PAA-20200930
普莱恩斯全美管道有限责任公司0001070423错误2020Q3--12-31111111111100010704232020-01-012020-09-30Xbrli：共享00010704232020-10-30Iso4217：美元00010704232020-09-3000010704232019-12-310001070423PAA：系列APReferredUnitsMember2020-09-300001070423PAA：系列APReferredUnitsMember2019-12-310001070423PAA：SeriesBPferredUnitsMember2020-09-300001070423PAA：SeriesBPferredUnitsMember2019-12-310001070423PAA：公共单位成员2020-09-300001070423PAA：公共单位成员2019-12-310001070423PAA：SegmentSupplyAndLogistic成员2020-07-012020-09-300001070423PAA：SegmentSupplyAndLogistic成员2019-07-012019-09-300001070423PAA：SegmentSupplyAndLogistic成员2020-01-012020-09-300001070423PAA：SegmentSupplyAndLogistic成员2019-01-012019-09-300001070423PAA：SegmentTransportationMember2020-07-012020-09-300001070423PAA：SegmentTransportationMember2019-07-012019-09-300001070423PAA：SegmentTransportationMember2020-01-012020-09-300001070423PAA：SegmentTransportationMember2019-01-012019-09-300001070423PAA：细分设施成员2020-07-012020-09-300001070423PAA：细分设施成员2019-07-012019-09-300001070423PAA：细分设施成员2020-01-012020-09-300001070423PAA：细分设施成员2019-01-012019-09-3000010704232020-07-012020-09-3000010704232019-07-012019-09-3000010704232019-01-012019-09-300001070423PAA：公共单位成员2020-07-012020-09-300001070423PAA：公共单位成员2019-07-012019-09-300001070423PAA：公共单位成员2020-01-012020-09-300001070423PAA：公共单位成员2019-01-012019-09-30Iso4217：美元Xbrli：共享0001070423Us-gaap:AccumulatedGainLossCashFlowHedgeIncludingNoncontrollingInterestMember2019-12-310001070423Us-gaap:AccumulatedForeignCurrencyAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2019-12-310001070423Us-gaap:AociIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2019-12-310001070423Us-gaap:AccumulatedGainLossCashFlowHedgeIncludingNoncontrollingInterestMember2020-01-012020-09-300001070423Us-gaap:AociIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-01-012020-09-300001070423Us-gaap:AccumulatedForeignCurrencyAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-01-012020-09-300001070423Paa:AOCIOtherIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-01-012020-09-300001070423Us-gaap:AccumulatedGainLossCashFlowHedgeIncludingNoncontrollingInterestMember2020-09-300001070423Us-gaap:AccumulatedForeignCurrencyAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-09-300001070423Paa:AOCIOtherIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-09-300001070423Us-gaap:AociIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-09-300001070423Us-gaap:AccumulatedGainLossCashFlowHedgeIncludingNoncontrollingInterestMember2018-12-310001070423Us-gaap:AccumulatedForeignCurrencyAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2018-12-310001070423Us-gaap:AociIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2018-12-310001070423Us-gaap:AccumulatedGainLossCashFlowHedgeIncludingNoncontrollingInterestMember2019-01-012019-09-300001070423Us-gaap:AociIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2019-01-012019-09-300001070423Us-gaap:AccumulatedForeignCurrencyAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2019-01-012019-09-300001070423Paa:AOCIOtherIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2019-01-012019-09-300001070423Us-gaap:AccumulatedGainLossCashFlowHedgeIncludingNoncontrollingInterestMember2019-09-300001070423Us-gaap:AccumulatedForeignCurrencyAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2019-09-300001070423Paa:AOCIOtherIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2019-09-300001070423Us-gaap:AociIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2019-09-300001070423PAA：系列APReferredUnitsMember2020-01-012020-09-300001070423PAA：系列APReferredUnitsMember2019-01-012019-09-300001070423PAA：SeriesBPferredUnitsMember2020-01-012020-09-300001070423PAA：SeriesBPferredUnitsMember2019-01-012019-09-3000010704232018-12-3100010704232019-09-300001070423美国-GAAP：母公司成员PAA：系列APReferredUnitsMember美国-GAAP：有限合作伙伴成员2019-12-310001070423美国-GAAP：母公司成员PAA：SeriesBPferredUnitsMember美国-GAAP：有限合作伙伴成员2019-12-310001070423美国-GAAP：母公司成员PAA：公共单位成员美国-GAAP：有限合作伙伴成员2019-12-310001070423美国-GAAP：母公司成员2019-12-310001070423US-GAAP：非控制性利益成员2019-12-310001070423美国-GAAP：母公司成员PAA：系列APReferredUnitsMember美国-GAAP：有限合作伙伴成员2020-01-012020-09-300001070423美国-GAAP：母公司成员PAA：SeriesBPferredUnitsMember美国-GAAP：有限合作伙伴成员2020-01-012020-09-300001070423美国-GAAP：母公司成员PAA：公共单位成员美国-GAAP：有限合作伙伴成员2020-01-012020-09-300001070423美国-GAAP：母公司成员2020-01-012020-09-300001070423US-GAAP：非控制性利益成员2020-01-012020-09-300001070423美国-GAAP：母公司成员PAA：系列APReferredUnitsMember美国-GAAP：有限合作伙伴成员2020-09-300001070423美国-GAAP：母公司成员PAA：SeriesBPferredUnitsMember美国-GAAP：有限合作伙伴成员2020-09-300001070423美国-GAAP：母公司成员PAA：公共单位成员美国-GAAP：有限合作伙伴成员2020-09-300001070423美国-GAAP：母公司成员2020-09-300001070423US-GAAP：非控制性利益成员2020-09-300001070423美国-GAAP：母公司成员PAA：系列APReferredUnitsMember美国-GAAP：有限合作伙伴成员2020-06-300001070423美国-GAAP：母公司成员PAA：SeriesBPferredUnitsMember美国-GAAP：有限合作伙伴成员2020-06-300001070423美国-GAAP：母公司成员PAA：公共单位成员美国-GAAP：有限合作伙伴成员2020-06-30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目录

美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
________________________________________________________________
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9月30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) (国际税务局雇主识别号码)

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
(注册人电话号码，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)是否已在过去12个月内(或在要求注册人提交此类报告的较短期限内)提交了1934年《证券交易法》(Securities Exchange Act)第13节或第15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)是否在过去90天内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10月30日，有728,476,591公用事业单位未完成。


目录
普莱恩斯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：
 
简并资产负债表：截至2020年9月30日和2019年12月31日
3
简明综合经营报表：截至2020年9月30日和2019年9月30日的三个月和九个月
4
简明综合全面收益表/(亏损)：截至2020年9月30日和2019年9月30日的三个月和九个月
5
累计其他全面收益/(亏损)简明综合变动表：截至2020年9月30日和2019年9月30日的9个月
5
简明现金流量表：截至2020年和2019年9月30日的9个月
6
合作伙伴资本变动简明综合报表：截至2020年9月30日和2019年9月30日的三个月和九个月
7
简明合并财务报表附注：
 
1.合并列报的组织和依据
9
2.重要会计政策摘要
11
3.应收收入和应收账款
12
4.每个普通单位的净收益/(亏损)
16
5.库存、管线填充物、基础气和长期库存
18
6.商誉
19
7.对未合并实体的投资
20
8.债务
21
9.合伙人的资本和分配
22
10.衍生工具和风险管理活动
24
11.关联方交易
29
12.承担和或有事项
30
13.营运分部
34
14.收购、资产剥离和资产减值
37
  
第二项：管理层对企业财务状况和经营成果的讨论和分析
39
第三项关于市场风险的定量和定性披露
67
项目4.控制和程序
68
  
第二部分：其他信息
 
第一项：法律诉讼
69
项目71A。危险因素
69
第二项未登记的股权证券销售和收益使用
69
第三项优先证券违约
69
第四项矿山安全信息披露
69
第五项：其他信息
69
项目6.展品
69
签名
74

2
目录
第一部分：财务信息 
第一项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
(单位为百万，单位数据除外)
九月三十日，
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$25 $45 
限制性现金21 37 
贸易应收账款和其他应收账款净额2,153 3,614 
盘存683 604 
其他流动资产523 312 
流动资产总额3,405 4,612 
财产和设备18,420 18,948 
累计折旧(3,802)(3,593)
财产和设备，净额14,618 15,355 
其他资产  
对未合并实体的投资3,743 3,683 
商誉— 2,540 
线状填充物和基础气966 981 
长期经营性租赁使用权资产净额395 466 
长期库存120 182 
其他长期资产，净额999 858 
总资产$24,246 $28,677 
负债及合伙人资本  
流动负债  
应付贸易账款$2,091 $3,686 
短期债务790 504 
其他流动负债923 827 
流动负债总额3,804 5,017 
长期负债  
高级票据，净额9,069 8,939 
其他长期债务，净额312 248 
长期经营租赁负债337 387 
其他长期负债和递延信贷873 891 
长期负债总额10,591 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(728,476,591和728,028,576(分别为未完成的单位)
7,414 10,770 
合伙人资本总额(不包括非控股权益)9,706 13,062 
非控制性利益145 133 
合伙人资本总额9,851 13,195 
总负债和合伙人资本$24,246 $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，单位数据除外)
三个月
九月三十日，		截至9个月
九月三十日，
 2020201920202019
 (未经审计)(未经审计)
收入    
供应和物流部门收入$5,537 $7,541 $16,370 $23,477 
运输部门收入146 196 484 581 
设施部门收入150 149 473 457 
总收入5,833 7,886 17,327 24,515 
成本和开支    
采购及相关成本5,107 6,855 15,000 21,218 
现场运营成本254 316 811 983 
一般和行政费用61 74 201 225 
折旧摊销160 156 493 439 
(净收益)/资产出售和资产减值损失，净额(附注14)(2)(7)617 (7)
商誉减值损失(附注6)— — 2,515 — 
总成本和费用5,580 7,394 19,637 22,858 
营业收入/(亏损)253 492 (2,310)1,657 
其他收入/(费用)    
未合并实体的权益收益89 102 280 274 
非合并实体投资收益/(减值)净额(附注7)
(91)4 (182)271 
利息支出(扣除资本化利息#美元后的净额)6, $7, $17及$29，分别)
(113)(108)(329)(311)
其他收入/(费用)，净额5 5 (7)23 
税前收益/(亏损)143 495 (2,548)1,914 
当期所得税费用(17)(19)(39)(72)
递延所得税(费用)/福利20 (22)32 30 
净收益/(亏损)146 454 (2,555)1,872 
可归因于非控股权益的净收入(3)(5)(7)(7)
可归因于PAA的净收益/(亏损)$143 $449 $(2,562)$1,865 
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
$93 $399 $(2,712)$1,710 
基本加权平均公用事业单位余额
728 728 728 727 
普通单位基本净收入/(亏损)
$0.13 $0.55 $(3.72)$2.35 
分配给普通单位持有人的净收益/(亏损)-摊薄
$93 $436 $(2,712)$1,826 
摊薄加权平均未偿还公用事业单位
728 800 728 800 
摊薄净收益/(亏损)每普通单位
$0.13 $0.55 $(3.72)$2.28 
 
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
九月三十日，		截至9个月
九月三十日，
 2020201920202019
 (未经审计)(未经审计)
净收益/(亏损)$146 $454 $(2,555)$1,872 
其他综合收益/(亏损)82 (99)(129)10 
综合收益/(亏损)228 355 (2,684)1,882 
可归因于非控股权益的全面收益
(3)(5)(7)(7)
可归因于PAA的综合收益/(亏损)$225 $350 $(2,691)$1,875 
 
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)$— $(933)
改叙调整8 — — 8 
套期保值未实现亏损(39)— — (39)
货币换算调整— (99)— (99)
其他— — 1 1 
期间活动总数(31)(99)1 (129)
2020年9月30日的余额$(290)$(773)$1 $(1,062)

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)$— $(1,030)
改叙调整7 — — 7 
套期保值未实现亏损(111)— — (111)
货币换算调整— 113 — 113 
其他— — 1 1 
期间活动总数(104)113 1 10 
2019年9月30日的余额$(281)$(740)$1 $(1,020)
 
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)

截至9个月
九月三十日，
 20202019
 (未经审计)
经营活动的现金流  
净收益/(亏损)$(2,555)$1,872 
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493 439 
(净收益)/资产出售和资产减值损失，净额(附注14)617 (7)
商誉减值损失(附注6)2,515 — 
股权指数化薪酬支出8 31 
存货计价调整233 11 
递延所得税优惠(32)(30)
终止的利率套期保值工具的结算(100)(55)
优先分配率重置期权公允价值变动(附注10)(7)(16)
未合并实体的权益收益(280)(274)
未合并实体收益的分配344 307 
未合并实体投资的收益/减值，净额(附注7)182 (271)
其他29 22 
资产和负债变动，扣除收购后的净额(191)(251)
经营活动提供的净现金1,256 1,778 
投资活动的现金流  
与收购相关的支付现金，扣除收购现金后的净额(附注14)(310)(47)
对未合并实体的投资(386)(367)
物业、设备和其他附加设施(606)(919)
出售资产所得款项(附注14)246 8 
购买管线填充物和基础气所支付的现金(14)(33)
其他投资活动4 (9)
投资活动所用现金净额(1,066)(1,367)
融资活动的现金流  
商业票据计划下的净借款(附注8)19 — 
高级担保对冲库存安排项下的净还款额(附注8)(325)— 
发行优先债券所得款项(附注8)748 998 
偿还优先债券(附注8)(17)— 
支付给A系列优先单位持有人的分配(注9)(112)(112)
支付给B系列优先单位持有人的分配(注9)(25)(25)
支付给普通单位持有人的分配(注9)(524)(741)
非控股权益的贡献(附注9)11 — 
出售子公司的非控股权益— 128 
其他融资活动8 (52)
净现金(用于融资活动)/由融资活动提供(217)196 
翻译调整的效果(9)(5)
现金及现金等价物和限制性现金净增加/(减少)(36)602 
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$46 $668 
支付的现金：  
利息，扣除资本化金额后的净额$285 $263 
所得税，扣除退还金额后的净额$72 $110 
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)112 37 (2,711)(2,562)7 (2,555)
分配(注9)(112)(37)(524)(673)(6)(679)
其他综合损失— — (129)(129)— (129)
非控股权益的贡献(附注9)— — — — 11 11 
其他— — 8 8 — 8 
2020年9月30日的余额$1,505 $787 $7,414 $9,706 $145 $9,851 
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)
2020年6月30日的余额$1,505 $787 $7,367 $9,659 $143 $9,802 
净收入37 12 94 143 3 146 
分配(注9)(37)(12)(131)(180)(2)(182)
其他综合收益— — 82 82 — 82 
非控股权益的贡献(附注9)— — — — 1 1 
其他— — 2 2 — 2 
2020年9月30日的余额$1,505 $787 $7,414 $9,706 $145 $9,851 

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
简明合并合伙人资本变动表
(续)
(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)
2018年12月31日的余额$1,505 $787 $9,710 $12,002 $— $12,002 
净收入112 37 1,716 1,865 7 1,872 
分布(112)(37)(741)(890)(4)(894)
其他综合收益— — 10 10 — 10 
出售子公司的非控股权益— — (2)(2)130 128 
其他— — (7)(7)— (7)
2019年9月30日的余额$1,505 $787 $10,686 $12,978 $133 $13,111 
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6月30日的余额$1,505 $787 $10,649 $12,941 $132 $13,073 
净收入37 12 400 449 5 454 
分布(37)(12)(262)(311)(4)(315)
其他综合损失— — (99)(99)— (99)
其他— — (2)(2)— (2)
2019年9月30日的余额$1,505 $787 $10,686 $12,978 $133 $13,111 

附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
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

 
注1-合并和列报的组织和依据
 
组织
 
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。我们的业务是通过我们的主要运营子公司直接和间接进行的。本表格中使用的术语为10-Q，除非上下文另有说明，否则术语“合伙”、“我们”和类似术语指的是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天然气生产盆地、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。我们的商业活动是通过三经营领域：交通、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特拉华州有限责任公司PAA GP LLC(“PAA GP”)持有，其唯一成员是特拉华州有限合伙企业Plains AAP，L.P.(“AAP”)。除了拥有PAA GP的所有权外，截至2020年9月30日，AAP还拥有我们的有限合伙人权益，通过其拥有的约245.8百万个我们共同的单位(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.(简称PAGP)是GP LLC的唯一和管理成员，截至2020年9月30日，拥有大约77AAP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的董事会对管理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。
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

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
EBITDA=未计利息、税项、折旧及摊销之利润(EBITDA)
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=美国公认会计原则
冰=洲际交易所
ISDA=国际掉期和衍生工具协会
伦敦银行同业拆借利率=伦敦银行间同业拆借利率
LTIP=长期激励计划
麦克夫=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合并中期财务报表及其相关说明应与我们的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实体的账目。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的中期报告说明编制的。管理层认为公平陈述中期业绩所必需的所有调整(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9月30日的三个月和九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含在以下脚注中。

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

新冠肺炎

在2020年第一季度，新型冠状病毒(“新冠肺炎”)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，而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在2020年确认了一些减值费用。有关这些损害的进一步讨论，请参见附注6和附注14。

对于新冠肺炎来说，仍然存在许多不确定性，包括疫情将持续多久的不确定性，以及美国、加拿大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。下表显示了我们的简并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，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)：

九月三十日，
2020		十二月三十一号，
2019
现金和现金等价物$25 $45 
限制性现金21 37 
现金和现金等价物及限制性现金总额$46 $82 
近期会计公告

除以下及我们的2019年年报Form 10-K所述外，于截至2020年9月30日的九个月内，并无已生效或已发布的对吾等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

我们采用了下面列出的华硕，从2020年1月1日起生效，我们的采用没有对我们的财务状况、经营结果或现金流产生实质性影响(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部分中包含的合并财务报表附注2)：

•ASU 2019-04，对主题326，金融工具--信贷损失的编纂改进，主题815，衍生工具和套期保值，以及主题825，金融工具；
•ASU 2018-17，合并(主题810)：有针对性地改进对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化；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)。

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

期内发布的会计准则更新

2020年3月，FASB发布了ASU 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它为将GAAP应用于合约、套期保值关系和其他交易提供了可选的权宜之计和例外，这些交易参考了伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)或预计将因参考汇率改革而停止的其他参考利率。本指导意见自发布之日起至2022年12月31日生效，并可能从包括本ASU发布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、经营业绩和现金流的影响。

2020年8月，FASB发布了ASU 2020-06，债务-可转换债务和其他期权(分主题470-20)和衍生工具和套期保值-实体自有股权的合同(分主题815-40)：实体自有股权的可转换工具和合同的会计该模式简化了某些具有负债和权益性质的金融工具的会计处理，包括可转换工具和实体自身权益的合同，取消了三种模式中的两种，这三种模式需要对嵌入的转换特征和实体为确定合同是否符合股权分类而需要进行的结算评估进行单独会计处理。本指南在2021年12月15日之后开始的中期和年度期间有效，允许提前采用。我们目前正在评估这一指导方针对我们的财务状况、经营业绩和现金流的影响。

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类我们的收入，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、数量、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(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，按活动类型分列(以百万为单位)：

三个月
九月三十日，		截至9个月
九月三十日，
2020201920202019
供应和物流部门与客户的合同收入
原油交易$5,394 $7,185 $15,644 $21,716 
NGL和其他交易180 202 736 1,380 
从与客户签订的合同中获得的供应和物流部门总收入
$5,574 $7,387 $16,380 $23,096 

三个月
九月三十日，		截至9个月
九月三十日，
2020201920202019
运输部门与客户签订合同的收入
关税活动：
原油管道$442 $532 $1,360 $1,504 
天然气管道26 25 77 75 
关税活动总额468 557 1,437 1,579 
货车运输20 33 77 106 
从与客户签订的合同中获得的运输部门总收入
$488 $590 $1,514 $1,685 

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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

三个月
九月三十日，		截至9个月
九月三十日，
2020201920202019
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$178 $174 $536 $523 
天然气液化与天然气加工分馏76 87 265 262 
钢轨装卸8 20 30 58 
从与客户签订的合同中获得的设施部门总收入$262 $281 $831 $843 

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9月30日的三个月交通运输设施供应市场和
物流		总计
与客户签订合同的收入$488 $262 $5,574 $6,324 
收入中的其他项目6 9 (37)(22)
可报告部门的总收入$494 $271 $5,537 $6,302 
部门间收入(469)
总收入$5,833 
截至2019年9月30日的三个月交通运输设施供应市场和
物流		总计
与客户签订合同的收入$590 $281 $7,387 $8,258 
收入中的其他项目7 10 155 172 
可报告部门的总收入$597 $291 $7,542 $8,430 
部门间收入(544)
总收入$7,886 
截至2020年9月30日的9个月交通运输设施供应市场和
物流		总计
与客户签订合同的收入$1,514 $831 $16,380 $18,725 
收入中的其他项目16 29 (9)36 
可报告部门的总收入$1,530 $860 $16,371 $18,761 
部门间收入(1,434)
总收入$17,327 
截至2019年9月30日的9个月交通运输设施供应市场和
物流		总计
与客户签订合同的收入$1,685 $843 $23,096 $25,624 
收入中的其他项目27 37 384 448 
可报告部门的总收入$1,712 $880 $23,480 $26,072 
部门间收入(1,557)
总收入$24,515 

13
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

最小成交量承诺。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9月30日和2019年12月31日，与客户的合同和买卖安排(包括我们仍有剩余履约义务的最低数量承诺，客户仍有能力履行其义务)相关的交易对手缺陷总计为$82百万美元和$42分别为百万美元。开具帐单的交易对手不足$68百万美元和$222020年9月30日和2019年12月31日的100万美元分别被记录为负债。未开账单的交易对手不足$14百万美元和$20分别于2020年9月30日和2019年12月31日的100万美元没有反映在我们的简明合并财务报表中。

合同余额那就是。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9月30日的9个月内主题606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(245)
加法(1)
191 
2020年9月30日的余额$300 

(1)包括大约$152与与储存安排和未来库存交换一起签订的原油销售协议相关的600万美元。预计这笔金额将在2020年第四季度确认为收入。

剩余履约义务那就是。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约义务的信息。这些信息包括分配给这些剩余履约债务的对价金额以及对这些剩余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9月30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年及以后
由最低产量承诺和产能协议支持的管道收入(1)
$41 $166 $166 $163 $142 $576 
存储、终止和吞吐量协议收入
101 332 270 205 173 433 
总计$142 $498 $436 $368 $315 $1,009 

(1)计算方法为合同下承诺的数量乘以当前适用的关税税率。
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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；(3)与某些创收合同有关的对价金额，这些合同包括一个固定的最低服务水平，这些合同要么不属于专题606的范围，要么不符合作为专题606项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的提交要求：

•我们某些合资管道系统的最小流量承诺；
•种植面积奉献；
•供应和物流采购/销售安排以及未来的承诺量；
•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

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。2020年第一季度，宏观经济和地缘政治状况，包括新冠肺炎疫情导致的需求下降和供应过剩导致的油价暴跌，导致许多能源公司受到流动性问题的影响，这反过来又增加了与我们有业务往来的某些交易对手的潜在信用风险。为了减轻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，以确定将向任何特定客户提供的未偿还信用额度(如果有的话)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，通常是在所有权转移月份的下一个月。否则，我们通常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，通常要求在30天发票日期。我们每月审核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。我们不会注销应收账款余额，直到我们用尽了基本上所有的收款努力。截至2020年9月30日和2019年12月31日，我们几乎所有的应收贸易账款都少于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信贷损失，但考虑到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(单位：百万)：

九月三十日，
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
$1,876 $3,381 
其他贸易应收账款和其他应收账款(1)
2,577 3,576 
与交易对手的合同抵销权所产生的影响(2,300)(3,343)
贸易应收账款和其他应收账款净额$2,153 $3,614 

(1)余额主要包括与不在主题606范围内的买卖安排有关的应收账款。

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入/(亏损)的方法是，将PAA应占的净收入/(亏损)(扣除分配给优先单位持有人和参与证券的金额)除以该期间已发行的普通股的基本和摊薄加权平均数。参与的证券包括LTIP奖励，这些奖励具有既得的分配等价权，使受赠者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。

普通股的稀释加权平均数是根据普通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9月30日的三个月和九个月的稀释净收入/(亏损)的计算中，在加权平均的基础上，70万个系列A级优先股被排除在每个普通股的稀释净收入/(亏损)的计算之外，因为这对每个时期都是反稀释的。我们考虑发行普通单位的股权指数薪酬计划奖励被认为具有潜在的摊薄作用，除非(I)只有在满足业绩条件后才能授予这些奖励，以及(Ii)该业绩条件尚未满足。在截至2020年9月30日和2019年9月30日的三个月和九个月期间，被视为稀释的股权指数薪酬计划奖励，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。作为假设的公共单位回购的结果，有不是的截至2020年9月30日的三个月的潜在稀释股权指数薪酬计划奖励，以及大约0.4由于截至2020年9月30日的9个月的影响是反稀释的，加权平均基础上的80万个股权指数薪酬计划奖励被排除在计算每个普通单位的稀释净亏损之外。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2019年年度报告的第四部分Form 10-K中包含的合并财务报表的附注18。
 
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下表列出了每个普通单位的基本和摊薄净收益/(亏损)的计算方法(单位为百万，单位数据除外)：

 三个月
九月三十日，		截至9个月
九月三十日，
 2020201920202019
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)
$143 $449 $(2,562)$1,865 
分配给A系列首选单位持有人
(37)(37)(112)(112)
分配给B系列首选单位持有人
(12)(12)(37)(37)
对参与证券的分配
(1)(1)(1)(2)
其他
— — — (4)
分配给普通股持有人的净收益/(亏损)(1)
$93 $399 $(2,712)$1,710 
基本加权平均公用事业单位余额
728 728 728 727 
普通单位基本净收入/(亏损)
$0.13 $0.55 $(3.72)$2.35 
摊薄净收益/(亏损)每普通单位    
可归因于PAA的净收益/(亏损)
$143 $449 $(2,562)$1,865 
分配给A系列首选单位持有人
(37)— (112)— 
分配给B系列首选单位持有人
(12)(12)(37)(37)
对参与证券的分配
(1)(1)(1)(2)
分配给普通股持有人的净收入/(损失)(1)
$93 $436 $(2,712)$1,826 
基本加权平均公用事业单位余额
728 728 728 727 
稀释证券的影响：
A系列首选单位
— 71 — 71 
股权指数化薪酬计划奖励
— 1 — 2 
摊薄加权平均未偿还公用事业单位
728 800 728 800 
摊薄净收益/(亏损)每普通单位
$0.13 $0.55 $(3.72)$2.28 

(1)我们根据当期净收入(无论是现金还是实物)的分配情况，计算分配给普通股持有人的净收入/(亏损)。在对适当时期的分配进行调整后，剩余的未分配收益或超出收益的分配(即未分配损失)(如果有的话)将根据我们在该期间有效的合伙协议的合同条款以及两级法下的进一步规定分配给普通股持有人和参与证券。

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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(桶和天然气容量(千桶和天然气体积，账面价值(百万))：

 2020年9月30日2019年12月31日
 卷数单位：
量测		携载
价值
价格/
单位：(1)
卷数单位：
量测		携载
价值
价格/
单位：(1)
盘存        
原油，原油15,332 桶$449 $29.29 8,613 桶$450 $52.25 
NGL16,144 桶226 $14.00 7,574 桶142 $18.75 
其他不适用 8 不适用不适用 12 不适用
库存小计  683    604  
线状填充物和基础气        
原油，原油14,496 桶813 $56.08 14,316 桶826 $57.70 
NGL1,642 桶43 $26.19 1,701 桶47 $27.63 
天然气25,576 麦克夫110 $4.30 24,976 麦克夫108 $4.32 
管线填充物和基础气体小计  966    981  
长期库存        
原油，原油2,773 桶102 $36.78 2,598 桶152 $58.51 
NGL1,354 桶18 $13.29 1,707 桶30 $17.57 
长期库存小计  120    182  
总计  $1,769    $1,767  

(1)每单位价格由与不同等级、质量和地点相关的加权平均值组成。因此，这些价格可能与任何已公布的此类产品基准不符。

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附带的简明综合经营报表中“采购和相关成本”的组成部分。我们记录了一笔$的费用2332000万美元，主要是在2020年第一季度与我们的原油和NGL库存的减记有关，其中1,600万美元是与我们的原油和NGL库存的减记有关的。40由于价格下降，1000万美元与我们的长期库存有关。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。有关我们的衍生品和风险管理活动的讨论，请参见附注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，包括新冠肺炎疫情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某些地区原油产量预期的下降，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。根据这些事件，我们得出的结论是，发生了触发事件，要求我们在2020年3月31日之前利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为14在确定我们每个报告单位的公允价值时，公允价值代表我们对理论上的市场参与者截至2020年3月31日的资本成本的估计。报告单位的公允价值是公允价值层次中的第三级计量，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预测现金流和终端价值，我们相信理论上的市场参与者将在类似的市场交易中使用这些预测现金流和终端价值。各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景，使用了一系列现金流来计算折现现金流，但对于每个报告单位，减值测试的最终结果没有因现金流范围内的不同点而变化。根据减值测试的结果，吾等得出结论，我们各报告单位的账面价值超过各自的公允价值，导致每个报告单位的全部商誉余额产生商誉减值费用。

下表反映了各部门的商誉和商誉的变化(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 $2,540 
收购2 — — 2 
外币换算调整(6)(2)(2)(10)
商誉，毛利1,048 980 504 2,532 
减损(1,038)(975)(502)(2,515)
外币换算调整(10)(5)(2)(17)
累计减值损失(1,048)(980)(504)(2,532)
2020年9月30日的余额$— $— $— $— 
        
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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)：

9月30日的所有权权益，
2020		投资余额
实体(1)
操作类型九月三十日，
2020		十二月三十一号，
2019
BridgeTex管道公司
原油管道20%$422 $431 
仙人掌II管道有限责任公司
原油管道65%781 738 
卡普林管道公司有限责任公司
原油管道(2)
54%505 484 
钻石管道有限责任公司
原油管道50%482 476 
鹰福特管道有限责任公司
原油管道50%375 382 
Eagle Ford Terminals Corpus Christi LLC(“Eagle”)
福特码头(Ford Terminals)
原油码头和码头50%122 126 
红橡树管道有限责任公司(“红橡树”)
原油管道50%35 20 
萨德尔霍恩管道公司，LLC(“萨德尔霍恩”)
原油管道30%199 234 
堆栈流水线有限责任公司
原油管道50%22 117 
白色悬崖管道有限责任公司
原油管道36%194 196 
眨眼到韦伯斯特管道有限责任公司
原油管道16%299 136 
其他投资307 343 
对未合并实体的总投资
$3,743 $3,683 

(1)除了鹰福特码头(Eagle Ford Terminals)在我们的设施部门中报告外，这些实体的财务业绩都在我们的运输部门中报告。
(2)卡普林(Capline)管道在管道系统逆转之前停止使用。

减损

2020年3月，红橡树的合作伙伴宣布，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重新评估对该项目的需求。随后，合作伙伴决定该项目不会按先前设想的那样进行。我们确定，我们在Red Oak的投资存在非暂时性减值，并将我们在Red Oak的投资减记为2020年第二季度我们在净资产中所占份额的估计剩余价值。此外，在2020年第一季度，由于与市场状况下降相关的非临时性减值，我们记录了包括在上表“其他投资”中的某些投资的减记。

于二零二零年第三季度，我们确定，由于钻探活动持续减少，以及其作业区的原油产量持续下降，我们对Stack Pipeline LLC的投资出现了非暂时性的减值。我们注销了超过公允价值的投资账面价值部分。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)基于贴现现金流量法，该方法利用各种假设，并应用了大约3%的贴现率。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(与历史资料及对未来钻探及完井活动的估计一致)、(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。

由于这些减记，在截至2020年9月30日的三个月和九个月内，我们确认了亏损$91300万美元和300万美元202分别为2000万人。这些亏损反映在我们的简明综合经营报表上的“非合并实体投资收益/(减值)投资净额”中。
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资产剥离

萨德尔霍恩。2020年2月，我们出售了一款10拥有萨德尔霍恩的%所有权权益，收益约为$781000万美元，并保留了30%所有权权益。我们录得大约$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“非合并实体投资收益/(减值)投资净额”中。我们继续在权益会计方法下对我们的剩余权益进行会计处理。

注8-债款
 
债务包括以下内容(单位：百万美元)：

九月三十日，
2020		十二月三十一号，
2019
短期债务  
商业票据，加权平均利率为0.6%和2.2分别为%(1)
$92 $93 
高级担保对冲库存工具，加权平均利率为2.7% (1)
— 325 
高级注释：
5.002021年2月到期的优先债券百分比
600 — 
其他98 86 
短期债务总额790 504 
长期债务
优先票据，扣除未摊销折扣和债务发行成本$64及$61，分别(2)
9,069 8,939 
商业票据(3)
20 — 
GO区定期贷款，扣除债务发行成本$1及$1的加权平均利率分别为1.3%和2.6分别为%
199 199 
其他93 49 
长期债务总额9,381 9,187 
债务总额(4)
$10,171 $9,691 

(1)我们将这些商业票据分别归类为截至2020年9月30日和2019年12月31日的短期票据，以及截至2019年12月31日的短期信贷工具借款，因为这些票据和借款主要被指定为营运资金借款，需要在一年内偿还，主要用于对冲NGL和原油库存以及NYMEX和ICE保证金存款。
(2)在截至2020年9月30日的9个月中，我们回购了$17在公开市场上发行了80万美元的未偿还优先票据，并确认了1,900万美元的收益。3这些交易的费用为1000万美元，包括在我们的简明综合经营报表上的“其他收入/(费用)净额”中。
(3)截至2020年9月30日，我们根据长期再融资的能力和意图，将部分商业票据归类为长期票据。
(4)我们的固定利率优先票据的面值约为$。9.710亿美元和9.0分别截至2020年9月30日和2019年12月31日。我们估计，截至2020年9月30日和2019年12月31日，这些票据的公允价值总额约为美元。9.710亿美元和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 Zone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 Zone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。

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高级注释

2020年6月，我们完成了美元的发售750三千万，3.802030年9月到期的优先债券，公开发行价为99.794%。利息支付日期为每年3月15日和9月15日，从2020年9月15日开始。

2020年11月3日，我们赎回了我们的美元600三千万，5.002021年2月到期的2%优先债券。

借款和还款
 
在截至2019年9月30日、2020年和2019年9月30日的9个月里，我们的信贷安排和商业票据计划下的借款总额约为#美元。20.210亿美元和10.5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$。20.510亿美元和10.5截至2020年和2019年9月30日的9个月分别为10亿美元。总借款和偿还总额的差异受到各种商业和财务因素的影响，包括但不限于一般合伙企业借款活动的时间、平均期限和方式。

 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项目、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9月30日和2019年12月31日，我们的未偿还信用证金额为1美元。140百万美元和$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
 
下表列出了我们的首选设备和通用设备的活动：

 有限责任合伙人
 A系列首选单元B系列首选设备公共交通单位
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 
截至2020年3月31日的未偿还债务71,090,468 800,000 728,053,007 
股权指数化薪酬计划下普通单位的发行
— — 47,391 
截至2020年6月30日未偿还71,090,468 800,000 728,100,398 
股权指数化薪酬计划下普通单位的发行
— — 376,193 
在2020年9月30日未偿还71,090,468 800,000 728,476,591 
 
 有限责任合伙人
 系列A
首选单位		B系列
首选单位		公共交通单位
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 
股权指数化薪酬计划下普通单位的发行— — 638,806 
截至2019年6月30日未偿还71,090,468 800,000 727,424,619 
股权指数化薪酬计划下普通单位的发行— — 603,957 
截至2019年9月30日未偿还71,090,468 800,000 728,028,576 

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普通股回购计划。2020年11月2日，我们宣布，PAA GP Holdings LLC的董事会已经批准了一笔500亿股普通股回购计划(以下简称“计划”)，作为向投资者返还资金的另一种方式。该计划授权不时回购，金额最高可达$5002000万股PAA普通股和/或PAgP A类股，根据适用的监管要求，通过公开市场购买或谈判交易进行。本计划未设定完成时间限制，本计划可随时暂停或中止。本计划不要求我们或PAgP购买特定数量的PAA普通单位或PAgP A类股票。任何回购的PAA普通股或PAgP A类股票将被取消。

分布

A系列优先单位分布. 下表详细介绍了2020年前9个月支付给我们的A系列优先单位持有人的分配情况(单位为百万，单位数据除外)：

首轮优先股持有人
分配和付款日期现金分配按单位分配
2020年11月13日(1)
$37 $0.525 
2020年8月14日$37 $0.525 
2020年5月15日$37 $0.525 
2020年2月14日$37 $0.525 

(1)在2020年7月1日至2020年9月30日期间，在2020年10月30日收盘时支付给登记在册的单位持有人。于2020年9月30日，该金额应计为本公司简明综合资产负债表中“其他流动负债”的应付分派。

B系列优先股分布。我们B系列优先股的分配每半年支付一次，在5月和11月15日拖欠。下表详细说明了已支付或将支付给B系列首选单位持有人的分配(单位为百万，单位数据除外)：

B组优先单位持有人
分配和付款日期现金分配按单位分配
2020年11月16日(1)
$24.5 $30.625 
2020年5月15日$24.5 $30.625 

(1)在2020年5月15日至2020年11月14日期间，在2020年11月2日交易结束时向登记在册的单位持有人支付。

在2020年9月30日，大约18应付给我们B系列优先单位持有人的应计分配中，有100万美元包括在我们简明综合资产负债表的“其他流动负债”中。

公共单位分布. 下表详细说明了2020年前9个月支付给我们的普通单位持有人的分配情况(单位为百万，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11月13日(1)
$87 $44 $131 $0.18 
2020年8月14日$86 $45 $131 $0.18 
2020年5月15日$86 $45 $131 $0.18 
2020年2月14日$172 $90 $262 $0.36 
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(1)在2020年7月1日至2020年9月30日期间，在2020年10月30日收盘时支付给登记在册的单位持有人。

子公司的非控股权益

在截至2020年9月30日的9个月中，我们收到了11红河管道有限责任公司非控股权益出资1.8亿美元用于红河管道扩容和有偿分配#美元62000万。

注10-衍生品与风险管理活动
 
我们确定核心业务活动背后的风险，并在确定这样做有价值时，使用风险管理策略来降低这些风险。我们的政策是将衍生工具用于风险管理目的，而不是为了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。我们的大宗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。在套期保值关系开始时，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，追溯和预期的套期保值效果都是在定性的基础上进行评估的。
 
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，衍生品的公允价值变动目前在收益中确认。对于被指定为现金流对冲的衍生品，公允价值变动在AOCI中递延，并在相关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条件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套期保值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。这些协议包括关于我们或我们的交易对手违约时抵销权的规定。如果违约发生，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9月30日和2019年12月31日，我们的未偿还衍生品中没有一种包含信用风险相关的或有特征，这些特征会在我们的信用评级发生任何变化时对我们造成实质性的不利影响。尽管我们可能被要求为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。

商品价格风险对冲
 
我们的核心业务活动涉及某些与大宗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有关的重大风险大致可分为以下几类：

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商品购销-在正常的运营过程中，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9月30日，与这些活动相关的净衍生品头寸包括：
 
•净多头头寸6.5与我们的原油购买相关的100万桶原油，在2020年10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4.7100万桶，这对我们预期的原油租赁集合购买的一部分进行了对冲，直到2021年10月。
•净原油基差头寸为3.1截至2021年12月，多个地点的石油产量为100万桶。这些衍生品让我们能够锁定等级基差。
•净空头头寸36.5截至2022年12月，预计原油和NGL库存净销售额为100万桶。

天然气加工/天然气分馏-我们购买天然气是为了满足加工和运营需要。此外，我们购买用于分馏的NGL混合物，并销售相应的个别规格产品(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9月30日，我们用来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
天然气采购
23.8Bcf
2021年3月
丙烷销量
(4.1)MMbls
2021年3月
丁烷销量
(1.3)MMbls
2021年3月
凝析油销售(WTI头寸)
(0.5)MMbls
2021年3月
燃料气规定(1)
16.2Bcf
2022年12月
电源要求(1)
0.8TWh
2022年12月

(1)我们在加拿大的天然气加工和分馏工厂持有头寸，以对冲我们的部分电力供应和燃料气需求。

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，基本上我们的所有实物商品合约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(单位：百万)：

 三个月
九月三十日，		截至9个月
九月三十日，
 2020201920202019
供应和物流部门收入$(37)$149 $(22)$380 
现场运营成本5 4 5 15 
*商品衍生品活动的净收益/(亏损)$(32)$153 $(17)$395 
 
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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抵销衍生资产和负债。我们的交易所交易衍生品通过结算经纪账户进行交易，并遵守各自交易所制定的保证金要求。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，从而支付或返还变动保证金。下表提供了我们的经纪人应收/(应付)净额的组成部分(单位：百万)：

九月三十日，
2020		十二月三十一号，
2019
初始利润率$103 $73 
差额边际已过帐/(已退回)
105 (45)
信用证
(75)(73)
应收经纪人净额/(应付)
$133 $(45)

下表反映了简明综合资产负债表行项目，其中包括商品衍生资产和负债的公允价值以及抵押品净值的影响。这类金额是在未计入交易对手净额的影响之前按总额列报的。然而，当法定抵销权存在时，我们已选择在我们的简明综合资产负债表上按净额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9月30日2019年12月31日
抵押品净额结算的效果资产负债表中的账面净值抵押品净额结算的效果资产负债表中的账面净值
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$117 $(80)$62 $99 $179 $(37)$(45)$97 
其他长期资产，净额63 (3)— 60 24 — — 24 
衍生负债
其他流动负债31 (151)71 (49)32 (56)— (24)
其他长期负债和递延信贷8 (62)— (54)— (12)— (12)
总计$219 $(296)$133 $56 $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产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品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9月30日我们未偿还利率衍生品的条款(名义金额以百万计)：

套期保值交易网络的数量和类型
使用衍生品		概念上的
金额		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 6/15/20231.38 %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
 
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截至2020年9月30日，净亏损美元。290AOCI延期了1.3亿美元。预计在AOCI记录的递延净亏损将与(I)相关对冲商品交易的收益确认或(Ii)与相关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。我们将损失重新归类为$3300万美元和300万美元2在截至2020年9月30日和2019年9月30日的三个月中，分别为3.5亿美元和1.3亿美元的亏损8300万美元和300万美元7在截至2020年9月30日和2019年9月30日的9个月中，分别为3.5亿美元。在截至2020年9月30日AOCI递延的净亏损总额中，我们预计将重新分类亏损$13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9月30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
九月三十日，		截至9个月
九月三十日，
 2020201920202019
利率衍生品，净额$22 $(53)$(39)$(111)

截至2020年9月30日，我们的利率套期保值的公允净值合计为#美元，计入我们综合资产负债表上的“其他长期资产”和“其他长期负债和递延信贷”。23300万美元和300万美元6分别为2000万人。截至2019年12月31日，这些套期保值的公允价值为#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最大限度地降低不利汇率变化的风险。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计价的大宗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。
 
下表汇总了截至2020年9月30日我们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： 0  
2020$153 $205 
$1.00 - $1.34
将美元兑换成加元的远期外汇合约：    
 2020$88 $118 
$1.00 - $1.34
2021$21 $28 
$1.00 - $1.32
 
这些衍生品并未被指定为对冲关系。因此，公允价值变动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9月30日和2019年9月30日止三个月，在我们的货币汇率对冲收益中确认的金额为#美元。21000万美元，亏损1,300万美元1分别为2000万人。截至2020年9月30日及2019年9月30日止九个月，我们的货币汇率对冲收益确认为亏损#美元。21000万美元，并获得了$1,000,000美元的收益6分别为2000万人。

截至2020年9月30日，这些货币汇率对冲的公允净值不到1美元。12000万美元包括在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”中。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。

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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和密切的关系，则嵌入合同中的衍生品特征如果不完全符合衍生品的定义，则必须分开核算。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9月30日和2019年9月30日的三个月里，我们确认了亏损$101000万美元，并获得了$1,000,000美元的收益1分别为2000万人。在截至2020年9月30日和2019年9月30日的9个月中，我们确认净收益为$7300万美元和300万美元16分别为2000万人。优先分配率重置选择权的公允价值合计为$，该选择权包括在我们简明综合资产负债表上的“其他长期负债和递延信贷”中。27300万美元和300万美元34分别为2020年9月30日和2019年12月31日。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部分中的合并财务报表附注13(Form 10-K)。
 
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9月30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$(81)$24 $(20)$(77)$42 $105 $(17)$130 
利率衍生品— 17 — 17 — (44)— (44)
外币衍生品— — — — — 1 — 1 
首选分配率重置选项— — (27)(27)— — (34)(34)
衍生工具净资产/(负债)总额$(81)$41 $(47)$(87)$42 $62 $(51)$53 

(1)衍生工具资产及负债按净值列示，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大宗商品衍生品和场外大宗商品合约，如期货和掉期合约。交易所交易商品衍生品和场外商品合约的公允价值基于活跃市场的未调整报价。
 
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，这些衍生品在可观察市场交易，交易量和交易频率低于活跃市场。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。
 
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第3级
 
公允价值层次的第三级包括某些实物商品和其他合同、场外期权以及我们的合伙协议中包含的优先分销率重置选项，该选项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，这些估计涉及管理层判断，以及来自交易量和交易频率低于活跃市场的可观察和不可观察市场的定价投入。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。我们将与这些合同相关的未实现损益作为供应和物流部门的收入在我们的简明综合运营报表中报告。
 
3级净资产/(负债)前滚
 
下表对我们分类为3级的衍生品的期初和期末余额的公允价值变动进行了对账(单位：百万)：

三个月
九月三十日，		截至9个月
九月三十日，
 2020201920202019
期初余额$(42)$(26)$(51)$(24)
计入收益的当期净收益/(亏损)(9)4 (1)21 
安置点4 1 5 (10)
期内订立的衍生工具— (18)— (26)
期末余额$(47)$(39)$(47)$(39)
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
$(9)$(14)$(1)$(5)

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2019年年度报告的Form 10-K第IV部分中包含的合并财务报表的附注17。

PAgP C类股份的所有权

截至2020年9月30日和2019年12月31日，我们拥有553,800,444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，为我们提供了一种“传递”投票机制，通过该机制，我们作为唯一持有人，代表我们的普通单位持有人和A系列优先单位持有人投票，他们有权与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9月30日，凯恩·安德森资本顾问公司(Kayne Anderson Capital Advisors，L.P.)是主要所有者。

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在截至2020年9月30日和2019年9月30日的三个月和九个月期间，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接近市场的价格进行的。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
九月三十日，		截至9个月
九月三十日，
 2020201920202019
关联方收入(1) (2)
$7 $205 $40 $661 
关联方采购及相关费用(1) (2)
$116 $(7)$339 $93 

(1)根据买入/卖出交易，作为库存交换一部分的原油购买将计入相关销售，任何利润率均在我们的简明综合经营报表中的“购买和相关成本”中列示。
(2)2019年来自关联方的收入和采购及相关成本包括截至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年年度报告中的Form 10-K附注17。

我们与这些关联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(单位：百万)：

九月三十日，
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)
$83 $134 
应付关联方的贸易账款(1) (2)
$82 $102 

(1)包括与原油买卖、运输服务有关的金额，以及与我们担任建设经理的权益法被投资人的投资资本项目有关的欠我们或垫付给我们的金额。
(2)我们有协议以公布的税率在管道上或在股权法投资者拥有的设施上储存和运输原油，我们在这些设施中拥有一个50我们对运输的部分承诺得到原油买卖或与第三方签订的相应数量的其他协议的支持。

注：12-承诺和或有事项
 
或有损失--总则
 
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微乎其微到很有可能不等。如果我们确定可能出现负面结果，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。如果一个可能损失金额的范围可以合理估计，并且该范围内的任何金额都不是比其他任何金额更好的估计，那么我们将产生等于该范围内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。
 
当损失的可能性很大，但金额无法合理估计，或者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。
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法律程序-一般法律程序
 
在正常的业务过程中，我们涉及各种法律程序，包括与监管和环境问题有关的法律程序。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。虽然我们投保了各种风险，就我们认为是审慎的程度而言，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。
 
环境-总则
 
尽管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(未来可能也会经历)碳氢化合物产品从管道、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/或补救措施且金额可以合理估计时，我们会记录环境责任。一般来说，我们对这些应计项目的记录与我们完成一项可行性研究或我们对正式行动计划的承诺不谋而合。我们不会将我们的环境补救责任与现值打折扣。我们亦根据被收购公司过往经营所产生的环境责任的估计公允价值，记录在企业合并中承担的环境责任。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9月30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#美元。188百万美元，其中$143百万美元被归类为短期和$45百万美元被归类为长期贷款。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)的未贴现准备金总计为美元。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贷款。这些短期和长期环境负债分别反映在我们的简明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2020年9月30日，我们已记录的应收账款总额为$120根据保险和根据赔偿协议可能从第三方获得的赔偿金额为100万美元，其中#美元1191000万美元被归类为短期和美元1600万美元被归类为长期贷款。截至2019年12月31日，我们已经记录了$72百万美元的此类应收账款，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贷款。这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。
 
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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。在影响我们估计的诸多不确定性中，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所能获得的数据有限，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产生额外责任的可能性。因此，尽管我们相信储备金充足，但实际发生的成本(可能最终包括目前无法合理估计的或有成本，或目前认为亏损可能性仅为合理可能或极小的或有成本)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暗渠到达里福吉奥州立海滩(Refugio State Beach)的太平洋。在释放之后，我们关闭了输油管道，并启动了我们的应急计划。一个由美国海岸警卫队、环境保护局、加利福尼亚州鱼类和野生动植物管理局、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组成的统一司令部已经成立。统一司令部已确定有关受影响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。根据相关事实、数据和信息以及下文所述的同意法令，我们对漏油数量的估计大约是2,934在这个数量中，我们估计598石油运抵太平洋。

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，并对我们提起了一些诉讼。以下是目前悬而未决的行动和事项的简要摘要：
     
作为901号线事故的“责任方”，我们有责任根据石油污染法承担各种费用和某些自然资源损害的责任。在这方面，在901号线事件发生后，我们与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以下联邦和州机构(统称为“受托人”)签订了合作的自然资源损害评估程序：美国内政部、国家海洋和大气管理局、CDFW、加州公园和康乐部、加利福尼亚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的人民对Plains All American Pipeline，L.P.和Plains Pipeline L.P.提起民事诉讼，并以同意法令的形式签署了一份预先谈判的和解协议(“同意法令”)。这项同意法令由美国司法部、环境和自然资源司、美国交通部、管道和危险材料安全管理局、美国环境保护局、CDFW、加州公园和娱乐部、加利福尼亚州土地委员会、加州林业和消防局办公室、中央海岸地区水质控制委员会和加州大学董事会签署，解决了诉讼中提出的所有索赔要求。这项同意法令由美国司法部、环境和自然资源司、美国交通部、管道和危险材料安全局、美国环境保护局、CDFW、加州公园和娱乐部、加利福尼亚州土地委员会、加州林业和消防部办公室、中央海岸地区水质控制委员会和加州大学董事会签署。同意法令要求普莱恩斯支付#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$22.325赔偿因901线事故造成的自然资源的伤害、破坏、损失或使用损失。同意法令还包含重新启动901号线和903号线西斯夸克至本特兰部分的要求。这项同意法令于2020年10月14日由加州中心区联邦地区法院批准并进入。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。

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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(统称为检察官)开始调查901号线事件，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号线相关的加州法律。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。从2016年5月到2018年5月，31对临机局提出的刑事指控(包括一重罪指控)和所有针对我们员工的刑事指控都被驳回。其余15项指控是圣巴巴拉县加州高等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(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)，以及二轻罪释放的数量有所下降。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，检察官宣布他们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。
        
在901号线事故发生后不久，我们设立了索赔热线，并鼓励任何因此次事故而受损的各方与我们联系，讨论他们的索赔事宜。我们已经通过索赔线路收到了一些索赔，我们已经处理了这些索赔，并根据需要支付了款项。另外呢，我们也有九对我们提起集体诉讼，六这些案件在行政上合并成一个单一的诉讼程序，在加利福尼亚州中心区的美国地区法院进行。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。法院最初认证了三类索赔人，并拒绝了另一类拟议的索赔人的认证。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指控。余下的两个细分类别包括(I)在南加州沿岸水域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，以及拥有私人地役权的住宅物业，而该等物业会被漏油冲上海滩。法院原定于2020年9月开庭审理的日期因新冠肺炎相关案件暂缓开庭审理而延期。我们还在为代表901线和903线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,四单位持有人衍生品诉讼是由该合伙公司的某些据称的投资者对PAGP以及该合伙公司的某些附属公司、高级管理人员和董事提起的。一这起诉讼是在德克萨斯州哈里斯县的州地区法院提起的，后来被法院驳回。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，在行政上被合并为一起诉讼，后来又被驳回，理由是Plains Partnership Agreement要求衍生品诉讼必须在特拉华州衡平法院提起。

在驳回德克萨斯州联邦法院诉讼的命令之后，不同原告提起的新的衍生品诉讼被提交给特拉华州衡平法院，随后在没有偏见的情况下被驳回。原告于2019年6月3日修改并重新提起诉讼。2020年1月，所有针对该伙伴关系的高级职员和董事以及该伙伴关系的所有附属公司(PAgP除外)的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，我们对与这些诉讼相关的高级管理人员和董事的辩护费用进行了赔偿和资助。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。这些诉讼大多已由法院了结或驳回。我们可能会面临更多的索赔和诉讼，这可能会对我们目前预计因901号线事件而产生的债务和成本产生实质性影响。
 
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考虑到上述因素，截至2020年9月30日，我们估计我们已经或将会因901线事故而产生的总成本约为$1,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000455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、根据同意法令支付的罚款和罚金以及某些第三方索赔和解，以及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颁布的法律法规。我们假设(I)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，并排除未来的索赔和诉讼，以及(Ii)与901号线事件相关的所有诉讼、索赔和其他需要法律或专家意见的事项所需的法律服务的性质、范围和费用。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只有合理可能或很小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，我们解决当前和未来所有与901号线事件相关的诉讼和索赔所需的时间可能会比我们想象的要长得多, 因此，我们在法律服务方面所招致的成本，可能会比我们估计的高出很多。因此，我们的假设和估计可能会被证明是不准确的，我们的总成本可能会大幅上升；因此，我们不能保证我们将来不会因为901线事件而增加大量额外成本。

截至2020年9月30日，我们剩余的未贴现总负债为$134与这一事件相关的1000万欧元，在我们的简明综合资产负债表中的“其他流动负债”中列示。在发生此类环境责任的情况下，我们维持保险范围，但有一定的免赔额和免赔额。在该等免赔额及免赔额的规限下，我们相信我们的承保范围足以支付目前估计的紧急应变及清理费用总额、理赔费用及补救费用，而我们相信这项承保范围亦足以支付这些费用估计的任何可能增加，超过目前已确定的数额。到2020年9月30日，我们已经收集了$，但需要习惯上的保留218大约百万美元中的100万美元330我们认为，扣除免赔额后，有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9月30日，我们已确认应收账款约为美元。112在扣除免赔额和已经收取的金额后，我们认为可能从保险中收回的部分释放成本为100万美元。该金额在本公司简明综合资产负债表的“应收账款及其他应收账款净额”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，我们预计将在未来一段时间内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，以及罚款和罚款。

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：交通、设施、供应和物流。请参阅我们2019年年度报告(Form 10-K)第四部分中包含的合并财务报表附注3，了解每个细分市场的收入来源的产品和服务类型摘要。我们的CODM(我们的首席执行官)根据部门调整后的EBITDA(定义如下)和维护资本投资等指标评估部门业绩。

我们将分部调整后的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，并根据某些选定项目进行进一步调整，包括(I)与另一时期基础活动有关的衍生工具的损益(或从上一期间冲销此类调整)、与投资活动相关的衍生品损益(如(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亏空金额，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核心部门经营业绩不可或缺的其他项目。分部调整后的EBITDA不包括折旧和摊销。

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维护资本包括替换和/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。
 
下表反映了每个细分市场的某些财务数据(单位：百万)：

交通运输设施供应市场和
物流		段间平差总计
截至2020年9月30日的三个月
收入：    
外部客户(1)
$242 $150 $5,537 $(96)$5,833 
网段间(2)
252 121 — 96 469 
可报告部门的总收入
$494 $271 $5,537 $— $6,302 
未合并实体的权益收益
$87 $2 $— $89 
分段调整后的EBITDA$444 $176 $61 $681 
维修资金$34 $10 $9 $53 
截至2019年9月30日的三个月
收入：
外部客户(1)
$319 $149 $7,541 $(123)$7,886 
网段间(2)
278 142 1 123 544 
可报告部门的总收入
$597 $291 $7,542 $— $8,430 
未合并实体的权益收益
$102 $— $— $102 
分段调整后的EBITDA$462 $173 $92 $727 
维修资金$42 $28 $15 $85 
截至2020年9月30日的9个月
收入：
外部客户(1)
$774 $473 $16,370 $(290)$17,327 
网段间(2)
756 387 1 290 1,434 
可报告部门的总收入
$1,530 $860 $16,371 $— $18,761 
未合并实体的权益收益
$276 $4 $— $280 
分段调整后的EBITDA$1,233 $560 $205 $1,998 
维修资金$98 $40 $19 $157 
截至2019年9月30日的9个月
收入：
外部客户(1)
$938 $457 $23,477 $(357)$24,515 
网段间(2)
774 423 3 357 1,557 
可报告部门的总收入
$1,712 $880 $23,480 $— $26,072 
未合并实体的权益收益
$274 $— $— $274 
分段调整后的EBITDA$1,271 $529 $571 $2,371 
维修资金$110 $74 $20 $204 
截至2020年9月30日
总资产$13,704 $6,013 $4,529 $24,246 
截至2019年12月31日
总资产$14,902 $7,336 $6,439 $28,677 
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(1)来自外部客户的运输收入包括与我们的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(Form 10-K)第四部分中包含的合并财务报表附注3。我们在运输部门对这些库存交换的收入进行了估计，如上文所述来自外部客户的收入，并将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。这份报告与提供给我们CODM的信息是一致的。
(2)部门收入包括在我们的简明综合经营报表中从采购、相关成本和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协议执行或重新谈判时的近似市场费率进行。

分部调整后的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
九月三十日，		截至9个月
九月三十日，
 2020201920202019
分段调整后的EBITDA$681 $727 $1,998 $2,371 
调整数(1):
未合并实体的折旧和摊销(2)
(18)(18)(51)(45)
衍生产品活动的收益/(损失)，扣除存货估值调整后的净额(3)
(88)29 (210)60 
长期存货成本调整(4)
(2)1 (66)(3)
最低数量承诺下的缺陷，净额(5)
(64)4 (69)10 
股权指数化薪酬支出(6)
(5)(5)(13)(13)
外币重估净收益/(亏损)(7)
(4)5 9 (7)
901线路事故(8)
— — — (10)
与收购相关的巨额费用(9)
— — (3)— 
折旧摊销(160)(156)(493)(439)
资产出售和资产减值的收益/(损失)，净额2 7 (617)7 
商誉减值损失— — (2,515)— 
非合并实体投资收益/(减值)净额(91)4 (182)271 
利息支出，净额(113)(108)(329)(311)
其他收入/(费用)，净额5 5 (7)23 
税前收益/(亏损)143 495 (2,548)1,914 
所得税(费用)/福利3 (41)(7)(42)
净收益/(亏损)146 454 (2,555)1,872 
可归因于非控股权益的净收入(3)(5)(7)(7)
可归因于PAA的净收益/(亏损)$143 $449 $(2,562)$1,865 

(1)表示我们的CODM在评估分部结果时使用的调整。
(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。尽管我们为每个对象都标识了一个底层事务
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如果我们订立衍生工具，该工具与标的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，并在确定分段调整后EBITDA时剔除了相关损益。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)我们拥有原油和天然气库存，包括第三方资产的最低工作库存要求，以及我们商业运营所需的其他工作库存。我们认为这一库存是开展业务所必需的，我们打算在可预见的未来继续持有这一库存。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(类似于我们自己资产中的LINFIL)对库存进行对冲。我们不包括长期存货平均成本变化(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存货减记的影响。
(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，包括与最低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缺额相关的补足权利，我们将递延交易对手补足权利的收入，并随后在缺额数量交付或装运时、补足权利到期时或确定交易对手利用补足权利的能力较低时(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。我们的首席运营官认为，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当期业绩中。
(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)包括在2015年5月发生的901号线事故期间确认的成本，扣除我们认为可能从保险中收回的金额。有关901号线事故的更多信息，请参见备注12。
(9)包括与Felix Midstream LLC收购相关的收购费用。有关更多讨论，请参见附注14。这些非经常性费用的调整包括在截至2020年9月30日的9个月的分部调整后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不可或缺的部分。

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(Felix Midstream LLC)2020年2月，我们从费利克斯能源控股二期(Felix Energy Holdings II，LLC)手中以大约美元的价格收购了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。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18%至19%，基于我们对理论上的市场参与者将分配给各自无形资产的风险的估计。

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未经审计简明合并财务报表附注

资产剥离

萨德尔霍恩管道公司2020年2月，我们出售了一款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$782000万。我们录得大约$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“非合并实体投资收益/(减值)投资净额”中。

持有待售资产。截至2020年9月30日，我们将大约2242000万美元作为简明综合资产负债表(“其他流动资产”)上的待售资产。持有待售资产的估值为账面价值或公允价值减去出售成本中的较低者，主要是与剥离我们在我们设施部门所包括的某些洛杉矶盆地(“洛杉矶盆地”)码头权益的交易有关的物业和设备。2020年1月，我们签署了一项最终协议，出售我们洛杉矶盆地的某些原油码头。这笔交易于2020年第四季度完成，收益约为美元。2002000万美元，有待某些调整。

在2020年第一季度，我们设施部门包括的某些NGL终端也被归类为持有待售。2020年4月，这笔交易完成，收益约为美元。1632000万美元，有待某些调整。

在对持有待售资产进行这些分类后，我们确认了大约#美元的非现金减值损失。167在2020年第一季度，这一数字为3.8亿美元。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)

在截至2020年9月30日的9个月中，我们确认了大约648700万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$4461000万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。有关我们对未合并实体的投资的更多信息，请参见附注7。

当前的宏观经济和地缘政治条件，包括新冠肺炎疫情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，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。我们估计的公允价值(我们认为这是公允价值等级中的第三级计量)是基于贴现现金流方法，利用各种假设，并应用了大约5%的贴现率。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(与历史资料及对未来钻探及完井活动的估计一致)、(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：公司管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
 
引言
 
以下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。有关以下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10-Q表第1项所载的简明合并财务报表及相关附注。
 
我们的讨论和分析包括以下几点：
 
•执行摘要：
•收购和资本项目：
•运营结果：
•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，主要为原油、天然气和天然气提供物流服务。我们在主要的原油和天然气生产盆地、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，我们的业务直接和间接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

2020年第一季度，新冠肺炎疫情升级为一场全球性疫情，导致北美和世界各地普遍存在就地避难或类似要求，导致能源需求大幅减少。因此，北美生产商积极应对，在第二季度初关闭了显著水平的产量，这缓解了原油库存增加的速度和测试库存上限的风险。随后，美国炼油厂利用率提高，之前陡峭的期货溢价市场结构有所缓和，原油价格改善至更具建设性的水平。这支持了生产商有能力让之前关闭的很大一部分产量恢复生产，并在第三季度恢复完工活动，水平可能足以抵消自然下降的影响。

此外，在第三季度，美国较低的48个水平原油钻井平台数量略有增加，但截至季度末，约为2019年峰值水平的25%。此外，尽管美国原油和馏分油库存在第三季度出现了建设性的拉动，但相对于之前的五年区间，它们仍处于较高水平。页岩产量相对于钻井和完井活动的急剧下降，库存的大量积压，以及长期需求复苏的潜力，这些因素共同挑战了北美液体产量在2020年回到可持续增长轨道的能力，这种情况可能会持续到2021年。此外，我们预计近期市场不确定性将继续上升，这是由各种风险推动的，包括新冠肺炎可能卷土重来、监管变化和不断演变的地缘政治动态。总体而言，我们预计这些市场动态将对我们的业务产生相对于大流行前水平的负面影响，2021年的影响可能比2020年更明显。

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我们相信，我们的业务处于有利地位，能够在当前充满挑战的市场环境中进行管理。我们预计，全球对碳氢化合物的需求将会复苏，这应该会推动建设性的原油价格水平恢复，并推动关键陆上页岩盆地的产量水平上升，这应该会支持对我们资产不断增长的需求。

此外，为应对充满挑战的近期市况，我们已采取措施进一步加强我们的资产负债表、流动性和长期财务灵活性。这些行动包括大幅减少并继续挑战我们的资本计划，减少我们应付的普通单位分配金额，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，自4月份以来，我们已将2020/2021年的资本计划削减了8.5亿美元，或37%，并将我们的普通单位分配和PAgP的A股分配比2020年2月支付的分配减少了50%，这反映出按年率计算减少了5.25亿美元。我们已经完成了约4.5亿美元的资产出售(其中包括2020年10月完成的约2亿美元的资产出售)。虽然上述每一项行动都应有助于增强资产负债表、增强流动性和长期财务灵活性，但我们不能保证我们将能够实施未来的某些行动(如进一步的资本削减、资产出售和费用削减)，而且可能需要采取额外的行动来实现我们的资产负债表、流动性和金融安全目标。见项目1A中讨论的“风险因素--与我们业务有关的风险”。我们的2019年年度报告Form 10-K和第二部分，第1A项。我们在截至2020年3月31日的Form 10-Q季度报告中提到的“风险因素”。

虽然有必要对我们的业务进行一些调整，以应对与新冠肺炎疫情相关的风险，但我们在继续履行基本业务职能的能力方面没有遇到任何实质性的限制，也没有因此次疫情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，以保护我们的员工，同时继续以有效、安全和负责任的方式运营我们的资产。

此外，许多政府已经制定或正在考虑采取措施，提供援助和经济刺激，以应对新冠肺炎疫情。这些措施包括美国联邦政府和加拿大政府的行动。这些措施对我们的财务状况、经营业绩或现金流没有实质性影响。然而，我们的加拿大子公司在2020年第二季度和第三季度参与了一项工资补贴计划，补贴总额约为2000万美元。此类补贴的影响包括在适用分项的“实地业务费用”和“分部一般和行政费用”项中。有关进一步讨论，请参阅“-运营结果--运营部门分析”。

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了在2020年确认的一些减值费用，如下所述。有关新冠肺炎及相关市场状况对我们业务的预期和潜在影响的额外讨论，请参阅“-流动性和资本资源”。

2020年前9个月，我们确认净亏损25.55亿美元，而2019年前9个月确认的净收益为18.72亿美元。这一时期的净亏损是由25亿美元的商誉减值损失推动的，也受到了约8.15亿美元的非现金减值费用的影响，这些非现金减值费用与某些流水线和其他长期资产的减记、我们在未合并实体中的某些投资以及分类后被归类为待售资产有关。此外，由于大宗商品价格主要在2020年第一季度下降，我们确认了约2.33亿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：

•我们供应和物流部门的不利业绩，原因是原油差价不太有利，NGL利润率较低，以及某些衍生品工具按市值计价的不利影响，导致2020年期间确认的亏损与2019年期间的收益相比，部分被2020年第二季度和第三季度期货溢价市场状况的有利影响所抵消；

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•我们运输部门的业绩不太乐观，原因是原油产量减少，钻井和完井活动减少，以及压缩的地区基差(其中一部分由未来时期将弥补或支付的最低产量承诺弥补)，以及2020年管道损失津贴收入减少，原因是价格和产量下降，部分被油田运营成本下降所抵消；

•2020年期间折旧和摊销费用增加，主要原因是与完成各种投资资本项目相关的额外折旧费用以及某些资产的使用寿命缩短；

•2020年期间在“其他收入/(支出)净额”中确认的2000万美元的不利外汇影响；

•本期确认的收益2,100万美元与2020年2月出售我们在萨德尔霍恩管道公司的部分权益有关，而2019年期间确认的2.69亿美元的非现金收益与公允价值调整有关，这是由于我们在卡普林管道系统的未分割共同权益对卡普林管道公司的股权的贡献进行了会计处理；部分抵消了

•我们的设施部门取得了良好的业绩，这主要是因为现场运营成本较低；以及

•所得税支出的减少主要是由于我们加拿大业务的收益下降，但由于加拿大阿尔伯塔省税率降低，2019年第二季度确认了约6000万美元的递延税收优惠，部分抵消了这一减少。

有关我们经营业绩的进一步讨论，请参见下面的“-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9月30日的9个月里，我们在中游基础设施项目上投资了7.85亿美元，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，我们收购了大约3.1亿美元的资产，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。

2020年6月，我们完成了7.5亿美元、3.80%优先票据的发行，2030年9月到期。在扣除承销折扣和发行费用后，我们用此次发行的净收益7.42亿美元偿还了2021年2月到期的5.00%优先债券的本金(这些债券于2020年11月3日赎回)。在偿还这些款项之前，我们将部分收益用于偿还我们的商业票据计划和信贷安排下的未偿还借款，以及用于一般合伙目的。

在截至2020年9月30日的9个月里，我们向我们的普通单位持有人支付了大约5.24亿美元的现金分配。我们还向A系列优先股持有人支付了约1.12亿美元的现金分配，并每半年向B系列优先股持有人支付了2500万美元的现金分配。

2020年11月2日，我们宣布PAA GP Holdings LLC董事会已经批准了一项5亿美元的普通股回购计划(以下简称“计划”)，作为向投资者返还资金的另一种方式。本计划授权不时通过公开市场购买或根据适用法规要求进行的协商交易回购最多5亿美元的PAA普通股和/或PAgP A类股票。最终，潜在回购活动的金额、时机和步伐将由许多因素决定，包括市场状况、我们的财务表现和灵活性、分配后的实际和预期自由现金流、PAA普通股和PAgP A类股的绝对和相对股权价格，以及我们在多大程度上能够实现和保持我们的目标杠杆率。本计划未设定完成时间限制，本计划可随时暂停或中止。本计划不要求我们或PAgP购买特定数量的PAA普通单位或PAgP A类股票。任何回购的PAA普通股或PAgP A类股票将被取消。

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收购和资本项目
 
下表汇总了我们用于采购资本、投资资本和维护资本的支出(单位：百万)：
截至9个月
九月三十日，
 20202019
收购资本$310 $47 
投资资本(1) (2) (3)
785 988 
维修资金(3)
157 204 
 $1,252 $1,239 

(1)“投资资本”以前被称为“扩张资本”。虽然这一类别所包括的内容没有改变，但我们认为“投资资本”一词更具描述性。
(2)对与非合并实体的投资资本项目有关的未合并实体的出资在“投资资本”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。
(3)为扩大我们资产的现有运营和/或盈利能力而进行的资本支出被归类为“投资资本”。为保持我们现有资产的运营和/或盈利能力而更换和/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”。

投资 基本工程项目
 
2020年4月，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年的总投资资本现在的目标是大约14.5亿美元，比之前目标的23亿美元投资资本计划低8.5亿美元(37%)，在取消2020年3月推迟的红橡树项目6亿美元的假设合资项目融资(净额占我们的份额)后，减少14.5亿美元(50%)。随后，红橡树的合作伙伴决定，该项目将不会像之前设想的那样进行。投资资本削减的余额涉及其他投资资本项目的注销、成本节约和范围调整。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
长距离管道项目(非二叠纪)$185 
二叠纪盆地外卖管道项目305 
互补的二叠纪盆地项目210 
选定的设施/下游项目125 
其他项目125 
2020年预计投资资本支出总额$950 

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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，单位数据除外)。

三个月
九月三十日，		方差截至9个月
九月三十日，		方差
 20202019$%20202019$%
运输部门调整后的EBITDA(1)
$444 $462 $(18)(4)%$1,233 $1,271 $(38)(3)%
设施部门调整后的EBITDA(1)
176 173 3 2 %560 529 31 6 %
供应和物流部门调整后的EBITDA(1)
61 92 (31)(34)%205 571 (366)(64)%
调整：
未合并实体的折旧和摊销(18)(18)— — %(51)(45)(6)(13)%
影响可比性的精选项目--调整后的分部EBITDA(163)34 (197)**(352)37 (389)**
折旧摊销(160)(156)(4)(3)%(493)(439)(54)(12)%
资产出售和资产减值的收益/(损失)，净额2 7 (5)(71)%(617)7 (624)**
商誉减值损失— — — 不适用(2,515)— (2,515)不适用
非合并实体投资收益/(减值)净额(91)4 (95)**(182)271 (453)(167)%
利息支出，净额(113)(108)(5)(5)%(329)(311)(18)(6)%
其他收入/(费用)，净额5 5 — — %(7)23 (30)(130)%
所得税(费用)/福利3 (41)44 107 %(7)(42)35 83 %
净收益/(亏损)146 454 (308)(68)%(2,555)1,872 (4,427)(236)%
可归因于非控股权益的净收入(3)(5)2 40 %(7)(7)— — %
可归因于PAA的净收益/(亏损)$143 $449 $(306)(68)%$(2,562)$1,865 $(4,427)(237)%
普通单位基本净收入/(亏损)$0.13 $0.55 $(0.42)**$(3.72)$2.35 $(6.07)**
摊薄净收益/(亏损)每普通单位$0.13 $0.55 $(0.42)**$(3.72)$2.28 $(6.00)**
基本加权平均公用事业单位余额728 728 — **728 727 1 **
摊薄加权平均未偿还公用事业单位728 800 (72)**728 800 (72)**

**    表示差异作为百分比没有意义。
(1)分部调整后的EBITDA是衡量分部业绩的指标，我们的CODM利用该指标来评估业绩并在我们的运营分部之间分配资源。这一衡量标准针对某些项目进行了调整，包括我们的CODM认为会影响不同时期结果可比性的项目。有关此类调整的更多讨论，请参见我们的简明合并财务报表附注13.

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非GAAP财务指标
 
为了补充我们根据公认会计原则提供的财务信息，管理层在评估过去业绩和未来前景时使用了被称为“非公认会计原则财务衡量标准”的额外衡量标准，并评估了可用于分配、偿债和其他一般合伙目的的现金数额。

管理层使用的主要额外衡量指标为未计利息、税项、折旧及摊销前盈利(包括我们按比例摊销未合并实体的折旧及摊销)、资产出售损益及资产减值、商誉减值损失及未合并实体投资的损益，经若干影响可比性的选定项目(“经调整EBITDA”)、隐含可分配现金流量(“DCF”)、自由现金流量及分配后自由现金流量调整。
 
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DCF与净收益/(亏损)、自由现金流量和分配后的自由现金流量与经营活动提供的净现金进行调整，这是根据公认会计准则报告的最直接的可比指标，应该作为我们的合并财务报表和附注的补充而不是替代。

业绩计量

管理层相信，调整后的EBITDA和隐含的DCF的列报为投资者提供了有关我们经营业绩和结果的有用信息，因为当这些指标被用于补充相关的GAAP财务指标时，(I)将提供有关我们的核心经营业绩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的更多信息，(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所表示的当前指标在评估我们方面是有用的这些非GAAP措施可以排除，例如，(I)预计将通过发行股权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LINFill)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合并财务报表中确认为“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。

虽然我们列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数量、价格、汇率、机械中断、收购、投资资本项目以及“经营部门分析”中讨论的许多其他因素的变化造成的。








 

 
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下表列出了调整后的EBITDA和来自净收入/(亏损)的隐含DCF(以百万为单位)的非GAAP财务业绩衡量标准的对账：

三个月
九月三十日，		方差截至9个月
九月三十日，		方差
 20202019$%20202019$%
净收益/(亏损)$146 $454 $(308)(68)%$(2,555)$1,872 $(4,427)(236)%
加/(减)：    
利息支出，净额113 108 5 5 %329 311 18 6 %
所得税费用/(福利)(3)41 (44)(107)%7 42 (35)(83)%
折旧摊销160 156 4 3 %493 439 54 12 %
(收益)/资产出售和资产减值损失，净额(2)(7)5 71 %617 (7)624 **
商誉减值损失— — — 不适用2,515 — 2,515 不适用
(收益)/非合并实体投资减值，净额91 (4)95 **182 (271)453 167 %
未合并实体的折旧和摊销(1)
18 18 — — %51 45 6 13 %
影响可比性的部分项目：    
(收益)/衍生活动损失，扣除存货估值调整后的净额(2)
88 (29)117 **210 (60)270 **
长期存货成本调整(3)
2 (1)3 **66 3 63 **
最低数量承诺下的缺陷，净额(4)
64 (4)68 **69 (10)79 **
股权指数化薪酬支出(5)
5 5 — **13 13 — **
外币重估净额(损益)(6)
4 (5)9 **(9)7 (16)**
901线路事故(7)
— — — **— 10 (10)**
与收购相关的巨额费用(8)
— — — **3 — 3 **
影响可比性的精选项目--调整后的分部EBITDA163 (34)197 **352 (37)389 **
衍生工具活动的(收益)/损失 (2)
10 (1)11 **(7)(16)9 **
外币重估净额(损益)(6)
(14)— (14)**20 (1)21 **
提前偿还优先票据的净收益(9)
— — — **(3)— (3)**
影响可比性的选定项目-已调整
EBITDA(10)
159 (35)194 **362 (54)416 **
调整后的EBITDA (10)
$682 $731 $(49)(7)%$2,001 $2,377 $(376)(16)%
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三个月
九月三十日，		方差截至9个月
九月三十日，		方差
 20202019$%20202019$%
调整后的EBITDA (10)
$682 $731 $(49)(7)%$2,001 $2,377 $(376)(16)%
扣除某些非现金项目后的利息支出 (11)
(107)(104)(3)(3)%(313)(298)(15)(5)%
维修资金(12)
(53)(85)32 38 %(157)(204)47 23 %
当期所得税费用(17)(19)2 11 %(39)(72)33 46 %
来自未合并实体的分配超过/(少于)调整后的股本收益(13)
(1)(13)12 **7 (12)19 **
对非控股权益的分配(14)
(2)(4)2 50 (6)(4)(2)(50)
隐含DCF$502 $506 $(4)(1)%$1,493 $1,787 $(294)(16)%
首选单位分布(15)
(37)(37)— — %(137)(137)— — %
普通单位持有人可使用隐含DCF$465 $469 $(4)(1)%$1,356 $1,650 $(294)(18)%
普通单位现金分配(14)
(131)(262)(524)(741)
隐含的DCF超额(16)
$334 $207 $832 $909 

**    表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，这些合资企业是按照权益会计方法核算的。在审核调整后EBITDA时，我们不计入此类未合并实体折旧和摊销费用的比例份额，类似于我们的合并资产。
(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。虽然我们为我们达成的每一项衍生工具确定一项基础交易，但该工具与基础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EBITDA时剔除了相关损益。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。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)我们拥有原油和天然气库存，包括第三方资产的最低工作库存要求，以及我们商业运营所需的其他工作库存。我们认为这一库存是开展业务所必需的，我们打算在可预见的未来继续持有这一库存。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(类似于我们自己资产中的LINFIL)对库存进行对冲。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年年度报告第四部分Form 10-K中包含的合并财务报表附注5。
(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，包括与最低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缺额相关的补足权利，我们将递延交易对手补足权利的收入，并随后在缺额数量交付或装运时、补足权利到期时或确定交易对手利用补足权利的能力较低时(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的金额的影响，扣除后来确认为收入的适用金额，作为
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影响可比性的选定项目。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，固定运营成本已计入当期业绩。
(5)我们的股权指数薪酬支出总额包括与将或可能以单位结算的奖励以及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，将会或可能以单位结算的奖励将计入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)在报告期内，加元兑美元的价值出现波动，导致外币交易结算的汇兑损益变现，以及以外币计价的货币资产和负债重估。这些损益不是我们核心运营业绩不可或缺的一部分，因此被归类为影响可比性的选定项目。 我们的简明合并财务报表，以讨论我们的货币汇率风险对冲活动。
(7)包括在2015年5月发生的901号线事故期间确认的成本，扣除我们认为可能从保险中收回的金额。有关901线事故的更多信息，请参见我们的简明合并财务报表附注12。
(8)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。
(9)包括与在公开市场回购我们的未偿还优先票据相关的确认净收益。有关更多信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注8。
(10)调整后的EBITDA包括在调整后的EBITDA中，不包括在部门调整后的EBITDA中，根据我们的简明综合经营报表，经调整的影响可比性的选定项目调整后的其他收入/(费用)净额包括在调整后的EBITDA中，而不包括在部门调整后的EBITDA中(“调整后的其他收入/(费用)，净额”)。
(11)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互换。
(12)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。
(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(根据我们按比例分摊的折旧和摊销进行调整)。
(14)列报期间支付的现金分配。
(15)在本报告所述期间，向我们优先选择的单位持有人支付的现金分配。我们的A系列首选产品目前的季度分配要求为0.5250美元(按年率计算为2.1美元)，从发布到2018年2月的每个季度分配都是实物支付的。自2018年5月季度分销以来，我们A系列首选设备的分销一直以现金支付。我们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形式支付一次，分别在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附注12。
(16)超额的贴现现金流被保留，以建立准备金，用于未来的分配、资本支出和其他合伙目的。
 
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流动性措施

管理层还使用非GAAP财务指标自由现金流和分配后自由现金流来评估可用于分配、偿债和其他一般合伙目的的现金数量。自由现金流量定义为经营活动提供的现金净额减去用于投资活动的现金净额，主要包括收购、投资和维护资本支出、对未合并实体的投资以及购买和出售管线填充物和基础气的影响、出售资产的收益净额以及进一步受到非控股权益分配、贡献和出售收益的影响。自由现金流进一步减少，因为现金分配支付给优先股和普通单位持有人，以便在分配后达到自由现金流。

下表列出了非GAAP财务流动性衡量标准自由现金流和从经营活动提供的净现金分配后的自由现金流(单位：百万)的对账情况：

三个月
九月三十日，		截至9个月
九月三十日，
2020201920202019
经营活动提供的净现金$282 $314 $1,256 $1,778 
对经营活动提供的净现金与自由现金流进行调整：
投资活动所用现金净额(208)(389)(1,066)(1,367)
非控制性权益的现金贡献1 — 11 — 
支付给非控股权益的现金分配(1)
(2)(4)(6)(4)
出售子公司的非控股权益— — — 128 
自由现金流$73 $(79)$195 $535 
现金分配(2)
(168)(299)(661)(878)
分配后自由现金流$(95)$(378)$(466)$(343)

(1)列报期间支付的现金分配。
(2)在本报告所述期间，支付给我们优先和普通单位持有人的现金分配。

有关经营活动现金流的主要驱动因素的讨论，请参阅“流动性和资本资源--经营活动现金流.”

运营细分市场分析
 
我们通过三个运营部门管理我们的业务：运输、设施以及供应和物流。我们的CODM(我们的首席执行官)根据各种衡量标准评估分部业绩，包括分部调整后的EBITDA、分部产量、每桶分部调整后的EBITDA和维护资本投资。
    
我们将分部调整后的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按比例分摊的费用，并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有关的衍生工具的按市值计价(或从上一时期冲销此类调整)、与投资活动有关的衍生工具的损益(如(Ii)长期库存成本调整；(Iii)预计将通过发行股本工具解决的债务费用；(Iv)与最低数量承诺相关的亏损金额，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。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。

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目录
我们加拿大子公司的收入和支出以加元为其功能货币，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天然气有关的收费活动。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。我们管道系统的关税和其他费用因接收点和传送点而异。我们的关税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、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。
 
以下表格列出了我们运输部门的运营结果：

运营业绩：(1)
三个月
九月三十日，		方差截至9个月
九月三十日，		方差
(单位：百万美元，每桶石油数据除外)20202019$%20202019$%
营业收入$494 $597 $(103)(17)%$1,530 $1,712 $(182)(11)%
采购及相关成本(60)(55)(5)(9)%(184)(155)(29)(19)%
现场运营成本(139)(172)33 19 %(440)(532)92 17 %
分部一般和行政费用(2)
(22)(26)4 15 %(73)(80)7 9 %
未合并实体的权益收益87 102 (15)(15)%276 274 2 1 %
调整数 (3):
未合并实体的折旧和摊销17 18 (1)(6)%49 45 4 9 %
(收益)/衍生活动损失，扣除存货估值调整后的净额— (1)1 **— 1 (1)**
最低数量承诺下的缺陷，净额64 (4)68 **64 (10)74 **
股权指数化薪酬支出3 3 — **8 6 2 **
901线路事故— — — **— 10 (10)**
与收购相关的巨额费用— — — **3 — 3 **
分段调整后的EBITDA$444 $462 $(18)(4)%$1,233 $1,271 $(38)(3)%
维修资金$34 $42 $(8)(19)%$98 $110 $(12)(11)%
每桶分段调整EBITDA$0.79 $0.71 $0.08 11 %$0.70 $0.69 $0.01 1 %

49
目录
日均成交量三个月
九月三十日，		方差截至9个月
九月三十日，		方差
(约合每天数千桶)(4)
20202019卷数%20202019卷数%
关税活动量        
原油管道(按地区)：        
二叠纪盆地(5)
4,200 4,852 (652)(13)%4,507 4,568 (61)(1)%
南得克萨斯州/鹰福特(5)
370 429 (59)(14)%383 445 (62)(14)%
中区(5)
388 538 (150)(28)%383 524 (141)(27)%
墨西哥湾沿岸137 176 (39)(22)%133 160 (27)(17)%
落基山 (5)
238 284 (46)(16)%251 300 (49)(16)%
西式232 212 20 9 %217 196 21 11 %
加拿大303 316 (13)(4)%291 319 (28)(9)%
原油管道5,868 6,807 (939)(14)%6,165 6,512 (347)(5)%
天然气管道180 193 (13)(7)%187 195 (8)(4)%
关税活动总量6,048 7,000 (952)(14)%6,352 6,707 (355)(5)%
卡车运输量67 81 (14)(17)%75 86 (11)(13)%
运输部门总运量6,115 7,081 (966)(14)%6,427 6,793 (366)(5)%

**    表示差异作为百分比没有意义。
(1)收入、成本和支出包括部门间金额。
(2)分部一般及行政开支反映各分部的直接成本，以及分部的其他开支分配。分部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。有关此类调整的更多讨论，请参见我们的简明合并财务报表附注13.
(4)日均交易量的计算方法是该期间的总交易量(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产量(归因于我们的利益)。
 
以下是对上述期间影响运输部门经营业绩的项目的讨论。

50
目录
 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9月30日的三个月，
2020-2019		有利/(不利)差异
截至9月30日的9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		营业收入购买和
相关费用		权益
收益
二叠纪盆地地区$(48)$(16)$9 $(40)$(50)$53 
南得克萨斯州/鹰福特地区(2)— (10)(6)— (24)
中部地区(12)1 (7)(31)— (14)
落基山区(2)— (7)(5)— (15)
加拿大地区(7)— — (21)— — 
其他地区，卡车运输和管道损失津贴收入(32)10 — (79)21 2 
总方差$(103)$(5)$(15)$(182)$(29)$2 
 
•二叠纪盆地地区。与2019年同期相比，截至2020年9月30日的三个月和九个月的收入(扣除采购和相关成本)分别减少6400万美元和9000万美元，主要原因是由于地区基础差异压缩，通往库欣和科珀斯克里斯蒂的长途管道流量减少。在通往库欣和科珀斯克里斯蒂的管道上，一些托运人的交货量低于他们的最低承诺量；然而，与这些数量缺口相关的收益将在未来弥补缺口或托运人补充权到期时才会得到确认。这些不足之处在上表中反映为“调整”，下面将在“-调整：最低数量承诺下的不足，净额。” 在9个月的比较期间，我们收集管道(包括我们于2020年2月从Felix Midstream收购的收集系统)的产量增加，远远被我们长途管道的下降所抵消。

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8月投入使用，但由于产量减少，我们在BridgeTex Pipeline Company，LLC的30%权益的股权收益下降，部分抵消了这一增长。

•南得克萨斯州/鹰福特地区。截至2020年9月30日的三个月和九个月，我们在鹰福特管道有限责任公司(Eagle Ford Pipeline LLC)50%权益的股权收益与截至2019年9月30日的三个月和九个月相比有所下降，原因是通过我们的仙人掌I管道从二叠纪盆地获得的联合关税减少，而且在较小程度上，地区收入减少。

•中部地区。与2019年同期相比，截至2019年9月30日的三个月和九个月，扣除购买和相关成本后的收入净额下降，主要是由于(I)石油生产商自愿减产和关闭以及(Ii)中大陆钻探和完井活动大幅减少，这两个因素都是由于本年度原油价格较低。此外，这一地区的产量下降，就像我们经营的其他地区一样，导致了对该地区剩余产量的竞争加剧。

与2019年同期相比，截至2020年9月30日的三个月和九个月的股权收益下降，主要是由于炼油厂停工对我们拥有50%权益的俄克拉荷马州库欣的某些需求拉动管道的影响，以及由于本年度原油价格较低，石油生产商自愿削减和关闭。

•落基山区。与2019年同期相比，截至2020年9月30日的三个月和九个月的股权收益有所下降，主要原因是(I)2020年2月出售了Saddlehorn 10%的权益，(Ii)较高关税原油交易量减少，但被White Cliff拥有的管道上较低关税NGL交易量的新变动部分抵消，我们持有White Cliff拥有36%权益。

51
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•加拿大地区。与截至2019年9月30日的三个月和九个月相比，截至2020年9月30日的三个月和九个月的收入有所下降，主要原因是由于本年度原油价格较低，石油生产商自愿减产和关闭。

•其他地区，卡车运输和管道损失津贴收入。与截至2019年9月30日的三个月和九个月相比，截至2020年9月30日的三个月和九个月的其他收入(扣除采购和相关成本)下降的主要原因是，由于价格和产量下降，2020年管道损失津贴收入减少。此外，我们墨西哥湾沿岸地区的产量受到产量下降的影响，这是由于炼油厂对较低关税管道的需求减少，这并未对收入造成重大影响。

调整：最低数量承诺下的不足，净额。过去几年开发和完成的许多工业基础设施项目都以长期最低数量承诺合同为基础，根据这些合同，托运人同意：(一)装运并支付一定数量的货款，或(二)支付商定的最低合同量价格。其中一些协议包括，如果没有达到最低数量，就有补充权。如果交易对手拥有与不足相关的补充权，我们将向交易对手开具账单，并推迟交易对手补充权的收入，但会记录调整，以反映与分段调整后EBITDA中的当期活动相关的金额。我们随后确认收入，并在不足数量交付或装运时、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)记录相应的调整逆转。

在截至2020年9月30日的三个月和九个月里，向交易对手开出的账单金额超过了之前递延期间确认的收入。在截至2019年9月30日的三个月和九个月，对之前递延收入的确认超过了根据最低数量承诺向与缺陷相关的交易对手开出的金额。

现场运营成本。与2019年同期相比，截至2020年9月30日的三个月和九个月的现场运营成本下降，主要原因是：(I)可变成本减少，包括发电机和电力成本的降低，减阻剂和缓蚀剂的使用(因为产量减少)，(Ii)补偿成本的减少，包括我们加拿大子公司获得工资补贴的好处，以及(Iii)维护和完整性管理活动的减少，主要是由于通过基于风险的数据应用促进了间隔变化，但被(Iv)因存放在加拿大的资产而增加的物业税部分抵消。此外，九个月的比较期受到以下因素的有利影响：(I)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降低(不包括在上表中的“调整”部分)，以及(Ii)在2019年第二季度确认的与901号线事故相关的额外估计成本(这些成本影响现场运营成本，但不包括在分段调整后的EBITDA中，因此在上表中反映为“调整”)。

分部一般和管理费用。与2019年同期相比，截至2020年9月30日的三个月和九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，以及包括我们加拿大子公司收到的工资补贴的好处在内的补偿成本下降，负债分类奖励的基于股权的补偿成本(不包括在上表中的“调整”)。

维修资金。维护资本包括替换和/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。与2019年同期相比，截至2020年9月30日的三个月和九个月的维护资本支出减少，主要是因为通过基于风险的数据应用到完整性管理活动，促进了间隔变化。

52
目录
设施细分市场
 
我们的设施分部业务通常包括收费活动，主要为原油、天然气和天然气提供储存、终端和吞吐服务，以及天然气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：(1)
三个月
九月三十日，		方差截至9个月
九月三十日，		方差
(单位：百万美元，每桶石油数据除外)20202019$%20202019$%
营业收入$271 $291 $(20)(7)%$860 $880 $(20)(2)%
采购及相关成本(2)(3)1 33 %(12)(10)(2)(20)%
现场运营成本(73)(92)19 21 %(233)(267)34 13 %
分部一般和行政费用(2)
(18)(21)3 14 %(63)(62)(1)(2)%
未合并实体的权益收益2 — 2 不适用4 — 4 不适用
调整数 (3):
未合并实体的折旧和摊销1 — 1 **2 — 2 **
衍生活动收益(6)(3)(3)**(5)(15)10 **
最低数量承诺下的缺陷，净额— — — **5 — 5 **
股权指数化薪酬支出1 1 — **2 3 (1)**
分段调整后的EBITDA$176 $173 $3 2 %$560 $529 $31 6 %
维修资金$10 $28 $(18)(64)%$40 $74 $(34)(46)%
每桶分段调整EBITDA$0.47 $0.46 $0.01 2 %$0.50 $0.47 $0.03 6 %

 三个月
九月三十日，		方差截至9个月
九月三十日，		方差
卷数 (4)
20202019卷数%20202019卷数%
液体储存(月平均容量(百万桶))(5)
111 110 1 1 %110 109 1 1 %
天然气储存量(月平均工作容量(以十亿立方英尺为单位))
67 63 4 6 %66 63 3 5 %
NGL分馏(平均日产量以数千桶为单位)110 140 (30)(21)%129 145 (16)(11)%
设施部门总量(月平均产量以百万桶为单位)(6)
125 125 — — %125 124 1 1 %

**    表示差异作为百分比没有意义。
(1)收入、成本和支出包括部门间金额。
(2)分部一般及行政开支反映各分部的直接成本，以及分部的其他开支分配。分部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。
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目录
(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。有关此类调整的更多讨论，请参见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。
(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当量之比为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。收入和月均销量的差异主要是由以下因素推动的：

•原油储备库。截至2020年9月30日的三个月和九个月，我们原油存储业务的收入分别比截至2019年9月30日的三个月和九个月增加了1300万美元和2800万美元，这主要是由于(I)我们的库欣、圣詹姆斯和米德兰码头增加了总计310万桶的存储能力，(Ii)我们的库欣和米德兰码头的活动增加，以及(Iii)我们的某些西海岸码头的现货活动增加。

同期股权收益的增长来自我们在鹰福特码头(Eagle Ford Terminals)的50%权益，该码头在科珀斯克里斯蒂(Corpus Christi)拥有一个原油储存设施，于2019年9月投入使用。

•铁路终点站。与截至2019年9月30日的三个月和九个月相比，截至2020年9月30日的三个月和九个月，我们铁路终点站的收入分别下降了1300万美元和2900万美元，这主要是由于自愿关闭和削减导致运量减少，以及市场条件不太有利，导致我们某些铁路终点站的活动减少。

•NGL运营部。与2019年同期相比，截至2020年9月30日的三个月和九个月，我们NGL业务的收入分别减少了1800万美元和1200万美元，这主要是由于2019年第四季度和2020年第二季度出售了某些NGL终端，以及分别约100万美元和700万美元的净不利外汇影响。三个月和九个月的可比期受到我们NGL加工设施收入下降的进一步不利影响。与截至2019年9月30日的9个月相比，截至2020年9月30日的9个月的收入下降，部分被多年合同到期后收到约2000万美元短缺付款的有利影响所抵消。

•天然气和凝析油加工。与2019年同期相比，在截至2020年9月30日的9个月里，我们的天然气和凝析油加工业务的收入(扣除购买和相关成本)减少了900万美元，这主要是因为为解决合同纠纷而支付的500万美元的不利影响，以及凝析油加工量和费率的下降。

现场运营成本。与2019年同期相比，截至2020年9月30日的三个月和九个月的现场运营成本下降，主要原因是(I)由于基于风险的数据应用促进了间隔变化，导致完整性管理和维护活动减少，(Ii)我们铁路终点站的活动减少，以及(Iii)补偿成本减少，包括加拿大子公司获得工资补贴的好处。此外，三个月的可比期受到了当期燃油对冲按市值计价收益的有利影响(这会影响实地运营成本，但不包括在分部调整后的EBITDA中，因此在上表中反映为“调整”)，而九个月的可比期则受到保险索赔成本下降的有利影响。

分部一般和管理费用。与2019年同期相比，截至2020年9月30日的三个月的分部一般和行政费用减少，主要是由于薪酬成本降低，包括我们加拿大子公司获得的工资补贴的好处。

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目录
维修资本。与2019年同期相比，截至2020年9月30日的三个月和九个月的维护资本支出减少，主要是因为通过基于风险的数据应用到完整性管理活动，促进了间隔变化。

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和批量购买原油的销售，以及NGL数量的销售。一般而言，我们的分部业绩受以下因素影响：(I)我们的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)的增加或减少；(Ii)市场状况(包括地区差异)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，我们的风险管理策略的执行与我们的资产结合在一起，可以在某些市场提供上行空间。

下表列出了我们供应和物流部门的经营业绩：

运营业绩：(1)
三个月
九月三十日，		方差截至9个月
九月三十日，		方差
(单位：百万美元，每桶石油数据除外)20202019$%20202019$%
营业收入$5,537 $7,542 $(2,005)(27)%$16,371 $23,480 $(7,109)(30)%
采购及相关成本(5,510)(7,337)1,827 25 %(16,227)(22,599)6,372 28 %
现场运营成本(46)(56)10 18 %(149)(195)46 24 %
分部一般和行政费用(2)
(21)(27)6 22 %(65)(83)18 22 %
调整数(3):
(收益)/衍生活动损失，扣除存货估值调整后的净额94 (25)119 **215 (46)261 **
长期存货成本调整2 (1)3 **66 3 63 **
股权指数化薪酬支出1 1 — **3 4 (1)**
外币重估净额(损益)4 (5)9 **(9)7 (16)**
分段调整后的EBITDA$61 $92 $(31)(34)%$205 $571 $(366)(64)%
维修资金$9 $15 $(6)(40)%$19 $20 $(1)(5)%
每桶分段调整EBITDA$0.54 $0.79 $(0.25)(32)%$0.57 $1.57 $(1.00)(64)%

日均交易量(4)
三个月
九月三十日，		方差截至9个月
九月三十日，		方差
(以每天数千桶的价格计算)20202019卷数%20202019卷数%
原油租赁采购量1,147 1,146 1 — %1,181 1,126 55 5 %
NGL销售83 124 (41)(33)%132 202 (70)(35)%
供应和物流部门总量1,230 1,270 (40)(3)%1,313 1,328 (15)(1)%

**    表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)分部一般及行政开支反映各分部的直接成本，以及分部的其他开支分配。分部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。
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目录
(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。有关此类调整的更多讨论，请参见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原油基准价格区间(单位为美元/桶)：

纽约商品交易所：西德克萨斯中质原油
原油期货价格
 低高
截至2020年9月30日的三个月$37 $43 
截至2019年9月30日的三个月$52 $62 
截至2020年9月30日的9个月$(38)$63 
截至2019年9月30日的9个月$46 $66 

我们的原油和天然气供应、物流和分销业务不会直接受到绝对价格水平的影响。由于我们买卖的商品通常与销售和购买的价格指数相同，因此与购买相关的收入和成本将随市场价格波动。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加或减少。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。
 
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月大约五个月的采暖旺季期间，期间之间的温差可能会对NGL需求以及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。在截至2020年9月30日的三个月和九个月，与截至2019年9月30日的三个月和九个月相比，我们原油业务的收入(扣除采购和相关成本后的收入净额)有所下降，这主要是由于(I)不那么有利的市场状况，(Ii)高利润率地区销量下降的影响，部分被低利润率地区的销量增长所抵消，以及(Iii)加权平均库存成本的影响导致同期利润率较低(这将导致后续时期的利润率更高)。2020年第二季度和第三季度期货溢价市场状况的有利影响部分抵消了这一影响。

•NGL运营部。与截至2019年9月30日的三个月和九个月相比，我们NGL业务的净收入在截至2020年9月30日的三个月和九个月有所下降，主要原因是分馏价差减弱，通过我们跨境工厂的边境流量减少，以及决定减少肩月销售量和增加冬季月销售量，以及2019年第二季度记录的某些非经常性项目没有带来有利影响。
 
•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有关的某些衍生品工具所产生的按市值计价和其他损益(或先前期间按市价计价的损益的逆转)、与投资活动有关的衍生品损失(如购买LINFILL)和存货估值调整(如适用)。. 见附注10 提交给我们的简明综合财务报表，以全面讨论我们的衍生品和风险管理活动。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”。

56
目录
•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。我们认为这一库存是开展业务所必需的，我们打算在可预见的未来继续持有这一库存。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汇率波动的影响，这导致在结算外币交易时实现汇兑损益，以及以外币计价的货币资产和负债的重估。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9月30日的三个月和九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年上半年之后额外的管道运力投入使用，公司人员和卡车成本下降。

•分部一般和行政费用。与2019年同期相比，截至2020年9月30日的三个月和九个月的分部一般和行政费用减少，主要是由于薪酬成本降低，包括我们加拿大子公司获得工资补贴的好处，以及差旅和娱乐成本的减少。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(不包括在上表的“调整”中)进一步有利地影响了9个月的可比期。

维修资本。与2019年同期相比，截至2020年9月30日的三个月维护资本支出减少，原因是拖拉机拖车租赁买断减少。

其他收入和费用
 
折旧及摊销
 
与截至2019年9月30日的三个月和九个月相比，截至2020年9月30日的三个月和九个月的折旧和摊销费用增加，这主要是由于与收购资产相关的额外折旧费用以及各种投资资本项目的完成。此外，在9个月比较期间的增长也受到某些资产使用年限缩短的影响。

资产销售损益和资产减值净额

截至2020年9月30日的九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，包括新冠肺炎疫情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)在归类为有关这些资产减值的更多信息，请参见附注14。

57
目录
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，相当于整个商誉余额。有关更多信息，请参见我们的简明合并财务报表附注6。

非合并实体投资收益/(减值)净额
 
在截至2020年9月30日的三个月和九个月里，我们分别确认了与减记我们在未合并实体的某些投资有关的9100万美元和2.02亿美元的亏损。此外，在截至2020年9月30日的9个月中，我们确认了与出售萨德尔霍恩管道公司10%股权相关的2100万美元收益。有关更多信息，请参见我们的简明合并财务报表附注7。在截至2019年9月30日的9个月中，我们确认了2.69亿美元的非现金收益，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9月30日的三个月和九个月相比，截至2020年9月30日的三个月和九个月的利息支出增加，主要是因为2020年期间加权平均债务余额较高，但部分被较低的加权平均利率所抵消。此外，由于在建资本项目减少，截至2020年9月30日的9个月资本化利率下降，进一步对9个月的可比期产生了不利影响。
 
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
九月三十日，		截至9个月
九月三十日，
 2020201920202019
与我们首选的分销率重置选项的按市值调整相关的收益/(损失)(1)
$(10)$1 $7 $16 
外币重估净收益/(亏损)(2)
14 — (20)1 
其他1 4 6 6 
$5 $5 $(7)$23 

(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年的活动主要与美元兑加元汇率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)/福利

与截至2019年9月30日的三个月和九个月相比，截至2020年9月30日的三个月和九个月的所得税支出减少，主要是因为我们加拿大业务的收益较低。由于加拿大艾伯塔省税率降低，2019年第二季度确认了约6000万美元的递延税收优惠，部分抵消了9个月比较期间所得税支出的减少。

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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)出售股权和债务证券的资金。此外，我们还可以用资产剥离计划的收益来补充这些流动性来源，这一点将在下面题为“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)投资和维护资本活动，(Iii)收购资产或业务，(Iv)偿还我们长期债务的本金，(V)分配给我们的单位持有人。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，我们一般期望通过各种来源(单独或组合)为我们的长期需求提供资金，例如通过投资资本活动或收购以及为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9月30日，尽管我们有3.99亿美元的营运资本赤字，但我们有大约28亿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9月30日
优先无担保循环信贷安排下的可获得性(1) (2)
$1,504 
高级担保套期保值库存工具下的可用性(1) (2)
1,356 
商业票据计划下的未偿还金额(112)
小计2,748 
现金和现金等价物25 
总计$2,773 

(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。
(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9600万美元和4400万美元的未偿还信用证。

2020年11月3日，我们偿还了2021年2月到期的6亿美元5.00%优先票据，并使用了我们商业票据计划下的借款和手头的现金偿还。有关详细讨论，请参阅“股权和债务融资活动“下面。

目前的宏观经济和地缘政治条件，包括新冠肺炎疫情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我们的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必须持续遵守公约。截至2020年9月30日，我们遵守了所有这些公约。另见项目1A。在我们的2019年年报10-K表和第1A项中包含了“风险因素”。在我们截至2020年3月31日的季度报告10-Q表第二部分中的“风险因素”中，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机，请参阅第7项。“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。
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2020年前9个月和2019年前9个月，运营活动提供的净现金分别为12.56亿美元和17.78亿美元，主要来自我们的运营收益。此外，正如下面进一步讨论的，在这些期间，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的变化影响了我们经营活动的现金流。

在截至2020年9月30日的9个月中，我们增加了期货溢价市场期间储存的原油库存和NGL库存，以应对2020-2021年采暖季节，以及作为我们对冲活动一部分所需的保证金余额，所有这些都由短期债务提供资金。与这些活动相关的现金流出被本期末采购和储存的库存价格低于2019年底部分抵消。

在截至2019年9月30日的9个月内，我们的经营活动提供的现金受到我们出售所持库存的收益的积极影响，这主要是由于出售NGL库存。清盘这类存货的有利影响被前期收到现金期间确认的收入的时间安排部分抵消。

收购和资本支出
 
除了上述运营需求外，我们还将现金用于收购活动、投资资本项目和维护资本活动。从历史上看，我们主要通过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、投资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为此类活动提供资金。
 
收购。2020年2月，我们以大约3亿美元的价格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9月30日的9个月里，我们在中游基础设施上投资了7.85亿美元，我们预计在截至2020年12月31日的全年投资约9.5亿美元。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，我们签署了一项最终协议，出售我们洛杉矶盆地的某些原油码头。这笔交易于2020年第四季度完成，收益约为2亿美元，有待某些调整。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10%的股权，收益约为7800万美元。有关更多信息，请参见我们的简明合并财务报表附注7。

正在进行的收购、剥离和投资活动。我们打算继续专注于通过资产优化、合资企业、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。我们通常在签署最终协议后才会宣布交易。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能会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会受到惯例和其他成交条件的制约，这些条件可能最终不会得到满足或放弃。因此，我们不能保证我们当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10-K表格中列出了“风险因素-与我们的业务相关的风险”，以进一步讨论与我们的收购和资产剥离相关的风险。

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股权和债务融资活动
 
我们的融资活动主要涉及为我们的债务到期日的投资资本项目、收购和再融资提供资金，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、优先票据发行和借款，以及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，根据使用时的效力，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9月30日，我们在传统货架下有大约11亿美元的未售出证券可用。在截至2020年9月30日的9个月中，我们没有在我们的传统货架下进行任何产品。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。2020年6月发行的7.5亿美元3.80%优先债券是在我们的WKSI货架下进行的。
  
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(这会影响我们获得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。只要我们遵守信贷协议的规定，我们分配可用现金的能力就不受限制。截至2020年9月30日，我们遵守了信贷协议和契约中包含的契约。

在截至2020年9月30日的9个月里，我们的信贷安排和商业票据计划净偿还了3.06亿美元。净偿还主要来自经营活动的现金流、资产出售所得款项以及2020年6月发行的7.5亿美元3.80%优先票据，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相关的借款。

截至2019年9月30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9月30日的9个月里，我们通过信贷安排和商业票据计划借入并偿还了105亿美元。这些偿还主要来自经营活动的现金流和优先票据发行的收益。

2020年6月，我们完成了7.5亿美元、3.80%优先债券的发行，2030年9月到期，公开发行价为99.794%。利息支付日期为每年3月15日和9月15日，从2020年9月15日开始。在扣除承销折扣和发行费用后，我们使用此次发行的净收益7.42亿美元，主要用于偿还2021年2月到期的5.00%优先债券的本金(这些债券于2020年11月3日赎回)。在偿还这些款项之前，我们将部分收益用于偿还我们的商业票据计划和信贷安排下的未偿还借款，以及用于一般合伙目的。

2020年11月3日，我们赎回了2021年2月到期的6亿美元5.00%优先票据。

分配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。在2020年11月13日，我们将为截至2020年10月30日的A系列优先股支付3,700万美元(每套0.525美元)的现金分配，这是2020年7月1日至2020年9月30日期间此类分配的创纪录日期。有关2020年前9个月期间或与之相关的分配细节，请参阅我们的简明合并财务报表附注9。
 
分配给B系列首选单位持有人。我们B系列优先股的分配每半年以现金支付一次，在5月15日和11月15日拖欠。2020年11月16日，我们将在2020年5月15日至2020年11月14日期间，向2020年11月2日交易结束时登记在册的B系列优先股支付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。

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分配给我们共同的单位持有人。根据我们的合作协议，在向我们杰出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，包括为正确开展我们的业务(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11月13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，这与我们之前的季度分配没有变化，但与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，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。见“-执行摘要-最近事件和展望“以供进一步讨论。有关2020年前9个月期间或与之相关的分配细节，请参阅我们的简明合并财务报表附注9。另请参见第(5)项。在我们的2019年年报Form 10-K中包含了关于分配的其他讨论的内容，其中包括了注册人的共同单位市场、相关单位持有人事项和发行人购买股权证券-现金分配政策。

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，可能会对我们的借款能力和借款成本产生不利影响。
 
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。在正常经营过程中，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三十天常绿到五年不等，剩余期限长达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，所列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进行相应的销售来提供资金。

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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9月30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年及以后总计
长期债务及相关利息支付(1)
$704 $412 $1,160 $1,662 $1,103 $9,633 $14,674 
租约(2)
30 105 99 76 63 355 728 
其他义务(3)
156 577 345 322 277 1,191 2,868 
小计890 1,094 1,604 2,060 1,443 11,179 18,270 
原油、天然气和其他石油采购(4)
2,512 8,108 7,605 6,966 6,628 24,562 56,381 
总计$3,402 $9,202 $9,209 $9,026 $8,071 $35,741 $74,651 

(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(如果有的话)。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(就好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，请参见我们的简明合并财务报表附注8。
(2)包括财务会计准则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)拖车拖车。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)与吾等投资资本项目有关的不可撤销承诺，包括吾等在权益法投资中所占资本开支的预计出资。这些储存、加工和运输协议包括大约20亿美元，这些协议与在管道或股权法投资者拥有的设施上以公布的税率储存和运输原油的协议有关。我们对运输的部分承诺得到了原油买卖或与第三方签订的相应数量的其他协议的支持。
(4)金额主要基于2020年9月至2020年9月期间平均活动的估计数量和市场价格。实际购买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、天气状况、市场价格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项目、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9月30日和2019年12月31日，我们的未偿还信用证分别约为1.4亿美元和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
 
见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中第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，本报告中包含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，以及有关我们未来业务战略、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不具有前瞻性。任何此类前瞻性陈述都反映了我们目前对未来事件的看法，其基础是我们认为合理的假设。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不相同。其中最重要的因素包括但不限于：
 
主要与新冠肺炎疫情和供应过剩形势有关的因素：

•全球原油需求和原油价格进一步下降，相应地导致国内原油、NGL和天然气产量显著减少(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)，这反过来可能导致原油和NGL实际或预期发运、加工、购买、储存的数量显著下降。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遏制新冠肺炎病毒的传播，达到(或仍然)取消对各种商业和经济活动的限制，以及未来消费者对原油的需求反弹的程度；

•沙特和俄罗斯等外国产油国未来行动的不确定性，以及它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恢复市场状况的时机的影响，这种市场状况更有利于美国钻探和生产活动的增加，从而增加对我们提供的中游服务的需求；

•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(例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；

•实际距离限制导致的操作困难以及此类限制可能对我们的员工提出的额外要求；

•原油、天然气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策略的能力；

•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；
  
•原油和天然气市场结构、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，以及由此导致的定价条件或运输吞吐量要求的变化；
 
•维持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；

•收购的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的；
 
•投资资本金项目因许可延期、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、投资资本项目、营运资本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)，以及金融市场动荡、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；
 
•在相关积分到期或使用之前，无法确认从客户那里收到的缺额付款所导致的当前收入，这些客户的发货量或搬运量未能超过最低合同量；
 
•未使用我们的资产和设施；
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•保险成本增加或缺乏保险；
 
•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；
 
•债务和股票市场的波动，包括我们长期激励计划授予时我们单位的价格；
 
•与我们资产的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、终止和销售以及天然气储存和天然气液体加工、运输、分馏、储存和销售所固有的其他因素和不确定性。
 
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。请阅读我们2019年年报的Form 10-K第1A项和我们截至2020年3月31日的季度报告Form 10-Q的第II部分中讨论的“风险因素”。除非适用的证券法另有要求，否则我们不打算更新这些前瞻性陈述和信息。

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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(一)大宗商品价格风险、(二)利率风险和(三)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结算头寸和场外交易头寸，以及现货量、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。我们有一个风险管理职能，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部门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、库存和基差。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。
 
有关我们的套期保值策略和目标的进一步讨论，请参阅我们的简明合并财务报表附注10。

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9月30日的公允价值变化如下表所示(单位：百万美元)：

公允价值约10%的效应率
价格上涨		约10%的效应率
价格下跌
原油，原油$(95)$(64)$65 
天然气15 $7 $(7)
NGL和其他3 $(38)$38 
总公允价值$(77)  
 
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。价格风险敏感度是通过假设价格全面上涨或下跌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未来几个月的交割中。
 
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利率风险
 
我们使用可变利率债券，以及任何预期发行的固定利率债券，都会让我们面临利率风险。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9月30日，我们的浮动利率债务余额约为3.12亿美元，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9月30日的9个月内，未偿还浮动利率债务的平均利率为1.6%，这是根据同期的实际利率计算的。截至2020年9月30日，我们利率衍生品的公允价值为净资产1700万美元。截至2020年9月30日，如果远期LIBOR曲线增加10%，我们利率衍生品的公允价值将增加1200万美元。截至2020年9月30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1200万美元。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受到美元兑加元汇率波动影响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9月30日，我们外币衍生品的公允价值负债不到100万美元。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增加400万美元。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减少400万美元。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。用于这一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、10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系列优先股的公允价值，包括优先分配率重置选项和不设置优先分配率重置选项。截至2020年9月30日，这一嵌入式衍生品的公允价值为2700万美元。公允价值每增加或减少10%，将产生300万美元的影响。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旨在确保我们在根据1934年《证券交易法》(以下简称《交易法》)提交的报告中要求披露的信息(I)在SEC规则和表格中指定的时间段内被记录、处理、汇总和报告，以及(Ii)被累积并传达给管理层，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，评估了我们的DCP截至2020年9月30日，也就是本报告所涵盖的期限结束时的有效性，基于这样的评估，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
 
除了与我们的DCP有关的信息外，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年第三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
 
除截至2020年3月31日的季度报告Form 10-Q第II部分第1A项所包含的风险因素外，与2019年年报Form 10-K第I部分第1A项披露的风险因素没有实质性变化。
 
第二项。   未登记的股权证券销售和收益的使用
 
根据于2016年11月15日完成的简化交易的一部分订立的综合协议，该协议规定了(I)PAgP的已发行A类股票总数将等于PAGP持有的AAP单位数，以及(Ii)AAP持有的我们普通股总数将等于AAP已发行A类单位数(“AAP单位”)和可向既得和赚取的B类持有者发行的AAP单位数之和。该协议于2016年11月15日完成，该协议规定了以下机制：(I)PAgP的已发行A类股票总数将等于PAGP持有的AAP单位的数量，以及(Ii)AAP持有的我们普通股的总数将等于AAP已发行A类单位的数量和可向既得和赚取的B类持有者发行的AAP单位数量的总和。因此，我们有义务在PAGP LTIP授予投资时，向AAP发行与PAGP发行A类股相关的普通股。在截至2020年9月30日的三个月内，我们向AAP发放了26,215个与PAgP LTIP颁奖典礼相关的普通单位。根据《1933年证券法》第4(A)(2)节的规定，此次发行不受修订后的《证券法》的注册要求的约束。
    
项目3.   高级证券违约
 
没有。
 
项目4.   矿场安全资料披露
 
不适用。
 
第五项。   其他信息
 
没有。

第6项   展品
 

证物编号：描述
3.1—
第七次修订和重新签署的《平原全美管道有限合伙企业协议》，日期为2017年10月10日(通过引用附件3.1并入我们于2017年10月12日提交的当前8-K表格报告中)。
3.2—
第三次修订和重新签署的《平原营销有限合伙企业协议》，日期为2004年4月1日(通过引用附件3.2并入我们截至2004年3月31日的Form 10-Q季度报告中)。
3.3—
普莱斯营销有限合伙企业有限合伙协议第三次修订和重新签署，日期为2010年12月31日的第29.1号修正案(在截至2010年12月31日的年度报告FORM 10-K中引用附件9.9)。
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3.4—
普莱斯营销有限合伙公司第三次修订和重新签署协议于2011年1月1日第292号修正案(通过引用附件33.10并入我们截至2010年12月31日的年度报告FORM 10-K)。
3.5—
普莱斯营销有限合伙企业有限合伙协议第三次修订和重新签署，日期为2011年6月30日，修正案编号：33.7.(请参考我们截至2013年12月31日的年度报告表格10-K的附件3.7)。
3.6—
2013年1月1日修订并重新签署的第三份《平原营销有限合伙企业协议》(通过引用附件3.8并入我们截至2013年12月31日的年度报告FORM 10-K中)的第294号修正案(修订号：2013年1月1日至2013年12月31日，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3·8并入我们截至2013年12月31日的年度报告)。
3.7—
普莱斯营销有限合伙企业有限合伙协议，L.P.于2019年12月1日修订并重新签署的第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并入本公司)。
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《平原管道有限合伙企业协议》(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3.10号修正案)的修正案。
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 LLC有限责任公司协议(通过引用附件3.3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3.4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3.10并入我们截至2006年12月31日的年度报告Form 10-K)。
3.15—
PAA金融公司章程(f/k/a太平洋能源金融公司，PAA金融公司的合并继承人)(参考附件3.11并入本公司截至2006年12月31日的10-K表格年度报告)。
3.16—
2007年12月28日签署的PAA GGP LLC有限责任公司协议(通过引用附件3.3并入我们于2008年1月4日提交的Form 8-K的当前报告中)。
3.17—
Plains GP Holdings，L.P.有限合伙企业证书(通过参考2013年7月29日提交的PAGP注册声明表格S-1(333-190227)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表格报告的附件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S-1(333-190227)表格注册声明的附件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(通过参考我们于2017年2月21日提交的当前报告的8-K表格的附件3.1并入)。
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3.21—
PAA GP Holdings LLC第三份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8-K表格报告的附件3.1并入)。
3.22—
2018年12月10日对PAA GP Holdings LLC第三次修订和重新签署的有限责任公司协议的第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(通过引用我们于2019年11月27日提交的当前报告8-K表的附件3.1合并而成)的第3号修正案。
4.1—
由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美联银行(Wachovia Bank)作为受托人，签署日期为2002年9月25日的契约(在我们截至2002年9月30日的季度报告Form 10-Q中引用附件4.1)。
4.2—
第六份补充契约(A系列和B系列6.70%优先债券，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8-K表格报告中)。
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%优先债券将于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日提交的当前报告的表格8-K中)。
4.4—
日期为2011年1月14日的第十九份补充契约(5.00%优先债券，2021年到期)由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.，其中指定的附属担保人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—
由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人于2012年3月22日到期的第二十份补充契约(3.65%高级票据到期)(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日的第21份补充契约(5.15%优先债券，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8-K表格报告的附件43.3中并入)。
4.7—
日期为2012年12月10日的第22次补充契约(2.85%优先债券)，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8-K表格报告中)。
4.8—
日期为2012年12月10日的第23份补充契约(4.30%优先债券，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(通过参考我们2012年12月12日提交的当前8-K表格报告的附件44.3并入)，并由平原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。
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日的第25期补充契约(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份补充契约(3.60%优先债券)，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的报告中)，并由平原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。
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4.12—
日期为2014年12月9日的第二十八份补充契约(4.90%优先债券)，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2014年12月11日提交的当前8-K表格报告的附件44.3并入)，并由平原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。
4.13—
日期为2015年8月24日的第29次补充契约(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30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—
日期为2020年6月11日的第32号补充契约(3.80%优先债券到期)，以及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2020年6月11日提交的当前8-K表格报告的附件4.1并入)。
4.17—
普莱恩斯All American Pipeline，L.P.和Vulcan Gas Storage LLC于2009年9月3日签订的注册权协议(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)。
4.18—
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登记权协议(通过引用附件4.1并入我们于2016年2月2日提交的当前报告表格8-K中)。
4.19—
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)。
4.20—
本公司证券简介(请参阅本公司截至2019年12月31日的10-K表格年度报告附件4.19)。
10.1 *†—
LTIP授权书表格日期为2020年8月13日(官员)
10.2 *†—
LTIP授权书表格日期：2020年8月13日(董事)
31.1 †—
根据交易法规则13a-14(A)和15d-14(A)对首席执行官的认证。
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条颁发的首席执行官证书。
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
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
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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。
*    管理层补偿计划或安排。


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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。
 
 Plains All American Pipeline，L.P.
   
 依据：PAA，Gp，LLC，
  其普通合伙人
   
 依据：普莱恩斯AAP，L.P.，
  其唯一成员
   
 依据：Plains All American Gp to LLC，
  其普通合伙人
   
 依据：/s/江威利
  蒋介石，
  Plains All American BGP LLC首席执行官
  (首席行政主任)
   
2020年11月6日  
   
 依据：/s/Al Swanson
  艾尔·斯旺森
  Plains All American Gp-LLC执行副总裁兼首席财务官
  (首席财务官)
   
2020年11月6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11月6日 



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