报告中)。
4.14—
日期为2016年11月22日的第三十份补充契约(4.50%优先债券，2026年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过参考我们2016年11月29日提交的当前8-K表格报告的附件4.1并入).
4.15—
日期为2019年9月16日的第31号补充契约(3.55%高级债券到期)，以及在Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过参考我们2019年9月17日提交的当前8-K表格报告的附件4.1并入)。
4.16—
2009年9月3日由Plains All American Pipeline，L.P.和Vulcan Gas Storage有限责任公司签订和之间的注册权协议(通过引用我们S-3表格注册声明的附件4.1，文件编号T333-162477并入)。
4.17—
截至2016年1月28日，Plains All American Pipeline，L.P.与其中指定的买家之间的注册权协议(通过引用附件4.1并入我们于2016年2月2日提交的当前报告中的表格8-K)。
4.18—
由Plains All American Pipeline，L.P.及其定义的持有人之间签订的登记权协议，日期为2016年11月15日(通过引用附件10.4并入我们于2016年11月21日提交的当前8-K表格报告中)。
4.19—
我们的证券说明(通过引用并入我们截至2019年12月31日的Form 10-K年度报告的附件4.19)。
31.1 †—
根据交易法规则13a-14(A)和15d-14(A)对首席执行官进行认证。
31.2 †—
根据交易法规则13a-14(A)和15d-14(A)对首席财务官进行认证。
32.1 ††—
根据“美国法典”第18编第1350条对首席执行官的认证。
32.2 ††—
根据“美国法典”第18编第1350条对首席财务官的认证。
101.INS†—XBRL实例文档-实例文档不会显示在交互式数据文件中，因为它的XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。
101.SCH†—内联XBRL分类扩展架构文档
101.CAL†—内联XBRL分类扩展计算链接库文档
68
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101.DEF†—内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档
101.LAB†—内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档
101.PRE†—内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档
104†—封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)

† 谨此提交。
†† 随函提供。


69
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签名
 
根据1934年证券交易法的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的下列签名者代表其签署。
 
 普莱恩斯全美管道，L.P.
   
 依据：PAA，GP，LLC，
  其普通合伙人
   
 依据：普莱恩斯AAP，美国L.P.，
  它的唯一成员
   
 依据：Plains All American Gp：LLC，
  其普通合伙人
   
 依据：/s/蒋威利
  江威利，
  Plains All American BGP LLC首席执行官
  (首席行政主任)
   
2020年5月8日  
   
 依据：/s/Al Swanson
  艾尔·斯旺森
  Plains All American Gp and LLC执行副总裁兼首席财务官
  (首席财务官)
   
2020年5月8日  
   
 依据：/s/克里斯·赫伯德
  克里斯·赫伯德
  Plains All American Gp and LLC高级副总裁兼首席会计官
  (首席会计官)
  
2020年5月8日 



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