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目录

美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-Q
(标记一)
ý依据第13或15(D)条提交的季度报告
1934年证券交易法
在截至本季度末的季度内2021年3月31日
或
¨根据第13或15(D)条提交的过渡报告
1934年证券交易法
佣金档案编号1-32740
能量转移LP
(注册人的确切姓名载于其章程)
特拉华州 30-0108820
(注册成立或组织的州或其他司法管辖区) (国际税务局雇主识别号码)
威彻斯特大道8111号, 600套房, 达拉斯, 德克萨斯州75225
(主要行政办公室地址)(邮政编码)
(214) 981-0700
(注册人电话号码，包括区号)

根据该法第12(B)条登记的证券：
每节课的标题交易代码注册的每个交易所的名称
公共单位外星人纽约证券交易所
7.375%C系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股ETprC纽约证券交易所
7.625%D系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股ETprD纽约证券交易所
7.600%E系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股ETprE纽约证券交易所
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)提交了1934年《证券交易法》(Securities Exchange Act)第13或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否一直符合此类提交要求。是  ý*¨
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或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条例第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是  ý*¨
用复选标记表示注册人是大型加速申请者、加速申请者、非加速申请者、较小的报告公司还是新兴的成长型公司。见“交易法”第12b-2条中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速滤波器ý加速文件管理器
☐
非加速文件服务器¨规模较小的新闻报道公司
☐
新兴成长型公司
☐
如果是新兴成长型公司，用勾号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所法案第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。¨
用复选标记表示注册人是否为空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。☐*ý
在2021年4月30日，注册人有2,703,496,243未完成的公用事业单位。

目录
表格10-Q
能量转移有限责任公司及其子公司
目录
第一部分-财务信息
第一项财务报表(未经审计)
合并资产负债表
1
合并业务报表
3
综合全面收益表(损益表)
4
合并权益表
5
合并现金流量表
6
合并财务报表附注
7
第二项：管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
33
第三项关于市场风险的定量和定性披露
52
项目4.控制和程序
54
第二部分-其他资料
第一项：法律诉讼
55
项目1A。危险因素
56
项目6.展品
56
签名
58

i
目录
定义
所指的“合作伙伴”或“ET”指的是能量转移有限责任公司(Energy Transfer LP)。此外，以下是本文档中使用的某些缩略语和术语的列表：
/d每日
AOCI累计其他综合收益(亏损)
BBtu十亿英制热量单位
BTU英国热量单位，天然气公司使用的一种能量计量单位，用来将所用气体的体积换算成其热当量，从而计算出实际的能量含量。
柑桔Citrus，LLC，一家各持一半股份的合资企业，拥有FGT
达科他州通道达科他州Access，LLC
美国司法部美国司法部
使能支持特拉华州有限合伙企业Midstream Partners，LP
加拿大能源转移公司Energy Transfer Canada ULC(前身为SemCAMS Midstream ULC)，ET的非全资子公司
环境保护局美国环保署
ET首选设备总体而言，A系列优先单元、B系列优先单元、C系列优先单元、D系列优先单元、E系列优先单元、F系列优先单元和G系列优先单元(均最初由ETO发行，并于2021年4月1日更换由ET发行的优先单元)
ETC老虎ETC Tiger Pipeline，LLC，ET的全资子公司，拥有Tiger Pipeline
埃托能量转移操作，L.P.
《交易所法案》1934年证券交易法
FEP费耶特维尔快速管道有限责任公司
FERC联邦能源管理委员会
FGT佛罗里达天然气传输公司，Citrus的全资子公司
公认会计原则美国公认的会计原则
HFOTCO休斯顿燃料油码头公司，ET的全资子公司，拥有休斯顿码头
查尔斯湖液化天然气ET的全资子公司查尔斯湖液化天然气公司(Lake Charles LNG Company，LLC)
LE GPLe GP，LLC，ET的普通合伙人
伦敦银行间同业拆借利率伦敦银行间同业拆借利率
MBBLS千桶
MEP中大陆快速管道有限责任公司
MTBE甲基叔丁基醚
NGL天然气液体，如丙烷、丁烷和天然汽油
纽约商品交易所纽约商品交易所(New York Mercantile Exchange)
职业安全与健康管理局联邦职业安全与健康法案
非处方药非处方药
狭长柄狭长柄东方管道公司，ET的全资子公司
摄政摄政能源合作伙伴有限责任公司
II
目录
罗孚罗孚管道有限责任公司
证交会证券交易委员会
A系列首选单位6.250%系列A定浮率累计赎回永续优先股
B系列首选单元6.625%B系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股
C系列首选设备7.375%C系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股
D系列首选单位7.625%D系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股
E系列首选设备7.600%E系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股
F系列首选设备6.750%系列F系列固定利率重置累计可赎回永久优先股
G系列首选部件7.125%G系列固定利率重置累计可赎回永久优先股
Sunoco物流运营
Sunoco物流合作伙伴运营公司，ET的全资子公司
Sunoco R&MSunoco(R&M)，LLC(前身为Sunoco，Inc.)
西方人ET的全资子公司Transwest Pipeline Company，LLC
干线潘汉德尔的全资子公司Trunkline Gas Company，LLC
USACET的子公司USA Compression Partners，LP
USAC首选单位USAC A系列首选设备
白色悬崖白色悬崖管道，L.L.C.

三、
目录
第一部分-财务信息
第一项：财务报表
能量转移有限责任公司及其子公司
综合资产负债表
(百万美元)
(未经审计)
三月三十一号，
2021		十二月三十一日，
2020
资产
流动资产：
现金和现金等价物
$355 $367 
应收账款净额
5,288 3,875 
关联公司应收账款
90 79 
盘存
1,810 1,739 
应收所得税
29 35 
衍生资产
16 9 
其他流动资产
232 213 
流动资产总额
7,820 6,317 
财产、厂房和设备
94,672 94,115 
累计折旧和损耗
(19,868)(19,008)
74,804 75,107 
对未合并附属公司的投资3,009 3,060 
租赁使用权资产，净额
857 866 
其他非流动资产，净额
1,680 1,657 
无形资产，净额
5,657 5,746 
商誉
2,391 2,391 
总资产
$96,218 $95,144 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
1
目录
能量转移有限责任公司及其子公司
综合资产负债表
(百万美元)
(未经审计)
三月三十一号，
2021		十二月三十一日，
2020
负债和权益
流动负债：
应付帐款
$4,732 $2,809 
应付关联公司账款
23 27 
衍生负债
120 238 
经营租赁流动负债
52 53 
应计负债和其他流动负债
2,829 2,775 
长期债务的当期到期日
23 21 
流动负债总额
7,779 5,923 
长期债务，较少的当前到期日
47,712 51,417 
非流动衍生负债
136 237 
非流动经营租赁负债
820 837 
递延所得税
3,550 3,428 
其他非流动负债
1,198 1,152 
承诺和或有事项
可赎回的非控股权益
769 762 
股本：
有限合伙人：
普通单位持有人
21,428 18,531 
普通合伙人
(5)(8)
累计其他综合收益8 6 
合伙人资本总额
21,431 18,529 
非控制性权益
12,823 12,859 
总股本
34,254 31,388 
负债和权益总额
$96,218 $95,144 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
2
目录
能量转移有限责任公司及其子公司
合并业务报表
(百万美元，每单位数据除外)
(未经审计)
截至三个月
三月三十一号，
20212020
收入：
成品油销售
$3,524 $3,232 
原油销售量
2,988 3,543 
NGL销售
2,906 1,689 
收集费、交通费和其他费用
2,266 2,385 
天然气销售
5,124 588 
其他
187 190 
总收入
16,995 11,627 
成本和费用：
产品销售成本
10,948 8,291 
运营费用
820 879 
折旧、损耗和摊销
954 867 
销售、一般和行政
201 204 
减值损失
3 1,325 
总成本和费用
12,926 11,566 
营业收入
4,069 61 
其他收入(费用)：
利息支出，扣除资本化利息后的净额
(589)(602)
未合并关联公司收益(亏损)中的权益55 (7)
债务清偿损失
(7)(62)
利率衍生品的收益(亏损)194 (329)
其他，净额
(6)3 
所得税费用前收益(亏损)
3,716 (936)
所得税费用
75 28 
净收益(亏损)
3,641 (964)
减去：可归因于非控股权益的净收益(亏损)341 (121)
减去：可赎回非控股权益的净收入
12 12 
合伙人应占净收益(亏损)
3,288 (855)
普通合伙人在净收益(亏损)中的利息
3 (1)
有限合伙人在净收益(亏损)中的利息
$3,285 $(854)
每个有限合伙人单位的净收益(亏损)：
基本信息
$1.22 $(0.32)
稀释
$1.21 $(0.32)
附注是这些合并财务报表的组成部分。
3
目录
能量转移有限责任公司及其子公司
综合全面收益表(损益表)
(百万美元)
(未经审计)
截至三个月
三月三十一号，
20212020
净收益(亏损)$3,641 $(964)
其他综合收益(亏损)，税后净额：
可供出售证券的价值变动
— (9)
与养老金和其他退休后福利计划相关的精算收益5 3 
外币折算调整
12 (64)
未合并关联公司其他综合亏损的变化(9)(16)
8 (86)
综合收益(亏损)3,649 (1,050)
减去：可归因于非控股权益的综合收益(亏损)347 (159)
减去：可赎回非控股权益的综合收益
12 12 
可归因于合作伙伴的全面收益(亏损)$3,290 $(903)
附注是这些合并财务报表的组成部分。
4
目录
能量转移有限责任公司及其子公司
合并权益表
(百万美元)
(未经审计)
普通单位持有人普通合伙人AOCI非控制性权益总计
平衡，2020年12月31日$18,531 $(8)$6 $12,859 $31,388 
向合作伙伴分发(406)— — — (406)
对非控股权益的分配
— — — (406)(406)
非控制性权益的出资
— — — 20 20 
其他综合收益，税后净额— — 2 6 8 
其他，净额
18 — — 3 21 
净收益，不包括可赎回非控股权益的数额3,285 3 — 341 3,629 
平衡，2021年3月31日$21,428 $(5)$8 $12,823 $34,254 

普通单位持有人普通合伙人AOCI非控制性权益总计
余额，2019年12月31日$21,935 $(4)$(11)$12,018 $33,938 
向合作伙伴分发(1,591)(1)— — (1,592)
对非控股权益的分配
— — — (444)(444)
发行的附属单位— — — 1,580 1,580 
非控制性权益的出资
— — — 95 95 
其他综合亏损，税后净额— — (48)(38)(86)
其他，净额
22 — — (7)15 
净亏损，不包括可赎回非控股权益的金额(854)(1)— (121)(976)
平衡，2020年3月31日$19,512 $(6)$(59)$13,083 $32,530 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
5
目录
能量转移有限责任公司及其子公司
合并现金流量表
(百万美元)
(未经审计)
截至三个月
三月三十一号，
20212020
经营活动：
净收益(亏损)$3,641 $(964)
将净收益(亏损)与经营活动提供的净现金进行对账：
折旧、损耗和摊销
954 867 
递延所得税
66 42 
存货计价调整(100)227 
非现金补偿费用
28 22 
减值损失
3 1,325 
债务清偿损失
7 62 
关于未归属裁决的分配
(6)(11)
未合并关联公司的权益(收益)亏损(55)7 
来自未合并附属公司的分配
45 58 
其他非现金
39 17 
营业资产和负债净变化，扣除收购影响
533 176 
经营活动提供的净现金
5,155 1,828 
投资活动：
资本支出，不包括建设期间使用的股权资金的津贴
(698)(1,621)
资助建造费用的供款
3 25 
对未合并关联公司的贡献
(2)(9)
来自未合并关联公司的分配超过累计收益
55 52 
出售其他资产所得收益
7 2 
其他
— (6)
用于投资活动的净现金
(635)(1,557)
融资活动：
借款收益
4,751 12,134 
偿还债务
(8,479)(12,898)
为现金发行的附属单位
— 1,580 
非控制性权益的出资
20 95 
向合作伙伴分发
(406)(770)
对非控股权益的分配
(406)(444)
分配给可赎回的非控股权益(12)(12)
发债成本
— (51)
用于融资活动的净现金
(4,532)(366)
现金和现金等价物减少(12)(95)
期初现金和现金等价物367 291 
期末现金和现金等价物$355 $196 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
6
目录
能量转移有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注
(表格美元和单位金额，除每单位数据外，以百万为单位)
(未经审计)
1.陈述的组织和基础
组织
本文提供的综合财务报表包含Energy Transfer LP及其子公司(“合伙”、“我们”或“ET”)的结果。
2021年4月1日，ET、ETO和ETO的某些子公司完成了几项内部重组交易(“汇总合并”)。与Rollup合并有关，Sunoco物流运营公司及其普通合作伙伴与ETO合并并并入ETO，ETO幸存下来；紧接着，ETO与ET合并并并入ET，ET幸存下来。汇总合并的影响还包括以下几个方面：
•ETO的所有长期债务都由ET承担，附注7对此进行了更全面的描述。
•每个已发行和未偿还的ETO优先股被转换为获得一个新创建的ET优先股的权利。ET首选单元的说明包含在注释9中。
•ETO的每个已发行和未发行的K类、L类、M类和N类单位均由ETO的全资子公司ETP Holdco Corporation持有，这些单位被转换为合计675,625,000新创建的代表ET有限合作伙伴利益的B类单位。
我们的财务报表反映了以下可报告的部门：
•州内运输和储存；
•州际运输和储存；
•中游；
•NGL及成品油运输服务；
•原油运输和服务；
•投资Sunoco LP；
•对USAC的投资；以及
•其他的都是。
陈述的基础
本10-Q表格中包括的未经审计的财务信息的编制基础与合伙企业于2021年2月19日提交给SEC的截至2020年12月31日的10-K表格年度报告中包括的经审计的合并财务报表相同。合伙企业管理层认为，这些财务信息反映了根据公认会计准则公平列报该等过渡期的财务状况和经营结果所需的所有调整。所有公司间项目和交易都已在合并中取消。根据证券交易委员会的规则和规定，通常包括在根据公认会计原则编制的年度合并财务报表中的某些信息和脚注披露已被省略。
本文介绍的合伙企业的综合财务报表包括我们控制的子公司的经营结果，包括Sunoco LP和USAC。
我们的子公司在某些管道中也拥有不同的不可分割的权益。这些管道的所有权被构建为对资产的不可分割权益的所有权，而不是合伙企业、有限责任公司、合资企业或其他形式实体的所有权权益。每个业主分别控制营销和发票，每个业主对可能发生在自己客户身上的任何损失、损坏或伤害负责。因此，我们对我们在这些实体中的利益实行按比例合并。
某些前期金额也已重新分类，以符合本期列报。这些重新分类对净收入或总股本没有影响。
7
目录
预算的使用
未经审计的合并财务报表是根据公认会计准则编制的，其中包括使用管理层所作的估计和假设，这些估计和假设会影响合并财务报表日期存在的资产、负债、收入、费用以及或有资产和负债的应计和披露金额。虽然这些估计是基于管理层对当前和预期未来事件的现有知识，但实际结果可能与这些估计不同。
2.收购和相关交易
挂起的启用获取
2021年2月16日，合伙企业签订了收购Enable的最终合并协议。根据合并协议的条款，Enable的普通单位持有人将获得0.8595来交换每个使能公共单元。此外，每个未完成的启用首选单元将被替换为0.0265G系列首选单元，ET将获得$10为Enable的普通合伙人支付100万美元现金。根据与合并协议有关的支持协议，两个最大的Enable单位持有人已经递交了批准合并的书面同意书。这些单位持有人总共拥有Enable公司79%的已发行普通单位，因此这些同意足以批准合并。这笔交易需要满足惯例成交条件，包括哈特-斯科特-罗迪诺法案(HSR)的批准。
我们预计，联邦贸易委员会(“FTC”)将发出要求提供额外信息和文件材料的请求，即通常所说的“第二次请求”，这将把高铁的等待期延长至双方基本上都遵守第二次请求的日期之后的第30个日历日。我们仍然相信，联邦贸易委员会将无条件批准这项交易，我们仍然完全致力于根据合并协议的条款完成Enable合并。我们预计在2021年下半年完成交易。
3.现金和现金等价物
现金和现金等价物包括所有手头现金、活期存款和原始到期日不超过3个月的投资。我们认为现金等价物包括短期、高流动性的投资，这些投资可以很容易地转换为已知金额的现金，而且价值变化的风险不大。截至2021年3月31日或2020年12月31日，该合伙企业的合并资产负债表不包括任何实质性的限制性现金。
我们将现金存款和临时现金投资存放在高信用质量的金融机构。有时，我们的现金和现金等价物可能没有保险，或者存在超过联邦存款保险公司保险限额的存款账户。
包括在经营活动现金流中的营业资产和负债净变化(扣除收购影响)如下：
截至三个月
三月三十一号，
20212020
应收账款
$(1,413)$1,667 
关联公司应收账款
(11)(20)
盘存
30 281 
其他流动资产
(12)110 
其他非流动资产，净额
(31)(101)
应付帐款
1,958 (1,704)
应付关联公司账款
(7)(21)
应计负债和其他流动负债
194 (233)
其他非流动负债
51 37 
衍生资产和负债，净额
(226)160 
营业资产和负债净变化，扣除收购影响
$533 $176 
8
目录
非现金活动如下：
截至三个月
三月三十一号，
20212020
非现金投融资活动：
应计资本支出
$559 $1,015 
对合作伙伴的应计分配
— 822 
为换取新的租赁负债而获得的租赁资产
14 17 
4.库存
库存主要包括储存的天然气、NGL、成品油、原油和备件，所有这些都采用加权平均成本法，以成本或可变现净值中较低者进行估值。
Sunoco LP的燃料库存采用后进先出(LIFO)方法，以成本或市场中较低者为准。截至2021年3月31日和2020年12月31日，Sunoco LP燃料库存的账面价值包括成本或市场储备中较低者$。211百万美元和$311在截至2021年和2020年3月31日的三个月内，合伙企业的合并收益表不包括后进先出燃料库存清算带来的任何重大收入。
三月三十一号，
2021		十二月三十一日，
2020
天然气、天然气和成品油
$1,020 $1,013 
原油，原油350 287 
备件和其他440 439 
总库存$1,810 $1,739 
我们利用大宗商品衍生品来管理与天然气库存相关的价格波动。指定套期保值存货的公允价值变动在我们的综合资产负债表的存货中记录，在我们的综合营业报表中记录产品的销售成本。
5.公允价值计量
我们有大宗商品衍生品和利率衍生品，在我们的合并资产负债表中按公允价值计入资产和负债。我们使用尽可能高的投入“水平”来确定公允价值计量的资产和负债的公允价值。一级投入是活跃市场中相同资产和负债的可观察报价。我们认为通过结算经纪以适当交易所公布的价格交易的有价证券和商品衍生品的估值为一级估值。第2级投入是对类似资产和负债可观察到的投入。我们认为直接与第三方签订的场外商品衍生品属于二级估值，因为这些衍生品的价值是在类似交易的交易所报价的。此外，由于这些合约在交易所在交易所的活跃程度，我们认为通过我们的清算经纪人交易的期权具有二级投入。我们认为我们的利率衍生品的估值为2级，作为主要输入，LIBOR曲线基于与未来利率互换结算同期活跃的欧洲美元期货交易的报价。3级输入不可观察。在截至2021年3月31日的三个月内，不是转移是在公允价值层次结构内的任何级别之间进行的。.
9
目录
下表汇总了截至2021年3月31日和2020年12月31日，根据用于得出公允价值的投入，按公允价值经常性计量和记录的我们金融资产和负债的公允价值总额：
按公允价值计量的公允价值
2021年3月31日
公允价值合计1级2级
资产：
大宗商品衍生品：
天然气：
基差掉期IFERC/NYMEX
$14 $14 $— 
摆动掉期IFERC
1 — 1 
固定掉期/期货
2 2 — 
远期现货合约
6 — 6 
权力：
远期
14 — 14 
期货
1 1 — 
NGLS-转发/交换
91 91 — 
成品油-期货
2 2 — 
原油-远期/掉期
135 135 — 
商品衍生品总量
266 245 21 
其他非流动资产
36 24 12 
总资产
$302 $269 $33 
负债：
利率衍生品
$(254)$— $(254)
大宗商品衍生品：
天然气：
基差掉期IFERC/NYMEX
(10)(10)— 
固定掉期/期货
(7)(7)— 
远期现货合约
(2)— (2)
权力：
远期
(9)— (9)
期货
(2)(2)— 
NGLS-转发/交换
(162)(162)— 
成品油-期货
(2)(2)— 
原油-远期/掉期
(130)(130)— 
商品衍生品总量
(324)(313)(11)
总负债
$(578)$(313)$(265)
10
目录
按公允价值计量的公允价值
2020年12月31日
公允价值合计1级2级
资产：
大宗商品衍生品：
天然气：
基差掉期IFERC/NYMEX
$12 $12 $— 
摆动掉期IFERC
1 — 1 
固定掉期/期货
13 13 — 
远期现货合约
5 — 5 
权力：
远期
4 — 4 
期货
2 2 — 
期权-看涨期权
1 1 — 
NGLS-转发/交换
127 127 — 
成品油-期货
3 3 — 
商品衍生品总量
168 158 10 
其他非流动资产
34 22 12 
总资产
$202 $180 $22 
负债：
利率衍生品
$(448)$— $(448)
大宗商品衍生品：
天然气：
基差掉期IFERC/NYMEX
(11)(11)— 
摆动掉期IFERC
(3)— (3)
固定掉期/期货
(13)(13)— 
远期现货合约
(1)— (1)
权力：
期货
(3)(3)— 
NGLS-转发/交换
(227)(227)— 
成品油-期货
(11)(11)— 
商品衍生品总量
(269)(265)(4)
总负债
$(717)$(265)$(452)
根据我们和我们的子公司目前可获得的类似期限和平均到期日贷款的估计借款利率，截至2021年3月31日，我们的合并债务的总公允价值和账面金额为#美元。51.3930亿美元和30亿美元47.74分别为10亿美元。截至2020年12月31日，我们合并债务债券的公允价值和账面价值合计为$56.2110亿美元和51.44分别为10亿美元。我们合并债务的公允价值是基于用于类似负债的各自债务的可观察投入的二级估值。
11
目录
6.每个有限合伙人单位的净收益(亏损)
计算单位基本收益和摊薄收益(亏损)时使用的收益单位和加权平均单位的对账如下：
截至三个月
三月三十一号，
20212020
净收益(亏损)
$3,641 $(964)
减去：可归因于非控股权益的净收益(亏损)341 (121)
减去：可赎回非控股权益的净收入
12 12 
扣除非控股权益后的净收益(亏损)
3,288 (855)
减去：普通合伙人在收益(亏损)中的利息
3 (1)
有限合伙人可得收益(亏损)
$3,285 $(854)
每个有限合伙人单位的基本收入(亏损)：
加权平均有限合伙人单位
2,702.8 2,691.7 
每个有限合伙人单位的基本收益(亏损)
$1.22 $(0.32)
每个有限合伙人单位的摊薄收益(亏损)：
有限合伙人可得收益(亏损)
$3,285 $(854)
子公司股权薪酬的稀释效应(1)
— — 
有限合伙人可获得的摊薄收益(亏损)
$3,285 $(854)
加权平均有限合伙人单位
2,702.8 2,691.7 
未归属单位奖励的稀释效应(1)
5.8 — 
加权平均有限合伙人单位，假设未归属单位奖励的稀释效应
2,708.6 2,691.7 
每个有限合伙人单位的摊薄收益(亏损)$1.21 $(0.32)
(1)稀释效应不包括在影响本应是反稀释的时期的计算中。
7.债务义务
如上文附注1所述，关于2021年4月1日的汇总合并，ET签订了各种补充契约，并承担了ETO根据各自契约和信贷协议承担的所有义务。
在2021年第一季度，ETO赎回了其美元600300万美元4.402021年4月1日到期的优先债券及其$800300万美元4.652021年6月1日到期的优先票据，使用五年期信贷安排的收益。
信贷安排和商业票据
定期贷款
作为Rollup合并的结果，2021年4月1日，ET承担了ETO关于其定期贷款信贷协议(“定期贷款”)的所有义务，Sunoco物流运营部门被解除为定期贷款的担保人。该伙伴关系的定期贷款提供了$2.00亿美元的三年期定期贷款信贷安排。定期贷款项下的借款将于2022年10月17日到期，可用于营运资金目的和一般合伙目的。截至2021年3月31日，定期贷款为2.00未偿还的10亿美元，并已全部提取。截至2021年3月31日未偿还总额的加权平均利率为1.11%.
五年期信贷安排
作为汇总合并的结果，2021年4月1日，ET承担了ETO关于其循环信贷安排(“五年期信贷安排”)的所有义务，Sunoco物流运营部门被解除为五年期信贷安排的担保人。该伙伴关系的五年期信贷安排允许最高可达#美元的无担保借款。5.00200亿美元，2023年12月1日到期。为期五年的信贷安排包含手风琴功能，根据该功能，总承诺额最高可增加至#美元。6.00在一定条件下达到10亿美元。
截至2021年3月31日，五年期信贷安排为800数以百万计的未偿还借款，所有这些借款都是由商业票据组成的。未来可供借款的金额为#美元。4.08亿美元，在计入未偿还的
12
目录
贷方金额为$121百万美元。截至2021年3月31日未偿还总额的加权平均利率为0.45%.
364天设施
作为汇总合并的结果，2021年4月1日，ET承担了ETO关于其364天循环信贷安排(“364天贷款”)的所有义务，Sunoco物流运营部门被解除为364天贷款的担保人。该伙伴关系的364天贷款机制允许最高可达$#的无担保借款。1.0010亿美元，2021年11月26日到期。截至2021年3月31日，364天设施已不是未偿还借款。
Sunoco LP信贷安排
Sunoco LP维持$1.50200亿美元循环信贷安排(“Sunoco LP Credit Facility”)。截至2021年3月31日，Sunoco LP信贷安排为3.81亿未偿还借款和美元8800万美元的备用信用证。可供未来借款的金额为2021年3月31日是$1.101000亿美元。截至2021年3月31日未偿还总额的加权平均利率为1.86%.
USAC信贷安排
美国奥委会维持$1.602023年4月2日到期的1000亿美元循环信贷安排(“USAC信贷安排”)，允许最高可达5000亿美元的循环信贷安排(USAC Credit Facility，简称“USAC信贷安排”)400未来借款能力增加的1.8亿美元。截至2021年3月31日，USAC拥有503在USAC信贷安排下，有1.8亿美元的未偿还借款，没有未偿还的信用证。截至2021年3月31日，USAC拥有1.10根据USAC信贷安排，可获得的资金为1000亿美元。截至2021年3月31日未偿还总额的加权平均利率为3.20%.
加拿大能源转移信贷安排
加拿大能源转移公司是一项信贷协议的缔约方，该协议规定提供1加元的资金。350百万欧元(美元)278最多时有100万人2021年3月31日汇率)优先担保定期贷款安排，A加元525百万欧元(美元)417最多时有100万人2021年3月31日汇率)高级担保循环信贷安排，以及一笔加元300百万欧元(美元)239最多时有100万人2021年3月31日汇率)优先担保建筑贷款安排(“卡普斯安排”)。定期贷款安排和循环信贷安排将于2024年2月25日到期。卡普斯基金将于2024年6月13日到期。Energy Transfer Canada可能会产生额外的定期贷款和循环承诺，总额不超过加元。250百万欧元(美元)199最多时有100万人2021年3月31日(汇率)，但须从新贷款人或现有贷款人获得此类额外定期贷款或循环贷款的承诺或增加的承诺。截至2021年3月31日，Energy Transfer Canada优先担保定期贷款安排和优先担保循环信贷安排为261百万美元和$65未偿还借款分别为100万美元。截至2021年3月31日，卡普斯基金拥有不是未偿还借款。
遵守我们的契约
截至2021年3月31日，我们和我们的子公司遵守了与我们的债务协议相关的所有要求、测试、限制和契约。在截至2021年3月31日的季度，根据与我们的循环信贷安排相关的契约计算的杠杆率为3.23x.
8.可赎回的非控股权益
合伙企业子公司中某些可赎回的非控股权益在合并资产负债表中反映为夹层股权。截至2021年3月31日的可赎回非控股权益包括余额$477与下文所述的美国奥委会优先单位相关的百万美元和余额#美元15与合伙企业其中一家合并子公司的非控股权益持有人有权将其权益出售给合伙企业有关的百万美元。此外，可赎回的非控股权益包括#美元的余额。277与Energy Transfer加拿大优先股相关的百万股。
USAC首选单位
截至2021年3月31日，美国奥委会500,000已发行和未偿还的美国SAC优先股。美国奥委会优先单位有权获得相当于$$的累积季度分配。24.375每个USAC优先单位，在某些有限的情况下可能会增加。除非转换或赎回，美国奥委会优先股将拥有永久期限。从2021年开始，USAC优先单位的某些部分将在持有者选举中转换为USAC公共单位。如果USAC优先股持有人在发行日五周年前没有选择转换他们的优先股，USAC将有权赎回全部或部分USAC优先股以换取现金。此外，在发行日十周年当日或之后的任何时间，美国国税局的持有者
13
目录
优先股将有权要求USAC赎回全部或部分USAC优先股，合作伙伴可以选择以USAC通用单位支付最高50%的赎回金额。
加拿大能源转让公司可赎回优先股
加拿大能源转移公司已经采取了行动。300,000已发行和已发行的累计优先股股。优先股可按Energy Transfer Canada的选择权赎回，赎回价格为加元。1,100(美元)875按2021年3月31日汇率计算)每股。优先股可由持有者赎回，条件是加拿大能源转移公司控制权的变更或清算。在加拿大能源转移公司首次公开发行股票的情况下，优先股可以转换为加拿大能源转移公司的普通股。
优先股的股息在截至2021年6月30日的季度内以实物支付。实物股息增加了清算优先权，因此，截至2021年3月31日，优先股可转换为351,954股份。
9.股权
ET公用单位
截至2021年3月31日的三个月内，ET共同单位的变化如下：
单位数
2020年12月31日的公用单位数2,702.4 
与配电再投资计划相关的公用单位发行0.9 
根据股权激励计划和其他计划授予的普通单位0.2 
2021年3月31日的公用单位数2,703.5 
ET回购计划
在截至2021年3月31日的三个月里，ET没有根据其当前的回购计划回购任何ET普通股。截至2021年3月31日，美元911根据目前的计划，仍有100万美元可供回购。
ET分销再投资计划
在截至2021年3月31日的三个月内，分配$6根据分销再投资计划，100万人进行了再投资。截至2021年3月31日，共有20根据现有的与分销再投资计划相关的登记声明，仍可发放100万个ET公用单位。
关于ET公用单位的现金分配
2020年12月31日之后宣布和/或支付的关于ET共同单位的分配如下：
截至的季度记录日期付款日期率
2020年12月31日2021年2月8日2021年2月19日$0.1525 
2021年3月31日2021年5月11日2021年5月19日0.1525 
合伙企业在截至2020年3月31日的季度对其共同单位的分配是在2020年3月31日宣布的，并于该日应计。*截至2020年3月31日的三个月，综合权益表反映了两个季度对共同单位持有人的分配。
ET首选设备
ETO优先机组向ET优先机组的转换
关于2021年4月1日的汇总合并，如附注1所述，ETO之前所有未偿还的优先股都转换为具有相同分销和赎回权的ET优先股，如下文“ET优先股说明”所述。
截至2021年3月31日及之前，ET优先股在合伙企业的合并财务报表中反映为非控股权益。从2021年4月1日开始，ET优先股将作为有限合伙人权益反映在合伙企业的合并财务报表中。
14
目录
ET优先股的现金分配
在ET首选单元上声明的分布如下：
期间已结束记录日期付款日期
系列A (1)
B系列 (1)
C系列D系列E系列
F系列(1)
G系列(1)
2020年12月31日(2)
2021年2月1日2021年2月16日$31.25 $33.125 $0.4609 $0.4766 $0.4750 $— $— 
2021年3月31日2021年5月3日2021年5月17日— — 0.4609 0.4766 0.4750 33.75 35.63 
(1)A系列、B系列、F系列和G系列分销每半年支付一次。
(2)截至2020年12月31日的分配反映了在转换为ET优先单位之前在ETO优先单位上支付的分配，如上所述。
ET首选机组说明
以下是与ET优先股相关的分配和赎回权摘要：
•A系列首选单位。A系列优先单元的分配将累计到2023年2月15日(但不包括)，费率为6.250所述清盘优先权$的年利率1,000。在2023年2月15日及之后，A系列首选单元的分配将按$1,000清算优先权等于三个月期伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)的年浮动利率，每季度确定，加上利差4.028每年的百分比。A系列优先股的分配将每半年支付一次，在每年2月15日和8月15日拖欠。A系列优先股可在2023年2月15日或之后按ET的选择权赎回，赎回价格为$1,000按A系列优先股计算，另加相当于到赎回日(但不包括赎回日)的所有累计和未付分红的金额。
•B系列首选单元。B系列优先单元的分配将累计到2028年2月15日(但不包括)，费率为6.625所述清盘优先权$的年利率1,000。在2028年2月15日及之后，B系列首选单元的分配将按$1,000清算优先权等于三个月期伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)的年浮动利率，每季度确定，加上利差4.155每年的百分比。B系列优先股的分配将每半年支付一次，在每年2月15日和8月15日拖欠。B系列优先股可在2028年2月15日或之后按ET的选择权赎回，赎回价格为$1,000每个B系列优先股，另加相当于赎回日(但不包括赎回日)的所有累计和未付分红的金额。
•C系列首选设备。C系列首选单元的分配将累计到2023年5月15日(但不包括)，费率为7.375所述清盘优先权$的年利率25。在2023年5月15日及之后，C系列首选设备上的分销将按$25清算优先权等于三个月期伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)的年浮动利率，每季度确定，加上利差4.530每年的百分比。C系列优先股的分配将在每年的2月、5月、8月和11月的第15天按季度支付欠款。C系列优先股可在2023年5月15日或之后按ET的选择权赎回，赎回价格为$25每个C系列优先股，加上相当于到赎回日(但不包括赎回日)的所有累计和未付分红的金额。
•D系列首选单元。D系列首选单元的分配将累计到2023年8月15日(但不包括)，费率为7.625所述清盘优先权$的年利率25。在2023年8月15日及之后，D系列首选单元的分配将按$25清算优先权等于三个月期伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)的年浮动利率，每季度确定，加上利差4.738每年的百分比。D系列优先股的分配将在每年的2月、5月、8月和11月的第15天按季度支付欠款。D系列优先股可在2023年8月15日或之后按ET的选择权赎回，赎回价格为$25每个D系列优先股，加上相当于到赎回日(但不包括赎回日)的所有累计和未付分红的金额。
•E系列首选设备。E系列首选单元的分配将累计到2024年5月15日(但不包括)，费率为7.600所述清盘优先权$的年利率25。在2024年5月15日及之后，E系列首选设备上的分销将按$25清算优先权等于三个月期伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)的年浮动利率，每季度确定，加上利差5.161每年的百分比。E系列优先股的分配将在每年的2月、5月、8月和11月的第15天按季度支付欠款。E系列优先股可在2024年5月15日或之后按ET的选择权赎回，赎回价格为$25每个E系列优先股，另加相当于到赎回日(但不包括赎回日)的所有累计和未付分红的金额。
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•F系列首选部件。F系列优先设备的分配将累计到2025年5月15日(但不包括)，费率为6.750美元的年利率1,000清算优先权。在2025年5月15日及之后，F系列首选单元的分配率将等于1,000清算优先权等于美国五年期国库券利率加上5.134每年的百分比。F系列优先股的分配将每半年支付一次，在每年5月15日和11月15日拖欠。F系列优先股可在2025年5月15日或之后按ET的选择权赎回，赎回价格为$1,000每个F系列优先股，外加相当于到赎回日(但不包括赎回日)的所有累计和未付分红的金额。
•G系列首选部件。G系列优先机组的分配将累计到2030年5月15日(但不包括)，费率为7.125美元的年利率1,000清算优先权。在2030年5月15日及之后，G系列首选单元的分配率将等于$1,000清算优先权等于美国五年期国库券利率加上5.306每年的百分比。G系列优先股的分配将每半年支付一次，在每年5月15日和11月15日拖欠。G系列优先股可在2030年5月15日或之后按ET的选择权赎回，赎回价格为$1,000每个G系列优先股，外加相当于到赎回日(但不包括赎回日)的所有累计和未付分红的金额。
非控制性权益
合伙公司的合并财务报表包括Sunoco LP和USAC，这两家公司都是公开交易的主有限合伙企业，以及其他非全资拥有的合并合资企业。以下各节介绍了我们的上市子公司Sunoco LP和USAC进行的现金分配，根据各自的合作伙伴协议，这两家公司都需要在每个季度结束后分配手头的所有现金(不太合适的准备金由各自普通合作伙伴的董事会决定)。
Sunoco LP现金分配
Sunoco LP在2020年12月31日之后申报和/或支付的Sunoco LP单位的分配情况如下：
截至的季度记录日期付款日期率
2020年12月31日2021年2月8日2021年2月19日$0.8255 
2021年3月31日2021年5月11日2021年5月19日0.8255 
USAC现金分配
USAC在2020年12月31日之后申报和/或支付的USAC单位的分布情况如下：
截至的季度记录日期付款日期率
2020年12月31日2021年1月25日2021年2月5日$0.5250 
2021年3月31日2021年4月26日2021年5月7日0.5250 
累计其他综合收益(亏损)
下表列出了AOCI的组成部分(税后净额)：
三月三十一号，
2021		十二月三十一日，
2020
可供出售的证券
$18 $18 
外币折算调整
21 7 
与养老金和其他退休后福利有关的精算损失
(2)(7)
对未合并附属公司的投资，净额(23)(14)
AOCI合计(扣除税金)
14 4 
可归因于非控股权益的金额
(6)2 
包括在合伙人资本中的扣除税后的AOCI总额
$8 $6 
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10.所得税
合伙企业的有效税率与法定税率不同，主要是因为合伙企业的收入在合伙企业一级不需要缴纳美国联邦和大多数州的所得税。
11.监管事项、承诺、或有事项和环境责任
冬季风暴的影响
2021年2月发生的冬季风暴URI对合伙企业的综合净收入造成了一次性影响，并影响了某些细分市场的运营业绩。在截至2021年3月31日的三个月里，为了认识到冬季风暴URI的影响，管理层需要做出某些估计和假设，包括对预期信贷损失的估计，以及与解决与交易对手在某些天然气购买和销售方面的纠纷相关的假设。最终实现信贷损失以及天然气买卖争议的解决可能会对合伙企业未来的财务状况和经营结果产生重大影响。
FERC会议记录
根据2019年1月16日发布的命令，FERC根据天然气法案(NGA)第5条启动了对PanHandle现有费率的审查，以确定PanHandle目前收取的费率是否公平合理，并将此事提交听证会。2019年8月30日，PanHandle根据NGA第4条提起了一般费率诉讼。根据首席法官2019年10月1日的命令，天然气法案第5条和第4条程序被合并。合并程序的听证会于2020年8月25日开始，2020年9月15日休会。行政法法官的初步判决于2021年3月26日发布。2021年4月26日，PanHandle提交了关于最初裁决的例外情况的简报。
承付款
在正常业务过程中，我们的子公司根据长期合同采购、加工和销售天然气，并签订长期运输和储存协议。这类合同包含业内惯例的条款。我们相信这些协议的条款在商业上是合理的，不会对其财务状况或经营业绩造成重大不利影响。
我们的合资协议要求我们为我们未合并的附属公司出资的比例份额提供资金。这类出资将取决于未合并关联公司的资本要求，例如为资本项目提供资金或偿还长期债务。
我们有某些不可撤销的通行权(“ROW”)承诺，这些承诺需要定期付款，并在我们选择的放弃时或在未来的不同日期到期。下表反映了所附合并业务报表中的运营费用中包含的行费用：
截至三个月
三月三十一号，
20212020
行费
$6 $10 
诉讼和或有事项
我们可能会不时涉及在正常业务过程中因我们的业务而引起的诉讼和索赔。天然气和原油是易燃和易燃的。在运输、储存或使用过程中，可能会造成严重的人身伤害和重大财产损失。在正常的业务过程中，我们有时会在各种诉讼中受到威胁或被点名为被告，要求对产品责任、人身伤害和财产损失进行实际和惩罚性赔偿。我们向保险公司提供金额和承保范围以及免赔额的责任保险，管理层认为这是合理和审慎的，并且是业内普遍接受的。然而，不能保证目前有效的保险保障水平将继续以合理的价格提供，或者该水平将继续足以保障我们在未来免受与产品责任、人身伤害或财产损失有关的重大费用的影响。
我们或我们的子公司是与我们的业务相关的各种法律程序和/或监管程序的一方。对于上述每一件事情，我们都会评估案件的是非曲直、我们对该事件的风险敞口、可能的法律或和解策略、不利结果的可能性以及保险覆盖范围的可获得性。如果我们确定一个
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某一特定事件的不利结果是可能和可以估计的，我们应计或有债务，以及与或有事项相关的任何预期保险可追回金额。随着新信息的出现，我们的估计可能会改变。这些变化的影响可能会对我们在单个时期的运营结果产生重大影响。
截至2021年3月31日和2020年12月31日，应计项目约为$49300万美元和300万美元77600万美元分别反映在我们的合并资产负债表上，与或有债务相关，既符合可能的标准，也符合合理的可估测标准。此外，我们可能会在未来确认与(I)目前被认为合理可能但不可能出现亏损的或有事项有关的额外或有亏损，及/或(Ii)超过该等或有事项已累计金额的亏损。在某些情况下，我们无法估计可能的损失或超出应计金额的一系列可能损失。对于可以合理估计额外或有损失的这类事项，额外损失的范围估计高达约#美元。802000万。
这些事项的结果不能肯定地预测，也不能保证某一事项的结果不会导致支付该事项未应计的金额。此外，我们可能会根据事实和环境的变化或预期结果的变化，在解决特定意外情况之前修订应计金额或我们对合理可能损失的估计。
达科他州接入管道
2016年7月27日，斯坦丁洛克苏族部落(“SRST”)向美国哥伦比亚特区地区法院(“地区法院”)提起诉讼，质疑美国陆军工程兵团(“USACE”)允许达科他州进入北达科他州奥阿湖(Lake Oahe)穿越密苏里河的许可证。该案随后被修改，以挑战USACE发布的一项地役权，该地役权允许管道穿过密苏里河附近的USACE拥有的土地。达科他州通道和夏延河苏族部落(“CRST”)介入。奥格拉拉苏族部落(“OST”)和扬克顿苏族部落(“YST”)分别提起的诉讼与这一行动合并在一起，几名单独的部落成员(与SRST和CRST这两个“部落”集体介入)。2020年3月25日，地方法院将案件发回美国环境保护局，以便其准备一份环境影响报告书(下称“环境影响报告书”)。2020年7月6日，地区法院腾出地役权，下令达科他州通道在2020年8月5日之前关闭并清空石油。达科他州Access和USACE向美国哥伦比亚特区上诉法院(“上诉法院”)提出上诉，该法院批准了地区法院7月6日命令的行政搁置，并命令进一步通报是否完全搁置7月6日命令。2020年8月5日，上诉法院批准暂缓执行地区法院命令中要求达科他州进入管道关闭并清空石油的部分，2)驳回了一项动议，该动议要求暂缓3月25日的命令，等待上诉法院就是否要求美国SACE准备《环境影响报告书》的是非曲直做出决定, (3)驳回一项暂缓执行区域法院在上诉过程中腾出地役权的命令的动议。8月5日的命令还规定，上诉法院希望美国石油公司澄清其立场，即美国石油公司是否打算允许管道在地役权腾空的情况下继续运营，如有必要，地方法院可能会考虑额外的救济。
2020年8月10日，地方法院命令USACE在2020年8月31日之前提交一份状况报告，澄清其对管道继续运营的决策过程的立场。2020年8月31日，美国国土安全部提交了一份状况报告，表明它认为管道出现在没有地役权的欧河湖过境点构成了对联邦土地的侵占，并表示仍在考虑是否对这种侵占行使其执法自由裁量权。部落随后提交了一项动议，要求禁制令停止管道的运营，USACE和达科他州通道都提交了简报，反对禁令动议。截至2021年1月8日，禁制令动议已全面通报。
2021年1月26日，上诉法院确认了地区法院2020年3月25日要求提交《环境影响报告书》的命令，以及2020年7月6日发出的腾出地役权的命令。在1月26日的这一命令中，上诉法院还推翻了地区法院于2020年7月6日发布的关闭输油管道并清空石油的命令。达科他州Access于2021年4月12日申请重审EN BANC，上诉法院予以否认。达科他州Access可以在2021年9月30日之前向美国最高法院请愿审理此案。
地区法院安排在2021年2月10日举行地位会议，讨论上诉法院2021年1月26日命令对未决的禁令救济动议的影响，以及美国联邦行政长官对其将如何推进其关于地役权的执行酌处权的期望。应USACE的要求，地区法院于2021年2月9日批准将地位会议延长两个月，至2021年4月9日。2021年4月9日，地区法院批准了达科他州Access的请求，即有机会提交更新其支持反对禁令救济的声明的请求，此后批准了部落提交支持他们在禁令救济方面立场的声明的更新请求。达科他州通道和部落于4月19日提交了补充声明，
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2021年和2021年4月26日。2021年4月26日，地方法院要求USACE在2021年5月3日之前告知它USACE目前对该动议的立场(如果有的话)。2021年5月3日，USACE通知地方法院，它对部落禁制令动议的反对立场没有改变。美国高等法院亦告知地方法院，预计“环境影响报告书”将於2022年3月完成。预计地方法院将在不久的将来对这项动议做出裁决。
这条管道继续运营，等待地区法院的裁决。ET无法确定这些诉讼将在何时或如何解决，或它们可能对达科他州接入管道产生的影响；但是，ET预计，在充分考虑法律和完整记录后，这起诉讼中的问题将以允许管道继续运行的方式得到解决。
此外，此类或类似性质的诉讼和/或监管程序或行动可能会导致当前或未来项目的建设或运营中断，延迟完成这些项目和/或增加项目成本，所有这些都可能对我们的业务和运营结果产生不利影响。
贝尔维尤山事件
2016年6月26日，位于德克萨斯州贝尔维尤孤星NGL LLC(“孤星”)设施附近的另一家运营商设施上的一口碳氢化合物储油井经历了超压，导致地下泄漏。地下泄漏导致孤星号南航站楼起火，并对孤星号南、北航站楼的储油井作业造成损害。除孤星公司的一口储油井外，设施已恢复正常运营；然而，孤星公司仍在量化其遭受和持续损害的程度，并已获得并将继续寻求赔偿这些损失。
MTBE诉讼
ETC Sunoco Holdings LLC和Sunoco R&M(统称为Sunoco被告)是指控MTBE污染地下水的诉讼被告。原告是州级政府实体，主张产品责任、滋扰、非法侵入、疏忽、违反环境法和/或欺骗性商业行为索赔。原告寻求获得补偿性损害赔偿，在某些情况下还寻求自然资源损害赔偿、禁令救济、惩罚性损害赔偿和律师费。
截至2021年3月31日，Sunoco被告为五这些案件包括马里兰州和罗德岛州各提起的一起案件、宾夕法尼亚州提起的一起案件和波多黎各联邦提起的两起案件。波多黎各最近的行动是一个配套案件，声称除了波多黎各最初行动中有争议的地点之外，还有更多的地点受到损害。马里兰州和宾夕法尼亚州联邦提起的诉讼还将ETO、ETP Holdco Corporation和Sunoco Partners Marketing&Terminals L.P.(简称SPMT)列为被告。
在其余情况下，可能会出现亏损是合理的；但是，我们无法估计可能的损失或超出应计金额的损失范围。对一个或多个MTBE案件作出不利裁决可能会对发生此类不利裁决期间的经营结果产生重大影响，但这种不利裁决可能不会对合伙企业的综合财务状况产生实质性不利影响。
摄政集团合并诉讼
2015年6月10日，Adrian Dieckman(“Dieckman or Plaintiff”)，一名据称是Regency单位持有人的人，代表Regency的普通单位持有人向特拉华州衡平法院提起了与Regency-ETO合并(“Regency合并”)相关的集体诉讼(“Regency合并诉讼”)，起诉Regency GP LP、Regency GP LLC、ET、ETO、Energy Transfer Partners，L.P.
摄政集团合并诉讼称，摄政集团的合并违反了摄政集团的合伙协议。2016年3月29日，特拉华州衡平法院批准了被告提出的全部驳回诉讼的动议。原告提出上诉，特拉华州最高法院推翻了衡平法院的判决。原告随后提交了修改后的经核实的集体诉讼起诉书，被告提出驳回。终审法院部分批准和部分驳回驳回动议，驳回了针对摄政集团有限公司和摄政集团有限责任公司(“摄政集团被告”)以外的所有被告的索赔。最高法院后来批准了原告关于等级认证的无异议动议。2019年12月10日至16日开庭审理，2020年5月6日开庭后听证。2021年2月15日，大法官法院就这起诉讼中所有有争议的索赔做出了有利于摄政被告的裁决，裁定摄政合并对摄政是公平合理的，并拒绝给予原告任何救济。
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2021年3月19日，原告提交上诉通知书。摄政被告无法预测这一上诉的结果，但打算强烈反对。
威廉姆斯提起或针对威廉姆斯提起的诉讼
2016年4月和5月，Williams Companies，Inc.(“Williams”)对ET，le GP提起了两起诉讼(“Williams诉讼”)，在其中一起诉讼中，Energy Transfer Corp LP，ETE Corp GP，LLC和Energy Transfer Equity GP，LLC(统称为“ET被告”)指控ET被告违反了ET-Williams合并协议(“合并协议”)规定的义务。总的来说，Williams指控ET被告违反了合并协议，原因是(A)未能使用商业上合理的努力从Latham&Watkins LLP(“Latham”)获得关于“国税法”第721条的税务意见(“721意见”)，(B)发行合伙企业的A系列可转换优先股(“发行”)，以及(C)在合并协议中做出据称不真实的陈述和担保。
在2016年6月20日和21日进行了为期两天的审判后，法院做出了有利于ET被告的裁决，并发布了一项宣告性判决，即ET可能在2016年6月28日之后终止合并，因为莱瑟姆无法提供所需的721意见。法院没有就Williams与发行有关的索赔或所谓的不真实陈述和担保做出裁决。2017年3月23日，特拉华州最高法院确认了法院对2016年6月审判的裁决。
2016年9月，双方提交了修改后的诉状。威廉姆斯提交了修改后的起诉书，要求赔偿美元。4101,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000元终止费用ET被告提交了经修订的反诉和正面抗辩，声称Williams实质上违反了合并协议，其中包括：(A)没有尽其合理的最大努力完成合并，(B)没有向ET提供与合并有关的S-4表格中包含的重要信息，(C)没有促进合并的融资，以及(D)违反了合并协议的论坛选择条款。
2020年7月，法院驳回了ET被告的简易判决动议和威廉姆斯的部分简易判决动议。审判目前定于2021年5月10日至17日进行。ET被告不能预测威廉姆斯诉讼的结果或本申请日期之后可能提起的任何诉讼；ET被告也不能预测解决这些诉讼所需的时间和费用。ET的被告认为威廉姆斯的指控毫无根据，并打算对其进行有力的辩护。
罗孚
2017年11月3日，俄亥俄州和俄亥俄州环境保护局(俄亥俄州环保局)对罗孚和其他被告提起诉讼，要求追回据称欠下的民事罚款和与许可遵守相关的某些禁令救济。被告提出了几项驳回动议，这些动议都得到了所有指控的批准。俄亥俄州环保局提出上诉，2019年12月9日，第五地区上诉法院作出一致判决，确认初审法院。俄亥俄州环保局寻求俄亥俄州最高法院的审查，被告在2020年2月提交的案情摘要中表示反对。2020年4月22日，俄亥俄州最高法院批准了俄亥俄州环保局的复审请求。简报已经结束，并于2021年1月26日进行了口头辩论。各方正在等待决定。
革命
2018年9月10日，位于宾夕法尼亚州比佛县中心乡的天然气集输管道革命管道发生管道泄漏起火(简称《事件》)。没有人受伤。2019年2月8日，宾夕法尼亚州环境保护部(“PADEP”)根据宾夕法尼亚州的水法，对任何项目的审批/许可或许可修订请求颁发了许可证搁置。该伙伴关系向宾夕法尼亚州环境听证委员会提出了许可证持有的上诉。2020年1月3日，合伙企业与PADEP签订了同意令和协议，其中除其他外，解除了许可证持有，合伙企业同意支付$28.6百万美元的民事罚款和一美元的基金2百万个社区环境项目，所有相关上诉都被撤回。2020年11月11日，PADEP发布了一项命令，要求在革命管道重新投入使用之前获得额外的批准和工作。该伙伴关系于2020年12月8日对这一命令提出上诉。2021年2月26日，伙伴关系与国防部签订了同意令和协议，其中除其他事项外，允许伙伴关系使革命管道恢复服务，伙伴关系同意支付#美元。125,000所有相关上诉均被撤回。
宾夕法尼亚州总检察长办公室已经开始对这起事件进行调查，宾夕法尼亚州西区联邦检察官已经发出联邦大陪审团传票，要求提供与这起事件相关的文件。目前还不清楚这些调查的范围。
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宾夕法尼亚州切斯特县调查
2018年12月，前切斯特县地区检察官(“切斯特县检察官”)致信合伙公司，称他的办公室正在调查合伙公司和相关实体与水手东管道有关的“潜在罪行”。
随后，此事被提交给宾夕法尼亚州切斯特县的一个调查大陪审团，该陪审团已发出传票，要求提供文件和证词。2019年9月24日，切斯特县检察官向合伙企业发出意向通知，表示如果某些情况得不到补救，它打算采取减排行动。合伙企业在规定的时间内对意向通知做出了回应。
2019年12月，切斯特县检察官宣布对一名现任员工提出与提供安全服务有关的指控。2020年6月25日，对这名员工的指控进行了初步听证，法官驳回了所有指控。
特拉华县，宾夕法尼亚州调查
2019年3月11日，特拉华县地区检察官办公室(“特拉华县地区检察官”)宣布，特拉华县地区检察官和宾夕法尼亚州总检察长办公室应特拉华县地区检察官的要求，正在对涉及特拉华县Mariner East管道建设和相关活动的涉嫌刑事不当行为进行调查。2020年3月16日，宾夕法尼亚州总检察长办公室送达了全州调查大陪审团的传票，要求提供与意外退货和与Mariner East管道相关的供水有关的文件。虽然合作伙伴将配合传票，但它打算大力为自己辩护。
关于宾夕法尼亚州管道建设的股东诉讼
ET的四名据称的单位持有人以名义被告的身份对ET董事会的多名前任和现任成员le GP和ET提起派生诉讼，指控他们违反受托责任、不当得利、浪费公司资产、违反ET的有限合伙协议、侵权干预、滥用控制权和严重管理不善，这些索赔主要与宾夕法尼亚州管道建设有关。他们还要求赔偿和改变ET的公司治理结构。看见Bettiol诉Le GP案案例编号3：19-cv-02890-X(北德州)；戴维森诉凯西·L·沃伦案原因不是。DC-20-02322(德克萨斯州达拉斯县第44司法区)；哈里斯诉凯尔西·L·沃伦案案件编号2：20-cv-00364-gam(E.D.PA)；及King诉Le GP案，案件编号3：20-cv-00719-X(德克萨斯州北区)。另一名据称是ET的单位持有人，阿勒格尼县雇员退休系统(ACES)，单独并代表所有其他类似情况的人，根据联邦证券法，据称代表一个阶层对ET和ET的三名董事Kelcy L.Warren、John W.McReynolds和Thomas E.Long提起诉讼。看见阿勒格尼县的新闻。RET。Sys.五、能量转移LP，案件编号2：20-00200-GAM(E.D.PA)。2020年6月15日，ACES提交了一份修改后的起诉书，并增加了ET董事马歇尔·麦克雷(Marshall McCrea)和马修·拉姆齐(Matthew Ramsey)以及迈克尔·J·亨尼根(Michael J.Hennigan)和约瑟夫·麦金(Joseph McGinn修改后的起诉书声称违反了交易法第10(B)和20(A)节及其颁布的第10b-5条，主要涉及宾夕法尼亚州管道建设的事项。2020年8月14日，被告提出动议，驳回ACES修改后的诉状。2021年4月6日，法院部分批准和部分驳回了被告的驳回动议。法院认为，ACERS可以就修改后的起诉书中有争议的某些陈述继续提出索赔，同时也可以驳回基于其他陈述的索赔。法院还在没有偏见的情况下驳回了对被告麦克雷诺兹、麦吉恩和亨尼根的指控。被告无法预测这些诉讼的结果，也无法预测在本申请日期之后可能提起的任何诉讼的结果；被告也无法预测解决这些诉讼所需的时间和费用。然而，被告认为这些指控是没有根据的，并打算对其进行有力的抗辩。
Cline集体动作
2017年7月7日，Perry Cline在俄克拉何马州东区对Sunoco R&M和Sunoco Partners Marketing&Terminals L.P.(统称为SPMT)提起集体诉讼，指控SPMT未能及时支付俄克拉荷马州油井的石油和天然气收益，并为这些逾期付款支付法定利息。2019年10月3日，法院认证了一个类别，包括在2012年7月7日或之后从俄克拉荷马州油井收到逾期付款的所有人，以及尚未支付逾期付款的法定利息的所有人(“类别”)。被排除在这一类别之外的是那些有权获得符合“最低工资”的收益付款、前期调整和转账的人，以及政府机构和上市石油和天然气公司。
经过长凳审判，2020年8月17日，法官约翰·吉布尼(来自弗吉尼亚州东区)发表了一项意见，判给班级实际损害赔偿金$。74.8已确认和未确认的特许权使用费的逾期支付利息400万美元
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业主和利息。这一数额后来被修订为#美元。80.7300万美元，用于支付审判产生的利息(“命令”)。吉布尼法官还判给惩罚性赔偿#美元。752000万。该课程还要求支付律师费。
2020年8月27日，SPMT向第十巡回法院提交了上诉通知，并对整个命令提出了上诉。SPMT无法预测案件的结果，也无法预测解决上诉所需的时间和费用，但打算对整个订单进行积极上诉。
环境问题
我们的运营受到广泛的联邦、部落、州和地方环境和安全法律法规的约束，这些法律和法规需要支出以确保合规，包括与空气排放和废水排放相关的支出，以及运营设施和现有和以前设施以及废物处理场的补救费用。从历史上看，我们的环保合规成本对我们的运营结果没有重大不利影响，但不能保证此类成本在未来不会有重大影响，也不能保证未来遵守现有、修订或新的法律要求不会对我们的业务和运营业绩产生重大不利影响。规划、设计、建造和运营管道、工厂和其他设施的成本必须符合环境法律法规和安全标准。不遵守这些法律和法规可能会导致对行政、民事和刑事处罚的评估，施加调查、补救和纠正行动义务，自然资源损害，在受影响地区发布禁令，以及提起联邦授权的公民诉讼。与所有重大已知环境事项有关的或有损失已累计和/或单独披露。然而，我们可能会根据事实和环境的变化或预期结果的变化，在解决特定意外情况之前修订应计金额。
由于未知因素，如可能的污染程度、补救的时间和程度、我们的责任与其他各方的比例、清理技术的改进以及未来环境法律法规可能改变的程度等未知因素，环境风险和责任很难评估和估计。虽然环境成本可能会对我们在任何一个时期的经营业绩产生重大影响，但我们相信这些成本不会对我们的财务状况产生实质性的不利影响。
根据目前掌握的资料和为确定潜在接触情况而进行的审查，我们相信为环境问题预留的金额足以支付潜在的清理费用。
2017年2月，我们收到美国司法部代表美国环保署和路易斯安那州环境质量部发出的信函，通知SPLP和中谷管道公司(Mid-Valley)，正在对三个不同的原油泄漏采取执法行动：(A)德克萨斯州泰勒县的Colmesneil至Chester管道泄漏的原油估计为550桶，据称发生在2013年2月；(B)估计泄漏的原油为4,509桶；(B)据估计，2013年2月发生了从德克萨斯州泰勒县的Colmesneil至Chester管道泄漏的原油事件；(B)估计泄漏了4,509桶原油，泄漏的原油包括：(A)据称发生在2013年2月的德克萨斯州泰勒-切斯特(Colmesneil)至切斯特(Colmesneil)管道泄漏的估计550桶原油(C)据称发生在2015年1月的俄克拉荷马州瓦基塔4英寸采集线泄漏的约40桶原油。2019年1月，路易斯安那州西区美国地区法院提交了各方批准的同意法令以及附带的申诉，征求公众意见和最终法院批准，以解决美国司法部和LDEQ对这三起释放的所有处罚。其后，法院批准同意判令及罚款#元。5.4百万人感到满意。同意法令要求在三年内完成朗维尤至梅尔斯维尔管道的某些禁令救济，但禁令救济预计不会对运营产生任何实质性影响。除了民事处罚和禁令救济的解决方案外，我们还继续与路易斯安那州受托人讨论与路易斯安那州卡多教区释放有关的自然资源损害。
2019年6月4日，俄克拉荷马州公司委员会(OCC)运输部对SPLP提出申诉，要求罚款高达$1100万与2018年5月俄克拉荷马州埃德蒙德附近的破裂有关。破裂发生在诺布尔至道格拉斯8英寸长的管道上，位于外部腐蚀区域，导致大约15桶原油泄漏。SPLP立即对释放做出反应，并与OCC合作修复了周围环境和管道。OCC提出申诉，指控SPLP未能为导致故障的管道提供足够的阴极保护。SPLP正在与OCC敲定和解协议，以获得较轻的处罚。
环境修复
我们的子公司负责某些地点的环境补救工作，包括：
•我们的某些州际管道进行土壤和地下水修复，这些土壤和地下水与过去使用多氯联苯(“多氯联苯”)造成的污染有关。PCB评估正在进行中，在某些情况下，我们的子公司可能对其他方造成的污染承担合同责任。
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目录
•某些收集和处理系统负责与碳氢化合物释放相关的土壤和地下水修复。
•与Sunoco，Inc.相关的遗留地点要接受环境评估，包括以前拥有的码头和其他物流资产、Sunoco不再运营的零售地点、关闭和/或出售炼油厂和其他以前拥有的地点。
•Sunoco Inc.可能对其被确定为潜在责任方(“PRP”)的地点的补救费用承担连带责任。截至2021年3月31日，Sunoco，Inc.已被任命为PRP35根据联邦和/或类似的州法律，已确定或可能确定的“超级基金”地点。Sunoco Inc.通常是在某一地点被认定为PRP的众多公司之一。Sunoco公司已经审查了它在每个地点参与的性质和程度以及其他相关情况，并根据Sunoco公司声称与这些地点有联系的情况，认为它与这些地点相关的潜在责任不会很大。
在可估量的范围内，预期的补救成本包括在我们的综合资产负债表中记录的环境问题金额中。在某些情况下，未来的成本无法合理估计，因为补救活动是在客户和以前的客户提出索赔时进行的。如果环境补救义务由实施监管会计政策的子公司记录，预计可通过关税或税率收回的金额将作为监管资产记录在我们的综合资产负债表中。
下表反映了我们的综合资产负债表中记录的被认为可能和合理评估的与环境事项相关的应计负债金额。目前，我们无法估计可能的损失或超出应计金额的可能损失范围。除上述事项外，吾等并无任何经评估为合理可能而需要在综合财务报表中披露的重大环境事项。
三月三十一号，
2021		十二月三十一日，
2020
当前$46 $44 
非电流255 262 
环境总负债
$301 $306 
我们已经成立了一家全资专属自保保险公司，以承担与某些不再运营的地点有关的环境义务相关的某些风险。支付给专属自保保险公司的保费包括对已发生但未报告的环境索赔的估计，这是基于精算确定的完全发展的索赔费用估计。在这种情况下，我们根据用于计算支付给专属自保保险公司的保费的贴现估计，应计可归因于未断言索赔的损失。
在截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月里，该伙伴关系记录了6百万美元和$9与环境清理项目相关的支出分别为100万美元。
我们的管道作业受到PHMSA下属的美国运输部的监管，PHMSA根据这一规定制定了与管道设施的设计、安装、测试、建造、操作、更换和管理有关的要求。此外，PHMSA通过管道安全办公室颁布了一项规则，要求管道运营商制定完整性管理计划，对其管道进行综合评估，并采取措施保护位于该规则所称的“严重后果区域”的管道段。这些完整性管理计划下的活动涉及执行内部管道检查、压力测试或其他有效手段，以评估这些受监管管道段的完整性，法规要求立即采取行动解决评估和分析提出的完整性问题。所有这些资产的完整性测试和评估将继续进行，此类测试和评估的结果可能会导致我们产生未来的资本和运营支出，用于维修或升级被认为是确保管道持续安全可靠运行所必需的费用；然而，目前无法估计此类支出的可能范围。
我们的运营还受到OSHA的要求，以及监管员工健康和安全保护的类似州法律的要求。此外，职业安全和健康管理局的危险通信标准要求维护有关在我们的运营中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局以及公民。我们相信，我们过去用于OSHA所需活动的成本，包括一般行业标准、记录保存要求和对职业暴露于受管制物质的监测，并没有对我们的运营结果产生实质性的不利影响，但不能保证这些成本在未来不会是实质性的。
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目录
12.收入
收入的分类
合伙企业的合并财务报表反映了八个可报告的部分，这也代表了合伙企业为披露目的而汇总收入的水平。附注15描述了按分部分列的收入情况。
与客户的合同余额
合伙企业通过转让商品或服务来履行其义务，以换取客户的考虑。履行的时间可能与向客户支付或从客户收到相关对价的时间不同，从而导致对合同资产或合同负债的确认。
合伙企业在向某些客户预付对价或在合同允许合伙企业为此类服务收费之前向客户提供服务时确认合同资产。
如果客户支付的对价先于合伙企业履行履行义务，则合伙企业承认合同责任。某些合同包含要求客户支付固定最低费用的条款，但允许客户对未来某个时间点提供的服务收取此类费用。这些金额反映为递延收入，直到客户将不足的费用应用于所提供的服务，或者由于合同期到期而无法使用费用作为未来服务的付款，或者由于容量限制客户实际无法使用费用。此外，Sunoco LP保留了一些特许经营协议，要求经销商为长期许可协议一次性预付款项。Sunoco LP在收到预付款时确认合同责任，并确认许可证期限内的收入。
下表汇总了我们合同负债的合并活动：
合同责任
平衡，2020年12月31日$290 
加法
249 
已确认收入
(165)
平衡，2021年3月31日$374 
余额，2019年12月31日$365 
加法
170 
已确认收入
(196)
平衡，2020年3月31日$339 
Sunoco LP的合同资产余额如下：
三月三十一号，
2021		十二月三十一日，
2020
合同余额：
合同资产
$134 $121 
与客户签订合同应收账款
324 256 
获得或履行合同的费用
Sunoco LP只有在预期收回这些成本的情况下，才会从获得合同所产生的成本(例如销售佣金)中确认资产。另一方面，履行合同的成本是资本化的，如果合同可以明确确定成本，这将导致增加资源，这些资源将在未来用于履行履约义务，并有望收回。这些资本化成本被记录为其他流动资产和其他非流动资产的一部分，并根据与该等成本相关的货物或服务的转移模式按系统摊销。Sunoco LP在截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月确认的摊销费用总额为1美元。4300万美元和300万美元5分别为2000万人。Sunoco LP还做出了一项政策选择，即在预期摊销期限为一年或更短的情况下，在发生合同时支付获得合同的成本。
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目录
履行义务
在合同开始时，合伙企业评估其与客户的合同中承诺的商品和服务，并确定转让不同商品或服务(或捆绑商品或服务)的每个承诺的履行义务。为了确定履约义务，合伙企业考虑了合同中承诺的所有商品或服务，无论是明示的还是基于惯例的商业惯例默示的。对于有多个履约义务的合同，合伙企业根据独立的销售价格将其预期有权获得的合同总对价分配给每个不同的履约义务。收入在履行履行义务时(或作为履行义务时)确认，即当客户获得对商品或服务的控制权时。我们的某些合同包含可变组成部分，当这些组成部分与固定组成部分结合在一起时，就被视为单一的履约义务。对于这些类型的联系人，下表中仅包括合同的固定部分。
截至2021年3月31日，分配给未履行(或部分履行)履约义务的交易价格总额为美元。40.3230亿美元，伙伴关系预计在如下所示的时间段内将这笔金额确认为收入：
截至12月31日的年度，
2021
(剩余部分)20222023此后总计
预计收入将在截至2021年3月31日与现有客户签订的合同中确认$4,673 $5,621 $5,094 $24,935 $40,323 
13.衍生资产和负债
商品价格风险
我们面临着与大宗商品价格波动相关的市场风险。为了管理这些价格波动的影响，我们利用了各种交易所交易和场外商品金融工具合约。这些合约主要由期货、掉期和期权组成，并以公允价值记录在我们的综合资产负债表中。
我们使用期货和基差掉期，被指定为公允价值对冲，以对冲我们储存在Bammel储存设施中的天然气库存。在对冲初期，我们通过在现货市场或淡季购买天然气并签订金融合同来锁定保证金。远期天然气价格与实物库存现货价格之间的价差变动导致未实现收益或亏损，直至相关实物天然气被撤回并结算相关指定衍生品。一旦天然气被提取，指定的衍生品结清，与这些头寸相关的以前未实现的收益或损失就会变现。
我们使用期货、掉期和期权来对冲我们在州际运输和储存部门保留的天然气销售价格，以及在州际运输和储存部门的运营天然气销售费用。出于会计目的，这些合约不被指定为套期保值。
我们使用NGL和原油衍生品掉期合约来对冲我们在中游业务保留的NGL和凝析油权益数量的预测销售，根据这些合约，我们的子公司通常代表生产商收集和加工天然气，以市场价格出售由此产生的残余气和NGL数量，并根据残渣气和NGL的指数价格将收益的商定百分比汇给生产商。出于会计目的，这些合约不被指定为套期保值。
我们利用掉期、期货和其他衍生工具来降低与精炼产品和NGL价格市场波动相关的风险，以管理我们的存储设施以及购买和销售纯度NGL。出于会计目的，这些合约不被指定为套期保值。
我们使用期货和掉期来实现原油购买的应课税价，将某些预期的成品油销售转换为固定或浮动价格，锁定某些成品油的利润率，并锁定部分天然气采购或销售的价格。出于会计目的，这些合约不被指定为套期保值。
我们使用金融商品衍生品来利用我们的交易活动中的市场机会，这些交易活动补充了我们运输和储存部门的业务，并在我们的综合运营报表中计入了销售产品的成本。我们在所有其他部门也有与电力和天然气相关的贸易和营销活动，这些活动也计入了销售产品的成本。由于我们的交易活动，以及在我们的运输和储存部门使用衍生金融工具，可能发生的收益波动程度可能是
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目录
重要的，有利的或不利的，从一个时期到另一个时期。我们试图通过使用向我们的风险监督委员会(包括高级管理层成员)提供的每日头寸和损益报告，以及我们的大宗商品风险管理政策中规定的限制和授权来管理这种波动性。
下表详细介绍了我们未偿还的大宗商品相关衍生品：
2021年3月31日2020年12月31日
名义体积成熟性名义体积成熟性
按市值计价的衍生品
(交易)
天然气(BBtu)：
基差掉期IFERC/NYMEX(1)
21,125 2021-2022(44,225)2021-2022
固定掉期/期货
1,493 2021-20221,603 2021-2022
功率(兆瓦)：
远期
408,800 2021-20291,392,400 2021-2029
期货
(32,918)2021-202218,706 2021-2022
期权看跌期权-看跌期权
174,398 2021-2022519,071 2021
期权期权看涨期权
(202,034)2021-20222,343,293 2021
(非交易)
天然气(BBtu)：
基差掉期IFERC/NYMEX
(25,610)2021-2022(29,173)2021-2022
摆动掉期IFERC
(13,573)202111,208 2021
固定掉期/期货
(18,425)2021-2022(53,575)2021-2022
远期现货合约
(15,338)2022(11,861)2021
NGL(MBbls)-转发/交换
(2,759)2021-2022(5,840)2021-2022
成品油(MBBLS)-期货
(1,724)2021-2023(2,765)2021
原油(MBbls)-远期/掉期
(3,592)2021-2022— —
公允价值套期保值衍生产品
(非交易)
天然气(BBtu)：
基差掉期IFERC/NYMEX
(14,068)2021(30,113)2021
固定掉期/期货
(14,068)2021(30,113)2021
被套期保值的物品库存
14,068 202130,113 2021
(1)包括与休斯顿船道、Waha Hub、NGPL TexOk、西路易斯安那区和Henry Hub地点相关的未平仓头寸的总额。
利率风险
我们面临着利率变化的市场风险。为了维持成本效益高的资本结构，我们以固定利率债务和可变利率债务的混合方式借入资金。我们还通过利用利率掉期来管理我们的利率敞口，以实现固定利率和可变利率债务的理想组合。我们还利用远期起始利率掉期来锁定部分预期债券发行的利率。
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目录
下表汇总了我们的未平仓利率掉期，这些利率互换均未被指定为会计上的对冲：
术语
类型(1)
未清偿名义金额
三月三十一号，
2021		十二月三十一日，
2020
2021年7月(2)
远期开始支付3.55%的固定利率，并获得浮动利率
$400 $400 
2022年7月(2)
远期开始支付3.80%的固定利率，并获得浮动利率
400 400 
(1)浮动利率以3个月期LIBOR为基础。
(2)表示生效日期。这些远期掉期的期限为30年，强制终止日期与生效日期相同。
信用风险
信用风险是指交易对手可能违约导致合伙企业蒙受损失的风险。已经批准并实施了信贷政策，以管理伙伴关系的交易对手组合，目的是减轻信贷损失。这些政策确立了指导方针、控制和限制，要求对现有和潜在交易对手的财务状况进行适当评估，监测机构信用评级，并根据交易对手的风险状况实施将风险敞口限制在风险敞口的信贷做法，从而将信用风险管理在批准的容忍度范围内。此外，在某些情况下，合伙企业有时可能需要抵押品，以在必要时减轻信用风险。该伙伴关系还使用行业标准商业协议，允许对根据单一商业协议执行的交易的相关风险进行净额结算。此外，我们利用主净额结算协议来抵消与单个交易对手或关联的交易对手集团之间的多个商业协议的信用风险敞口。
该伙伴关系的对手方包括能源行业的各种客户组合，包括石化公司、商业和工业终端用户、石油和天然气生产商、市政当局、天然气和电力公用事业公司、中游公司和独立发电机。我们的整体风险敞口可能会受到宏观经济或监管变化的正面或负面影响，这些变化会在一定程度上影响我们的交易对手。目前，管理层预计我们的财务状况或经营结果不会因交易对手表现不佳而受到实质性的不利影响。
该合伙公司在场外交易市场的某些交易对手(主要是独立系统运营商和结算经纪商)持有维持保证金存款。当衍生品的价值超过我们与交易对手预先设定的信用额度时，需要支付保证金保证金。保证金存款在非交易所交易衍生品的结算日左右退还给我们，我们每天交换交易所交易的追加保证金通知。由于每日向交易所经纪发出追加保证金通知，金融衍生工具的公允价值被视为流动，并计入综合资产负债表中其他流动资产内支付给卖方的存款。
对于金融工具，交易对手未能履行合同可能导致我们无法实现已记录在我们的综合资产负债表上并在我们的经营表或全面收益表(亏损)中确认的金额。
27
目录
派生工具摘要
下表汇总了我们的衍生品资产和负债：
衍生工具的公允价值
资产衍生品负债衍生工具
三月三十一号，
2021		十二月三十一日，
2020		三月三十一号，
2021		十二月三十一日，
2020
指定为对冲工具的衍生工具：
商品衍生品(保证金存款)
$6 $25 $(12)$(32)
6 25 (12)(32)
未被指定为对冲工具的衍生工具：
商品衍生品(保证金存款)
98 90 (164)(166)
商品衍生品
162 53 (148)(71)
利率衍生品
— — (254)(448)
260 143 (566)(685)
总导数
$266 $168 $(578)$(717)
下表列出了我们确认的衍生资产和负债的毛值，以及综合资产负债表上受可强制执行的总净额安排或类似安排影响的抵销金额：
资产衍生品负债衍生工具
资产负债表位置三月三十一号，
2021		十二月三十一日，
2020		三月三十一号，
2021		十二月三十一日，
2020
没有抵销协议的衍生品
衍生负债
$— $— $(254)$(448)
抵销协议中的衍生品：
场外交易合约
衍生资产(负债)
162 53 (148)(71)
经纪商清算衍生品合约
其他流动资产(负债)
104 115 (176)(198)
总衍生工具总额
266 168 (578)(717)
抵消协议：
交易对手净额结算
衍生资产(负债)
(146)(44)146 44 
交易对手净额结算
其他流动资产(负债)
(92)(64)92 64 
净衍生工具合计
$28 $60 $(340)$(609)
我们按公允价值在综合资产负债表上将非交易所交易金融衍生工具作为衍生资产和负债披露，金额根据预期结算日期分为流动或长期。
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目录
下表汇总了我们关于衍生金融工具的综合营业报表中确认的地点和金额：
位置在衍生工具收益中确认的损益金额
截至三个月
三月三十一号，
20212020
未被指定为对冲工具的衍生工具：
商品衍生品--交易
产品销售成本
$3 $5 
商品衍生品--非交易
产品销售成本
(42)112 
利率衍生品
利率衍生品的收益(亏损)194 (329)
总计
$155 $(212)
14.关联方交易
该合伙企业与其几家未合并的附属公司有关联方交易。除商业交易外，这些交易还包括提供某些管理服务和租赁某些资产。
下表汇总了我们综合经营报表中相关公司的收入：
截至三个月
三月三十一号，
20212020
关联公司收入
$130 $133 
下表汇总了我们合并资产负债表上相关公司的应收账款：
三月三十一号，
2021		十二月三十一日，
2020
关联公司应收账款：
FGT
$14 $12 
菲利普斯66
21 30 
五花八门55 37 
关联公司应收账款总额
$90 $79 
截至2021年3月31日和2020年12月31日，我们合并资产负债表上向相关公司支付的账款总额为$23百万美元和$27分别为百万美元。
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目录
15.可报告的细分市场
我们主要在美国开展业务的可报告部门如下：
•州内运输和储存；
•州际运输和储存；
•中游；
•NGL及成品油运输服务；
•原油运输和服务；
•投资Sunoco LP；
•对USAC的投资；以及
•其他的都是。
合并的收入和费用反映了所有重大公司间交易的取消。
我们州内运输和储存部门的收入主要反映在天然气销售和收集、运输和其他费用上。我们州际运输和存储部门的收入主要反映在收集、运输和其他费用上。我们中游业务的收入主要反映在天然气销售、天然气销售和收集、运输和其他费用上。我们的NGL和成品油运输和服务部门的收入主要反映在NGL销售和收集、运输和其他费用上。我们原油运输和服务部门的收入主要反映在原油销售中。我们在Sunoco LP部门的投资收入主要反映在精炼产品销售上。我们在USAC部门的投资收入主要反映在收集费、运输费和其他费用上。我们所有其他部门的收入主要反映在天然气销售和收集、运输和其他费用上。
我们报告分部调整后EBITDA和合并调整后EBITDA作为衡量分部业绩的指标。我们将分部调整后的EBITDA和合并调整后的EBITDA定义为合伙企业扣除利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目前的收益总额，如非现金补偿费用、资产处置损益、建设期间使用的股权资金拨备、商品风险管理活动的未实现损益、存货估值调整、非现金减值费用、债务清偿损失和其他营业外收入或支出项目。未计入调整后EBITDA计算的库存调整仅代表后进先出的库存成本或市场储备较低的变化。这些金额是未实现的估值调整，适用于Sunoco LP在期末库存中剩余的燃料量。
分部调整后EBITDA和合并调整后EBITDA反映未合并关联公司的金额，其确认和计量方法与记录未合并关联公司收益权益的确认和计量方法相同。与未合并联营公司相关的经调整EBITDA不包括与计算分段调整后EBITDA和合并调整后EBITDA相同的项目，如利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目。虽然这些金额被排除在与未合并联营公司相关的调整后EBITDA之外，但这种排除不应被理解为意味着我们对该等联营公司的运营以及由此产生的收入和支出拥有控制权。我们不控制我们的未合并附属公司；因此，我们不控制此类附属公司的收益或现金流。因此，应相应限制使用与未合并附属公司相关的分段调整EBITDA或调整后EBITDA作为分析工具。
30
目录
下表按部门列出了财务信息：
截至三个月
三月三十一号，
20212020
收入：
州内运输和储存：
来自外部客户的收入
$3,976 $536 
部门间收入
924 57 
4,900 593 
州际运输和仓储：
来自外部客户的收入
501 459 
部门间收入
24 5 
525 464 
中游：
来自外部客户的收入
578 501 
部门间收入
2,094 669 
2,672 1,170 
NGL及成品油运输和服务：
来自外部客户的收入
3,397 2,118 
部门间收入
593 597 
3,990 2,715 
原油运输和服务：
来自外部客户的收入
3,500 4,213 
部门间收入
— — 
3,500 4,213 
对Sunoco LP的投资：
来自外部客户的收入
3,469 3,260 
部门间收入
2 12 
3,471 3,272 
在USAC的投资：
来自外部客户的收入
155 176 
部门间收入
3 3 
158 179 
所有其他：
来自外部客户的收入
1,419 364 
部门间收入
93 149 
1,512 513 
淘汰
(3,733)(1,492)
总收入
$16,995 $11,627 
31
目录
截至三个月
三月三十一号，
20212020
部门调整后的EBITDA：
州内运输和储存
$2,813 $240 
州际运输和储存
453 404 
中游
288 383 
NGL及成品油运输和服务
647 663 
原油运输和服务
510 591 
对Sunoco LP的投资
157 209 
对美国国资委的投资
100 106 
所有其他
72 39 
调整后的EBITDA(合并)
5,040 2,635 
折旧、损耗和摊销
(954)(867)
利息支出，扣除资本化利息后的净额
(589)(602)
减值损失(3)(1,325)
利率衍生品的收益(亏损)194 (329)
非现金补偿费用
(28)(22)
商品风险管理活动的未实现收益46 51 
库存估值调整(Sunoco LP)100 (227)
债务清偿损失
(7)(62)
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA
(123)(154)
未合并关联公司收益(亏损)中的权益55 (7)
其他，净额
(15)(27)
所得税费用前收益(亏损)3,716 (936)
所得税费用(75)(28)
净收益(亏损)$3,641 $(964)
三月三十一号，
2021		十二月三十一日，
2020
细分资产：
州内运输和储存
$7,461 $7,549 
州际运输和储存
17,974 17,730 
中游
19,364 18,816 
NGL及成品油运输和服务21,614 21,578 
原油运输和服务19,235 18,335 
对Sunoco LP的投资
5,380 5,267 
对美国国资委的投资
2,896 2,949 
所有其他
2,294 2,920 
部门总资产
$96,218 $95,144 
32
目录
第二项：管理层对财务状况的讨论和分析
以及行动的结果
(表格美元和单位金额，除每单位数据外，以百万为单位)
以下是对我们历史综合财务状况和经营结果的讨论，应与(I)我们的历史综合财务报表及其附注包括在本季度报告中其他地方的Form 10-Q表一起阅读；以及(Ii)综合财务报表以及管理层对合伙企业截至2021年2月19日提交给SEC的Form 10-K年度报告中包括的财务状况和经营结果的讨论和分析。(I)我们的历史综合财务报表及其附注包括在本季度报告(Form 10-Q)的其他部分；以及(Ii)合并财务报表以及管理层对合伙企业截至2020年12月31日的Form 10-K年度报告中包括的财务状况和经营成果的讨论和分析。这一讨论包括受风险和不确定性影响的前瞻性陈述。由于“第I部分-第1A项”中讨论的一些因素，实际结果可能与我们在本节中所作的陈述有很大不同。我们于2021年2月19日向证券交易委员会提交了截至2020年12月31日的10-K表格年度报告中的“风险因素”。有关前瞻性陈述的更多信息将在下文的“前瞻性陈述”中讨论。
除非上下文另有要求，否则所指的“我们”、“合伙企业”和“ET”均指Energy Transfer LP及其合并子公司。
最近的事态发展
冬季风暴的影响
2021年2月发生的冬季风暴URI对合伙企业的综合净收入和调整后EBITDA造成了一次性影响，并影响了某些部门的经营业绩，如下文“经营业绩”所述。在截至2021年3月31日的三个月里，为了认识到冬季风暴URI的影响，管理层需要做出某些估计和假设，包括对预期信贷损失的估计，以及与解决与交易对手在某些天然气购买和销售方面的纠纷相关的假设。最终实现信贷损失以及天然气买卖争议的解决可能会对合伙企业未来的财务状况和经营结果产生重大影响。
启用采集
2021年2月16日，合伙企业签订了收购Enable的最终合并协议。根据合并协议的条款，ENABLE的共同单位持有人将获得ET共同单位的0.8595，以换取每个ENABLE共同单位。此外，每个未偿还的Enable优先股将换取G系列优先股的0.0265，ET将为Enable的普通合作伙伴支付1000万美元的现金。根据与合并协议有关的支持协议，两个最大的Enable单位持有人已经递交了批准合并的书面同意书。这些单位持有人总共拥有Enable公司79%的已发行普通单位，因此这些同意足以批准合并。这笔交易需要满足惯例成交条件，包括哈特-斯科特-罗迪诺法案(HSR)的批准。
我们预计，联邦贸易委员会(“FTC”)将发出要求提供额外信息和文件材料的请求，即通常所说的“第二次请求”，这将把高铁的等待期延长至双方基本上都遵守第二次请求的日期之后的第30个日历日。我们仍然相信，联邦贸易委员会将无条件批准这项交易，我们仍然完全致力于根据合并协议的条款完成Enable合并。我们预计在2021年下半年完成交易。
汇总合并
2021年4月1日，ET、ETO和ETO的某些子公司完成了几项内部重组交易(“汇总合并”)。与Rollup合并有关，Sunoco物流运营公司及其普通合作伙伴与ETO合并并并入ETO，ETO幸存下来；紧接着，ETO与ET合并并并入ET，ET幸存下来。汇总合并的影响还包括以下几个方面：
•ETO的所有长期债务都由ET承担，合并财务报表“项目1.财务报表”中的附注7对此作了更全面的说明。
•每个已发行和未偿还的ETO优先股被转换为获得一个新创建的ET优先股的权利。合并财务报表附注9“项目1.财务报表”中包含了对ET优先股的说明。
•ETO的每个已发行和未发行的K类、L类、M类和N类单位均由ETO的全资子公司ETP Holdco Corporation持有，它们被转换为代表ET有限合伙人权益的总计675,625,000个新创建的B类单位。
33
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季度现金分配
2021年4月，ET宣布了截至2021年3月31日的季度ET普通单位每单位0.1525美元(折合成年率0.61美元)的季度分配。
法规更新
州际天然气运输法规
费率管制
自2018年1月起，2017年减税和就业法案(《税法》)改变了联邦税法的几项条款，包括降低最高企业税率。2018年3月15日，在一系列相关提案中，FERC解决了以受监管的实体税率对待联邦所得税免税额的问题。FERC发布了一份修订后的所得税处理政策声明(“修订后的政策声明”)，声明将不再允许大型有限责任合伙企业在其服务成本率中收回所得税免税额。FERC发布了修订后的政策声明，以回应美国哥伦比亚特区巡回上诉法院(United Airlines v.FERC)在联合航空公司(United Airlines)诉FERC案中发回的政策声明。在该案中，法院裁定，FERC没有证明其结论是合理的，即一条组织为大型有限合伙企业的管道不会通过在服务成本中计入所得税免税额并获得使用贴现现金流方法计算的股本回报，在现行政策下不会“双倍收回”税款。2018年7月18日，FERC发布命令，拒绝重审和澄清其修订后的政策声明的请求。在重审命令中，FERC澄清说，作为主有限合伙企业组织的管道在未来的诉讼中不会被排除在论证和提供证据支持方面，证明它有权获得所得税免税额，并证明其收回所得税免税额并不会导致投资者所得税成本的双重收回。2020年7月31日, 美国哥伦比亚特区巡回上诉法院发表了一项意见，维持了FERC拒绝单独的主有限合伙企业收回所得税免税额的决定，以及不要求主有限合伙企业退还累计递延所得税余额的决定。鉴于重审令澄清了单个实体支持收回所得税免税额的能力，以及法院随后支持拒绝向大型有限责任合伙企业提供所得税免税额的意见，目前尚不清楚FERC关于所得税处理的政策对我们可以对FERC监管的运输服务收取的费率的影响。
即使没有应用FERC最近与费率制定相关的政策声明和规则制定，FERC或我们的托运人也可能会对我们收取的服务成本费率提出质疑。FERC制定公正合理的费率是基于许多组成部分，包括净资产收益率(ROE)和与税收相关的组成部分，尽管这些组成部分的变化可能会降低我们的服务成本率，但服务成本率计算中的其他组成部分可能会增加，导致新计算的服务成本率小于、等于或高于先前的服务成本率。此外，我们根据各种费率结构从我们的管道获得收入，包括服务成本率、协商费率、折扣费率和基于市场的费率。我们的许多州际管道，如ETC Tiger、中洲快线和费耶特维尔快线，都已就支持管道建设的长期合同与客户商定的市场费率进行了谈判。其他系统，如FGT、Transwest和PanHandle，混合了关税税率、贴现率和协商的费率协议。我们根据基于服务成本的费率提供的天然气运输服务的收入在未来可能会因为修订后的政策声明、ROE方法的改变或其他FERC政策，再加上税法中规定的降低企业联邦所得税率而减少。与我们的服务成本费率相关的任何收入减少的程度(如果有的话)将取决于对我们所有服务成本组成部分的详细审查，以及FERC或我们的托运人对我们费率的任何挑战的结果。
2018年7月18日，FERC发布了一项最终规则，确立了根据税法和FERC修订后的政策声明评估FERC管辖天然气管道收取的费率的程序。根据2019年1月16日发布的命令，FERC根据NGA第5条启动了对PanHandle现有费率的审查，以确定PanHandle目前收取的费率是否公平合理，并将此事提交听证会。PanHandle于2019年4月1日提交了一份成本和收入研究报告，并于2019年8月30日提交了NGA Section4费率案件。根据首席法官于2019年10月1日的命令，第4节和第5节诉讼程序合并。合并诉讼的听证会于2020年8月25日开始，2020年9月15日休会。行政法法官的初步判决于2021年3月26日发布。2021年4月26日，PanHandle提交了关于最初裁决的例外情况的简报。
管道认证
FERC于2018年4月19日发布了调查通知(“管道认证NOI”)，从而启动了对其天然气管道认证政策的审查，包括审查其于1999年发布的长期存在的“州际天然气新管道设施认证政策声明”，该声明用于确定是否为新管道项目颁发证书。我们无法预测管道认证噪声可能导致的更改(如果有的话)
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这将影响我们的天然气管道业务，或者这些建议(如果有的话)何时可能生效。对管道认证NOI的回应意见应于2018年7月25日或之前提交。我们预计，这一政策的任何变化都不会对我们产生与在美国运营的任何其他天然气管道公司有实质性不同的影响。
州际共同承运人条例
FERC使用指数化费率方法，按照目前的有效做法，允许普通运营商在规定的上限水平内改变费率，这些上限水平与制成品生产者价格指数(PPI-FG)的变化挂钩。许多现有管道利用FERC液体指数每年改变运输费率。指数化方法适用于现有汇率，不包括基于市场的汇率。FERC的索引方法每五年接受一次审查。在2020年12月的一项命令中，FERC决定，从2021年7月1日开始到2026年6月30日结束的五年内，收取指数化费率的普通运营商将被允许每年以PPI-FG加0.78%的幅度调整其指数化上限。重审2020年12月命令的请求于2021年1月19日提交，目前仍在FERC待决。因此，FERC对指数利率的最终确定，加上预期和随后对2020年12月命令的上诉，可能会对FERC批准的指数的最终确定产生不利影响。
FERC还实施了与其联邦所得税处理方式相关的改革。治疗方法的改变会影响两个比率组成部分。这些部分是所得税免税额和累计递延所得税金额。这些变化将主要影响任何与服务成本相关的申请，我们与任何基于成本的服务相关的收入可能会受到未来FERC或司法裁决的不利影响。然而，我们相信这些影响(如果有的话)将是微乎其微的。
经营成果
我们报告分部调整后EBITDA和合并调整后EBITDA作为衡量分部业绩的指标。我们将分部调整后的EBITDA和合并调整后的EBITDA定义为合伙企业扣除利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目前的收益总额，如非现金补偿费用、资产处置损益、建设期间使用的股权资金拨备、商品风险管理活动的未实现损益、存货估值调整、非现金减值费用、债务清偿损失和其他营业外收入或支出项目。未计入调整后EBITDA计算的库存调整仅代表后进先出的库存成本或市场储备较低的变化。这些金额是未实现的估值调整，适用于Sunoco LP在期末库存中剩余的燃料量。
分部调整后EBITDA和合并调整后EBITDA反映未合并关联公司的金额，其确认和计量方法与记录未合并关联公司收益权益的确认和计量方法相同。与未合并联营公司相关的经调整EBITDA不包括与计算分段调整后EBITDA和合并调整后EBITDA相同的项目，如利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目。虽然这些金额被排除在与未合并联营公司相关的调整后EBITDA之外，但这种排除不应被理解为意味着我们对该等联营公司的运营以及由此产生的收入和支出拥有控制权。我们不控制我们的未合并附属公司；因此，我们不控制此类附属公司的收益或现金流。因此，应相应限制使用与未合并附属公司相关的分段调整EBITDA或调整后EBITDA作为分析工具。
下表中每个部门报告的部门调整后EBITDA在标题为“部门经营业绩”的章节中对每个部门进行了分析。调整后的EBITDA是行业分析师、投资者、贷款人和评级机构用来评估合伙企业基本业务活动的财务业绩和经营结果的非GAAP衡量标准，不应单独考虑或作为净收益、运营收入、经营活动现金流量或其他GAAP衡量标准的替代品。
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合并结果
截至三个月
三月三十一号，
20212020变化
部门调整后的EBITDA：
州内运输和储存$2,813 $240 $2,573 
州际运输和储存453 404 49 
中游288 383 (95)
NGL及成品油运输和服务647 663 (16)
原油运输和服务510 591 (81)
对Sunoco LP的投资157 209 (52)
对美国国资委的投资100 106 (6)
所有其他72 39 33 
调整后的EBITDA(合并)
5,040 2,635 2,405 
折旧、损耗和摊销
(954)(867)(87)
利息支出，扣除资本化利息后的净额
(589)(602)13 
减值损失(3)(1,325)1,322 
利率衍生品的收益(亏损)194 (329)523 
非现金补偿费用
(28)(22)(6)
商品风险管理活动的未实现收益46 51 (5)
库存估值调整(Sunoco LP)100 (227)327 
债务清偿损失
(7)(62)55 
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA
(123)(154)31 
未合并关联公司收益(亏损)中的权益55 (7)62 
其他，净额
(15)(27)12 
所得税费用前收益(亏损)3,716 (936)4,652 
所得税费用(75)(28)(47)
净收益(亏损)$3,641 $(964)$4,605 
调整后的EBITDA(合并)。截至2021年3月31日的三个月，调整后EBITDA与去年同期相比增长了91%，这主要是由于2021年2月冬季风暴URI的影响。风暴带来的最大影响体现在我们的州内运输和储存部门，由于风暴期间的提款，与上一季度相比，实现的储存利润率增加了15.2亿美元，实现的天然气销售额增加了9.83亿美元，主要是由于风暴期间的销售，保留燃料收入增加了8400万美元，主要是由于风暴期间前所未有的天然气价格。有关影响调整后EBITDA的变化的更多信息，包括冬季风暴URI和其他非风暴相关因素的其他影响，请参见下面的“部门经营业绩”。
折旧、损耗和摊销。与去年同期相比，截至2021年3月31日的三个月的折旧、损耗和摊销有所增加，这主要是由于与最近投入使用的资产相关的增量折旧。
利息支出，净额。与去年同期相比，截至2021年3月31日的三个月扣除资本化利息后的利息支出下降，主要原因如下：
•伙伴关系减少1000万美元，主要是因为最近再融资和浮动利率债务的平均债务余额和借款成本较低，但部分被资本化利息较低所抵消；以及
•Sunoco LP减少了300万美元，这主要是由于平均长期债务总额略有下降，以及各个时期的长期债务加权平均利率下降。
减值损失。在截至2021年3月31日的三个月里，由于对其闲置机队在当前市场条件下的未来部署进行了评估，USAC确认了与其压缩设备相关的300万美元的减值。在截至2020年3月31日的三个月内，该合伙企业对其中游、州际、原油、NGL和所有其他业务中的某些报告单位进行了中期减值测试。作为中期减值测试的结果，合伙企业确认商誉减值总额为7.06亿美元，原因是预计未来现金流作为
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整体市场需求下降的结果。此外，USAC根据市场状况的变化确认了6.19亿美元的商誉减值。
利率衍生产品的收益(损失)。截至2021年3月31日的三个月里，利率衍生品的损益是由于远期利率的变化，导致我们的远期掉期发生了价值变化。
商品风险管理活动的未实现收益(损失)。有关商品风险管理活动的未实现收益(亏损)的更多信息，请参见下文“分部经营业绩”。
债务清偿损失。在截至2021年3月31日的三个月里，金额与Sunoco LP 2021年1月回购其2023年优先票据的剩余部分有关。在截至2020年3月31日的三个月内，金额与ETO于2020年1月赎回的优先票据有关。
存货计价调整NTS。 存货估值调整是指对Sunoco LP的存货采用后进先出法的成本或市场较低水平的变化。这些数额是未实现的估值调整，适用于期末库存中剩余的燃料量。在截至2021年3月31日的三个月里，燃料价格的上涨降低了这一时期的成本或市场准备金要求，减少了1亿美元。在截至2020年3月31日的三个月里，燃料价格的下降使这一时期的成本或市场准备金要求降低了2.27亿美元。
调整后EBITDA涉及未合并关联公司和未合并关联公司收益中的权益。有关更多信息，请参阅下面的“关于未合并附属公司的补充信息”和“部门经营业绩”。
其他，网络。其他，净额主要包括监管资产的摊销和其他收入和支出金额。
所得税费用。在截至2021年3月31日的三个月里，与去年同期相比，由于合伙企业合并后的公司子公司当期收益增加，所得税支出增加。
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目录
关于未合并附属公司的补充信息
下表显示了与未合并附属公司相关的财务信息：
截至三个月
三月三十一号，
2021
2020(1)
变化
未合并关联公司的收益(亏损)权益：
柑桔
$37 $35 $2 
FEP
— (70)70 
MEP
(3)— (3)
白色悬崖
— 8 (8)
其他
21 20 1 
未合并关联公司收益(亏损)中的总股本
$55 $(7)$62 
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA(2):
柑桔
$79 $79 $— 
FEP
— 19 (19)
MEP
5 8 (3)
白色悬崖
5 14 (9)
其他
34 34 — 
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA合计
$123 $154 $(31)
从未合并的附属公司收到的分发：
柑桔
$56 $49 $7 
FEP
4 18 (14)
MEP
4 11 (7)
白色悬崖
15 13 2 
其他
21 19 2 
从未合并附属公司收到的总分配
$100 $110 $(10)
(1)在截至2020年3月31日的三个月里，未合并附属公司的股本收益(亏损)包括FEP记录的非现金减值的影响，这使合伙企业的股本收益减少了8500万美元。
(2)这些金额代表我们在我们未合并联属公司的调整后EBITDA中的比例份额，是根据我们在未合并联属公司的收益或亏损中的权益，根据我们在未合并联属公司的利息、折旧、损耗、摊销、非现金项目和税项中的比例份额进行调整的。
分部经营业绩
我们根据部门调整后的EBITDA评估部门业绩，我们认为这是衡量我们业务核心盈利能力的重要业绩指标。这一衡量标准代表了我们内部财务报告的基础，也是高级管理层在决定如何在业务部门之间分配资本资源时使用的绩效衡量标准之一。
下表确定了分段调整后EBITDA的组成部分，其计算方法如下：
•部门利润率、运营费用、和销售、一般和行政费用。这些金额代表我们的合并财务报表中包含的可归因于每个部门的金额。
•商品风险管理活动和存货估值调整的未实现损益。这些是包括在产品销售成本中的未实现金额，用于计算部门利润率。这些金额不包括在分段调整后的EBITDA中；因此，未实现亏损被加回，未实现收益被减去以计算分段度量。
•非现金补偿费用。这些金额是记录在营业费用和销售、一般和行政费用中的非现金补偿总额。此费用不包括在分段调整后的EBITDA中，因此会加回以计算分段度量。
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•与未合并附属公司相关的调整后EBITDA。与未合并联营公司相关的调整后EBITDA不包括与计算分段调整后EBITDA相同的项目，如利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目。虽然这些金额被排除在与未合并联营公司相关的调整后EBITDA之外，但这种排除不应被理解为意味着我们对该等联营公司的运营以及由此产生的收入和支出拥有控制权。我们不控制我们未合并的关联公司；因此，我们不控制此类关联公司的收益或现金流。
在下面的部门经营业绩分析中，报告了销售收入部门的部门利润率。分部利润率是一项非GAAP财务指标，在此提出是为了帮助分析分部经营业绩，特别是为了便于了解销售收入的变化对分部调整后EBITDA的分部业绩衡量的影响。分部利润率类似于GAAP毛利衡量标准，不同之处在于分部利润率不包括折旧、损耗和摊销费用。在合伙企业报告的GAAP衡量标准中，与分部利润率最直接可比的衡量标准是分部调整后的EBITDA；对分部利润率进行调整的分部利润率与分部调整后EBITDA的对账包括在下表中，每个分部都提供了分部利润率。
此外，对于某些部门，以下各节包括按销售类型划分的部门利润率组成部分的信息，包括哪些组成部分是为了提供额外的分类信息，以便于分析部门利润率和部门调整后的EBITDA。例如，这些组成部分包括运输保证金、仓储保证金和其他保证金。分部利润率的这些组成部分的计算与分部利润率的计算一致；因此，这些组成部分还不包括折旧、损耗和摊销费用。
2021年2月发生的冬季风暴URI对合伙企业的调整后EBITDA造成了一次性影响，并影响了某些细分市场的运营业绩，如下文细分市场分析所述。在截至2021年3月31日的三个月里，为了认识到冬季风暴URI的影响，管理层需要做出某些估计和假设，包括对预期信贷损失的估计，以及与解决与交易对手在某些天然气购买和销售方面的纠纷相关的假设。最终实现信贷损失以及天然气买卖争议的解决可能会对合伙企业未来的财务状况和经营结果产生重大影响。
州内运输和储存
截至三个月
三月三十一号，		 
20212020变化
天然气运输量(BBtu/d)
11,851 13,135 (1,284)
从储存天然气库存中提取(BBtu)19,045 6,975 12,070 
收入
$4,900 $593 $4,307 
产品销售成本
1,994 303 1,691 
段边距
2,906 290 2,616 
商品风险管理活动的未实现收益(12)(6)(6)
营业费用，不包括非现金补偿费用
(80)(41)(39)
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用
(8)(9)1 
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA
6 6 — 
其他
1 — 1 
分段调整后的EBITDA
$2,813 $240 $2,573 
卷数。与去年同期相比，截至2021年3月31日的三个月，运输量下降，主要原因是一家运输客户申请破产，合同解除，以及冬季风暴URI的影响。
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目录
段边距。我们州内运输和仓储部门利润率的组成部分如下：
截至三个月
三月三十一号，		 
20212020变化
交通费
$180 $161 $19 
天然气销售及其他(不含未实现损益)
1,071 88 983 
留用燃料收入(不包括未实现损益)
93 9 84 
仓储利润率(不包括未实现损益和公允价值存货调整)1,550 26 1,524 
商品风险管理活动和公允价值存货调整的未实现收益12 6 6 
总分部利润率
$2,906 $290 $2,616 
分段调整后的EBITDA。与去年同期相比，截至2021年3月31日的三个月，与我们州内运输部门相关的部门调整后EBITDA增加，原因是以下净影响：
•已实现存储利润率增加15.2亿美元，原因是冬季风暴URI期间提取的物理存储利润率较高；
•已实现天然气销售增加9.83亿美元，其他主要原因是冬季风暴乌里期间按现行市场价格销售天然气；
•留用燃料收入增加8400万美元，主要原因是冬季风暴URI期间的天然气价格；以及
•运输费增加1,900万美元，原因是二叠纪的需求量增加以及与冬季风暴URI相关的费用，但被我们州内天然气系统的某些合同到期部分抵消；部分抵消的是
•运营费用增加3900万美元，主要原因是冬季风暴URI期间燃料消耗成本增加2900万美元和电费增加900万美元。
州际运输和仓储
截至三个月
三月三十一号，
20212020变化
天然气运输量(BBtu/d)
9,654 10,630 (976)
天然气销售量(BBtu/d)
21 15 6 
收入
$525 $464 $61 
营业费用，不包括非现金补偿、摊销和增值费用
(134)(143)9 
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿、摊销和增值费用
(21)(21)— 
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA
85 106 (21)
其他
(2)(2)— 
分段调整后的EBITDA
$453 $404 $49 
音量。截至2021年3月31日的三个月，与去年同期相比，运输量下降的主要原因是基础托运人合同到期和我们的ETC Tiger系统托运人破产，第三方设施的维护，以及原油产量的下降导致伴生天然气产量下降。
分段调整后的EBITDA。在截至2021年3月31日的三个月里，与去年同期相比，与我们州际运输和储存部门相关的部门调整后EBITDA增加，原因是以下净影响：
•收入增加了6100万美元，这主要是由于运营天然气销售增加了8800万美元，以及合同数量增加和短期公司合同增加带来的预订收入增加了600万美元。这些增加被我们的ETC Tiger系统在2020年因合同到期和托运人破产而减少的3100万美元部分抵消；以及
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•运营费用减少900万美元，主要原因是员工成本减少了500万美元，维护费用减少了200万美元，从价税支出减少了200万美元。
•与未合并关联公司相关的调整后EBITDA减少2,100万美元，主要是由于我们的费耶特维尔快速管道合资企业由于基础托运人合同到期而减少1,900万美元，以及我们的中大陆快速管道合资企业由于基础托运人合同到期后售出的运力减少和费率降低而减少300万美元，但被我们的Citrus合资企业因收入增加而增加的100万美元部分抵消。
中游
截至三个月
三月三十一号，
20212020变化
收集的卷(bBtu/d)
12,024 13,346 (1,322)
NGL产量(MBbls/d)
534 610 (76)
股权NGL(MBbls/d)
30 36 (6)
收入
$2,672 $1,170 $1,502 
产品销售成本
2,202 575 1,627 
段边距
470 595 (125)
营业费用，不包括非现金补偿费用
(164)(193)29 
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用
(25)(26)1 
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA
7 7 — 
分段调整后的EBITDA
$288 $383 $(95)
音量。在截至2021年3月31日的三个月里，采集量和NGL产量与去年同期相比有所下降，主要原因是南得克萨斯州、中大陆/狭长地带、二叠纪和得克萨斯州北部地区的盆地下降和冬季风暴URI，部分抵消了Ark-La-Tex地区的产量增长。
段边距。我们中游业务毛利率的构成如下：
截至三个月
三月三十一号，
20212020变化
收集和处理收费收入
$498 $530 $(32)
非收费合同和处理
(28)65 (93)
总分部利润率
$470 $595 $(125)
分段调整后的EBITDA。与去年同期相比，截至2021年3月31日的三个月，与我们中游部门相关的部门调整后EBITDA减少，原因是以下净影响：
•由于冬季风暴URI的影响，非收费保证金减少1.45亿美元；以及
•基于费用的利润率减少3200万美元，原因是盆地下降和冬季风暴URI导致主要在南得克萨斯州地区的交易量下降；部分抵消了
•非收费利润增加5200万美元，原因是优惠的天然气价格为2600万美元，天然气价格为2600万美元；
•由于采取节约成本的举措，业务费用减少2900万美元，包括减少1900万美元的外部服务费用、700万美元的材料费用和300万美元的从价税；以及
•销售、一般和行政费用减少100万美元，原因是公司成本降低导致间接成本降低。
41
目录
NGL与成品油运输与服务
截至三个月
三月三十一号，
20212020变化
NGL运输量(MBbls/d)
1,502 1,398 104 
成品油运输量(MBbls/d)
462 542 (80)
天然气和成品油终端量(MBbls/d)
1,042 847 195 
NGL分馏体积(MBbls/d)
726 804 (78)
收入
$3,990 $2,715 $1,275 
产品销售成本
3,141 1,836 1,305 
段边距
849 879 (30)
商品风险管理活动的未实现收益(23)(55)32 
营业费用，不包括非现金补偿费用
(172)(159)(13)
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用
(28)(25)(3)
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA
21 23 (2)
分段调整后的EBITDA
$647 $663 $(16)
卷数.截至2021年3月31日的三个月，与去年同期相比，NGL运输量增加，这主要是由于我们通往荷兰码头的丙烷和乙烷出口管道开始服务。
截至2021年3月31日的三个月，成品油运输量与去年同期相比有所下降，原因是国内对航空燃料和其他成品油的需求减少，以及新冠肺炎相关需求的减少。
截至2021年3月31日的三个月，NGL和成品油终端的销量与去年同期相比有所增长，这主要是由于我们的Mariner East系统的销量增加。此外，由于2020年第四季度我们的丙烷和乙烷出口管道开始服务，我们荷兰码头的装载船舶增加了供应。这些增长被我们成品油码头对喷气燃料和其他成品油的国内需求下降部分抵消，这主要是由于与新冠肺炎相关的需求减少所致。
与去年同期相比，我们德克萨斯州蒙特贝尔维尤分馏设施的平均分馏量在截至2021年3月31日的三个月里有所下降，这主要是由于2021年第一季度冬季风暴URI导致生产中断(主要是在二叠纪地区)，供应给我们蒙特贝尔维尤分馏设施的NGL数量减少。
段边距。我们的NGL和成品油运输和服务部门利润率的组成部分如下：
截至三个月
三月三十一号，
20212020变化
运输边际$492 $476 $16 
分馏塔和炼油厂服务利润率145 179 (34)
终端服务利润率141 151 (10)
存储毛利67 63 4 
营销利润率(19)(45)26 
商品风险管理活动的未实现收益23 55 (32)
总分部利润率$849 $879 $(30)
分段调整后的EBITDA。与去年同期相比，截至2021年3月31日的三个月，与我们的NGL和成品油运输和服务部门相关的部门调整后EBITDA下降，原因是以下净影响：
•分馏塔和炼油厂服务利润率减少3,400万美元，主要原因是2021年第一季度由于前面提到的天气驱动和新冠肺炎相关的产量减少，我们的各种分馏塔停机造成的利润率减少2,800万美元，以及第一季度与洞穴撤退有关的1,700万美元的减少
42
目录
2021年，我们的运输利润率部分抵消了这一影响。由于更有利的定价环境影响了我们的炼油服务业务，增加的800万美元部分抵消了这些减少；
•营运开支增加1,300万元，主要是因为电力成本增加了1,400万元；以及
•码头服务利润率减少1000万美元，主要原因是我们荷兰码头的第三方合同于2020年第二季度到期，导致利润减少3200万美元。由于我们荷兰码头的液化石油气出口量增加，装卸费增加了1300万美元，我们的荷兰码头的乙烷出口设施于2021年第一季度启动，导致装载费增加了1300万美元，马库斯·胡克码头的吞吐量增加了100万美元，这部分抵消了这一减少额；部分抵消了以下因素：由于我们的荷兰码头的液化石油气出口量增加，装卸费增加了700万美元；由于我们的Marcus Hook码头的吞吐量增加，
•市场利润率增加2,600万美元，主要是由于优化收益增加以及在Mont Belvieu工厂销售NGL组件产品增加了4500万美元，由于我们东北的NGL和成品油营销业务的优化和混合业务增加了1400万美元，以及由于市场价格下降导致2020年各种产品的库存减记而增加了700万美元，这主要是由于优化收益增加了4500万美元，以及我们东北NGL和成品油营销业务的优化和混合业务增加了1400万美元，以及由于市场价格下降导致各种产品的库存减记增加了700万美元。这些增长被2021年第一季度2400万美元的区段内费用部分抵消，这些费用在我们的运输利润率内被完全抵消，以及由于价格不太优惠，丁烷调合利润率减少了1500万美元；以及
•运输利润率增加1600万美元，主要是由于2021年第一季度2400万美元的区段内收入，这些收入完全被我们的营销利润率中反映的费用所抵消，2000万美元的增长是由于我们的丙烷和乙烷出口管道在2020年第四季度开始服务导致进入我们尼德兰码头的出口量增加，1900万美元是由于我们的Mariner East管道系统吞吐量增加而增加的，以及与2021年第一季度的一个洞穴撤退有关的1100万美元的收益，但这一增长被部分抵消这些增长部分被5800万美元的减少所抵消，这是由于冬季风暴URI相关的生产中断导致德克萨斯州不同地区的吞吐量下降。
原油运输和服务
截至三个月
三月三十一号，
20212020变化
原油运输量(MBbls/d)
3,491 4,424 (933)
原油码头容积(MBbls/d)
2,327 2,996 (669)
收入
$3,500 $4,213 $(713)
产品销售成本
2,838 3,458 (620)
段边距
662 755 (93)
商品风险管理活动的未实现(收益)损失
(5)10 (15)
营业费用，不包括非现金补偿费用
(122)(158)36 
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用
(30)(28)(2)
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA
5 12 (7)
分段调整后的EBITDA
$510 $591 $(81)
音量。截至2021年3月31日的三个月，与去年同期相比，我们德克萨斯州管道系统和巴肯管道上的原油运输量有所下降，原因是这两个地区都受到了与新冠肺炎相关的需求减少的影响，以及2021年第一季度冬季风暴URI导致德克萨斯州系统原油产量下降。与前一时期相比，这些数量的减少也导致了终端数量的下降。
分段调整后的EBITDA。与去年同期相比，截至2021年3月31日的三个月，与我们的原油运输和服务部门相关的部门调整后EBITDA下降，原因是以下净影响：
•分部利润率下降1.08亿美元(不包括大宗商品风险管理活动的未实现损益)，主要原因是我们的德克萨斯州原油管道系统减少了1.11亿美元，原因是运输量减少和实现的平均关税降低；减少5500万美元，原因是我们的巴肯管道产量下降，巴肯原油产量下降，原油终端利润率下降2600万美元，主要是由于二叠纪和巴肯管道产量下降，墨西哥湾沿岸炼油厂利用率因恶劣天气而减少，以及出口需求下降，减少500万美元，原因是巴肯原油产量下降，主要是二叠纪和巴肯管道产量下降，墨西哥湾沿岸炼油厂利用率因恶劣天气而减少，以及出口需求下降，这是由于这些减少被增加的9200万美元部分抵消(不包括
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目录
商品风险管理活动的未实现损益净变化1500万美元)我们的原油收购和营销业务，主要是由于2020年第一季度由于市场价格大幅下跌而减记原油库存而实现的亏损；
•销售、一般及行政开支增加200万元，主要原因是保险费上升及分摊间接费用；及
•调整后EBITDA减少700万美元，与未合并的附属公司有关，原因是由于DJ盆地原油产量下降，White Cliff管道的产量下降，但被我们合资企业航空燃料销售的较高利润率部分抵消，部分被
•运营费用减少3600万美元，这主要是由于销量驱动的费用减少和公司降低成本的举措。
对Sunoco LP的投资
截至三个月
三月三十一号，
20212020变化
收入
$3,471 $3,272 $199 
产品销售成本
3,120 3,164 (44)
段边距
351 108 243 
商品风险管理活动的未实现(收益)损失(5)6 (11)
营业费用，不包括非现金补偿费用
(76)(109)33 
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用
(20)(30)10 
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA
2 2 — 
存货计价调整(100)227 (327)
其他5 5 — 
分段调整后的EBITDA
$157 $209 $(52)
对Sunoco LP部门的投资反映了Sunoco LP的综合业绩。
分段调整后的EBITDA。与去年同期相比，截至2021年3月31日的三个月，Segment调整后的EBITDA与我们对Sunoco LP Segm的投资相关ENT减少了到期时间以下因素的净影响：
•车用燃料销售毛利减少7,800万元，主要原因是每加仑销售毛利减少20.7%，每加仑销售减少7.5%；以及
•非机动车燃料销售和租赁毛利润减少1700万美元，主要原因是信用卡交易减少；部分抵消了
•运营费用以及销售、一般和行政费用减少4300万美元，主要是由于预期的信贷损失、员工成本、专业费用、信用卡处理费、保险和维护费用减少。
对美国国资委的投资
截至三个月
三月三十一号，
20212020变化
收入
$158 $179 $(21)
产品销售成本
21 24 (3)
段边距
137 155 (18)
营业费用，不包括非现金补偿费用
(28)(35)7 
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用
(9)(14)5 
分段调整后的EBITDA
$100 $106 $(6)
对USAC部门的投资反映了USAC的综合结果。
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目录
分段调整后的EBITDA.在截至的三个月内2021年3月31日与去年同期相比，与我们在USAC部门的投资相关的部门调整后EBITDA减少，原因是以下净影响：
•部门利润率减少1800万美元，主要原因是与上一季度相比，美国原油和天然气活动减少导致压缩服务需求下降，部分抵消了
•营业费用减少700万美元，主要是由于当期产生马力的平均收入减少和员工人数减少所致；以及
•销售、一般和行政费用减少500万美元，主要原因是预期信贷损失准备金的变化以及与员工相关的费用减少。
所有其他
截至三个月
三月三十一号，
20212020变化
收入$1,512 513 $999 
产品销售成本1,342 415 927 
段边距170 98 72 
商品风险管理活动的未实现收益(1)(5)4 
营业费用，不包括非现金补偿费用(51)(38)(13)
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用(39)(35)(4)
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA
(1)— (1)
其他和消除(6)19 (25)
分段调整后的EBITDA$72 $39 $33 
反映在我们所有其他部分的金额主要包括：
•我们的天然气营销业务；
•我们全资拥有天然气压缩业务；
•我们对煤炭装卸设施的投资；以及
•我们在加拿大的业务，包括天然气收集和加工资产。
分段调整后的EBITDA。与去年同期相比，截至2021年3月31日的三个月，与我们所有其他部门相关的部门调整后EBITDA增加，原因是以下净影响：
•电力交易活动增加5200万美元，主要是由于2021年2月冬季风暴乌里造成的短期有利市场条件；
•增加1700万美元，主要是由于德克萨斯州电力可靠性委员会(ERCOT)响应储备计划在冬季风暴URI期间获得的收入，以及
•增加500万美元，主要是由于储存天然气销售收益增加；部分抵消了
•减少2,200万美元，主要是由于上期收到的与MTBE诉讼有关的已了结索赔的保险收益；以及
•减少1000万美元，原因是与冰冻温度有关的公用事业费用增加。
流动性和资本资源
概述
我们履行义务和向单位持有人支付薪酬的能力将取决于我们未来的表现，这将受到当时的经济、金融、商业和天气状况以及其他因素的影响，其中许多因素不是管理层所能控制的。
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目录
我们目前预计2021年的资本支出将在以下范围内(不包括与我们在Sunoco LP和USAC的投资相关的资本支出)：
生长维护
低高低高
州内运输和储存$15 $20 $30 $35 
州际运输和储存 (1)
50 75 120 125 
中游425 450 110 115 
NGL及成品油运输和服务650 750 110 120 
原油运输和服务 (1)
325 350 90 100 
所有其他(包括取消)75 100 55 60 
资本支出总额
$1,540 $1,745 $515 $555 
(1)包括与我们对巴肯、罗孚和海湾大桥管道项目的比例所有权以及我们对Orbit Bay Coast NGL出口项目的比例所有权相关的资本支出。
我们在天然气和液体业务中使用的资产，包括管道、收集系统和相关设施，通常都是长期资产，不需要大量的维护资本支出。因此，我们在我们的业务中没有任何重大的维护资本支出的财务承诺。由于许多原因，我们不时会遇到管道成本上升的情况，包括但不限于，钢厂延误、能够及时生产大直径管道的工厂选择有限、钢材价格上涨以及其他我们无法控制的因素。然而，我们已经将这些因素包括在我们每年的预期增长资本支出中。
我们通常用经营活动的现金流为维护资本支出和分配提供资金。我们通常预计将用我们信贷安排下的借款收益以及运营现金为增长的资本支出提供资金。
Sunoco LP目前预计2021年全年将投资约1.5亿美元用于增长资本支出，约4500万美元用于维护资本支出。
USAC目前计划花费约2200万美元用于维护资本支出，目前已为2021年全年的扩建资本支出编制了3000万至4000万美元的预算。
现金流
我们的现金流未来可能会因为许多因素而发生变化，其中一些因素是我们无法控制的。这些因素包括监管变化、我们的产品和服务的价格、对这类产品和服务的需求、大宗商品价格大幅变化导致的保证金要求、运营风险、我们收购的成功整合以及其他因素。
经营活动
不同期间经营活动的现金流量变化主要是由于收益的变化(如上文“经营业绩”所述)，不包括非现金项目的影响以及经营资产和负债的变化。非现金项目包括经常性非现金费用，如折旧、损耗和摊销费用和非现金补偿费用。本报告所列期间折旧、损耗和摊销费用增加的主要原因是建造和收购资产，而非现金补偿费用的变化是由于授予单位数量的变化以及此类授予的估计授予日期公允价值的变化。经营活动的现金流也与收益不同，因为非现金费用可能不会重复发生，如减值费用和建设期间使用的股权基金拨备。当我们有大量的州际管道建设正在进行时，建设期间使用的股本资金的津贴就会增加。营业资产和负债在不同期间的变化是由于价格风险管理资产和负债的价值变化、应收账款收回的时间、应付账款的付款时间、存货的买卖时间以及从客户收到的垫款和存款的时间等因素造成的。
截至2021年3月31日的三个月与截至2020年3月31日的三个月。2021年运营活动提供的现金为51.6亿美元，而2020年为18.3亿美元，2021年净收入为36.4亿美元，2020年净亏损为9.64亿美元。截至2021年3月31日的三个月，经营活动提供的净收入和净现金之间的差额主要包括5.33亿美元的营业资产和负债净变化(扣除收购影响)和总计9.42亿美元的其他非现金项目。
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2021年和2020年的非现金活动主要包括分别为9.54亿美元和8.67亿美元的折旧、损耗和摊销，分别为2800万美元和2200万美元的非现金补偿支出，分别为1亿美元和2.27亿美元的存货估值调整，以及分别为6600万美元和4200万美元的递延所得税。非现金活动还包括2021年和2020年债务清偿损失分别为700万美元和6200万美元，以及2021年和2020年分别为300万美元和13.3亿美元的减值损失。
净收益(亏损)包括2021年未合并附属公司收益中的权益5500万美元和2020年未合并附属公司亏损中的权益700万美元，经营活动提供的现金包括从未合并附属公司收到的现金分配，这些现金分配被视为从累计收益中支付，2021年和2020年的分配分别为4500万美元和5800万美元。
在截至2021年和2020年3月31日的三个月里，扣除利息资本化后的净利息支付的现金分别为5.62亿美元和5.35亿美元。截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月，利息资本化分别为2700万美元和3800万美元。
投资活动
来自投资活动的现金流主要包括收购支付的现金金额、资本支出、对我们合资企业的现金贡献以及出售或贡献资产或业务的现金收益。此外，如果股权被投资人的分配被视为合伙企业的投资回报，则该分配包括在投资活动的现金流中。不同时期之间资本支出的变化主要是由于我们为建设和扩建项目提供资金的增长资本支出的增加或减少。
截至2021年3月31日的三个月与截至2020年3月31日的三个月相比。2021年投资活动中使用的现金为6.35亿美元，而2020年为15.6亿美元。2021年资本支出总额(不包括建设期间使用的股权资金津贴和援助建设成本的捐款净额)为6.95亿美元，而2020年为16.亿美元。下表提供了与我们的资本支出相关的更多详细信息。
以下是截至2021年3月31日的三个月的资本支出摘要(仅包括我们在巴肯、罗孚和海湾大桥管道项目中的比例份额，以及扣除帮助建设成本的捐款)：
期内录得的资本开支
生长维护总计
州内运输和储存
$9 $4 $13 
州际运输和储存
9 9 18 
中游
69 14 83 
NGL及成品油运输和服务
187 23 210 
原油运输和服务
71 8 79 
对Sunoco LP的投资
13 5 18 
对美国国资委的投资
4 5 9 
所有其他(包括取消)
16 8 24 
资本支出总额
$378 $76 $454 
融资活动
两个时期之间融资活动的现金流变化主要是由于借款和股票发行水平的变化，这些资金主要用于为我们的收购和增长资本支出提供资金。这两个时期之间的分配是基于未偿还公用事业单位数量的增加或分配率的增加而增加的。
截至2021年3月31日的三个月与截至2020年3月31日的三个月相比。2021年用于融资活动的现金为45.3亿美元，而2020年为3.66亿美元。2021年期间，我们的债务水平净减少37.3亿美元，而2020年净减少7.64亿美元。2020年，我们支付了5100万美元的债券发行成本。2020年，我们的子公司从优先股发行中获得15.8亿美元的净收益。
2021年和2020年，我们分别向合作伙伴支付了4.06亿美元和7.7亿美元的分销。2021年和2020年，我们分别向非控股权益支付了4.06亿美元和4.44亿美元的分配。在2021年和2020年，我们向我们可赎回的非控股权益支付了1200万美元的分配。此外，2021年我们从非控股权益获得了2000万美元的现金出资，而2020年来自非控股权益的现金为9500万美元。
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目录
对负债的描述
我们的未偿还综合债务如下：
三月三十一号，
2021		十二月三十一日，
2020
ET负债：
高级注释(1)
$36,455 $37,855 
定期贷款(2)
2,000 2,000 
五年期信贷安排(2)
800 3,103 
附属债务：
西域高级笔记
400 400 
狭长柄高级票据
235 235 
巴肯高级票据
2,500 2,500 
Sunoco LP高级票据和租赁相关债务
2,711 3,139 
USAC高级票据
1,475 1,475 
HFOTCO免税票据225 225 
循环信贷安排：
Sunoco LP信贷安排381 — 
USAC信贷安排503 474 
Energy Transfer Canada Revolver将于2024年2月到期65 57 
加拿大能源转让公司2024年2月到期的左轮车定期贷款A261 261 
其他长期债务
3 3 
未摊销净保费、折扣和公允价值调整
(10)(10)
递延债务发行成本
(269)(279)
债务总额47,735 51,438 
减去：长期债务的当前到期日
23 21 
长期债务，较少的当前到期日$47,712 $51,417 
(1)上面列出的余额包括优先票据，这些票据在下文讨论的汇总合并之前和上文“最近的发展”中以前是ETO的债务。截至2021年3月31日和2020年12月31日，ETO优先票据的未偿还本金金额分别为364亿美元和378亿美元。从2021年4月1日开始，这些优先票据是ET的义务。ET承担的ETO高级票据的说明包含在合作伙伴截至2020年12月31日的Form 10-K年度报告中。
(2)定期贷款和五年期信贷安排以前是ETO的义务。在2021年4月1日完成汇总合并后，这些设施是ET的义务。
近期交易
关于2021年4月1日的Rollup合并，ET签订了各种补充契约，并承担了ETO根据各自契约和信贷协议承担的所有义务。
2021年第一季度，ETO用五年期信贷安排的收益赎回了2021年4月1日到期的6亿美元4.40%优先票据和2021年6月1日到期的8亿美元4.65%优先票据。
信贷安排和商业票据
定期贷款
作为Rollup合并的结果，2021年4月1日，ET承担了ETO关于其定期贷款信贷协议(“定期贷款”)的所有义务，Sunoco物流运营部门被解除为定期贷款的担保人。该伙伴关系的定期贷款提供20亿美元的三年期定期贷款信贷安排。定期贷款项下的借款将于2022年10月17日到期，可用于营运资金目的和一般合伙目的。截至2021年3月31日，这笔定期贷款有20亿美元未偿还，已全部提取。截至2021年3月31日未偿还总额的加权平均利率为1.11%。
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目录
五年期信贷安排
作为Rollup合并的结果，2021年4月1日，ET承担了ETO在其循环信贷安排(“五年期信贷安排”)方面的所有义务，Sunoco物流运营部门被解除为五年期信贷安排的担保人。合伙企业的五年期信贷安排允许最高5亿美元的无担保借款，将于2023年12月1日到期。五年期信贷安排包含手风琴功能，在某些条件下，总承诺可能会增加到6亿美元。
截至2021年3月31日，五年期信贷安排有8亿美元的未偿还借款，全部由商业票据组成。在计入1.21亿美元的未偿还信用证后，未来可供借款的金额为40.8亿美元。截至2021年3月31日未偿还总额的加权平均利率为0.45%。
364天设施
作为Rollup合并的结果，2021年4月1日，ET承担了ETO关于其364天循环信贷安排(“364天安排”)的所有义务，Sunoco物流运营部门被解除为364天安排的担保人。合伙企业的364天安排允许最高可达10.亿美元的无担保借款，将于2021年11月26日到期。截至2021年3月31日，364天贷款机制没有未偿还借款。
Sunoco LP信贷安排
截至2021年3月31日，Sunoco LP Credit Facility的未偿还借款为3.81亿美元， 800万美元备用信用证，2023年7月到期。截至2021年3月31日，未来可供借款的金额为11亿美元。截至2021年3月31日未偿还总额的加权平均利率为1.86%。
USAC信贷安排
截至2021年3月31日，根据信贷协议，USAC有5.03亿美元的未偿还借款，没有未偿还的信用证。截至2021年3月31日，USAC的信贷安排下有11.亿美元的可用资金。截至2021年3月31日未偿还总额的加权平均利率为3.20%。
加拿大能源转移信贷安排
加拿大能源转移公司是一项信贷协议的缔约方，该协议规定3.5亿加元*(2.78亿美元)2021年3月31日汇率)优先担保定期贷款安排，5.25亿加元(4.17亿美元)2021年3月31日汇率)高级担保循环信贷安排，以及3亿加元(2.39亿美元)2021年3月31日汇率)优先担保建筑贷款安排(“卡普斯安排”)。定期贷款安排和循环信贷安排将于2024年2月25日到期。卡普斯基金将于2024年6月13日到期。Energy Transfer Canada可能会产生额外的定期贷款和循环承诺，总额不超过2.5亿加元(1.99亿美元)2021年3月31日(汇率)，但须从新贷款人或现有贷款人获得此类额外定期贷款或循环贷款的承诺或增加的承诺。
遵守我们的契约
截至2021年3月31日，我们和我们的子公司遵守了与我们的债务协议相关的所有要求、测试、限制和契约。
现金分配
由ET支付的现金分配
根据其合作协议，ET将在每个财政季度结束后50天内分配其在合作协议中定义的所有可用现金。可用现金一般指，就任何季度而言，该季度末手头的所有现金减去我们的普通合伙人合理酌情决定为满足未来现金需求而必要或适当的现金储备额。
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目录
关于ET公用单位的现金分配
2020年12月31日之后宣布和/或支付的关于ET共同单位的分配如下：
截至的季度记录日期付款日期率
2020年12月31日2021年2月8日2021年2月19日$0.1525 
2021年3月31日2021年5月11日2021年5月19日0.1525 
ET优先股的现金分配
正如上文“最近的发展”中所讨论的，与汇总合并有关，ETO的优秀优先股被转换为ET优先股。
在ET首选单元上声明的分布如下：
期间已结束记录日期付款日期
系列A (1)
B系列 (1)
C系列D系列E系列
F系列(1)
G系列(1)
2020年12月31日(2)
2021年2月1日2021年2月16日$31.25 $33.125 $0.4609 $0.4766 $0.4750 $— $— 
2021年3月31日2021年5月3日2021年5月17日— — 0.4609 0.4766 0.4750 33.75 35.63 
(1)A系列、B系列、F系列和G系列分销每半年支付一次。
(2)截至2020年12月31日的分配反映了在转换为ET优先单位之前在ETO优先单位上支付的分配，如上所述。
与ET优先股相关的分配和赎回权摘要包含在附注9的“项目1.财务报表”中。
子公司支付的现金分配
合伙公司的合并财务报表包括Sunoco LP和USAC，这两家公司都是公开交易的主有限合伙企业，以及其他非全资拥有的合并合资企业。以下各节介绍了我们的上市子公司Sunoco LP和USAC进行的现金分配，根据各自的合作伙伴协议，这两家公司都需要在每个季度结束后分配手头的所有现金(不太合适的准备金由各自普通合作伙伴的董事会决定)。
Sunoco LP支付的现金分配
Sunoco LP在2020年12月31日之后申报和/或支付的Sunoco LP单位的分配情况如下：
截至的季度记录日期付款日期率
2020年12月31日2021年2月8日2021年2月19日$0.8255 
2021年3月31日2021年5月11日2021年5月19日0.8255 
USAC支付的现金分配
USAC在2020年12月31日之后申报和/或支付的USAC单位的分布情况如下：
截至的季度记录日期付款日期率
2020年12月31日2021年1月25日2021年2月5日$0.5250 
2021年3月31日2021年4月26日2021年5月7日0.5250 
估算和关键会计政策
会计政策的选择和运用是随着企业经营活动的发展和会计规则的发展而发展的一个重要过程。会计规则通常不涉及在备选方案中进行选择，而是涉及对现有规则的实施和解释，以及对我们业务中存在的特定情况的判断的使用。我们尽一切努力适当地遵守所有适用的规则，我们相信会计规则的正确实施和一致应用是至关重要的。我们在合伙企业于2021年2月19日提交给证券交易委员会的Form 10-K年度报告中的合并财务报表附注2中描述了我们的重要会计政策。
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目录
最近的会计声明
目前，没有已经发布但尚未采用的会计声明，这些声明预计将对合伙企业的财务状况或经营结果产生重大影响。
前瞻性陈述
本季度报告包含各种前瞻性陈述和信息，这些陈述和信息基于我们和我们普通合作伙伴的信念，以及我们所做的假设和目前可获得的信息。这些前瞻性陈述被认为是与历史或当前事实没有严格关系的任何陈述。在本季度报告中使用的“预期”、“项目”、“预期”、“计划”、“目标”、“预测”、“估计”、“打算”、“可能”、“相信”、“可能”、“将会”以及与我们未来业务的计划和目标有关的类似表述和陈述，都是为了识别前瞻性陈述。尽管我们和我们的普通合伙人认为这些前瞻性陈述所基于的预期是合理的，但我们和我们的普通合伙人都不能保证这些预期将被证明是正确的。前瞻性陈述会受到各种风险、不确定性和假设的影响。如果这些风险或不确定性中的一个或多个成为现实，或者如果基本假设被证明是不正确的，我们的实际结果可能与预期、估计、预测或预期的结果大不相同。可能对我们的运营结果和财务状况有直接影响的关键风险因素包括：
•我们管道和收集系统上的运输量；
•我们的加工和处理设施的生产能力水平；
•我们收取的费用和他们在收集、处理、加工、储存和运输服务中实现的利润；
•天然气和天然气的价格和市场需求以及两者之间的关系；
•一般能源价格；
•世界卫生事件的影响，包括新冠肺炎大流行；
•天然气和天然气的价格与替代燃料和竞争燃料的价格相比；
•石油产品需求的总体水平以及天然气供应的可获得性和价格；
•国内石油、天然气、天然气生产水平；
•进口石油、天然气和天然气的可获得性；
•外国油气生产国采取的行动；
•产油国的政治经济稳定；
•天气条件对石油、天然气和天然气需求的影响；
•当地、州内和州际运输系统的可用性；
•继续寻找和承包新的天然气供应来源的能力；
•竞争性燃料的供应和营销；
•节能工作的影响；
•能源效率和技术趋势；
•政府调控与税收；
•与我们的州际和州内管道相关的关税税率和运营要求的变化和适用；
•天然气和天然气气藏的收集、处理、加工和运输过程中附带的危害或操作风险；
•来自其他中游公司和州际管道公司的竞争；
•关键人员流失；
•重点天然气生产企业或者分馏服务提供者流失；
•减少与我们的管道和设施连接的第三方管道的容量或分配；
•风险管理政策和程序的有效性以及我们的液体营销对手方履行其财务承诺的能力；
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目录
•客户不付款或不履行义务；
•监管、环境、政治和法律方面的不确定性，这些不确定性可能会影响我们内部增长项目的时间和成本，例如我们建设更多的管道系统；
•与建造新管道和处理加工设施或增加现有管道和设施相关的风险，包括在获得许可和通行权或其他监管批准方面的困难，以及第三方承包商的履行情况；
•资金的可获得性和成本，以及我们获得某些资金来源的能力；
•信贷和资本市场的恶化；
•与我们拥有控股权益以下的实体的资产和运营相关的风险，包括与我们可能无法控制或施加影响的实体的管理行为相关的风险；
•能够以收购价格成功识别和完成战略收购，提高我们的财务业绩，并成功整合被收购的业务；
•本公司所受法律法规的变更，包括税收、环境、交通、就业法规或监管机构对该等法律法规的新解释；
•成本和效应法律和行政诉讼程序；以及
•与我们的业务与Enable业务成功合并的潜在失败相关的风险。
你不应该过分依赖任何前瞻性陈述。在考虑前瞻性陈述时，请查看“第I部分--第1A项”中描述的风险。我们在截至2020年12月31日的10-K表格年度报告中提到“风险因素”。我们在这份Form 10-Q季度报告中所作的任何前瞻性陈述，仅基于我们目前掌握的信息，且仅陈述截止日期。我们没有义务公开更新任何可能不时做出的前瞻性陈述，无论是书面的还是口头的，无论是由于新信息、未来发展还是其他原因。
第三项关于市场风险的定量和定性披露
项目3中包含的信息更新了合作伙伴关系于2021年2月19日提交给证券交易委员会的截至2020年12月31日的年度报告中包含的第二部分-项目7A中的信息，以及附注和管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析，这些信息出现在本季度报告中的表格10-Q中的第1和2项中，这些信息都是合伙企业于2021年2月19日提交给SEC的Form 10-K年度报告中所载的信息。我们关于市场风险的定量和定性披露与我们在截至2020年12月31日的年度报告Form 10-K中讨论的内容一致。自2020年12月31日以来，我们的一级市场风险敞口或这些敞口的管理方式没有发生实质性变化。
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目录
商品价格风险
下表概述了我们与商品相关的金融衍生工具和公允价值，包括与我们合并子公司相关的衍生品，以及商品标的价格假设变动10%的影响。美元金额以百万为单位。
2021年3月31日2020年12月31日
名义体积公允价值资产(负债)假设10%变化的影响名义体积公允价值资产(负债)假设10%变化的影响
按市值计价的衍生品
(交易)
天然气(BBtu)：
基差掉期IFERC/NYMEX(1)
21,125 $— $1 (44,225)$2 $5 
固定掉期/期货
1,493 — — 1,603 — — 
功率(兆瓦)：
远期
408,800 5 — 1,392,400 4 — 
期货
(32,918)(1)— 18,706 (1)— 
期权看跌期权-看跌期权
174,398 — — 519,071 — — 
期权期权看涨期权
(202,034)— — 2,343,293 1 — 
(非交易)
天然气(BBtu)：
基差掉期IFERC/NYMEX
(25,610)4 — (29,173)— 1 
摆动掉期IFERC
(13,573)1 1 11,208 (2)— 
固定掉期/期货
(18,425)1 6 (53,575)6 31 
远期现货合约
(15,338)4 5 (11,861)4 5 
NGL(MBbls)-转发/交换
(2,759)(71)29 (5,840)(100)39 
成品油(MBBLS)-期货
(1,724)— 21 (2,765)(8)3 
原油(MBbls)-远期/掉期
(3,592)5 16 — — — 
公允价值套期保值衍生产品
(非交易)
天然气(BBtu)：
基差掉期IFERC/NYMEX
(14,068)— 1 (30,113)(1)— 
固定掉期/期货
(14,068)(6)27 (30,113)(6)8 
(1)包括与休斯顿船道、Waha Hub、NGPL TexOk、西路易斯安那区和Henry Hub地点相关的未平仓头寸的总额。
商品相关财务头寸的公允价值已使用独立的第三方价格、现成的市场信息和适当的估值技术确定。非交易头寸抵消了对现货市场的实物敞口；这些抵消的实物敞口都没有包括在上表中。价格风险敏感性是通过假设价格在理论上有10%的变化(增加或减少)来计算的，而不考虑工具的合同价格与基础商品价格之间的条款或历史关系。业绩以绝对值列示，代表净收益或其他全面收益的潜在损益。如果即期月天然气价格实际变动10%，我们的全部衍生产品组合的公允价值可能不会发生10%的变化，原因包括金融工具结算的时间和金融工具所绑定的位置(即基差掉期)以及即期月和远期月之间的关系。
利率风险
截至2021年3月31日，我们和我们的子公司有48.4亿美元的浮动利率债务未偿还。假设100个基点的变化将导致每年利息支出的最大潜在变化为4800万美元；然而，由于我们的可变利率债务工具中包括利率下限，我们在给定时期内的实际利息支出变化可能较小。我们通过利用利率掉期(包括远期开始利率掉期)来管理部分利率敞口，以锁定部分预期债务发行的利率。
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目录
下表汇总了我们的未偿还利率掉期(以百万美元为单位)，这些掉期都不是出于会计目的而指定为对冲的：
术语
类型(1)
未清偿名义金额
三月三十一号，
2021		十二月三十一日，
2020
2021年7月(2)
远期开始支付3.55%的固定利率，并获得浮动利率
$400 $400 
2022年7月(2)
远期开始支付3.80%的固定利率，并获得浮动利率
400 400 
(1)浮动利率以3个月期LIBOR为基础。
(2)表示生效日期。这些远期掉期的期限为30年，强制终止日期与生效日期相同。
假设这些利率互换的利率变化100个基点，将导致截至2021年3月31日的利率衍生品公允价值和收益(确认为利率衍生品损益)净变化2.2亿美元。对于远期利率掉期，在掉期结算之前，假设利率变化100个基点不会影响现金流。
项目4.控制和程序
信息披露控制和程序的评估
我们已经建立了披露控制和程序，以确保我们(包括我们的合并实体)在我们根据交易法提交或提交的报告中要求披露的信息在SEC规则和表格指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告。
在高级管理层的监督下，包括我们普通合伙人的联席首席执行官(“联席首席执行官”)和首席财务官(“首席财务官”)的参与下，我们评估了我们的披露控制和程序，该词是根据交易所法案颁布的第13a-15(E)条定义的。基于这一评估，我们普通合伙人的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序自2021年3月31日起生效，以确保我们根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息：(1)在SEC的规则和表格指定的时间段内记录、处理、汇总和报告，以及(2)积累并传达给管理层，包括普通合伙人的首席执行官和首席财务官，以便及时做出关于所需披露的决定。
财务报告内部控制的变化
在此期间，我们对财务报告的内部控制(如交易法规则13(A)-15(F)或规则15d-15(F)所定义)没有变化。截至三个月 2021年3月31日那些对我们的财务报告内部控制产生了重大影响或有合理可能性产生重大影响的财务报告。
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目录
第二部分-其他资料
第一项：法律诉讼
有关法律诉讼的信息，请参阅我们于2021年2月19日提交给SEC的Form 10-K年度报告和本Form 10-Q截至2021年3月31日的季度报告中包括的监管事项、承诺、或有事项和环境责任-能源转移LP和子公司合并财务报表附注。
斯通曼之家
2016年末，FERC执法人员开始对罗孚拆除旧建筑斯通曼之家一事进行非公开调查，当时罗孚正在等待许可建设一条新的州际天然气管道及相关设施。2021年3月18日，FERC发布了一项命令，要求提出拟议处罚的原因和通知(案卷编号：(IN19-4000-000)，命令罗孚提出不应被发现违反欧盟委员会条例157.5节的理由，并评估民事处罚。罗孚必须在2021年6月18日之前提交一份回复这一订单的答复。该伙伴关系不同意调查结果，并打算对任何拟议的处罚进行有力辩护。鉴于诉讼的阶段，合伙企业目前无法提供对潜在后果或潜在责任范围(如果有的话)的评估。
托斯卡拉瓦斯河
2017年年中，FERC执法人员开始对托斯卡拉瓦斯河水平定向钻井(HDD)作业的钻井泥浆中可能含有柴油的指控进行非公开调查。罗孚和合作伙伴正在配合调查。执法人员已根据FERC规定的第1b.19节向罗孚发出通知，称执法人员打算建议FERC对罗孚及其合伙企业采取执法行动。该伙伴关系不同意执法人员的调查结果，并打算积极抗辩任何潜在的处罚。鉴于诉讼的阶段，以及调查的非公开性质，合作伙伴目前无法评估潜在的结果或潜在责任的范围(如果有的话)。
革命
2018年9月10日，位于宾夕法尼亚州比佛县中心乡的天然气集输管道革命管道发生管道泄漏起火(简称《事件》)。没有人受伤。2019年2月8日，宾夕法尼亚州环境保护部(“PADEP”)根据宾夕法尼亚州的水法，对任何项目的审批/许可或许可修订请求颁发了许可证搁置。该伙伴关系向宾夕法尼亚州环境听证委员会提出了许可证持有的上诉。2020年1月3日，该伙伴关系与PADEP签订了同意令和协议，其中除其他外，解除了许可证持有，该伙伴关系同意支付2860万美元的民事罚款，并为一个200万美元的社区环境项目提供资金，所有相关上诉都被撤回。2020年11月11日，PADEP发布了一项命令，要求在革命管道重新投入使用之前获得额外的批准和工作。该伙伴关系于2020年12月8日向环境听证委员会提出了对这一命令的上诉。2021年2月26日，伙伴关系与PADEP签订了同意令和协议，其中除其他外，允许伙伴关系恢复革命管道的服务，伙伴关系同意支付12.5万美元的罚款，所有相关上诉都被撤回。
宾夕法尼亚州总检察长办公室已经开始对这起事件进行调查，宾夕法尼亚州西区联邦检察官已经发出联邦大陪审团传票，要求提供与这起事件相关的文件。目前还不清楚这些调查的范围。
其他
此外，根据联邦、州和地方有关向环境排放材料或保护环境的各种规定，我们收到了违规通知和可能的罚款。虽然我们相信，即使下面列出的任何一个或多个环境诉讼被裁定对我们不利，但这对我们的财务状况、运营结果或现金流不会有实质性影响，但如果我们有理由相信此类诉讼将导致超过30万美元的罚款，我们必须报告政府诉讼。
根据表格10-Q的指示，本第II部分第1项披露的事项包括：(I)在本报告涵盖的期间内终止的任何须报告的法律程序；(Ii)在本报告涵盖的期间内成为须报告的事件的任何须报告的法律程序；或(Iii)在本报告涵盖的期间内有重大进展的任何须报告的法律程序。
有关其他法律程序的说明，请参阅我们的合并财务报表附注11，该附注11包含在“第1项.财务报表”中。
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目录
项目1A。危险因素
与合伙企业截至年度的Form10-K年度报告第I部分第1A项所述的风险因素相比，没有发生实质性变化2020年12月31日提交给美国证券交易委员会(SEC)的时间是2021年2月19日。
项目6.展品
以下列出的证物作为本报告的一部分存档或提供：
展品编号
描述
2.1
由Energy Transfer LP、ELK Merger Sub LLC、Elk GP Merger Sub LLC、Enable Midstream Partners，LP，Enable GP，LLC以及CenterPoint Energy，Inc.(仅为第1.1(B)(I)节的目的，仅为第1.1(B)(I)节的目的，于2021年2月16日提交的Form 8-K(文件编号1-32740)的附件2.1合并而成)，截至2021年2月16日，由Energy Transfer LP、ELK Merger Sub LLC、Elk GP Merge Sub LLC、Enable中游Partners，LP，Enable GP，LLC以及CenterPoint Energy，Inc.签署的协议和合并计划日期为2021年2月16日
2.2
协议和合并计划，日期为2021年3月5日，由Energy Transfer LP，ETO Merge Sub LLC和Energy Transfer Operating，L.P.(通过引用2021年3月5日提交的Form 8-K(1-32740号文件)附件2.1并入)
2.3
协议和合并计划，日期为2021年4月1日，由Energy Transfer Operating，L.P.，Sunoco物流合作伙伴运营L.P.和Sunoco物流合作伙伴GP LLC签署。(参考2021年4月1日提交的表格8-K(文件编号1-32740)的附件2.1并入)
2.4
合并协议和计划，日期为2021年4月1日，由Energy Transfer LP和Energy Transfer Operating L.P.(通过引用2021年4月1日提交的Form 8-K(1-32740号文件)附件2.2合并而成)
3.1
能源转让股权有限合伙企业证书，L.P.(参考2005年9月2日提交的S-1表格附件3.2第333-128097号文件)
3.2
《能源转让股权有限合伙企业证书修正案》，L.P.，日期为2018年10月19日(通过引用2018年10月19日提交的Form 8-K，1-32740号文件附件3.1并入)
3.3
2006年2月8日经第三次修订的能源转让股权有限合伙协议L.P.(通过引用2006年2月14日提交的表格8-K，1-32740号文件的附件3.1并入)
3.4
2006年11月1日对《能源转让股权有限合伙企业第三次修订和重新签署协议》的第1号修正案(参考2006年11月29日提交的10-K表格附件3.3.1，1-32740号文件)
3.5
2007年11月9日对能源转让股权有限合伙企业第三次修订和重新签署协议的第2号修正案(通过引用2007年11月13日提交的8-K表格附件3.3.2，1-32740号文件并入)
3.6
2010年5月26日对能源转让股权有限合伙企业第三次修订和重新签署协议的第3号修正案(通过引用2010年6月2日提交的表格8-K，1-32740号文件的附件3.1并入)
3.7
2013年12月23日对能源转让股权有限合伙企业第三次修订和重新签署协议的第4号修正案(通过引用2013年12月27日提交的表格8-K，1-32740号文件的附件3.1并入)
3.8
2016年3月8日对能源转让股权有限合伙企业第三次修订和重新签署协议的第5号修正案(通过引用2016年3月9日提交的表格8-K，1-32740号文件的附件3.1并入)
3.9
第三次修订和重新签署的能源转让股权有限合伙协议，截至2018年10月19日的第6号修正案(通过引用2018年11月8日提交的10-Q表格附件3.9，1-32740号文件合并)
3.10
截至2019年8月6日的第三次修订和重新签署的能源转让有限合伙协议的第7号修正案(通过引用2019年8月8日提交的Form 10-Q，1-32740号文件的附件3.10而并入)
3.11
日期为2021年4月1日的第三次修订和重新签署的能源转让有限责任公司协议的第8号修正案，日期为2006年2月8日。(引用表格8-K的附件2.2，文件编号1-32740，于2021年4月1日提交)
10.1
支持协议，日期为2021年2月16日，由Energy Transfer LP、ELK合并子有限责任公司、ELK GP合并子有限责任公司、Enable Midstream Partners LP、Enable GP、LLC和CenterPoint Energy，Inc.(通过引用2021年2月16日提交的Form 8-K(文件编号1-32740)附件2.1合并而成)
56
目录
展品编号
描述
10.2
支持协议，日期为2021年2月16日，由Energy Transfer LP、Elk Merge Sub LLC、Elk GP Merge Sub LLC、Enable Midstream Partners LP、Enable GP、LLC和OGE Energy Corp.签订，日期为2021年2月16日(通过引用2021年2月16日提交的8-K表格(文件编号1-32740)附件2.1合并)
10.3
第三补充契约，日期为2021年4月1日，由Energy Transfer LP和美国银行全国协会(通过引用2021年4月1日提交的Form 8-K(1-32740号文件)附件10.1合并)
10.4
第四补充契约，日期为2021年4月1日，由Energy Transfer LP和美国银行全国协会(通过引用2021年4月1日提交的Form 8-K(1-32740号文件)附件10.2合并)
10.5
第五补充契约，日期为2021年4月1日，由Energy Transfer LP和美国银行全国协会(通过引用2021年4月1日提交的Form 8-K(1-32740号文件)附件10.3合并)
10.6
第17份补充契约，日期为2021年4月1日，由Energy Transfer LP和美国银行全国协会(通过引用2021年4月1日提交的Form 8-K(1-32740号文件)附件10.4合并)
10.7
第19份补充契约，日期为2021年4月1日，由Energy Transfer LP和美国银行全国协会(通过引用2021年4月1日提交的Form 8-K(1-32740号文件)附件10.5合并)
10.8
第11份补充契约，日期为2021年4月1日，由摄政能源金融公司的Energy Transfer LP和全国协会的富国银行之间签署(通过引用2021年4月1日提交的Form 8-K(1-32740号文件)附件10.6合并)
10.9
第12次补充契约，日期为2021年4月1日，由摄政能源金融公司的Energy Transfer LP和全国协会的富国银行(通过引用2021年4月1日提交的Form 8-K(1-32740号文件)附件10.7合并)
10.10+
修订和重新确定的能量转移有限责任公司长期激励计划的第一修正案(通过引用2021年2月19日提交的表格10-K(1-32740号文件)附件10.7并入)
10.11+
修订和重新确定的能量转移有限责任公司长期激励计划的第二修正案(通过引用附件10.1并入表格8-K(1-32740号文件)，提交于2021年1月6日)
10.12+
能量转移LP长期现金限制单位计划(通过引用附件10.2并入表格8-K(文件编号1-32740)，提交于2021年1月6日)
10.13+
能源转移有限责任公司长期现金限制单位计划下的现金单位奖励协议表格(通过引用附件10.3并入表格8-K(1-32740号文件)，提交于2021年1月6日)
22.1*
注册证券的发行人及担保人
31.1*
根据“1934年证券交易法”第13a-14(A)条或“1934年证券交易法”第15d-14(A)条，根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”第302节认证联席首席执行官
31.2*
根据“1934年证券交易法”第13a-14(A)条或“1934年证券交易法”第15d-14(A)条，根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”第302节认证联席首席执行官
31.3*
根据“1934年证券交易法”第13a-14(A)条或“1934年证券交易法”第15d-14(A)条，依据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”第302条对首席财务官进行认证
32.1**
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906节通过的《美国法典》第18编第1350条对联席首席执行官的认证
32.2**
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906节通过的《美国法典》第18编第1350条对联席首席执行官的认证
32.3**
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条通过的美国法典第18编第1350条对首席财务官的证明
101*
根据S-T法规第405条的交互数据文件：(I)截至2021年3月31日和2020年12月31日的综合资产负债表；(Ii)截至2021年和2020年3月31日的三个月的综合经营报表；(Iii)截至2021年和2020年3月31日的三个月的综合全面收益表(亏损)；(Iv)截至2021年和2020年3月31日的三个月的合作伙伴资本综合报表；(V)截至2021年和2020年3月31日的综合合作伙伴资本报表和(Vi)我们合并财务报表的附注。
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。
**随信提供。
+指管理合同或补偿协议。
57
目录
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签名人代表其签署。
能量转移LP
由以下人员提供：Le GP，LLC，其普通合伙人
日期：2021年5月7日由以下人员提供：/S/A特洛伊·斯特罗克
A.特洛伊·斯特罗克
高级副总裁、主计长和首席会计官(正式授权代表注册人签署)
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