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目录表
财务报表索引

美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K

(标记一)
☑    根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告
截至本财政年度止12月31日, 2021
或
☐    根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告

佣金文件编号1-14569
普莱恩斯全美管道，L.P.
(注册人的确切姓名载于其章程)
特拉华州76-0582150
(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区)(国际税务局雇主身分证号码)
克利街333号, 1600号套房, 休斯敦, 德克萨斯州
77002
(主要执行办公室地址)(邮政编码)

注册人的电话号码，包括区号：(713) 646-4100
根据该法第12(B)条登记的证券：
每个班级的标题交易代码注册的每个交易所的名称
公共单位PAA纳斯达克
根据该法第12(G)条登记的证券：无

如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是 ☑不是☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。是☐  不是 ☑
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是 ☑不是☐
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405规定必须提交的每一份交互数据文件。是 ☑不是☐
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、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“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。
大型加速文件服务器 ☑
 
加速文件管理器☐
非加速文件服务器☐
 
规模较小的报告公司☐
 
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已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》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提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。 ☑
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是☐不是☑
2021年6月30日，注册人的非关联公司持有的约4.676亿公用事业单位的总市值约为#美元(为此，将注册人的所有高管和董事以及持有10%或以上的公用事业单位的持有者视为注册人的关联人)。5.310亿美元，基于当日纳斯达克全球精选市场报告的每普通单位11.36美元的收盘价。
截至2022年2月22日，有705,043,477公用事业单位未完成.
以引用方式并入的文件
注册人将根据第14A条提交的与2022年单位持有人年会有关的最终委托书的部分内容通过引用并入本协议第三部分。登记人打算在本10-K表格所涵盖的财政年度结束后120天内提交委托书。


目录表
财务报表索引

普莱恩斯全美管道公司、L.P.及其子公司
表格10-K-2021年年度报告
目录表
页面
第一部分
5
项目1和2。
企业和物业
5
第1A项。
风险因素
42
项目1B。
未解决的员工意见
69
第三项。
法律诉讼
69
第四项。
煤矿安全信息披露
69
第II部
70
第五项。
注册人普通单位、相关单位持有人事项和发行人购买股权证券的市场
70
第六项。
已保留
72
第7项。
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
72
第7A项。
关于市场风险的定量和定性披露
100
第八项。
财务报表和补充数据
101
第九项。
会计与财务信息披露的变更与分歧
101
第9A项。
控制和程序
101
项目9B。
其他信息
102
第三部分
103
第10项。
我们普通合伙人和公司治理的董事和高管
103
第11项。
高管薪酬
103
第12项。
某些实益所有人的担保所有权以及管理和相关单位持有人事项
103
第13项。
某些关系和相关交易，以及董事的独立性
104
第14项。
首席会计师费用及服务
104
第四部分
105
第15项。
展品和财务报表附表
105
第16项。
表格10-K摘要
110

2
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财务报表索引

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，以及关于我们未来业务战略、计划和目标的类似表述和陈述。然而，没有这样的词语、表述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相径庭。其中最重要的因素包括但不限于：
•全球原油需求和原油价格的下降(无论是由于新冠肺炎大流行、未来的流行病还是其他因素)，这相应地导致北美原油和天然气液体产量显著减少(无论是由于用于资助钻探活动的生产商现金流减少还是由于生产商无法获得资本，或者两者兼而有之，管道和/或存储能力不可用，生产商停产，政府规定的按比例分配订单，或其他因素)，这反过来可能导致原油和天然气液体的实际或预期数量显著下降，运输、加工、购买、储存、通过使用我们的资产和/或减少我们本来可以获得的商业机会而分散和/或聚集在一起的；
•我们经营地区的竞争和运力过剩的影响，包括费率和利润率的下行压力、合同续签风险以及其他中游运营商失去业务的风险，这些运营商愿意或面临着大幅降低运费以吸引或留住客户的风险；
•社会对碳氢化合物能源行业的负面情绪以及碳氢化合物的持续开发和消费，这可能会影响消费者的偏好以及对我们的业务产生不利影响的政府或监管行动；
•原油和液化石油气市场结构、品级差异和波动性(或缺乏)的意外变化；
•美国和其他地区的一般经济、市场或商业状况(包括经济活动水平可能出现衰退或大幅放缓、通胀持续高企和供应链问题持续存在、冠状病毒变种对需求和增长的影响，以及经济复苏的时间、速度和程度)，影响(I)对原油、钻井和生产活动的需求，从而影响对我们提供的中游服务的需求，以及(Ii)为我们提供的商业机会；
•当前和未来的法律、裁决、政府法规、行政命令、贸易政策、会计准则和声明以及相关解释的影响，包括因大流行相关关切而产生的立法、行政命令或监管举措，禁止、限制或规范水力压裂，或禁止在我们的管道专用或服务的土地上开发石油和天然气资源及相关基础设施；
•赔偿、保险或现有准备金不包括的环境责任、诉讼或其他事件；
•关键人才流失，无法吸引和留住新人才；
•我们干线供应地区炼油厂产能的波动，以及影响对各种等级原油和天然气需求的其他因素，以及由此导致的定价条件或运输吞吐量要求的变化；
•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；
•我们不时达成的合资企业和联合经营安排的成功运营，无论是关于我们或第三方运营的资产，以及收购的资产或业务的成功整合和未来表现；
•维持我们的信用评级，并有能力从我们的供应商和贸易对手那里获得开放信用；
•发生自然灾害、灾难、恐怖袭击(包括生态恐怖袭击)或其他对我们的业务产生重大影响的事件，包括对我们的电子和计算机系统的网络或其他攻击；
•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；
3
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•我们的资产和设施严重利用不足；
•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，无论是否有正当理由，也无论是由于财务限制(如信誉下降、流动性问题或资不抵债)、市场限制、法律限制(包括政府命令或指导)、行使合同或普通法权利(如不可抗力或类似索赔)或其他因素；
•我们无法履行合同规定的义务，无论是由于第三方不履行义务，包括我们的客户或交易对手、市场限制、第三方限制、供应链问题、法律限制(包括政府命令或指导)或其他因素或事件；
•与意外或计划外资本支出、第三方索赔或其他因素有关的成本和费用；
•原油、NGL和其他石油产品期货市场中断，这可能会削弱我们执行商业或套期保值战略的能力；
•未对投资资本项目实施或资本化，或因准许延迟、准许撤资或其他因素而延迟实施或资本化的；
•物资、材料或者劳动力短缺或者成本增加；
•资本市场收紧或其他因素增加我们的资本成本或限制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；
•金融市场动荡、资本约束、流动性担忧和通货膨胀造成的其他风险放大；
•第三方资产的使用或可获得性，我们的业务依赖于这些资产，而我们对这些资产几乎没有控制权；
•加元对美元的货币汇率；
•无法确认可归因于从客户那里收到的欠款造成的当前收入，这些客户在相关信用到期或使用之前未能发货或运输超过最低合同量；
•保险成本增加，或缺乏保险；
•我们风险管理活动的有效性；
•债务和股权市场的波动，包括我们长期激励计划授予时我们单位的价格；
•与我们资产的开发和运营相关的风险；以及
•原油的运输、储存、终止和销售以及天然气的加工、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。请阅读第1A项。“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。

4
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第一部分

项目1和2。企业和物业

一般信息

Plains All American Pipeline，L.P.是特拉华州一家上市的有限合伙企业。我们的共同单位在纳斯达克全球精选市场(“纳斯达克”)上市，股票代码为“PAA”。我们的商业模式将大规模供应聚合能力与关键中游基础设施系统的所有权和运营相结合，这些系统将主要产区与关键需求中心和出口终端连接起来。作为北美最大的中游服务提供商之一，我们拥有广泛的管道运输、终端、存储和收集资产网络，这些资产位于主要的原油和天然气液体(NGL)生产盆地(包括二叠纪盆地)和运输走廊以及美国和加拿大的主要市场枢纽。我们的资产和我们提供的服务主要集中在原油和天然气。

我们的业务建立在碳氢化合物对安全和提高人类生活质量至关重要的基本论点之上，并将继续在世界经济中发挥重要的长期作用。我们还认为，中游能源基础设施是能源供需之间的关键纽带，是维持和提高我们现代生活水平的基础。认识到需要多种形式的能源来满足不断增长的全球需求，我们相信，在全球人口增长和改善世界各地欠发达国家生活质量的愿望的推动下，碳氢化合物的绝对需求将随着时间的推移而增加。此外，我们相信，现有的能源基础设施将在支持新兴能源和能源转型倡议方面发挥关键作用。因此，我们认为，中游能源基础设施仍将是关键和有价值的。

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，这些子公司构成了Plains及其子公司100%的资产和运营。如本表格10-K中所用，除非上下文另有说明，否则术语“合伙”、“普莱恩斯”、“PAA”、“我们”和类似术语指的是普莱恩斯All American Pipeline，L.P.及其子公司。



5
目录表
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组织结构

下图以摘要形式显示了截至2021年12月31日的我们的组织结构：

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1070423/000107042322000006/paa-20211231_g1.jpg


6
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(1)每股C类股份代表PAgP的非经济有限合伙人权益。我们持有的C类股份数目等于有权与PAgP A类及B类股份持有人按比例投票以选举合资格的PAgP董事的已发行普通股及A系列优先股(“等同普通股”)的数目。在董事选举中，C类股票起到了“传递”投票机制的作用，我们通过该机制在普通单位持有人和A系列优先单位持有人的指导下进行投票，并作为他们的代理进行投票。AAP持有的普通单位和B系列优先单位无权在董事选举中投票。
(2)合伙企业持有(I)综合经营附属公司的直接及间接权益，包括但不限于Plains Marketing，L.P.，Plains Pipeline，L.P.，Plains Midstream Canada ULC(“PMCULC”)，Plains Oryx Permian Posian LLC(“the Plains Oryx Permian Posian LLC”)及Red River Pipeline Company LLC(“Red River”)，及(Ii)未合并实体的间接股权，包括但不限于BridgeTex管道公司、LLC、Cactus II管道公司、Capline管道公司、钻石管道公司、鹰福特管道公司、Eagle Ford Terminals Corpus Christi LLC、Saddlehorn Company、LLC、White Cliff Pipeline、Saddlehorn Company，LLCL.L.C.和Wink to Webster管道有限责任公司。

业务战略

我们的主要业务战略是为生产商、炼油商和其他客户提供具有竞争力和高效的中游基础设施和物流服务。我们致力于通过将我们的运输、终端、储存、加工和分馏资产的战略位置和能力与我们的商业专业知识相结合，解决美国和加拿大原油和天然气的地区供需失衡问题。我们打算通过以下方式执行我们的战略：
•注重卓越运营、持续改进，运行安全、可靠、对环境和社会负责的运营；
•利用我们定位良好的中游基础设施网络与我们的商业能力相结合，为我们的客户提供市场准入、灵活性和价值链解决方案，捕捉市场机会，解决实物市场失衡问题，降低风险，产生可持续的现金流和利润率；
•优化我们的资产组合和运营(包括新兴能源机会)，以最大限度地提高投资资本的回报；
•追求平衡的长期财务战略，重点是保持投资级信用状况，并通过做出有纪律的资本分配决策来增强财务灵活性。

我们相信，成功执行这一战略将使我们能够产生可持续的收益和现金流，并将使我们能够降低杠杆率并保持投资级信用状况，同时随着时间的推移增加股权持有人的回报。

7
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竞争优势

我们相信，以下竞争优势使我们能够成功地执行我们的主要业务战略：
•我们拥有战略位置、地理位置多样和相互关联的大型资产基础，提供运营灵活性和商业选择。我们的大多数主要运输资产都在原油服务中，位于成熟的原油产区(我们在二叠纪盆地的资产规模最大)和其他运输走廊，并直接或间接地与我们的码头和设施资产相连。我们的大部分码头和设施资产位于主要交易地点和溢价市场，这些市场是我们与北美主要炼油厂和分销市场以及关键出口终端的门户，我们在这些市场拥有强大的业务关系。此外，我们的管道、铁路、卡车和存储资产为我们的客户和我们提供了极大的灵活性和可选性，以满足需求和平衡市场，并参与新兴的能源机遇。
•我们的全方位服务集成模式和长期关注吸引了广泛、多样化和高质量的客户基础，支持可持续的基于费用的现金流产生。我们的战略位置和相互关联的资产基础使我们能够为我们的客户提供广泛的服务，包括供应聚合、质量分离、流动保证和市场准入。我们专注于与客户建立长期关系和利益一致。我们相信，这种方法帮助我们建立了高质量的客户和合同组合(包括长期的第三方运输合同和面积贡献合同)，为我们的资产提供长期的数量支持，并反过来支持从我们的资产中产生长期的基于费用的现金流。
•我们拥有专业的原油和天然气市场知识。我们相信，我们与原油和NGL分销链各个阶段的参与者(从生产商到炼油商)的业务关系，以及我们自己的行业专业知识(包括我们对北美原油和NGL流动的了解)，使我们能够提供广泛的市场洞察力和对北美实物原油和NGL市场的了解，使我们能够为客户提供价值链解决方案。
•我们的商家活动为我们提供了实现额外利润率的机会。我们相信，我们的商业活动的多样性为我们提供了一个产生增量利润的低风险机会，其金额可能会根据市场状况(如差价和某些竞争因素)而变化。
•我们拥有执行战略交易所需的财务、战略和技术技能，以支持我们的业务和财务目标，包括合资企业、联合所有权安排、收购和资产剥离。自2016年以来，我们已完成10多项合资和/或联合所有权安排，包括于2021年10月完成的二叠纪合资公司组建，并完成了超过45亿美元的非核心资产剥离和/或部分选定资产权益的战略出售。此外，尽管收购和资本项目不是我们当前资本分配优先事项的主要重点，但自1998年完成首次公开募股以来，我们已经完成和整合了90多项收购，总收购价格约为137亿美元，并实施了总计约169亿美元的投资资本项目。
•我们有一支经验丰富的管理团队，他们的利益与我们单位持有人的利益一致。我们的执行管理团队平均拥有30年以上的能源行业所有部门以及投资银行业务经验，并在我们或我们的前辈和附属公司工作了平均15年。此外，通过拥有公共单位和授予幻影单位，我们的管理团队对我们的持续成功具有既得利益。

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财务战略

目标信用配置文件

我们认为，我们继续取得成功的一个主要因素是我们有能力保持显著的财务灵活性。我们财务战略的一个重要部分是我们致力于最大限度地增加自由现金流，继续降低杠杆率，并增加返还给单位持有人的现金。

在这方面，我们打算保持我们认为与投资级信用评级一致的信用状况。我们的目标是具有以下属性的信用档案：

•杠杆倍数平均在3.75倍至4.25倍之间，计算方法为总债务加上优先股的50%，除以可归因于PAA的调整后EBITDA(见第7项。“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--经营成果--非公认会计准则财务计量”，用于我们对调整后EBITDA的定义，并与可归因于PAA的调整后EBITDA进行对账)；
◦这大致相当于可归因于PAA的3.0倍至3.5倍的长期债务与调整后EBITDA之比；
•长期债务与总资本的平均比率约为50%或更低；
•债务总额与资本总额的平均比率约为60%或以下；以及
•调整后EBITDA对利息的平均覆盖倍数约为3.3倍或更高。

截至2021年12月31日，我们公开交易的优先票据约占我们长期债务的99%。此外，我们还经常产生短期债务，主要与我们的商人活动有关，这些活动涉及同时购买和远期出售原油和NGL。在这些交易中购买的原油和NGL是进行数量对冲的。这些借款是自动清偿的，因为它们是用销售收益偿还的。我们还产生短期债务，以满足纽约商品交易所(NYMEX)和洲际交易所(ICE)的保证金要求。在某些市场条件下，这些例行的短期债务水平可能会高于基线水平。与我们的营运资本借款类似，这些借款是自我清算的。我们不认为与这些活动相关的营运资金借款或保证金要求是我们长期资本结构的一部分。

价值观与可持续性

我们的核心价值观包括安全和环境管理、责任、道德和诚信以及尊重和公平。我们的商业行为准则规定了这些核心价值观如何管理我们的行为和参与商业关系的方式。我们的可持续发展方法涉及整合整个组织的谨慎的环境、社会和治理(“ESG”)实践，重点是透明度和利益相关者之间的信任，管理运营和业务风险，将环境和气候相关影响降至最低，并利用我们的人员、资产和系统来为我们的利益相关者实现长期价值最大化。可持续发展的原则与我们的价值观一致，是我们业务战略的基础，并提供了一个框架来衡量和报告我们的进展。年度环境、安全和运营绩效目标帮助我们衡量实现可持续发展目标的进展情况。根据这些目标的表现也是决定我们员工年度奖金薪酬的一个因素，这进一步激励了预期的行为和结果。此外，我们于2021年成立了一个新的健康、安全、环境和可持续发展(“HSES”)董事会委员会，就HSES和ESG事宜提供额外的监督和观点。有关我们的核心价值观以及我们对环境和社会责任的承诺的更多信息，请参阅我们网站的可持续发展部分。请参阅下面的“-可用信息”。

9
目录表
财务报表索引

分部及相关资产的说明

我们的业务活动通过原油和天然气液体(“NGL”)两个部门进行。在2021年第四季度之前，我们的报告部门是运输、设施和供应与物流。我们业务部门的变化反映出我们的首席运营决策者(“CODM”)(我们的首席执行官)对我们业务的看法发生了变化，这主要源于(I)竞争加剧导致中游能源行业多年过渡，减少了我们供应和物流活动的独立盈利机会，使得这些活动现在主要支持我们努力提高原油和NGL资产的利用率，以及(Ii)关于我们的资产和相关运营业绩的监督和报告的内部变化。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注20。

我们在关键的原油和天然气生产盆地和运输走廊以及美国和加拿大的主要市场中心拥有广泛的管道运输、终端、存储和收集资产的网络。下面的地图和描述突出显示了截至2021年12月31日我们更重要的资产(包括某些在建或开发中的资产)。除文意另有所指外，此处所指的我们的“设施”包括我们拥有的所有管道、终端、存储和其他资产。

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1070423/000107042322000006/paa-20211231_g2.jpg

以下是对我们每个细分市场的活动和资产的描述。



10
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原油段

原油市场及业务综述

原油是一种全球大宗商品，是世界上许多基本精炼产品的原料，如运输燃料(汽油、柴油、喷气燃料)和取暖油等。虽然大宗商品通常被认为是非专业化、大规模生产和可替代的，但原油既不是非专业化的，也不是不可替代的。北美和世界各地炼油厂可获得的粗板岩由大量不同等级和品种组成。每种原油等级都有不同的物理性质。例如，比重(通常指轻或重)、硫含量(一般指甜或酸)和金属含量以及其他特征共同导致特定等级或类型原油的不同经济属性。在许多情况下，这些因素导致需要在运输和储存过程中对这些品级进行分批或分离，按照精确的规格混合或调整价值。

不同等级的原油缺乏互换性，造成后勤运输、终端和储存方面的挑战，以及与区域体积供需失衡相关的效率低下。这些后勤效率低下是由于特定地区或国家特有的某些质量的原油造成的。此外，每个炼油厂都有不同的工艺装置配置，旨在处理特定等级的原油。相对产量和获得、运输和加工原油的成本，再加上创造的制成品价值，决定了炼油厂对原料的选择。

我们的商业模式将大规模供应聚合能力与关键基础设施系统的所有权和运营相结合，这些系统将主要产区(供应)连接到关键需求中心(炼油厂)和出口终端。我们的资产和业务战略旨在通过解决美国和加拿大存在的地区原油供需失衡问题来服务于我们的生产商和炼油商客户。供需失衡的性质和程度因各种因素而不时发生变化，包括全球出口需求；区域产量下降和/或增加；炼油厂扩建、修改和关闭；可用运输和储存能力；以及政府命令和相关监管因素。

我们的原油业务通常包括使用管道、收集系统、卡车收集和运输原油，有时还使用驳船或火车车厢收集和运输原油，此外还利用我们在美国和加拿大的综合资产提供码头、储存和其他设施相关服务。我们的资产服务于第三方，也得到了我们的商家活动的支持。我们的商人活动包括购买原油供应，并将我们资产上的这些供应转移到销售地点，包括我们的码头、连接第三方的承运人、地区枢纽或炼油厂。我们的商业活动受到我们的风险管理政策的约束，可能包括使用衍生品工具来对冲我们的风险敞口。原油销售安排也受制于我们的信贷政策。

下图提供了与我们的原油部门相关的资产和活动的说明性和简化概述：

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1070423/000107042322000006/paa-20211231_g3.jpg

关于这一领域的运输资产，我们主要通过关税、管道运力协议和其他运输费的组合来产生收入。关于我们在这一领域的设施资产，我们主要通过月度和多年协议和安排的组合来产生收入，其中包括(I)我们原油设施的储存、吞吐量和装卸费用，以及(Ii)凝析油加工服务的费用。我们还通过我们的商业和商家活动创造了可观的收入，这些活动为我们的运输和存储资产提供了数量，尽管此类活动通常利润率较低。

11
目录表
财务报表索引

原油分部资产概览

截至2021年12月31日，在这一细分市场中，我们在美国和加拿大各地使用了各种自有或租赁的长期有形交通和设施资产，包括大约：

•18,300英里的现役原油运输管道和收集系统，以及另外110英里的管道，以支持我们的原油储存和终端设施；
•我们终点站和储存点的7400万桶商业原油储存能力；
•3800万桶现役地上储罐容量，用于促进管道吞吐并帮助维持产品质量隔离；
•在美国的四个海洋设施；
•位于南得克萨斯州伊格尔福特地区的凝析油加工设施，总处理能力为每天12万桶；
•7个原油铁路终点站和2100节原油火车车厢；
•640辆卡车和1275辆拖车。

此外，我们的资产包括与我们的商业活动相关的管线填充物，包括大约：
•我们拥有的管道和油罐中的1500万桶原油管线填充物；
•300万桶原油，在第三方拥有的管道中用作管线填充物，或作为长期库存。

原油管道

下表显示了截至2021年12月31日，我们在美国和加拿大的原油管道的有效里程和日均流量，按地理位置分组：

区域所有权百分比
近似系统里程(1)
2021年平均净值
每天的石油产量(2)
(单位：千)
二叠纪盆地：
集输管道(3)
40% - 65%4,895 1,643 
盆地内管道 (4)
50% - 100%815 1,740 
长距离输油管道(4)
16% - 100%1,620 1,029 
7,330 4,412 
南得克萨斯州/鹰福特50% - 100%825 326 
中大陆50% - 100%2,485 455 
墨西哥湾沿岸54% - 100%1,170 158 
落基山21% - 100%3,370 332 
西式100%545 236 
加拿大100%2,575 286 
总计18,300 6,205 
(1)包括我们拥有的少于100%的管道的总里程。
12
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(2)代表全年的日均流量，可归因于我们对未合并实体拥有的管道或通过未分割的共同权益拥有的管道的权益。日均交易量的计算方法是全年的总交易量(归因于我们的利息)除以一年中的天数。交易量反映了关税的变动，因此当交易量通过我们的综合系统流动时，可能会被多次包括在内。与收购相关的交易量是我们实际拥有资产的天数除以期间的天数的总交易量。
(3)我们在二叠纪盆地的所有收集管道都由二叠纪合资公司拥有，这是一个合并的实体，我们拥有65%的权益。二叠纪合资公司在一个非合并实体中拥有40%的权益，该实体拥有二叠纪盆地的一条集输管道。
(4)包括由第三方运营的管道。

我们很大一部分原油管道资产是相互连接的，并作为一个连续的系统运行。以下描述按类型和地理位置组织，代表了我们最重要的资产精选。所有这些描述中的管道能力都是基于我们对管道系统上从起点到最终目的地可以输送的流量的合理估计。我们根据对个别移动收取的费用来报告管道运量，其中一些可能只使用管道系统的某一段(即从A点到B点的两次管道短途移动，以及从B点到C点的另一次短途移动将使特定系统上的管道运费量比单一A点到C点的移动翻一番)。因此，有时，我们报告的关税桶移动可能会超过我们的总运力。

我们的原油管道包括：

•集输管道将原油从井口或中央电池连接转移到地区市场中心；

•盆地内管道作为枢纽系统，通过在区域枢纽位置之间建立连接，允许大量的灵活性；以及

•长距离输油管道这将原油从(I)地区市场中心转移到俄克拉荷马州库欣等主要市场中心，或转移到出口设施，包括我们的Corpus Christi码头，或(Ii)炼油厂或其他主要市场中心，如休斯顿市场。

集输管道

二叠纪盆地。我们在米德兰盆地和特拉华盆地运营着约4900英里的集输管道，总计约为每天370万桶的管道能力。这种集聚能力包括向区域市场中心输送数量的管道能力。我们的收集系统大约75%的容量在特拉华州盆地。我们在二叠纪盆地的所有收集管道都由二叠纪合资公司拥有，这是一个合并的实体，我们拥有65%的权益。

南得克萨斯州/鹰福特。我们在Eagle Ford拥有并运营各种收集系统，这些系统连接到我们的Eagle Ford合资管道系统，该系统可以将原油输送到Corpus Christi地区的市场，或连接到休斯顿地区炼油厂的第三方管道。

中大陆。我们拥有和运营从俄克拉何马州西部和中部以及堪萨斯州西南部采购原油的收集管道，用于运输和交付到我们在俄克拉何马州库欣的码头设施。

落基山。我们拥有并运营在巴肯和波德河流域提供收集服务的管道。

西部的。我们在圣华金河谷拥有并运营一条管道，该管道汇集当地生产的原油，然后通过我们的63号线管道系统和/或2000号线管道输送到洛杉矶地区的炼油厂。

加拿大。我们拥有并运营从卡车码头和管道连接设施采购原油的收集系统，然后将其输送到我们位于萨斯喀彻温省的Kerrobert和Regina码头的Enbridge Mainline系统。

13
目录表
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盆地内管道

二叠纪盆地。我们在二叠纪盆地的盆地内管道系统的日输油量约为310万桶，将收集管道和卡车注入量连接到我们自己和运营的管道，以及将原油输送到主要市场中心的第三方干线管道。这个相互连接的管道系统旨在为托运人提供流量保证、灵活性和进入多个市场的机会。盆地内管道系统的大部分由二叠纪合资公司拥有，这是一个合并实体，我们拥有65%的权益。

加拿大。我们拥有并运营每天约300,000桶的盆地内管道，将原油从阿尔伯塔省北部和南部输送到艾伯塔省埃德蒙顿的市场中心。这些管道为托运人提供了访问Enbridge和TransMountain长途管道以及帝国炼油厂的灵活性。此外，我们有一条跨境管道，可以灵活地每天将多达40,000桶加拿大原油输送到我们的落基山区长途管道。

长距离输油管道

二叠纪盆地。我们拥有多个长距离管道系统的权益，这些系统加在一起，相当于从二叠纪盆地到德克萨斯州科珀斯克里斯蒂和休斯顿以及俄克拉何马州库欣的主要市场中心的当前运营外卖能力(扣除我们的所有权权益)的约170万桶/天。以下是我们在二叠纪盆地地区内一些最重要的长距离管道系统的描述。

二叠纪至库欣/中大陆

•盆地管道(二叠纪至库欣)。我们拥有87%的不可分割的共同权益(“UJI”)，并且是盆地管道的运营商。盆地管道有三个主要始发地点：新墨西哥州的日航、德克萨斯州的温克和德克萨斯州的米德兰，除了进行盆地内的移动外，它还是将原油从二叠纪盆地输送到俄克拉何马州库欣的主要路线。盆地管道还从俄克拉荷马州南部的一个设施接收原油，该设施汇集了俄克拉荷马州中南部石油省(SCOOP)的产量。

•日出II号管道。我们运营日出II管道，并通过UJI安排拥有UJI 80%的股份，这相当于管道产能的400,000桶。我们的日出II管道将原油从米德兰和科罗拉多市输送到威奇托瀑布的连接运输船上。

二叠纪至墨西哥湾沿岸

•BridgeTex管道(二叠纪至休斯顿)。我们在拥有BridgeTex管道的法人实体中拥有20%的权益。这条管道由Magellan Midstream Partners，L.P.的一家子公司运营，始发于德克萨斯州科罗拉多市，延伸至德克萨斯州休斯顿。BridgeTex管道的日输油量为44万桶，能够从我们的盆地和米德兰南部(前日出)管道接收供应。

•仙人掌管道(二叠纪至科珀斯克里斯蒂)。我们拥有和运营仙人掌管道，该管道的日输油量为39万桶，始发于德克萨斯州的麦卡米，一直延伸到德克萨斯州的加登代尔。仙人掌管道连接到我们位于加登代尔的鹰福特合资管道系统，以进入德克萨斯州科珀斯克里斯蒂市场。科珀斯克里斯蒂的搬迁是根据与鹰福特合资管道的联合关税进行的。

•仙人掌II管道(二叠纪至科珀斯克里斯蒂)。我们在拥有我们运营的仙人掌II管道(“仙人掌II”)的法人实体中拥有65%的权益。仙人掌II是一个二叠纪主线系统，直接延伸到Corpus Christi市场，日处理能力为67万桶。

•向韦伯斯特管道眨眼。我们拥有拥有Wink to Webster管道(“W2W管道”)的法人实体16%的权益，而W2W管道又拥有W2W管道某些部分的100%权益，以及从德克萨斯州米德兰到德克萨斯州韦伯斯特的部分UJI的71%权益。W2W管道起源于德克萨斯州西部的二叠纪盆地，将原油输送到休斯顿和加尔维斯顿市场地区的多个目的地。该管道系统将提供约150万桶/天的原油运力(扣除联合调查团利益后为110万桶/天)，并得到托运人的长期承诺的支持。从德克萨斯州米德兰到德克萨斯州韦伯斯特的管道系统第一阶段目前已投入使用。第二阶段将管道系统的运力提高到每天150万桶，于2022年第一季度投入使用，届时长期托运人承诺生效。该项目的第三阶段，包括来自Wink的部分，
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从德克萨斯州的韦伯斯特到德克萨斯州的米德兰，以及从德克萨斯州的韦伯斯特到德克萨斯州的贝敦，合作伙伴已将其推迟到2023年第四季度。

南得克萨斯州/鹰福特。通过与Enterprise的一家子公司合资，我们拥有拥有鹰福特管道的法人实体50%的权益。我们是鹰福特管道的运营商，该管道的总产能约为每天66万桶，将二叠纪和鹰福特地区的生产连接到德克萨斯州科珀斯克里斯蒂的炼油厂和码头。此外，Eagle Ford管道通过连接位于德克萨斯州Lyssy的Enterprise管道连接到德克萨斯州休斯顿。

中大陆。我们拥有和运营各种管道系统，从我们在俄克拉何马州的库欣终端延伸到各种炼油厂和/或原油枢纽。以下是我们在中大陆地区一些最重要的管道系统的描述。

•钻石管道 (库欣到孟菲斯)。通过与瓦莱罗能源公司(“瓦莱罗”)的合资企业，我们在拥有钻石管道的法人实体中拥有50%的权益。我们运营着钻石管道，这条管道从我们的库欣码头延伸到田纳西州孟菲斯的瓦莱罗炼油厂。钻石管道以长期最低产量承诺为基础，目前的总产能为每天20万桶。

•红河管道(库欣至朗维尤)。通过与德勒物流合作伙伴公司(“德勒”)的合资企业，我们拥有拥有红河管道的法人实体67%的股份。红河管道是一条日输油量约23.5万桶的管道，从我们位于俄克拉何马州的库欣码头延伸到德克萨斯州的朗维尤，在那里它连接着各种管道。红河管道是由长期的托运人承诺支持的，我们是运营商。红河合资公司拥有库欣至休伊特管道段约69%的UJI股份，并拥有从休伊特至朗维尤的管道段100%的股份。

墨西哥湾沿岸。我们在拥有卡普林管道的法人实体中拥有大约54%的权益。在2021年完成逆转项目后，卡普林管道从伊利诺伊州的帕托卡延伸到路易斯安那州圣詹姆斯的多个码头。卡普林管道得到长期托运人承诺的支持，马拉松石油公司的一家子公司担任运营商。

落基山。我们在落基山地区的管道系统为我们在俄克拉何马州库欣以及其他主要市场中心的码头提供了通道。我们拥有并运营巴肯北部管道系统，该系统可容纳双向流动，并可将原油从巴肯输送到萨斯喀彻温省里贾纳的Enbridge主线系统，或从Enbridge主线系统输送到我们在北达科他州特伦顿的码头。我们在西部走廊管道系统中拥有一个UJI，该管道系统从加拿大边境延伸到我们在怀俄明州根西岛的终点站。这个管道系统从我们加拿大的牧场管道接收原油。除了这些资产，我们最大的落基山区系统还包括以下合资管道，这两条管道都连接到我们在俄克拉何马州库欣的航站楼。

•萨德尔霍恩管道。我们在拥有萨德尔霍恩管道的法人实体中拥有30%的权益，通过UJI安排，该实体拥有萨德尔霍恩管道每天29万桶的产能。这条管道从Niobrara和Denver-Julesburg(“DJ”)盆地延伸到库欣，由麦哲伦运营。萨德尔霍恩管道得到了最低产量承诺的支持。

•白色悬崖管道。通过与其他三个合作伙伴的合资企业，我们在拥有白崖管道系统的实体中拥有约36%的权益。White Cliff管道系统包括一条日输油量约100,000桶的原油管道，从DJ盆地延伸至俄克拉荷马州库欣，以及一条日输油量约90,000桶的NGL管道，该管道从DJ盆地延伸至俄克拉荷马州的Southern Hills管道的连接处。NGL管道得到长期产能租赁和长期产能协议的支持。Energy Transfer LP的一家子公司担任管道的运营商。

西部的。我们拥有并运营加州的63号线和2000号线管道。2000号线是一条干线系统，每天有能力从圣华金河谷向洛杉矶地区的炼油厂和码头设施运送约11万桶石油。63号线被用作集散系统。这条管道在圣华金河谷收集原油，然后运往2000号线和当地炼油厂。在洛杉矶地区，63号线的输油线用于将原油从2000号线输送到当地炼油厂。

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原油储存和终端设施

我们最大的原油码头位于主要市场枢纽，包括俄克拉何马州库欣、路易斯安那州圣詹姆斯、德克萨斯州米德兰和伊利诺伊州帕托卡，并与这些枢纽的所有主要进出港管道和其他码头相连。

我们是俄克拉荷马州库欣最大的原油终端服务提供商，库欣是美国最大的实物交易中心之一，也是NYMEX交易的原油期货合约的交货点。我们的库欣码头已被纽约商品交易所指定为根据纽约商品交易所轻质低硫原油期货合约交付的原油的批准交割地点。

我们的库欣终端连接到我们来自二叠纪盆地和落基山脉地区的长距离管道，以及我们的中大陆地区的收集管道。此外，该码头还为我们所有的合资企业--中大陆地区长途管道--供应原油。

我们的米德兰码头可以通过直接连接或通过二叠纪合资企业盆地内管道连接到所有二叠纪合资企业的收集管道。同样，该终端也直接连接，或通过二叠纪合资盆地内管道连接到我们二叠纪盆地的所有长距离管道。

我们在德克萨斯州科珀斯克里斯蒂、路易斯安那州圣詹姆斯和阿拉巴马州莫比尔的码头都有码头，并有出口原油的能力。此外，我们的圣詹姆斯码头有一个铁路卸货设施，可以将原油从火车车厢运送到为当地炼油厂服务的管道，或运往我们的码头出口。

我们的Patoka和St.James码头都连接到Capline管道，码头将分别作为接收和目的地设施。

我们的原油码头具有显著的灵活性和运营能力，包括大规模多等级装卸和分离能力以及多种海上运输装卸能力。下表显示了截至2021年12月31日我们按地点划分的商业原油存储能力：

原油储存设施总运力
(Mmbbls)
库欣27 
圣詹姆斯15 
帕托卡7 
二叠纪盆地地区8 
移动和十英里5 
克里斯蒂语料库 (1)
1 
其他 (2)
11 
74 
(1)我们通过投资Eagle Ford Terminals Corpus Christi LLC拥有50%的存储容量。
(2)这一数字包括与我们的原油铁路码头运营相关的大约200万桶存储能力。

凝析油处理设施

我们的加登代尔凝析油加工厂位于得克萨斯州拉萨尔县。该设施稳定凝析油，这些凝析油主要来自我们的鹰福特地区收集系统。稳定的凝析油被输送到第三方管道，然后输送到德克萨斯州的贝尔维尤山。该设施的总加工能力为每天12万桶，可用存储能力为16万桶。加登代尔加工厂的生产能力由生产商的长期承诺提供。

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原油铁路设施

我们拥有位于科罗拉多州卡尔、科罗拉多州坦帕、北达科他州马尼图和萨斯喀彻温省科罗伯特或附近的原油铁路装卸设施。我们在路易斯安那州的圣詹姆斯、弗吉尼亚州的约克镇和加利福尼亚州的贝克斯菲尔德拥有原油铁路卸货设施。我们的原油铁路设施的总装卸能力分别为每天26.4万桶和35万桶。

天然气液体(“NGL”)管段

NGL市场和业务概述

天然气液化主要包括乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和天然汽油，来自天然气生产和加工活动以及原油精炼过程。各个NGL组分用于各种目的，包括取暖、发动机和工业燃料，车用汽油的一种组分，以及作为石化设施的主要原料，这些设施生产许多日常消费品，包括各种塑料和合成橡胶。

我们的NGL部门业务涉及天然气加工和NGL分馏、储存、运输和终止。我们的NGL收入主要来自(I)向收费的第三方客户提供采集、分离、存储和/或终止服务，以及(Ii)支持资产的商家活动。我们的商业活动包括从流经我们皇后工厂的气流的生产商和/或托运人那里获得开采权。开采权允许我们在皇后工厂处理这些天然气，并从气流中提取价值更高的天然气。然后，我们购买天然气，以取代被提取的天然气中的热含量。我们还收购了NGL Mix Supply，并利用我们的资产将其储存并分离成成品，出售给第三方客户。我们还可能购买成品NGL产品，将其季节性储存在我们的储藏室中，然后再转售给第三方客户。我们经常会使用衍生品工具来对冲与这些商家活动相关的利润率。此类对冲活动受我们的风险管理政策管辖。NGL销售安排也受制于我们的信用政策。

下图简明扼要地概述了与我们的NGL部门相关的资产和活动：

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1070423/000107042322000006/paa-20211231_g4.jpg
















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NGL细分市场资产概述

我们运营着一个高度整合的资产网络，战略上位于加拿大和美国各地，尤其专注于为富含液体的加拿大西部沉积盆地的生产提供服务。截至2021年12月31日，我们NGL部门使用的资产包括：
•四个天然气加工厂；
•分布在加拿大和美国各地的九个分馏工厂，总可用能力约为每天200,100桶；
•NGL储存设施，容量约为2800万桶；
•约1,620英里的在役天然气运输管道和另外55英里的管道，支持我们的天然气储存设施；
•16个北环线铁路总站和约3,900个北环线铁路车厢；以及
•大约220辆拖车。
此外，我们的资产包括与我们的商业活动相关的管线填充物，包括大约：
•我们拥有的管道和储罐中有200万桶天然气管线填充物；以及
•100万桶天然气，在第三方拥有的管道中用作管线填充物，或作为长期库存。

下表列出了截至2021年12月31日我们的NGL资产和活动的数量和能力，我们的天然气加工和NGL基础设施和活动将在下文进一步描述。

天然气处理设施所有权权益
燃气
正在处理中
容量
(bcf/d) (1)
平均值
进水口
卷(2)
(bcf/d)
皇后66-100%5.5 2.7 

NGL分馏装置所有权权益
分馏
容量
(bbls/d) (1)
平均成交量(2)
(bbls/d)
皇后100 %23,300 22,200 
萨斯喀彻温堡21-100%61,700 41,400 
萨尼亚62-84%75,000 52,500 
其他82-100%40,100 13,400 
200,100 129,500 

NGL存储设施
存储
容量 (1)
(Mmbbls)
萨斯喀彻温堡11 
萨尼亚7 
皇后4 
其他6 
28 

所有权权益
近似系统里程(3)
平均材积(2)
(MBbls/d)
NGL管道21-100%1,620 179 

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所有权权益数量
机架斑点		数量
储藏点
北环线铁路设施75-100%277 1,527 

(1)表示设施的年平均总容量，扣除我们的所有权权益。
(2)日均交易量的计算方法是将全年的总交易量除以一年中的天数。
(3)包括我们拥有的少于100%的管道的总里程。

天然气加工与天然气液化基础设施

我们的液体基础设施网络包括天然气分馏设施、地下天然气储藏室、地面储油罐、天然气管道以及铁路和卡车终点站。有了这些资产，我们可以加工、分馏、储存和运输乙烷、丙烷、丁烷和凝析油等NGL。我们独特的集成和地理多样性的基础设施为我们和我们的客户提供了跨越NGL价值链最大化利润率的机会，通过使产品从富含液体的产区转移到加拿大各地的分馏厂、炼油厂、出口设施和高价值市场中心。其中最重要的资产包括：

皇后设施

我们拥有和/或运营艾伯塔省皇后附近的四个天然气处理设施，我们的所有权从66%到100%不等。这些设施被称为跨座式工厂，因为它们“跨越”天然气输送管道，对天然气进行处理，以提取气流中夹带的乙烷和液化石油气混合物，然后将天然气返回输送管道。我们获得了从流经我们皇后工厂的气流的生产商和/或托运人那里提取天然气的权利，然后购买天然气来取代被提取的天然气的热含量。NGL混合物可以在我们的Empress工厂进行分馏，也可以沿着Enbridge管道系统运输到我们的Sarnia工厂进行分馏。

我们的Empress工厂每天能够处理高达5.5bcf的天然气；然而，这些工厂每天的供应量通常在2.5到4.0bcf之间。这些工厂每天大约生产50,000至85,000桶乙烷，每天生产30,000至50,000桶天然气混合物。我们的Empress分馏设施每天能够加工和生产高达23,300桶的NGL产品，并连接到Empress的铁路装载基础设施和我们的PPTC管道系统，使NGL能够运输到萨斯喀彻温省和马尼托巴省的储存和装载终端。

联合教育管道

我们的主要供应系统是Coed NGL管道系统，每天的输送能力约为70,000桶，从阿尔伯塔省西南部和中部(Cardium、深盆和阿尔伯塔蒙特尼)收集天然气，然后运往我们位于艾伯塔省萨斯喀彻温堡的天然气分馏设施。

萨斯喀彻温堡建筑群

我们的萨斯喀彻温堡工厂位于艾伯塔省埃德蒙顿附近，是北美主要的NGL枢纽之一。该设施是天然气的接收、储存、分馏和输送设施，并与该地区的其他主要天然气工厂和管道系统相连。该设施的主要资产包括每天44,400桶的分馏能力，12个储藏洞，以及卡车和铁路装载能力。我们的萨斯喀彻温堡分馏设施的设计产能为每天88,400桶，每天能够生产约44,400桶丙烷、丁烷和凝析油。剩余的生产能力用于生产丙烷和丁烷混合物，通过Enbridge管道系统输送到我们的Sarnia工厂进行进一步分馏。

在萨斯喀彻温堡地区，我们还持有Keyera Fort Saskatchewan设施约21%的所有权，该设施包括每天约17,300桶的分馏能力，我们感兴趣的净值，以及16个储藏洞。

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萨尼亚地区

我们在安大略省西南部的萨尼亚地区设施包括(I)我们的萨尼亚设施，(Ii)我们的温莎存储终端和(Iii)我们的密歇根州圣克莱尔终端。萨尼亚工厂是一个大型的液化石油气分馏和储存设施，具有铁路和卡车装载能力。萨尼亚地区的设施由多条管道网络提供服务，这些管道连接着该地区的各种炼油厂、化工厂和其他管道和铁路系统。该管道网络还在我们的萨尼亚工厂和我们的温莎和圣克莱尔储存设施之间提供产品。萨尼亚分馏塔主要从Enbridge管道系统获得NGL原料，其次是我们的铁路卸货设施。该分馏装置平均每天可生产约10万桶NGL产品。我们在萨尼亚分馏塔的各种加工单元中的所有权从62%到84%不等。

商品价格波动和动态市场环境对我们商业模式的影响

从历史上看，原油、天然气和天然气的大宗商品价格波动很大。例如，去年，近月NYMEX轻质甜食期货合约(通常称为“WTI”)的价格从每桶约48美元的低点到每桶约85美元的高点不等。同样，丙烷和丁烷市场也出现了波动，这从位于得克萨斯州贝尔维尤山上的北美基准价格以及贝尔维尤山上的价格与北美各市场中心实现的价格之间的基差可以看出。

虽然我们的目标是让合作伙伴关系的整体年度现金流不会受到能源价格绝对水平的实质性不利影响，但与需求驱动型市场和供应驱动型市场或其他类似动态之间的变化相关的市场波动过去已经发生，并可能在未来创造对我们的商业模式更具挑战性的市场条件。在原油和/或NGL价格较低的较长时期，或供需基本面压缩地区区位差异的时期，我们的财务业绩可能会受到不利影响。在这样的市场条件下，我们管道上或通过我们设施的产品流动可能会受到不利影响。或者，在供应超过地区需求和/或管道出口的时期，我们管道上或通过我们设施的产品流动可能会受到有利的影响。在执行我们的业务模式时，我们使用了各种金融风险管理工具和技术来管理我们的金融风险，主要与我们的商业活动有关。这些将在下面的“-风险管理”部分进行更详细的讨论。

此外，由于季节性的原因，每个季度的相对贡献水平将有所不同，特别是关于我们的NGL商家活动。

风险管理

为了对冲涉及我们实物资产的保证金，管理与我们各种商品买卖义务相关的风险，并在某些情况下，在动荡的市场条件下实现递增保证金，我们使用衍生工具。我们还使用各种衍生工具来管理我们面临的利率风险和货币汇率风险。在分析我们的风险管理活动时，我们区分了企业层面的风险和与交易相关的风险。企业级风险是我们核心业务的基础，可以根据管理层对这样做的成本或收益的评估来管理。相反，与交易相关的风险(为获得更高回报而进行交易的风险)并不是我们核心业务所固有的；相反，这些风险是由于从事交易活动而产生的。我们的政策是通过使用金融衍生品来保护我们产生现金流和优化资产盈利能力的能力，而不是试图从交易活动中获利，从而管理我们核心业务固有的企业级风险。我们的大宗商品风险管理政策和程序旨在监控NYMEX、ICE和场外头寸，以及现货量、等级、地点、交割时间表和存储容量，以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。我们有一个风险管理职能，对我们的风险政策负有直接责任和权力, 围绕商业活动和程序以及公司风险管理的某些其他方面的相关控制。我们的风险管理职能部门还通过正式程序批准所有新的风险管理战略。我们批准的战略旨在缓解和管理我们核心业务固有的企业级风险。

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我们的政策通常是安排我们的购买和销售合同，使价格波动不会对我们的营业收入产生重大影响，并且不会出于投机大宗商品价格直接变化的目的而收购和持有实物库存或衍生品。尽管我们寻求在我们的商业活动中保持基本平衡的头寸，但我们从数千个地点购买原油、天然气和天然气，由于生产、运输和交付差异以及与恶劣天气条件和其他可能发生的不可控事件相关的物流问题，我们可能会在短时间内经历净不平衡头寸。当计划外的实物库存建立或提取确实发生时，会不断地对它们进行监测，并在合理的时间段内将其管理到一个平衡的位置。此活动由我们的风险管理职能部门独立监控，并且必须在预定义的限制和授权范围内进行。

信用

我们在原油和NGL领域的商家活动需要我们的供应商大幅延长信用额度。为了确保我们有能力履行采购协议下的义务，我们与供应商就各种信贷安排进行了谈判。这些安排包括开放式信用额度，以及在较小程度上根据我们的对冲库存安排或我们的优先无担保循环信贷安排签发的备用信用证。此外，在期货溢价市场或以其他方式储存原油、NGL或SPEC产品，需要我们拥有信贷安排，以在即期月份购买这些产品，并满足用于对冲我们的价格敞口的衍生品工具可能需要的保证金要求。

当我们销售原油和NGL时，我们必须确定向任何给定客户提供的信贷额度。由于我们典型的销售交易可能涉及大量原油或NGL，客户不付款和不履行合同的风险是我们业务中的一个主要考虑因素。我们相信，我们的销售对象是信誉良好的实体或有足够信用支持的实体。有关我们的信用审查流程和风险管理程序的进一步讨论，请参阅我们的合并财务报表附注3。

顾客

在截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度中，埃克森美孚公司及其子公司分别占我们收入的15%、12%和12%。截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度，马拉松石油公司及其子公司分别占我们收入的12%、13%和12%。BP P.L.C.在截至2021年12月31日的一年中，其子公司占我们收入的10%。在截至2019年12月31日的一年中，菲利普斯66公司及其子公司的收入占我们总收入的11%。在截至2021年12月31日的三年中，没有其他客户占我们收入的10%或更多。来自这些客户的大部分收入与我们的原油部门商人活动有关，向这些客户的销售发生在多个地点。如果我们失去一个或多个这样的客户，我们就有可能无法以可比的利润率识别和进入替代市场。有关信贷和行业集中风险的讨论，请参阅我们的合并财务报表附注16。

竞争

管道之间的竞争主要基于运输费、通往产区和供应区的通道以及最终用户对原油和天然气的需求。尽管新的管道项目是我们业务的竞争来源，但我们运营附近也有产能过剩的现有第三方拥有的管道，这使我们面临着巨大的竞争，因为通过这些未利用的产能运输增量原油或NGL的运营成本相对较低。在正在建设或已经建设更多基础设施以适应新的或增加的生产或不断变化的产品流的地区，我们在提供所需基础设施解决方案方面面临竞争，以及在可预见的未来该地区产能过剩的风险。由于二叠纪盆地和其他地区的多条管道扩建，加上新冠肺炎影响导致预期产量增长的有意义的变化和延迟，我们预计未来几年对未承诺桶以及合同续签和延期的竞争将继续放大，增加我们的合同续签和客户留住风险，并对关税和利润率构成下行压力。

此外，根据具体的运输情况，通常运输成本最低的管道也可能面临来自其他运输形式的竞争，如卡车、铁路和驳船。虽然这些替代运输形式通常成本较高，但它们可以提供进入替代市场的途径，在这个市场上，所运输的商品可以实现更高的价格，从而克服了增加的运输成本。

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我们在商业活动和设施服务方面也面临竞争。我们的竞争对手包括其他原油和NGL管道和终端公司、其他NGL加工和分馏公司、主要的综合石油公司及其营销附属公司、独立采集商、私募股权支持的实体、建立了交易平台的银行、规模、财务资源和经验差异很大的经纪商和营销员。其中一些竞争对手拥有比我们更多的资本资源。此外，最近建造的管道由最低产量承诺和/或面积专用支持，也可能放大购买井口桶的竞争水平，特别是在二叠纪盆地，从而影响我们的利润率。

与战略交易有关的持续活动

我们一直在评估支持我们当前业务战略的潜在交易。过去，此类交易包括出售非核心资产、向战略合资伙伴出售部分资产权益、收购和大型投资资本项目。对于潜在的资产剥离或收购，我们可以进行拍卖过程或参与第三方进行的拍卖过程，或者我们可以与一个或有限数量的潜在买家(在剥离的情况下)或卖家(在收购的情况下)谈判交易。此类交易可能会对我们的财务状况和运营结果产生实质性影响。

我们通常在签署最终协议后才会宣布交易。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完成条件的制约，这些条件可能最终不会得到满足或放弃。因此，我们不能保证我们目前或未来在任何此类交易方面的努力将会成功，我们也不能保证我们对此类交易的财务预期最终会实现。见第1A项。风险因素--与我们的业务相关的风险--资产剥离和收购涉及可能对我们的业务产生不利影响的风险。“

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合资企业和共同所有权安排

我们与跨越北美多个盆地的整个行业价值链中的长期合作伙伴达成了超过25项合资企业(“合资企业”)和不可分割的共同利益(“UJI”)安排。我们相信，这些资本效率安排提供了与长期行业合作伙伴的战略联盟，为我们的系统增加了数量承诺，并提高了回报。

2021年10月，我们和Oryx Midstream Holdings LLC(“Oryx Midstream”)完成了对各自的二叠纪盆地资产、运营和商业活动的无现金、无债务交易，合并为一家新成立的合资企业--二叠纪合资企业。二叠纪合资公司包括Oryx Midstream的所有二叠纪盆地资产，除了我们的长途管道系统和某些盆地内终端资产外，我们的绝大多数资产位于二叠纪盆地内。我们拥有二叠纪合资公司65%的股份，经营合并后的资产，并将实体作为合并子公司反映在我们的合并财务报表中。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注7。

下表汇总了截至2021年12月31日的重要合资企业：

实体
运营类型合资企业
所有权
百分比
BridgeTex管道公司原油管道20%
仙人掌II管道有限责任公司
原油管道 (1)
65%
卡普林管道公司原油管道54%
钻石管道有限责任公司
原油管道 (1)
50%
鹰福特管道有限责任公司
原油管道(1)
50%
鹰福特码头公司Corpus Christi LLC
原油码头和码头(1)
50%
Plains Oryx二叠纪盆地有限责任公司(2) (3)
原油管道及相关资产(1)
65%
红河管道有限责任公司(2) (4)
原油管道(1)
67%
萨德尔霍恩管道公司(4)
原油管道30%
白色悬崖管道有限责任公司原油管道36%
从眨眼到韦伯斯特管道有限责任公司(4)
原油管道16%
(1)资产由Plains运营。
(2)我们以控制权为基础合并实体，我们的合作伙伴的权益被视为非控股权益。
(3)Entity拥有Omog JV LLC 40%的权益，Omog JV LLC是一家拥有一条原油管道的未合并实体。
(4)Entity拥有原油管道中的UJI。
下表汇总了截至2021年12月31日我们的重要UJI，不包括我们通过合资企业(例如Wink to Webster、Saddlehorn和Red River JV)间接拥有的UJI：

资产类型：
操作		UJI
所有权
百分比
盆地管道(1)
原油管道87%
印后加工(1)
NGL设施66% to 92%
萨斯喀彻温堡天然气储存和分馏 (2)
NGL设施21% to 48%
西部大通道系统(2)
原油管道21% to 58%
莎草NGL的储存和分级(2)
NGL设施62% to 84%
日出二号管道(1)
原油管道80%
(1)Asset由Plains运营。
(2)其中一些资产由Plains运营。

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资产剥离

2016年，我们启动了一项计划，评估向战略合资伙伴出售非核心资产和/或部分资产权益的可能性，以优化我们的资产组合，加强我们的资产负债表和杠杆指标。截至2021年12月31日，我们已经完成了总计超过45亿美元的资产出售。

收购

自1998年首次公开募股以来，收购中游资产和业务一直是我们业务战略的重要组成部分。虽然近年来我们收购活动的步伐有所放缓，但我们继续有选择地分析和寻求收购对我们现有业务具有战略性和互补性的资产和业务。在过去的五年里，我们完成了几笔收购，总金额约为20亿美元。这一数额不包括2021年10月成立的二叠纪合资企业。有关更多信息，请参阅上面的“合资企业和共同所有权安排”。

基本工程项目

我们广泛的资产基础以及我们与价值链上长期行业合作伙伴的关系为我们提供了通过构建补充现有资产基础并扩大或延伸的额外资产来实现有机增长的机会。我们的2022年资本计划包括资本效率高、签约程度高的项目，有助于满足行业需求。

截至2022年12月31日的一年，总投资资本预计约为3.3亿美元，其中约一半预计将与二叠纪合资企业有关。此外，2022年的维护资本预计为2.2亿美元。请注意，当前资本成本估计的潜在变化可能是由于(I)项目设计的变化，(Ii)材料和劳动力的最终成本，以及(Iii)由于收到许可或监管批准和天气等不可控因素导致的成本发生的时间。

监管

我们的资产、运营和商业活动受到众多联邦、州、省和地方机构管辖下的广泛法律要求和法规的约束。其中许多机构被法规授权发布并已经发布了对管道行业、相关企业和个人参与者具有约束力的要求。不遵守此类法律要求和法规可能会导致巨额罚款和处罚，使我们面临民事和刑事索赔，并导致我们招致巨额费用和开支。见第1A项。风险因素-与法律和法规相关的风险-我们的运营受到与保护环境和野生动物、运营安全、气候变化和可能使我们承担重大成本和责任的相关事项有关的法律和法规的约束。影响我们业务的现行法律法规可能会发生变化，未来我们可能会受到额外的法律、行政命令和法规的约束，这可能会对我们的业务产生不利影响。在任何给定的时间，立法或政府机构或法院审查中可能会有可能影响我们业务的提案、临时裁决或程序。监管对我们的资产、运营和活动的负担增加了我们的经营成本，因此影响了我们的盈利能力。我们不能保证与任何新的或拟议的法律、规则或法规相关的增加的成本不会是实质性的。我们还可能在任何时候被要求在回应政府要求提供信息和/或采取执法行动时投入大量资源。

以下是影响我们运营的某些(但不是全部)法律法规的摘要。

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健康、安全和环境法规

一般信息

我们的业务涉及液态和气态碳氢化合物的储存、处理、加工和运输，包括原油，遵守严格的联邦、州、省和地方法律和法规，管理向环境排放材料或其他与保护环境(包括野生动物)有关的法律和法规。与整个行业一样，遵守这些法律和法规会增加我们的总体业务成本，包括随着法规的更新或新法规的引用，我们建造、维护和升级设备和设施的资本成本。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，施加调查或补救义务或招致资本支出，在批准或执行项目时施加限制、延误或取消，以及发布禁令或其他命令，可能使我们受到额外的运营限制。不遵守这些法律法规也可能导致公众对我们的运营或整个行业的负面看法，这可能会对我们开展业务的能力产生不利影响。环境和安全法律法规可能会发生变化，这些变化可能会导致更严格的要求，我们不能保证遵守当前和未来的法律法规不会对我们的运营或收益产生实质性影响。将危险液体或其他材料排放到环境中，在此类事件没有投保的情况下，可能会使我们承担巨额费用，包括遵守适用法律和法规的费用以及第三方提出的任何索赔。以下是一些环境问题的摘要, 我们的运营受到健康和安全法律法规的约束。

管道安全/完整性管理

根据1979年修订的《危险液体管道安全法》(HLPSA)，我们在美国的大部分石油管道和储油罐设施都受到运输部管道和危险材料安全管理局(PHMSA)关于原油和NGL的监管。HLPSA对管道和储罐设施的设计、安装、测试、施工、操作、更换和管理提出了安全要求。实施HLPSA的联邦法规要求管道运营商采取旨在减少陆上输油管道排放石油对环境影响的措施，包括维持全面的漏油应对计划，并对管道人员进行广泛的漏油应对培训。这些规定还要求管道运营商为在管道设施上执行覆盖任务的个人制定和维护书面资格计划。在一些州也有类似的规定，在这些州，我们进行州内共同承运人或私人管道运营。加拿大的监管由加拿大能源监管机构(“CER”)和各省机构负责。

美国

根据HLPSA的授权(经不时修订)，PHMSA颁布了法规，要求运输管道运营商实施完整性管理计划，包括频繁检查、纠正已发现的异常情况和其他措施，以确保管道泄漏或破裂可能影响较高风险区域(称为高风险区域(HCA))的管道安全。原油和天然气管道的HCA基于人口稠密地区、对环境破坏异常敏感的地区以及商业通航水道。在美国，2021年，我们与检查、测试和纠正已发现的异常相关的成本约为2100万美元。根据目前可用的信息，我们对2022年的初步估计是，我们将产生与我们所需的管道完整性管理计划相关的大约3000万美元的支出。然而，如果实施新的或更严格解释的管道安全要求，可能会产生大量额外费用。除了必要的活动外，我们的诚信管理计划还包括几项旨在预防事故的自愿、多年倡议。2021年，与这些自愿倡议有关的成本约为1000万美元，我们对2022年的初步估计是，我们将产生约1500万美元的此类成本。

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过去十年的立法导致了对管道安全的更严格的要求，并要求PHMSA制定和通过法规，对管道运营商施加更多的管道安全要求。特别是，HLPSA在过去十年中得到了2011年的《管道安全、监管确定性和创造就业法案》、2016年的《保护我们的管道基础设施和加强安全法案》以及最近的《保护我们的管道基础设施和加强安全(“管道”)法案》的修订。这些法律都增加了管道运营商的管道安全义务，2020年的《管道法案》重新授权PHMSA计划到2023财年。这些行动引发的监管变化增加了我们的运营成本。例如，2019年10月，PHMSA发布了一项关于危险液体传输和收集管道的最终规则，大大延长和扩大了其某些完整性管理要求的范围，在2039年前使用在线检测工具(除非无法对管道进行修改以允许使用)，增加了与事故和安全相关的年度有条件报告要求，并扩大了对泄漏检测系统的使用，超出了HCA的范围。另外，2021年6月，PHMSA发布了一份咨询公告，建议管道和管道设施运营商更新其检查和维护计划，以消除危险泄漏并将管道设施排放的天然气降至最低。预计PHMSA将与州监管机构一起，于2022年开始对运营商计划进行检查。

根据加利福尼亚州州长于2015年签署的《溢油反应：环境和生态敏感地区法案》(AB-864)，位于连接或位于沿海地区的环境和生态敏感地区(“EESA”)附近的危险液体管道的运营商现在必须使用最佳可用技术(“BAT”)来减少漏油中释放的油量，以保护州水域和野生动物。BAT包括但不限于安装泄漏检测技术、自动关闭系统或远程控制分段截止阀，或基于操作员进行的风险分析的这些技术的任意组合。受影响的管道运营商被要求在2021年5月1日之前申请豁免(对于位于海岸区以外的管道，如果运营商能够通过泄漏模拟/风险分析表明泄漏不会影响ESSA的沿海地区部分)或推迟(对于已经采用BAT的管道)本条的规定。此外，到2021年10月1日，受影响的运营商被要求提交现有管道的风险分析、BAT评估和实施计划。此外，到2023年4月1日，受影响的运营商必须完成现有管道的BAT改造。遵守这些要求将影响我们在加州的管道运营，并增加遵守这些规则的管道运营成本。

交通部已经发布了关于确保受监管设施免受恐怖袭击的指导方针。我们已根据这些准则制定了安全措施和程序，以加强对我们某些设施的保护；然而，我们不能保证这些安全措施将充分保护我们的设施免受攻击。

交通部已普遍采用美国石油学会标准(“API”)653作为受交通部管辖的钢制地面储油罐的检查、维修、改装和重建的标准。API 653要求对仍在使用中的储罐进行定期检查和维修。在美国，2021年我们与该项目相关的成本约为1500万美元。2022年，我们已经为持续的API 653合规活动和类似的EPA新法规制定了大约3800万美元的预算，用于不受能源部监管的储罐。如果我们认为遵守规定的成本将超过储罐的价值，或可能建造替代储罐，某些储罐可能会停止使用。

加拿大

在加拿大，CER和省级机构对用于碳氢化合物输送的管道和储罐的安全和完整性管理进行监管。我们已经并将继续承担与此类监管要求相关的成本。

我们继续实施管道、设施和洞穴完整性管理计划，以符合适用的法规要求，并协助我们努力降低风险。2021年，这类诚信管理活动产生的费用约为6600万美元。我们正在增加我们的完整性挖掘和管道更换项目，以确保安全可靠的运营，同时我们寻求扩大我们某些系统的容量。我们对2022年的初步估计是，我们将在这些项目上产生大约9600万美元的成本。

我们无法预测与未来额外监管相关的潜在成本。如果实施新的或更严格解释的管道安全要求，可能会产生大量额外费用，并可能施加额外的操作要求和限制。

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职业安全与健康

美国

在美国，我们必须遵守修订后的《职业安全与健康法》的要求，以及监管保护工人健康和安全的类似州法规的要求。此外，美国职业安全与健康管理局(“OSHA”)危险通信标准要求维护有关作业中使用或生产的危险材料的某些信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局以及公民。我们的某些设施受到OSHA过程安全管理(“PSM”)法规的约束，该法规旨在防止或最大限度地减少有毒、活性、易燃或爆炸性化学品灾难性泄漏的后果。本规例适用于任何涉及达到或超过指定门槛的化学品的工序，或涉及在一个地点盛载10,000磅或以上易燃液体或气体的工序。

加拿大

在加拿大，根据联邦和省级职业健康和安全法、法规和法规，也存在类似的监管要求。根据这些规定，具有管辖权的机构有权通过检查、审计、事件调查或调查公众或员工投诉来执行这些规定。在一些司法管辖区，这些机构已被授权对违规行为进行处罚，而不会首先对公司提起诉讼。此外，根据《加拿大刑法》，组织、公司和个人可能因违反保护雇员和公共安全的义务而受到刑事起诉。

固体废物

我们产生的废物，包括危险废物，受修订后的联邦资源保护和回收法案(“RCRA”)以及类似的州和省法律的要求。我们产生的许多废物不受RCRA最严格的要求，因为我们的业务主要产生石油和天然气废物，目前这些废物被排除在RCRA危险废物的考虑之外。然而，未来可能会重新考虑《区域资源评估协议》对石油和天然气废物的排除，我们的废物可能会受到更严格和更昂贵的处置要求，从而导致额外的资本支出或运营费用。

有害物质

经修订的联邦综合环境反应、补偿和责任法(“CERCLA”)，也被称为“超级基金”，以及类似的州法律，对导致向环境中释放“危险物质”的某些类别的人施加责任，而不考虑过错或原始行为的合法性。这些人包括发生泄漏的一个或多个地点的所有者或经营者，以及处置或安排处置现场发现的危险物质的公司。这些人可能要承担严格的连带责任，包括清理排放到环境中的有害物质的费用、对自然资源的损害，以及某些健康研究的费用。邻近的土地所有者和其他第三方就据称由排放到环境中的危险物质或其他污染物造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。在我们的正常运作过程中，我们可能会产生符合CERCLA定义的“危险物质”的废物。加拿大联邦和省级法律也对向环境中排放某些物质规定了责任。

在某些设施中，我们必须遵守美国环保局(EPA)的风险管理计划(RMP)规定。这些法规旨在与OSHA的PSM法规合作，将灾难性泄漏的非现场后果降至最低。法规要求我们制定和实施一项风险管理计划，其中包括五年事故历史、非现场后果分析过程、预防计划和应急计划。2016年，环保局完成了对制冷剂管理计划规则的修订，包括要求使用第三方合规审计、对经历释放的设施进行根本原因分析、工艺危害分析和加强信息共享规定。2019年12月，环保局最终完成了对RMP规则的修订，删除了与公开披露、第三方审计和事件后根本原因分析等相关的要求。然而，几个环保组织和工会对环保局修订后的规则提出了质疑，总裁·拜登在2021年1月发布了一项行政命令，其中包括呼吁环保局审查当前版本的RMP规则，其中包括在2021年期间举办听证会并听取公众对该规则的评论。OSHA已经宣布，它正在考虑对PSM规则进行类似的修订，但到目前为止，还没有发布拟议的规则制定通知。目前，对RMP或PSM规则进行进一步修订的可能性尚不确定。

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环境修复

我们目前拥有或租赁，过去曾拥有或租赁过正在或已经处理包括碳氢化合物在内的潜在危险液体的物业。这些物业可能受CERCLA、RCRA以及州和加拿大联邦和省级法律法规的约束。根据这样的法律和法规，我们可能被要求移走或补救潜在危险的液体或相关废物(包括以前的所有者或经营者处置或释放的废物)，并清理受污染的财产(包括受污染的地下水)。

我们维持各种类型的保险，承保范围各不相同，我们认为在这种情况下，这些保险足以覆盖我们的业务和财产。保险单受到我们认为合理且不过度的免赔额和留成水平的限制。与业界普遍提供的保险覆盖范围一致，在某些情况下，我们的保单对与逐渐污染有关的损失或责任提供有限的保险，而对突发和意外事件提供更广泛的保险。

我们已经获得或将在未来获得的资产可能会有环境补救责任，我们不会对这些责任进行赔偿。我们过去经历过，未来可能也会经历碳氢化合物产品从我们的管道、铁路、存储和其他设施运营中释放到环境中。我们还可能发现过去释放的气体对环境的影响，而这些影响以前是无法确定的。与任何此类排放或环境影响相关的成本和负债可能是重大的，可能不在保险范围内；因此，该等成本和负债可能对我们的运营业绩和/或财务状况产生重大不利影响。

空气排放

我们在美国的业务受《美国清洁空气法》(“Clean Air Act”)、类似的州法律以及相关的联邦、州和地方法规的约束。我们在加拿大的业务也受到联邦和省级空气排放法规的约束，这些法规将在后面的章节中讨论。

由于加拿大和美国不断变化的空气排放要求，我们可能需要在未来几年内产生某些资本和运营支出，以安装空气污染控制设备，并在其他方面遵守更严格的联邦、州、省和地区空气排放控制要求，当我们试图获得或保持对空气排放源的许可和批准时。我们不能保证未来的航空合规义务不会对我们的财务状况或运营结果产生重大不利影响。

气候变化倡议

美国

环保局已经通过了报告某些来源的二氧化碳、甲烷和其他温室气体(温室气体)排放量的规则。我们的两个设施目前受到联邦温室气体报告要求的约束。这些设施包括燃烧温室气体排放和潜在逃逸排放超过报告门槛的设施。我们向美国进口了足够数量的成品燃料产品，因此也需要报告这一活动。

近年来，围绕甲烷排放的监管存在相当大的不确定性。2020年，特朗普政府修订了2016年建立的甲烷性能标准，以减轻这些标准的影响，并将传输和存储部分从某些法规的来源类别中删除。然而，总裁·拜登上任后不久就发布了一项行政命令，呼吁美国环保局重新审查有关甲烷的联邦法规，并为石油和天然气行业现有或新的来源制定新的或更严格的标准，包括输送和储存部分。美国国会也通过了，总裁·拜登签署成为法律，废除了2020年的规则制定，有效地恢复了2016年的标准。为了回应总裁·拜登的行政命令，2021年11月，美国环保局发布了一项拟议的规则，如果最终敲定，将为原油和天然气来源类别的新来源和现有来源建立甲烷和挥发性有机化合物(VOC)排放的性能标准。这项拟议的规则将适用于石油和天然气井场的上游和中游设施、天然气收集和增压压缩机站、天然气加工厂以及传输和储存设施。受影响的排放装置或工艺的所有者或操作员必须遵守特定的性能标准，其中可能包括使用光学气体成像进行泄漏检测和随后的维修要求、通过捕获和控制系统减少95%的排放、零排放要求、操作和维护要求, 以及所谓的绿色完井要求。环保局计划在2022年发布一份补充提案，加强这一拟议的规则制定，其中将包含2021年11月拟议的规则中未包括的额外要求。环保局预计将在2022年底发布最终规则。
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加利福尼亚州已经实施了一项温室气体排放限额和交易计划，这是根据大会第32号法案(“AB32”)授权的。自2014年启动以来，加州的限额交易计划只适用于二氧化碳当量排放量超过2.5万吨的大型工业设施。加州空气资源委员会公布了一份受该计划约束的设施清单。目前，名单上只包括我们的一个设施，位于加利福尼亚州沙夫特的孤星气体液体设施，因为它是一个重要的燃烧和丙烷分馏来源。因此，自2013年以来一直在购买温室气体排放履约文书。

自2015年1月1日起，AB32法规还涵盖了成品燃料供应商和进口商。加州成品燃料供应商(炼油商和进口商)被要求为在加州销售或进口到加州的成品燃料购买温室气体排放信用。由于丙烷进口，Plains Marketing被纳入监管的这一部分，并于2016年完成了第一年的合规。自2018年1月1日起，负责与温室气体相关的合规成本的成品燃料进口商已从收货人变为产品所有权的进口商。由于加拿大普莱恩斯中游公司向加利福尼亚州进口丙烷，该公司现在被包括在这一规则的变化中，并于2019年提交了第一份合规报告。

加州还通过行政命令实施了几项气候变化倡议。行政命令B-30-15由加州州长于2015年年中签署。这项行政命令要求到2030年将温室气体排放量从1990年的基线水平减少40%。为了遵守这一减排要求，可能需要降低工业设施参与温室气体排放限额和交易计划的门槛。2020年底，加利福尼亚州州长发布了一项行政命令，设定了在未来15至25年内限制或逐步停止销售石油燃料乘用车、商用车和越野车的目标。其他一些州正在努力实施零排放汽车要求或目标。另外，在2020年10月，加利福尼亚州州长签署了另一项行政命令，确立了到2030年保护加州至少30%的土地和沿海水域的州“30x30”目标，并指示州政府机构实施其他措施来缓解气候变化和加强生物多样性。2021年底发布了一份实现这一“30x30”国家目标的潜在战略草案，将在2022年初之前征求公众意见。2021年5月，加利福尼亚州州长与联邦政府宣布，内政部、海洋能源管理局和国防部已与加利福尼亚州达成协议，租赁加州中央海岸399平方英里的土地用于海上风能开发。为了推进这项协议，州长于2021年9月签署了立法AB 525，要求加州能源委员会制定2030年和2045年的海上风能目标，并制定战略计划，发展加州沿海的风能产业。2021年7月, 加州州长发布了一项计划，概述了该州到2045年实现100%清洁电力系统以支持长期清洁能源可靠性的目标，其中包括增加该州能源重点的多样性的目标，例如，包括海上风能、州电网现代化和纳入分布式能源、增加长期能源储存项目、推行电网加固和弹性项目以使输配电线路更耐火并增强远程电网在脆弱社区的战略位置，以及增加州交通系统、家庭和企业的电气化。

我们开展业务的某些其他州，如科罗拉多州，也已经或正在考虑采用与温室气体排放相关的法规。虽然目前无法预测联邦或州政府可能选择如何监管温室气体排放，但对温室气体排放的任何新的监管限制都可能导致材料合规成本增加、额外的运营限制、我们炼油厂客户生产的原料和产品成本增加，以及对石油燃料的需求减少。

2015年12月，《巴黎协定》在《联合国气候变化框架公约》(《联合国气候变化框架公约》)第21届缔约方年会上签署。2016年11月生效的《巴黎协定》要求各签署方在2020年后每五年通过各自确定的减排目标制定和实施不具约束力的碳减排政策，目标是将全球平均气温上升幅度控制在2摄氏度或更低。美国目前是《巴黎协定》的签署国。总裁·拜登在2021年4月宣布了一个新的、更严格的国家自主贡献减排水平，到2030年，整个经济体的温室气体净排放量将在2005年的基础上减少50%-52%。此外，2021年11月，国际社会再次在格拉斯哥举行的第26届缔约方大会(“COP26”)上发表了多项声明，包括呼吁缔约方取消某些化石燃料补贴，并就非二氧化碳温室气体采取进一步行动。与此相关的是，在第26次缔约方会议上，美国和欧盟联合宣布启动全球甲烷承诺，100多个国家加入了这一倡议，承诺实现到2030年将全球甲烷排放量在2020年水平上减少至少30%的集体目标，包括在能源部门的“所有可行的削减”。目前还无法预测这些命令、承诺、协议以及为履行美国在《巴黎协定》、COP26或其他国际公约下的承诺而颁布的任何立法或法规的影响。

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政府、科学和公众对温室气体排放引起的气候变化威胁的担忧导致美国的政治风险增加。例如，总裁·拜登发布了几项行政命令，呼吁采取更广泛的行动来应对气候变化，包括暂停在联邦土地和水域上新的石油和天然气作业。联邦租赁活动的暂停促使几个州对拜登政府采取法律行动，导致路易斯安那州的一名联邦地区法官于2021年6月发布了全国性的初步禁令，有效地停止了租赁暂停的执行；然而，联邦政府正在对地区法院的裁决提出上诉。拜登政府还可以寻求对管道基础设施的建立施加更具限制性的要求，或对石油和天然气设施施加更具限制性的温室气体排放限制。随着一些城市、地方政府和其他原告试图向州或联邦法院对石油和天然气勘探和生产公司提起诉讼，诉讼风险也在增加，指控这些公司生产导致全球变暖影响的燃料(如海平面上升)，从而造成公共滋扰，因此要对道路和基础设施的破坏负责，或者声称这些公司意识到气候变化的不利影响已经有一段时间了，但通过未能充分披露这些影响来欺骗投资者。

还有一种风险是，可能要求金融机构采取减少碳氢化合物能源部门可获得资金的政策。为化石燃料能源公司提供融资的机构贷款人也变得更加关注有利于风能和太阳能等“清洁”能源的可持续贷款做法，从而使这些能源更具吸引力，其中一些机构可能会选择不为化石燃料能源公司提供资金。美国许多最大的银行已经做出了“净零”碳排放承诺，并宣布它们将评估其投资组合中的融资排放，并采取措施量化和减少这些排放。在COP26上，格拉斯哥净零目标金融联盟(“GFANZ”)宣布，来自45个国家的450多家公司的承诺已导致超过130万亿美元的资本承诺实现净零目标。GFANZ的各种次级联盟一般要求参与者设定短期、特定部门的目标，以便在2050年前将其融资、投资和/或承保活动转变为净零排放。金融部门的这些和其他事态发展可能导致一些贷款人限制某些行业或公司获得资本或从某些行业或公司撤资，包括石油和天然气行业，或者要求借款人采取更多措施减少温室气体排放。此外，金融机构可能会受到压力或被要求采取政策，限制对化石燃料能源公司的融资。2020年底，美联储宣布加入了绿色金融体系网络(NGFS)，这是一个由金融监管机构组成的联盟，专注于应对金融部门与气候相关的风险。最近，在2021年11月, 美联储发表了一份声明，支持NGFS确定关键问题和潜在解决方案的努力，以应对与中央银行和监管机构最相关的气候相关挑战。虽然我们无法预测这些公告可能会带来什么政策，但化石燃料行业可用资本的大幅减少可能会使勘探、开发、生产、运输和加工活动更难获得资金，这可能会影响我们的业务和运营。

最后，在一定程度上，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生具有重大物理影响的气候变化，例如风暴、干旱、洪水和其他气候事件的频率和严重性增加，以及温度和降水模式的长期变化。这些气候变化有可能对我们的资产造成实际损害，从而可能对我们的业务产生不利影响。此外，气象条件的变化，特别是温度的变化，可能会导致对能源或我们客户生产的需求的数量、时间或地点的变化，这可能会减少对我们服务的需求。虽然我们对气候条件变化的考虑和在设计中纳入安全系数的目的是为了减少气候变化和其他事件可能带来的不确定性，但我们减轻这些事件不利影响的能力在一定程度上取决于我们设施的有效性，特别是那些位于沿海或洪水易发地区的设施，以及我们的灾害准备和响应以及业务连续性规划，这些可能没有考虑到或准备好应对每一次可能发生的情况。

虽然目前还无法预测可能通过的应对温室气体排放的立法或新法规将如何影响我们的业务，但任何此类未来的法律和法规都可能导致合规成本增加或额外的运营限制，并可能对我们的业务、对我们服务的需求、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。

加拿大

联邦法规。自2004年以来，温室气体的大型排放者被要求根据加拿大温室气体排放报告计划报告其排放量。自2018年1月1日起，联邦环境和气候变化部将所有设施的温室气体排放量报告门槛从5万吨/年降至10000吨/年。这导致目前需要增加一个设施(总共四个地点)来编写其排放的年度报告。与此报告要求相关的成本不被视为重大成本。

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2015年12月，《联合国气候变化框架公约》批准了《巴黎协定》，以加快气候变化倡议，并加强成员国在减少温室气体排放方面的行动。这项批准还包括要求所有缔约方报告其排放状况，以及在2020年后每五年审查一次的协议，以评估成员国在实现本协议规定的目标和指标方面取得的成功。加拿大政府实施了一种泛加拿大的碳污染定价方法，要求加拿大所有省和地区在2018年之前制定碳定价，目前已生效。各省和地区在决定如何实施碳定价方面获得了灵活性，要么直接对碳污染定价，要么采用总量管制和交易制度。未能满足联邦政府对其计划的要求的省计划被要求采用联邦计划。联邦计划包括两个组成部分：碳污染直接价格(联邦碳污染价格从2019年开始为每吨20加元，从2022年开始每年上涨10加元，从2022年开始达到每吨50加元)和基于产出的定价体系(OBPS)，旨在解决大型排放者的竞争风险。

关于联邦碳污染定价，2021年12月，联邦政府公布了2022年以后联邦碳定价基准的更新。根据最新的计划，2023年至2030年的国家碳污染最低价格已被提议，2023年碳价格定为65加元/吨，2030年碳价格每年再增加15加元，至170加元/吨。与碳成本有关的合规成本将作为正常运营成本流程的一部分，每年编入预算。

加拿大于2021年6月通过了《加拿大净零排放责任法案》，正式确立了该国2050年的净零排放目标。该法案要求设定具有法律约束力的五年减排目标(2030年、2035年、2040年和2045年)。根据这项法案，2021年7月，联邦政府宣布，到2030年，加拿大的NDC减排水平将比2005年的水平提高40%-45%。此外，根据这项法案，加拿大必须至少提前10年设定2035年、2040年和2045年的后续目标。2030年减排计划尚未公布。联邦政府制定该计划的最后期限是2022年3月29日。这项立法对我们加拿大业务的影响将作为正常运营成本流程的一部分，每年进行处理和预算。

2018年4月，联邦环境和气候变化部出台了旨在到2025年将石油和天然气设施的甲烷排放量减少高达45%(2012年水平)的法规，其中一些要求将于2020年1月生效，其余要求将于2023年生效。拟议规则的范围和要求类似于上述EPA甲烷规则。自2017年6月起，联邦环境和气候变化部引入了多部门空气污染物法规，为使用该计划监管的适用设备的几个工业部门设定了加拿大各地的空气污染排放标准。这些规定对超过指定额定功率的燃气锅炉、加热器和固定式火花点火发动机的氮氧化物排放量设定了具体限制。根据这些规定，存在与七个设施相关的报告义务，这些设施的设备符合计划的规格。这些规定生效的影响被认为不是实质性的。

省政府规章

安大略省。2015年2月，安大略省环境和气候变化部发布了一份讨论文件，确定碳定价是减少温室气体排放所必需的关键行动。

2019年7月，安大略省政府实施了排放表现标准(EPS)法规，作为已废除的温室气体排放限额和交易计划的后续计划。2020年9月，联邦政府接受了每股收益计划，认为这相当于OBPS，允许安大略省推进实施每股收益计划。安大略省已指定2022年1月1日为每股收益的开始日期。我们的萨尼亚工厂将从OBPS计划转移到EPS。遵守OBPS或EPS的成本是每年编制预算的，预计不会对运营产生实质性影响。

2018年，安大略省省政府推出了最新的二氧化硫(SO2“)需要减少SO的标准2到2023年，工业设施的1小时平均排放率将从目前的每立方米空气690微克(“微克/立方米”)增加到100微克/立方米的新一小时标准。引入这一减排措施需要对当前的排放进行评估，并可能需要升级我们萨尼亚工厂的设备。评价过程尚未结束，该标准的影响仍在审查中。

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艾伯塔省。艾伯塔省《气候变化和排放管理法》(2003)提供了管理温室气体排放的框架，旨在到2020年12月31日将特定气体排放量减少到1990年水平的50%。指定气体排放者条例(2007)(“SGER”)是最初引入的计划，它对大型排放者施加温室气体排放限制，并要求降低温室气体排放强度。2018年1月，SGER被2018和2019合规年度的《碳竞争激励条例(2018)》(“CCIR”)取代。2020年1月，艾伯塔省实施了新通过的技术创新和减排(TIER)法规，引入了另一个版本的温室气体减排计划，以取代CCIR下的温室气体计划。TIER下的合规选项类似于先前CCIR计划下的选项，因此，如果未实现计划下确定的减排目标，将需要购买温室气体基金信用。与SGER和CCIR的情况一样，我们的萨斯喀彻温堡和皇后六世设施是TERE下的强制性参与者。出于经济原因，Empress I-V和我们的其他五家加拿大工厂选择加入2021年的TIER计划。根据TER，艾伯塔省的碳价格最初设定为每吨30美元，随后通过艾伯塔省环境和公园部长的第87/2021号部长令提高到2022年的每吨50美元。此次提价与联邦《温室气体污染定价法案》确立的碳定价一致。

艾伯塔省Tier计划内的资产也免征联邦燃油费，但作为艾伯塔省业务一部分的其他燃料消耗需要缴纳联邦税。联邦燃料费成本增加已计入年度预算周期。

与联邦甲烷减排目标相联系，艾伯塔省能源监管机构修改了第60号指令，概述了减排要求。新的逃逸排放调查和甲烷减排报告办法和要求于2020年1月和2022年1月生效。报告和完成这些要求的费用已计入年度业务预算。

加拿大其他司法管辖区。新斯科舍省和魁北克省的限额和交易计划涵盖我们向新斯科舍省和魁北克省市场供应的丙烷。我们被要求购买温室气体排放额度，并根据每个省各自的限额和交易计划提交年度合规报告。计划合规成本将转嫁给购买者。自2019年4月1日起，联邦碳定价计划对没有碳定价计划的省份生效。这包括萨斯喀彻温省、马尼托巴省、安大略省和艾伯塔省。计划合规成本将转嫁给购买者。

水

经修订的美国联邦水污染控制法案，也称为清洁水法(CWA)，以及类似的州和加拿大联邦和省级法律，对向美国和加拿大的通航水域以及州和省水域排放污染物施加限制和严格控制。联邦、州和省级监管机构可以对不遵守《公约》的排放许可或其他要求施加行政、民事和/或刑事处罚，也可以寻求禁令救济，以强制遵守《公约》和类似法律。

美国1990年《石油污染法》(下称《OPA》)修订了《海洋环境保护公约》中与向通航水域释放石油产品有关的某些条款。OPA要求设施所有者对遏制和移除成本、自然资源损害和石油泄漏的某些其他后果承担严格的、连带的、可能是无限的责任。州和加拿大的联邦和省级法律也规定了有关防止石油泄漏和补救地区的要求。

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管道的建设或扩建往往需要根据《公约》获得授权，这种授权可能会受到挑战。35年来，美国陆军工程兵团(“兵团”)一直根据CWA的简化全国许可计划授权管道的建设、维护和维修，该计划被称为“全国许可12”(“NWP”)。NWP计划得到了强大的法律和监管历史的支持，最初是在1977年由国会批准的。环保组织不时地对北极星计划提出质疑；然而，到目前为止，联邦法院根据CWA支持了北极星计划的有效性。2020年4月，蒙大拿州联邦地区法院在认定该军团的第12号新WP未能遵守《濒危物种法》的咨询要求后，将其腾出。虽然地区法院的命令随后在上诉期间受到限制，但我们无法预测此案的最终结果及其对NWP计划的影响。作为对空缺的回应，2021年1月，兵团公布了重新发布的石油和天然气管道活动重组后的第12号国家石油储备计划，将原先在许可证下涵盖的某些公用事业公司分离到其他国家石油储备计划中。加州北区地区法院2021年10月的一项裁决导致2020年修订《清洁水法》第401条认证程序的规则无效，之后该军团宣布暂停某些许可决定的最后敲定，包括根据NWP 12做出的决定，这些决定依赖于2020年规则下的第401条认证或豁免。然而，在2021年11月，在根据腾出的法规完成的第401条水质认证或豁免的许可证决定暂停后，, 兵团地区恢复就所有许可证申请和全国范围内的许可证核查请求作出决定；作为决策过程的一部分，地区将就可能受到空置命令影响的水质证书与认证当局进行协调。虽然目前尚不清楚这些最新发展的全部范围和影响，但如果我们被迫向兵团寻求个人许可，我们根据新WP 12或其他一般许可获得保险的能力的任何中断都可能导致成本增加和项目延误。

此外，联邦政府根据《清洁水法》对包括湿地在内的美国水域的适用管辖权范围仍然存在不确定性，因为自2015年以来，奥巴马、特朗普和拜登政府的环保局和军团一直在寻求多项规则制定，试图确定这种管辖权的范围。特朗普政府领导的环保局和军团在2020年4月发布了一项最终规则，缩小了联邦对美国水域的管辖权范围，而总裁·拜登则在2021年1月发布了一项行政命令，以进一步审查和评估这些法规是否符合新政府的政策目标，随后环保局和军团于2021年6月宣布计划启动新的规则制定程序，废除2020年的规则，恢复2015年前的保护。尽管EPA和Corps没有寻求临时取消2020年的规则，但亚利桑那州和新墨西哥州的两个联邦地区法院在2021年第三季度宣布的裁决中取消了2020年的规则。虽然这些地区法院的裁决可能会被上诉，但很明显，EPA和Corps打算对美国水域采取更广泛的定义。作为第一步，这些机构于2021年12月7日公布了一项拟议的规则制定，该规则将恢复2015年前生效的在奥巴马政府统治下发布并更新以反映对最高法院裁决的考虑的2015年前对“美国水域”的定义。拟议的规则如果获得通过，将作为对“美国水域”的临时办法，并为该机构提供时间，以便在目前拟议的规则的基础上，部分地制定一项后续规则。, 关于其他利益相关者的参与。如果美国环保局和拜登政府下属的军团发布最终规则，扩大《清洁水法》在我们或我们的客户开展业务的地区的管辖权范围，这种发展可能会推迟、限制或停止项目的许可或开发，导致许可时间更长，或者我们和我们客户的业务增加合规支出或缓解成本，这可能会降低运营商的生产率。

濒临灭绝的物种

新的项目可能需要根据联邦、州和省级法律进行批准和环境分析，这些法律包括美国的《国家环境政策法案》和《濒危物种法案》，以及加拿大的《濒危物种法案》。由此产生的费用和债务与冗长的监管审查和批准要求有关，可能会对这类项目的可行性产生重大负面影响。

其他规例

《交通规则》

我们的运输活动受到多个政府机构的监管。我们的历史运营成本反映了因遵守这些规定而产生的经常性成本。以下是可能影响我们运营的运输法规类型的摘要。

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美国的州际通则。根据《州际商法》(ICA)，我们的州际普通运输液体管道运营受到美国联邦能源管理委员会(FERC)的费率监管。ICA要求液体管道的关税税率，包括原油管道和石油产品管道，是公正和合理的，而不是不适当的歧视性。不遵守《公民权利和政治权利国际公约》的要求可能导致施加民事或刑事处罚。

美国的州法规。我们的州内液体管道运输活动受制于各种州法律法规以及州监管机构的命令，包括德克萨斯州铁路委员会(TRRC)和加州公用事业委员会(CPUC)。CPUC禁止我们的某些子公司作为我们优先票据和信贷安排的担保人。

《1992年美国能源政策法案》及其后续发展。1992年10月，国会通过了1992年能源政策法案(“EPAct”)，其中除其他事项外，要求FERC发布规则，为液体管道建立一种简化和普遍适用的费率制定方法，并简化液体管道诉讼程序。FERC对这一任务的回应是，建立了一种公式化的方法，让石油管道在与通胀指数挂钩的规定上限水平内改变费率。FERC每五年审查一次该公式。根据2020年12月的一项命令，自2021年7月1日起，截至2026年6月30日的五年期间的年度指数调整等于适用年度的制成品生产者价格指数加0.78%的调整系数。已要求对2020年12月的命令进行重新听证，这些请求仍在FERC面前待决。欧盟委员会收到了对其2020年12月命令进行重审的请求，并于2022年1月20日批准了重审并修改了石油指数。具体地说，FERC批准了对其2020年12月命令的重审，并下令从2021年7月1日起至2026年6月30日止的五年内，将允许收取指数化费率的普通运营商每年根据生产者价格指数减0.21%调整其指数化上限。FERC指示输油管道根据新的指数水平重新计算截至2022年6月30日的五年期间的上限水平。如果输油管道的申请费率超过其上限水平，FERC命令此类输油管道降低费率，使其符合重新计算的上限水平，该上限水平将于2022年3月1日生效。我们已经申请在适用的情况下调整我们的FERC监管费率。1月20日, 2022年FERC调整当前五年指数的命令目前正在向美国第五巡回上诉法院提起上诉。管道可以将其费率提高到每年适用年度指数调整系数所产生的费率上限水平；但是，如果管道费率的涨幅大大超过管道在有关年度发生的实际成本增长，托运人可以对这种上调提出异议。如果FERC的年度指数调整降低了上限水平，使其低于管道的备案费率，管道必须降低其费率以符合较低的上限。索引是更改液体管道费率的默认方法。然而，FERC保留了制定服务成本费率、基于市场的费率和结算费率，作为在某些特定情况下可能使用的指数化方法的替代办法。由于下一个五年指标期的指数化方法在一定程度上与通货膨胀指数挂钩，而不是基于我们的具体成本，因此指数化方法可能会阻碍我们收回成本增加的能力。

根据《环境保护法》，在截至《环境保护法》颁布之日止的365天期间内，如果在365天期间内没有受到投诉、抗议或调查，则现行的液体管道费率被认为是公正和合理的。一般而言，只有在申诉人能够证明自《环境保护法》颁布以来，液体管道的经济状况或作为费率基础的服务的性质发生了重大变化的情况下，才能对这种“祖辈”费率提出申诉。EPAct对对液体管道关税规定的质疑没有这种限制，也没有对过分歧视或优惠的规则进行限制。

美国的管道运价管制。FERC历来没有主动调查液体管道的费率，当这些费率没有成为托运人抗议或投诉的对象时。我们在美国的大部分管道利润都是基于部分或通过与一个或多个托运人达成协议而制定的费率。这些税率仍然由FERC监管，并受到FERC根据ICA提出的质疑或审查和修改，该法案要求液体管道(包括原油管道和石油产品管道)的费率是公正合理的，并且不存在不适当的歧视性。见第1A项。风险因素--与法律法规相关的风险--我们的资产受到联邦、州和省级监管。费率监管或对我们对美国和加拿大管道系统收取的费率的成功挑战可能会减少我们产生的现金数量。“以进一步讨论我们的费率将如何受到这一政策变化的影响。

加拿大法规。我们的加拿大管道资产受到CER和省级当局的监管。对于其有管辖权的管道，有关监管机构有权应第三方的申请，确定允许我们在这类管道上收取的运输费用，并制定其他准入条件。在这种情况下，如果有关监管机构确定适用的服务条款和条件不公正和合理，监管机构可以施加其认为适当的条件。

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卡车运输法规

美国

我们运营着一支卡车车队，作为一家私人、合同和公共承运人运输原油和油田材料。我们获得了提供州内和州际机动承运人服务的许可。作为一家汽车承运人，我们受到交通部联邦汽车承运人安全协会发布的某些安全法规的约束。除其他事项外，《卡车运输条例》涵盖：(1)司机操作；(2)航海日志维护；(3)准备卡车舱单；(4)在卡车和拖车上放置安全标语牌；(5)毒品和酒精测试；(6)操作和设备安全。我们在美国的卡车运输业务也受到OSHA的约束。

加拿大

我们在加拿大的卡车运输资产受运营所在省份的联邦和省级运输机构的监管。这些监管机构不制定运费，但制定和管理与设备、设施检查、报告和安全等其他事项有关的规章制度。我们在加拿大交通部管理的国家安全代码(NSC)的指导下，获得了在省内和省际运营的许可。我们的出租服务主要是原油、凝析油和天然气的运输。根据国家安全委员会的要求，除其他事项外，我们必须监测：(I)驾驶员操作；(Ii)航海日志维护；(Iii)卡车舱单准备；(Iv)卡车和拖车上的安全标牌；(V)操作和设备安全；以及(Vi)卡车运输操作的许多其他方面。我们的加拿大卡车运输业务也受到职业健康和安全法规的约束。

有轨电车监管

我们在美国和加拿大拥有并运营多个轨道车辆装卸设施。在这些铁路终点站，我们拥有和租赁了相当数量的火车车厢。我们的轨道车辆运营受交通部联邦铁路管理局(“FRA”)、OSHA以及其他联邦和州监管机构以及加拿大监管机构在加拿大运营的监管管辖。

火车从北达科他州巴肯页岩层运送原油的列车发生事故，导致监管机构加强审查。PHMSA发布了安全警告，称巴肯原油可能比其他等级的原油更易燃，并加强了在运输之前和运输过程中适当测试、表征、分类并在适当情况下充分脱气危险材料的要求。PHMSA还发起了“业务分类”，这是一项合规倡议，涉及对原油样本进行突击检查和测试，以验证材料的提供者在运输前对危险材料进行了适当的分类、描述和标签。2015年底，国会通过了《固定美国地面运输(FAST)法案》，总裁随后签署了该法案。这项立法明确了有关美国铁路车辆运输原油的时间表和要求的参数。我们相信，我们的铁路车队在所有实质性方面都符合当前铁路运输原油的标准。

2014年底，北达科他州工业委员会通过了新标准，以提高巴肯原油运输的安全性。新标准，欧盟委员会令25417，于2015年4月1日生效，要求运营商/生产商将巴肯原油调节到一定的蒸汽压限制。根据该命令，所有在北达科他州生产的巴肯原油都将受到限制，没有例外。该命令要求运营商/生产商将轻烃从所有要运输的巴肯原油中分离出来，并禁止在发货前将轻烃重新混合到石油供应中。我们不直接对巴肯原油的调节或稳定负责；但是，根据该命令，我们有责任在发现我们的铁路设施接收的巴肯原油超过允许的蒸气压限制时通知北达科他州。

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土著保护

我们的部分行动涉及历史上分配给各美洲原住民/第一民族部落(“原住民”)的土地，他们可能对自己的土地行使重大管辖权和主权。土著人民还可能有某些条约权利，以及就可能影响到这些土地的项目进行协商的权利。如果这些部落政府被发现对我们活动的土地拥有这种管辖权并选择采取行动，我们的行动可能会受到影响。例如，2020年，最高法院在麦克格特诉俄克拉荷马州案俄克拉荷马州东部的Muscogee(Creek)民族保留地尚未被取消(即，官方未承认)。在法院裁决之前，普遍的观点是，俄克拉荷马州境内的所有保留意见在1907年建州之前都已被取消。虽然法院的裁决表明，它仅限于适用于Muscogee(Creek)民族保留地的刑法，但该裁决对Muscogee(Creek)民族保留地内的民法以及可能同样被发现未被撤销的其他保留具有重大的潜在影响。2020年晚些时候，俄克拉荷马州法院将这一分析应用于麦克格特裁定切罗基人、奇卡索人、塞米诺尔人和乔克托人的保留地同样没有被取消。

2020年10月1日，环境保护局批准俄克拉荷马州根据2005年《安全、负责、灵活、高效的运输公平法案》(以下简称《运输公平法案》)10211(A)节的规定，在该州内管理该州现有的所有经环保局批准的针对印第安人国家的监管计划，但以下情况除外：印第安人所有权尚未消灭的印第安人分配；由美国代表任何印第安人或部落信托持有的土地；任何部落通过与美国签订条约获得所有权的土地，而该部落是该部落的一方，并且从未被分配给该部落的任何公民或成员。这一批准将州政府对环境保护局批准的现有监管项目的权力扩大到在美国最高法院就Muscogee(Creek)Nation保留地做出裁决之前，该州应用此类项目的州内所有土地。然而，几个部落对与这一批准有关的咨询过程表示不满，环境保护局根据SAFETE法案的批准可能会受到挑战。此外，SAFETE法案规定，俄克拉荷马州的任何部落都可以寻求环境保护局作为州的治疗，俄克拉荷马州的一个或多个部落可能会寻求环境保护局的批准。目前，我们无法预测这些管辖权问题最终可能如何解决。

运输安全管理局安全指令

2021年，为回应殖民地管道网络安全事件，美国国土安全部运输安全管理局(TSA)发布了两项全面的安全指令，对关键基础设施管道所有者和/或运营商提出了各种网络安全和报告要求。遵守这些安全指令可能会对我们的运营和运营结果产生重大影响。

跨境监管

由于我们的跨境活动，包括在美国和加拿大之间运输和进口原油和天然气，我们必须遵守与此类活动有关的各种法律要求，包括总统许可要求、进出口许可要求、关税、加拿大和美国的关税和税收以及与有毒物质相关的要求。与这些活动相关的美国法律要求包括根据《出口管理法》(EAA)、《北美自由贸易协定》(NAFTA)替代法、《美国-墨西哥-加拿大协定》(USMCA)(2020年7月1日)和《有毒物质控制法》(TSCA)通过的法规，以及美国国务院的总统许可要求。此外，美国和加拿大的天然气进出口受到美国海关和边境保护局、美国能源部和CER的监管。违反这些许可证、关税和纳税申报要求或未能提供与有毒物质有关的证明可能会导致施加重大的行政、民事和刑事处罚。此外，不遵守美国联邦、州和地方税要求，以及加拿大联邦和省级税收要求，可能会导致征收额外的税、利息和罚款。

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市场反操纵监管

2009年11月，联邦贸易委员会(“FTC”)根据2007年的“能源独立和安全法案”发布了法规，旨在禁止石油行业的市场操纵。违反规定的人将面临每次违规行为每天高达约130万美元的民事罚款，这取决于联邦贸易委员会的年度通胀调整。2010年7月，美国国会通过了《多德-弗兰克法案》，扩大了商品期货交易委员会(CFTC)的权力，禁止在CFTC监管的市场操纵市场。在原油掉期和期货合约方面，这一权力类似于授予联邦贸易委员会在原油买卖方面的反操纵权力。2011年7月，CFTC发布了最终规则，以实施他们新的反操纵权力。这些规定将对违规者处以最高约123万美元的民事罚款，取决于CFTC的年度通胀调整，或每一次违规行为给个人带来的货币收益的三倍。

操作危险和保险

管道、终端、卡车或其他设施或设备可能会因事故、自然灾害、恐怖袭击、网络事件或其他事件而遭受损坏。这些危险可造成人身伤害和生命损失、财产和设备的严重损坏和破坏、污染或环境破坏和暂停作业。与业界普遍提供的保险覆盖范围一致，在某些情况下，我们的保单对与逐渐污染有关的损失或责任提供有限的保险，而对突发和意外事件提供更广泛的保险。我们维持各种类型和不同水平的保险范围，以涵盖我们的业务和财产，我们还自行投保某些风险，包括逐渐污染、网络安全和命名风暴。然而，这种保险并不涵盖与运营管道、码头和其他设施和设备有关的所有可能发生的风险，包括可能造成的重大收入和现金流损失。

如果发生未完全投保、赔偿或保留的重大事件，或一方未能履行其赔偿义务，可能会对我们的运营和财务状况产生实质性的不利影响。我们相信我们保持足够的保险范围，尽管保险不会承保可能发生的多种类型的中断，不会承保最高可达适用免赔额的金额，也不会承保与我们某些资产和业务相关的所有风险。就我们的保险覆盖范围而言，我们的保单受到我们认为合理且不过度的免赔额和留成水平的限制。此外，不能保证我们将来能够以我们认为合理的费率维持足够的保险。因此，我们可能会选择自我保险或在某些其他保险计划中使用更高的免赔额。此外，虽然吾等相信吾等已建立足够的准备金及流动资金，但在该等风险未获承保的情况下，超出此等准备金所产生的成本可能会较高，或吾等可能无法及时收到保险收益，这可能会对吾等的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
    
财产所有权和通行权

我们持有的不动产通常包括：(I)我们拥有的地块；(Ii)地面租约和地下存储租约；以及(Iii)地役权、通行权、许可证、土地所有者或政府当局允许我们使用某些土地进行运营的交叉协议或许可证。在所有实质性方面，我们相信我们拥有令人满意的所有权或使用我们重要设施所在地点的权利，但须遵守(A)惯常的留置权、限制或产权负担，以及(B)我们认为与我们整体业务无关的挑战。根据协议，我们的一些不动产权利可能会被终止，这些协议规定了以下一项或多项：定期付款、期限、续展权利、放弃使用、持续运营要求、许可人或设保人的撤销以及可能的搬迁义务。

人力资本

一般信息

我们的主要人力资本管理目标是吸引、保留和培养一支高素质的员工队伍，使我们能够保持和加强符合我们的核心价值观的文化，这些价值观包括安全和环境管理、道德和诚信、问责以及尊重和公平。为了支持这一目标，我们寻求通过有竞争力的薪酬、福利和其他计划来吸引、奖励和支持员工；发展员工并鼓励内部人才流动，为员工为未来的关键角色和领导职位做好准备；促进发展多样化、参与性和包容性的工作场所文化；通过投资于技术和系统并提供工具和资源，使员工能够在工作中工作，从而促进效率和高绩效文化。

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作为有限合伙企业，我们没有直接的管理人员和员工。我们的业务和活动由Plains All American GP LLC(“GP LLC”)管理，该公司雇用我们的管理和运营人员(不包括我们的加拿大人员，他们受雇于我们的子公司PMCULC)。截至2021年12月31日，GP LLC和PMCULC在北美雇佣了大约4100人，其中约2900人在美国，约1200人在加拿大。我们约69%的员工(约2800名员工)是现场员工，其中包括我们卡车部门的约525名员工。我们的员工遍布美国23个州和加拿大5个省。大约185名员工受到六项单独的集体谈判协议的影响，其中一项目前正在谈判中，其余五项可在2023年和2024年重新谈判。

健康与安全

我们的员工是我们最宝贵的资产。我们把员工的健康和安全放在首位，我们致力于保护我们的员工，并以安全、可靠和负责任的方式开展业务。我们通过广泛的教育和培训以及在必要的设备、系统、流程和其他资源上的投资来支持我们对健康和安全的承诺，我们有许多安全计划和活动在我们的运营中共享，例如“千呼万唤”沟通，定期和特定情况的安全站台，经验教训分享和所有员工的停工授权。我们也有许多专注于员工健康的计划，包括为员工提供免费精神和行为支持的员工援助计划。此外，为了激励在安全和环境责任领域的绩效，我们的基于绩效的年度奖金计划包括安全部分，该部分基于我们可记录的伤害率的逐年下降，以及环境责任部分，与我们经历的联邦可报告释放数量的逐年减少挂钩。虽然我们未能在2021年实现这两个领域的目标减排，但自2017年以来，对于这些指标中的每一个，我们已经实现了三年累计减排50%以上。此外，我们在2021年成立了新的HSES董事会委员会，为HSES和ESG事务提供额外的监督和视角。

多样性和包容性

我们致力于提供一个专业的工作环境，让所有员工都得到尊重和尊严，并为他们提供平等的机会。为此，我们努力在我们的劳动力中发展包容和多样化的文化，并渴望雇用一支反映我们开展业务的社区多样性的劳动力。截至2021年12月31日，我们总劳动力的大约21%是女性(不包括现场员工的45%)，少数民族约占我们美国劳动力的31%(不包括现场员工的37%)。

为了支持普莱恩斯和整个行业的多样性和包容性努力，我们创建并赞助了一个名为培养人脉的员工资源小组。该小组致力于通过建立网络、指导、分享经验和想法、培训和进一步发展领导技能，鼓励妇女在该行业中的多样性、包容性和提升。通过培养关系，还建立了员工指导计划，通过发展核心能力来鼓励职业成长。

培训和领导力发展

我们致力于我们人民的持续发展。我们提供多种培训计划，涵盖现场运营、健康和安全、法规遵从性、技术培训、管理和领导技能以及专业发展等主题。我们还在各个级别的员工队伍中实施了一些内部计划，旨在识别和培养组织未来的领导者。董事会定期收到高级管理层关于公司执行领导层继任计划情况的报告。

优势

我们的薪酬和福利计划旨在吸引、留住和激励我们的员工，并奖励他们的服务和成功。除了提供有竞争力的薪资和其他补偿机会外，我们还为符合条件的员工提供全面和有竞争力的福利，包括根据地点的不同，健康(医疗、牙科和视力)保险、处方药福利、灵活的支出账户、育儿假、残疾保险、精神和行为健康资源、带薪假期、退休储蓄计划、教育报销计划、救灾基金、人寿保险和意外死亡和肢解保险。

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税务考虑事项摘要

以下是共有单位所有权和处置权的某些实质性税收考虑因素的简要摘要，然而，共有单位所有权的税收后果是复杂的，部分取决于所有者的个人税收情况。本摘要以1986年修订后的《国税法》(下称《法典》)、美国财政部条例、行政裁决和司法裁决的规定为基础，所有这些规定均在本摘要生效之日生效，所有这些规定都可能发生变化，可能具有追溯力。我们没有要求国税局或国税局就以下摘要中的声明和结论做出任何裁决，也不能保证国税局或法院会同意此类声明和结论。本摘要不涉及美国联邦所得税的所有方面，或根据任何非美国、州或地方司法管辖区的法律或根据美国联邦遗产税和赠与税法律产生的税收考虑因素。根据适用的美国联邦、州和地方法律，每个单位持有人有责任单独或通过税务顾问调查单位持有人在我们公司投资的法律和税收后果。此外，每个单位持有人都有责任提交可能要求单位持有人提交的所有美国联邦、州和地方纳税申报单。另见项目1A。“风险因素--单位持有人的税务风险”和“风险因素--普通单位持有人的税务风险”.”

合伙状态；现金分配

就美国联邦所得税而言，我们被视为合伙企业，其依据是我们每年都必须满足的《法典》第7704条规定的“符合资格的收入例外”。我们共同单位的业主被视为伙伴关系中的伙伴，只要他们不将其共同单位借给其他人以弥补短期销售或以其他方式处置这些单位。因此，根据两党《预算法》的审计规则，我们一般不对美国联邦所得税负责，普通单位持有人必须报告单位持有人的联邦所得税申报单，单位持有人在我们的收入、收益、损失和扣减中所占份额。一般而言，分配给共同单位持有人的现金只有在超过所持共同单位的税基时才应纳税。在某些情况下，我们需要缴纳或已经支付加拿大所得税和预扣税，包括公司间利息和股息支付。单位持有人可能有资格获得与加拿大已支付的可分配预扣和所得税有关的外国税收抵免。

伙伴关系分配

一般而言，吾等的收入及亏损于每个课税年度根据其于合伙企业各自的百分率权益分配予普通合伙人及单位持有人，按年厘定及按月按比例分配，随后于有关月份的第一个营业日开始时在普通合伙人及单位持有人之间分摊，即使单位持有人可在有关月份处置其单位。在为该季度设定的现金分配记录日期之前处置共同单位的单位持有人将被分配可归因于处置月份(以及与该现金分配相关的季度内的任何其他月份，且持有人在该月的第一天持有共同单位)的我们的收入、收益、损失和扣除项目，但将无权获得该期间的现金分配。在确定单位持有人的美国联邦所得税责任时，单位持有人必须考虑单位持有人在合伙企业结束或在其纳税年度结束的每个纳税年度所产生的我们所产生的收入份额，即使没有向单位持有人进行现金分配。因此，单位持有人在我们的应税收入中的份额(可能还有单位持有人就该收入应缴纳的所得税)可能会超过我们实际分配给单位持有人的现金。

共同单位的基础

单位持有人对共同单位的初始纳税基础通常是为共同单位支付的金额和单位持有人在我们无追索权负债(或没有合伙人承担损失经济风险的负债)中的份额。单位持有人的基准通常会因单位持有人在我们收入中的份额以及单位持有人在我们无追索权债务中份额的任何增加而增加。这一基数将被单位持有人在我们损失中的份额、向单位持有人进行的所有分配的金额(包括由于单位持有人在我们无追索权债务中的份额减少而被视为分配)以及分配给单位持有人的任何额外业务利息的金额减去，但不低于零。美国国税局裁定，在不同交易中获得合伙企业权益的合伙人必须合并这些权益，并为所有这些权益维持单一的调整后纳税基础。

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合伙企业损失扣除的限制

单位持有人对该单位持有人在我们的损失中的可分配份额的扣除将限于该单位持有人在其共同单位中的纳税基础的金额，对于受“风险”规则约束的个人单位持有人或公司单位持有人(一般是某些少数人持股的公司)，如果该金额低于单位持有人的纳税基础，则该单位持有人被认为在我们的活动中处于“风险”的金额。在任何纳税年度结束时，如果分配导致单位持有人的风险金额小于零，单位持有人必须重新获得在前几年扣除的损失。由于这些限制而不允许给单位持有人的损失或因这些限制而收回的损失将结转，并在其风险金额随后增加的范围内允许作为扣除，前提是此类损失不超过单位持有人在其共同单位的纳税基础。在对共同单位进行应税处置时，单位持有人确认的任何收益可以由先前由风险限制暂停的损失抵消，但不能由基础限制暂停的损失抵消。任何以前被风险限制暂停的超过该收益的损失都不能再使用。

除上述基础和风险限制外，被动活动损失限制通常限制个人、不动产、信托、一些少数人持股公司和个人服务公司发生的损失从“被动活动”(一般是纳税人没有实质性参与的贸易或商业活动)中扣除。被动损失限制分别适用于每个公开交易的合伙企业。因此，我们产生的任何被动损失将仅用于抵消我们产生的被动收入，而不能用于抵消其他被动活动或投资的收入，包括对其他上市合伙企业或工资、主动业务或其他收入的投资。当单位持有人在与非关联方的完全应税交易中处置其所有单位时，超过单位持有人在我们产生的被动收入中所占份额的被动损失可以全额扣除。被动活动损失规则一般在其他适用的扣除限制之后适用，包括风险限制和基础限制。

对于2020年12月31日之后至2026年1月1日之前的纳税年度，公司以外的纳税人的“超额业务损失”限制进一步限制了此类纳税人对损失的扣除。超额业务亏损是指纳税人在该课税年度可归因于该纳税人的行业或业务的扣除总额(不考虑超额业务亏损限额而厘定)，超过该纳税人在该课税年度可归因于该等行业或业务的总收入或收益加上一个起征额。起征额等于250,000美元，或如果纳税人提交联合报税表，则为500,000美元，每种情况下均按适用的通货膨胀调整数增加。不允许的超额业务亏损被视为净营业亏损结转到下一个纳税年度。我们产生的分配给单位持有人的任何损失，如果不受基础、风险或被动损失限制的限制，将包括在确定该单位持有人的交易或业务扣减总额时。因此，我们产生的任何不受其他方面限制的损失将只能用于抵消单位持有人的其他贸易或业务收入加上相当于适用门槛金额的非贸易或业务收入。因此，除门槛金额外，我们的损失不受其他方面的限制，不能抵消单位持有人的非贸易或业务收入(如工资、费用、利息、股息和资本利得)。这一超额业务损失限额将在被动活动损失限额之后适用。

利息扣除的限制

一般来说，我们有权扣除在我们的纳税年度内可适当分配给我们的贸易或业务的债务所支付或应计的利息。然而，我们对这笔“商业利息”的扣除仅限于我们的商业利息收入和我们“调整后的应税收入”的30%之和。就这一限制而言，我们调整后的应纳税所得额的计算不考虑任何业务利息或业务利息收入，对于2022年1月1日之前开始的纳税年度，任何允许用于折旧、摊销或损耗的扣除，只要该等折旧、摊销或损耗没有资本化为与库存有关的货物销售成本。这一限制首先适用于合伙企业层面，在确定我们未单独说明的应纳税所得额或亏损时，任何业务利息的扣除都会被考虑在内。然后，在合伙人层面应用这一业务利息限制时，我们每个单位持有人的调整后的应税收入是在不考虑该单位持有人在我们的任何收入、收益、扣除或损失项目中的分配份额的情况下确定的，并增加了该单位持有人在我们超额应税收入中的分配份额，这通常等于我们调整后的应税收入的30%超出我们在一个纳税年度的业务利息扣除金额。

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在我们的商业利息扣除不受限制的范围内，我们将根据我们的单位持有人在我们的权益的百分比，将我们的商业利息扣除的全部金额分配给我们的单位持有人。如果我们的商业利息扣除是有限的，任何不被允许的商业利息扣除金额也将根据每个单位持有人在我们的百分比权益分配给每个单位持有人，但目前不能扣除该金额的“超额商业利息”。在受到单位持有人在其共同单位的基础上的某些限制和调整的情况下，单位持有人可以在未来的纳税年度结转和扣除这笔额外的商业利息。此外，单位持有人在他或她的共同单位中的基础通常会在出售这种共同单位时增加任何额外的商业利益的金额。

第754条选举

我们已作出守则第754条所规定的选择，这通常会导致单位持有人获分配收入及扣减，其计算方法是参考单位持有人可归于合伙企业每项资产的购买价格部分。

共同单位的处分

出售共同单位的单位持有人将确认等于变现金额与这些共同单位调整后的纳税基础之间的差额的损益(考虑到可归因于以前不允许的利息扣除的任何基础调整)。单位持有人可能无法为此目的追踪到特定公共单位的基础。因此，如果我们分配给单位持有人的现金超过分配给单位持有人的收入，如果单位持有人以高于单位持有人调整后的税基的价格出售普通单位，那么即使价格低于单位持有人的原始成本，我们向单位持有人分配的现金实际上也将成为应税收入。此外，由于潜在的回收项目，包括折旧回收项目，已实现金额的一部分(无论是否代表收益)将作为普通收入征税。此外，由于变现的金额包括单位持有人在我们无追索权债务中的份额，单位持有人可能会承担超过单位持有人从出售中获得的现金金额的纳税义务。

州、地方和其他税收方面的考虑

除了联邦所得税外，单位持有人还可能需要缴纳其他税收，包括州和地方所得税、非公司营业税，以及由单位持有人居住或我们开展业务或拥有财产的不同司法管辖区征收的遗产税、遗产税或无形税。我们在美国大多数州以及加拿大的几个省拥有房产和开展业务。单位持有人还可能被要求提交州所得税申报单，并在不同的州纳税，即使他们不住在这些司法管辖区。由于我们的所有加拿大来源收入都通过加拿大应税实体，我们的单位持有人没有单独的加拿大纳税申报义务，因为它与这一收入有关。非美国居民的单位持有人可能有额外的纳税申报和支付要求。

如果单位持有人不遵守这些要求，可能会受到利息和惩罚。在某些州，税收损失可能不会在所发生的年度产生税收优惠(例如，如果我们在该州没有收入来源)，也可能无法在随后的纳税年度抵消收入。一些州可能会要求我们，或者我们可能会选择，从分配给非该州居民的单位持有人的金额中扣留一定比例的收入。扣缴，其数额可能多于或少于特定单位持有人欠特定州的所得税义务，可能不会免除该单位持有人在该州提交所得税申报单的义务。扣留的金额可能会被视为已分配给单位持有人，以确定我们分配的金额。

免税组织和某些其他投资者对共同单位的所有权

免税组织(包括个人退休账户(IRA)和其他退休计划)和非美国人对共同单位的投资会引发此类个人特有的问题。实际上，我们分配给单位持有人(即免税组织)的所有收入都是无关的企业应税收入，因此，应该向这样的单位持有人纳税。单位持有人如果是非居民外国人、非美国公司或其他非美国人，则被视为由于拥有共同单位而在美国从事贸易或业务，因此，必须提交联邦所得税申报单，并就单位持有人在我们的应纳税所得额中所占份额以及出售或处置共同单位所实现的收益缴纳税款，前提是收益实际上与非美国单位持有人的美国贸易或业务有关。

此外，根据《守则》第1446(F)条，在从事美国贸易或业务的合伙企业中，权益的受让人通常须扣留转让人变现金额的10%，除非转让人证明该权益不是外国人。虽然合伙人的“变现金额”的确定通常包括合伙人在合伙企业的负债中所占份额的任何减少，但财政部条例规定，转让
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在上市合伙企业中的权益，如我们的共同单位，通常是支付给代表转让人进行适用转让的经纪人的总收益金额，因此在确定时将不考虑该合伙人在上市合伙企业的负债中所占份额的任何减少。财政部条例规定，在2022年1月1日之前发生的转让不会对上市合伙企业的权益转让施加预扣，而美国国税局的行政指导进一步规定，第1446(F)条规定的预扣义务的适用日期已推迟到2023年1月1日。对于在2023年1月1日或之后通过经纪人进行的上市合伙企业中的利益转移，转让人的经纪人负有扣留义务。潜在的外国单位持有人应咨询他们的税务顾问，了解这些规则对我们共同单位投资的影响。

审计程序
出于联邦所得税审计、美国国税局对行政调整的司法审查和税务和解程序的目的，上市合伙企业被视为独立于其所有者的实体。合伙企业的收入、收益、损失和扣除项目的税务处理是在合伙企业程序中确定的，而不是在每个合伙人的单独诉讼程序中确定。根据2015年两党预算法，在2017年12月31日之后的纳税年度，如果美国国税局对我们的所得税申报单进行审计调整，它可以直接从我们那里评估和收取因这种审计调整而产生的任何税收(包括任何适用的罚款和利息)，除非我们选择让我们的普通合伙人、单位持有人和前单位持有人在审计的纳税年度根据他们在我们的利益考虑任何审计调整。同样，在该等应课税年度，如果美国国税局对我们为其成员或合伙人的实体提交的所得税申报表作出审计调整，它可评估并直接从该实体收取因该等审计调整而产生的任何税项(包括罚款和利息)。

可用信息

我们在我们的互联网网站上免费提供Www.plains.com在我们以电子方式向美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)提交材料或向美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)提供材料后，我们在合理可行的范围内尽快将材料以10-K表的形式提交给美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)，以10-Q表的季度报告、8-K表的当前报告以及根据1934年“证券交易法”第13(A)或15(D)节提交或提交的那些报告的修订版为准。美国证券交易委员会维护一个互联网网站，其中包含以电子方式向美国证券交易委员会提交的报告、委托书和信息声明以及其他有关发行人的信息http://www.sec.gov。我们的网站包括大量关于我们的信息，包括金融和其他可能被投资者视为重要信息的信息。鼓励投资者和其他人查看我们网站上发布的信息。我们网站上发布的信息不会以引用方式并入本10-K表格年度报告或我们提交给美国证券交易委员会的任何其他文件中。



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第1A项。风险因素

所指的“PAgP实体”包括PAgP、PAgP、Plains All American GP LLC、AAP和PAA GP LLC。根据上下文的需要，对我们的“普通合伙人”的提及包括PAgP实体的任何或全部。所提及的“平原实体”包括我们、我们的子公司和PAGP实体。

风险因素摘要

与我们的业务相关的风险

我们的业务、经营结果、财务状况、现金流和单价可能受到许多因素的不利影响，包括但不限于：

•在我们的设施或通过使用我们的设施运输、加工、购买、储存、分馏和/或收集的原油、天然气和天然气的数量，可能会受到我们控制之外的各种因素的负面影响；
•我们行业的竞争，包括与我们运营的一些地区的中游能源基础设施普遍产能过剩相关的再承包和其他风险；
•疫情、流行病或其他突发公共卫生事件，如新冠肺炎大流行；
•我们处理的产品的供需变化，这可能是由我们无法控制的各种因素引起的；
•自然灾害、灾难、恐怖袭击(包括生态恐怖袭击)、工艺安全故障、设备故障或其他事件，包括管道或设施事故以及对我们电子和计算机系统的网络或其他攻击，可能会中断我们的业务，阻碍我们履行合同义务的能力，和/或导致严重的人身伤害、财产损失和环境破坏；
•影响我们或我们的服务提供商的网络安全攻击、数据泄露和其他中断可能会对我们的业务、运营、声誉和财务业绩产生实质性的不利影响；
•来自不同团体的社会和政治压力，包括反对开发或运营我们的管道和设施；
•加强机构投资者对我们行业和治理结构的社会和环境成本的审查；
•原油和NGL的整体远期市场，以及某些市场结构，没有价格波动等市场因素；
•无法充分实施或实现与合资企业和联合所有权安排、资产剥离、收购和其他项目相关的预期回报或其他预期收益；
•失去我们的投资级信用评级或接受开放信用的能力；
•在正常经营活动中与我们交易的客户和其他交易对手的信用风险；
•资本市场收紧或其他因素增加了我们的资本成本或以其他方式限制了我们获得资本的机会；
•不符合或不遵守我们的风险政策；
•我们的保险覆盖范围可能不能完全覆盖我们的损失，我们未来可能会遇到与保险相关的成本增加和缺乏保险的情况；
•我们目前或未来的债务水平，或无法借入额外资金或把握商机；
•货币汇率的变化；
•招聘和留住我们的劳动力有困难；
•长期资产减值；
•因取得某些资产使用权而产生的固定成本导致的某些资产使用严重不足；
•我们的许多资产已经服役多年，需要大量支出来维护它们。因此，我们未来的维护或维修成本可能会增加；
•我们并不拥有我们管道和设施所在的所有土地，这可能会导致我们的运营中断；以及
•由于供应中断、通货膨胀、关税、配额或其他因素，无法获得我们所需的数量和质量以及商业上可接受的价格的材料或商品。

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与法律法规相关的风险

我们的业务可能会受到现有或新的法律、行政命令和法规的不利影响，这些法律、行政命令和法规涉及保护环境和野生动物、操作安全、流行病、跨境进出口和税务事项、金融和对冲活动、气候变化和相关事项。

在美国投资的内在风险

我们的伙伴关系结构存在固有风险，包括但不限于：

•应付给我们普通合伙人的费用报销金额可能很大，这将减少我们可用于分配给单位持有人的现金；
•现金分配没有保证，可能会随着我们的业绩和财务准备金的建立而波动；
•我们的优先单位拥有我们共同单位持有人所不拥有的权利、优惠和特权；
•单位持有人可能无法删除我们的普通合伙人，即使他们希望这样做；
•我们可能会在没有单位持有人批准的情况下增发共同单位，这会稀释单位持有人现有的业权权益；以及
•我们的普通合伙人和我们或单位持有人之间可能会产生利益冲突。

与投资我们的债务证券有关的风险

我们债务证券的持有者面临的风险包括但不限于：

•我们的未偿还债务证券的付款权利是无担保的，实际上将从属于我们现有和未来的有担保债务，并在结构上从属于我们子公司的任何现有和未来的债务和其他债务，但可能担保我们未来债务证券的子公司除外；以及
•我们没有其他类型的组织那样的灵活性来积累现金，这可能会限制可用于偿还债务证券或在到期时偿还的现金。

普通单位持有人和B系列优先单位持有人的税务风险

我们的普通单位或B系列优先单位受到税务风险的影响，这可能对我们单位的价值或市场产生不利影响，并可能减少我们可用于分配或偿债的现金，包括但不限于：

•我们作为合伙企业的身份符合美国联邦所得税的目的，不需要缴纳大量的实体税；
•可能的立法、司法或行政变更或不同的解释，可能具有追溯力；
•美国国税局或州税务机关可能对2017年12月31日之后纳税年度的所得税申报单进行审计调整；
•美国国税局或加拿大税务局(“CRA”)对我们所接受的联邦所得税职位或跨国分配进行竞争；
•我们的单位持有人可能被要求为他们在我们收入中的份额缴税，即使他们没有从我们那里获得任何现金分配；
•免税实体和非美国单位持有人因拥有我们的单位而面临独特的税收问题；
•我们共同单位处置的应税损益可能比预期的要多或少；
•单位持有人扣除我们所产生的利息支出的能力可能受到限制；
•我们的单位持有人可能会在他们不因投资我们的单位而居住的州和司法管辖区遵守州、地方和非美国的税收和报税表要求；以及
•将B系列优先股分配的收入作为资本使用的保证付款的税收处理方式，为我们B系列优先股持有人创造了与我们普通单位持有人不同的税收待遇，这些收入没有资格享受合格上市合伙企业收入20%的扣减。
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与我们的业务相关的风险

我们的盈利能力取决于通过使用我们的设施运输、加工、购买、储存、分馏和/或收集的原油、天然气和天然气的数量，这些都可能受到我们控制之外的各种因素的负面影响。

钻探活动、原油产量和基准原油价格可能会随着时间的推移而大幅波动。例如，2020年初，新冠肺炎疫情的爆发导致全球原油需求和原油价格迅速大幅下降，导致国内原油、液化天然气和天然气产量大幅减少。这对我们提供的中游服务的需求和我们提供的商业机会产生了不利的影响。未来需求的下降，无论是由于持续的大流行还是其他因素，都可能对我们的财务业绩产生不利影响。

由于国内或外国石油生产商的行动，原油价格也可能下降--他们可能会采取行动，造成原油供应过剩，并降低基准原油价格。如果生产商减少钻探活动，以应对未来此类价格的下跌、资本市场准入的减少、生产商融资成本的增加或不利的政府或监管行动，包括例如出于环境、地震或其他原因限制钻井活动的联邦、州或地方法律或法规，可能会对当前或未来的产量水平产生不利影响。反过来，这种发展可能会导致我们管道和其他设施的吞吐量减少，这取决于产量下降的程度，可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。

此外，除了我们最近建造的一些长途管道资产外，第三方托运人通常没有在我们的管道上运输原油的长期合同承诺。如果托运人决定大幅减少或停止在我们的管道上运输原油，可能会导致我们的收入大幅下降。

为了维持我们与业务相关的原油采购量，我们必须继续签订新的原油供应合同，以抵消因生产商钻探活动减少、枯竭油井导致的原油产量自然下降或竞争对手损失的数量而损失的数量。如果产量下降，资产未得到充分利用的竞争对手可能会削弱我们确保额外原油供应的能力。

我们的盈利能力可能会受到行业竞争产生的各种因素的负面影响，包括与我们运营的一些地区的中游能源基础设施普遍产能过剩相关的风险。

我们在业务的各个方面都面临竞争，不能保证我们将能够有效地与我们的竞争对手竞争。一般而言，竞争来自各种各样的参与者，包括新进入者和现有参与者，以及与日常业务、投资资本项目、收购和合资活动有关的参与者。我们的一些竞争对手拥有比我们多很多倍的资本资源，或者控制着更多的原油、天然气或天然气供应。此外，其他产能严重过剩和财务杠杆较高的竞争对手可能会有动机将运费降至接近可变运营成本的水平，而不考虑它们的投资是否产生了可接受的回报。这些竞争风险使我们更难吸引新客户，并使我们面临比现有客户更高的合同续签和客户保留风险。

在我们开展业务的一些市场(例如，包括伊格尔福特、二叠纪盆地和落基山脉/巴肯地区)，竞争的一个重要驱动力来自于新的中游能源基础设施产能的快速发展，这是以下因素共同推动的：(I)石油和天然气生产以及适用产区的开发大幅增加，无论是实际还是预期的，(Ii)相对较低的进入门槛，以及(Iii)普遍获得相对较低成本的资本。虽然这种环境为我们提供了机会，但我们运营的许多地区已经过度建设，导致中游能源基础设施产能过剩。此外，作为一些市场的老牌参与者，我们还面临着来自咄咄逼人的新进入者的竞争，这些新进入者愿意以较低的回报率提供服务，以建立关系并在市场上站稳脚跟。此外，我们的原油和天然气供应商活动使用我们的许多管道和设施。影响我们商业活动的竞争可能会导致我们的交通和设施资产的使用减少。所有这些竞争影响都给我们的产能和利润率带来了下行压力，再加上其他不利的竞争影响，可能会对我们的财务状况、现金流以及向我们的单位持有人支付或增加分配的能力产生重大不利影响。

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在我们的原油业务方面，我们的竞争对手包括其他原油管道、主要的综合石油公司、它们的营销附属公司、炼油商、私募股权支持的实体，以及规模、财务资源和经验差异很大的独立采集者、经纪人和营销者。我们在许多因素的基础上与这些公司竞争，包括地理上靠近产区、市场准入、费率、服务条款、连接成本和其他因素。

在我们的NGL业务方面，我们与大型石油、天然气和天然气液体公司竞争，相对于我们来说，这些公司可能拥有更多的财力和获得天然气和NGL的供应。竞争的主要因素是费率、加工费、与天然气或天然气混合物的地理距离、可用的加工和分馏能力、运输替代方案及其相关成本，以及进入最终用户市场的机会。

我们的业务、运营结果、财务状况、现金流和单价都可能受到流行病、流行病或其他公共卫生突发事件的不利影响，如新冠肺炎大流行。

我们的业务、经营结果、财务状况、现金流和单价可能会受到流行病、流行病或其他突发公共卫生事件的不利影响。当前的新冠肺炎疫情造成了广泛的经济混乱，导致对原油、液化石油气和其他石油产品的需求大幅减少，这反过来又导致原油和液化石油气发运、加工、购买、储存、分馏和/或聚集在或通过使用我们的许多资产的数量大幅下降。新冠肺炎疫情的未来发展或未来的大流行、流行病或其他突发公共卫生事件可能会产生类似或更大的经济影响。

自新冠肺炎疫情爆发以来，我们的许多支持职能长期远程运行，这带来了技术和通信挑战，包括更容易受到网络安全漏洞、风险管理疏忽或通信延迟或中断的影响。此外，与大流行有关的限制可能会对我们运营和维护资产的能力产生不利影响，并可能对供应链产生不利影响，以采购我们经营活动所需的商品和服务。

新冠肺炎大流行的长期影响仍然高度不确定，取决于我们无法控制的各种因素，包括国内和世界范围内疫苗的开发、部署和有效性；治疗和检测方案；病毒突变导致疾病的传播性或严重性增加或疫苗或治疗效果降低；我们的医疗保健系统和公共卫生基础设施管理当前和未来爆发的能力；以及各种政治和经济考虑。目前尚不清楚疫情的新发展将如何影响未来的石油产品消费。因此，我们无法预测市场状况将如何影响美国和加拿大未来的钻探和生产活动水平。

我们处理的产品的供需变化可能由我们无法控制的各种因素引起，可能会对我们的经营业绩产生负面影响。

我们处理的原油和其他碳氢化合物产品的供需取决于各种因素，包括价格、当前和未来的经济状况、节油措施、替代燃料的采用、政府监管(包括气候变化监管)以及燃料经济性和能源生产和储存技术的技术进步。例如，旨在减少温室气体排放的立法、监管或行政行动可能会增加原油和其他碳氢化合物产品的消费成本，或加速采用替代能源技术，从而导致对这类产品的需求减少。鉴于原油和石油产品是全球大宗商品，需求也可能受到全球市场状况的重大影响，特别是在美国和中国等关键消费市场，国内外政治状况以及政府或监管行动(包括对原油或石油产品进出口的限制)也会影响需求。需求还取决于能够使用我们的运输资产的托运人通过这些资产交货来满足其需求的能力和意愿。对我们处理的产品的需求下降，无论是在全球层面还是在我们的资产服务的领域，都可能对我们的经营业绩产生负面影响。

原油供应取决于各种全球政治和经济因素，包括外国政府对石油收入的依赖程度。全球原油供应过剩可能会降低原油价格，降低我们服务地区的生产和运输利润，从而对我们的经营业绩产生负面影响。

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原油需求的波动，如炼油厂停产或关闭造成的波动，可能会对我们的运营业绩产生负面影响。具体地说，在由我们的交通系统服务的地区，需求减少将对这类系统的吞吐量产生负面影响。虽然负面影响可以通过我们捕捉需求波动造成的差异的能力来缓解或克服，但这种能力取决于特定地点的某些等级原油的供应，因此在很大程度上是不可预测的。

NGL产品需求的波动，无论是由于一般或行业特定的经济状况、新的政府法规、全球竞争、消费者对NGL产品的需求减少、由于价格差异而来自石油原料的竞争加剧、一些NGL产品，特别是丙烷的温和冬季天气或其他原因，都可能导致我们处理的NGL产品数量下降或我们对我们的服务收取的费用减少。此外，NGL产品供应的增加可能会降低我们处理的NGL的价值，并降低我们实现的利润率。

NGL和由NGL生产的产品也与全球市场的产品竞争。由于上述任何原因，我们进入的市场对乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷或天然汽油的需求减少或供应增加，都可能对我们提供的服务的需求以及天然气价格产生不利影响，从而可能对我们的经营业绩产生负面影响。

自然灾害、灾难、恐怖袭击(包括生态恐怖袭击)、工艺安全故障、设备故障或其他事件，包括管道或设施事故以及网络或对我们电子和计算机系统的其他攻击，可能会中断我们的运营，阻碍我们履行合同义务的能力，和/或导致严重的人身伤害、财产损失和环境破坏，这可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。

我们的一些业务涉及人身伤害、财产损失和环境破坏的风险，这可能会限制我们的业务，并在其他方面对我们的现金流产生重大不利影响。我们几乎所有的业务都面临潜在的自然灾害或其他自然事件，包括飓风、龙卷风、风暴、洪水、地震、土壤移动和/或山体滑坡。我们的一些资产和我们客户的资产位于美国墨西哥湾沿岸地区，这使得他们特别容易受到飓风或热带风暴风险的影响。我们的设施和运营也容易受到工艺安全故障、设备故障或人为错误造成的事故的影响。此外，美国政府此前曾发出警告称，能源资产，特别是美国的管道基础设施，可能是恐怖组织未来的目标。恐怖分子可能以我们的物理设施为目标，黑客可能会攻击我们的电子和计算机系统。

如果我们的一条或多条管道或其他设施，包括电子和计算机系统，或向我们提供产品、用品或服务的任何设施或企业，或我们运营业务所依赖的任何设施或企业，因恶劣天气或任何其他灾难、事故、灾难、恐怖袭击或事件而受损，我们的运营可能会严重中断。此外，我们的商人活动包括购买原油和在火车车厢、油轮或驳船上运输的天然气。由于发生脱轨、海难、恶劣天气、机械故障、搁浅或碰撞、火灾、爆炸、环境事故、海盗、恐怖主义和政治不稳定等事件，这类货物有损坏或丢失的风险。这些事故或中断可能会对人员、财产或环境造成重大损害或伤害，而修复工作可能需要一周或更短的时间，对于较小的事故，可能需要六个月或更长的时间。任何此类事件如果中断我们业务产生的收入，阻碍我们履行合同义务的能力，或导致我们进行保险不覆盖的重大支出，可能会减少我们的盈利能力、现金流和可用于向我们的合作伙伴支付分配的现金，并相应地对我们的财务状况和证券的市场价格产生不利影响。

我们也可能因灾难、事故、灾难、恐怖袭击或其他此类事件而遭受损害(包括声誉损害)。此类事件或一系列此类事件的发生，特别是当其中一个或多个事件发生在人口稠密或敏感地区时，可能会对公众对我们业务的看法产生负面影响，和/或使我们更难获得我们运营资产或完成计划中的增长项目或其他交易所需的批准、许可、执照或房地产权益。

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影响我们或我们的服务提供商的网络安全攻击、数据泄露和其他中断可能会对我们的业务、运营、声誉和财务业绩产生实质性的不利影响。

我们依赖于我们的各种技术系统的持续和不间断的运行。用户访问我们的网站和信息技术系统是我们运营的关键要素，云安全和防止网络安全事件的保护也是如此。在我们的正常业务过程中，我们在我们的数据中心和我们的网络中收集和存储敏感数据，包括知识产权、专有业务信息、关键运营信息和数据、有关我们的客户、供应商、特许权使用费所有者和业务合作伙伴的信息，以及我们员工的个人身份信息。我们还聘请第三方，如服务提供商和供应商，他们提供广泛的软件、技术、工具和其他产品、服务和功能，使我们能够进行、监控和/或保护我们的业务、操作系统和数据资产。这些信息的安全处理、维护和传输对我们的运营和业务战略至关重要。尽管我们采取了安全措施，但我们所依赖的信息技术和基础设施可能容易受到黑客的攻击，或者由于员工错误、渎职或其他中断而被攻破。任何此类入侵都可能危及我们的网络，存储在那里的信息可能被访问、公开披露、丢失或被窃取。任何此类信息的访问、披露或其他丢失可能导致法律索赔或诉讼、保护个人信息隐私的法律责任、对泄露托运人信息的监管处罚、我们的运营中断、我们的声誉受损以及对我们的服务失去信心，这可能对我们的业务产生不利影响。

我们使用的信息技术基础设施对我们业务的有效运营至关重要，对我们进行日常运营的能力也是必不可少的。我们的信息技术系统面临的风险包括：未经授权或无意中提取业务敏感、机密或个人信息；拒绝访问；敲诈勒索；信息损坏；或业务流程中断。我们的信息技术基础设施或物理设施遭到破坏或其他中断，可能会导致我们的资产受损、安全事故、环境破坏、补救成本、责任、监管执法、违反隐私或证券法律法规、合同丢失或无法履行合同义务，其中任何一项都可能对我们的运营、财务状况和运营结果产生重大不利影响。此外，我们可能需要投入大量额外资源来加强我们的信息安全和控制，或遵守不断发展的网络安全法律或法规。

我们自行承保，因此不专门为网络安全事件投保；但是，我们的某些保单可能允许承保此类事件造成的相关损害。如果我们承担了一项没有得到充分保险的重大债务，或者如果我们产生的成本超过了为未投保或自保风险建立的准备金，可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

我们可能会面临不同团体对我们管道和设施的开发或运营的反对，我们的业务可能会受到社会和政治压力。

我们可能会面临环保团体、土地所有者、部落团体、当地团体和其他倡导者对我们的管道和设施的开发或运营的反对。这种反对可以采取多种形式，包括有组织的抗议、试图阻止或破坏我们的运营、干预涉及我们资产的监管或行政程序，或者旨在阻止、扰乱或推迟我们资产和业务的发展或运营的诉讼或其他行动。例如，修复我们的管道往往需要征得个别土地所有者的同意才能进入他们的财产；一个或多个土地所有者可能会抵制我们进行必要修复的努力，这可能会导致受影响管道或其他设施的运行中断一段时间，这一时间比否则要长得多。此外，破坏行为或生态恐怖主义行为可能对人员、财产或环境造成重大损害或伤害，或导致我们的行动长期中断。任何此类事件，如果中断我们业务产生的收入，或导致我们做出保险不覆盖的重大支出，可能会减少我们可用于向我们的合作伙伴支付分配的现金，并相应地对我们的财务状况和我们证券的市场价格产生不利影响。

我们的业务计划基于这样的假设，即社会情绪和适用的法律法规将继续允许和促进碳氢化合物燃料的未来开发、运输和使用。与碳氢燃料的生产、精炼、运输和销售有关的决策受到政治压力、媒体和其他人对我们经营的行业的负面描述以及环境和其他特殊利益集团的影响和抗议。对碳氢化合物能源行业的这种负面情绪可能会影响消费者的偏好和政府或监管行动，这反过来可能会对我们的业务产生不利影响。

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最近，担心气候变化潜在影响的活动人士将注意力转向碳氢化合物能源公司的资金来源，这导致某些金融机构、基金和其他资金来源限制或取消了它们对与能源有关的活动的投资。最终，这可能会增加为勘探和生产活动或能源基础设施相关项目和正在进行的运营获得资金的难度，因此可能会间接影响对我们服务的需求，并直接影响我们为建设或其他资本项目和我们正在进行的运营提供资金的能力。

我们受到机构投资者更严格的审查，涉及我们所认为的行业和治理结构的社会和环境成本，这可能会对我们从机构投资者那里筹集资金的能力产生不利影响。

近年来，包括公共养老基金在内的某些机构投资者越来越重视ESG问题的影响和社会成本。ESG因素在机构投资者的投资决策中发挥着越来越重要的作用，涉及某些行业或具有某些治理结构的公司，如主有限合伙企业，正受到越来越多的审查。

投资者对ESG和类似问题越来越关注和积极，可能会限制我们筹集资金的能力。由于这种审查，我们获得资本的能力受到任何实质性限制，都可能限制我们的能力
以优惠的条件获得未来的融资，或者根本不融资，或者可能导致未来的融资成本增加。同样，这种激进主义可能会对我们的单价产生负面影响，限制我们通过股票发行或债务融资筹集资金的能力，或者可能对我们从事、扩大或开展业务活动的能力产生负面影响，还可能阻止我们从事某些原本被认为对我们有利的交易。

我们的原油和NGL商人活动受到原油和NGL整体远期市场的影响，某些市场结构、没有价格波动和其他市场因素可能会对我们的业绩产生不利影响。

我们的原油和NGL商人活动的盈利能力取决于影响原油和NGL市场的各种因素，包括地区和国际供需失衡、外卖供应和限制、运输成本以及原油和NGL产品的整体远期市场。当价差较大或远期市场结构出现波动时，通常对我们的商人活动更有利。在中游基础设施过度建设和/或定价结构缺乏波动性的时期，我们的业绩可能会受到负面影响。根据这些过渡期的整体持续时间、我们如何将我们的资产分配到特定战略以及我们的原油买卖合同和储存协议的时间长度，这些过渡期可能会对我们的商人活动的盈利能力产生不利或有利的影响。过去，这类活动的结果根据市场状况有很大不同，这些活动可能会继续经历非常不稳定的结果，这是原油和天然气市场未来变化的结果。

合资企业、联合所有权安排和其他项目构成了独特的挑战，我们可能无法充分实施或实现与这些项目相关的协同效应、预期回报或其他预期收益。

我们参与了许多战略合资企业和其他共同所有权安排。我们可能并不总是与我们的合资企业或联合所有者交易对手完全一致；我们可能有不同的战略或商业目标，并可能被我们的合资伙伴否决，或者我们可能在关于合资实体或共同拥有资产的治理问题上存在分歧。当我们进入合资企业或联合所有权安排时，我们可能面临我们的交易对手不为其义务提供资金的风险。在一些合资企业和联合所有权安排中，我们可能不负责此类项目的建设或运营，而将依靠我们的合资企业或联合业主对手方提供此类服务。合资企业和联合所有权安排还可能需要我们花费额外的内部资源，否则这些资源可能会用于其他项目。如果我们不能成功地执行和管理我们现有的和拟议的合资企业和联合所有者项目，可能会对我们的财务和经营业绩产生不利影响。

我们正在进行或正在与各种交易对手一起参与一些项目，这些项目涉及对现有资产的扩建、修改、剥离或合并，或建设新的中游能源基础设施资产。其中许多项目涉及许多我们无法控制的监管、环境、商业、经济、天气、政治和法律方面的不确定因素，包括：

•我们可能无法实现我们预期的与我们的合资企业和共同所有权安排有关的商业、运营或行政协同效应，包括Plains Oryx二叠纪盆地有限责任公司的合资企业；
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•合资企业和其他联合所有权安排可能需要大量的内部资源，并可能将资源和注意力从我们的其他业务领域转移；
•我们可以在预期市场需求消散或市场增长从未实现的情况下建设管道、设施或其他资产；
•尽管我们将在增长或扩建项目的建设阶段投入大量资本，但在项目建成并投入商业服务之前，与这些有机增长项目相关的收入不会实现，而且由于各种原因，这些项目产生的收入可能会显著低于预期；
•在进行这些项目时，所需的批准、许可和许可证可能无法获得、可能被推迟、可能获得的条件会对与基础项目相关的预期回报产生重大影响，或者可能会被授予然后撤回；
•我们可能会面临环保团体、土地所有者、当地团体和其他倡导者对我们计划中的项目的反对，包括旨在扰乱或推迟我们计划中的项目的诉讼或其他行动；
•我们可能无法获得完成此类项目所需的所有通行权或其他不动产权益，或我们在获得这些权益方面可能被严重拖延，或者我们为获得此类通行权或其他权益而产生的成本可能比我们预期的要大；
•由于材料、用品、电力、劳动力或设备的不可用或成本，包括与任何进口关税或从美国供应商或制造商采购某些供应或材料的要求相关的成本增加，完成这些项目的成本可能会大大高于我们的预算，完成这些项目并将其投入商业服务所需的时间可能比计划的时间长得多；以及
•我们项目的完成或成功可能取决于我们无法控制的第三方设施的完成或成功。

由于这些不确定性，与我们的合资企业和共同所有权安排相关的预期利益可能无法实现或可能被推迟。反过来，这可能会对我们的现金流以及我们向合作伙伴分配或增加现金的能力产生负面影响。

失去我们的投资级信用评级或接受开放信贷的能力可能会对我们的借款成本、购买原油、天然气和天然气供应或利用市场机会的能力产生负面影响。

我们的业务有赖于我们保持有吸引力的信用评级并继续从我们的供应商和贸易对手那里获得开放信贷的能力。我们的优先无担保债务目前被标准普尔、穆迪投资者服务公司和惠誉评级公司评为“投资级”。如果这些机构将评级下调至低于投资级的水平，可能会增加我们的借款成本，降低我们的借款能力，并导致我们的交易对手减少我们从它们那里获得的未偿还信用额度。这可能会对我们利用市场机会的能力产生负面影响。例如，我们能否将我们的原油储存能力用于商户活动，以捕捉期货溢价市场机会，取决于我们是否有足够的信贷安排，包括信贷安排总额和此类信贷安排的成本，这使我们能够为原油的储存提供资金，从我们完成原油购买到我们完成原油销售。因此，失去我们的投资级信用评级可能会对我们的现金流、我们的分配能力以及我们未偿还的股权和债务证券的价值产生不利影响。

在我们正常的业务活动中，我们面临客户和其他交易对手的信用风险。

客户或其他交易对手无法付款和违约的风险是我们业务中的一个重要考虑因素，而新冠肺炎疫情的经济冲击波已经对能源行业的许多公司的信用产生了不利影响。尽管我们有旨在缓解和限制我们在这一领域的风险敞口的信用风险管理政策和程序，但不能保证我们已经充分评估和管理了现有或未来交易对手的信誉，也不能保证他们的信誉不会出现意想不到的恶化或意外的不付款或不履行情况，所有这些都可能对我们的现金流以及我们向合作伙伴支付或增加现金分配的能力产生不利影响。

我们有许多最低数量的承诺合同来支持我们的管道。此外，我们拥有合资企业权益的某些管道拥有最低数量承诺合同。根据此类合同，
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托运人有义务支付最低运量的运输服务费，无论这种运量是否实际装运(通常称为差额付款)，条件是收到的信用证如果在某个日期前没有使用，通常会失效。虽然这种合同提供了更大的收入确定性，但如果适用的托运人未能运输所需的最低数量并被要求支付欠款，根据适用的会计规则，与这种欠款相关的收入可能在适用的运输信用到期或使用之前无法确认。与托运人在最低数量合同下不履行合同相关的递延收入可能会很大，并可能对我们的盈利能力和收益产生不利影响。

此外，在我们为在井口购买的原油提供分部订购服务的情况下，我们可能负责将收益分配给各方。在其他情况下，我们将全部或部分生产收益支付给运营商，后者将这些收益分配给不同的利益所有者。这些安排使我们面临运营商的信用风险，不能保证我们在与这些运营商和其他方的交易中不会遭受损失。

此外，如果我们的一个或多个主要客户遇到财务困境或启动破产程序，则根据美国破产法的适用条款，与该等客户的合同(包括由面积专用支持的合同)可能会受到重新谈判或拒绝的约束。任何这样的重新谈判或拒绝都可能对我们的收入和现金流以及我们向单位持有人分配现金的能力产生不利影响。

我们还承担了许多需要合资企业共同所有者合作和履行的项目。此外，在各种收购、剥离、合资和其他交易中，我们经常收到各方对某些风险或债务的赔偿。任何一方的不履行都可能导致成本增加或其他不利后果，可能会减少我们的收益和回报。

我们还在很大程度上依赖根据我们的循环信贷安排向我们提供贷款的银行提供金融流动性，而这些银行如果未能履行对我们的义务，可能会严重损害我们的流动性。此外，我们的利率、商品和/或外币衍生品的交易对手不付款，可能会使我们面临额外的利率、商品价格和/或外币风险。

资产剥离和收购涉及的风险可能会对我们的业务产生不利影响。

我们执行财务战略的能力在一定程度上取决于我们完成战略交易的能力，包括收购、剥离或向战略合作伙伴出售权益。例如，如果我们无法成功完成计划中的资产剥离(由于能源部门投资减少、政府行动、诉讼、交易对手不履行或其他因素)，我们可能更难实现预期的杠杆水平、增加股权持有人的回报或以其他方式实现我们的财务目标。此外，对于我们的资产剥离，我们可能会同意保留与我们所有权期限相关的某些债务的责任，这可能会对我们未来的财务业绩产生不利影响。

收购还涉及潜在风险，包括：

•被收购业务或资产的业绩低于我们在评估收购时使用的预测；
•我们的负债和营运资金需求大幅增加；
•不能及时有效地整合最近收购的企业或资产的业务；
•因收购的业务或资产而产生的重大不可预见的环境和其他负债，包括在收购前收购的业务或资产的运营产生的负债；
•与经营业务相关的风险，这些业务与我们的历史业务截然不同且是分开的；
•被收购企业流失的客户或关键员工；以及
•把管理层的注意力从其他业务上转移开。

这些因素中的任何一个都可能对我们从收购中获得预期水平的现金流或其他利益、向合作伙伴支付分红或满足我们的偿债要求的能力产生不利影响。

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资本市场收紧或其他因素增加了我们的资本成本，或以其他方式限制了我们获得资本的机会，这可能会削弱我们实现战略目标的能力。

对我们获得资本的任何限制或资本成本的增加都可能严重损害我们战略的实施。我们无法维持我们的目标信用状况，包括维持我们的信用评级，可能会对我们的资金成本以及我们执行战略的能力产生不利影响。此外，我们无法控制的各种因素可能会影响资本的可获得性或成本，包括国内或国际经济状况、主要基准利率和/或信用利差的上升、采用新的或修订的银行或资本市场法律或法规、市场风险的重新定价以及资本和金融市场的波动。

由于这些因素，我们不能肯定能从银行信贷安排、资本市场或其他可接受的条件下获得资金，以满足我们的资本需求。如果在需要时无法获得资金，或只有在不利的条件下才能获得资金，我们可能无法实施我们的发展计划、增强我们的现有业务、完成战略项目和交易、利用商业机会或应对竞争压力，其中任何一项都可能对我们的现金流和运营业绩产生重大不利影响。

我们的风险政策不能消除所有风险，风险政策的不足或不遵守可能会导致重大的经济损失。

一般来说，我们的政策是为我们购买的原油或其他产品建立保证金，方法是将此类产品出售给第三方用户进行实物交付，或根据衍生品合同订立未来交付义务。通过这些交易，我们寻求在购买和销售或未来交付义务之间保持基本平衡。我们的政策是不收购和持有实物库存或衍生产品，以投机大宗商品价格变化。然而，这些政策和做法不能消除所有风险。例如，任何扰乱我们预期的原油或其他产品实物供应的事件都可能使我们面临价格变化导致的损失风险。当我们根据一个定价指数或基准购买原油或其他产品，然后根据另一个指数或基准出售原油或其他产品时，我们也面临基准风险。我们还可能面临原油、NGL和其他石油产品期货市场的中断，这可能会削弱我们执行商业或对冲策略的能力。大宗商品价格飙升或暴跌导致的保证金要求，可能要求我们在不合时宜的时候退出对冲策略。我们还面临一些未被对冲的风险，包括我们某些库存的风险，如管线填充，必须保持这些风险才能在我们的管道上运输原油。为了保持平衡，特别授权的人员可以购买或销售原油、成品油和天然气，但不得超过预定义的限制和授权。虽然这一活动由我们的风险管理部门独立监控，但它使我们暴露在这些限制范围内的大宗商品价格风险。

此外，我们的运营还涉及不遵守我们的风险政策的风险。我们已在组织内部采取措施实施旨在检测未经授权交易的流程和程序；但是，我们不能保证这些步骤将检测和防止违反我们的风险政策和程序的所有行为，特别是涉及欺诈、串通或其他故意不当行为的情况。

我们的保险覆盖范围可能不能完全覆盖我们的损失，而且我们未来可能会遇到与保险相关的成本增加和缺乏保险的情况。

虽然我们将保险范围维持在我们认为合理和审慎的水平，但我们不能保证我们目前的保险水平足以弥补我们已经发生或未来可能发生的任何损失，无论是由于免赔额、承保范围挑战或其他限制。此外，过去几年来，随着我们业务活动的规模和范围不断扩大，现有保险市场的广度和深度都出现了收缩。由于这些因素和其他市场状况，以及我们过去经历了几次事故，某些保单的保费和免赔额大幅增加。因此，我们不能保证我们将来能够以我们认为在商业上合理的费率或其他条件维持足够的保险。此外，尽管我们认为我们目前保持了足够的保险范围，但保险不会涵盖可能发生的许多类型的中断或事件，也不会涵盖与我们的运营相关的所有风险。此外，任何此类保险的收益可能不会及时支付，如果发生此类事件，可能会不足。如果发生重大事件，其后果不在保险范围之内或没有得到充分保险，或重大保险索赔的支付出现重大延误，可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

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我们的负债条件可能会限制我们借入更多资金或利用商机的能力。此外，我们目前或未来的债务水平，或无法借入更多资金或把握商机，可能会限制我们未来的财务和运营灵活性。

截至2021年12月31日，我们未偿还综合债务的面值约为93亿美元(不包括未摊销折扣和约5400万美元的债务发行成本)，其中包括约85亿美元的长期债务面值(包括优先票据和融资租赁债务)和约8亿美元的短期借款。截至2021年12月31日，我们拥有超过30亿美元的可用流动资金，包括现金和现金等价物以及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借款能力，但须继续遵守公约。较低的调整后EBITDA可能会增加我们的杠杆率，并有效地降低我们产生额外债务的能力。

我们目前或未来的债务数额可能会对我们的业务产生重大影响，其中包括：

•我们现金流的很大一部分将专门用于支付债务的本金和利息，可能无法用于其他目的，包括支付我们单位的分配和资本支出；
•信用评级机构可能会对我们的债务水平持负面看法；
•我们现有债务安排中的契约将要求我们继续接受财务测试，这些测试可能会对我们计划和应对业务变化的灵活性产生不利影响；
•我们为营运资本、资本支出、收购和一般合伙目的获得额外融资的能力可能有限；
•与负债较少的同类公司相比，我们可能处于竞争劣势；以及
•由于我们的巨额债务水平，我们可能更容易受到不利的经济和行业状况的影响。

我们的信用协议禁止在任何违约或违约事件持续的情况下对单位进行分配、购买或赎回。此外，协议包含各种契约，限制我们在不维持某些财务比率、授予留置权、与关联公司进行交易、进行售后回租交易以及出售我们几乎所有资产或进行合并或合并等情况下产生债务的能力。我们的信贷安排将控制权的变更视为违约事件，并要求我们保持一定的债务覆盖率。我们的优先票据不限制对单位持有人的分配，但根据我们的信用协议，违约将被视为优先票据下的违约。请阅读第7项。管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--流动性和资本资源--信贷协议、商业票据计划和契约。

我们以有利的条件进入资本市场筹集资金的能力将受到我们的债务水平、我们的经营和财务表现、我们目前的到期日和未来几年到期债务的数量以及当前市场状况的影响。此外，如果评级机构下调我们的信用评级，那么我们的借贷成本可能会上升，我们可能会面临进入资本市场的困难或产生额外的债务，无法从我们的供应商和贸易对手那里获得未偿还信贷，无法从原油市场波动期间的市场价格波动和市场结构变化中受益，或者我们共同单位的市场价格下降。如果我们无法在未来债务到期时以有利的条件进入资本市场，我们可能会被迫通过更昂贵和更具限制性的银行信贷为部分债务进行再融资，而不是长期公共债务证券或股权证券，或出售资产。我们可能获得此类延期或额外银行信贷的价格和条款，如果真的有的话，可能会比现有债务协议中包含的条款更加繁重。任何此类安排都可能反过来增加我们的杠杆可能对我们未来的财务和运营灵活性产生不利影响的风险，从而影响我们执行资本分配战略和优先事项的能力。

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利率上升可能会对我们的业务和我们单位的交易价格产生不利影响。

截至2021年12月31日，我们合并债务的面值约为93亿美元(不包括约5400万美元的未摊销折扣和债务发行成本)，基本上所有债务都是以固定利率计算的。由于我们的商业票据借款的短期性质以及我们的信贷安排的浮动利率，我们面临着市场风险。我们的经营业绩、现金流和财务状况可能会受到利率高于当前水平的大幅上升的不利影响。此外，利率上升可能会增加与储存对冲原油和NGL库存相关的利息成本，从而对我们的商业活动产生不利影响。此外，我们共同单位的交易价格可能对利率的变化很敏感，任何利率上升都可能对该交易价格产生不利影响。

货币汇率的变化可能会对我们的经营业绩产生不利影响。

由于我们是一家美元报告公司，并在加拿大开展业务，我们面临汇率波动和汇率风险，根据适用的会计规则，这些风险可能会对我们的收益、现金流和合作伙伴资本的美元价值产生不利影响。例如，随着美元对加元的升值，我们以加元计价的收益的美元价值在美国报告中会减少。

我们的业务需要留住和招聘一支熟练的员工队伍，招聘和留住我们的员工队伍的困难可能会导致我们的业务计划无法实施。

我们的运营和管理需要留住和招聘一支熟练的劳动力队伍，包括工程师、技术人员和其他专业人员。我们及其附属公司与能源行业内外的其他公司争夺这些熟练的劳动力，其他雇主可能能够为潜在员工提供更高的工资、更具吸引力的福利或工作安排，或在地位更高或增长潜力更大的行业工作的机会。新冠肺炎疫情和相关限制也可能对我们的员工提出更多要求，这反过来可能会使留住或招聘有才华的劳动力变得更具挑战性。如果我们无法(I)留住现有员工；和/或(Ii)招聘具有类似知识和经验的新员工，我们的业务可能会受到负面影响。此外，我们可能会遇到留住现有员工和招聘新员工的成本增加。

长期资产的减值可能会减少我们的收益。

截至2021年12月31日，我们拥有约149亿美元的净财产和设备，9.07亿美元的线性填充，38亿美元的权益会计方法下的投资，以及约20亿美元的无形资产净资产资本化在我们的资产负债表上。公认会计准则要求在某些情况下评估减值，包括当有迹象表明财产和设备的账面价值可能无法追回时。如果我们确定我们的任何财产和设备、管线填充、无形资产或权益法投资受损，我们可能被要求立即计入收益，这可能会对我们的经营业绩产生不利影响，相应地减少合作伙伴的资本，并增加以债务与总资本之比衡量的资产负债表杠杆。见第7项。“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--关键会计政策和估计”，以进一步讨论我们的会计政策和与减值相关的估计的使用。于截至2021年12月31日止年度，我们确认约6.95亿美元的非现金减值费用，与(I)某些流水线及其他长期资产及(Ii)分类为待售资产的减值有关。有关这些减值的更多信息，请参阅我们的合并财务报表的附注6和附注7。

我们的某些业务依赖于第三方资产的使用或可用性。

我们的某些业务活动需要使用或获得第三方资产，而我们对这些资产几乎没有控制权。如果在任何时候这些资产的可获得性受到限制或被拒绝，如果无法安排获得替代资产，可能会对我们的业务、运营结果和现金流产生不利影响。

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由于获得此类资产使用权所产生的固定成本，某些资产的严重利用不足可能会显著降低我们的盈利能力。

在与我们的业务相关的情况下，我们可能会不时租赁或以其他方式获得某些资产(如火车车厢、卡车、驳船、船舶、管道容量、存储容量和其他类似资产)的使用权，期望我们通过使用该等资产产生的收入将大于我们根据适用租赁或其他安排产生的固定成本。然而，当此类资产未被利用或未得到充分利用时，我们的盈利能力可能会受到负面影响，因为我们赚取的收入要么不存在，要么减少，但我们仍有义务继续支付任何适用的固定费用，以及因未利用此类资产而可能产生的其他成本(如维护、存储或其他成本)。我们出租的资产或以其他方式获得与我们业务相关的使用权的严重利用不足，可能会对我们的盈利能力和现金流产生重大负面影响。

我们的许多资产已经服役多年，需要大量支出来维护它们。因此，我们未来的维护或维修成本可能会增加。

我们的管道、码头、储存和加工以及分馏资产一般都是长寿资产，其中许多已经服役多年。我们资产的年龄和状况可能会导致未来的维护或维修支出增加。这些支出的任何大幅增加都可能对我们的运营结果、财务状况或现金流以及我们向单位持有人分配现金的能力产生不利影响。

我们并不拥有我们的管道和设施所在的所有土地，这可能会导致我们的运营中断。

我们并不拥有我们建造管道和设施的所有土地，因此，如果我们没有有效的通行权，或者如果这种通行权失效或终止，我们可能会面临更繁琐的条款和/或增加的成本来保留必要的土地使用。在某些情况下，我们获得在特定时期内在第三方和政府机构拥有的土地上建造和运营我们的管道的权利。根据第十巡回上诉法院2017年5月作出的一项裁决，部落对拥有或一度由印度个人土地所有者拥有的部落土地拥有极小的零星权益，禁止谴责对分配的任何利益。因此，在现有管道通行权可能很快失效或终止的情况下，不能谴责这种分配的土地是管道作业的另一个潜在障碍。此外，我们的部分行动涉及历史上分配给各种美洲原住民/第一民族部落的土地，这些部落可能对自己的土地行使重大管辖权和主权。欲了解更多信息，请参阅我们题为《土著保护》的监管披露。我们不能保证我们总是能够以优惠的条件延长现有的通行权或获得新的通行权，而不会遇到重大的延误和成本。由于我们无法续签通行权合同或其他原因，任何与不动产相关的权利的丧失都可能对我们的业务、运营结果和财务状况产生实质性的不利影响。

如果我们无法以商业上可接受的价格获得所需的数量和质量的材料或商品，无论是由于供应中断、通胀、关税、配额或其他因素，我们的运营结果、财务状况和现金流都可能受到实质性和不利的影响。

我们的业务需要获得钢材和其他材料，以建设和维护新的和现有的管道和设施。如果我们遇到这些材料的供应短缺，或无法以可接受的价格及时获得足够数量的优质材料，可能会对我们建设新基础设施和维护现有资产的能力造成重大不利影响。

我们的业务还取决于能否获得大量的电力和其他大宗商品。如果我们无法获得足够的商品来运营和维护我们的资产，或者只能以商业上不合理的价格这样做，这可能会对我们的业务造成实质性的不利影响。

新冠肺炎大流行造成或促成了广泛的宏观经济影响，包括供应链中断和大宗商品、材料、产品和航运价格上涨，这可能使以可接受的价格及时获得足够数量的高质量材料变得更具挑战性。如果我们无法获得这些材料，可能会对我们建设新基础设施以及运营和维护现有资产的能力产生实质性的不利影响。

此外，我们业务中使用的一些材料是进口的。现有和未来的进口关税和配额可能大幅增加我们采购进口或国产钢材的成本，和/或在采购符合我们要求的技术规格的足够数量的钢材方面造成短缺或困难。我们的建筑成本和成本的实质性增加
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我们完成基础设施项目的能力的维护或任何重大延误可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。

与法律法规相关的风险

我们的运营受到与保护环境和野生动物、运营安全、气候变化以及可能使我们承担重大成本和责任的相关事项相关法律法规的约束。影响我们业务的现行法律法规可能会发生变化，未来我们可能会受到额外的法律、行政命令和法规的约束，这可能会对我们的业务产生不利影响。

我们的业务涉及液态碳氢化合物的储存、处理、加工和运输，包括原油、NGL和精炼产品，必须遵守严格的联邦、州和地方法律法规，以管理向环境排放材料。我们的业务还受到与保护环境和野生动物、业务安全、气候变化和相关事项有关的法律和法规的约束。遵守所有这些法律和法规增加了我们的总体业务成本，包括我们建造、维护和升级设备和设施的资本成本。此外，新的或额外的法律法规、对现有要求的新解释或我们运营中的变化可能会引发适用于我们运营的新的许可要求，这可能会导致我们开发计划的成本增加、延迟或实施权利被剥夺。不遵守任何此类法律和法规可能会导致对行政、民事和刑事处罚的评估，施加调查或补救义务或招致资本支出。任何此类失败也可能导致在批准或执行项目方面施加限制、延误或取消，或发布禁令，使我们受到额外的业务要求和限制，或要求对财产或人员进行损害赔偿。此外，违反某些环境法的刑事行为，或者在某些情况下甚至被指控违反刑事行为，可能会导致暂时停止或完全禁止参与政府合同。适用于我们业务的法律和法规可能会被相关政府机构更改和解释, 包括我们目前有资格获得的豁免可能会被修改或更改，从而需要我们招致大量额外的合规成本。我们的业务和运营也可能受到新的或额外的法律或法规的约束。例如，总裁·拜登已将应对温室气体排放引起的气候变化作为其政府的优先事项，并已经发布，并可能继续发布行政命令或其他监管举措，以追求他的监管议程，这些可能会限制石油和天然气的生产和运输；潜在的例子包括限制油井和天然气井压裂的法律、规则、行政命令或法规，限制在天然气生产期间对联邦财产进行燃烧和排放，限制或禁止在联邦土地和近海水域租赁石油和天然气，增加对管道基础设施和液化天然气出口设施的建设和许可的要求，以及进一步限制石油和天然气设施的温室气体排放。任何对我们不利的新法律、行政命令或法规，或对现有法律或法规的更改或解释，都可能对我们的运营、收入、费用和盈利产生重大不利影响。

我们有通过收购和投资资本项目逐步增加我们拥有的管道里程的历史。我们还增加了码头和存储能力，并在通航水域和生活用水供应上或附近运营了几个设施。虽然我们已经实施了旨在维护我们资产完整性的计划(如下所述)，但随着我们增加现有资产的容量或获得更多资产，我们面临着向环境中释放液态碳氢化合物数量增加的风险。这些发布使我们面临潜在的巨额费用，包括清理和补救成本、罚款和处罚，以及与过去或未来发布相关的人身伤害或财产损失的第三方索赔。其中一些费用的增幅可能远远高于管道里程的相对增幅和与之相关的收入增幅。我们的成品油终端资产也受到重大合规成本和负债的影响。此外，由于成品油的挥发性增加，以及它们在释放时往往比原油迁移得更远、更快，向环境中释放的成品油可能会比原油产生更大的影响，需要更高的费用来应对和补救。保险、赔偿或准备金不包括的这类费用的产生可能会对我们的经营业绩产生重大不利影响。

我们目前投入大量资源来遵守交通部规定的管道完整性规则。DOT法规包括建立管道完整性管理计划的要求，以及在管道泄漏或破裂可能产生严重不利后果的情况下保护HCA的要求。管道安全法规经常修订。例如，国会通过2020年的《管道法案》，指示PHMSA推进几项监管行动。欲了解更多信息，请参阅我们题为《管道安全/完整性管理》的监管披露。采用要求更全面或更严格的安全标准的新法规可能会要求我们安装新的或修改后的安全控制措施、实施新的资本项目或加速实施维护计划，所有这些都可能需要我们招致更高的运营成本。

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尽管我们继续将重点放在管道和设施的完整性管理上，以此作为主要的操作重点，但这样做需要大量的时间和资源，并且不能消除所有释放的风险。我们有一个内部审查程序，根据该程序，我们审查我们的管道和收集系统的各个方面，这些系统目前不受交通部管道完整性管理任务的约束。这一过程的目的是审查这些管道的周围环境、状况和运营历史，并收集资产，以确定这些资产是否值得进行额外的投资或替换。因此，除了与监管机构执法行动导致的意外监管变化或禁令补救相关的潜在成本增加外，我们可能会选择(由于我们自己的内部倡议)花费大量资金来增强我们管道系统的完整性和升级，以保持环境合规性，在某些情况下，如果我们认为升级成本将超过管道的价值，我们可能会让管道停止使用。我们不能就未来管道完整性支出的最终数额或时间提供任何保证，但任何此类支出都可能是巨额的。见我们合并财务报表附注19中的“环境--一般”。此外，尽管我们努力进行管道和设施完整性管理，但我们不能保证我们的管道和设施不会发生泄漏或泄漏，也不能保证我们能够完全遵守适用于我们管道或设施运营的所有联邦、州和地方法律法规；任何此类泄漏或泄漏都可能是实质性的，可能会对我们的声誉、财务状况、现金流以及向我们的单位持有人支付或增加分配的能力产生重大不利影响。

我们的资产受联邦、州和省级监管。费率监管或对我们对美国和加拿大管道系统收取的费率的成功挑战可能会减少我们产生的现金数量。

我们的美国州际公共运输液体管道受到多个联邦监管机构的监管，包括ICA下的FERC。ICA要求液体管道的费率以及服务条款和条件是公正、合理的，并且不能有不适当的歧视性。我们还必须遵守交通部的管道安全规定。我们的州内管道运输活动受到各种州法律法规以及州监管机构的命令的约束。

对于受ICA下FERC监管的美国州际共同承运人液体管道，托运人可以抗议我们的管道关税申请，或对我们现有的费率提出投诉，或投诉我们正在从事歧视性行为。FERC也可以主动进行调查。在某些情况下，FERC可以限制我们根据成本设定费率的能力，或者可以命令我们降低费率，并可能要求在投诉之前向投诉托运人支付最多两年的赔偿。

此外，我们定期监控其他各方向FERC和其他监管机构提交的公开文件和诉讼程序，以努力确定可能影响我们业务的问题。在某些情况下，我们可以选择介入此类第三方诉讼，以表达我们对此类诉讼各方提出的各种问题的支持或反对。例如，如果我们认为向FERC提交的请愿书或由FERC发布的命令不适当、过于宽泛或存在其他缺陷，我们可能会试图干预此类程序，以抗议此类请愿书或命令，并要求采取适当行动，如澄清、重审或其他补救措施。尽管有这样的努力，我们不能保证FERC和其他管理我们业务的机构不会在未来发布增加我们成本或以其他方式对我们的运营产生不利影响的命令或声明。

我们的加拿大管道受到CER和省级当局的监管。根据加拿大能源监管法案，CER可以在提交通行费或关税申请或提交书面投诉后主动调查与管辖管道有关的费率或服务条款和条件。如果CER发现与这类管道有关的费率或服务条款不公平或不合理或不公正的歧视性，CER可以要求我们更改费率，向其他托运人提供准入，或更改我们的服务条款。省级当局可以应托运人或其他相关方的申请，调查与我们的省级监管的专有管道有关的关税费率或我们的服务条款和条件。如果它发现我们的费率或服务条款违反了法定要求，它可以施加它认为合适的条件。省级当局可以宣布一条管道为公共运输管道，并要求我们改变费率，向其他托运人提供通道，或以其他方式改变我们的服务条款。关税税率的任何降低都将导致收入和现金流减少。

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我们的一些业务跨越了美国/加拿大边境，受到跨境监管。

我们的跨境活动使我们受到监管事项的影响，包括进出口许可证、关税、加拿大和美国的海关和税收问题以及有毒物质认证。这些规定包括监管局、北美自由贸易协定和TSCA的供应短缺管制。违反这些许可证、关税和纳税申报要求可能导致施加重大的行政、民事和刑事处罚。此外，允许原油跨境流动的总统许可证可以随时撤销或终止。

我们买卖原油、天然气和天然气，以及对冲活动，使我们面临潜在的监管风险。

FTC、FERC和CFTC拥有监管实物和期货能源大宗商品市场某些细分市场的法定权力。这些机构实施了广泛的法规，禁止欺诈和操纵此类市场。对于我们进行的原油、天然气或天然气实物买卖以及任何相关的套期保值活动，我们必须遵守这些机构执行的与市场相关的法规，这些机构拥有相当大的执法权。我们的购买和销售也可能受到某些报告和其他要求的约束。此外，在我们与受FERC监管的管道签订运输合同的范围内，我们受FERC有关使用此类容量的要求的约束。如果我们不遵守FERC、FTC或CFTC的法规和政策，可能会受到民事和刑事处罚。如果不遵守这些法规的解释和执行，可能会对我们的业务、运营结果、财务状况以及我们向单位持有人分配现金的能力产生实质性的不利影响。

制定和实施衍生品法律可能会对我们利用衍生品工具降低商品价格、利率和与我们业务相关的其他风险的影响的能力产生不利影响，并增加进行这些对冲活动的营运资金要求。

2010年7月21日颁布的《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》(“多德-弗兰克法案”)确立了对衍生品市场和参与这些市场的实体(如我们)的联邦监督和监管。《多德-弗兰克法案》要求商品期货交易委员会和美国证券交易委员会颁布实施《多德-弗兰克法案》的规章制度。尽管商品期货交易委员会已经敲定了某些规定，但其他规定仍有待敲定或实施，目前无法预测这将于何时完成。

2020年1月，CFTC提出了新规则，将限制某些大宗商品的某些核心期货和等值掉期合约的头寸，或与某些现货大宗商品挂钩，但某些真正的对冲交易除外。由于这些新的持仓限制规则尚未最终确定，这些条款对我们的影响目前还不确定。

CFTC已将某些利率互换和信用违约互换指定为强制清算，相关规则要求我们就涵盖的衍生品活动遵守清算和交易执行要求，或采取措施有资格获得豁免，不受此类要求的影响。我们不利用信用违约掉期，我们有资格，并预计将继续符合最终用户为对冲我们的利率风险而订立的强制性掉期清算要求的例外情况。如果CFTC指定大宗商品衍生品进行强制清算，我们预计将有资格获得终端用户例外，不受为对冲我们的大宗商品价格风险而制定的强制性掉期清算要求的约束。然而，我们大部分用于对冲商品价格风险的金融衍生品交易目前是在交易所执行和清算的，这些交易所要求根据初始和变动保证金要求公布保证金或信用证。然而，根据多德弗兰克法案，CFTC或联邦银行监管机构可能会要求公布未清算利率和大宗商品衍生品交易的抵押品。

某些银行业监管机构和商品期货交易委员会已经通过了最终规则，为未清算的掉期交易设定最低保证金要求。虽然我们有资格获得最终用户对掉期保证金要求的例外，以对冲商业风险，但如果我们的任何掉期不符合商业最终用户例外要求，或者如果我们被要求提供额外的现金保证金或抵押品，这可能会降低我们执行必要对冲以降低大宗商品价格敞口和保护现金流的能力。过帐额外的现金保证金或抵押品可能会影响我们的流动性(定义为手头不受限制的现金加上我们信贷安排下的可用能力)，并降低我们将现金用于资本支出或其他合作目的的能力。

即使我们自己没有被要求为我们的衍生品合约提供额外的现金保证金或抵押品，作为我们的合同对手方的银行和其他衍生品交易商也将被要求遵守《多德-弗兰克法案》和相关规则下的其他新要求。这种合规的成本可能会转嫁到我们这样的客户身上，从而减少对冲交易给我们带来的好处或降低我们的盈利能力。此外，实施《多德-弗兰克法案》和相关规则和条例可能会降低金融和金融市场的整体流动性和深度。
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我们在业务中使用的其他衍生品，这可能会使我们面临额外的风险，或者通过限制我们能够执行对冲策略的程度来限制我们能够抓住的机会。

最后，《多德-弗兰克法案》在一定程度上是为了降低石油和天然气价格的波动性，一些议员将其归因于与石油和天然气相关的衍生品和大宗商品工具的投机性交易。如果多德-弗兰克法案和实施法规的结果是大宗商品价格下降，我们的财务业绩可能会受到不利影响。

多德-弗兰克法案和相关监管要求对我们业务的全面影响，只有在监管措施实施和衍生品合约市场调整之前才能知道。多德-弗兰克法案和任何新的法规可能会显著增加衍生品合同的成本，实质性地改变衍生品合同的条款，减少衍生品的可获得性以防范我们遇到的风险，降低我们将现有衍生品合同货币化或重组的能力。如果我们因多德-弗兰克法案和实施多德-弗兰克法案的法规而减少对衍生品的使用，我们的运营结果可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能更难预测。这些后果中的任何一个都可能对我们、我们的财务状况和我们的运营结果产生实质性的不利影响。

与水力压裂或其他碳氢化合物开发活动有关的立法、行政命令和监管举措可能会减少国内原油和天然气的产量。

水力压裂是一种重要而常见的做法，用于从非常规地质地层中刺激碳氢化合物的生产。水力压裂技术的最新进展导致美国和加拿大许多盆地的原油和天然气产量大幅增加。这一过程涉及在压力下向地层中注入水、沙子和化学物质，以压裂围岩并刺激生产，通常由国家和省级石油和天然气委员会监管。我们不进行水力压裂，但许多使用我们管道的生产商都进行水力压裂。水力压裂受到了更严格的审查，已经有各种立法和监管建议禁止、限制或更严格地监管各种形式的水力压裂；例如，加利福尼亚州州长在2021年4月发布了一项命令，指示保护部地质能源管理部启动监管行动，在2024年1月之前停止发放新的水力压裂许可证。此外，总裁·拜登在2021年1月发布了一项行政命令，暂停在联邦土地和水域上新的石油和天然气作业。联邦租赁活动的暂停促使几个州对拜登政府采取法律行动，导致路易斯安那州的一名联邦地区法官于2021年6月发布了一项全国性的初步禁令，有效地停止了租赁暂停的执行，但联邦政府正在对地区法院的裁决提出上诉。这些行动以及任何其他立法, 限制水力压裂或以其他方式限制生产商钻探或完成油井能力的行政命令或监管举措可能会减少美国或加拿大的原油和天然气产量，从而可能减少对我们的运输、终端和存储服务以及我们的商人活动的需求。

我们和我们的客户的运营受到各种风险的影响，这些风险来自气候变化的威胁、节能措施或刺激替代能源需求的举措，这些举措可能导致成本增加、对石油和天然气生产区域的限制以及对我们服务的需求减少。

我们和我们的客户的运营受到一系列风险的影响，这些风险来自气候变化的威胁、节能措施或刺激替代能源需求的举措，这些举措可能导致运营成本增加，对可能发生石油和天然气生产的地区进行限制，以及对原油和天然气的需求减少。气候变化威胁带来的风险、燃料节约措施、政府对可再生能源的要求、消费者对替代能源日益增长的需求，以及燃油经济性和能源发电设备方面的技术进步，可能会创造新的竞争条件，导致对我们客户生产的原油和天然气以及我们提供的服务的需求减少。对原油和天然气服务和产品需求变化的潜在影响可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。关于气候变化威胁和温室气体排放所产生的风险、气候变化激进主义、刺激替代能源需求的节能措施或举措以及气候变化的实际影响的进一步讨论，见项目1.业务--“监管--健康、安全和环境监管--气候变化倡议”。这些发展中的一个或多个可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。

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在美国投资的内在风险

应付给我们普通合伙人的费用报销可能会很大，这将减少我们可用于分配给单位持有人的现金。

在对我们的共同单位进行任何分配之前，我们将报销我们的普通合伙人及其附属公司，包括普通合伙人的高级管理人员和董事，以我们的名义发生的所有费用。此外，除任何PAGP实体的所得税外，我们还需要支付Plains实体的所有直接和间接费用。费用的偿还以及费用和开支的支付可能会对我们的分配能力产生不利影响。普通合伙人有权自行决定这些费用的数额。此外，我们的普通合伙人及其关联公司可能会为我们提供服务，我们将根据普通合伙人的决定收取合理的费用。

现金分配不受保证，可能会随着我们的业绩和财务储备的建立而波动。

由于我们共同单位的分配取决于我们产生的现金数量，因此分配可能会根据我们的表现而波动。每季度可分配的实际现金数量将取决于许多因素，其中一些因素超出了我们的控制和普通合伙人的控制。现金分配主要取决于现金流、财务准备金水平和营运资本借款，而不仅仅是受非现金项目影响的盈利能力。我们的财务储备水平是由我们的普通合伙人建立的，包括为我们的业务的正确开展(包括未来的资本支出和预期的信贷需求)、遵守法律或合同义务以及为我们的A系列和B系列优先单位持有人提供未来分配资金所需的储备。因此，现金分配可能在我们记录亏损的期间进行，而可能不会在我们记录利润的期间进行。

我们的优先单位拥有的权利、优惠和特权不是我们共同单位持有人所拥有的，而是优先于我们共同单位持有人的权利的。

我们的A系列优先股和B系列优先股(统称为我们的“优先股”)在分配权和清算时的权利方面高于我们所有其他类别或系列的股权证券。这些偏好可能会对我们共同单位的市场价格产生不利影响，或者可能会使我们未来更难出售共同单位。

此外，优先股的分派是累加和累积的，A系列优先股的年利率为8%，B系列优先股的发行价为6.125%。我们的A系列首选单位可由此类单位的持有人转换为普通单位，或在某些情况下由我们转换为普通单位。我们的B系列优先股不能转换为普通股，但在某些情况下可由我们赎回。我们有义务就我们的优先股或在转换我们的首轮优先股后发行的普通股支付分配，这可能会影响我们的流动性，并减少可用于营运资本、资本支出、增长机会、收购和其他一般合伙目的的现金流。我们对优先股持有人的债务也可能限制我们获得额外融资的能力或增加我们的借款成本，这可能会对我们的财务状况产生不利影响。

单位持有人可能无法删除我们的普通合伙人，即使他们希望这样做。

我们的普通合伙人管理和运营合伙企业。如果单位持有人对我们普通合伙人的表现不满意，他们目前几乎没有实际能力除掉我们的普通合伙人。除非经至少66名股东投票，否则我们的普通合伙人不得被免职。2/3%的未偿还单位(包括由我们的普通合伙人或其附属公司持有的单位)。由于AAP拥有我们约31%的未偿还共同单位等价物，而我们普通合伙人的所有者以及董事和高管及其附属公司拥有我们尚未完成的共同单位的相当大比例，因此，如果没有我们普通合伙人及其附属公司的同意，我们普通合伙人的撤职将是困难的。

此外，我们的合伙协议中的以下条款可能会阻止个人或团体试图罢免我们的普通合伙人或以其他方式改变我们的管理层：

•一般来说，如果一个人从我们的普通合伙人或其关联公司以外的任何类别的已发行单位中获得了20%或更多的股份，则该人拥有的单位不能在任何事项上投票，但构成已发行股份总数19.9%的此类股份可以在PAGP董事选举中投票；

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•PAGP董事会由三类董事组成，这限制了我们的单位持有人在任何一年对董事会进行重大改革的能力；以及
•对单位持有人召开会议或获取关于我们业务的信息的能力的限制，以及对单位持有人影响管理方式或方向的能力的其他限制。

由于这些规定，我们的普通单位的交易价格可能会更低，因为交易价格中没有或减少了收购溢价。

我们可能会在没有单位持有人批准的情况下发行额外的共同单位，这将稀释单位持有人现有的所有权权益。

我们的普通合伙人可能会导致我们在没有单位持有人批准的情况下发行不限数量的通用单位(受适用的纳斯达克规则约束)。我们还可以在任何时间不限数量地发行级别低于普通单位或高于普通单位的股权证券，而无需单位持有人批准(符合适用的纳斯达克规则)。增发普通单位或其他同等或高级股权证券，可能产生下列影响：

•现有单位持有人在合伙企业中的比例所有权权益将减少；
•每个单位可供分配的现金数量可能会减少；
•应纳税所得额与分配的比例可能会增加；
•每个先前尚未完成的单位的相对投票权力量可能会减弱；以及
•普通单位的市场价格可能会下降。

此外，我们的A系列优先股可随时由此类股的持有人转换为普通股，或在某些情况下，根据我们的选择。如果A系列首选单位的很大一部分被转换为普通单位，普通单位持有人可能会经历严重的稀释。此外，如果这些改装的A系列优先单位的持有人在公开市场上出售这些公共单位的相当大一部分，无论是在一次交易还是在一系列交易中，这可能会对我们的公共单位的市场价格产生不利影响。此外，这些销售，或者这些销售可能发生的可能性，可能会使我们未来更难销售我们的普通单位。

我们的普通合伙人拥有有限的赎回权，可能要求单位持有人以不受欢迎的时间或价格出售他们的单位。

如果在任何时候，我们的普通合伙人及其附属公司拥有80%或以上的共同单位，普通合伙人将有权利，但不是它可能转让给其任何附属公司的义务，以大致等于共同单位当时的当前市场价格的价格，收购所有但不少于所有由非关联人士持有的剩余共同单位。因此，单位持有人可能被要求在他们可能不想出售和/或以低于他们想要的价格的价格出售他们的普通单位的时候。他们还可能在出售其共同单位时承担纳税义务。

如果法院发现单位持有人的行为构成了对我们业务的控制，并且单位持有人在某些情况下可能有偿还分配的责任，则单位持有人可能不承担有限责任。

根据特拉华州的法律，如果法院裁定，根据我们的合伙协议，单位持有人罢免我们的普通合伙人或采取其他行动的权利构成了参与对我们业务的“控制”，则单位持有人可以对我们的义务承担与普通合伙人相同的责任。

我们的普通合伙人通常对我们的义务负有无限责任，例如我们的债务和环境责任，但明确规定不向我们的普通合伙人追索的合同义务除外。我们的合伙协议允许普通合伙人代表我们承担明确对普通合伙人没有追索权的债务。普通合伙人在大多数涉及付款责任的情况下已经履行了这种有限追索权义务，并打算今后这样做。

此外，根据特拉华州修订的《统一有限合伙企业法》第17-607条，如果分配会导致我们的负债超过我们资产的公允价值，我们不得向我们的单位持有人进行分配。为确定是否允许分配，对合伙人的合伙权益负债和对合伙企业无追索权的负债不计算在内。特拉华州法律规定，自不允许的分配之日起三年内，收到分配并且在分配时知道这违反了特拉华州法律的有限合伙人将对有限合伙承担分配金额的责任。
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我们的普通合伙人和我们或单位持有人之间可能会产生利益冲突。

这些冲突可能包括以下方面：

•根据我们的合伙协议，我们向普通合伙人偿还管理和经营合伙企业的费用；
•任何季度的现金支出、借款和准备金的数额可能会影响向单位持有人支付季度分配的可用现金；
•普通合伙人试图避免对合伙义务承担责任。我们的合伙协议允许普通合伙人以这种方式保护其资产。根据我们的合伙协议，普通合伙人不会违反其受托责任，即使我们可以获得更优惠的条款而不限制普通合伙人的责任，普通合伙人也不会违反其受托责任；根据我们的合伙协议，普通合伙人可以向其关联公司支付以公平合理的条款向我们提供的任何服务。普通合伙人也可以代表我们与其任何关联公司签订其他合同。我们与我们的普通合作伙伴(及其关联公司)之间的协议或合同不一定是公平谈判的结果；以及
•普通合伙人不会因行使其购买有限合伙权益的催缴权利或将其催缴权利转让给其一家联属公司或我们而违反我们的合伙协议。

我们普通合伙人的控制权可能会在没有单位持有人同意的情况下转让给第三方。控制权的改变可能会导致我们某些债务工具的违约，并触发赔偿安排下的付款义务。

我们的普通合伙人可以在未经我们的单位持有人同意的情况下，在合并或出售其全部或几乎所有资产时将其普通合伙人权益转让给第三方。此外，在我们的合伙协议中，对我们普通合伙人的最终所有者直接或间接将其在我们普通合伙人的所有权权益转让给第三方的能力没有限制。我们普通合伙人的任何新所有者，只要获得适用于PAGP实体的管理文件所要求的任何批准或同意，就能够用自己的选择取代董事会和高级管理人员，并控制他们的决定和行动。

此外，根据我们的循环信贷协议，控制权的变更将构成违约事件。在吾等循环信贷协议下违约事件持续期间，行政代理可终止贷款人根据吾等循环信贷安排向吾等提供信贷的任何未偿还承诺及/或宣布吾等根据吾等循环信贷安排应支付的所有款项即时到期及应付。控制权的改变也可能引发根据与我们的人员的各种补偿安排而承担的付款义务。

与投资我们的债务证券有关的风险

我们未偿还债务证券的收款权是无抵押的，实际上将从属于我们现有和未来的有担保债务，并在结构上从属于我们子公司(未来可能担保我们的债务证券的子公司除外)的任何现有和未来债务及其他债务。

我们的债务证券实际上从属于我们有担保债权人的债权，以及我们子公司的任何现有和未来的债务和其他债务，包括贸易应付款项，但可能在未来担保我们的债务证券的子公司除外。如果附属公司的业务破产、破产、清算、重组、解散或清盘，除将来可能担保我们的债务证券的附属公司外，该附属公司的债权人一般有权在向吾等或我们的债务证券持有人进行任何分配之前获得全额偿付。

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我们的杠杆可能会限制我们借入额外资金、遵守债务条款或利用商机的能力。

与我们合作伙伴的资本相比，我们的杠杆作用很大。截至2021年12月31日，我们未偿长期债务总额的面值约为85亿美元，未偿短期债务总额的面值约为8亿美元。我们将被禁止在我们的任何债务违约期间进行现金分配。我们的信贷安排和其他债务工具的各种限制可能会降低我们产生额外债务、进行某些交易和利用商业机会的能力。对我们当前债务的任何后续再融资或任何新的债务都可能有类似或更大的限制。

我们的杠杆可能会对我们债务证券的投资者产生重要影响。我们将需要大量现金流来履行我们与债务证券和其他合并债务有关的本金和利息义务。我们是否有能力按计划付款、为我们的债务进行再融资，或我们将来获得额外融资的能力，将取决于我们的财务和经营表现，而这反过来又受到当前经济状况以及金融、商业和其他因素的影响。我们相信，在我们的银行信贷安排下，我们将有足够的运营现金流和可用的借款来偿还债务，尽管我们的债务证券的本金可能需要在到期时全部或部分再融资。碳氢化合物行业的大幅下滑或其他发展对我们的现金流产生不利影响，可能会严重削弱我们偿还债务的能力。如果我们的现金流和资本资源不足以为我们的偿债义务提供资金，我们可能会被迫对全部或部分债务进行再融资或出售资产。我们不能保证我们能够对现有债务进行再融资，或者以商业上合理的条款出售资产。

我们的杠杆可能会对我们为未来营运资本、资本支出和其他一般合伙企业要求、未来收购、建设或开发活动提供资金，或以其他方式充分实现我们资产和机会的价值的能力产生不利影响，因为需要将我们的现金流的很大一部分用于偿还我们的债务，或遵守我们债务的任何限制性条款。我们的杠杆也可能使我们的经营结果更容易受到不利的经济和行业条件的影响，因为这限制了我们在规划或应对业务和我们所在行业的变化方面的灵活性，并可能使我们与负债较少的竞争对手相比处于竞争劣势。

由于缺乏有组织的交易市场，转让我们的债务证券的能力可能会受到限制。

我们目前不打算申请将我们的债务证券在任何证券交易所或股票市场上市。任何债务证券市场的流动资金，将视乎持有该等债务证券的人数、证券交易商买卖该等债务证券的兴趣，以及其他因素而定。因此，我们不能保证任何债务证券市场的发展、持续或流动性。

我们有一种控股公司结构，在这种结构中，我们的子公司进行我们的运营并拥有我们的运营资产，这可能会限制我们从这些子公司获得资金和支付债务证券的能力。

我们是一家控股公司，我们的子公司负责我们的所有业务，并拥有我们所有的运营资产。除了在子公司的所有权权益外，我们没有其他重大资产。因此，我们为债务证券支付所需款项的能力取决于我们子公司的业绩及其向我们分配资金的能力。我们子公司向我们进行分销的能力可能会受到信贷安排和适用的州合伙企业法律和其他法律法规的限制。根据我们的信贷安排，我们可能需要建立现金储备，用于未来支付我们信贷安排项下未偿还金额的本金和利息。如果我们无法获得在到期时支付债务证券本金所需的资金，或在控制权发生变化时回购我们的债务证券，我们可能被要求采用一个或多个替代方案，例如对我们的债务证券进行再融资。我们不能保证我们将能够为我们的债务证券再融资。

我们没有其他类型的组织那样的灵活性来积累现金，这可能会限制可用于偿还债务证券或在到期时偿还的现金。

与公司不同的是，我们的合伙协议要求我们每季度将可用现金的100%分配给我们的单位持有人。可用现金通常被定义为我们在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。我们的可用现金还包括季度结束后借款产生的手头现金。我们的普通合伙人将决定此类分配的金额和时间，并拥有广泛的自由裁量权，可以建立和增加我们的储备或储备
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在我们的经营合伙企业中，普通合伙人在其合理的酌情决定权下确定为必要或适当的：

•为我们的业务和我们的经营合伙企业的业务的适当开展提供准备(包括未来资本支出和我们预期的未来信贷需求的准备金)；
•遵守适用法律或任何贷款协议、担保协议、抵押、债务工具或其他协议或义务；
•提供资金以支付优先单位的款项；或
•为未来四个日历季度中的任何一个或多个向我们的共同单位持有人提供分配资金。
尽管我们对单位持有人的付款义务从属于我们对债券持有人的付款义务，但我们单位的价值可能会随着我们每单位分配金额的减少而直接下降。相应地，如果我们未来遇到流动性问题，我们可能无法发行股票进行资本重组。

单位持有人的税务风险

我们的税务待遇取决于我们作为合伙企业在美国联邦所得税方面的地位，并且不需要缴纳大量的实体级税收。如果美国国税局出于联邦所得税的目的将我们视为一家公司，或者我们出于州或外国税收的目的而受到实体层面的税收，我们可用于分配给单位持有人的现金将大幅减少。

对我们单位的投资预期的税后经济效益在很大程度上取决于我们是否被视为联邦所得税目的的合伙企业。在联邦所得税方面，像我们这样的上市合伙企业可以被视为一家公司，除非它满足1986年修订后的美国国税法第7704条所定义的“合格收入”要求。根据我们目前的业务和现行的财政部法规，我们相信我们满足了合格的收入要求。然而，对于我们作为合伙企业在美国联邦所得税方面的待遇，还没有也不会要求做出任何裁决。不符合资格收入要求或现行法律的变化可能会导致我们被视为美国联邦所得税目的的公司，或以其他方式使我们作为一个实体纳税。
 
如果出于联邦所得税的目的，我们被视为一家公司，我们将按公司税率为我们的应税收入缴纳联邦所得税，并可能按不同的税率缴纳州所得税。我们对单位持有人的分配通常会像公司分配一样再次征税，任何收入、收益、损失或扣减都不会流向我们的单位持有人。由于我们作为一家公司将被征税，可用于分配给我们单位持有人的现金将大幅减少。因此，将我们作为一家公司对待将导致我们单位持有人的现金流和税后回报大幅减少，可能导致我们单位的价值大幅下降。

此外，有几个州一直在评估如何通过征收国家收入、特许经营权和其他形式的税收来对合伙企业进行实体一级的征税。例如，我们要对分配给德克萨斯州的那部分收入缴纳实体税。对我们征收任何类似的税或额外的联邦或外国税将减少可用于分配给我们的单位持有人的现金。

对上市合伙企业或对我们单位的投资的税收待遇可能会受到潜在的立法、司法或行政变化或不同解释的影响，可能会追溯适用。

目前美国联邦所得税对包括我们在内的上市合伙企业或对我们单位的投资的待遇，可能随时会因行政、立法或司法变化或不同的解释而被修改。国会议员提议并考虑对现行美国联邦所得税法进行实质性修改，这些修改将影响公开交易的合伙企业，包括取消我们有资格享受合伙企业税收待遇的提议。

此外，财政部已经发布了法规，未来也可能发布，解释那些影响公开交易合伙企业的法律。不能保证美国联邦所得税法或财政部对合格收入规则的解释不会进一步改变，从而可能影响我们未来作为合伙企业的资格。

对美国联邦所得税法及其解释的任何修改都可能具有追溯力，也可能不具有追溯力，并可能使我们更难或不可能满足某些上市合伙企业被视为美国联邦所得税合伙企业的例外。我们无法预测是否会有任何变化或其他建议
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最终将付诸实施。未来的任何立法变化都可能对我们单位的投资价值产生负面影响。我们敦促您咨询您自己的税务顾问，了解监管或行政方面的发展和建议的状况，以及它们对您在我们单位的投资的潜在影响。

非美国单位持有者将在拥有我们单位的收入和收益方面受到美国税收和扣缴。

非美国单位持有人通常对与美国贸易或企业有效相关的收入(“有效相关收入”)征税，并遵守美国的所得税申报要求。分配给我们单位持有人的收入和出售我们单位的任何收益通常被认为与美国的贸易或业务“有效相关”。因此，对非美国单位持有人的分配将被征收适用的最高有效税率的预扣，出售或以其他方式处置单位的非美国单位持有人也将就出售或处置该单位所实现的收益缴纳美国联邦所得税，前提是该收益实际上与非美国单位持有人的美国交易或业务有关。

此外，根据《守则》第1446(F)条，在从事美国贸易或业务的合伙企业中，权益的受让人通常须扣留转让人变现金额的10%，除非转让人证明该权益不是外国人。虽然合伙人的“变现金额”的确定通常包括合伙人在合伙企业负债中所占份额的任何减少，但“财政条例”规定，在转让上市合伙企业的权益时，“变现金额”通常是支付给代表转让人进行适用转让的经纪人的总收益金额，因此在确定时将不考虑该合伙人在上市合伙企业的负债中所占份额的任何减少。财政部条例进一步规定，在2022年1月1日之前发生的转让不会对上市合伙企业的权益转让施加预扣，而美国国税局的行政指导进一步规定，第1446(F)条规定的扣缴义务的适用日期已推迟到2023年1月1日。对于在2023年1月1日或之后通过经纪人进行的上市合伙企业的权益转让，转让人的经纪人负有扣留义务。潜在的外国单位持有人应咨询他们的税务顾问，了解这些规则对投资我们单位的影响。

普通单位持有人的税务风险

如果美国国税局对2017年12月31日之后开始的纳税年度的所得税申报单进行审计调整，它(和一些州)可能会评估和收取由此类审计调整直接从我们那里产生的任何税收(包括任何适用的罚款和利息)，在这种情况下，我们可用于分配给单位持有人的现金可能会大幅减少。

根据2015年两党预算法，在2017年12月31日之后的纳税年度，如果美国国税局对我们的所得税申报单进行审计调整，它(和一些州)可以评估和收取由此类审计调整直接从我们那里产生的任何税收(包括任何适用的罚款和利息)。在这些规则可能的范围内，我们的普通合伙人可以选择直接向美国国税局缴纳税款(包括任何适用的罚款和利息)，或者，如果我们有资格，向每一位单位持有人和前单位持有人发布一份关于经审计和调整后的报税表的修订信息声明。虽然我们的普通合伙人可能会选择让我们的单位持有人和前单位持有人考虑此类审计调整，并在审计的纳税年度内根据他们在我们的利益支付任何由此产生的税款(包括适用的罚款或利息)，但不能保证此类选择在所有情况下都是实际、允许或有效的。因此，我们目前的单位持有人可能会承担该审计调整所产生的部分或全部税务责任，即使该等单位持有人在审计的税务年度内并不拥有我们的单位。如果由于任何此类审计调整，我们被要求支付税款、罚款和利息，我们可用于分配给单位持有人的现金可能会大幅减少。本规则不适用于从2017年12月31日或之前开始的纳税年度。

如果美国国税局或加拿大税务局(“CRA”)对我们的联邦所得税头寸或跨国分配提出异议，我们共同单位的市场可能会受到不利影响，任何IRS或CRA竞标或支付的递增税款的成本都将减少我们可用于分配或偿还债务的现金。

美国国税局还没有就我们作为联邦所得税合伙企业的地位或任何其他影响我们的问题做出决定。国税局或国税局可能会采取与我们不同的立场，或对我们进行的国家间分配提出质疑。可能有必要诉诸行政或法院程序来维持我们所采取的部分或全部立场。法院可能不会同意我们的部分或全部立场。与美国国税局或CRA的任何竞争都可能对我们共同单位的市场及其交易价格产生实质性的不利影响。此外，我们与美国国税局或国税局的任何竞争的费用和任何需要支付的增值税将由我们的单位持有人和我们的将军间接承担
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合作伙伴，因为成本将减少我们可用于分销或偿债的现金。有关公司间交易的CRA挑战的其他信息，请参见附注15。

我们的单位持有人可能被要求为他们在我们收入中的份额缴税，即使他们没有从我们那里获得任何现金分配。

由于我们的单位持有人将被视为合作伙伴，我们将向其分配与我们分配的现金可能不同的应税收入，因此他们将被要求支付任何联邦所得税，在某些情况下，即使他们没有从我们那里获得现金分配，他们也必须为他们在我们应税收入中的份额缴纳州和地方所得税。单位持有人从我们那里获得的现金分配可能不等于他们在我们应税收入中的份额，甚至不等于该收入产生的实际纳税义务。

出售我们共同单位的应税收益或亏损可能比预期的要多或少。

如果单位持有人出售共同单位，单位持有人将确认等于变现金额与单位持有人在这些共同单位中的纳税基础之间的差额的损益。由于超过单位持有人应税收入净额可分配份额的分配减少了单位持有人在其共同单位中的纳税基础，因此，如果单位持有人以高于其在这些单位中的纳税基础的价格出售这些单位，则单位持有人之前相对于出售的单位的超额分配的金额(如果有)实际上将成为单位持有人的应税收入，即使该单位持有人收到的价格低于其原始成本。此外，由于变现的金额包括单位持有人在我们无追索权债务中的份额，如果单位持有人出售其单位，单位持有人的纳税义务可能会超过从出售中获得的现金金额。

单位持有人出售我们的单位所变现的金额的很大一部分，无论是否代表收益，可能会作为普通收入向该单位持有人征税，因为可能会重新获得项目，包括折旧重新获得。因此，如果单位持有人在单位销售中变现的金额低于单位持有人在单位中的调整基准，则单位持有人可以确认出售单位的普通收入和资本损失。净资本损失可能只会抵消资本收益，就个人而言，每年最多可抵消3,000美元的普通收入。在单位持有人出售其单位的应课税期间，该单位持有人可确认我们在出售前向该单位持有人分配的收入及收益的普通收入，以及一般无法由出售单位时确认的任何资本损失抵销的收回项目的普通收入。

单位持有人扣除我们所产生的利息支出的能力可能受到限制。

一般来说，我们有权扣除在我们的纳税年度内可适当分配给我们的贸易或业务的债务所支付或应计的利息。然而，根据减税和就业法案，在2017年12月31日之后的应税年度中，我们对“商业利息”的扣除仅限于我们的商业利息收入和我们“调整后的应税收入”的30%之和。就这一限制而言，我们调整后的应纳税所得额的计算不考虑任何业务利息支出或业务利息收入，对于2022年1月1日之前开始的纳税年度，任何允许用于折旧、摊销或损耗的扣除，只要该等折旧、摊销或损耗没有资本化为与库存有关的货物销售成本。

如果我们的“商业利益”受到这些规则的限制，我们的单位持有人在扣除分配给他们的任何利息费用的份额方面的能力将受到限制。因此，单位持有人扣除我们所产生的利息支出的能力可能会受到限制。

免税实体因拥有我们的共同单位而面临独特的税收问题，这可能会给它们带来不利的税收后果。

免税实体对我们共同单位的投资，如员工福利计划和个人退休账户(称为IRA)，带来了它们特有的问题。例如，我们分配给免征美国联邦所得税的组织的几乎所有收入，包括IRA和其他退休计划，都将是不相关的企业应税收入，并将向他们征税。免税实体在投资我们的共同单位之前，应该咨询税务顾问。

我们对待每个购买公共单位的人都享有相同的税收优惠，而不考虑实际购买的公共单位。美国国税局可能会对这种待遇提出质疑，这可能会对我们共同单位的价值产生不利影响。

由于我们不能匹配普通单位的转让方和受让方，我们采用了某些方法来分配折旧和摊销扣减，这些方法可能不符合现有财务条例的所有方面。如果美国国税局对这些方法的使用提出成功的挑战，可能会对我们的单位持有人可获得的税收优惠金额产生不利影响。它还
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可能会影响这些税收优惠的时间或出售共同单位的收益金额，并可能对我们共同单位的价值产生负面影响，或导致我们单位持有人纳税申报单的审计调整。

我们的单位持有人可能会在他们不因投资我们的单位而居住的州和司法管辖区遵守州、地方和非美国的税收和报税表要求。

除美国联邦所得税外，我们的单位持有人还可能需要缴纳其他税种，包括外国、州和地方税、非公司营业税和遗产税、遗产税或无形资产税，这些税是由我们现在或将来经营业务或拥有财产的各个司法管辖区征收的，即使我们的单位持有人不住在这些司法管辖区。我们的单位持有人可能会被要求提交州和地方所得税申报单，并在这些不同的司法管辖区中的一些或全部地区缴纳州和地方所得税。此外，我们的单位持有人可能会因未能遵守这些要求而受到惩罚。我们目前在多个州拥有财产和开展业务，这些州目前对个人征收个人所得税，对公司和其他实体征收所得税。我们的单位持有人有责任提交所有适用的美国联邦、州、地方和非美国纳税申报单。单位持有人应就提交该等报税表、缴交该等税款及任何已缴税款的抵扣事宜，与其本身的税务顾问磋商。

我们采用了某些估值方法来确定单位持有人对收入、收益、损失和扣减的分配。国税局可能会对这些方法或由此产生的拨款提出质疑，这可能会对我们共同单位的价值产生不利影响。

在确定分配给我们的单位持有人的收入、收益、损失和扣除项目时，我们必须例行地确定我们各自资产的公平市场价值。尽管我们可能会不时就估值事宜咨询专业评估师，但我们会使用基于我们共同单位市值的方法进行许多公平市值估计，作为衡量我们各自资产的公平市值的一种手段。美国国税局可能会对这些估值方法以及由此产生的收入、收益、损失和扣除的分配提出质疑。

美国国税局对这些方法或分配的成功挑战可能会对分配给单位持有人的应税收入或损失的金额、性质和时间产生不利影响。它还可能影响我们的单位持有人出售共同单位的收益金额，并可能对共同单位的价值产生负面影响，或者导致我们的单位持有人在没有额外扣除的情况下对纳税申报单进行审计调整。

其共同单位为证券贷款标的的单位持有人(例如，借给“卖空者”以弥补共同单位卖空的贷款)可被视为已处置这些共同单位。如果是这样的话，在贷款期间，该单位持有人将不再被视为那些共同单位的合伙人，并可以确认处置的收益或损失。

由于没有具体的规则来规范借出合伙企业权益的联邦所得税后果，因此其共同单位是证券贷款标的的单位持有人可能被视为已处置了借出的单位。在这种情况下，在向卖空者提供贷款期间，单位持有人可能不再因税务目的而被视为那些共同单位的合伙人，单位持有人可以确认从这种处置中获得的收益或损失。此外，在贷款期间，我们与这些共同单位有关的任何收入、收益、损失或扣除可能不会被单位持有人报告，单位持有人收到的关于这些共同单位的任何现金分配可能会像普通收入一样全额纳税。希望确保其作为合伙人的地位并避免从证券贷款中获得承认的风险的单位持有人应咨询税务顾问，以确定是否可取地修改任何适用的经纪账户协议，以禁止他们的经纪人借入他们的共同单位。

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我们通常在每个月的第一天，根据我们单位的所有权，而不是根据特定单位的转让日期，在我们单位的转让人和受让人之间按比例分配我们的收入、收益、损失和扣除项目。美国国税局可能会对这种待遇提出质疑，这可能会改变我们的单位持有人之间收入、收益、损失和扣除项目的分配。

我们通常在每个月的第一天(“分配日期”)根据我们单位的所有权，而不是根据特定单位的转让日期，在我们单位的转让人和受让人之间按比例分配我们的收入、收益、损失和扣除项目。同样，我们一般将某些扣除项目分配给(I)资本增加的折旧和摊销，(Ii)出售或以其他方式处置我们的资产所实现的收益或亏损，以及(Iii)普通合伙人根据分配日期的所有权酌情决定任何其他非常项目的收入、收益、损失或扣除。财政部法规允许类似的月度简化惯例，但此类法规并未明确授权我们按比例分配方法的所有方面。如果国税局对我们的按比例分配方法提出质疑，我们可能会被要求改变收入、收益、损失和扣除项目在单位持有人之间的分配。

我们非美国业务的应税收入没有资格享受合格上市合伙企业收入20%的扣除额。

在2017年12月31日之后至2025年12月31日或之前的纳税年度，个人单位持有人通常被允许扣除相当于分配给该单位持有人的“合格上市交易合伙企业收入”的20%。就扣除而言，术语合格的上市合伙企业收入包括单位持有人在我们的收入中与我们的美国贸易或商业活动有效相关的可分配份额的净额。由于我们的非美国业务业务获得的收入与美国贸易或业务没有有效联系，单位持有人可能不会将合格上市合伙企业收入的20%扣减适用于我们收入的这一部分。

B系列优先股持有人的税务风险

将我们B系列优先股分配的收入视为资本使用的保证付款，为我们B系列优先股持有人创造了与我们普通单位持有人不同的税收待遇，这些收入没有资格享受合格上市合伙企业收入20%的扣减。

对我们B系列优先股的分配的税收处理是不确定的。出于税务目的，我们将把B系列优先股的持有人视为合作伙伴，并将B系列优先股的分配视为资本使用的保证付款，B系列优先股的持有人一般将作为普通收入纳税。我们B系列优先股的持有者可以从此类收入的应计收入中确认应税收入，即使在没有同期现金分配的情况下也是如此。我们预计在2022年5月15日、2022年11月15日和2022年11月15日应计和进行半年一次的担保付款分配，此后每季度在2月15日、5月15日、8月15日和11月15日进行分配。由于每个单位的保证付款必须在应计项目的纳税年度内作为收入应计给持有者，因此，可归因于11月15日至12月31日期间的保证付款将于12月31日计入B系列优先单位的记录持有人在该期间的收入。如果您是使用应计制方法报告您的收入的纳税人，或者使用非日历年度的应纳税年度，您应该咨询您的税务顾问关于我们的保证付款分配应计制和报告惯例的后果。否则，B系列优先股的持有人一般不会分享合伙企业的收入、收益、损失或扣除项目，除非为了(1)实现与A系列优先股的平价或(2)尽可能向B系列优先股提供清算优先股的好处。合伙企业不会将我们的无追索权债务的任何份额分配给B系列优先股的持有人。如果B系列优先股在纳税时被视为负债, 我们可能会将分配视为对B系列优先股持有人的利息支付，而不是作为资本使用的担保付款。

尽管我们预计我们收入的很大一部分将有资格享受合格上市合伙企业收入20%的扣除，但财政部法规规定，可归因于资本使用的担保付款的收入不符合合格业务收入20%的扣除资格。因此，B系列优先股持有者确认的资本使用担保付款所产生的收入不符合合格业务收入20%的扣除标准。

B系列优先股的持有人将被要求确认出售B系列优先股的收益或亏损，该损益等于该持有人变现的金额与该持有人在B系列优先股中的纳税基础之间的差额。一般情况下，变现的金额将等于现金和持有者为换取此类B系列优先股而获得的其他财产的公平市场价值的总和。在符合要求在多种合伙企业权益之间采用混合基础的一般规则的情况下，B系列优先股的纳税基础通常等于现金和其他财产的公平市场价值之和
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由持有者支付以收购此类B系列优先股。持有者在出售或交换持有一年以上的B系列优先股时确认的收益或损失通常将作为长期资本收益或损失征税。由于B系列优先股的持有者一般不会从我们的折旧、损耗或摊销项目中分得份额，因此预计这些持有者不会被要求将其收益的任何部分重新定性为普通收入。

免税投资者(如员工福利计划和个人退休账户)和非美国人对B系列优先股的投资引发了他们特有的问题。对于向免税投资者使用资本的担保付款的处理方式并不确定，对于美国联邦所得税而言，此类付款可能被视为无关的企业应税收入。尽管这一问题并非没有疑问，但我们将把我们对B系列优先股的非美国持有者的很大一部分分配视为“有效关联收入”(持有者将缴纳美国净所得税和可能的分行利得税)，应按适用于此类非美国持有者的最高有效税率征收预扣税。如果预扣金额超过了实际应缴的美国联邦所得税金额，非美国持有者可能被要求提交美国联邦所得税申报单，以寻求退还超出的部分。

我们敦促我们B系列优先股的所有持有者就拥有我们B系列优先股的后果咨询税务顾问。

项目1B。未解决的员工意见

没有。

第三项。法律诉讼

本项目所需资料载于本公司合并财务报表附注19，并以引用方式并入本文。

第四项。煤矿安全信息披露

不适用。

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第II部

第五项。注册人普通单位、相关单位持有人事项和发行人购买股权证券的市场

市场信息、持有者和分配

我们的共同单位在纳斯达克全球精选市场上市和交易，代码为“PAA”。截至2022年2月22日，共有705,043,477个共同单位未结清，约有95,000个记录保持者和实益所有者(以街道名义持有)。

下表列出了在下一个日历季度申报和支付的每个共同单位的现金分配，这些现金分配是在下一个日历季度申报和支付的(有关我们的分配付款政策的讨论，请参阅下面的“现金分配政策”部分)：

第一季度第二季度第三季度第四季度
2021$0.18 $0.18 $0.18 $0.18 
2020$0.18 $0.18 $0.18 $0.18 

我们的共同单位也被用作对我们的员工和PAGP董事的一种补偿形式。有关我们的股权指数薪酬计划的其他信息，请参阅我们的合并财务报表附注18。

性能图表

下图比较了我们普通单位的总单位收益表现与以下表现：(I)标准普尔500股票指数(S&P500)，(Ii)Alerian MLP指数(“AMZX”)和(Iii)Alerian Midstream Energy Index(“AMNA”)。AMZX是由最著名的能源大师有限合伙企业组成的综合体，为投资者提供了这一资产类别的全面基准。AMNA是由北美能源基础设施公司组成的基础广泛的复合体，为投资者提供了这一资产类别的全面基准。我们选择在今年的业绩图表中加入AMNA指数和AMZX指数，因为我们相信，将我们的业绩与这些行业指数中的每一个进行比较，对投资者来说是有用的。该图表假设从2016年12月31日开始，向我们的共同单位和每个比较指数投资了100美元，所有分配都按季度进行了再投资。

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1070423/000107042322000006/paa-20211231_g5.jpg

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12/31/201612/31/201712/31/201812/31/201912/31/202012/31/2021
PAA$100.00 $68.66 $70.27 $68.67 $33.77 $41.26 
S&P 500$100.00 $121.83 $116.49 $153.17 $181.35 $233.41 
AMZX$100.00 $93.48 $81.87 $87.24 $62.21 $87.20 
安纳$100.00 $97.59 $84.62 $104.97 $80.45 $111.35 

除S-K条例第201(E)项或交易所法令第18条所规定的责任外，这些信息不应被视为“征集材料”，也不应被视为根据交易法向委员会提交的“征集材料”或受第14A或14C法规约束，也不应被视为通过引用被纳入根据1933年证券法(经修订)或交易法提交的任何文件，除非我们明确要求将这些信息视为征集材料或通过引用将其纳入根据证券法或交易法提交的文件中。

最近出售的未注册证券

没有。

发行人购买股票证券

下表总结了我们在2021年第四季度的股权回购活动：

购买公用事业单位总数
每个公共单位支付的平均价格(1)
作为公开宣布的计划的一部分购买的通用单位总数 (2)
根据本计划可能尚未购买的通用单位的近似美元价值(2)
2021年11月1日-2021年11月30日3,384,873 $10.64 3,384,873 $296,769,608 
2021年12月1日-2021年12月31日2,759,407 $9.06 2,759,407 $271,824,798 
(1)每个公共单位支付的平均价格包括与回购相关的成本。
(2)2020年11月，PAA GP Holdings LLC(“PAGP”)董事会批准了一项5亿美元的普通股回购计划(“计划”)，该计划授权不时通过公开市场购买或根据适用的法规要求进行的谈判交易回购最多5亿美元的我们的普通股和/或PAGP A类股票。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购买特定数量的普通股或PAgP A类股票。任何回购的普通股或A类股将被注销。报告期内并无回购PAgP A类股份。在本计划所述期间根据该计划回购的普通单位在购买后立即取消。

现金分配政策

根据我们的合伙协议，在向我们的优先股持有者分配后，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我们的普通单位持有者。可用现金一般定义为，在清算前结束的任何季度，我们在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合理酌情为未来需求建立的准备金：

•为我们的业务和我们的经营合伙企业的业务的适当开展提供准备(包括未来资本支出和我们预期的未来信贷需求的准备金)；
•遵守适用法律或任何贷款协议、担保协议、抵押、债务工具或其他协议或义务；或
•在未来四个日历季度中的任何一个或多个季度，为我们的A系列和B系列首选单位持有人提供分配资金，或为我们的普通单位持有人提供分配资金。

我们的可用现金还包括季度结束后借款产生的手头现金。

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根据管理我们债务的协议的条款，如果存在违约或违约事件(如此类协议中所定义的)，我们被禁止宣布或向单位持有人支付任何分配。没有发生过这样的违约。见第7项。管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--流动性和资本资源--信贷协议、商业票据计划和契约。

根据我们的合作协议条款，我们的A系列优先股和B系列优先股在分销权方面高于我们所有类别或系列的股权证券。

项目6.保留

第7项。   管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析

引言
 
以下讨论旨在让投资者了解我们的财务状况和经营结果，应结合我们历史上的综合财务报表和附注阅读。

我们的讨论和分析包括以下几点：

•执行摘要
•经营成果
•流动性与资本资源
•关键会计政策和估算
•近期会计公告

执行摘要

公司概述

我们的商业模式将大规模供应聚合能力与关键中游基础设施系统的所有权和运营相结合，这些系统将主要产区与关键需求中心和出口终端连接起来。作为北美最大的中游服务提供商之一，我们在主要的原油和天然气生产盆地(包括二叠纪盆地)和运输走廊以及美国和加拿大的主要市场枢纽拥有广泛的管道运输、终端、存储和收集资产网络。我们的资产和我们提供的服务主要集中在原油和天然气。

细分市场变化

在2021年第四季度，我们重组了我们历史上的运营部门：运输、设施和供应与物流，分为两个运营部门：原油和天然气液体(NGL)。我们业务部门的变化主要源于(I)竞争加剧推动的中游能源行业的多年过渡，减少了我们供应和物流活动的独立盈利机会，使这些活动现在主要支持我们提高原油和NGL资产利用率的努力，以及(Ii)关于我们资产和相关运营结果的监督和报告的内部变化。

此外，在2021年第四季度，我们修改了分段调整后EBITDA的定义，将非控股权益的金额排除在外。关于2021年10月的二叠纪合资公司的形成，我们的CODM认为这一修改产生了对评估部门业绩更有意义的数量。有关二叠纪合资公司的更多信息，请参见我们的合并财务报表附注7。

为反映新的分部报告结构和我们对分部调整后EBITDA定义的修改，本文中提出的所有分部数据和相关披露均已重新编制。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注20。

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市场概述与展望

原油和其他石油液体由世界各地的生产商供应，其中包括石油输出国组织(OPEC)和北美生产商等。下图描述了自2017年初以来全球原油和其他石油液体的供应与需求之间的关系，以及美国能源情报署(EIA)截至2022年2月的短期能源展望：

世界液体燃料生产与消费平衡(1)
(以百万桶/天为单位)

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1070423/000107042322000006/paa-20211231_g6.jpg
(1)每季度生产和消费的桶。

2021年底的全球原油需求接近COVID之前的水平，EIA和其他第三方预测，到2022年底，需求将超过2019年的水平，并在可预见的未来继续增长。我们认为，这种需求增长，再加上上游投资减少和欧佩克纪律持续多年的背景，可能会进一步加剧2021年出现的许多供应担忧。这包括全球市场吃紧和大宗商品价格持续波动。因此，我们预计北美能源供应将在满足全球需求方面发挥关键的长期作用，二叠纪盆地将在未来几年推动美国产量增长的绝大多数。正是在这种宏观背景下，在我们现有的基础和综合业务模式的支持下，我们预计将在多年的基础上产生显著的正自由现金流。

在2020年为确保我们做好应对大流行的准备而采取的行动的基础上，2021年我们继续建立势头并加强我们的长期定位。这包括进一步优化我们的资产组合，包括但不限于，超过我们的资产出售目标，基本完成我们的多年资本计划，并通过无现金和无债务交易完成在二叠纪盆地的一家具有高度战略意义的合资企业。此外，我们减少了10亿美元的债务，与最初的2021年指引相比，资本支出大幅减少了2.3亿美元，并进一步精简了我们在美国和加拿大的运营和组织成本结构。

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中的“风险因素--与我们业务有关的风险”。

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虽然我们仍然需要对业务进行一些调整，以应对与新冠肺炎疫情相关的风险，但我们继续履行基本业务职能的能力并未受到任何实质性限制，也没有因此次疫情而产生任何重大的额外运营成本。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。

许多国家的政府已经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重大的直接影响。然而，我们的加拿大子公司在2021年和2020年参加了工资补贴计划，补贴总额分别约为700万美元和2300万美元。这种补贴和“新冠肺炎”增支费用的影响列在“外地业务费用”和“一般及行政费用”细目中。有关进一步讨论，请参阅“--运营结果”。

经营成果一览

截至2021年12月31日的年度，我们确认PAA的净收益为5.93亿美元，而截至2020年12月31日的年度，PAA的净亏损为25.9亿美元，截至2019年12月31日的年度，PAA的净收益为21.71亿美元。2020年期间的净亏损主要是由于上文讨论的宏观经济和行业具体挑战导致商誉减值损失和非现金减值费用，这些损失和非现金减值费用与某些流水线资产和其他长期资产的减记、我们对未合并实体的某些投资以及归类为持有待售资产有关，总计约34亿美元。此外，由于2020年第一季度大宗商品价格下跌，我们确认了约2.33亿美元的库存估值调整。2021年期间包括5.92亿美元的资产出售和资产减值净亏损，其中大部分与我们天然气储存设施的减记有关，这些设施在第二季度被归类为持有出售，并在第三季度出售。

我们报告部门截至2021年12月31日的业绩低于截至2020年12月31日的年度，主要原因是原油市场状况不太有利。

我们报告部门截至2020年12月31日的业绩低于截至2019年12月31日的年度，主要原因是原油差价和NGL销售利润率较低以及销量下降，但被期货溢价市场状况的有利影响部分抵消。

有关进一步讨论，请参阅下面的“-运营结果”部分。
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经营成果

合并结果

下表概述了我们根据GAAP计算的综合财务结果(除单位金额外，以百万计)：

方差
截至十二月三十一日止的年度：2021-20202020-2019
202120202019$%$%
产品销售收入$40,883 $22,058 $32,272 $18,825 85 %$(10,214)(32)%
服务收入1,195 1,232 1,397 (37)(3)%(165)(12)%
采购及相关费用(38,504)(20,431)(29,452)(18,073)(88)%9,021 31 %
现场运营成本(1,065)(1,076)(1,303)11 1 %227 17 %
一般和行政费用(292)(271)(297)(21)(8)%26 9 %
折旧及摊销(774)(653)(601)(121)(19)%(52)(9)%
资产出售和资产减值收益/(损失)，净额(592)(719)(28)127 18 %(691)**
商誉减值损失— (2,515)— 2,515 100 %(2,515)不适用
未合并实体的权益收益274 355 388 (81)(23)%(33)(9)%
未合并实体的投资收益/(减值)净额2 (182)271 184 101 %(453)(167)%
利息支出，净额(425)(436)(425)11 3 %(11)(3)%
其他收入，净额19 39 24 (20)(51)%15 63 %
所得税(费用)/福利(73)19 (66)(92)(484)%85 129 %
净收益/(亏损)648 (2,580)2,180 3,228 125 %(4,760)(218)%
可归因于非控股权益的净收入(55)(10)(9)(45)(450)%(1)(11)%
可归因于PAA的净收益/(亏损)$593 $(2,590)$2,171 $3,183 123 %$(4,761)(219)%
普通单位基本净收入/(亏损)$0.55 $(3.83)$2.70 $4.38 **$(6.53)**
普通股摊薄净收益/(亏损)$0.55 $(3.83)$2.65 $4.38 **$(6.48)**
基本加权平均未偿还公用事业单位716 728 727 (12)**1 **
摊薄加权平均未偿还公用事业单位716 728 800 (12)**(72)**
**表示差异作为百分比没有意义。

收入和购买量

我们综合收入和采购及相关成本的波动主要与我们的商人活动有关，通常主要由大宗商品价格的变化来解释。我们的原油和NGL商人活动不直接受到绝对价格水平的影响，因为我们买卖的大宗商品通常与相同的定价指数挂钩。产品销售收入和采购及相关成本都会随市场价格波动，但与这些销售和采购相关的绝对利润率不一定会有相应的增减。此外，产品销售收入包括与衍生工具相关的损益的影响，衍生工具用于管理我们对与此类销售和购买相关的商品价格风险的敞口。

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我们的大部分销售和购买都与西德克萨斯中质油(WTI)挂钩。下表列出了过去三年NYMEX WTI原油基准价格的范围(以美元/桶为单位)：

纽约商品交易所西德克萨斯中质原油
原油价格
于截至十二月三十一日止年度内，低高平均值
2021$48 $85 $68 
2020$(38)$63 $39 
2019$46 $66 $57 

与截至2020年12月31日的一年相比，截至2021年12月31日的一年的产品销售收入和购买量有所增加，这主要是由于2021年期间价格和销量的提高。

与截至2019年12月31日的年度相比，截至2020年12月31日的年度的产品销售收入和购买量有所下降，这主要是由于2020年期间的价格和数量较低。

与截至2020年12月31日的年度相比，在截至2021年12月31日的一年中，来自服务的收入有所下降，这主要是由于出售资产，但这部分被2020年最低数量承诺下与亏损相关的收入所抵消。

与截至2019年12月31日的年度相比，截至2020年12月31日的年度来自服务的收入下降，主要是由于管道数量减少，其中一部分由最低数量承诺覆盖，相关收入推迟到未来期间。

有关我们净收入的进一步讨论，请参见下面的“-经营部门分析”部分。

现场运营成本

见下文“--业务部门分析”一节中关于现场业务成本的讨论。

一般和行政费用

与截至2020年12月31日止年度相比，截至2021年12月31日止年度的一般及行政开支增加，主要是由于(I)与成立二叠纪合营公司有关的交易相关成本(影响我们的一般及行政开支，但不包括在经调整EBITDA及分部经调整EBITDA的计算中)，(Ii)信息系统成本增加及(Iii)我们加拿大子公司收到的工资补贴减少，但被2021年期间其他较低的员工薪酬相关项目部分抵销。

与截至2019年12月31日止年度相比，截至2020年12月31日止年度的一般及行政开支减少，主要是由于(I)负债分类奖励的基于权益的补偿成本下降(未计入经调整EBITDA及分部调整EBITDA的计算)，原因是我们的共同单价下降，(Ii)差旅及娱乐成本下降，(Iii)补偿成本下降，包括加拿大子公司收到的工资补贴，以及(Iv)与退出低利润率、高行政成本业务有关的一般成本减少。与我们精简本组织的努力有关的遣散费有关的补偿费用总体增加，部分抵消了这些项目。

折旧及摊销

与截至2020年12月31日的年度相比，截至2021年12月31日的年度的折旧和摊销费用增加，这主要是由于(I)某些资产的使用寿命缩短和(Ii)与收购资产相关的额外折旧费用，但与出售资产相关的折旧费用减少部分抵消了这一增长。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注6。

与截至2019年12月31日止年度相比，截至2020年12月31日止年度的折旧及摊销开支增加，主要是由于与收购资产相关的额外折旧开支、多个投资资本项目的完成及某些资产的使用年限缩短所致，但与出售资产相关的折旧开支减少部分抵销了该等开支。

76
目录表
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资产销售损益和资产减值净额

2021年资产出售和资产减值的净亏损主要包括(I)由于市场状况变化导致对我们服务的需求减少，在第三季度确认的与某些原油储存终端资产减记有关的约2.2亿美元非现金减值费用，(Ii)与我们的松林草原和南松天然气储存设施在第二季度分类为出售时减值有关的约4.75亿美元非现金减值费用(这些资产于2021年8月出售)，及(Iii)第二季度确认的1.06亿美元与资产交换协议(“资产交换”)有关的收益，该协议涉及出售我们的Milk River原油管道，以换取Empress某些天然气加工厂的额外权益。

截至2020年12月31日止年度的资产出售和资产减值净亏损包括(I)持有和使用资产的非现金减值损失约5.41亿美元，与(A)某些管道和其他长期资产的减记有关，原因是当前的宏观经济和地缘政治状况，包括由新冠肺炎大流行导致需求下降和供应过剩导致的油价暴跌，以及不断变化的市场状况和预期某些地区的原油产量下降。及(B)闲置或未充分利用的资产，并已确定未来不太可能有机会收回我们对该等资产的投资；及(Ii)与出售资产有关的净亏损约1.78亿美元，包括分类为待售资产时确认的非现金减值。

截至2019年12月31日的年度的资产出售和资产减值净亏损主要是由出售北达科他州一个存储终端的亏损推动的。

有关这些资产出售和资产减值的更多信息，请参阅我们的合并财务报表的附注6和附注7。

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，请参阅我们的合并财务报表附注8。

非合并实体投资收益/(减值)净额

在截至2020年12月31日的年度内，我们确认了与减记我们在未合并实体的某些投资有关的2.02亿美元的亏损。此外，我们还确认了与出售萨德尔霍恩管道公司10%股权有关的2100万美元收益。

在截至2019年12月31日的年度内，我们确认了与公允价值调整相关的2.69亿美元的非现金收益，这是由于计入了我们在Capline管道系统的未分割共同权益对Capline管道公司LLC的股权的贡献。有关我们的未合并实体的更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注9。

利息支出

利息支出主要受以下因素影响：

•我们的加权平均债务余额；
•固定利率债务的水平和期限以及与之相关的利率；
•市场利率和我们的利率对冲活动；以及
•按资本项目资本化的利息。

77
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下表汇总了影响利息费用差异的组件(除百分比外，以百万计)：

平均值
伦敦银行同业拆借利率
加权平均
利率(1)
截至2019年12月31日止年度的利息开支$425 2.2 %4.4 %
资本化利率下降的影响10 
信贷安排和商业票据计划下借款的影响3 
优先票据的发行和注销的影响(4)
其他2 
截至2020年12月31日止年度的利息开支$436 0.5 %4.1 %
优先票据的发行和注销的影响(13)
信贷安排和商业票据计划下借款的影响(4)
资本化利率下降的影响6 
截至2021年12月31日止年度的利息开支$425 0.1 %4.2 %
(1)不包括承诺费和其他费用。

有关本公司所列期间的债务和相关活动的更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注11。

其他收入，净额

下表汇总了影响其他收入净额的组成部分(以百万为单位)：

截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
与我们首选的分销率重置选项的按市值调整相关的收益(1)
$14 $20 $2 
外币重估净收益 (2)
3 13 15 
其他2 6 7 
$19 $39 $24 
(1)有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注13。
(2)本年度的活动主要与美元兑加元汇率变动对公司间非长期净投资部分的影响有关。

所得税(费用)/福利

截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度相比，净不利所得税差异主要是由于我们加拿大业务的收入增加所致。

与截至2019年12月31日止年度相比，截至2020年12月31日止年度的净有利所得税差异主要是由于加拿大业务的应课税收益下降，以及受加拿大业务按市值计价的衍生产品估值波动的影响，收入同比下降所致，但因加拿大艾伯塔省税率降低而于2019年第二季度确认约6,000万美元的递延税项优惠，部分抵销了这一差额。

非控制性 利益

截至2021年12月31日止年度的非控股权益应占金额较截至2020年12月31日止年度增加，原因是二叠纪合资公司于2021年10月成立。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注7。

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非公认会计准则财务指标

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、债务偿还、普通股回购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、折旧及摊销前的盈利(包括按比例计提折旧及摊销，包括与已注销项目有关的减值、未合并实体的资产减值、商誉减值损失及未合并实体投资的收益及减值，经若干影响可比性的选定项目调整(“经调整EBITDA”)、可归属于PAA的经调整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)。

我们对某些非公认会计准则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、可归因于PAA的调整后EBITDA和隐含的DCF被调整为净收益/(亏损)，自由现金流量和分配后的自由现金流量被调整为经营活动提供的现金净额，这是根据公认会计准则报告的最直接可比指标，应该作为我们的综合财务报表和附注的补充而不是替代。有关自由现金流和分配后自由现金流的更多信息，请参阅“-流动性和资本资源-流动性衡量”。

绩效衡量标准

管理层认为，列报调整后的EBITDA、可归因于PAA的调整后EBITDA和隐含的DCF为投资者提供了有关我们经营业绩和结果的有用信息，因为当这些指标用于补充相关的GAAP财务指标时，(I)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额外信息，(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指标在评估我们和我们的经营结果时有用。这些非公认会计准则措施可排除，例如，(1)预计将通过发行权益工具结清的债务的费用，(2)与另一时期的基础活动有关的衍生工具的损益(或从前一时期冲销此类调整)，与投资活动有关的衍生工具的损益(如购买LINFILFILL)和存货估值调整，(3)长期存货成本调整, (Iv)不能反映我们的核心经营业绩的项目和/或(V)我们认为在理解我们的核心经营业绩时应剔除的其他项目。这些措施可能会进一步调整，以计入与最低数量承诺相关的亏空金额，据此，我们已向交易对手支付亏空债务，并在我们的综合财务报表中将此类金额确认为“其他流动负债”中的递延收入。这类金额是在扣除后来确认为收入的适用金额后列报的。我们将所有这类项目定义为“影响可比性的选定项目”。我们不一定认为我们选定的影响可比性的所有项目都是非经常性、罕见或不寻常的，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至关重要。

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期间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、资产剥离、投资资本项目和许多其他因素的变化造成的，如“-经营部门分析”中所述。

下表列出了调整后的EBITDA、可归因于PAA的调整后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：


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方差
截至十二月三十一日止的年度：2021-20202020-2019
202120202019$%$%
净收益/(亏损)$648 $(2,580)$2,180 $3,228 125 %$(4,760)(218)%
利息支出，净额425 436 425 (11)(3)%11 3 %
所得税支出/(福利)73 (19)66 92 484 %(85)(129)%
折旧及摊销774 653 601 121 19 %52 9 %
(收益)/资产出售和资产减值损失，净额592 719 28 (127)(18)%691 **
商誉减值损失— 2,515 — (2,515)(100)%2,515 不适用
未合并实体投资的收益/减值，净额
(2)182 (271)(184)(101)%453 167 %
未合并实体的折旧和摊销(1)
123 73 62 50 68 %11 18 %
影响可比性的精选项目：
衍生工具活动和存货估值调整的收益/损失(271)480 160 (751)**320 **
长期存货成本调整(94)44 (20)(138)**64 **
最低数量承诺下的不足之处，净额(7)74 (18)(81)**92 **
权益指数化薪酬支出19 19 17 — **2 **
外币重估净额(损益)(4)(3)14 (1)**(17)**
901线路事故15 — 10 15 **(10)**
与交易相关的巨额费用16 3 — 13 **3 **
影响可比性的部分项目--分部调整后的EBITDA(2)
(326)617 163 (943)**454 **
衍生产品活动的收益(3)
(14)(20)(2)6 **(18)**
外币重估净收益 (4)
(3)(13)(15)10 **2 **
提前偿还优先票据的净收益(5)
— (3)— 3 **(3)**
影响可比性的部分项目--调整后的EBITDA (6)
(343)581 146 (924)**435 **
调整后的EBITDA(6)
$2,290 $2,560 $3,237 $(270)(11)%$(677)(21)%
可归因于非控股权益的调整后EBITDA(7)
(94)(14)(10)(80)**(4)(40)%
可归因于PAA的调整后EBITDA$2,196 $2,546 $3,227 $(350)(14)%$(681)(21)%
调整后的EBITDA(6)
$2,290 $2,560 $3,237 $(270)(11)%$(677)(21)%
扣除某些非现金项目后的利息支出 (8)
(401)(415)(407)14 3 %(8)(2)%
维修资本(9)
(168)(216)(287)48 22 %71 25 %
非控制性权益投资资本(10)
(9)— — (9)不适用— 不适用
当期所得税支出(50)(51)(112)1 2 %61 54 %
来自未合并实体的分配超过/(少于)调整后的股本收益(11)
16 13 (49)3 **62 **
对非控股权益的分配(12)
(14)(10)(6)(4)(40)%(4)(67)%
隐含DCF$1,664 $1,881 $2,376 $(217)(12)%$(495)(21)%
优先单位现金分配(12)
(198)(198)(198)
普通单位持有人可使用的隐含DCF$1,466 $1,683 $2,178 
普通单位现金分配 (12)
(517)(655)(1,004)
隐含的贴现现金流过剩(13)
$949 $1,028 $1,174 
**表示差异作为百分比没有意义。
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(1)在审核调整后EBITDA时，我们不包括未合并实体折旧和摊销费用(包括与被取消项目相关的减记)的比例份额，类似于我们的合并资产。
(2)有关这些影响可比性的选定项目的更详细讨论，请参阅我们合并财务报表附注20中的分部调整后EBITDA调节表的脚注。
(3)我们的A系列优先股的优先分配率重置选项作为嵌入衍生工具入账，并在我们的合并财务报表中按公允价值记录。相关的收益和损失不是我们结果的组成部分，因此被归类为影响可比性的选定项目。有关首选分配率重置选项的更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注13。
(4)于本报告所述期间，加元兑美元的价值出现波动，导致结算外币交易的汇兑损益以及以外币计值的货币资产和负债重估。相关的收益和损失不是我们结果的组成部分，因此被归类为影响可比性的选定项目。
(5)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，请参阅我们的合并财务报表附注11。
(6)其他收入/(费用)，根据我们的综合经营报表净额，经影响可比性的选定项目调整后(“调整后其他收入/(费用)，净额”)包括在调整后的EBITDA中，不包括在部门调整后的EBITDA中。
(7)反映可归因于二叠纪合资企业和红河管道有限责任公司非控股权益的金额。
(8)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。
(9)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。
(10)可归因于非控股权益的投资资本支出，减少了PAA普通股持有人可获得的隐含DCF。
(11)由从未合并实体收到的现金分配减去未合并实体的权益收益(根据我们按比例分摊的折旧和摊销，包括与取消项目相关的减记以及影响未合并实体可比性的部分项目进行调整)组成。
(12)列报所列期间内支付的现金分配。
(13)超额的贴现现金流被保留，以建立用于偿还债务、未来分配、股权回购、资本支出和其他合伙目的的准备金。

运营细分市场的分析

我们通过两个运营部门管理我们的业务：原油和天然气。我们的CODM(我们的首席执行官)根据各种衡量标准评估部门业绩，包括部门调整后的EBITDA、部门业务量和维护资本投资。

我们将分段调整后的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)部门一般和行政费用，加上(D)我们在未合并实体折旧和摊销费用(包括与被取消项目有关的减记)中的比例份额，进一步调整(E)某些选定项目，包括(I)与另一个时期的基础活动相关的衍生工具的市值(或从上一时期冲销此类调整)，与投资活动有关的衍生工具损益(例如购买管线填充物)及存货估值调整(视何者适用而定)：(Ii)长期存货成本调整；(Iii)预期将于发行股本工具时结清的债务的费用；(Iv)与最低数量承诺相关的金额，扣除其后确认为收入的适用金额；及(V)我们的首席营运官认为对了解本公司核心业务营运表现不可或缺的其他项目；及(F)剔除可归因于非控制权益的所有先前项目(“可归因于非控制权益的经调整EBITDA”)。有关分段调整后EBITDA与可归因于PAA的净收益/(亏损)的对账，请参阅我们的合并财务报表附注20。

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就我们的商人活动而言，我们的原油和NGL部门可能会就产品的购买或销售以及产品的运输、终端或储存等服务进行部门间交易。部门间交易的费率与向第三方收取的费率或我们认为接近市场的费率相似。合并中取消了部门间活动，我们认为关于这些比率的估计是合理的。此外，我们的部门运营及一般和行政费用反映了每个部门应占的直接成本；然而，我们也根据管理层对该期间业务活动的评估在各部门之间分配某些运营费用以及一般和行政管理费用。按部门划分的比例分配需要管理层作出判断，今后可能会根据每个期间存在的业务活动进行调整。我们认为，有关这些拨款的估计数是合理的。

我们加拿大子公司的收入和支出使用加元作为其功能货币，按当月的现行平均汇率换算。

原油段

我们的原油业务通常包括使用管道、收集系统、卡车收集和运输原油，有时还使用驳船或火车车厢收集和运输原油，此外还利用我们在美国和加拿大的综合资产提供码头、储存和其他设施相关服务。我们的资产服务于第三方，也得到了我们的商家活动的支持。我们的商人活动包括购买原油供应，并将我们资产上的这些供应转移到销售地点，包括我们的码头、连接第三方的承运人、地区枢纽或炼油厂。我们的商业活动受我们的风险管理政策约束，可能包括使用衍生工具来对冲我们的风险敞口。

我们的原油部门的收入来自关税、管道运力协议和其他运输费、按月和多年储存和终止协议以及销售收集和大宗购买的原油。我们管道系统的关税和其他费用通常以运输量为基础，并因接收点和传送点而异。我们的终端和存储服务费用是根据容量租赁和吞吐量计算的。一般而言，我们的商人活动的结果受(I)我们的租赁收集原油采购量的增加或减少以及(Ii)市场状况的整体强弱和波动的影响，包括地区差异和时间差。此外，执行我们的风险管理策略与我们的资产相结合，可以在某些市场提供上行空间。分部结果还包括运营原油资产的直接固定和可变现场成本，以及间接运营成本的分配。

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下表列出了我们原油部门的经营业绩：

方差
经营业绩(1)
(单位为百万，每桶数据除外)
截至十二月三十一日止的年度：2021-20202020-2019
202120202019$%$%
收入$40,470 $22,199 $31,655 $18,271 82 %$(9,456)(30)%
采购及相关费用(37,540)(19,712)(28,227)(17,828)(90)%8,515 30 %
现场运营成本(824)(876)(1,064)52 6 %188 18 %
分部一般和行政费用 (2)
(221)(205)(216)(16)(8)%11 5 %
未合并实体的权益收益
274 355 388 (81)(23)%(33)(9)%
调整(3):
未合并实体的折旧和摊销
123 73 62 50 68 %11 18 %
衍生工具活动和存货估值调整的收益/损失(252)259 180 (511)**79 **
长期存货成本调整
(67)43 (35)(110)**78 **
最低数量承诺下的不足之处，净额
(7)74 (18)(81)**92 **
权益指数化薪酬支出
19 19 17 — **2 **
外币重估净额(损益)
(3)(2)11 (1)**(13)**
901线路事故
15 — 10 15 **(10)**
与交易相关的巨额费用
16 3 — 13 **3 **
可归因于非控股权益的调整后EBITDA(94)(14)(10)(80)**(4)**
分部调整后的EBITDA$1,909 $2,216 $2,753 $(307)(14)%$(537)(20)%
维修资本$100 $171 $248 $(71)(42)%$(77)(31)%

方差
平均材积截至十二月三十一日止的年度：2021-20202020-2019
202120202019卷数%卷数%
关税活动量(4)
原油管道关税数量(按地区)：
二叠纪盆地(5)
4,412 4,427 4,690 (15)— %(263)(6)%
南得克萨斯州/鹰福特(5)
326 380 446 (54)(14)%(66)(15)%
中大陆(5)
455 379 498 76 20 %(119)(24)%
墨西哥湾沿岸158 134 165 24 18 %(31)(19)%
落基山(5)
332 245 293 87 36 %(48)(16)%
西式236 223 198 13 6 %25 13 %
加拿大286 294 323 (8)(3)%(29)(9)%
原油管道关税活动总量6,205 6,082 6,613 123 2 %(531)(8)%
商业原油储存能力(5)(6)
73 79 76 (6)(8)%3 4 %
原油租赁采购量 (4) (7)
1,330 1,174 1,162 156 13 %12 1 %
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**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)分部的一般和行政费用反映了每个分部的直接成本以及分部的其他费用分配。按部门进行的比例分配需要管理层作出判断，并以每个期间存在的业务活动为基础。
(3)代表我们的CODM在评估分部结果时使用的绩效衡量中包含的调整。有关此类调整的其他讨论，请参阅我们的合并财务报表附注20。
(4)日均流量以每天数千桶为单位，计算方法为全年总流量(归因于我们对未合并实体或未分割共同权益所拥有的管道的权益)除以一年中的天数。与收购相关的交易量是我们实际拥有资产的天数除以期间的天数的总交易量。
(5)包括来自未合并实体拥有的资产的数量(可归因于我们的利益)。
(6)月平均产能(以百万桶/天为单位)，计算方法为全年总产量除以全年月数。
(7)于截至2021年、2020年及2019年12月31日止年度，二叠纪盆地分别购入约1,038,000桶/日、862/日及767桶/日。

分部调整后的EBITDA

截至2021年12月31日止年度，原油分部经调整EBITDA较截至2020年12月31日止年度下降，主要是由于2021年原油市况对我们的商人活动不利(主要与期货溢价下降及持续压缩的地区基差有关)。此外，2021年期间受到资产出售的负面影响。这些影响被较低的现场运营成本和我们的管道资产略有增加所部分抵消。

截至2020年12月31日止年度，原油分部调整后EBITDA较截至2019年12月31日止年度下降，主要是由于2020年我们的商人活动整体上不太有利的原油市场状况(压缩的地区基础差额，部分被期货溢价的有利影响抵销)，以及新冠肺炎疫情的影响导致管道流量下降，但因现场运营成本下降而部分抵消。

分部调整后EBITDA的各个组成部分将在下文进一步讨论。

收入，扣除购买和相关成本的净额(“收入净额”)和未合并实体的权益收益。以下是对2021年、2020年和2019年可比期间影响未合并实体净收入和股权收益的重要项目的讨论。

•新冠肺炎的冲击。美国原油产量在2021年企稳，虽然下半年开始增加，但平均而言，美国原油产量略低于2020年的平均水平。2020年，由于疫情大幅减少了对原油的需求，美国的原油日产量比2019年的平均水平低了近100万桶。

这些因素导致2020年我们运营的大部分地区的管道运输净收入与2019年相比有所下降，不利的市场条件以及2020至2021年期间我们商业活动的收益下降，突出表现为不太有利的原油差价，特别是二叠纪盆地原油价值与墨西哥湾沿岸市场之间的差价。这些不利条件部分被期货溢价市场条件的有利影响所抵消，2020年和2021年期间的影响程度较小。

•冬季风暴乌里。2021年2月发生的极端冬季天气事件(冬季风暴URI)导致工厂关闭，进一步加剧了与新冠肺炎疫情相关的重启生产对我们管道产量的影响。由此产生的对我们收入的不利影响被电力成本降低对股本收益和现场运营成本的有利影响所抵消，如下文进一步讨论的那样。

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•未合并实体的权益收益。未合并实体拥有的管道的流量也受到与新冠肺炎大流行相关的产量下降的负面影响，对于位于二叠纪盆地和南得克萨斯州/鹰福特地区的管道来说，2021年冬季风暴URI的影响也产生了负面影响。交易量下降对股票收益的不利影响被较低的电力成本部分抵消，包括与冬季风暴URI导致的对冲电力成本相关的收益的影响。

此外，2021年期间的股本收益受到以下因素的负面影响：(1)与取消基本建设项目相关的成本的注销；(2)与2021年第一季度投入使用的Wink to Webster管道第一阶段相关的折旧费用和过渡成本。这类费用包括在上表“未合并实体的折旧和摊销”项中，作为调整，以达到分段调整后的EBITDA。

•最小成交量承诺。2020年，我们的管道和未合并实体拥有的管道的部分产量较低，得到了最低产量承诺的覆盖，其中一些承诺有补充权。对于有补充权的合同，虽然已收到与数量不足有关的付款，但收益要到未来期间才确认，要么是补足差额，要么是托运人的补充权到期，或者是确定其利用补充权的能力很低。这种不足之处在上表中反映为“调整”，在下文“-调整—最低数量承诺下的不足之处，净额。”

•资产出售。与2020年相比，2021年的储存和终端费受到(I)2021年8月我们的天然气储存设施和(Ii)2020年10月我们的洛杉矶盆地终端出售的不利影响。

现场运营成本。与截至2020年12月31日的年度相比，截至2021年12月31日的年度外地业务成本减少，主要原因是：(1)电力成本降低，包括与冬季风暴URI造成的对冲电力成本相关的收益的影响，(Ii)薪酬成本下降，原因是员工人数减少以及2021年8月我们的天然气储存设施和2020年10月洛杉矶盆地码头的销售，(Iii)长途第三方卡车运输成本降低，公司人员和卡车成本下降，因为我们更多的供应连接到管道并从卡车上取下，以及(Iv)精简已导致可变成本减少的努力。这些有利的影响被(I)部分抵消增量运营成本从…二叠纪合资企业和(Ii)与901号线事故相关的额外估计成本(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”)。

与截至2019年12月31日的年度相比，截至2020年12月31日的年度的现场运营成本减少的主要原因是：(I)由于运量减少，可变成本减少，(Ii)维护和完整性管理活动减少，主要是由于基于风险的数据应用促进了间隔变化，(Iii)我们铁路终点站的活动减少，(4)长途第三方卡车运输成本的下降，以及公司人员和卡车成本的下降，因为我们更多的供应连接到管道并从卡车上取下，以及(5)2019年确认的与901线事故相关的额外估计成本(这影响现场运营成本，但不包括在分段调整后的EBITDA中，因此在上表中反映为“调整”)。这些有利影响被2020年投入使用的资产可归因于更高的物业税和房地产估值上升所部分抵消。

分部一般和管理费用。有关一般和行政费用的讨论，请参阅上文“--合并结果”一节。

调整。以下是对分部调整EBITDA计算中包含的调整的讨论，这是我们的CODM在评估分部结果时使用的业绩衡量标准。

•最低数量承诺下的不足之处，净额。过去几年制定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：(1)装运并按规定数量付款，或(2)按商定的最低合同量价格付款。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，但将调整记录下来，以反映与分段调整后EBITDA中的本期活动相关的金额。我们随后确认收入，并在不足数量交付或发运时、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。上表中作为“调整”列示的数额反映了净调整数
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本期间递延收入和本期间已确认的先前递延收入的冲销。

•某些衍生产品活动和存货估值调整的影响。某些衍生工具活动对本公司净收入的影响包括与另一期间的相关活动有关的某些衍生工具所产生的按市值计价及其他损益(或先前期间按市值计价的损益逆转)、与投资活动有关的衍生工具的损益(如购买LINFILL)及存货估值调整(视乎情况而定)。有关我们的衍生品和风险管理活动的全面讨论，请参阅我们的合并财务报表附注13。这些损益影响我们的净收入，但不包括在分段调整后的EBITDA中，因此在上表中反映为“调整”。

•长期库存成本调整。我们的净收入受到我们的原油库存池加权平均成本变化的影响，这些变化是由于期间的价格变动造成的。这些成本调整涉及满足我们在第三方资产中的最低库存要求所需的长期库存以及我们的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进行这一库存。这些成本调整会影响我们的净收入，但不包括在分段调整后的EBITDA中，因此在上表中反映为“调整”。

•外汇影响。我们的净收入受到加元兑美元价值波动的影响，导致在我们的加拿大业务中实现外汇交易结算的汇兑损益，以及以外币计价的货币资产和负债的重估。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”。

维修资本。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。截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度以及2020和2019年的可比期间相比，维护资本减少是由于时间变化、多年可靠性改进计划的完成、更新的监管指导的应用以及拖拉机拖车租赁买断减少等因素。截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度相比有所下降，这也是由于我们的天然气储存设施和洛杉矶盆地终端的销售。

NGL网段

我们的NGL部门业务涉及天然气加工和NGL分馏、储存、运输和终止。我们的NGL收入主要来自(I)向第三方客户收费提供收集、分离、存储和/或终止服务，以及(Ii)从我们Empress跨站工厂加工的气流中提取NGL混合供应，以及获得NGL混合供应，这些混合供应随后被运输、储存和分馏成成品并出售给客户。

一般而言，我们的分部业绩受到以下因素的影响：(I)天然气销售量的增加或减少；(Ii)市场状况的整体强弱和波动，包括天然气价格与开采出的天然气之间的差异，以及区位差异和时间差异；以及(Iii)竞争对我们的NGL利润率的影响。此外，我们利用各种风险管理策略来管理我们的商品敞口。

我们的NGL业务对天气相关的需求非常敏感，尤其是在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需求产生重大影响，从而影响我们的财务业绩，以及将五个月采暖旺季一分为二的财务报告期之间的比较业绩的影响。
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下表列出了我们NGL部门的运营结果：

方差
经营业绩(1)
(单位为百万，每桶数据除外)
截至十二月三十一日止的年度：2021-20202020-2019
202120202019$%$%
收入$1,968 $1,360 $2,439 $608 45 %$(1,079)(44)%
采购及相关费用
(1,324)(988)(1,650)(336)(34)%662 40 %
现场运营成本
(241)(200)(239)(41)(21)%39 16 %
分部一般和行政费用(2)
(71)(66)(81)(5)(8)%15 19 %
调整(3):
衍生工具活动和存货估值调整的收益/损失
(19)221 (20)(240)**241 **
长期存货成本调整
(27)1 15 (28)**(14)**
外币重估净额(损益)
(1)(1)3 — **(4)**
分部调整后的EBITDA
$285 $327 $467 $(42)(13)%$(140)(30)%
维修资本
$68 $45 $39 $23 51 %$6 15 %

方差
截至十二月三十一日止的年度：2021-20202020-2019
平均产量(以每天数千桶为单位)(4)
202120202019卷数%卷数%
NGL分馏
129 129 144 — — %(15)(10)%
NGL管道运价179 184 192 (5)(3)%(8)(4)%
NGL销售
141 144 207 (3)(2)%(63)(30)%
**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)分部的一般和行政费用反映了每个分部的直接成本以及分部的其他费用分配。按部门进行的比例分配需要管理层作出判断，并以每个期间存在的业务活动为基础。
(3)代表我们的CODM在评估分部结果时使用的绩效衡量中包含的调整。有关此类调整的其他讨论，请参阅我们的合并财务报表附注20。
(4)日均流量的计算方法为全年总流量(归因于我们对管道和设施拥有不可分割的共同利益)除以一年中的天数。

分部调整后的EBITDA

NGL分部调整后EBITDA于截至2021年12月31日止年度较截至2020年12月31日止年度减少，主要是由于(I)电力成本上升及(Ii)加拿大子公司于2021年期间获得较低的工资补贴，但被(Iii)天然气价格与开采出的NGL之间较高的已实现分馏利差(“裂解利差”)的有利影响部分抵销。

NGL分部调整后EBITDA于截至2020年12月31日止年度较截至2019年12月31日止年度下降，主要是由于(I)2020年第四季度天气转暖、(Ii)裂解价差减弱及(Iii)NGL供应减少而导致NGL销售利润率下降所致。这些不利影响被我们加拿大子公司在2020年期间获得的工资补贴的有利影响部分抵消。
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以下进一步讨论了分段调整后EBITDA的各个组成部分：

净收入。以下是对2021年、2020年和2019年可比期间影响净收入的重要项目的讨论。

•我们NGL业务的净收入，不包括衍生活动和库存估值以及长期库存成本调整的影响，与截至2020年12月31日的年度相比略有增长，原因是已实现的FRC利差增加，但部分被多年期合同到期后2020年未支付短缺的有利影响所抵消。

•与截至2019年12月31日的年度相比，我们在截至2020年12月31日的年度内来自NGL活动的净收入下降，这主要是由于(I)2020年第四季度天气转暖，(Ii)裂解价差减弱，(Iii)通过我们皇后跨境工厂的边界流量减少导致NGL供应减少，(Iv)2019年第四季度和2020年第二季度销售某些NGL存储终端的影响，以及(V)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，部分被(6)多年期合同到期后在2020年收到欠款的有利影响所抵消。

现场运营成本。与2020年12月31日相比，截至2021年12月31日的年度现场运营成本增加，主要原因是(I)与我们的Empress跨境工厂所有权增加以及电价上涨相关的电力成本增加，(Ii)补偿成本增加，包括我们加拿大子公司获得较低的工资补贴，以及(Iii)与我们的萨斯喀彻温堡工厂2021年9月底发生的运营事故相关的成本。

与2019年12月31日相比，截至2020年12月31日止年度的现场营运成本下降，主要是由于(I)有利的天然气及电价变动令电力成本下降，(Ii)补偿成本减少，主要受惠于我们的加拿大子公司获得工资补贴，(Iii)剥离若干NGL储存终端，以及(Iv)透过基于风险的数据应用促进间隔变动，导致完整性管理及维护活动减少。这些有利影响被2020年期间燃油对冲按市价计价的较低收益部分抵消(这会影响现场运营成本，但不包括在分部调整后的EBITDA中，因此在上表中反映为“调整”)。

分部一般和管理费用。有关一般和行政费用的讨论，请参阅上文“--合并结果”一节。

调整。以下是对分部调整EBITDA计算中包含的调整的讨论，这是我们的CODM在评估分部结果时使用的业绩衡量标准。

•某些衍生产品活动和存货估值调整的影响。某些衍生工具活动对本公司净收入的影响包括与另一期间的相关活动有关的某些衍生工具所产生的按市值计价及其他损益(或先前期间按市值计价的损益逆转)、与投资活动有关的衍生工具的损益(如购买LINFILL)及存货估值调整(视乎情况而定)。有关我们的衍生品和风险管理活动的全面讨论，请参阅我们的合并财务报表附注13。这些损益影响我们的净收入，但不包括在分段调整后的EBITDA中，因此在上表中反映为“调整”。

•长期库存成本调整。我们的净收入受到期间价格变动导致的NGL库存池加权平均成本变化的影响。这些成本调整涉及满足我们在第三方资产中的最低库存要求所需的长期库存以及我们的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进行这一库存。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”。

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维修资本。与截至2020年12月31日的年度相比，截至2021年12月31日的年度的维护资本支出增加，主要是由于(I)萨斯喀彻温堡工厂的维修成本，(Ii)与我们皇后跨座式工厂所有权增加相关的额外项目，以及(Iii)我们萨尼亚工厂的各种维护资本项目，这些项目是通过停运检查确定的。

流动性与资本资源

一般信息

我们的主要流动性来源是(I)经营活动的现金流和(Ii)我们信贷安排或商业票据计划下的借款。此外，我们可以用出售资产所得的收益来补充这些主要的流动性来源，并在过去利用出售股权和债务证券所得的资金。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，其他开支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，以及(V)分配给我们的单位持有人。此外，我们可以使用现金回购普通股。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作为短期需求的资金和/或发行额外的股本或债务证券和出售资产。

截至2021年12月31日，尽管我们有9500万美元的营运资本赤字，但我们有超过30亿美元的流动资金可用于满足我们持续的运营、投资和融资需求，但必须继续遵守公约，如下所示(以百万计)：

自.起
2021年12月31日
优先无担保循环信贷安排下的可获得性(1) (2)
$1,296 
高级担保套期保值库存工具下的可用性(1) (2)
1,306 
商业票据计划下的未偿还金额— 
小计2,602 
现金和现金等价物449 
总计$3,051 
(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能力。
(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5400万美元和4400万美元的未偿还信用证。

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取决于对契约的持续遵守，如下所述。我们的借贷能力和借贷成本也受到我们的信用评级的影响。见第1A项。风险因素--与我们的业务相关的风险--失去我们的投资级信用评级或接受开放信贷的能力，可能会对我们的借款成本、购买原油、天然气和天然气供应的能力或利用市场机会的能力产生负面影响。

我们相信，我们有并将继续有能力利用我们的商业票据计划和信贷安排，以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，我们有足够的流动资产、经营活动的现金流和我们信贷协议下的借款能力，以满足我们的财务承诺、偿债义务、或有事项和预期的资本支出。然而，我们面临可能对我们的现金流产生不利影响的业务和运营风险，包括金融市场长期中断和/或与新冠肺炎疫情相关的当前宏观经济和地缘政治条件和/或欧佩克行动导致的能源价格波动。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。见第1A项。“风险因素”，以进一步讨论可能影响我们的流动性和资本资源的风险。

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信贷协议、商业票据计划和契约

我们有三种主要的信贷安排，用来满足我们的短期现金需求。其中包括我们于2026年到期的13.5亿美元优先无担保循环信贷安排，2024年到期的13.5亿美元优先担保对冲库存安排，以及由我们的循环信贷安排和我们的对冲库存安排支持的27亿美元无担保商业票据计划。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)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。只要我们遵守我们的信贷协议中的规定，我们分发可用现金的能力就不受限制。截至2021年12月31日，我们遵守了信贷协议和契约中包含的契约。

流动性措施

管理层使用非公认会计准则财务计量自由现金流量和分配后自由现金流量来评估可用于分配、债务偿还、普通股回购和其他一般合伙目的的现金金额。自由现金流量定义为经营活动提供的现金净额，减去投资活动提供/(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销售管线填充物的影响，扣除出售资产的收益，并进一步受到非控制权益分配、贡献和出售收益的影响。自由现金流由于向我们的优先和普通单位持有人支付的现金分配而进一步减少，以便在分配后达到自由现金流。

下表列出了非公认会计准则财务流动性衡量标准自由现金流量和从经营活动提供的现金净额分配后的自由现金流量的对账情况(单位：百万)：

截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
经营活动提供的净现金$1,996 $1,514 $2,504 
对业务活动提供的现金净额与自由现金流进行调整：
投资活动提供/(用于)的现金净额386 (1,093)(1,765)
非控制性权益的现金贡献1 12 — 
支付给非控制性权益的现金分配(1)
(14)(10)(6)
出售一家子公司的非控股权益— — 128 
自由现金流$2,369 $423 $861 
现金分配(2)
(715)(853)(1,202)
分配后自由现金流$1,654 $(430)$(341)
(1)列报所列期间内支付的现金分配。
(2)在本报告所述期间，向我们优先和普通单位持有人支付的现金分配。

经营活动现金流

来自经营活动的现金流的主要驱动因素是(I)收取与销售原油、液化天然气和其他产品、有偿运输原油和其他产品以及有偿提供储存和终端服务有关的金额，以及(Ii)支付与购买原油、液化天然气和其他产品有关的金额和其他费用，主要是现场运营成本、一般和行政费用以及利息支出。

在期货溢价市场时期，即未来交货的原油价格高于当前价格时，原油储存可能会对经营活动的现金流产生重大影响。在我们为储存的原油付款的那个月，我们通过我们的信贷安排或商业票据计划(或使用手头的现金)借入资金来支付原油，这对运营现金流产生了负面影响。相反，在我们从出售储存的原油中收取现金的期间，来自经营活动的现金流增加。同样，在期末储存和持有供转售的NGL和其他产品库存水平也会影响我们经营活动的现金流。

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在市场不处于期货溢价的时期，我们通常在购买原油的同一个月出售原油，我们不依赖信贷安排或商业票据计划下的借款来支付原油。在这种市况下，我们的应付账款和应收账款通常是同步变动的，因为我们在同一个月，也就是此类活动之后的下一个月支付和接收原油买卖的付款。在我们建立库存的期间，无论市场结构如何，我们可能会依靠我们的信贷安排或商业票据计划来支付库存。此外，我们使用衍生工具来管理与我们的商品买卖相关的风险。因此，我们的经营活动的现金流可能会受到与我们的衍生活动相关的保证金要求的影响。有关我们的衍生品和风险管理活动的讨论，请参阅我们的合并财务报表附注13。

截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度，经营活动提供的现金净额分别约为20亿美元、15亿美元和25亿美元，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。

2021年期间，由于期货溢价市场的储存机会减少，我们减少了原油库存和NGL库存，以及作为我们对冲活动一部分的保证金余额，所有这些都减少了短期债务所需的资金。与这些活动有关的现金流入部分被本期结束时购买和储存的存货价格比2020年底高所抵消。

在2020年间，我们增加了期货溢价市场期间将储存的原油库存和预期2020-2021年采暖季节的NGL库存，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部分被本期末采购和储存的存货价格低于2019年底所抵消。业务活动提供的现金受到交易收到的现金的有利影响，这些交易的收入已递延，等待完成未来的履约义务。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注3。

2019年，我们的经营活动提供的现金受到出售NGL和我们持有的原油库存的收益以及NGL库存的加权平均价格低于上一年度金额的积极影响。

投资活动

资本支出

除了我们的运营需求外，我们还将现金用于投资资本项目、维护资本活动和收购活动。我们用经营活动、融资活动产生的现金和/或出售资产的收益为这些支出提供资金。在短期内，我们不打算发行普通股来为此类支出提供资金。下表汇总了我们的投资、维护和采购资本支出(单位：百万)：

截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
投资资本(1) (2)
$237 $921 $1,340 
维修资本(1)
168 216 287 
收购资本(3)
32 310 50 
$437 $1,447 $1,677 
(1)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”。
(2)包括未合并实体的缴款，按权益会计方法入账，与这些实体的投资资本项目有关。
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(3)2021年的收购资本是作为资产交换交易的一部分支付的现金对价。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注7。2020年的收购资本主要包括与收购Felix Midstream LLC有关的代价，Felix Midstream LLC是位于特拉华州盆地的原油收集系统。

投资资本项目

我们的投资资本计划包括对建立在我们核心资产和业务基础上的中游基础设施项目的投资。这些投资资本的大部分由高度签约的项目组成，这些项目补充了我们更广泛的系统能力，并支持行业价值链上下游部门的长期需求。下表汇总了我们对资本项目的投资(单位：百万)：

截至十二月三十一日止的年度：
项目202120202019
二叠纪盆地外卖管道项目(1)
$75 $292 $440 
互补的二叠纪盆地项目(2)
73 200 503 
长距离管道项目(非二叠纪)12 195 98 
选定的设施/下游项目 (3)
41 115 93 
其他项目36 119 206 
总计$237 $921 $1,340 
(1)代表具有二叠纪盆地外卖能力的管道项目，包括(I)我们在Wink to Webster管道的16%权益和(Ii)我们在仙人掌II管道的65%权益。
(2)包括与二叠纪合资企业中包括的资产相关的项目。
(3)包括我们在圣詹姆斯、库欣和萨斯喀彻温堡航站楼的项目。

预计2022年资本支出。截至2022年12月31日的一年，总投资资本预计约为3.3亿美元(我们的利息净额为2.75亿美元)。我们预计大约一半的投资资本支出将投资于二叠纪合资企业资产。此外，2022年的维护资本预计为2.2亿美元(我们的利息净额为2.1亿美元)。我们预计将主要通过留存现金流为2022年的投资和维护资本支出提供资金。

资产剥离

出售资产所得收益一般用于资助我们的投资资本项目和降低债务水平。下表汇总了过去三年中从资产剥离中获得的收益(单位：百万)：

截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
资产剥离所得收益(1) (2)
$875 $451 $205 
(1)代表扣除交易成本后的收益，包括营运资本调整。
(2)2020年的数额包括与2020年4月出售某些NGL终端有关的多年供应协议的收益。2019年的金额包括与2019年5月成立红河管道有限责任公司相关的收益。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注7和附注12。

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与战略交易有关的持续活动

我们一直在评估支持我们当前业务战略的潜在交易。过去，此类交易包括出售非核心资产、向战略合资伙伴出售部分资产权益、收购和大型投资资本项目。对于潜在的资产剥离或收购，我们可以进行拍卖过程或参与第三方进行的拍卖过程，或者我们可以与一个或有限数量的潜在买家(在剥离的情况下)或卖家(在收购的情况下)谈判交易。此类交易可能会对我们的财务状况和运营结果产生实质性影响。

我们通常在签署最终协议后才会宣布交易。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完成条件的制约，这些条件可能最终不会得到满足或放弃。因此，我们不能保证我们目前或未来在任何此类交易方面的努力将会成功，我们也不能保证我们对此类交易的财务预期最终会实现。见第1A项。风险因素--与我们的业务相关的风险--资产剥离和收购涉及可能对我们的业务产生不利影响的风险。“

融资活动

我们的融资活动主要涉及为投资资本项目、收购和债务到期日的再融资，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提供资金。

信贷安排下的借款和还款

在截至2021年12月31日的一年中，我们在信贷安排和商业票据计划下的净还款额为7.12亿美元。偿还净额主要来自经营活动的现金流和出售资产的收益，抵消了期内与资本投资、库存购买和其他一般合伙目的的资金需求有关的借款。

在截至2020年12月31日的一年中，我们在信贷安排和商业票据计划下的净借款为2.96亿美元。借款净额主要是由于本期间与采购库存和一般合伙目的的资金需要有关的借款。

在截至2019年12月31日的一年中，我们在信贷安排和商业票据计划下的净借款为4.18亿美元。净借款主要是由于本期间与一般伙伴关系目的的资金需求有关的借款所致。

在2021年8月出售我们的Pine Prairie和Southern Pines天然气储存设施方面，我们偿还了总计2亿美元的两个GO区定期贷款。有关出售我们的天然气储存设施的更多信息，请参见附注7。

高级附注

发行高级债券。我们在2021年期间没有发行任何优先无担保票据。在2020年和2019年期间，我们发行了下表摘要的优先无担保票据(单位：百万)：

年描述成熟性面值
毛收入
收益(1)
网络
收益(2)
2020优先债券以面值99.794%发行2030年9月$750 $748 $742 
(3)
2019优先债券发行利率3.55%，面值99.801%2029年12月$1,000 $998 $989 
(4)
(1)票据面值减去适用的溢价或折扣(在扣除初始购买者折扣、佣金和发售费用之前)。
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(2)票据面值减去适用的溢价或折扣、初始购买者折扣、佣金和发售费用。
(3)我们用此次发行的净收益偿还了2021年2月到期的5.00%优先债券的本金。
(4)我们用此次发行的净收益部分偿还了2019年12月到期的2.60%优先票据和2020年1月到期的5.75%优先票据的本金，并用于一般合伙目的。

偿还优先债券。我们在2021年期间没有偿还任何优先无担保票据。在2020年至2019年期间，我们全额偿还了以下优先无担保票据(单位：百万)：

年描述还款日
2020$6亿5.00%优先债券将于2021年2月到期2020年11月
(1)
2019总值5亿元的优先债券，将于2019年12月到期2019年11月
(2)
2019总值5亿元的优先债券，利率5.75%，2020年1月到期2019年12月
(2)
(1)我们用2020年6月发行的3.80%优先债券的收益和手头的现金偿还了这些优先债券。
(2)我们用2019年9月发行的3.55%优先票据的收益和手头现金偿还了这些优先票据。
此外，在截至2020年12月31日的年度内，我们在公开市场回购了1,700万美元的未偿还优先票据，并从这些交易中确认了300万美元的收益。

2022年1月，我们发出通知，表示打算提前赎回2022年6月到期的3.65%优先票据。

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，根据该声明，根据使用时的有效性，我们可以发行最多特定数量的债务或股权证券(“传统货架”)，根据该声明，截至2021年12月31日，我们有大约11亿美元的未售出证券可用。我们还可以访问通用货架注册声明(“WKSI货架”)，该声明使我们能够根据市场状况和我们的资本需求提供和出售无限量的债务和股权证券。2020年6月发行的7.5亿美元3.80%优先债券和2019年9月发行的10亿美元3.55%优先债券是在我们的WKSI货架下进行的。

普通股回购计划

2020年11月，PAgP董事会批准了一项5亿美元的普通股回购计划(“计划”)，作为向投资者返还资本的另一种方式。本计划授权根据适用的法规要求，通过公开市场购买或协商交易，不时回购最多5亿美元的我们的普通股和/或PAGP A类股票。最终，潜在回购活动的金额、时间和速度将由许多因素决定，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、我们的普通股和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购买特定数量的普通股或PAgP A类股票。任何回购的普通股或PAgP A类股将被注销。

在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内，我们通过公开市场购买分别回购了1810万和620万个普通单位，总购买价格分别为1.78亿美元和5000万美元，包括佣金和费用。截至2021年12月31日，该计划下的剩余可用容量为2.72亿美元。

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分发给我们的单位持有人

根据我们的合伙协议，在向我们的优先股持有者分配后，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我们的普通单位持有者。可用现金通常被定义为我们在每个季度末手头的所有现金和现金等价物减去我们普通合伙人为未来需求而建立的准备金。我们的财务储备水平是由我们的普通合伙人建立的，包括为我们的业务的正确开展(包括未来的资本支出和预期的信贷需求)、遵守法律或合同义务以及为我们的A系列和B系列优先单位持有人提供未来分配资金所需的储备。我们的可用现金还包括季度结束后借款产生的手头现金。参见第5项。“注册人普通单位市场、相关单位持有人事项和发行人购买股票证券--现金分配政策”，以了解有关分配的更多讨论。

分发给我们的A系列首选单位持有人。我们A系列优先股的持有者有权获得每单位0.525美元(年化每单位2.1美元)的季度分配，这取决于惯例的反稀释调整。在一定的限制下，在2021年1月28日之后，我们A系列优先股的持有者可以一次性选择重置分配率。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注12。

分发给我们的B系列首选单位持有人。我们B系列优先股的持有者有权在我们的普通合伙人宣布的情况下，从合法可用资金中获得适用的累积现金分配。到2022年11月15日(包括该日)，持有者有权获得相当于每单位每年61.25美元的分配，每半年在5月和11月15日拖欠。请参阅我们的合并财务报表附注12，以进一步讨论我们的B系列首选单位，包括2022年11月15日之后的分销率和付款日期。

分配给我们共同的单位持有人。2022年2月14日，我们支付了每普通单位0.18美元的季度分配(年化基础上每普通单位0.72美元)。截至2022年1月31日，向登记在册的普通单位持有人支付了总计1.27亿美元的分配，涉及截至2021年12月31日的季度。有关截至2021年12月31日的三年内支付的分配细节，请参阅我们的合并财务报表附注12。

对非控股权益的分配

对非控股权益的分配是指就非我们拥有的合并实体的利息支付的金额。截至2021年12月31日，我们子公司的非控股权益包括(I)二叠纪合资公司35%的权益及(Ii)红河管道有限责任公司33%的权益。有关在截至2021年12月31日的三年内支付给红河管道有限责任公司非控股权益的分配细节，请参阅我们的合并财务报表附注12。

二叠纪合资公司的初步分派约为1.55亿美元，于2022年第一季度支付，其中65%支付给我们，35%支付给非控股权益。后续分发将根据修改后的共享安排进行分配。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注7。

或有事件

有关可能影响我们的或有事项的讨论，请参阅我们的合并财务报表附注19。

承付款

关于我们的债务义务的信息，请参阅我们的合并财务报表的附注11，关于我们的租赁和其他承诺的信息，请参见附注19。
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购买义务

在正常经营过程中，我们根据合同向第三方购买原油和天然气，其中大部分合同的期限从30天常绿到5年不等，剩余期限长达14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付义务之间保持基本平衡的头寸。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有信誉的实体或提供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。

下表包括我们截至2021年12月31日的最佳估计和这些付款的时间(单位：百万)：

202220232024202520262027年及其后总计
原油、天然气和其他购买(1)
$22,842 $20,165 $19,215 $16,022 $15,215 $47,079 $140,538 

(1)金额主要基于2021年12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、天气条件、市场价格变化以及其他我们无法控制的条件。

信用证。关于我们的商人活动，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。在购买产品的当月，我们与这些购买义务有关的负债记录在资产负债表上的应付帐款中。一般来说，这些信用证的签发期限最长为70天，在每笔交易完成后终止。此外，我们还签发信用证，以支持保险计划、衍生品交易，包括与对冲相关的保证金义务，以及建筑活动。截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们分别拥有约9800万美元和1.29亿美元的未偿还信用证。

表外安排

我们没有S-K规则第303项定义的表外安排。

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对未合并实体的投资

我们投资了没有在我们的财务报表中合并的实体。其中某些实体是信贷安排下的借款人。我们既不是这些信贷安排下的联合借款人，也不是担保人。我们可以在任何时候选择向这些实体中的任何一个提供额外的资本金。下表列出了截至2021年12月31日有关这些实体的精选信息(未经审计，百万美元)：

实体运营类型我们的
所有权
利息		总计
实体
资产		现金总额
和
受限
现金		总计
实体
债务
BridgeTex管道公司原油管道20%$832 $31 $— 
仙人掌II管道有限责任公司
原油管道 (1)
65%$1,129 $45 $— 
卡普林管道公司原油管道54%$1,238 $9 $— 
钻石管道有限责任公司
原油管道(1)
50%$915 $11 $— 
鹰福特管道有限责任公司
原油管道(1)
50%$789 $33 $— 
鹰福特码头公司Corpus Christi LLC
原油码头和码头 (1)
50%$217 $5 $— 
Omog合资有限责任公司
原油管道(1)
40%$344 $10 $5 
萨德尔霍恩管道公司原油管道30%$639 $31 $— 
白色悬崖管道有限责任公司原油管道36%$463 $10 $— 
从眨眼到韦伯斯特管道有限责任公司原油管道16%$2,058 $9 $— 
其他投资$764 $39 $2 
(1)我们是资产的经营者。

关键会计政策和估算

在按照公认会计准则和美国证券交易委员会规则编制财务报表时，我们需要做出影响财务报表日已报告资产和负债额以及或有资产和负债披露的估计和假设。这些估计数和假设也影响报告所述期间报告的收入和支出数额。尽管我们认为这些估计是合理的，但实际结果可能与这些估计不同。我们定期评估我们的假设、判断和估计。我们还与董事会审计委员会讨论我们的关键会计政策和估计。

吾等认为，(I)收购资产及负债的估计公允价值及相关商誉及无形资产的确认、(Ii)衍生工具的公允价值、(Iii)应计及或有负债、(Iv)物业及设备、折旧及摊销费用及资产报废债务、(V)物业及设备的减值评估、对未合并实体及无形资产的投资及(Vi)存货估值对本公司综合财务报表的潜在影响最大。这些领域是我们业务成果的关键组成部分，基于复杂的规则，需要我们作出判断和估计。因此，我们认为这些是我们的关键会计政策和估计，下面将进一步讨论。有关我们所有重要会计政策的更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注2。

收购资产和负债的公允价值以及相关商誉和无形资产的确认。根据财务会计准则委员会(“FASB”)有关业务合并的指引，吾等于每次收购时将被收购实体的成本按收购当日的估计公允价值分配至收购的资产及承担的负债。如果合并发生时，企业合并的初始会计核算不完整，则将记录估计。除权益法投资的收购外，我们还支出与每次收购相关的交易成本。此外，我们被要求将无形资产与商誉分开确认。

确定收购资产和负债的公允价值，以及与客户关系、面积分配和其他合同等项目有关的无形资产的公允价值，涉及专业判断，最终依据收购模式和管理层对收购资产价值的评估，并在可获得的情况下，根据第三方评估。
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2021年10月，我们和Oryx Midstream完成了二叠纪合资企业的组建。有关厘定所收购资产及负债的公允价值及确认相关无形资产所采用的方法、假设及估计，请参阅综合财务报表附注7。

衍生工具的公允价值。衍生工具于特定期间期末的公允价值并不反映特定交易的最终结果，亦很可能不会反映交易完成时的损益。我们根据我们的内部记录和来自第三方的信息来反映这些项目的估计。我们有商品衍生品、利率衍生品和外币衍生品，这些衍生品在我们的综合资产负债表上按公允价值计入资产和负债。我们在交易所交易的衍生品的估值是基于适用交易所在该期间最后一天的市场价格。对于非交易所交易的衍生品，我们使用的估计是基于指示性经纪人报价或内部估值模型。我们的估值模型利用了市场可观察到的输入，如价格、波动性、相关性和其他因素，由于缺乏流动性市场，可能无法反映它们可以结算的价格。只有不到1%的年收入是基于内部估值模型得出的估计值。

我们还拥有按公允价值记录在综合资产负债表上的嵌入式衍生品。这些嵌入的衍生品使用包含投入的模型进行估值，其中一些投入涉及管理判断。

尽管这些估计中涉及的不确定性的解决在历史上并没有对我们的运营结果或财务状况产生实质性影响，但我们不能保证实际金额不会与估计金额有很大差异。见项目7A。关于市场风险的定量和定性披露，以及关于我们的衍生品和风险管理活动的讨论的综合财务报表附注13。

应计项目和或有负债。除其他事项外，我们记录环境补救、潜在的法律索赔或和解以及与或有损失相关的法律服务费用和奖金等应计项目或负债。当我们的评估表明负债很可能已经发生，并且负债金额可以合理估计时，就会进行应计项目。我们的估计是基于当时所有已知的事实和我们对最终结果的评估。在影响我们估计的许多不确定性中，包括对我们的环境补救计划进行必要的监管批准和可能的修改、对土壤或水污染的影响进行初步评估时可获得的数据数量有限、与环境补救服务和设备相关的成本的变化、自然资源损害评估的持续时间和确定的最终损害金额、罚款和罚款的确定和计算、现有法律索赔引发额外索赔的可能性以及与诉讼、索赔和其他事项相关的法律服务的性质、范围和成本。我们对或有负债应计项目的估计会随着获得更多信息或得到解决而增加或减少。我们对上文讨论的应计项目和或有负债的总体估计中的假设差异为5%，将对收益产生高达约2100万美元的影响。虽然这些不确定性的解决在历史上并没有对我们的经营结果或财务状况产生实质性影响，但我们不能保证实际金额不会与估计金额有很大差异。

财产和设备、折旧和摊销费用以及资产报废债务。我们使用基于估计使用寿命的直线法计算折旧和摊销。这些估计基于各种因素，包括状况、制造规格、技术进步和有关类似资产使用年限的历史数据。影响这些估计的不确定因素包括与恢复和废弃要求有关的法律和法规的变化、经济条件以及该地区的供需情况。当资产投入使用时，我们根据我们认为合理的有用寿命和残值进行估计。然而，随后发生的事件可能会导致我们改变估计，从而影响未来折旧和摊销的计算。

我们记录与有形长期资产相关的报废债务，是基于与清理、净化相关的成本估计，在某些情况下，完全移走资产并将土地恢复其原始状态。此外，我们的估计包括对潜在债务的一个或多个结算日期的确定，这可能是或可能不是可确定的。影响这些估计数的不确定因素包括与这些活动相关的费用以及产生这些费用的时间。

有关我们的财产和设备以及折旧和摊销费用的更多信息，请参阅我们的合并财务报表的附注6和附注10。有关我们的资产报废义务的其他信息，请参阅我们的合并财务报表附注2。

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财产和设备减值评估、对未合并实体和无形资产的投资。当事件或情况显示物业及设备的账面价值可能无法收回时，我们会定期评估该等资产的减值情况。任何评估都高度依赖于相关现金流的基本假设。我们认为用于计算财产和设备减值的公允价值估计是一项关键的会计估计。在确定账面价值减值是否存在时，我们对以下几个方面作出了一些主观假设：
 
•是否存在可能表明减损的事件或情况；
•资产的分组；
•“持有”、“放弃”或“出售”资产的意图；
•资产预计使用年限内未贴现的预期未来现金流的预测；
•如果存在减值，则为资产或资产组的公允价值。

此外，当我们评估财产和设备以及其他长期资产的可回收性时，可能也有必要审查相关的折旧估计和方法。

当事件或情况显示价值下降可能并非暂时性时，按权益会计方法入账的未合并实体投资将被评估为减值。此类事件或情况的例子包括实体持续的经营亏损和/或实体核心业务的长期负面变化。当确定显示减值不是暂时性的时，就投资的账面金额与其估计公允价值之间的差额确认费用。我们认为用于计算未合并实体投资减值的公允价值估计是一项关键的会计估计。在确定是否存在非暂时性的账面价值减值时，我们就以下几个方面作出主观假设：

•是否存在可能表明投资价值下降的事件或情况；
•价值下降是否是暂时的；及
•投资的公允价值。

具有无限年限的无形资产不摊销，而是定期评估减值。有限年限的无形资产按管理层确定的预计使用年限摊销。减值测试需要根据管理层对未来收入、未来现金流和包括定价、需求、竞争、运营成本和其他因素在内的市场状况的估计，估计与业务相关的未来净现金流量。与这些估计相关的不确定因素包括产量递减率的变化、生产中断、炼油厂产能或产品名单的波动、该地区的经济过时因素以及未来潜在的现金流来源。此外，我们估计的加权平均资本成本的变化可能会对公允价值产生重大影响。我们不能保证实际金额不会与估计金额有很大差异。这些不确定性的解决已经导致并在未来可能导致影响我们的运营结果和财务状况的减值。

我们前景或用途的改变可能会导致减值，这可能会对我们的运营结果或财务状况产生重大影响。有关更多信息，请参阅“-执行摘要-市场概述和展望”以及我们的综合财务报表的附注6、附注9和附注10。

库存估值。存货，包括长期存货，主要由原油和NGL组成，按成本或可变现净值中较低者计价，成本采用特定库存池内的平均成本法确定。在每个报告期结束时，我们会评估存货的账面价值，并在作出任何必要的调整以将账面价值降至可变现净值时使用估计和判断。在影响我们估计的不确定性中，包括要包括在我们的可实现净值分析中的适用质量和区位差异。此外，我们还估计了即将到来的库存清算时间。对出售时间的假设的变化可能会对可变现净值产生重大影响。于截至2020年12月31日及2019年12月31日止年度，我们分别录得2.33亿美元及1,100万美元的费用，与因价格下跌而对我们的原油库存进行估值调整有关。有关库存的进一步讨论，请参阅我们的合并财务报表附注5。

近期会计公告

有关最近的会计声明对我们的合并财务报表的影响的信息，请参阅我们的合并财务报表附注2。

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第7A项。关于市场风险的定量和定性披露

我们面临各种市场风险，包括(I)商品价格风险、(Ii)利率风险和(Iii)货币汇率风险。我们使用各种衍生工具来管理此类风险，并在某些情况下，在动荡的市场条件下实现增量保证金。我们的风险管理政策和程序旨在通过监控我们的交易所结算头寸和场外交易头寸，以及实物交易量、等级、地点、交付时间表和存储容量，帮助确保我们的对冲活动应对我们的风险。我们拥有风险管理职能，对我们的风险政策、围绕商业活动的相关控制以及公司风险管理的某些方面拥有直接责任和权力。我们的风险管理职能部门还通过正式程序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

我们使用衍生品工具对冲与以下商品相关的价格风险：
•原油
我们利用原油衍生品来对冲管道和商人活动中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我们商业活动中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，来对冲我们商业活动中固有的大宗商品价格风险。我们对这些衍生品的目标包括对冲预期的购买和销售以及储存的库存。我们通过各种工具管理这些风险敞口，包括期货、远期、掉期和期权。

有关我们的套期保值策略和目标的进一步讨论，请参阅我们的合并财务报表附注13。

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%将导致的截至2021年12月31日的公允价值变化如下表所示(单位：百万)：

公允价值
10%的效果
涨价
10%的效果
降价
原油$(15)$(41)$41 
天然气18 $19 $(19)
NGL和其他(146)$(78)$78 
总公允价值$(143)

上表所列公允价值仅反映衍生工具的敏感性，并不包括相关对冲商品的影响。价格风险敏感性是通过假设价格全面上涨或下跌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更远的交割月份。

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目录表
财务报表索引

利率风险

我们使用可变利率债务和任何预期发行的固定利率债务都会使我们面临利率风险。因此，我们不时使用利率衍生工具来对冲与预期利息支付相关的利率风险，并在某些情况下对冲未偿还债务工具。我们所有的优先票据都是固定利率的票据，因此不会受到利率风险的影响。截至2021年12月31日，我们没有任何未偿还的浮动利率债务。在截至2021年12月31日的年度内，未偿还浮动利率债务的平均利率为0.8%，这是根据年内的实际利率计算的。截至2021年12月31日，我们利率衍生品的公允价值为6500万美元。截至2021年12月31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1600万美元。截至2021年12月31日，如果远期LIBOR曲线下降10%，将导致我们利率衍生品的公允价值减少1600万美元。有关我们的利率风险对冲活动的讨论，请参阅我们的合并财务报表附注13。

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综合资产负债表中。用于这一嵌入式衍生品的估值模型包括我们的共同单价、十年期美国国债利率、违约概率和时机估计，以最终计算我们的A系列优先股的公允价值，包括优先分配率重置选项和不具有优先分配率重置选项。截至2021年12月31日，这一嵌入式衍生品的公允价值不到100万美元。公允价值增加或减少10%将产生不到100万美元的影响。有关嵌入衍生品的讨论，请参阅我们的合并财务报表附注13。

第八项。财务报表和补充数据

见F-1页“合并财务报表索引”。

第九项。会计与财务信息披露的变更与分歧

没有。

第9A项。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，我们将其称为“DCP”。我们的DCP旨在确保我们根据1934年证券交易法(“交易法”)提交的报告中要求我们披露的信息(I)在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内记录、处理、汇总和报告，以及(Ii)积累并传达给管理层，包括首席执行官和首席财务官，以便及时做出关于需要披露的决定。

适用的美国证券交易委员会规则要求对我们的DCP的有效性进行评估。管理层在首席执行官和首席财务官的监督下，评估了截至2021年12月31日，也就是本报告所述期间结束时，我们的DCP的有效性，根据评估，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。


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财务报表索引

财务报告的内部控制

管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制。“财务报告内部控制”是指由我们的首席执行官和首席财务官设计或监督，并由我们的董事会、管理层和其他人员实施的程序，以提供关于财务报告的可靠性和根据GAAP为外部目的编制财务报表的合理保证。我们的管理层，包括首席执行官和首席财务官，已经评估了截至2021年12月31日我们对财务报告的内部控制的有效性。见我们合并财务报表F-2页的“管理层关于财务报告的内部控制报告”。

我们的独立注册会计师事务所普华永道会计师事务所评估了我们对财务报告的内部控制的有效性，正如该事务所的报告所述。请参阅“独立注册会计师事务所报告“在我们的合并财务报表的F-3页。

财务报告内部控制的变化

我们对财务报告的内部控制在2021年第四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。

证书

根据交易所法案规则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附件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，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。

项目9B。其他信息

在2021年第四季度的Form 8-K报告中，没有以前没有报告过的要求披露的信息。

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目录表
财务报表索引

第三部分

第10项。我们普通合伙人和公司治理的董事和高管
本项目所需信息将在2022年年会委托书中列出，委托书将在截至2021年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会，并通过引用并入本文。
董事及行政人员
截至提交本报告之日，以下个人担任我们的执行干事和/或董事：
名字主要职业或就业
蒋介石(1)(2)
董事会主席兼首席执行官
哈里·N·佩法尼斯(1)(2)
总裁
克里斯·R·钱德(1)
常务副总裁兼首席运营官
艾尔·斯旺森(1)
常务副总裁兼首席财务官
杰里米·L·戈贝尔(1)
常务副总裁兼首席商务官
理查德·K·麦基(1)
常务副秘书长、总法律顾问总裁
克里斯·赫伯德(1)
高级副总裁，财务兼首席会计官
格雷格·L·阿姆斯特朗(2)
首席执行官高级顾问(前董事长兼首席执行官)
维克多·伯克(2)
管理董事、阿尔瓦雷斯和马莎百货
凯文·麦卡锡(2)
Kayne Anderson Capital Advisors，L.P.副主席
加里·R·彼得森(2)
EnCap Investments L.P.管理合伙人
亚历山德拉·D·普朗纳(2)
Perella Weinberg Partners高级顾问
约翰·雷蒙德(2)
能源和矿产集团管理合伙人兼首席执行官
鲍比·S·沙科尔斯(2)
伯灵顿资源公司前董事长兼首席执行官。
克里斯托弗·M·坦普尔(2)
总裁，Deltex Capital LLC
劳伦斯·M·齐恩巴(2)
前执行副总裁总裁，炼油，菲利普斯66岁
(1)执行干事(为S-K条例第401(B)项的目的)
(2)董事

本署人员的完整名单，包括以上所列的行政人员，可于本署网站查阅，网址为Www.plains.com关于我们的-领导力。

第11项。高管薪酬
本项目所需信息将在2022年年会委托书中列出，委托书将在截至2021年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会，并通过引用并入本文。

第12项。某些实益所有人的担保所有权以及管理和相关单位持有人事项
本项目所需信息将在2022年年会委托书中列出，委托书将在截至2021年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会，并通过引用并入本文。

103
目录表
财务报表索引

第13项。某些关系和相关交易，以及董事的独立性
本项目所需信息将在2022年年会委托书中列出，委托书将在截至2021年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会，并通过引用并入本文。

第14项。首席会计师费用及服务
本项目所需信息将在2022年年会委托书中列出，委托书将在截至2021年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会，并通过引用并入本文。
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财务报表索引

第四部分

第15项。展品和财务报表附表

(a) (1)    财务报表

见F-1页所载“合并财务报表索引”。

(2)    财务报表明细表

所有附表都被省略，因为它们要么不适用，要么在合并财务报表或附注中显示了所需的资料。

(3)    陈列品

证物编号：描述
2.1*—
截至2016年7月11日，由PAA GP Holdings LLC、Plains GP Holdings，L.P.、Plains All American GP LLC、Plains AAP，L.P.、PAA GP LLC和Plains All American Pipeline，L.P.签订的简化协议(通过引用我们2016年7月14日提交的当前报告的8-K表的附件2.1并入)。
2.2*—
截至2021年7月12日，Plains Pipeline，L.P.，Plains Marketing，L.P.，Oryx Midstream Holdings LLC，MidCadence Holdings LLC，POP HoldCo LLC，Oryx Wink Oil Marketing LLC，Oryx Wink Oil Marketing LLC，Plains Oryx二叠纪盆地有限责任公司，Plains Oryx二叠纪盆地营销有限责任公司和Plains Oryx二叠纪盆地管道有限责任公司之间的合并协议和计划(通过引用附件2.1合并到我们2021年7月13日提交的当前报告的8-K表中)。
3.1—
第七次修订和重新签署的《平原所有美国管道有限合伙企业协议》，L.P.，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表报告中)。
3.2—
第三次修订和重新签署的普莱恩斯营销有限合伙协议，L.P.，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—
2010年12月31日对第三次修订和重新签署的Plains Marketing，L.P.有限合伙协议的第1号修正案(通过参考我们截至2010年12月31日的Form 10-K年度报告的附件3.9而并入)。
3.4—
2011年1月1日对第三次修订和重新签署的Plains Marketing，L.P.有限合伙协议的第2号修正案(通过引用附件3.10并入我们截至2010年12月31日的Form 10-K年度报告中)。
3.5—
2011年6月30日对第三次修订和重新签署的Plains Marketing，L.P.有限合伙协议(通过参考我们截至2013年12月31日的Form 10-K年度报告的附件3.7并入)的第3号修正案。
3.6—
2013年1月1日对第三次修订和重新签署的Plains Marketing，L.P.有限合伙协议(通过参考我们截至2013年12月31日的Form 10-K年度报告的附件3.8并入)的第4号修正案。
3.7 —
第五号修正案，日期为2019年12月1日，对第三次修订和重新签署的Plains Marketing，L.P.有限合伙协议(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而并入。)
3.8—
截至2004年4月1日的第三次修订和重新签署的平原管道有限合伙协议L.P.(通过引用附件3.3并入我们截至2004年3月31日的Form 10-Q季度报告中)。
3.9—
2013年1月1日对第三次修订和重新签署的平原管道有限合伙协议的第1号修正案(通过参考我们截至2013年12月31日的Form 10-K年度报告的附件3.10而并入)。
105
目录表
财务报表索引

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8-K表格的当前报告中)。
3.11—
第八次修订和重新签署的Plains AAP，L.P.有限合伙协议，日期为2016年11月15日(通过引用附件3.4并入我们于2016年11月21日提交的当前8-K表格报告中)。
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8-K表格的当前报告中)。
3.14—
PAA财务公司注册证书(太平洋能源财务公司，PAA财务公司合并后的继承人)(参考附件3.10并入本公司截至2006年12月31日的10-K表格年度报告)。
3.15—
PAA财务公司章程(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3.11并入本公司截至2006年12月31日的10-K表格年度报告内)。
3.16—
2007年12月28日签署的PAA GP LLC有限责任公司协议(通过参考我们2008年1月4日提交的8-K表格当前报告的附件3.3并入)。
3.17—
Plains GP Holdings，L.P.有限合伙证书(通过参考2013年7月29日提交的PAGP注册声明S-1(333-190227)的附件3.1合并而成)。
3.18—
截至2016年11月15日的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当前报告8-K表的附件3.2并入)。
3.19—
2020年4月6日对Plains GP Holdings，L.P.第二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2020年4月9日提交的PAGP当前报告8-K表的附件3.1并入)。
3.20—
PAA GP Holdings LLC的成立证书(通过参考2013年7月29日提交的PAGP注册声明S-1(333-190227)的附件3.3合并而成)。
3.21 †—
第四次修订和重新签署的PAA GP Holdings LLC有限责任公司协议，日期为2021年8月19日。
4.1—
作为受托人的Plains All American Pipeline，L.P.、PAA Finance Corp.和Wachovia Bank National Association于2002年9月25日签订的契约(通过参考我们截至2002年9月30日的10-Q表格季度报告的附件4.1注册成立)。
4.2—
日期为2006年5月12日的第六份补充契约(A系列和B系列6.70%优先债券，2036年到期)由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.，其中指定的附属担保人，以及作为受托人的美联银行(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日的第十次补充契约(A系列和B系列6.650%高级债券，2037年到期)由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.，其中指定的附属担保人和作为受托人的美国银行全国协会(通过参考我们2006年10月30日提交的当前报告8-K表的附件4.2并入)。
4.4—
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日发行的第二十份补充契约(2022年到期的3.65%优先债券)(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4.1并入)。
4.5—
日期为2012年3月22日的第21期补充契约(5.15%高级票据，2042年到期)由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过参考我们2012年3月26日提交的当前8-K表格报告的附件4.3并入)。
106
目录表
财务报表索引

4.6—
日期为2012年12月10日的第二十二次补充契约(2.85%高级票据，2023年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会作为受托人(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4.1并入)。
4.7—
日期为2012年12月10日的第23期补充契约(4.30%高级票据，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4.3并入)。
4.8—
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作为受托人(通过参考我们2013年8月15日提交的当前8-K表格报告的附件4.1并入)。
4.9—
日期为2014年4月23日的第25号补充契约(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作为受托人(通过参考我们2014年4月29日提交的当前8-K表格报告的附件4.1并入)。
4.10—
日期为2014年9月9日的第26份补充契约(3.60%优先债券，2024年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会作为受托人(通过参考我们2014年9月11日提交的当前8-K表格报告的附件4.1并入)。
4.11—
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，2045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2014年12月11日提交的当前8-K表格报告的附件4.3合并)。
4.12—
日期为2015年8月24日的第29份补充契约(4.65%优先债券，2025年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会作为受托人(通过参考我们2015年8月26日提交的当前8-K表格报告的附件4.1并入)。
4.13—
日期为2016年11月22日的第三十份补充契约(4.50%优先债券，2026年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会作为受托人(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)。
4.14—
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)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会作为受托人(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)。
4.15—
日期为2020年6月11日的第三十二份补充契约(3.80%优先债券，2030年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会作为受托人(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)。
4.16—
2009年9月3日由Plains All American Pipeline，L.P.和Vulcan Gas Storage LLC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333-162477并入)。
4.17—
截至2016年1月28日，Plains All American Pipeline，L.P.与其中指定的购买者之间的注册权协议(通过参考我们于2016年2月2日提交的8-K表格的当前报告的附件4.1并入)。
4.18—
由Plains All American Pipeline，L.P.及其定义的持有人之间签订的登记权协议，日期为2016年11月15日(通过引用附件10.4并入我们于2016年11月21日提交的当前8-K表格报告中)。
4.19 †—
我们证券的描述。
10.1—
截至2021年8月20日，作为借款人的Plains All American Pipeline，L.P.和Plains Midstream Canada ULC之间的信贷协议；作为指定借款人的Plains All American Pipeline，L.P.的某些子公司；作为行政代理和摆动额度贷款人的美国银行；作为信用证发行人的美国银行、花旗银行、摩根大通银行和富国银行全国协会；和其其他贷款人(通过参考我们2021年8月26日提交的当前8-K表格报告的附件10.1而并入)。
107
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财务报表索引

10.2—
截至2021年8月20日，在Plains Marketing，L.P.和Plains Midstream Canada ULC之间，作为借款人；Plains All American Pipeline，L.P.，作为担保人；美国银行，N.A.，作为行政代理和摇摆线贷款人；作为信用证发行人的美国银行，N.A.，JPMorgan Chase Bank，N.A.和Wells Fargo Bank，National Association；以及作为信用证发行人的其他贷款人之间，签署了第四份修订和重新签署的信贷协议。(通过引用附件10.2，将其纳入我们2021年8月26日提交的当前报告的8-K表中)。
10.3—
由Plains AAP，L.P.和PAA GP LLC于2007年12月28日签署的出资和承担协议(通过引用附件10.2并入我们于2008年1月4日提交的当前8-K表格报告中)。
10.4—
PAA GP Holdings LLC、Plains GP Holdings，L.P.、Plains All American GP LLC、Plains AAP，L.P.、PAA GP LLC和Plains All American Pipeline，L.P.于2016年11月15日签订的综合协议(通过引用附件10.1并入我们于2016年11月21日提交的当前8-K表格报告中)。
10.5—
由PAA GP Holdings LLC、Plains GP Holdings，L.P.、Plains All American GP LLC、Plains AAP，L.P.、PAA GP LLC和Plains All American Pipeline，L.P.于2016年11月15日修订和重新签署的行政协议(通过引用附件10.2并入我们于2016年11月21日提交的当前8-K表格报告中)。
10.6**—
修订和重新签署了Plains All American GP LLC和Greg L.Armstrong于2001年6月30日签订的雇佣协议(通过引用附件10.1并入我们截至2001年9月30日的Form 10-Q季度报告中)。
10.7**—
Plains All American GP LLC和Greg L.Armstrong于2008年12月4日修订和重新签署的雇佣协议第一修正案(通过引用附件10.49并入我们截至2008年12月31日的Form 10-K年度报告中)。
10.8**—
Plains All American GP LLC与Greg L.Armstrong于2010年12月23日签订的豁免协议(参考附件10.31并入截至2010年12月31日的Form 10-K年度报告)。
10.9**—
格雷格·L·阿姆斯特朗(Greg L.Armstrong)于2001年6月30日修订和重新签署的就业协议的2013年10月21日的豁免协议(通过引用附件10.2并入我们于2013年10月25日提交的当前8-K表格报告中)。
10.10**—
Plains All American GP LLC和Greg L.Armstrong于2018年10月1日生效的第二次修订和重新签署的雇佣协议(通过引用附件10.6并入我们截至2018年9月30日的Form 10-Q季度报告中)。
10.11**—
Plains All American GP LLC和Greg L.Armstrong于2020年1月1日生效的第三次修订和重新签署的雇佣协议(通过引用附件10.31并入我们截至2019年12月31日的Form 10-K年度报告中。
10.12**†—
Plains All American GP LLC和Greg L.Armstrong于2021年12月31日生效的第三次修订和重新签署的雇佣协议的第1号修正案。
10.13**—
Plains All American GP LLC和Harry N.Pefanis于2001年6月30日签署的修订和重新签署的雇佣协议(通过引用附件10.2并入我们截至2001年9月30日的Form 10-Q季度报告中)。
10.14**—
Plains All American GP LLC与Harry N.Pefanis于2008年12月4日修订并重新签署的雇佣协议的第一修正案(通过引用附件10.50并入我们截至2008年12月31日的Form 10-K年度报告中)。
10.15**—
2019年8月15日对Harry Pefanis修订和重新签署的雇佣协议的第2号修正案(通过引用附件10.1并入我们截至2019年9月30日的Form 10-Q季度报告中)。
10.16**—
Plains All American GP LLC与Harry N.Pefanis于2010年12月23日签署的豁免协议(在截至2010年12月31日的Form 10-K年度报告中引用附件10.32)。
108
目录表
财务报表索引

10.17**—
根据Harry N.Pefanis于2001年6月30日修订及重订的雇佣协议(于2013年10月25日提交的8-K表格中的附件10.3并入)，于2013年10月21日订立豁免协议。
10.18**—
Plains All American GP LLC与Willie Chiang于2015年7月10日签订的雇佣协议(通过引用附件10.53并入我们截至2015年12月31日的Form 10-K年度报告)。
10.19**—
Plains All American GP LLC与Willie Chiang于2018年10月1日生效的修订和重新签署的雇佣协议(通过引用附件10.7并入我们截至2018年9月30日的Form 10-Q季度报告中)。
10.20**—
平原第一修正案AAP，L.P.乙类限制单位协议日期为2016年8月25日(蒋伟强)(通过参考附件10.8并入我们截至2016年9月30日的Form 10-Q季度报告中)。
10.21**—
2018年3月22日对Plains AAP，L.P.B类限制单位协议(Willie Chiang)的第二次修正案(通过引用附件10.1纳入我们截至2018年3月31日的季度报告Form 10-Q)。
10.22**—
LTIP资助函日期为2018年8月16日(Willie Chiang)，引用附件10.8并入我们截至2018年9月30日的Form 10-Q季度报告中)。
10.23**—
Plains All American 2021长期激励计划(通过参考我们于2021年4月12日提交的最终委托书的附件A并入)。
10.24**—
Plains All American 2013长期激励计划(通过引用我们于2013年10月3日提交的最终委托书的附件A并入)。
10.25**—
普莱恩斯全美巴新继任者长期激励计划(通过参考我们2013年12月31日提交的S-8(333-193139)表格注册声明的附件4.4并入)。
10.26**—
PAA天然气储存，L.P.2010年长期激励计划(通过引用PNG于2010年5月11日提交的8-K表格当前报告的附件10.2并入)。
10.27**—
Plains GP Holdings，L.P.长期激励计划(通过参考2013年10月25日提交的PAGP当前8-K报表的附件10.3并入)。
10.28**—
普莱恩斯AAP，L.P.B类限制单位协议表格(通过引用附件10.1并入我们于2008年1月4日提交的当前8-K表格报告中)。
10.29**—
2013年10月18日的Plains AAP，L.P.B类限制单位协议修正案表格(通过引用附件10.4并入我们于2013年10月25日提交的当前8-K表格报告中)。
10.30**—
修订表格AAP，L.P.乙类限制单位协议日期为2016年8月25日(参考附件10.6并入我们于2016年11月8日提交的截至2016年9月30日的Form 10-Q季度报告)。
10.31**—
2018年3月22日修订和重新修订的Plains AAP，L.P.B类限制单位协议于2016年8月25日的第一修正案表格(人员)(通过参考我们截至2018年3月31日的Form 10-Q季度报告的附件10.2并入)。
10.32**—
董事长期投资促进计划授权书表格(2018年8月)(请参阅本公司截至2018年12月31日的10-K表格年报附件10.66)。
10.33**—
董事长期投资项目授权书(2018年12月)(通过参考我们截至2018年12月31日的10-K表格年度报告的附件10.67并入)。
10.34**—
LTIP资助函表格日期为2019年8月15日(人员)(参考附件10.2并入我们截至2019年9月30日的季度报告Form 10-Q)。
10.35**—
LTIP授权书表格日期为2019年8月15日(董事)(参考我们截至2019年9月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.3并入)。
10.36**—
董事长期投资促进计划授权书(2020年1月)(参考我们截至2019年12月31日的10-K表格年度报告的附件10.72)。
109
目录表
财务报表索引

10.37**—
LTIP资助函表格日期为2020年8月13日(人员)(参考附件10.1并入我们截至2020年9月30日的季度报告Form 10-Q中)。
10.38**—
LTIP授权书表格日期为2020年8月13日(董事)(参考附件10.1并入我们截至2020年9月30日的Form 10-Q季度报告)。
10.39**—
日期为2019年11月20日的特别保留长期保留金授权书表格(参考附件10.53并入本公司截至2020年12月31日止年度的Form 10-K年报)。
10.40**—
LTIP于2017年12月21日发出的授权书表格(Goebel)(于截至2020年12月31日止年度的Form 10-K年报中参考附件10.54并入)。
10.41**—
2018年5月1日LTIP授权书表格(Chandler)(参考附件10.56并入我们截至2020年12月31日的Form 10-K年度报告)。
10.42**—
LTIP于2021年8月19日发出的授权书表格(名为行政人员)(于截至2021年9月30日的季度报告Form 10-Q中参考附件10.3并入)。
10.43**—
LTIP授权书表格日期为2021年8月19日(董事)(参照本公司截至2021年9月30日止季度报告10-Q表格的附件10.4)。
21.1 †—
Plains All American Pipeline，L.P.子公司名单
23.1 †—
普华永道会计师事务所同意。
31.1 †—
根据《交易法》规则13a-14(A)和15d-14(A)对首席执行官进行认证。
31.2 †—
根据《交易法》规则13a-14(A)和15d-14(A)对首席财务官进行认证。
32.1 ††—
根据《美国法典》第18编第1350条对首席执行官的认证。
32.2 ††—
根据《美国法典》第18编第1350条对首席财务官的认证。
101. INS†—XBRL实例文档-实例文档不显示在交互数据文件中，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
104†—封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)
†    现提交本局。
††    随信提供。
*根据S-K规则第601(B)(2)项，某些附表已被略去。如有任何遗漏的时间表，应要求将作为美国证券交易委员会的补充提供。
**管理层补偿计划或安排。

第16项。表格10-K摘要

没有。

110
目录表
财务报表索引

签名

根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。

普莱恩斯全美管道，L.P.
发信人：PAA GP LLC，
其普通合伙人
发信人：普莱恩斯AAP，L.P.
它的唯一成员
发信人：Plains All American GP LLC，
其普通合伙人
发信人：/s/江威利
蒋介石，
Plains All American GP LLC首席执行官
(首席行政主任)
2022年2月28日
发信人：/s/Al Swanson
艾尔·斯旺森
普莱恩斯执行副总裁总裁和首席财务官全美GP LLC
(首席财务官)
2022年2月28日
发信人：/s/克里斯·赫伯德
克里斯·赫伯德
高级副总裁，Plains All American GP LLC财务兼首席会计官
(首席会计主任)
2022年2月28日

111
目录表
财务报表索引

根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员以登记人的身份在指定日期签署。

名字标题日期
/s/江威利PAA GP Holdings LLC董事会主席兼Plains All American GP LLC首席执行官(首席执行官)2022年2月28日
蒋介石
哈里·N·佩法尼斯友邦保险控股有限公司的董事和Plains的总裁都是美国有限责任公司2022年2月28日
哈里·N·佩法尼斯
/s/Al Swanson普莱恩斯执行副总裁总裁和首席财务官All American GP LLC(首席财务官)2022年2月28日
艾尔·斯旺森
/s/克里斯·赫伯德高级副总裁，Plains All American GP LLC财务兼首席会计官(首席会计官)2022年2月28日
克里斯·赫伯德
/s/Greg L.Armstrong董事--友邦保险控股有限公司2022年2月28日
格雷格·L·阿姆斯特朗
/s/维克多·伯克董事--友邦保险控股有限公司2022年2月28日
维克多·伯克
凯文·麦卡锡董事--友邦保险控股有限公司2022年2月28日
凯文·麦卡锡
/s/Gary R.Petersen董事--友邦保险控股有限公司2022年2月28日
加里·R·彼得森
/s/Alexandra D.Pruner董事--友邦保险控股有限公司2022年2月28日
亚历山德拉·D·普朗纳
约翰·T·雷蒙德董事--友邦保险控股有限公司2022年2月28日
约翰·雷蒙德
/s/鲍比·S·沙科尔斯董事--友邦保险控股有限公司2022年2月28日
鲍比·S·沙科尔斯
克里斯托弗·M·坦普尔董事--友邦保险控股有限公司2022年2月28日
克里斯托弗·M·坦普尔
/s/劳伦斯·M·齐恩巴董事--友邦保险控股有限公司2022年2月28日
劳伦斯·M·齐恩巴

112
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财务报表索引

普莱恩斯全美管道公司、L.P.及其子公司
合并财务报表索引
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合并财务报表
管理层关于财务报告内部控制的报告
F-2
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID：238)
F-3
截至2021年12月31日和2020年12月31日的合并资产负债表
F-6
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度的综合业务报表
F-7
截至2021年、2020年和2019年12月31日止年度的综合全面收益/(亏损)表
F-8
截至2021年、2020年和2019年12月31日止年度累计其他全面收益/(亏损)综合变动表
F-8
截至2021年、2020年和2019年12月31日的合并现金流量表
F-9
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的合并合伙人资本变动表
F-10
合并财务报表附注：
F-11
1.合并列报的组织和依据
F-11
2.主要会计政策摘要
F-13
3.应收收入和应收账款
F-17
4.每个普通单位的净收益/(亏损)
F-21
5.库存、管线填充物和基础气以及长期库存
F-23
6.财产和设备
F-24
7.收购、资产剥离和其他交易
F-26
8.商誉
F-30
9.对未合并实体的投资
F-31
10.无形资产，净额
F-35
11.债务
F-36
12.合伙人的资本和分配
F-40
13.衍生工具和风险管理活动
F-43
14.租契
F-48
15.所得税
F-51
16.主要客户及信贷风险集中度
F-54
17.关联方交易
F-54
18.按权益指数化的薪酬计划
F-56
19.承付款和或有事项
F-57
20.细分市场信息
F-62

F-1
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管理层关于财务报告内部控制的报告

普莱恩斯All American Pipeline，L.P.的管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制。我们对财务报告的内部控制是一个旨在为财务报告的可靠性提供合理保证的程序，并根据公认的会计原则为外部目的编制财务报表。

财务报告的内部控制有其固有的局限性。财务报告的内部控制是一个涉及人的勤奋和合规的过程，容易因人的失误而出现判断失误和故障。对财务报告的内部控制也可以通过串通或不当的管理凌驾来规避。由于这些限制，财务报告的内部控制可能无法及时防止或发现重大错报。然而，这些固有的限制是财务报告程序的已知特征。因此，有可能在过程中设计保障措施，以减少(尽管不是消除)这一风险。

管理层使用了特雷德韦委员会赞助组织委员会(“COSO”)发布的题为“内部控制--综合框架”(2013年)的报告中提出的框架，以评价伙伴关系对财务报告的内部控制的有效性。根据这一评价，管理层得出结论，伙伴关系对财务报告的内部控制自2021年12月31日起有效。

截至2021年12月31日，合伙企业对财务报告的内部控制的有效性已由独立注册会计师事务所普华永道会计师事务所审计，其报告载于F-3页。
 
/s/江威利
蒋介石
Plains All American GP LLC首席执行官
(首席行政主任)
/s/Al Swanson
艾尔·斯旺森
普莱恩斯执行副总裁总裁和首席财务官全美GP LLC
(首席财务官)
2022年2月28日

F-2
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独立注册会计师事务所报告

致PAA GP Holdings LLC董事会和Plains All American Pipeline，L.P.单位持有人

关于财务报表与财务报告内部控制的几点看法

我们已审计所附Plains All American Pipeline，L.P.及其附属公司(“合伙企业”)于2021年12月31日及2020年12月31日的综合资产负债表，以及截至2021年12月31日止三个年度的相关综合营运表、全面收益(亏损)表、累计其他全面收益/(亏损)变动表、合伙人资本变动及现金流量变动表，包括相关附注(统称为“综合财务报表”)。我们还审计了合伙企业截至2021年12月31日的财务报告内部控制，根据内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。

我们认为，上述合并财务报表按照美利坚合众国普遍接受的会计原则，公平地列报了伙伴关系截至2021年12月31日和2020年12月31日的财务状况，以及2021年12月31日终了三年期间每年的业务成果和现金流量。我们还认为，截至2021年12月31日，伙伴关系在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由COSO发布。

意见基础

合伙企业管理层负责编制这些合并财务报表，对财务报告进行有效的内部控制，并对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在所附的《管理层财务报告内部控制报告》中。我们的责任是根据我们的审计，就合伙企业的合并财务报表和合伙企业对财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和规定，我们必须与合伙企业保持独立。

我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定合并财务报表是否没有重大错报，无论是由于错误还是欺诈，以及是否在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制。

我们对合并财务报表的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。

F-3
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财务报告内部控制的定义及局限性

公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)与保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关；(2)提供合理保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；以及(Iii)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产提供合理保证。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。

关键审计事项

下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会且(I)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露，以及(Ii)涉及我们特别具有挑战性、主观性或复杂判断的当期综合财务报表审计所产生的事项。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。

Oryx Midstream Holdings LLC业务合并的会计处理

如合并后的 根据2021年10月的财务报表，合伙企业和Oryx Midstream Holdings LLC(“Oryx Midstream”)完成了将各自的二叠纪盆地资产、运营和商业活动以无现金、无债务交易的形式合并为一家新成立的战略合资企业Plains Oryx二叠纪盆地有限责任公司(“二叠纪合资企业”)。二叠纪合资企业包括Oryx Midstream的所有二叠纪盆地资产，除了该伙伴关系的长途管道系统和某些盆地内终端资产外，该伙伴关系的绝大多数资产位于二叠纪盆地内。合伙企业拥有二叠纪合资公司65%的股份，经营合并资产，并在合并财务报表中将二叠纪合资公司作为合并子公司反映出来。合资企业的成立按企业合并会计收购法入账。作为多数股东及控股实体，合伙企业被视为收购方，而将前身业务转移至合资企业则按历史成本入账，而Oryx Midstream前身业务则根据收购资产及承担的负债的公允价值入账。根据适用的会计准则, Oryx Midstream在形成32.56亿美元后在合资企业中的所有权权益的公允价值被用作收购价格分配的转让对价。32.56亿美元对价的公允价值是公允价值层次中的第三级计量，并通过对Oryx Midstream的二叠纪盆地业务的企业价值和对合资企业贡献的合伙企业的二叠纪盆地资产的企业价值进行估值来确定。Oryx Midstream的二叠纪盆地业务的企业价值是通过加权(I)贴现现金流法(“DCF”)和(Ii)指导上市公司法(“GPCM”)的结果来计算的。贴现现金法利用了一个贴现率，该贴现率基于对理论上的市场参与者将分配给企业的风险的估计。对未来原油采集量和运输量的预测也是DCF方法的一个关键假设，并以相关面积上的预测钻井活动为基础。无形资产的公允价值采用贴现现金流量法确定。这种方法利用了一个贴现率，该贴现率基于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。对未来收集和运输的原油数量的预测也是无形资产估值的一项关键假设，并以相关面积的预测钻井活动为基础。无形资产的公允价值由客户关系组成，分配价值为12.47亿美元。

我们决定执行与Oryx中游业务合并的会计程序相关的程序是一项关键审计事项的主要考虑因素是：(I)管理层在确定为Oryx中游二叠纪盆地业务和客户关系转移的对价的公允价值时的重大判断，这反过来导致审计师高度判断、主观性和努力执行程序和评估管理层对未来收集和运输的原油数量以及对为Oryx中游二叠纪盆地业务和客户关系转移的对价进行估值所使用的贴现率；以及(Ii)审计工作涉及使用具有专业技能和知识的专业人员。

F-4
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处理这一问题涉及执行程序和评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。这些程序包括测试与购置款会计有关的控制措施的有效性，包括对管理层对转让的对价和客户关系的评估的控制，以及对确定重大假设的控制。这些程序还包括(I)阅读交易协议和(Ii)测试管理层确定Oryx中游二叠纪盆地业务和客户关系转移对价的公允价值的过程。测试管理层的程序包括评估估值方法的适当性、测试管理层提供的数据的完整性和准确性，以及评估与未来收集和运输的原油数量以及在评估Oryx中游二叠纪盆地业务和客户关系转让对价时使用的贴现率相关的重大假设的合理性。评估未来收集和运输的原油数量的合理性涉及考虑(I)与外部市场和行业数据的一致性以及(Ii)Oryx中游二叠纪盆地业务过去的表现。具有专门技能和知识的专业人员被用来协助评估估值方法的适当性和贴现率重大假设的合理性。

/s/ 普华永道会计师事务所
休斯敦，得克萨斯州
2022年2月28日
自1998年以来，我们一直担任该伙伴关系的审计师。

F-5
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普莱恩斯全美管道公司、L.P.及其子公司
合并资产负债表
(单位数据除外，单位为百万)

2021年12月31日2020年12月31日
资产
流动资产
现金和现金等价物$449 $22 
受限现金4 38 
应收贸易账款和其他应收账款净额4,705 2,553 
库存783 647 
其他流动资产196 405 
流动资产总额6,137 3,665 
财产和设备19,257 18,585 
累计折旧(4,354)(3,974)
财产和设备，净额14,903 14,611 
其他资产
对未合并实体的投资3,805 3,764 
无形资产，净额1,960 805 
管线填充气和基础气907 982 
长期经营性租赁使用权资产净额393 378 
长期库存253 130 
其他长期资产，净额251 162 
总资产$28,609 $24,497 
负债和合伙人资本
流动负债
应付贸易帐款$4,810 $2,437 
短期债务822 831 
其他流动负债600 985 
流动负债总额6,232 4,253 
长期负债
高级票据，净额8,329 9,071 
其他长期债务，净额69 311 
长期经营租赁负债339 317 
其他长期负债和递延信贷830 807 
长期负债总额9,567 10,506 
承付款和或有事项(附注19)
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(704,991,540和722,380,416分别为未完成的单位)
7,680 7,301 
不包括非控制性权益的合伙人资本总额9,972 9,593 
非控制性权益2,838 145 
合伙人资本总额12,810 9,738 
总负债和合伙人资本$28,609 $24,497 

附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-6
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普莱恩斯全美管道公司、L.P.及其子公司
合并业务报表
(单位为百万，单位数据除外)

截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
收入
产品销售收入$40,883 $22,058 $32,272 
服务收入1,195 1,232 1,397 
总收入42,078 23,290 33,669 
成本和开支
采购及相关费用38,504 20,431 29,452 
现场运营成本1,065 1,076 1,303 
一般和行政费用292 271 297 
折旧及摊销774 653 601 
(净收益)/资产出售和资产减值损失(附注6，附注7)592 719 28 
商誉减值损失(附注8)— 2,515 — 
总成本和费用41,227 25,665 31,681 
营业收入/(亏损)851 (2,375)1,988 
其他收入/(支出)
未合并实体的权益收益274 355 388 
未合并实体的投资收益/(减值)净额(附注9)2 (182)271 
利息支出(净额为#美元的资本化利息18, $24及$34，分别)
(425)(436)(425)
其他收入，净额19 39 24 
税前收益/(亏损)721 (2,599)2,246 
当期所得税支出(50)(51)(112)
递延所得税(费用)/福利(23)70 46 
净收益/(亏损)648 (2,580)2,180 
可归因于非控股权益的净收入(55)(10)(9)
可归因于PAA的净收益/(亏损)$593 $(2,590)$2,171 
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$393 $(2,790)$1,967 
基本加权平均未偿还公用事业单位716 728 727 
普通单位基本净收入/(亏损)$0.55 $(3.83)$2.70 
分配给普通单位持有人的净收益/(亏损)-摊薄$393 $(2,790)$2,119 
摊薄加权平均未偿还公用事业单位716 728 800 
普通股摊薄净收益/(亏损)$0.55 $(3.83)$2.65 

附注是这些合并财务报表的组成部分。

F-7
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普莱恩斯全美管道公司、L.P.及其子公司
综合全面收益/(亏损)表
(单位：百万)

截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
净收益/(亏损)$648 $(2,580)$2,180 
其他综合收益65 15 97 
综合收益/(亏损)713 (2,565)2,277 
可归属于非控股权益的全面收益(55)(10)(9)
可归因于PAA的综合收益/(亏损)$658 $(2,575)$2,268 

附注是这些合并财务报表的组成部分。

普莱恩斯全美管道公司、L.P.及其子公司
合并累计变动表
其他综合收益/(亏损)
(单位：百万)

导数
仪器		翻译
调整		其他总计
2018年12月31日的余额$(177)$(853)$— $(1,030)
改叙调整9 — — 9 
套期保值未实现亏损(91)— — (91)
货币换算调整— 179 — 179 
2019年活动(82)179 — 97 
2019年12月31日的余额$(259)$(674)$— $(933)
改叙调整11 — — 11 
套期保值未实现亏损(10)— — (10)
货币换算调整— 17 — 17 
其他— — (3)(3)
2020年活动1 17 (3)15 
2020年12月31日余额$(258)$(657)$(3)$(918)
改叙调整31 — — 31 
套期保值的未实现收益19 — — 19 
货币换算调整— 15 — 15 
2021年活动50 15 — 65 
2021年12月31日的余额$(208)$(642)$(3)$(853)

附注是这些合并财务报表的组成部分。

F-8
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普莱恩斯全美管道公司、L.P.及其子公司
合并现金流量表
(单位：百万)
截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
经营活动的现金流
净收益/(亏损)$648 $(2,580)$2,180 
将净收益/(亏损)与经营活动提供的现金净额进行核对：
折旧及摊销774 653 601 
(净收益)/资产出售和资产减值损失(附注6，附注7)592 719 28 
商誉减值损失(附注8)— 2,515 — 
权益指数化薪酬支出23 15 34 
存货计价调整(附注5)— 233 11 
递延所得税费用/(福利)23 (70)(46)
利率套期保值工具终止结算— (100)(55)
未合并实体的权益收益(274)(355)(388)
未合并实体收益的分配431 472 401 
未合并实体投资的收益/减值，净额(附注9)(2)182 (271)
其他8 (12)21 
资产和负债变动，扣除收购：
应收贸易账款及其他(2,179)1,432 (1,158)
库存(18)(304)(5)
应付贸易账款和其他1,970 (1,286)1,151 
经营活动提供的净现金1,996 1,514 2,504 
投资活动产生的现金流
因收购而支付的现金，扣除收购现金后的净额(附注7)(32)(310)(50)
对未合并实体的投资(附注9)(94)(461)(524)
物业、设备和其他方面的附加费(336)(738)(1,181)
出售资产所得款项(附注7)881 429 77 
其他投资活动(33)(13)(87)
投资活动提供/(用于)的现金净额386 (1,093)(1,765)
融资活动产生的现金流
商业票据计划下的净借款/(还款)(附注11)(545)456 93 
高级担保对冲库存安排项下的净借款/(偿还)(附注11)(167)(160)325 
偿还GO区定期贷款(附注11)(200)— — 
发行优先债券所得款项(附注11)— 748 998 
偿还优先债券(附注11)— (617)(1,000)
回购公用单位(附注12)(178)(50)— 
支付给A系列优先单位持有人的分配(注12)(149)(149)(149)
支付给B系列优先单位持有人的分配(附注12)(49)(49)(49)
支付给普通单位持有人的分配(附注12)(517)(655)(1,004)
出售附属公司的非控股权益(附注12)— — 128 
其他融资活动(179)41 (62)
用于融资活动的现金净额(1,984)(435)(720)
翻译调整的效果(5)(8)(3)
现金及现金等价物和限制性现金净增加/(减少)393 (22)16 
期初现金和现金等价物及限制性现金60 82 66 
现金及现金等价物和受限现金，期末$453 $60 $82 
支付的现金：
利息，扣除资本化金额后的净额$401 $428 $397 
所得税，扣除退还金额后的净额$76 $111 $136 

附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-9
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普莱恩斯全美管道公司、L.P.及其子公司
合并合伙人资本变动表
(单位：百万)

有限合伙人不包括非控制性权益的合伙人资本非控制性
利益		总计
合作伙伴的
资本
优先单位持有人普通单位持有人
A系列B系列
2018年12月31日的余额$1,505 $787 $9,710 $12,002 $— $12,002 
净收入149 49 1,973 2,171 9 2,180 
分发(注12)(149)(49)(1,004)(1,202)(6)(1,208)
其他综合收益— — 97 97 — 97 
权益指数化薪酬支出— — 17 17 — 17 
出售附属公司的非控股权益(附注12)— — (2)(2)130 128 
其他— — (21)(21)— (21)
2019年12月31日的余额$1,505 $787 $10,770 $13,062 $133 $13,195 
净收益/(亏损)149 49 (2,788)(2,590)10 (2,580)
分发(注12)(149)(49)(655)(853)(10)(863)
其他综合收益— — 15 15 — 15 
权益指数化薪酬支出— — 19 19 — 19 
回购公用单位(附注12)— — (50)(50)— (50)
非控股权益的贡献(附注12)— — — — 12 12 
其他— — (10)(10)— (10)
2020年12月31日余额$1,505 $787 $7,301 $9,593 $145 $9,738 
净收入149 49 395 593 55 648 
分发(注12)(149)(49)(517)(715)(14)(729)
其他综合收益— — 65 65 — 65 
权益指数化薪酬支出— — 19 19 — 19 
回购公用单位(附注12)— — (178)(178)— (178)
非控股权益的贡献(附注12)— — — — 1 1 
Plains Oryx二叠纪盆地有限责任公司合资成立(注7)— — 605 605 2,651 3,256 
其他— — (10)(10)— (10)
2021年12月31日的余额$1,505 $787 $7,680 $9,972 $2,838 $12,810 

附注是这些合并财务报表的组成部分。

F-10
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财务报表索引
普莱恩斯全美管道公司、L.P.及其子公司
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。我们的业务直接或间接地通过我们的主要运营子公司进行。如本表格10-K所用，除文意另有所指外，“合伙”、“我们”及类似的术语均指PAA及其附属公司。

我们的商业模式将大规模供应聚合能力与关键中游基础设施系统的所有权和运营相结合，这些系统将主要产区与关键需求中心和出口终端连接起来。作为北美最大的中游服务提供商之一，我们拥有广泛的管道运输、终端、存储和收集资产网络，这些资产位于主要的原油和天然气液体(NGL)生产盆地(包括二叠纪盆地)和运输走廊以及美国和加拿大的主要市场枢纽。我们的资产和我们提供的服务主要集中在并通过二经营领域：原油和天然气。有关我们的运营部门的进一步讨论，请参见附注20。

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2021年12月31日，AAP还通过其拥有的约241.5百万个我们共同的单位(大约31占我们未偿还的普通单位总数和A系列优先单位总数的百分比)。位于特拉华州的有限责任公司Plains All American GP LLC(“GP LLC”)是AAP的普通合伙人。Plains GP Holdings，L.P.(“PAGP”)是GP LLC的唯一管理成员，于2021年12月31日拥有大约81AAP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。

提到的“PAgP实体”包括PAgP、PAgP、gP LLC、AAP和PAA gP。根据上下文的需要，对我们的“普通合伙人”的提及包括PAgP实体的任何或全部。所提及的“平原实体”包括我们、我们的子公司和PAGP实体。

F-11
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定义

以下注释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=会计准则编撰
ASU=会计准则更新
Bcf=十亿立方英尺
BTU=英制热量单位
计算机辅助设计=加元
CODM=首席运营决策者
DERS=分销等价权
EBITDA=未计利息、税项、折旧及摊销前收益
环境保护局=美国环境保护局
FASB=财务会计准则委员会
公认会计原则=美国公认会计原则
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
MLP=主有限合伙
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
美国证券交易委员会=美国证券交易委员会
TWh=太瓦时
美国=美国
美元=美元
WTI=西德克萨斯中质油

合并和列报的基础

随附的财务报表和相关附注列出并讨论了我们截至2021年12月31日和2020年12月31日的综合财务状况，以及截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度的综合运营结果、现金流、合作伙伴资本、全面收益和累计其他全面收益/(亏损)的变化。所有重大的公司间交易已在合并中取消，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，如下文进一步讨论的那样。

随附的合并财务报表包括PAA及其所有全资子公司和其控制的实体的账目。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。


F-12
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前期信息的重新分类

在2021年第四季度，我们对提供给我们的首席运营决策者(“CODM”)(我们的首席执行官)的主要财务信息进行了更改，以评估业绩和分配资源二经营部门，原油和天然气。在2021年第四季度之前，这些信息被组织成三经营领域：运输、设施、供应和物流。有关我们的运营部门的进一步讨论，请参见附注20。与这一变化相关的是，我们改变了综合经营报表中收入的列报方式。“产品销售收入”包括以前列为“供应和物流部门收入”的数额，而“服务收入”包括以前列为“运输部门收入”和“设施部门收入”的数额。

2021年10月，我们与Oryx Midstream Holdings LLC(“Oryx Midstream”)完成了将各自的二叠纪盆地资产、运营和商业活动以无现金、无债务交易的方式合并为一家新成立的合资企业Plains Oryx二叠纪盆地有限责任公司(“二叠纪合资企业”)。有关这项交易的更多详情，请参阅附注7。由于与这笔交易相关的无形资产的增加，我们将“无形资产净值”作为一个单独的项目列在我们的综合资产负债表中。这些金额以前在我们的综合资产负债表上的“其他长期资产，净额”中报告。

新冠肺炎

关于新型冠状病毒(“新冠肺炎”)大流行仍然存在许多不确定性，包括大流行将持续多久的不确定性，美国、加拿大和其他地区经济复苏的时间、速度和程度的不确定性，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的金额的估计和假设。

后续事件

后续事件已在财务报表印发之日进行了评估，并酌情列入以下脚注。

注2-重要会计政策摘要

预算的使用
根据公认会计原则编制财务报表，要求我们作出影响资产和负债报告金额的估计和假设，以及在财务报表日期披露或有资产和负债。这些估计数和假设也影响报告所述期间报告的收入和支出数额。吾等就(I)收购资产及负债的估计公允价值及相关商誉及无形资产的确认、(Ii)衍生工具的公允价值、(Iii)应计及或有负债、(Iv)物业及设备、折旧及摊销费用及资产报废负债、(V)物业及设备的减值评估、对未合并实体及无形资产的投资及(Vi)存货估值作出重大估计。尽管我们认为这些估计是合理的，但实际结果可能与这些估计不同。

采购及相关费用

采购及相关成本包括(I)出售予客户的原油及天然气的加权平均成本；(Ii)储存及运输(不论是管道、卡车或铁路)的费用；及(Iii)与业绩有关的奖金成本。这些成本在发生时确认，但已售出的产品除外，这些成本在所有权转让给我们的客户时确认。买入/卖出交易下的库存交换在我们的综合经营报表中的“购买和相关成本”中列示净额。

F-13
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外地业务费用以及一般和行政费用

现场运营成本包括各种现场运营费用，包括运营人员的工资、薪酬和福利成本；燃料和电力成本(包括衍生品相关活动损益的影响)；美国原油业务的第三方卡车运输成本；维护和完整性管理成本；监管合规；环境修复；保险；使用第三方拥有的管道、铁路和储存资产的成本；车辆租赁；以及物业税。一般费用和行政费用主要包括工资、报酬和福利费用；某些信息系统和法律费用；办公室租金；合同和咨询费；以及审计和税费。

外币交易/折算

我们的某些子公司使用加元作为其功能货币。使用加元功能货币的子公司的资产和负债按期末汇率换算，收入和费用按每月的平均汇率换算。由此产生的换算调整直接计入其他全面收益的单独组成部分，反映在我们综合资产负债表上的合作伙伴资本中。

我们的某些子公司也进行交易，并拥有以实体各自功能货币以外的货币计价的货币资产和负债。外币交易及货币资产和负债重估的损益一般计入综合业务报表。然而，属于长期投资性质的公司间外币交易产生的收益和损失以与换算调整相同的方式报告。在截至2021年、2020年和2019年12月31日止年度，外币交易及货币资产和负债的重估导致确认净收益#美元7百万，$16百万美元和美元1在我们的综合经营报表中分别为100万美元。

现金和现金等价物及限制性现金

现金和现金等价物包括所有不受限制的活期存款和投资于高流动性工具的资金，原始到期日不超过3个月，通常超过联邦保险的限额。我们定期评估持有这些资金的机构的财务状况，并认为我们的信用风险最小。

根据我们的政策，除非它们可以由存款资金支付，否则未付支票将被归类为应付贸易账款，而不是负现金。截至2021年12月31日和2020年12月31日，应付贸易账款包括美元19百万美元和美元27从现金和现金等价物中重新分类的未偿还支票分别为100万张。

限制性现金包括我们持有的不能用于一般用途的现金，包括由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。下表显示了我们合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情况，这些现金和现金等价物与我们合并现金流量表上显示的总金额之和(以百万为单位)：

十二月三十一日，
20212020
现金和现金等价物$449 $22 
受限现金4 38 
现金和现金等价物及限制性现金总额$453 $60 

非控制性权益
非控股权益是指合并子公司中由第三方拥有的资产和负债部分。财务会计准则委员会的指导意见要求所有实体在合并财务报表中将子公司的非控股权益作为权益的一个组成部分报告。有关我们的非控股权益的其他讨论，请参阅附注12。

F-14
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资产报废债务
财务会计准则指导规定了与有形长期资产相关的报废债务的会计要求，包括与(1)确认负债的时间、(2)负债的初始计量、(3)资产报废成本到费用的分配、(4)负债的后续计量和(5)财务报表披露有关的估计数。财务会计准则委员会的指导意见还要求，资产报废成本应作为相关长期资产成本的一部分资本化，然后使用系统和合理的方法分配到费用。

我们的一些资产，主要是我们的管道、某些加工和分馏设施和码头资产，有合同或监管义务进行补救，在某些情况下，当资产被放弃时，还有拆除和拆除活动。这些义务包括不同程度的活动，包括断开非活跃资产与活跃资产的连接，清理和清除资产，在某些情况下，完全移走资产并将土地恢复其原始状态。这些资产已经存在多年，经过定期维护，将在未来许多年内继续使用。我们无法预测对这些运输、储存或其他服务的需求何时会停止，我们也不认为这种需求在可预见的未来会停止。因此，我们认为这些资产将被放弃的日期是不确定的。由于没有合理确定的放弃日期，我们无法合理估计相关资产报废债务的公允价值。我们将在有足够信息可供我们合理估计结算日期的期间记录这些资产的资产报废义务。

我们的合同或监管义务中有一小部分与不活跃的资产或我们计划停止使用的资产有关，虽然我们无法确切地知道偿还这些义务的最终时间和成本，但我们已经对这些义务进行了合理的估计。下表列出了截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的资产报废债务负债的变化，这些变化基本上都反映在我们的合并资产负债表上的“其他长期负债和递延信贷”中(单位：百万)：

十二月三十一日，
202120202019
期初余额$135 $137 $109 
已发生的负债2 12 3 
已结清的债务(1)(1)(3)
吸积费用4 5 5 
对估计现金流量的修订3 (18)23 
期末余额$143 $135 $137 

公允价值计量
金融资产和负债根据对公允价值计量有重要意义的最低投入水平进行整体分类。我们对公允价值计量的特定投入的重要性的评估需要判断，这会影响资产和负债在公允价值层级中的配置。公允价值的确定不仅包括相关交易对手的信用状况和信用提升(如现金存款和信用证)的影响，还包括我们的不履行风险对我们负债的影响。我们的商品衍生品、利率衍生品和外币衍生品的公允价值包括信用风险调整。我们的信贷调整方法使用市场可观察到的投入，需要判断。期内，我们的估值方法并无任何变动。有关进一步讨论，请参阅附注13。

其他重要会计政策

见我们会计政策的各自脚注，涉及(一)收入和应收账款，(二)每共同单位的净收益/(亏损)，(三)存货，管线填充物和基础气体和长期存货，(四)财产和设备，(五)购置，(六)商誉，(七)对未合并实体的投资，(八)无形资产，(九)用于合伙人资本呈报目的的收入分配，(十)衍生工具和风险管理活动，(十一)租赁，(十二)所得税，(十三)按股权指数化的补偿和(十四)法律和环境事项。

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近期会计公告
2021年10月，FASB发布了ASU 2021-08，企业合并(主题805)：从与客户的合同中核算合同资产和合同负债。本指导意见要求购买方按照专题606“与客户签订合同的收入”确认和计量在企业合并中取得的合同资产和合同负债，就好像是它发起了合同一样。该指南在2022年12月15日之后开始的中期和年度内预期有效，并允许提前采用。截至2021年12月31日，我们还没有采纳这一指导方针，但预计我们的采纳不会对我们的财务状况、运营结果或现金流产生实质性影响。

2021年7月，FASB发布了ASU 2021-05，出租人-某些租赁具有可变租赁付款(主题842)wHICH修改了主题842中对出租人的租赁分类要求，我们于2019年1月1日生效。修正案要求出租人对租赁开始时不依赖参考指数或费率的可变租赁付款的租赁进行分类和核算，如果另一分类(即销售型或直接融资)将导致确认首日损失。对于采用了主题842的实体，该指导意见在财政年度内有效，并在这些财政年度内的过渡期内有效，从2021年12月15日之后开始，但允许及早采用。我们已选择从2021年7月1日起提前采用该指导意见。我们的采用没有对我们的财务状况、运营结果或现金流产生实质性影响。

2020年8月，FASB发布了ASU 2020-06，债务--可转换债务和其他期权(分专题470-20)和衍生工具和套期保值--实体自有权益的合同(分专题815-40)：实体自有权益的可转换工具和合同的会计它简化了某些具有负债和权益特征的金融工具的会计处理，包括可转换工具和关于实体自身权益的合同，取消了三种模式中的两种，即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，并允许提前采用。我们从2021年1月1日起采用了这一指导方针，我们的采用并未对我们的财务状况、运营结果或现金流产生实质性影响。

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提供了可选的权宜之计和例外，用于将GAAP应用于参考LIBOR或其他参考利率(预计将因参考利率改革而终止)的合同、套期保值关系和其他交易。本指南自发布之日起至2022年12月31日生效，并可能从包括本ASU发布日期在内的过渡期开始实施。我们将在2022年12月31日之前将适用的权宜之计和例外情况应用于合同修改。

2019年12月，FASB发布了ASU 2019-12，所得税(话题740)：简化所得税会计，根据利益攸关方提出的变化简化所得税的会计处理，这是财务会计准则委员会简化倡议的一部分。本指南在2020年12月15日之后开始的中期和年度期间有效，并允许提前采用。我们从2021年1月1日起采用了这一指导方针，我们的采用并未对我们的财务状况、运营结果或现金流产生实质性影响。



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注3-应收收入和应收账款

收入确认

我们按部门和活动类型细分我们的收入。这些类别描述了收入和现金流的性质、金额、时间和不确定性如何受到经济因素的影响。

与客户签订合同的收入。下表列出了我们从与客户签订的合同中获得的收入，按细分市场和活动类型分列(单位：百万)：

截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
来自与客户的合同的原油部门收入
销售额$39,635 $21,250 $30,156 
交通运输484 570 722 
终止、存储和其他431 507 505 
从与客户的合同中获得的原油部门总收入$40,550 $22,327 $31,383 

截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
NGL部门与客户签订合同的收入
销售额$2,292 $1,350 $2,211 
交通运输25 29 32 
终止、存储和其他82 96 80 
来自与客户的合同的NGL部门总收入$2,399 $1,475 $2,323 

销售收入。 销售原油和天然气的收入在出售产品的所有权转让给买方时确认，该所有权在产品交付给买方或其指定人时发生。根据这些合同收到的对价因商品价格而异。在我们的综合经营报表中，买卖交易项下的库存交换不包括在销售收入中。

此外，我们还有一些原油销售协议，这些协议是与储存安排和未来的库存交换一起签订的。这些协议项下的收入将递延至与相关协议相关的所有履约义务完成后才支付。根据这些原油销售协议出售的库存将反映在我们综合资产负债表上的“其他流动资产”中，直到我们的所有履约义务完成为止。届时，已售出的存货将从我们的综合资产负债表中删除，并在我们的综合经营报表中记为“采购及相关成本”。 See “合同余额“关于与这些协议有关的合同责任的进一步讨论，见下文。下表列出了与这些协议有关的其他流动资产和递延收入的金额(单位：百万)：

十二月三十一日，
20212020
其他流动资产$— $229 
递延收入(1)
$— $361 
(1)包括在我们综合资产负债表的“其他流动负债”内。

我们也可以利用与上述交易相关的衍生品。衍生品收入不作为与客户合同收入的组成部分，但包括在收入的其他项目中。未被指定或不符合对冲会计资格的衍生产品的公允价值变动在每个期间的收入中确认。

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运输收入。 运输收入包括在管道和卡车上运输原油和NGL的收入。管道关税和费用的收入与原油和NGL的运输相关，并按公布的价格计算。我们主要根据运输量，在提供服务的过程中确认管道关税和费用收入。正如管道运输行业中常见的那样，我们的价格包含了损失津贴因素。我们确认收取的备用额是交易价格的一部分，并以公允价值记录这一非现金对价，自合同开始之日起计算。

终端、存储和其他收入。 这一类别的收入包括(I)我们从一个连接来源接收液体并将适用的产品交付给另一个连接承运人时产生的费用，(Ii)存储容量协议产生的费用，(Iii)我们码头装卸服务的费用，以及(Iv)天然气和凝析油加工服务以及NGL分馏和异构化服务的费用。我们通过按月和多年的协议和处理安排相结合的方式创造收入。存储费用通常在合同期限内按比例在收入中确认，而不考虑实际使用的存储容量，因为我们的履约义务是在一段时间内提供可用的存储容量。终点站费用(包括吞吐量和装卸费)在液体进入或离开终点站并从连接承运人或第三方终点站接收或交付时确认。当货物交付或接收时，我们确认装卸费用。天然气储存相关活动费用在天然气通过我们的集气系统运输期间确认。天然气精馏和异构化服务以及气体处理服务的费用在提供服务期间确认。

对应报告部门的总收入进行对账。以下披露仅包括与合并实体相关的收入信息；按权益法核算的实体收入不包括在内。下表显示了我们从与客户的合同中获得的收入(如上所述的每一部门)与我们综合经营报表中披露的部门收入和总收入(以百万为单位)的对账情况：

截至2021年12月31日的年度原油NGL总计
与客户签订合同的收入$40,550 $2,399 $42,949 
收入中的其他项目(80)(431)(511)
可报告部门的总收入$40,470 $1,968 $42,438 
部门间收入抵销(360)
总收入$42,078 

截至2020年12月31日的年度原油NGL总计
与客户签订合同的收入$22,327 $1,475 $23,802 
收入中的其他项目(128)(115)(243)
可报告部门的总收入$22,199 $1,360 $23,559 
部门间收入抵销(269)
总收入$23,290 

截至2019年12月31日的年度原油NGL总计
与客户签订合同的收入$31,383 $2,323 $33,706 
收入中的其他项目272 116 388 
可报告部门的总收入$31,655 $2,439 $34,094 
部门间收入抵销(425)
总收入$33,669 

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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量最低数量。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债务金额。如果交易对手拥有与缺额相关的补充权，我们将递延应占交易对手补充权的收入作为合同负债，并随后在缺额数量交付或装运时、补充权到期时或确定交易对手利用补充权的能力较低时(以较早者为准)确认收入。

下表列出了与客户合同和购买/销售安排相关的交易对手缺陷，其中包括我们有剩余履约义务且客户仍有能力履行其义务的最低数量承诺(以百万计)：

十二月三十一日，
对手方缺陷财务报表分类20212020
开票和收款负债$63 $73 
未开票(1)
不适用16 4 
总计$79 $77 
(1)金额与交易对手未达到其合同最低承诺额的不足有关，由于我们尚未开具或收取此类金额，因此没有反映在我们的合并财务报表中。

合同余额。我们的合同余额包括与我们尚未完成相关履约义务的服务或销售相关的已收到金额。下表列出与客户合同有关的负债余额变动情况(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(1)
(246)
加法(2)
393 
2020年12月31日余额$501 
确认为收入的金额(2)
(393)
加法33 
2021年12月31日的余额$141 
(1)包括大约$155与与储存安排和未来库存交换一起签订的原油销售协议有关的100万美元。此类协议于2019年签订，并于2020年第一季度确认为收入。
(2)包括大约$361与与储存安排和未来库存交换一起签订的原油销售协议有关的100万美元。这笔金额在2021年第一季度被确认为收入。
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剩余履约义务。以下资料包括分配给截至期末的合同规定的部分和全部未履行的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。下表列出了截至2021年12月31日与符合列报要求的外部客户签订的合同的剩余履约义务相关的对价金额(单位：百万)：

202220232024202520262027年及其后
由最低产量承诺和产能协议支持的管道收入(1)
$179 $174 $158 $131 $86 $379 
终止、存储和其他协议收入
237 170 130 63 45 197 
总计$416 $344 $288 $194 $131 $576 
(1)计算方法为合同下的承诺量乘以当前适用的关税税率。

上述列报不包括(1)没有最低数量承诺的传统托运人的预期收入，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，这些合同要么不在ASC 606的范围内，要么不符合作为剩余履约义务列报的要求。以下是由于不在ASC 606的范围内或不符合提交要求而未包括在上表中的合同的示例：

•对我们某些合资管道系统的最小流量承诺；
•种植面积奉献；
•关于未来承诺量的买卖安排；
•短期合同和因选择实际权宜之计而具有可变对价的合同，如下所述；
•ASC主题842范围内的合同，租契及
•ASC主题815范围内的合同，衍生工具和套期保值.

我们选择了切实可行的权宜之计，排除对涉及完全未履行的履约义务的剩余履约债务的列报进行可变对价。某些合同不符合关于列报剩余履约债务的要求，原因是剩余履约债务数额的变化、确认时间的变化或所考虑的变化。面积贡献确实要求我们执行未来的服务，但不包含最低级别的服务，因此不包括在本演示文稿中。长期商户协议包含可变的时间、数量和/或对价，不包括在本演示文稿中。这些合同的期限在上述期间各不相同。

此外，我们选择了实际的权宜之计，排除了一年或更短期限的合同，因此排除了短期运输、储存和加工服务、商家安排(包括常青树安排的不可取消期限)以及任何其他类型的期限为一年或更短的安排的剩余履约义务的列报。

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购买者和托运人，其次是NGL的购买者。这些买家包括但不限于炼油商、生产商、营销和贸易公司以及金融机构。我们的大部分应收账款与我们的原油商人活动有关，这些活动通常可以被描述为高交易量和低利润率活动，在许多情况下涉及原油交易量。

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为了降低与应收账款相关的信用风险，我们采用了严格的信用审查流程。我们密切关注市场状况，并对每个客户进行信用审查，以确定将向任何给定客户提供的未结信用额度(如果有)以及我们所需的财务业绩保证的形式和金额。此类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现金净额结算的。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款)。
 
出售原油的应收账款一般在行业结算日与交易对手结算，结算日通常是所有权转移月份的下一个月。否则，我们通常向客户开具发票30天提供产品或服务的时间，并通常要求在30天发票日期。我们每月审查所有未付应收账款余额，并记录扣除预期信贷损失后的应收账款。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2021年12月31日和2020年12月31日，我们几乎所有的应收贸易账款都少于30超过发票日期的天数。我们预期的信贷损失是微不足道的。虽然我们认为我们的信贷程序足以减轻任何重大信贷损失，但当前和未来信贷损失的实际金额可能与估计金额有很大差异。

以下是来自与客户的合同收入的应收贸易账款与应收贸易账款和其他应收账款总额的对账，显示在我们的综合资产负债表上(以百万为单位)：
十二月三十一日，
20212020
来自与客户的合同收入的应收贸易账款
$4,031 $2,317 
其他贸易应收账款和其他应收账款(1)
5,126 2,818 
与对手方抵消的合同权利所产生的影响(4,452)(2,582)
应收贸易账款和其他应收账款净额$4,705 $2,553 
(1)余额主要包括与不在ASC 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)

在考虑对优先单位持有人的分配(无论是现金支付还是实物支付)后，根据财务会计准则指导中规定的两级法确定每个普通单位的基本和稀释后净收益/(亏损)。该方法是一种收益分配公式，用于根据与当期净收入和未分配收益的参与权或超过收益的分配有关的分配来确定对我们的有限合伙人和参与证券的分配。在两级法下，净收入减去与该期间有关的分配，然后根据我们的共同单位持有人和参与证券的分配权，将所有剩余收入或超过收入的分配分配给他们各自的分配权，无论从经济或实际角度来看，这些收入实际上是否会在特定期间分配。参与的证券包括已授予DER的股权指数薪酬计划奖励，这使受赠人有权获得等同于对我们未偿还的共同单位支付的现金分配的现金支付。

我们计算每个普通单位的基本和摊薄净收益/(亏损)的方法是，将PAA应占的净收益/(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基本和摊薄加权平均普通股数量。参与的证券包括与股票指数挂钩的薪酬计划奖励，这些奖励具有既得的分配等价权，使受赠人有权获得等同于对我们未偿还的共同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量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。有关我们的A系列首选设备的更多信息，请参见注释12。有关我们的股权指数薪酬计划奖励的完整讨论，请参阅附注18。在应用FASB指南规定的IF转换方法时，可能转换的大约71百万系列A
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在计算2021年12月31日和2020年12月31日终了年度的稀释净收益/(亏损)时，在加权平均基础上不包括优先股，因为这两个时期的影响都是反摊薄的。我们考虑发行普通单位的股权指数薪酬计划奖励被认为是潜在的摊薄，除非(I)它们仅在满足业绩条件时才被授予，以及(Ii)尚未满足业绩条件。在截至2019年12月31日的年度内被视为摊薄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所规定的剩余未摊销公允价值，通过假设的共同单位回购而减少。截至2021年12月31日和2020年12月31日的12个月，大约0.5百万美元和0.3在计算每共同单位的摊薄净亏损时，在加权平均基础上分别扣除了100万个按权益指数编制的补偿计划奖励金，因为这一影响没有改变每共同单位摊薄净收益/(亏损)的列报方式，或者其影响是反摊薄的。

下表列出了每普通单位基本和摊薄净收益/(亏损)的计算方法(单位为百万，单位数据除外)：

截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
普通单位基本净收入/(亏损)
可归因于PAA的净收益/(亏损)$593 $(2,590)$2,171 
分配给A系列首选单位持有人(149)(149)(149)
分配给B系列首选单位持有人(49)(49)(49)
对参与证券的分配(2)(2)(3)
其他— — (3)
分配给普通股持有人的净收益/(亏损)(1)
$393 $(2,790)$1,967 
基本加权平均未偿还公用事业单位716 728 727 
普通单位基本净收入/(亏损)$0.55 $(3.83)$2.70 
摊薄净收益/(亏损)每普通单位
可归因于PAA的净收益/(亏损)$593 $(2,590)$2,171 
分配给A系列首选单位持有人(149)(149)— 
分配给B系列首选单位持有人(49)(49)(49)
对参与证券的分配(2)(2)(3)
分配给普通股持有人的净收益/(亏损)(1)
$393 $(2,790)$2,119 
基本加权平均未偿还公用事业单位716 728 727 
稀释性证券的影响：
A系列首选单位— — 71 
按股权指数计算的薪酬计划奖励— — 2 
摊薄加权平均未偿还公用事业单位716 728 800 
普通股摊薄净收益/(亏损)$0.55 $(3.83)$2.65 
(1)我们根据与当期净收入有关的分配计算分配给普通单位持有人的净收入/(损失)。在对适当期间的分配进行调整后，剩余的未分配收益或超过收益的分配(即未分配损失)(如果有)将根据我们在该期间有效的合伙协议的合同条款和两级法下的进一步规定分配给普通单位持有人和参与证券。
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注5-库存、管线填充物、基础气和长期库存

库存，包括长期库存，主要包括管道、储存设施和火车车厢中的原油和天然气，以成本或可变现净值中的较低者估值，成本采用特定库存池内的平均成本法确定。在每个报告期结束时，我们会评估存货的账面价值，并作出任何必要的调整，以将账面价值降至适用的可变现净值。由此产生的任何调整都是我们随附的综合经营报表中“采购和相关成本”的一个组成部分。在截至2021年12月31日的年度内，不是记录了调整情况。在截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度内，我们记录的费用为233百万美元(其中40百万美元与我们的长期库存相关)和$11百万美元，分别与我们的原油和天然气库存因价格下降而减记有关。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的收益所抵消。这些收益在我们所附的综合经营报表中记入了“产品销售收入”。有关我们的衍生工具和风险管理活动的讨论，请参阅附注13。

我们拥有的资产中的管线填充物和基础气按历史成本入账，包括原油、天然气和天然气。我们将以下类别归类为管线填充物或基础气：(I)用于填充我们拥有的管道的桶的比例，即当一个增量桶被泵入或进入管道时，它会迫使产品从另一个位置出来；(Ii)代表我们拥有的储罐和洞穴中的最低工作要求的桶；以及(Iii)维持我们拥有的天然气存储设施的最低运行压力所需的天然气。在2021年8月出售我们的Pine Prairie和Southern Pines天然气储存设施后，我们不再拥有天然气储存设施。有关更多信息，请参见注释7。

对于长期资产的减值或处置，根据财务会计准则委员会的指导意见，对管线填充物和基础气体携带量进行减值审查。预计不能通过未来现金流量收回的账面金额减记为估计公允价值。有关长期资产减值的进一步讨论，请参阅附注6。在2021年、2020年和2019年期间，我们没有确认任何管线填充物和基础气的实质性损害。

在确定运营库存的平均成本时，我们商业运营所需的第三方资产和我们资产中的其他工作库存的最低工作库存要求被包括在库存(流动资产)中的特定库存池中。在每个期间结束时，我们将不会在接下来的12个月内清算的存货重新分类，按照适用的存货池的平均成本从“存货”中取出，归入“长期存货”，在综合资产负债表的“其他资产”项下作为一个单独的项目反映。
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库存、管线填充气和基础气以及长期库存包括以下内容(桶和天然气体积以千计，账面价值以百万计)：

2021年12月31日2020年12月31日
卷数单位
量测		携带
价值
价格/
单位(1)
卷数单位
量测		携带
价值
价格/
单位(1)
库存
原油8,041 桶$544 $67.65 13,450 桶$441 $32.79 
NGL6,982 桶234 $33.51 12,302 桶199 $16.18 
其他不适用5 不适用不适用7 不适用
库存小计783 647 
管线填充气和基础气
原油15,199 桶862 $56.71 14,669 桶828 $56.45 
NGL1,633 桶45 $27.56 1,640 桶44 $26.83 
天然气 (2)
— 麦克夫— $— 25,576 麦克夫110 $4.30 
管线填充气和基础气小计907 982 
长期库存
原油2,973 桶209 $70.30 2,499 桶111 $44.42 
NGL1,135 桶44 $38.77 1,185 桶19 $16.03 
长期库存小计253 130 
总计$1,943 $1,759 
(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一致。
(2)账面价值为1美元的基础气110我们的天然气储存设施于2021年8月关闭，销售中包括100万美元。有关更多信息，请参见注释7。

注6-财产和设备

根据我们的资本化政策，为扩大我们资产的现有运营和/或盈利能力而进行的支出将资本化。我们还将与此类资产建设直接相关的某些成本资本化，包括相关的内部劳动力成本、工程成本和利息成本。截至2021年、2020年和2019年12月31日止年度，计入财产和设备的资本化利息为#美元6百万，$8百万美元和美元14分别为100万美元。此外，我们还将与投资某些未合并实体相关的利息资本化。有关更多信息，请参见注释9。我们还将替换和/或翻新部分或全部折旧资产的支出资本化，以维持我们现有资产的运营和/或盈利能力。为维持我们现有资产的日常运营而发生的维修和维护支出在发生时计入费用。

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财产和设备净额按成本列报，由下列部分组成(以百万为单位)：

估计有用
寿命(年)
十二月三十一日，
20212020
管道和相关设施(1) (2)
10 - 50
$12,765 $11,112 
仓库、航站楼和铁路设施(2)
10 - 50
5,100 6,042 
卡车运输设备和其他
2 - 15
502 524 
在建工程不适用248 272 
办公物业和设备
2 - 50
312 293 
土地和其他不适用330 342 
财产和设备，毛额19,257 18,585 
累计折旧(4,354)(3,974)
财产和设备，净额$14,903 $14,611 
(1)我们将无形资产的通行权包括在我们的管道和相关设施中，并将其计入财产和设备。
(2)有用的寿命改变为10至502021年。有关其他信息，请参阅下面的内容。

我们使用直线折旧法，根据资产的估计使用寿命和残值来计算折旧。截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度的折旧费用为652百万，$563百万美元和美元525分别为100万美元。在2021年第一季度，我们将我们的管道和相关设施以及存储、码头和铁路设施的使用年限修改为10至50几年后的有用寿命10至70考虑到我们未来的运营和商业前景，我们将在数年内反映目前的预期。这些折旧年限调整将预期增加折旧费用。在截至2021年12月31日的一年中，这些使用年限的减少使折旧费用增加了约$72100万美元，导致每共同单位的基本净收入和稀释后净收入都减少了约#美元。0.10从这些数量中，就没有了有用寿命的变化。

截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日，我们为在建工程产生了尚未支付的债务$48百万，$51百万美元和美元120分别为100万美元。

长期资产减值(持有和使用)

预期不会通过未来现金流量收回的具有记录价值的长期资产将根据财务会计准则关于长期资产减值或处置的会计准则减记至估计公允价值。根据这项指引，当事件或情况显示长期资产的账面价值可能无法收回时，便会对长期资产进行减值测试。如果长期资产的账面价值超过预期因资产的使用和最终处置而产生的未贴现现金流的总和，则该资产的账面价值不可收回。如果账面价值超过未贴现现金流量的总和，则确认相当于账面价值超过资产公允价值的金额的减值损失。

当事件或情况显示物业及设备及其他长期资产的账面价值可能无法收回时，我们会定期评估该等资产的减值。评估在很大程度上取决于相关现金流的基本假设。用于确定账面价值是否存在减值的主观假设包括：
•是否有损害的迹象；
•资产的分组；
•“持有”、“放弃”或“出售”资产的意图；
•资产预计使用年限内未贴现的预期未来现金流的预测；
•如果存在减值，则为资产或资产组的公允价值。

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此外，当我们评估财产和设备以及其他长期资产的可回收性时，可能也有必要审查相关的折旧估计和方法。

在截至2021年12月31日的年度内，我们确认了大约220与我们原油部门包括的某些原油储存终端资产相关的非现金减值损失百万美元。这一数额反映在我们的综合经营报表上的“(资产出售和资产减值的收益)/损失，净额”。由于市场状况的变化，对我们服务的需求减少，导致我们某些资产的预期未来现金流减少，这是一个触发事件，要求我们评估此类长期资产的账面价值的可回收性。作为我们减值审查的结果，我们注销了这些长期资产的账面价值中超出其公允价值的部分。我们的估计公允价值(我们认为这是公允价值等级中的第三级计量)主要基于有关资产和土地可以出售的金额的假设。

在截至2020年12月31日的年度内，我们确认了大约541百万美元的非现金减值损失，反映在我们综合经营报表上的“(收益)/资产出售和资产减值损失，净额”中。

在我们的减值损失中，大约为$415百万美元与我们位于中大陆地区的原油部门的某些管道资产有关。2020年发生的宏观经济和地缘政治条件，包括新冠肺炎疫情导致需求下降和供应过剩导致油价暴跌，以及不断变化的市场状况和预期某些地区原油产量将下降，导致我们某些资产的未来现金流预期下降，这是一个触发事件，要求我们评估此类长期资产的账面价值的可恢复性。作为我们减值审查的结果，我们注销了这些长期资产的账面价值中超出其公允价值的部分。我们的估计公允价值(我们认为这是公允价值等级中的第三级计量)是基于贴现现金流量法，利用各种假设并应用大约14%，这代表了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)未来商品数量(与历史资料及对未来钻井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。

其余减值亏损与闲置或未充分利用的资产有关，主要是在我们的原油部门，包括位于西部地区的某些管道和其他长期资产，对于这些资产，已确定未来不太可能存在收回我们对这些资产的投资的机会。我们基本上注销了这些资产的所有账面价值。

在截至2019年12月31日的年度内，我们未确认任何重大减值。

注7-收购、资产剥离和其他交易

合资企业交易

2021年10月，我们和Oryx Midstream完成了对各自的二叠纪盆地资产、运营和商业活动的无现金、无债务交易，合并为一家新成立的合资企业--二叠纪合资企业。二叠纪合资公司包括Oryx Midstream的所有二叠纪盆地资产，除了我们的长途管道系统和某些盆地内终端资产外，我们的绝大多数资产位于二叠纪盆地内。我们拥有652%的二叠纪合资公司，经营合并资产，并将二叠纪合资公司作为合并子公司反映在我们的合并财务报表中。

合资企业的成立按企业合并会计收购法入账。作为多数股东及控股实体，吾等被视为收购方，而将我们的前身业务转移至合资企业的事项按历史成本入账，而Oryx Midstream前身业务则根据所收购资产及承担的负债的公允价值入账。根据适用的会计准则，Oryx Midstream在合资企业中的所有权权益的公允价值为3.256以10亿作为收购价格分配的转移对价。

上文讨论的历史成本和公允价值的组合导致合资企业的净资产约为#美元。7.575形成数十亿美元。Oryx Midstream的35二叠纪合资公司净资产的%权益被确认为合伙人资本中的非控制性权益。已确认的非控股权益与Oryx Midstream收购的资产和承担的负债的公允价值之间的差额被记录为不包括非控股权益的合伙人资本的增加。
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下表列出了在与这笔交易有关的合伙人资本中确认的金额(以百万为单位)：

已确认金额
非控制性权益$2,651 
合伙人的资本，不包括非控制权益605 
$3,256 

美元的公允价值3.25610亿对价是公允价值体系中的第三级计量，是通过评估Oryx Midstream的二叠纪盆地业务的企业价值和我们对合资企业贡献的二叠纪盆地资产的企业价值来确定的。Oryx Midstream的二叠纪盆地业务的企业价值是通过加权(I)贴现现金流法(“DCF”)和(Ii)指导上市公司法(“GPCM”)的结果来计算的。我们为合资企业贡献的二叠纪盆地资产的价值是基于GPCM的。贴现现金法利用的贴现率为11.75%，基于我们对理论上的市场参与者将分配给业务的风险的估计。对未来原油采集量和运输量的预测也是DCF方法的一个关键假设，并以相关面积上的预测钻井活动为基础。GPCM将市盈率应用于估计收益，以得出公允价值。Oryx Midstream的二叠纪盆地业务和我们为合资企业贡献的二叠纪盆地资产的GPCM价值假设市场倍数范围为9.5至11.0，这是根据类似业务的市场倍数假设得出的。

所取得的资产和承担的负债的公允价值的确定是根据适用的会计准则估计的。该分析是基于反映市场参与者假设的估计进行的。这些价值的确定是初步的，有待营运资本余额的最终确定，我们预计在2022年最终确定我们的公允价值确定。下表反映了我们对这些资产和负债的公允价值的初步确定(单位：百万)：

取得的可确认资产和承担的负债估计可用寿命
(单位：年)		已确认金额
财产和设备
3-30
$1,886 
无形资产201,247 
对未合并实体的投资不适用103 
线型填充物不适用5 
营运资本及其他资产和负债不适用15 
$3,256 

有形资产的公允价值是公允价值等级中的第三级计量，是根据最近类似建筑项目发生的成本采用成本法确定的。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。这种方法利用了大约16%，基于我们对理论市场参与者将分配给各自无形资产的风险的估计。对未来收集和运输的原油数量的预测也是无形资产估值的一项关键假设，并以相关面积的预测钻井活动为基础。

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无形资产的公允价值由将在其使用年限内摊销的客户关系组成，其剩余加权平均年限约为20好几年了。根据余额递减法，分配给该等无形资产的价值将摊销至收益。摊销费用约为$28截至2021年12月31日的年度内为百万美元，到2026年的未来摊销费用估计如下(以百万为单位)：

2022$142 
2023$138 
2024$127 
2025$117 
2026$106 

在截至2021年12月31日的年度内，我们产生了大约17与合资企业组建交易相关的交易相关成本。这些费用在我们的综合业务报表中作为“一般和行政费用”的组成部分反映出来。

从二叠纪合资企业到US和Oryx Midstream的可用现金的季度分配受分级修改后的分享安排(MSA)的约束，最高可达十年。根据二叠纪合资公司的管理文件的条款，MSA将于2031年10月终止，如果Oryx Midstream通过向我们发送书面通知随时行使其终止MSA的权利，MSA将在更早的时间终止。在MSA终止后，将按季度分配可用现金65%至PAA和35%到Oryx。

根据MSA，分配将如下(以百万为单位)：

可用现金分布百分比
层年化PAA大羚羊
1最高300美元50%50%
2$300 - $428100%—%
3$428 - $81565%35%
4$815及以上70%30%

Oryx Midstream是石峰基础设施伙伴公司(“石峰”)的投资组合公司。石峰的附属公司拥有大约8.9我们优秀的A系列首选单元的百分比，这相当于低于1我们优秀的公共单位和A系列首选单位(我们的“公共单位等价物”)的百分比加在一起。

备考及其他财务业绩

自二叠纪合资公司成立之日起，该合资公司的财务业绩已计入原油部门的经营业绩。披露Oryx Midstream前身业务于合营企业成立后一段期间的收入及收益并不可行，因为该业务并非作为独立附属公司营运。以下精选的未经审计的预计运营业绩来自PAA和Oryx Midstream的历史财务报表，并使合资企业的成立生效，就像它发生在2020年1月1日一样。预计的运营结果不包括二叠纪合资企业可能产生的任何成本节约或其他协同效应，也不包括我们为整合Oryx Midstream资产而已经或将产生的任何估计成本。这些结果不一定表明如果合并发生在2020年1月1日，实际可能发生的结果；此外，本财务信息并不是对未来结果的预测(以百万计，但按单位金额除外)：

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截至十二月三十一日止的年度：
20212020
总收入$42,359 $23,536 
可归因于PAA的净收益/(亏损)$524 $(2,898)
分配给普通股持有人的净收益/(亏损)$324 $(3,098)
每个普通单位的基本和摊薄净收益/(亏损)$0.45 $(4.26)

资产交换

2021年6月，我们完成了与Inter Pipeline Ltd.的资产交换协议(“资产交换”)，通过该协议，我们获得了二包括在我们目前运营的NGL部门的跨国工厂，以换取以前包括在我们原油部门的管道和相关存储和卡车卸载设施，以及现金对价$32百万美元，包括营运资本和其他调整。我们确认了一美元的收益。106根据被剥离资产的公允价值与其账面价值之间的差额，剥离管道及相关储存和卡车卸货设施的费用，包括在我们的综合经营报表上的“(资产出售和资产减值收益)/损失净额”中。

收购

2020年2月，我们从Felix Energy Holdings II，LLC手中以约1美元的价格收购了Felix Midstream LLC，即现在的FM Gathering LLC300百万美元，扣除营运资本和其他调整后的净额。FM Gathering拥有并运营特拉华州盆地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。收购的资产包括在我们的原油部门。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是根据适用的会计准则确定的。所购资产主要包括财产和设备#美元。115百万美元和无形资产187百万美元。有形资产的公允价值是公允价值等级中的第三级计量，是采用成本法确定的。费用办法是根据最近类似建筑项目发生的费用计算的。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%，基于我们对理论市场参与者将分配给各自无形资产的风险的估计。

2019年第二季度，我们以现金代价$收购了俄克拉荷马州库欣的一个原油码头，包括罐底和管线填充物。44100万美元，这是作为资产收购入账的。

资产剥离

2021年8月，我们出售了我们的Pine Prairie和Southern Pines天然气储存设施，这些设施在出售前已包括在我们的原油部门，净收益约为$850百万美元，包括营运资本调整。在出售前，我们将与这笔交易有关的资产(主要是“财产和设备”)归类为账面价值或公允价值减去出售成本中的较低者，约为$。832百万美元作为资产持有出售，约为$18在出售完成之前，在其他全面收益中保留的套期保值的递延亏损百万美元。在对2021年第二季度待售资产进行分类后，我们确认了非现金减值损失#美元。475其中包括在我们的综合经营报表上的“(收益)/资产出售和资产减值损失，净额”。

在截至2020年12月31日的年度内，我们收到现金收益$451百万美元，主要来自以下销售：
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•某些洛杉矶盆地原油码头以前包括在我们的原油部门，收益约为$200百万美元，但须经某些调整；
•以前包括在我们的NGL部门的某些NGL终端，收益约为$163百万美元(包括$22与销售有关的多年期供应协议相关的100万美元)，但须作某些调整；以及
•a 10收购萨德尔霍恩管道公司(“萨德尔霍恩”)的%所有权权益，收益约为$78100万美元，包括周转资本调整(更多信息见附注9)。

我们确认了与这些资产出售相关的损失$178百万美元，包括分类为待售资产时确认的非现金减值，截至2020年12月31日。这一数额包括在我们的综合经营报表上的“(资产出售收益/资产减值损失，净额)”中。

在截至2019年12月31日的年度内，我们出售了若干非核心资产，总收益为77这主要包括位于北达科他州的一个储存终端，这反映在我们出售前一段时间的原油部分。截至2019年12月31日止年度，我们确认与出售该等资产有关的净亏损$16百万美元，其中包括收益$31百万美元和损失$47百万美元。这些金额包括在我们的综合经营报表上的“(资产出售收益/资产减值损失，净额)”中。

注8-商誉

商誉是指在企业合并中收购的未单独确认和单独确认的资产所产生的未来经济利益。

根据财务会计准则委员会的指引，我们测试商誉以确定是否至少每年(截至6月30日)发生减值，并在报告单位的公允价值更有可能低于其账面价值的情况下临时确定减值。商誉的减值测试是在被称为报告单位的报告级别进行的。报告单位是一个业务分部或比业务分部低一级的业务分部，其离散的财务信息可供分部管理人员定期审查。我们的报告单位是我们的运营部门。财务会计准则委员会的指引规定了一种量化的方法来测试商誉的减值；然而，我们可能首先评估某些定性因素，以确定是否有必要进行量化商誉减值测试。在量化测试中，我们使用基于贴现现金流模型的收益法，将报告单位的公允价值与各自的账面价值(包括商誉)进行比较。这种方法要求我们对未来的收入、支出和其他支出做出长期预测。这些预测需要使用各种假设和估计，其中最重要的是净收入(总收入减去采购和相关成本)、业务费用、一般和行政费用以及加权平均资本成本。报告单位的公允价值是使用重大不可观察投入或公允价值层次结构中的第三级投入来确定的。当公允价值大于账面价值时，报告单位的商誉不被视为减值。如果账面价值大于公允价值，则商誉按报告单位的账面价值超过其公允价值的金额减值，但不得超过商誉的账面价值。
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于2020年第一季度，我们录得减值亏损$2.515与商誉相关的10亿美元。我们的市值在第一季度大幅下降，原因是2020年发生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预期某些地区原油产量下降，导致我们某些资产的未来现金流预期下降，我们得出的结论是，这是一个触发事件，要求我们使用现金流贴现方法，从2020年3月31日起执行量化减值测试。我们采用的贴现率约为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结构中的第三级计量，并基于各种投入，如下所述。每个报告单位的贴现现金流量是根据六年我们相信理论上的市场参与者将在类似的市场交易中应用的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(基于历史资料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区位差异)，以及(Iv)估计固定和可变成本。我们使用一系列现金流量根据不同的潜在市场情况计算贴现现金流量，但对于每个报告单位，减值测试的最终结果因现金流量范围内的不同点数而没有变化。作为减值测试的结果，我们得出的结论是，我们每个报告单位的账面价值超过了各自的公允价值，导致每个报告单位的整个商誉余额产生商誉减值费用。在截至2020年12月31日的年度前，我们并未确认任何商誉减值。

按分部分列的商誉和商誉变动情况见下表(单位：百万)：

原油NGL总计
2019年12月31日的余额$2,300 $240 $2,540 
收购2 — 2 
商誉，毛利$2,302 $240 $2,542 
减值(2,287)(228)(2,515)
外币折算调整(15)(12)(27)
累计减值损失(2,302)(240)(2,542)
2020年12月31日余额$— $— $— 


注9-对未合并实体的投资

对我们有重大影响但没有控制权的实体的投资按权益法入账。我们不会合并我们股权投资对象的任何资产或负债。我们的净收益或亏损份额在我们的综合经营报表中作为一个名为“非综合实体的权益收益”的项目反映，并将视情况增加或减少我们在综合资产负债表上对非综合实体的投资的账面价值。我们根据FASB关于普通股投资的权益会计方法的指导意见对我们的权益投资进行减值评估。当因素显示股权投资的公允价值低于其账面价值，并且价值的减少不是暂时性的时，股权投资的减值就会产生。

F-31
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我们对未合并实体的投资包括以下内容(除百分比数据外，以百万计)：

所有权
利息于12月31日，
2021
投资余额
十二月三十一日，
实体(1)
运营类型20212020
BridgeTex管道公司，LLC(“BridgeTex”)原油管道20%$406 $421 
仙人掌II流水线有限责任公司(《仙人掌II》)原油管道65%737 752 
卡普林管道公司
原油管道(2)
54%531 514 
钻石管道有限责任公司(“钻石”)原油管道50%464 480 
鹰福特管道有限责任公司(“鹰福特管道”)原油管道50%363 372 
鹰福特码头公司Corpus Christi LLC(《鹰福特码头》)
原油码头和码头50%120 122 
Omog合资有限责任公司(3)
原油管道40%102 — 
马鞍峰原油管道30%209 208 
白色悬崖管道有限责任公司原油管道36%171 192 
WINK to Webster管道有限责任公司(“W2W管道”) (4)
原油管道(5)
16%345 330 
其他投资357 373 
对未合并实体的总投资$3,805 $3,764 
(1)这些实体的财务结果在我们的原油部分报告。
(2)卡普林管道在2020年期间停止使用，2021年的大部分时间等待管道系统的逆转。管道翻转项目已完成，临时服务从2021年12月中旬开始，全面服务从2022年1月开始。
(3)我们对该实体的所有权是作为Oryx Midstream在2021年10月成立二叠纪合资企业时贡献的资产的一部分获得的。有关更多信息，请参见注释7。
(4)虽然我们持有W2W管道不到20%的股份，但我们使用权益法对投资进行核算，因为我们相信我们对公司的财务和运营决策具有重大影响。
(5)管道系统在2021年期间部分投入使用，管道建设项目的另一阶段于2022年第一季度完成。

减值

在截至2020年12月31日的年度内，我们确认了由于减记我们在未合并实体的某些投资而造成的亏损，如下所述。这些金额反映在我们的综合经营报表上的“非合并实体投资收益/(减值)净额”中。

堆叠。于二零二零年第三季，吾等确定，由于钻探活动持续减少，以及其作业区内相关的原油产量持续下降，故我们于Stack Pipeline LLC的投资出现非暂时性减值。我们确认了一笔$的损失。91百万美元与我们的投资账面价值超出其公允价值部分的减记有关。估计公允价值(我们认为这是公允价值等级中的第三级计量)是基于贴现现金流量法，利用各种假设并应用大约14%，这代表了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井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。

红橡树。2019年6月，我们与菲利普斯66的一家子公司合资成立了红橡树管道有限责任公司(Red Oak Pipeline LLC)，我们在其中拥有50%的权益，开发一个新的原油管道项目。2020年，红橡树的合作伙伴决定，该项目不会像之前设想的那样继续进行。我们确定，我们在Red Oak的投资存在非临时性减值，我们确认了#美元的损失。69于2020年第二季度，我们在Red Oak的投资减记至我们在净资产中所占份额的估计剩余价值，减记金额为100万欧元。

F-32
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其他投资。在2020年第一季度，我们还确认了1美元的亏损43由于与市场状况下滑相关的非临时性减值，上表“其他投资”中包括的某些投资的减记金额为1百万美元。

编队

卡普林有限责任公司。2019年第一季度，Capline管道系统的所有者将其在系统中不可分割的共同权益转让给新成立的实体-Capline管道公司有限责任公司(“Capline LLC”)，以换取该实体的股权。捐款后，Capline LLC拥有100管道系统的%。在交易前，每个所有者在Capline管道系统中的不可分割的共同权益等于每个所有者在Capline LLC的股权。虽然我们拥有Capline LLC的大部分股权，但我们并不拥有Capline LLC的控股权，因为其他成员拥有实质性的参与权。因此，我们将我们在Capline LLC的所有权权益作为股权方法投资。

根据适用的会计规则，这笔交易导致我们未分割的共同利益“失去控制”，这一权益被取消确认，并促成了Capline LLC。“失去控制权”要求我们以公允价值衡量我们在Capline LLC的股权。在交易进行时，我们的54卡普林管道系统的未分割共同权益的账面价值为#美元。175百万美元，这主要与我们原油部门包括的财产和设备有关。我们确定我们在Capline LLC的投资的公允价值约为$444100万美元，从而确认收益#美元269在截至2019年12月31日的年度内，这些收益包括在我们的综合经营报表上的“非合并实体投资收益/(减值)投资净额”中。

我们在Capline LLC的投资的公允价值是基于利用贴现现金流分析的收益法。现金流预测需要使用各种假设和估计，其中包括与资本支出的时间和金额、预期关税税率和原油数量以及终端价值有关的假设和估计。当我们考虑到可能的结果时，我们对分析中使用的各种预测现金流情景进行了概率加权。我们使用的贴现率代表我们对市场参与者将使用的风险调整贴现率的估计。如果托运人的兴趣与我们模型中假设的水平不同，相关现金流可能会受到实质性影响，因此我们投资的公允价值可能会受到重大影响。我们投资的公允价值是使用重大不可观察的投入或公允价值层次中的第三级投入来确定的。

资产剥离

萨德尔霍恩。2020年2月，我们出售了一台10拥有Saddlehorn的%所有权权益，收益约为$78百万美元，并保留了30%的所有权权益。我们录得大约$的收益。21与此次出售有关的100万美元，包括在我们的综合经营报表上的“非合并实体投资的收益/(减值)投资净额”中。我们继续按照权益会计法对我们的剩余权益进行核算。

分配

从未合并实体收到的分配根据分配方法的性质进行分类，该方法着眼于生成分配的活动。我们将从未合并实体收到的分配视为对这些实体的投资回报，因为分配是通过经营业绩产生的，因此在我们的合并现金流量表中将这些分配归类为经营活动的现金流量。从未合并实体收到的其他分配被视为投资回报，并在合并现金流量表上归类为投资活动产生的现金流量。

投稿

我们通常通过出资为我们权益法投资的开发、建设或资本投资项目的我们部分提供资金。我们对这些实体的贡献增加了我们投资的账面价值，并作为投资活动中使用的现金反映在我们的综合现金流量表中。在截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度内，我们的现金捐款为82百万，$445百万美元和美元504百万美元，分别支付给我们的某些权益法被投资人。此外，我们将利息资本化了#美元。12百万，$16百万美元和美元20在截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度内，分别与向未合并实体提供的正在开发和建设的项目的捐款有关。

F-33
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基差

我们对未合并实体的投资比我们在这些实体净资产中的基础权益份额高出#美元。223百万美元和美元1702021年12月31日和2020年12月31日分别为100万人。此类基差已计入我们综合资产负债表上投资的账面价值。应占折旧或摊销资产的基础差额部分在相关资产的估计使用年限内按直线摊销，这减少了我们综合经营报表中的“未合并实体的权益收益”。可归因于商誉的基差部分未摊销。于二零二一年十二月三十一日及二零二零年十二月三十一日的基差主要归因于与我们在BridgeTex及Capline LLC的所有权权益有关的商誉，其余基差主要与我们未合并实体的资产建造过程中产生的资本化利息有关。

未合并主体财务信息汇总

我们所有未合并实体的综合汇总财务信息见下表(以百万为单位)。我们的未合并实体中没有一个拥有非控制性权益。

十二月三十一日，
20212020
流动资产$509 $580 
非流动资产$8,879 $8,769 
流动负债$366 $343 
非流动负债$15 $10 

截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
收入$1,320 $1,360 $1,469 
营业收入$505 $828 $994 
净收入$506 $826 $995 

F-34
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附注10-无形资产，净额

扣除累计摊销后的无形资产由以下部分组成(单位：百万)：

2021年12月31日2020年12月31日
估计有用
寿命(年)		成本累计
摊销		网络成本累计
摊销		网络
客户合同和关系(1)
3 – 31
$2,445 $(510)$1,935 $1,291 $(519)$772 
其他协议
1 – 70
36 (11)25 63 (30)33 
无形资产(2)
$2,481 $(521)$1,960 $1,354 $(549)$805 
(1)2021年与客户合同和关系有关的无形资产的增加与在组建二叠纪合资企业时获得的资产有关。有关更多信息，请参见注释7。
(2)我们包括路权，这是我们正在筹备中的无形资产，以及财产和设备中的相关设施金额。关于财产和设备的讨论见附注6。

当事件或情况显示账面价值可能无法收回时，具有有限寿命的无形资产将进行减值测试。在截至2021年12月31日的三年内，我们没有确认任何有限寿命无形资产的减值。

截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度的有限寿命无形资产摊销费用为122百万，$90百万美元和美元76分别为100万美元。我们估计，未来五年与有限寿命无形资产相关的摊销费用如下(以百万为单位)：

2022$240 
2023$232 
2024$220 
2025$207 
2026$187 

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注11-债务

债务由以下部分组成(单位：百万)：

十二月三十一日，
2021		十二月三十一日，
2020
短期债务
商业票据，加权平均利率为0.7% (1)
$— $547 
高级担保对冲库存工具，加权平均利率为1.2% (1)
— 167 
高级笔记：
3.652022年6月到期的优先债券百分比(2)
750 — 
其他72 117 
短期债务总额822 831 
长期债务
高级笔记：
3.652022年6月到期的优先债券百分比
— 750 
2.852023年1月到期的优先债券
400 400 
3.852023年10月到期的优先债券
700 700 
3.602024年11月到期的优先债券
750 750 
4.652025年10月到期的优先债券
1,000 1,000 
4.502026年12月到期的优先债券
750 750 
3.552029年12月到期的优先债券
1,000 1,000 
3.802030年9月到期的优先债券百分比
750 750 
6.702036年5月到期的优先债券百分比
250 250 
6.652037年1月到期的优先债券
600 600 
5.152042年6月到期的优先债券(3)
499 499 
4.302043年1月到期的优先债券(3)
348 348 
4.702044年6月到期的优先债券(3)
687 687 
4.902045年2月到期的优先债券(3)
649 649 
未摊销折扣和债务发行成本(54)(62)
优先票据，扣除未摊销折扣和债务发行成本后的净额8,329 9,071 
其他长期债务：
GO区定期贷款，扣除债务发行成本为#美元1，加权平均利率为1.3% (4)
— 199 
其他69 112 
长期债务总额8,398 9,382 
债务总额(5)
$9,220 $10,213 
(1)截至2020年12月31日，我们将这些商业票据和信贷工具借款归类为短期借款，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)2022年1月，我们发出通知，表示打算在2022年3月1日赎回这些优先票据。
(3)在截至2020年12月31日的年度内，我们回购了$17我们在公开市场上发行了100万张未偿还优先票据，并确认收益为$3在这些交易中，包括在我们的综合经营报表的“其他收入/(支出)净额”中的100万美元。
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(4)Go Zone定期贷款最初由我们的一家子公司承担，与收购Southern Pines天然气储存设施有关。与出售该贷款相关的贷款已于2021年8月偿还。有关更多信息，请参见注释7。
(5)我们的固定利率优先票据的面值约为$。9.12021年12月31日和2020年12月31日均为10亿美元。我们估计这些票据的总公允价值约为$9.92021年12月31日和2020年12月31日均为10亿美元。我们的固定利率优先票据在机构之间交易，这些交易通常由报告服务机构发布。我们对公允价值的确定是基于报告期末报告的交易活动。我们估计，根据我们的信贷安排、商业票据计划和GO区定期贷款，未偿还借款的账面价值接近公允价值，因为利率反映了当前的市场利率。我们的优先票据、信贷安排、商业票据计划和GO区定期贷款的公允价值估计基于可观察到的市场数据，并被归类为公允价值等级的第二级。

商业票据计划

我们有一个商业票据计划，根据该计划，我们可以发行(并在任何时候有未偿还的)不超过$2.7总计10亿美元的私人配售的无担保商业票据。此类票据由我们的高级无担保循环信贷安排和我们的高级担保对冲库存安排提供支持；因此，我们商业票据计划下的任何借款都会减少这些安排下的可用容量。

信贷协议

高级担保套期保值库存工具。2021年8月，我们签订了修订后的信贷协议，取代了我们的美元1.4计划于2022年8月到期的10亿美元高级担保对冲库存工具1.3510亿优先担保对冲库存安排，初始到期日为2024年8月。在获得额外或增加的贷款人承诺以及其他条款和条件的情况下，该贷款的承诺能力可能会增加到#美元。1.9十亿美元。经修订的信贷协议规定签发最高可达#美元的信用证。400百万美元。该融资机制的收益主要用于为购买或存储的对冲库存提供资金，包括纽约商品交易所和洲际交易所的保证金存款。承诺贷款项下的这类债务由融资存货和相关应收账款担保，并从出售融资存货的收益中偿还。在吾等选择的情况下，借款应根据信贷协议中定义的某些浮动利率指数计息，在每一种情况下，外加基于吾等在适用时间的信用评级的保证金。修订后的信贷协议还规定一或更多一年制延期，取决于适用的批准和其他条款和条件。

优先无担保循环信贷安排。2021年8月，我们签订了一项新的无担保信贷协议，规定优先无担保循环信贷安排，承诺借款能力为#美元。1.35亿美元，其中400一百万元可用于签发信用证。新的信贷协议取代了我们以前的信贷协议，后者规定了一美元。1.610亿优先无担保循环信贷安排，计划于2024年8月到期。在获得额外或增加的贷款人承诺以及其他条款和条件的情况下，承诺能力可能会增加到#美元2.1十亿美元。在吾等选择的情况下，借款应根据信贷协议中定义的某些浮动利率指数计息，在每一种情况下，外加基于吾等在适用时间的信用评级的保证金。新的信贷协议的初始到期日为2026年8月，并规定一或更多一年制延期，取决于适用的批准和其他条款和条件。

GO区定期贷款。2018年8月，我们达成了一项协议二 $100从我们的美元再营销中获得的百万定期贷款(GO区域定期贷款)100百万密西西比商业金融公司海湾机遇区工业发展收入债券(PAA天然气储存，L.P.项目)，系列2009和我们的美元100百万密西西比州商业金融公司海湾机遇区工业发展收入债券(PAA天然气储存，L.P.项目)，2010系列(统称为GO债券)。GO区定期贷款根据GO债券契约所规定的相关GO债券的应付利息，根据若干浮动利率指数应计利息，该等GO债券是根据该等债券的发行及管理而厘定的。与出售Southern Pines天然气储存设施相关的Go Zone定期贷款于2021年8月偿还。有关更多信息，请参见注释7。

F-37
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高级附注

我们的优先票据由Plains All American Pipeline，L.P.和a联合和各自发行100拥有%股权的综合财务附属公司(两者均无独立资产或业务)，并为该等实体的无抵押优先债务，与发行人现有及未来的优先债务享有同等的偿还权。吾等可选择在任何时间全部或不时在到期前按优先票据契约中所述的赎回价格赎回任何系列优先票据。我们的优先票据不受我们任何子公司的担保。

优先债券发行。下表汇总了截至2021年12月31日的三年内我们发行的优先无担保票据(单位：百万)：

年描述成熟性面值付息日期
2020
3.80发行的优先债券百分比99.794面值的百分比
2030年9月$750 3月15日和9月15日
2019
3.55发行的优先债券百分比99.801面值的百分比
2029年12月$1,000 6月15日和12月15日

优先债券偿还。 在截至2021年12月31日的三年内，我们全额偿还了以下优先无担保票据(以百万计)：

年描述还款日
2020
$600百万5.002021年2月到期的优先债券百分比
2020年11月
(1)
2019
$500百万2.602019年12月到期的优先债券百分比
2019年11月
(2)
2019
$500百万5.75优先债券于2020年1月到期百分比
2019年12月
(2)
(1)我们用我们的收益偿还了这些优先票据3.802020年6月发行的优先票据和手头现金的百分比。
(2)我们用我们的收益偿还了这些优先票据3.552019年9月发行的优先票据和手头现金的百分比。

到期日

截至2021年12月31日，我们的未偿还优先票据的加权平均到期日约为10好几年了。下表列出了这类优先票据在未来五年及以后按合同安排的到期日总额。列报的数额不包括未摊销折扣和债务发行成本。

历年
付款
(单位：百万)
2022$750 
2023$1,100 
2024$750 
2025$1,000 
2026$750 
此后$4,783 

F-38
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契诺和遵约

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)和管理我们优先票据的契约包含交叉违约条款。如果任何违约或违约事件持续，我们的信用协议禁止申报或支付对单位的分配，或购买或赎回单位。此外，这些协议包含各种公约，限制了我们的能力，其中包括：

•对某些财产授予留置权；
•产生债务，包括融资租赁；
•出售我们几乎所有的资产或进行合并或合并；
•与关联公司进行某些交易；以及
•签订某些繁重的协议。

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的信贷协议将控制权变更视为违约事件，并要求我们维持债务与EBITDA的覆盖率，在往后四个季度的基础上，不会超过5.00 to 1.00 (or 5.50收购期内所有未偿债务减至1.00美元(一般为收购后三个财政季度组成的期间)。150百万))。为了遵守契约的目的，综合EBITDA可能包括某些调整，包括用于重大项目和某些非经常性费用的调整。此外，在计算债务覆盖率时，信用证和为对冲库存和保证金要求提供资金的借款不包括在内。

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。只要我们遵守我们的信贷协议中的规定，我们分发可用现金的能力就不受限制。截至2021年12月31日，我们遵守了信贷协议和契约中包含的契约。

借款和还款

截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日，我们的信贷安排和商业票据计划下的借款总额约为$32.5亿，美元29.310亿美元13.3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$33.2亿，美元29.010亿美元12.9截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度分别为10亿美元。总借款和还款总额的差异受各种业务和财务因素的影响，包括但不限于一般合伙企业借款活动的时间、平均期限和方法。

信用证

关于我们的商人活动，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和天然气。这些信用证是在我们的优先无担保循环信贷安排和我们的优先担保对冲库存安排下签发的，我们与这些购买义务有关的负债记录在我们购买原油或NGL当月的资产负债表上的应付账款中。一般来说，这些信用证的签发期限最长为七十天并且在每个交易完成时被终止。此外，我们还签发信用证，以支持保险计划、衍生品交易，包括与对冲相关的保证金义务，以及建筑活动。截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们的未偿还信用证金额为$98百万美元和美元129分别为100万美元。

发债成本

与发行优先票据有关的费用被记录为直接从相关债务负债中扣除，并在相关债务期限内使用直线法摊销。使用直线法与摊销的“有效利息”法没有实质区别。

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附注12-合伙人的资本和分配

未完成的单位

截至2021年12月31日，合伙人资本由未偿还的普通股以及A系列和B系列优先股组成，这代表了我们的有限合伙人权益，使其持有人有权参与分配，并行使我们的合伙协议中概述的其他权利或特权。我们的普通合伙人对我们有非经济利益。

A系列首选单位

我们的A系列优先股于2016年以私募方式发行，发行价为1美元。26.25每单位(“发行价”)。A系列优先股代表我们的有限合伙人权益，与我们的B系列优先股并列，在分配权和清算权利方面优先于我们的普通单位和我们的其他类别或系列的股权证券。A系列优先股的持有者可获得按惯例进行反稀释调整的累计季度分配，相当于#美元。0.525每单位(美元)2.10每单位年化)。

持有者可以将他们的A系列优先单位转换为普通单位，通常在一-一对一的基础，并在任何时候、全部或部分地接受惯例的反稀释调整，但须受某些最低折算金额的限制(而且每季度不超过一次)。如果我们的普通单位的收盘价大于，我们可以在任何时间(但不超过每季度一次)将A系列优先单位转换为普通单位，在一定的最低转换金额的限制下，全部或部分转换。150前一次发行价格的百分比20交易日。A系列优先股与我们的共同单位在折算后的基础上投票，并对我们的合作伙伴协议的任何修订拥有某些其他类别投票权，这将对A系列优先股的任何权利、优先或特权产生不利影响。此外，在涉及控制权变更的某些事件发生时，A系列优先股的持有者除其他可能的选择外，可选择以当时适用的转换率将A系列优先股转换为普通股。

有一段时间30在(A)A系列优先股于2016年1月28日发行日(“发行日”)五周年和(B)发行日之后的每个周年日之后的几天内，A系列优先股持有者以多数票表决的方式可作出一-时间选举，将A系列优先单位分配利率重置为等于当时适用的10年期美国国债加5.85%(“首选分配率重置选项”)。首选分配率重置选项将作为嵌入派生项入账。有关其他信息，请参阅附注13。如果A系列优先股的持有人已行使优先分配率重置选择权，则在下列任何时间30于发行日六周年后六天内，我们可赎回全部或任何部分A系列优先股，以换取现金、普通单位(价值为95在我们的合伙协议中指定的交易日期间，我们的共同单位的成交量加权平均价格的百分比)或现金和共同单位的组合，赎回价格等于110发行价格的%，外加任何应计和未支付的分派。

B系列首选单位

我们的B系列固定利率至浮动利率累积可赎回永久优先股代表有限合伙人在我们的权益(“B系列优先股”)于2017年向公众发行，发行价为$1,000每单位。我们的B系列优先股代表我们的永久股权，它们没有规定的到期日或强制赎回日期，在任何情况下都不能由持有人选择赎回。B系列优先股的持有人一般没有投票权，但以下方面的投票权有限除外：(I)我们的合伙协议可能会对B系列优先股的现有优先股、权利、权力或义务产生重大不利影响；(Ii)如果当时未偿还的B系列优先股的累计分派拖欠，则创建或发行任何平价证券；(Iii)创建或发行任何优先证券；以及(Iv)从资本盈余中向我们的普通单位持有人支付分派。在清算事件的分配和应付金额的支付方面，B系列优先股与我们优秀的A系列优先股并列，优先于我们的共同单位。

F-40
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B系列优先股的清算优先权为#美元。1,000每单位。我们B系列优先股的持有者有权在我们的普通合伙人宣布从合法可用资金中为此目的获得累计半年或季度现金分配(视情况而定)。B系列优先股的分配自2017年10月10日，即最初发行之日起累加，每半年支付一次，在5月和11月15日至2022年11月15日及包括该日，以及2022年11月15日之后，每季度在每年2月、5月、8月和11月15日拖欠一次。自2017年10月10日起至2022年11月15日(含该日)的B系列首选单元的初始分配率为6.125每单位每年清算优先权的百分比(等于$61.25每单位每年)。在2022年11月15日及之后，B系列优先股的分配将在每个分配期内按清算优先股的百分比累积，该百分比等于B系列三个月LIBOR(根据我们的第七次修订和重新签署的有限合伙协议中的定义和计算)加上4.11%.

在发生某些评级机构事件时，我们可以美元的价格赎回B系列优先股，全部但不是部分1,020 (102B系列优先股)，加上相当于到赎回日(但不包括赎回日)的所有累积和未付分派的金额，无论是否宣布。此外，在2022年11月15日或之后的任何时间，我们可以选择全部或部分赎回B系列优先股，赎回价格为$1,000按B系列优先股加一笔金额，相当于截至赎回日(但不包括赎回日)的所有累积和未付分派，不论是否宣布。

下表列出了我们的首选单位和通用单位的活动：

有限合伙人
A系列
首选单位
B系列
首选单位		公共单位
截至2018年12月31日未偿还
71,090,468 800,000 726,361,924 
股权指数化薪酬计划下共同单位的发行
— — 1,666,652 
截至2019年12月31日未偿还
71,090,468 800,000 728,028,576 
普通股回购计划下普通单位的回购和注销— — (6,222,748)
股权指数化薪酬计划下共同单位的发行
— — 574,588 
截至2020年12月31日未偿还
71,090,468 800,000 722,380,416 
普通股回购计划下普通单位的回购和注销— — (18,061,583)
股权指数化薪酬计划下共同单位的发行
— — 672,707 
截至2021年12月31日的未偿还债务
71,090,468 800,000 704,991,540 

普通股回购计划。2020年11月，PAgP董事会批准了一项500百万股普通股回购计划(“计划”)将被用作向投资者返还资本的另一种方式。该计划授权不时回购，金额最高可达$500通过公开市场购买或根据适用的监管要求进行的谈判交易，持有我们的普通股和/或PAgP A类股票。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购买特定数量的普通股或PAgP A类股票。任何回购的普通股或PAgP A类股将被注销。我们持有的与回购的任何公开持有的普通股相关的PAgP C类股票也将被取消。有关我们对PAgP C类股票的所有权的其他信息，请参见附注17。

我们回购了18,061,583和6,222,748该方案下的共同单位通过分别于2021年12月31日和2020年12月31日终了年度结算的公开市场购买。这些单位的总买入价为元。178百万美元和美元50分别为百万美元，包括佣金和手续费。回购的普通股在收购后立即注销，我们持有的与回购的普通股相关的PAgP C类股票也是如此。截至2021年12月31日，该计划下的剩余可用容量为$272百万美元。

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收入分配

我们通过在合伙协议中应用分配方法来分配净收益用于合伙人的资本展示目的。净收入被分配100在实施了向我们的A系列优先单位持有人进行现金分配的收入分配以及我们B系列优先单位持有人的保证付款后，我们向我们的普通单位持有人支付了%。根据我们的合伙协议，我们的A系列优先单位持有人不会被分配用于支付实物分配的收入，用于合伙人的资本展示目的。

为了确定每普通单位的基本和稀释净收入，收入按照财务会计准则指导中规定的计算单位收益进行分配，包括扣除普通单位持有人可用于A系列和B系列优先单元期间分配(无论是现金支付还是实物分配)的收入。有关更多信息，请参见注释4。

分派给单位持有人

根据我们的合伙协议，在向我们的优先股持有者分配后，我们将剩余的可用现金分配给在以下时间内登记在册的普通股持有人45每个季度结束后的几天。可用现金通常被定义为我们在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。我们的可用现金还包括季度结束后借款产生的手头现金。

首选单位分布

下表详细说明了在所列年份支付给我们首选单位持有人的分配(单位数据除外，以百万为单位)：

现金分配
年首轮优先股持有人B系列优先单位持有人
2021$149 $49 
2020$149 $49 
2019$149 $49 

2022年2月14日，我们支付了现金分配37百万美元给我们的首轮首选单位持有人。于2021年12月31日，该金额应计为综合资产负债表中“其他流动负债”的应付分派。在2021年12月31日，大约是$6向我们的B系列优先单位持有人支付的应计分配中，有100万美元包括在我们综合资产负债表的“其他流动负债”中。

公共单位分布

下表详述了在所列年份支付给共同单位持有人的分配情况(单位为百万，单位数据除外)：

已支付的分配
分配单位：
公共单位
年公众AAP总计
2021$341 $176 $517 $0.72 
2020$432 $223 $655 $0.90 
2019$632 $372 $1,004 $1.38 

2022年1月10日，我们宣布了一项现金分配：0.18在我们杰出的共同单位中的每个单位。总分发额为$1272022年2月14日，从2021年10月1日至2021年12月31日期间，向2022年1月31日收盘时登记在册的单位持有人支付了100万英镑。在这笔钱中，大约有$43向AAP支付了100万美元。

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附属公司的非控股权益

截至2021年12月31日，我们子公司的非控股权益包括：(I)35二叠纪合资公司的%权益及(Ii)a33红河管道有限责任公司(“红河有限责任公司”)的%权益。导致确认此类非控股权益的交易如下所述。

2021年10月，我们与Oryx Midstream成立了一家合资企业--二叠纪合资企业。我们拥有65%的二叠纪合资企业和基于控制的整合，与Oryx Midstream的35%的权益占非控股权益。这笔交易导致确认合伙人的资本可归因于非控股权益约#美元。2.710亿美元，并增加我们合作伙伴的资本，不包括非控股权益约为$605百万美元。有关这项交易的更多详情，请参阅附注7。

2019年5月，我们与德勒物流合作伙伴有限公司(“德勒”)在我们的红河管道系统上成立了一家合资企业红河有限责任公司。我们收到了大约$128Delek的一百万美元33红河有限责任公司的%权益。我们基于控制整合红河有限责任公司，与德勒的33%的权益占非控股权益。

非控制性权益的贡献和分配

于截至二零二一年十二月三十一日及二零二零年十二月三十一日止年度内，我们从红河有限责任公司的非控股权益收到捐款$1百万美元和美元12亿元，分别用于红河管道的扩容。

在截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度内，我们支付了14百万，$10百万美元和美元6分别授予红河有限责任公司的非控股权益。

来自二叠纪合资企业的初始分配是在2022年第一季度支付的，大约为#美元。54支付给非控股权益的百万美元。后续分发将根据MSA进行分配。有关更多信息，请参见注释7。

注13-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缓解这些风险。我们使用各种衍生工具来优化我们的利润，同时管理我们对(I)大宗商品价格风险、(Ii)利率风险和(Iii)货币汇率风险的敞口。我们的商品价格风险管理政策和程序旨在通过监控我们的衍生品头寸以及实物数量、等级、地点、交货时间表和存储容量，帮助确保我们的对冲活动解决我们的风险。我们的利率和货币汇率风险管理政策和程序旨在监控我们的衍生品头寸，并确保这些头寸与我们的目标和批准的战略一致。我们的政策是将衍生工具用于风险管理目的，而不是为了投机商品价格、利率或货币汇率的变化。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，以及我们进行对冲的风险管理目标。这一过程包括对套期保值工具和被套期保值交易的具体识别、被套期保值风险的性质以及如何评估套期保值工具的有效性。 在对冲关系开始时，我们评估所采用的衍生品在抵消预期对冲交易的现金流变化方面是否非常有效。在整个套期保值关系中，追溯和预期的套期保值效果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量对冲的衍生品，公允价值的变化在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。未在套期保值关系中指定用于会计目的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综合现金流量表中的相关对冲项目被归类在同一类别。

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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。如果发生违约，双方都有权将应付和应收款项净额纳入双方之间的单一净结算额。

于二零二一年十二月三十一日、二零二一年及二零二零年十二月三十一日，我们的未偿还衍生工具均无包含信用风险相关或有特征，而该等特征会在我们的信用评级发生任何改变时对我们造成重大不利影响。虽然吾等可能被要求就透过结算经纪账户进行交易的交易所买卖衍生工具提交保证金，但吾等并不要求未结算的衍生工具交易对手向吾等提交抵押品。

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运营收入产生重大影响，以及(Iii)不收购和持有材料实物库存或衍生品以投机大宗商品价格变化。我们业务活动中固有的与大宗商品有关的重大风险可分为以下几大类：

商品购销-在我们正常的运营过程中，我们购买和销售商品。我们使用衍生品来管理相关风险并优化利润。截至2021年12月31日，与这些活动相关的净衍生品头寸包括：
•净多头头寸8.4与我们的原油购买相关的100万桶，2022年1月按比例平仓，以匹配月平均定价。
•净短时间价差头寸为5.7100万桶，这对冲了我们预期的原油租赁采购的一部分，直到2022年12月。
•净原油基础价差头寸为7.3到2022年12月，多个地点的石油产量将达到100万桶。这些衍生品使我们能够锁定等级和区位基准差异。
•净空头头寸19.2截至2023年12月，与原油和NGL库存的预期净销售相关的百万桶。

天然气加工/天然气分馏-我们购买天然气用于加工和运营需要。此外，我们购买用于分馏的NGL混合物，并销售由此产生的个别规格产品(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2021年12月31日，我们用于对冲与我们的天然气加工和NGL分馏活动相关的预期购买和销售相关的价格风险的未平仓衍生品头寸。

名义体积
(短)/长		剩余男高音
购买天然气
73.4Bcf
2023年12月
丙烷销量
(13.7)MMbls
2023年12月
丁烷销售量
(3.3)MMbls
2023年12月
凝析油销售
(1.5)MMbls
2023年12月
燃料气规定(1)
7.5Bcf
2022年12月
电源要求(1)
0.6TWh
2023年12月
(1)对我们加拿大天然气加工和分馏工厂的部分电力供应和燃料气需求进行对冲的头寸。

符合衍生工具定义但不符合或未指定为正常购买及正常销售范围例外的实物商品合约，按公允价值计入资产负债表，公允价值变动于收益中确认。我们已确定，我们的几乎所有实物商品合同都符合正常购买和正常销售范围的例外条件。
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出于会计目的，我们的商品衍生品没有被指定为对冲关系；因此，公允价值的变化在收益中报告。下表汇总了我们在收益中确认的大宗商品衍生品的影响(单位：百万)：

截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
产品销售收入$(710)$(302)$310 
现场运营成本71 5 14 
商品衍生品交易的净收益/(亏损)$(639)$(297)$324 

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，我们也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，并受各自交易所制定的保证金要求的约束。每天，我们的账户权益(包括我们的现金余额和我们未平仓衍生品的公允价值之和)与我们的初始保证金要求进行比较，从而支付或返还差异保证金。下表提供了我们的经纪人应收/(应付)净额的组成部分(以百万为单位)：

十二月三十一日，
20212020
初始利润率$133 $91 
差额边际已过帐/(已退回)173 290 
信用证(47)(63)
应收经纪人净额/(应付)$259 $318 

下表反映了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额结算的影响。这些金额是在未计入交易对手净额的影响之前按毛额列报的。然而，当法定抵销权存在时，我们已选择在我们的综合资产负债表上以净额基础向同一交易对手列报我们的商品衍生资产和负债。下表中的金额以百万为单位。

2021年12月31日2020年12月31日
抵押品净额结算的效果资产负债表列示的账面净值抵押品净额结算的效果资产负债表列示的账面净值
商品衍生品商品衍生品
资产负债资产负债
衍生资产
其他流动资产$90 $(210)$259 $139 $71 $(314)$318 $75 
其他长期资产，净额3 — — 3 5 — — 5 
衍生负债
其他流动负债4 (24)— (20)9 (40)— (31)
其他长期负债和递延信贷3 (9)— (6)— (32)— (32)
总计$100 $(243)$259 $116 $85 $(386)$318 $17 

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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，公允价值变动在AOCI中递延，并因产生与相关债务相关的利息支出而重新分类为利息支出。

下表汇总了截至2021年12月31日我们的未偿还利率衍生品的条款(名义金额以百万计)：

对冲交易
数量和类型
使用的衍生品
概念上的
金额
预期
终止日期
锁定的平均速率
会计核算
治疗
预期利息支出
8远期起始掉期
(30-年)
$200 6/15/20231.38 %现金流对冲
预期利息支出
8远期起始掉期
(30-年)
$200 6/14/20240.73 %现金流对冲

截至2021年12月31日，净亏损为1美元。208在AOCI递延的百万美元。预计在AOCI记录的递延净亏损将与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归类为收益。其中一部分是基于截至2021年12月31日的市场价格；因此，需要重新分类的实际金额将有所不同，并可能因市场状况的变化而发生重大变化。

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)：

截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
利率衍生工具，净额$19 $(10)$(91)

于2021年12月31日，计入综合资产负债表“其他长期资产净值”的利率对冲的公允净值合计为#美元。65百万美元。截至2020年12月31日，这些套期保值的公允净值总计为1美元。46并被计入“其他长期资产，净额”。

首选分配率重置选项
 
如果嵌入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联系，则不符合衍生品的全部定义的合同中的衍生品特征必须分开并单独核算。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综合资产负债表中。出于会计目的，这种嵌入衍生工具不在套期关系中指定，公允价值的相应变化在我们的综合经营报表的“其他收入/(费用)，净额”中确认。截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度，我们确认净收益为14百万，$20百万美元和美元2分别为100万美元。优先分配率重置选项的公允价值包括在我们综合资产负债表上的“其他长期负债和递延信贷”中，总额不到#美元。1百万美元和美元142021年12月31日和2020年12月31日分别为100万人。有关A系列首选设备和首选分配率重置选项的更多信息，请参见注释12。
F-46
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经常性公允价值计量

衍生金融资产和负债

下表按公允价值层级列出了按公允价值经常性核算的金融资产和负债(以百万计)：

截至2021年12月31日的公允价值截至2020年12月31日的公允价值
经常性公允价值计量(1)
1级2级3级总计1级2级3级总计
商品衍生品$(17)$(124)$(2)$(143)$(143)$(143)$(15)$(301)
利率衍生品— 65 — 65 — 46 — 46 
首选分配率重置选项和其他— — — — — 2 (14)(12)
衍生工具净资产/(负债)总额$(17)$(59)$(2)$(78)$(143)$(95)$(29)$(267)
(1)衍生工具资产及负债按净额列示，但不包括相关现金保证金存款。

1级

公允价值等级的第一级包括交易所交易的商品衍生品和场外商品合约，如期货和掉期。交易所交易商品衍生品和场外商品合约的公允价值是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，这些衍生品在交易量和交易频率低于活跃市场的可观察市场进行交易。此外，它还包括某些实物商品合约。这些衍生品的公允价值与市场可观察到的投入相印证。

3级

公允价值层次的第3级包括某些实物商品和其他合约、场外期权以及我们的合伙协议中包含的优先分配率重置选项，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，其中涉及管理层判断，以及来自可观察和不可观察市场的定价投入，但成交量和交易频率低于活跃市场。与这些估计和投入的重大偏离可能导致公允价值的重大变化。我们在我们的综合经营报表中将与这些合同相关的未实现损益报告为产品销售收入。

我们的合作伙伴协议中包含的嵌入式衍生功能的公允价值是基于一个估值模型，该模型估计了在有和没有优先分配率重置选项的情况下A系列优先股的公允价值。该模型包含的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，其中一些涉及管理层的判断。这些投入的重大变化可能导致这一嵌入衍生特征的公允价值发生重大变化。

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3级净资产/(负债)前滚

下表对分类为3级的衍生品的期初和期末余额的公允价值变化进行了对账(以百万为单位)：

截至十二月三十一日止的年度：
20212020
期初余额$(29)$(51)
计入收益的当期净收益/(亏损)15 12 
聚落12 10 
期末余额$(2)$(29)
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
$15 $12 

附注14-租契

承租人
我们评估所有签订或修改的协议，这些协议向我们传达了在一段时间内使用财产或设备的情况，以确定协议是否为或包含租赁。在确定我们是否获得指示使用已确定的财产或设备的权利时，需要作出重大判断。我们根据不可取消和可取消的经营和融资租赁租赁某些财产和设备。我们的经营租赁主要涉及轨道车、办公空间、土地、车辆和储油罐，我们的融资租赁主要涉及拖拉机拖车、土地、储油罐和车辆。我们的其中一份融资租赁是为一家股权投资公司拥有的储油罐提供的，我们在该公司拥有50%的利息。对于初始期限大于12个月的租赁，我们在资产负债表上确认使用权资产和租赁负债。初始期限为12个月或以下的租约不计入资产负债表。我们选择了非租赁成分分离，对于我们作为承租人的某些类别的资产来说，这是切实可行的权宜之计。我们的租赁协议剩余的租赁条款包括一年到大约59好几年了。如果适用，此范围包括与租赁相关的附加条款，我们有理由确定将对这些条款行使续签选择权，并且此类续订选择权被确认为我们使用权资产和租赁负债的一部分。我们有续订租约的选择，条款范围从一年至25未被确认为我们使用权资产或租赁负债的一部分的年份，因为我们已确定我们不能合理地确定行使续期选择权。

我们的某些租约有可变租金，其中许多是基于市场指数的变化，如消费物价指数。我们的拖拉机拖车租赁协议包含相当于租赁期结束时拖拉机拖车公平市场价值的剩余价值担保，如果我们选择不以等于公允价值的金额购买资产。我们的租赁协议不包含任何实质性的限制性契约。

在确定租赁付款的现值时，我们使用租赁中隐含的贴现率，当贴现率很容易确定时；然而，对于我们的大多数租赁来说，这个贴现率并不容易确定。对于贴现率不能轻易确定的租赁，我们利用反映抵押借款的递增借款利率以及反映我们租赁组合的付款和条款，根据租赁开始日的信息对租赁付款进行贴现。

F-48
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下表列出了租赁费用的组成部分，包括在收入中确认的金额和资本化的金额(以百万计)：

截至十二月三十一日止的年度：
租赁费202120202019
经营租赁成本$96 $111 $125 
短期租赁成本19 31 35 
其他(1) (2)
14 8 — 
总租赁成本$129 $150 $160 
(1)包括融资租赁成本、可变租赁成本和转租收入。
(2)包括大约$8百万美元和美元6于截至二零二一年及二零二零年十二月三十一日止年度，分别与权益法被投资人拥有的租赁储油罐有关连，而吾等在该权益法投资公司拥有50%的利息。

下表列出了与租赁交易产生的现金流有关的信息(单位：百万)：

截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
为计量租赁负债所包括的金额支付的现金：
经营租赁的经营现金流$91 $108 $116 
融资租赁的营运现金流$7 $5 $1 
融资租赁的现金流融资$11 $19 $18 
因获得新的使用权资产或修改而产生的租赁负债的非现金变化：
经营租约$94 $5 $77 
融资租赁 (1)
$1 $32 $27 
(1)包括$25百万美元和美元12截至2020年12月31日及2019年12月31日止年度，分别与权益法被投资人拥有的租赁储油罐有关连，而吾等在该权益法投资公司中拥有50%的利息。

与加权平均剩余租赁期限和贴现率相关的信息如下表所示：

十二月三十一日，
20212020
加权-平均剩余租期(以年为单位)：
经营租约1112
融资租赁99
加权平均贴现率：
经营租约4.2 %4.5 %
融资租赁11.6 %11.1 %

F-49
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下表显示了我们的经营和融资租赁使用权资产和负债在我们的综合资产负债表上的金额和位置(以百万为单位)：

十二月三十一日，
租契资产负债表位置20212020
资产
经营性租赁使用权资产长期经营性租赁使用权资产净额$393 $378 
融资租赁使用权资产 (1)
财产和设备$136 $141 
累计折旧(37)(27)
财产和设备，净额$99 $114 
租赁使用权资产总额$492 $492 
负债
经营租赁负债
当前其他流动负债$77 $78 
非电流长期经营租赁负债339 317 
经营租赁负债总额$416 $395 
融资租赁负债(1)
当前短期债务$12 $11 
非电流其他长期债务，净额59 70 
融资租赁负债总额$71 $81 
租赁总负债$487 $476 
(1)包括$的使用权资产33百万美元和美元35百万美元，租赁负债为$35百万美元和美元36截至2021年12月31日和2020年12月31日，分别与权益法被投资方拥有的租赁储罐相关，而我们在该储罐中拥有50%的利息。

下表列出了截至2021年12月31日不可撤销租赁项下未来最低租赁付款的未贴现现金流的到期日，并与我们综合资产负债表上的租赁负债进行了对账(金额以百万为单位)：

运营中
金融(2)
未来最低租赁付款 (1):
2022$92 $18 
202375 15 
202463 14 
202550 12 
202638 7 
此后252 60 
总计570 126 
减去：现值折扣(154)(55)
租赁负债$416 $71 
F-50
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(1)不包括我们综合资产负债表中未包括的短期和其他非实质性租赁的未来最低付款。
(2)包括大约#美元的付款6在截至2022年至2026年的每一年中，58之后与权益法被投资人拥有的租赁储油罐相关的百万美元，我们在该公司拥有50%的利息。

出租人

我们评估所有签订或修改的协议，将财产或设备的使用期限转给他人，以确定协议是否为租约或包含租约。在确定客户是否获得指示使用已确定的财产或设备的权利时，需要作出重大判断。与这些协议相关联的基础资产将被评估，以供未来在租赁期之后使用。我们选择了非租赁成分分离，对于我们作为出租人的所有资产类别都是可行的权宜之计。

我们签订协议，开展与(I)主要为原油和NGL提供储存服务以及(Ii)运输原油和NGL相关的活动。这些协议中的某些协议赋予交易对手指导实际不同资产运营的权利。此类协议包括(I)固定对价，该对价是根据期间的可用容量乘以协议中的费率来衡量的，或(Ii)固定月费和基于使用量的可变对价。这些协议通常包括在事先通知的情况下延长或终止租约的选项。这些协议是经营租赁。

下表列出了我们在所示期间的租赁收入(以百万为单位)：

截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
经营租赁收入(1)
$28 $19 $17 
(1)这些金额包括在我们的综合经营报表的“服务收入”中。

下表列出了截至2021年12月31日生效的经营租赁协议的租赁付款到期日。本报告包括最低固定租赁付款，不包括可变租赁对价的估计数。这些协议的剩余租赁条款范围为一年至20好几年了。下表列出了与这些协议有关的预计收到的未贴现现金流(单位：百万)：

20222023202420252026此后
未来最低租赁收入$29 $22 $20 $20 $20 $197 

附注15-所得税

所得税开支按本公司经营所在司法管辖区内有关期间内有效或将会生效的税率估计。递延所得税资产和负债按财务报告和税务目的的资产和负债基础之间的暂时性差异确认，并按预期在实际支付或追回税款时生效的制定税率列报。在我们不认为递延税项资产更有可能收回的范围内，设立估值免税额。税法的变更计入该等变更生效期间的相关计算。我们根据与我们目前的税务状况有关的更可能的标准来审查或有税项负债的估计风险。

根据FASB关于所得税不确定性会计处理的指引，只有在税务机关根据税务状况的技术优点以及税务机关过去的行政做法和先例进行审查后更有可能维持税务状况的情况下，我们才可能确认来自不确定税收状况的税收利益。截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们没有确认任何与所得税不确定性相关的重大金额。

F-51
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美国的联邦税和州税

作为一家MLP，我们不需要缴纳美国联邦所得税；相反，我们运营的税收效果会转嫁给我们的单位持有人。虽然我们在一些州需要缴纳州所得税，但这对截至2021年、2020年和2019年12月31日的年份的影响是微不足道的。

加拿大联邦税和省税

我们在加拿大的所有业务都是由实体进行的，这些实体被视为公司，用于加拿大的税收目的(流经美国所得税目的)，并且需要缴纳加拿大联邦和省的税。此外，从我们的加拿大实体向其他Plains实体支付的利息和股息需缴纳加拿大预扣税，作为所得税费用处理。

税种构成

所得税费用的构成如下(单位：百万)：

截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
当期所得税支出：
州所得税$2 $— $3 
加拿大联邦和省所得税48 51 109 
当期所得税支出总额$50 $51 $112 
递延所得税费用/(福利)：
加拿大联邦和省所得税$23 $(70)$(46)
递延所得税支出/(收益)合计$23 $(70)$(46)
所得税总支出/(收益)$73 $(19)$66 

基于法定联邦所得税税率的所得税支出与我们的有效所得税支出之间的差额汇总如下(以百万为单位)：

截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
税前收益/(亏损)$721$(2,599)$2,246
合伙企业(收益)/亏损不受加拿大现行税收的影响(370)2,221(1,769)
$351$(378)$477
加拿大联邦和省的公司税率24%24%26%
按法定税率计算的所得税费用/(福利)$84$(91)$124
加拿大永久性差异和利率变化$(13)$72$(61)
州所得税2—3
所得税总支出/(收益)$73$(19)$66

截至2020年12月31日止年度的加拿大永久性差额及汇率变动主要与年内确认的商誉减值有关。减值的部分商誉没有加拿大所得税的基础，因此在确定应纳税所得额时不是可扣除的费用，导致加拿大税收方面的永久性差异。 有关此减值的更多信息，请参见附注8。
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2019年第二季度，艾伯塔省政府颁布立法，将艾伯塔省企业所得税税率从12%至82019年7月1日至2022年1月1日期间的因此，在2019年第二季度，我们确认我们的递延所得税负债减少了约1美元60百万美元和相应的递延税收优惠。2020年第四季度，艾伯塔省政府将税率下调的时机改为将企业所得税税率降至8从2020年7月1日开始。

递延税项资产和负债由适用的纳税实体和司法管辖区汇总，其结果如下(以百万为单位)：

十二月三十一日，
20212020
递延税项资产：
衍生工具$39 $45 
租赁负债48 39 
净营业亏损2 2 
其他17 16 
递延税项资产总额106 102 
递延税项负债：
超过税值的财产和设备(531)(475)
租赁资产(47)(38)
其他(3)(3)
递延税项负债总额(581)(516)
递延税项净负债$(475)$(414)
递延税项资产/(负债)资产负债表分类：
其他长期资产，净额$2 $2 
其他长期负债和递延信贷(477)(416)
$(475)$(414)

截至2021年12月31日，我们的海外净营业亏损结转为$9100万美元，将于2034年开始到期。

一般来说，我们加拿大实体的纳税申报单从2017年到2021年都是开放的。我们的美国和州纳税年度通常从2018年到2021年开放审查。

截至2021年12月31日，就2008至2016纳税年度，吾等已收到加拿大税务局及艾伯塔省税务及税务局(“加拿大税务当局”)发出的重估通知(“通知”)，主要与跨境公司间融资交易的转让定价有关。这些通知包括与这些转让定价事项有关的评估，包括罚款和利息，总额约为#美元。120百万美元(根据截至2021年12月31日的汇率计算)。提交反对通知书，对重新评估提出异议，需要支付一部分评估。因此，我们已汇出约#美元。101与分摊有关的100万欧元(根据2021年12月31日的汇率)，列入我们综合资产负债表上的“其他长期资产净额”。我们不同意这些通知，并对重新评估提出了异议。我们打算积极捍卫我们的立场，我们计划寻求所有可用的补救措施，以成功解决这些问题，包括与加拿大税务当局的行政补救措施，以及必要时的司法补救措施。截至2021年12月31日，我们认为，我们与这些事项相关的税收状况“更有可能”持续下去，尚未确认任何与这些通知相关的所得税不确定性金额。

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附注16-大客户与信用风险集中度

埃克森美孚公司及其子公司15%, 12%和12分别占我们截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度收入的6%。马拉松石油公司及其子公司12%, 13%和12分别占我们截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度收入的6%。BP P.L.C.和它的子公司占了10在截至2021年12月31日的一年中，我们的收入占总收入的1%。菲利普斯66公司及其子公司占11占我们截至2019年12月31日的年度收入的1%。在截至2021年12月31日的三年中，没有其他客户占我们收入的10%或更多。来自这些客户的大部分收入与我们的原油部门商人活动有关，向这些客户的销售发生在多个地点。如果我们失去一个或多个这样的客户，我们就有可能无法以可比的利润率识别和进入替代市场。

可能使我们面临集中信用风险的金融工具主要是应收贸易账款。我们的应收账款主要来自原油的购买者和托运人，其次是NGL的购买者。这种行业集中度有可能影响我们的整体信用风险敞口，因为客户可能会受到经济、行业或其他条件变化的类似影响。我们审查交易对手的信用风险敞口和财务信息，并通常要求对被认为不可信的客户的应收账款开具信用证，除非信用风险可以通过其他方式降低。关于我们的应收账款和我们对信用风险的审查，请参阅附注3。

附注17-关联方交易

PAgP C类股份的所有权

截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们拥有534,596,831和547,717,762分别为PAgP的C类股。每股C类股份代表PAgP的非经济有限合伙人权益。我们拥有的C类股份数量等于有权与PAgP A类和B类股票持有人按比例投票选举合格PAgP董事的已发行普通股和A系列优先股的数量。在董事选举中，C类股票起到了“传递”投票机制的作用，我们通过该机制在普通单位持有人和A系列优先单位持有人的指导下进行投票，并作为他们的代理进行投票。AAP持有的普通单位和B系列优先单位无权在董事选举中投票。

我们的普通合伙人及其附属公司的报销

我们的普通合伙人提供管理和运营我们的业务、财产和资产所需的服务，包括雇用或留住人员。我们不向普通合伙人支付管理费，但我们会报销普通合伙人因此而产生的所有直接和间接成本或代表我们支付的款项，包括员工、高级管理人员和董事薪酬和福利的成本，以及我们开展业务所需或适当的所有其他费用。我们在普通合伙人产生这些成本的期间按应计制记录这些成本。我们的合伙协议规定，我们的普通合伙人将以我们的普通合伙人自行决定的任何合理方式确定可分配给我们的费用。截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度，我们向普通合伙人报销的总成本为$467百万，$553百万美元和美元580分别为100万美元。

总括协议

普莱恩斯实体于2016年11月15日签署了一项综合协议，其中规定：

•除所得税外，吾等将支付PAGP任何实体的所有直接或间接开支(包括但不限于(I)PAGP董事的薪酬、(Ii)董事及高级职员责任保险、(Iii)上市交换费、(Iv)投资者关系开支及(V)与法律、税务、财务咨询及会计服务有关的费用)。我们花了$5百万，$5百万美元和美元4在截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度内分别为100万美元；

•PAGP发行额外的A类股票并使用其净收益从AAP购买同等数量的AAP单位的能力，以及AAP使用由此获得的净收益从我们购买同等数量的普通股的相应能力；以及

F-54
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•PAGP将其未来产生的任何债务的收益借给AAP的能力，以及AAP将该等收益借给我们的相应能力，在每种情况下，条款均与PAGP所产生的基本相同。

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9)。我们承认在PAGP董事会中有指定代表和/或拥有超过10AAP的有限合伙人权益的%。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关系的子公司或基金是关联方。截至2021年12月31日，没有实体符合被承认为主要所有者的标准。

通过能源矿产集团(“EMG”)一家关联公司于2019年5月进行的各种交易，EMG在AAP的有限合伙人权益大幅减少，导致EMG失去了在PAGP董事会指定代表的权利。此外，由于西方石油公司或其子公司(“Oxy”)于2019年9月进行的各种交易，Oxy不再持有AAP的有限合伙人权益，并失去在PAgP董事会指定代表的权利。在这些交易之后，我们不再承认EMG或Oxy为主要所有者。

2021年8月，PAGP董事会批准并通过了一项对PAGP有限责任公司协议的修正案(“修正案”)，该修正案取消了之前谈判达成的所有“董事”指定权利，并要求所有董事必须接受公开选举，包括Kayne Anderson Capital Advisors，L.P.(“Kayne Anderson”)的传统合同权利，指定一名个人在PAGP董事会任职，而不经历公开选举。修正案还取消了之前谈判的所有权利，包括Kayne Anderson在某些情况下任命PAGP董事会观察员的权利。由于这些变化，我们不再承认凯恩·安德森及其附属公司为关联方。

在截至2021年12月31日的三年内，我们确认了销售和运输收入，购买了石油产品，并利用了关联方的运输和储存服务。这些交易是以公布的关税税率或我们认为接近市场的价格进行的。

这些交易对我们的综合业务报表的影响如下(以百万为单位)：

截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
关联方收入(1)
$33 $46 $692 
从关联方购买和支付相关费用 (1)
$385 $451 $223 
(1)根据买入/卖出交易，作为库存交换一部分的原油购买计入相关销售，任何利润均在我们的综合经营报表中的“购买及相关成本”中列示。

我们在合并资产负债表上反映的与这些关联方的应收账款和应付账款如下(单位：百万)：

十二月三十一日，
20212020
应收贸易账款和其他应收账款，关联方净额(1)
$41 $34 
应付关联方的贸易账款(1) (2)
$72 $88 
(1)包括与原油买卖、运输和储存服务有关的金额，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的金额或预付款。
F-55
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(2)我们达成协议，将原油储存在设施中，并运输原油，或利用股权法投资者拥有的管道上的产能。我们对运输的部分承诺得到原油买卖或与第三方签订的其他相应数量协议的支持。

附注18-股权指数化薪酬计划

我们的股权指数薪酬计划主要包括LTIP。虽然在某些LTIP下也考虑了其他类型的奖励，但目前未完成的奖励仅限于“幻影单位”和“跟踪单位”，“幻影单位”成熟为在归属时获得PAA公共单位(或现金等价物)的权利，而“跟踪单位”在归属时表示有权根据PAA公共单位在归属时的市场价值获得现金支付。一些奖励还包括DERS，根据适用的归属标准，受赠人有权获得等同于尚未完成的PAA共同单位支付的现金分配的现金支付。DER随着基础LTIP裁决的归属或没收而终止。

普莱恩斯全美2021年长期激励计划。2021年5月，PAA单位持有人批准了Plains All American 2021长期激励计划，该计划对Plains All American 2013长期激励计划进行了修订、重新声明和更名，并授权20在授予根据该计划授予的奖励时，可交付100万个PAA公共单位。

我们的LTIP奖励包括负债分类奖励和股权分类奖励。根据财务会计准则委员会有关股份支付的指引，负债分类LTIP奖励的公允价值是根据相关PAA单位于每个资产负债表日的收市价计算，并根据归属期间估计于相关单位发生的任何分派的现值作出调整，而奖励接受者将不会收到该分派。股权分类奖励的公允价值在各自的授予日以类似的方式计算。这些公允价值被确认为服务期内的补偿费用。我们已选择在发生奖品丧失时予以承认。

我们的LTIP奖励包含(I)基于时间的归属标准、(Ii)业绩条件、(Iii)市场条件或(Iv)基于时间的归属标准和业绩条件的组合。对于有绩效条件的奖励，只有当绩效条件被认为可能发生时，才会在服务期间累计费用。当具有以前被认为不太可能的业绩条件的奖励变得可能时，我们在概率评估改变的期间产生额外的费用。这是必要的，以便将与这些赔偿有关的应计债务提高到如果我们从赠款之日起就为这些赔偿累算的情况下的水平。对于有市场条件的奖励，可能的结果是在计算公允价值的相应日期确定的，由此产生的费用在服务期内应计。

以下是截至2021年12月31日我们的LTIP授权的奖项摘要(单位：百万)：

LTIPLTIP
授权的裁决
普莱恩斯全美2021长期激励计划28.8 
普莱恩斯全美巴新继任者长期激励计划1.3 
Plains All American GP LLC 2006年长期激励跟踪单位计划13.4 
总计(1)
43.5 
(1)中的43.5授权的奖项总数为百万，22.7目前有100万个奖项可供选择。剩余余额已经归属或目前尚未清偿。

截至2021年12月31日，10.7有100万个LTIP奖项悬而未决。在尚未颁发的奖项中，7.6百万美元包括相关的DER。截至2021年12月31日，一些尚未完成的LTIP裁决被认为可能会归属，预计这些裁决将在2022年1月至2026年8月期间的不同日期归属。截至2021年12月31日，被认为可能归属的未完成裁决的剩余未确认公允价值约为$44百万美元。

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附注19-承付款和或有事项

承付款

我们有与房地产、设备和运营设施相关的承诺，其中一些是租赁。我们还会产生与租赁土地、通行权、许可证和监管费用相关的成本。截至2021年12月31日与这些项目有关的未来不可取消承付款摘要如下(以百万为单位)：

20222023202420252026此后总计
租契(1)
$110 $90 $77 $62 $45 $312 $696 
其他承诺(2)
327 307 298 282 211 624 2,049 
总计$437 $397 $375 $344 $256 $936 $2,745 
(1)包括财务会计准则指引所界定的营运租赁和融资租赁。租赁主要用于(一)火车车厢、(二)办公空间、(三)土地、(四)车辆、(五)储油罐和(六)拖拉机拖车。有关其他信息，请参阅附注14。
(2)主要包括储存、运输和管道吞吐量协议，以及某些路权地役权。与我们的存储、运输和管道吞吐量协议相关的费用约为$270百万，$265百万美元和美元2362021年、2020年和2019年分别为100万。大部分储存、运输和管道吞吐量承诺与协议有关，这些协议将原油储存在设施中，并在权益法投资者拥有的管道上运输原油，我们在该公司拥有50%的利息，按公布的税率或我们认为接近市场的价格计算。我们对运输的部分承诺得到原油买卖或与第三方签订的其他相应数量协议的支持。

或有损失--总则

就我们能够评估意外情况负面结果的可能性而言，我们对这种可能性的评估从很小到很可能不等。如果我们确定可能出现负面结果，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能够被合理地估计，并且该范围内的任何金额都不是比任何其他金额更好的估计，那么我们将产生等于该范围内的最小金额的未贴现负债。此外，我们估计我们预计与或有损失相关的法律费用，并在这些费用是实质性的和可能发生的时候应计这些费用。

当损失的可能性很大，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，披露对可能的损失或损失范围的估计。

法律程序-一般法律程序

在正常业务过程中，我们涉及各种法律程序，包括因监管和环境问题而引起的法律程序。在确定与该等法律程序相关的损失概率以及与之相关的任何潜在损失是否可估测时，我们会考虑我们认为所有相关的已知事实和情况，以及我们认为关于将这些事实和情况应用于现有协议、法律和法规的合理假设。虽然我们投保了各种风险，但不能保证此类保险的性质和金额在任何情况下都足以充分保障我们免受当前或未来法律程序造成的损失。

因此，我们不能保证我们目前参与或未来将参与的各种法律诉讼的结果不会单独或总体上对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。

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环境--总则

我们目前拥有或租赁，过去曾拥有和租赁过正在或曾经处理包括碳氢化合物在内的危险液体的财产。这些财产及其上处置的危险液体或相关废物可能受到修订后的美国联邦综合环境反应、补偿和责任法案、修订后的美国联邦资源保护和回收法案以及州和加拿大的联邦和省级法律法规的约束。根据这些法律和法规，我们可能被要求清除或补救危险液体或相关废物(包括以前的所有者或经营者处置或释放的废物)，并清理受污染的财产(包括受污染的地下水)。我们已经获得或将在未来获得的资产可能会有环境补救责任，我们不会对这些责任进行赔偿。

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(未来可能还会经历)从我们的管道、铁路、存储和其他设施运营中释放到环境中的碳氢化合物产品。这些释放可能是由事故或不可预测的人为或自然力量造成的，并可能到达地表水水体、地下水含水层或其他敏感环境。我们还可能发现过去释放的气体对环境的影响，而这些影响以前是无法确定的。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、运营业绩或现金流产生重大不利影响。

当可能进行环境评估和/或补救措施并且可以合理估计金额时，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可行性研究或承诺正式行动计划的时间一致。我们不会将我们的环境补救责任等同于现值。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有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2021年12月31日，我们估计的环境负债未贴现准备金(不包括与901线事故有关的负债，如下所述)总计为#美元。57100万美元，其中11百万美元被归类为短期和美元46百万美元被归类为长期贷款。截至2020年12月31日，我们估计的环境负债未贴现准备金(不包括与901线事件有关的负债)总计为$55100万美元，其中8百万美元被归类为短期和美元47百万美元被归类为长期贷款。此类短期负债反映在“其他流动负债”中，长期负债反映在综合资产负债表中的“其他长期负债和递延信贷”中。截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们已记录的应收账款(不包括与901线路事件有关的应收账款)总额为#美元11百万美元和美元6根据保险和根据赔偿协议可能从第三方追回的金额分别为百万美元1其中100万美元在每个期间反映在“其他长期资产，净额”中，其余反映在综合资产负债表上的“应收贸易账款和其他应收账款，净额”中。

在某些情况下，与这些负债有关的实际现金支出可能在三年或更长时间内不会发生。我们在确定这些储量时所用的估计是基于我们目前掌握的信息和我们对最终结果的评估。在影响我们估计的许多不确定因素中，包括对我们的补救计划进行必要的监管批准和可能的修改、对土壤或水污染影响的初步评估可获得的数据量有限、与环境补救服务和设备相关的成本的变化以及现有或未来的法律索赔可能导致额外的责任。因此，虽然我们相信储备金是足够的，但实际发生的成本(最终可能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微乎其微的或有成本)可能超过储备金，并可能对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。

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具体的法律、环境或监管事项

901线路事故。2015年5月，我们经历了从加利福尼亚州圣巴巴拉县的拉斯弗洛雷斯至加维奥塔管道(901号线)的原油泄漏。部分释放的原油通过排水暗渠到达里福吉奥州立海滩的太平洋。在释放之后，我们关闭了管道，并启动了我们的应急计划。为应对工作成立了一个统一司令部，其中包括美国海岸警卫队、环境保护局、加利福尼亚州鱼类和野生动植物部、加利福尼亚州溢油预防和响应办公室以及圣巴巴拉应急管理办公室。联合司令部已确定关于受影响的海岸线和其他地区的清理和补救行动已完成，联合司令部已解散。根据相关事实、数据和信息，并如下文所述的同意法令所述，我们对漏油量的估计约为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，对我们提起了一些诉讼，其中大部分已经得到解决。以下是目前悬而未决或最近解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。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联邦和州机构(统称为受托人)进入了自然资源损害评估(NRDA)合作程序。此外，各政府机构寻求根据适用的州和联邦法规收取民事罚款和罚款。2020年3月13日，美国和加利福尼亚州人民对Plains All American Pipeline，L.P.和Plains Pipeline L.P.提起民事诉讼，以及由美国司法部、环境和自然资源司、美国运输、管道和危险材料安全管理局、EPA、CDFW、加州公园和娱乐部、加州土地委员会、加州林业和消防局、州消防局办公室签署的事先谈判的和解协议(同意法令)。中央海岸地区水质控制委员会和加州大学的董事会成员。这项同意法令于2020年10月14日由加州中区联邦地区法院批准并进入。根据同意法令的条款，普莱恩斯支付了$24民事罚款100万美元和美元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。同意法令还包含实施某些商定的禁令救济的要求，以及可能重新启动901号线和903号线的塞斯夸克至本特兰部分的要求。同意法令解决了与这一事件有关的所有监管索赔。

经过调查和大陪审团程序，2016年5月，加利福尼亚州大陪审团根据向圣巴巴拉县加州高等法院提交的起诉书(“2016年5月起诉书”)指控PAA与901号线事件有关，违反了加州法律。2016年5月起诉书中的15项指控是圣巴巴拉县加州高等法院陪审团审判的主题，陪审团于2018年9月7日做出裁决，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。其余的指控后来被法院驳回。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。2021年9月，高等法院结束了一系列听证会，讨论是否有漏油事件的“直接受害者”根据适用的刑法有权获得赔偿。通过在初审法院一级发布的一系列最后命令，在不影响索赔人根据民法享有的任何权利的情况下，法院驳回了绝大多数索赔，并裁定根据适用的刑法，索赔人无权获得赔偿。法院确实判给了总额不到#美元的赔偿。150,000在听证会之前，我们与大约40名索赔人达成和解，以进行不重要的综合考虑。检方已对法院的裁决提出上诉。

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在901号线事故发生后不久，我们设立了索赔热线，并鼓励任何因释放而受损的各方与我们联系，讨论他们的损失索赔。我们通过索赔行收到了一些索赔，我们已经处理了这些索赔，并酌情支付了款项。九针对我们提起了集体诉讼；然而，在各种索赔被驳回或合并后，美国加州中心区地区法院仍有两项诉讼待决。在第一起诉讼中，原告声称，此次泄漏损害了两类不同的索赔人：(I)在南加州海岸附近水域的某些特定渔区捕捞鱼类的商业渔民，或者转售在这些地区捕获的商业海鲜的个人或企业；以及(Ii)住宅海滨物业的业主和承租人，或拥有私人地役权的海滩物业的承租人，原告要求从泄漏中获得的石油被冲上海滩。我们正在对这些说法进行有力的辩护。此案定于2022年6月开庭审理。在第二起诉讼中，原告寻求宣告性判决，即Plains的路权协议将不允许Plains在不支付额外赔偿的情况下铺设新管道，以取代901线和/或903线的非运营段。在这一行动中，审判日期尚未确定。

此外,四单位持有人衍生品诉讼是由该合伙企业的某些据称的投资者对PAGP和该合伙企业的某些关联公司、高级管理人员和董事提起的。在各种索赔被驳回或合并后，针对PAGP的一项诉讼仍在特拉华州衡平法院待决。一般而言，原告声称，PAgP未能对合伙企业的管道完整性努力进行适当的监督。我们将继续对这一主张进行有力的辩护。这一行动尚未确定审判日期。

我们还收到了其他几起个人诉讼和索赔，这些诉讼和索赔来自公司、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恢复原状、补偿性和惩罚性赔偿和/或禁令救济。这些诉讼中的大多数都已被法院解决或驳回。其余索赔包括一家前石油生产商在901号线事故后宣布破产并关闭其海上生产平台的收入或利润损失索赔，一家国家机构收取从该平台生产的石油的特许权使用费，直到该平台被其所有者抛弃，以及提供与他们声称在901线事故后中断的石油生产活动相关的劳动力、商品或服务的各种公司和个人。我们正在积极为这些诉讼辩护。我们可能会受到更多索赔和诉讼的影响，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。

考虑到上述情况，截至2021年12月31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$495其中包括实际和预计的应急和清理费用、自然资源损害评估、根据同意法令和某些第三方索赔解决办法应支付的罚款和罚款，以及某些法律费用的估计数。我们在综合业务报表中将总成本的这种估计计入“实地业务成本”。这一估计考虑了我们以前在环境调查和补救事项方面的经验，以及我们的环境和其他专家提供并咨询的现有数据，以及目前可用的事实和目前颁布的法律法规。我们的假设是：(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，不包括未来的索赔和诉讼，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估计的任何负债或成本，或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假设相关的不确定性的影响。例如，对于我们认为只有合理可能的或遥远的潜在损失, 吾等已根据吾等对相关事实、适用法律及先例的评估，就吾等的法律地位的强弱作出假设；如果吾等对该等事宜的假设被证明是不准确的(即，吾等被发现在吾等认为损失的可能性只属合理可能或极小的情况下负有责任)，吾等可能须对目前未包括在吾等的估计及应计项目中的重大成本及开支负责。此外，对于我们认为可能发生的任何潜在损失，并且我们已对潜在损失进行了估计，我们对损害赔偿、法律费用、法院费用和利息的估计可能被证明是不准确的，我们造成的实际损失可能远远高于我们的估计和应计金额。此外，我们解决所有当前和未来与901号线事件有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，因此我们为法律服务产生的成本可能会比我们估计的要高得多。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被证明是实质性的更高；因此，我们不能保证我们不会在未来因901线事件而产生重大的额外成本。

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截至2021年12月31日，我们仍有未贴现的总负债$103与这一事件相关的百万美元，反映在我们综合资产负债表上的“应付贸易账款”和“其他流动负债”中。我们维持保险范围，在发生此类环境责任的情况下，受某些免责条款和免赔额的约束。根据这些免赔额和免赔额，我们认为我们的保险范围足以支付目前估计的应急和清理费用、理赔费用和补救费用总额，我们认为这一保险范围也足以支付这些费用估计数的任何可能增加，超过目前确定的金额。截至2021年12月31日，我们已收集了#美元，但须按惯例保留250百万美元中的大约355扣除免赔额后，我们认为可能从保险公司收回的发行成本为100万美元。因此，截至2021年12月31日，我们已确认应收账款约为美元105对于我们认为可能从保险中收回的部分释放成本，扣除免赔额和已经收取的金额后的净额。这笔款项在综合资产负债表的“贸易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；然而，我们预计将支付与恢复受影响地区相关的额外费用，以及未来期间的法律、专业和监管费用。

保险
管道、终端、卡车或其他设施或设备可能会因事故、自然灾害、恐怖袭击、网络事件或其他事件而遭受损坏。这些危险可造成人身伤害和生命损失、财产和设备的严重损坏和破坏、污染或环境破坏和暂停作业。与业界普遍提供的保险覆盖范围一致，在某些情况下，我们的保单对与逐渐污染有关的损失或责任提供有限的保险，而对突发和意外事件提供更广泛的保险。我们维持各种类型和不同水平的保险范围，以涵盖我们的业务和财产，我们还自行投保某些风险，包括逐渐污染、网络安全和命名风暴。然而，这种保险并不涵盖与运营管道、码头和其他设施和设备有关的所有可能发生的风险，包括可能造成的重大收入和现金流损失。

如果发生未完全投保、赔偿或保留的重大事件，或一方未能履行其赔偿义务，可能会对我们的运营和财务状况产生实质性的不利影响。我们相信我们保持足够的保险范围，尽管保险不会承保可能发生的多种类型的中断，不会承保最高可达适用免赔额的金额，也不会承保与我们某些资产和业务相关的所有风险。就我们的保险覆盖范围而言，我们的保单受到我们认为合理且不过度的免赔额和留成水平的限制。此外，不能保证我们将来能够以我们认为合理的费率维持足够的保险。因此，我们可能会选择自我保险或在某些其他保险计划中使用更高的免赔额。此外，虽然吾等相信吾等已建立足够的准备金及流动资金，但在该等风险未获承保的情况下，超出此等准备金所产生的成本可能会较高，或吾等可能无法及时收到保险收益，这可能会对吾等的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。

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附注20-细分市场信息

在2021年第四季度，我们对提供给CODM(我们的首席执行官)的主要财务信息进行了更改，以评估业绩和分配资源二经营部门，原油和天然气。在2021年第四季度之前，这些信息被组织成三经营领域：运输、设施、供应和物流。我们部门的变化反映了CODM对我们业务的看法的变化，主要源于(I)竞争加剧导致中游能源行业多年转型，减少了我们供应和物流活动的独立盈利机会，使这些活动现在主要支持我们提高原油和NGL资产利用率的努力，以及(Ii)关于我们资产和相关运营结果的监督和报告的内部变化。为反映新的分部报告结构，本文中提出的所有分部数据和相关披露均已重新编制。

我们的运营部门(也是我们的可报告部门)是按产品组织的，因为我们的原油和NGL业务通常受到不同市场基本面的影响，需要使用不同的资产和业务战略。原油业务包括我们的原油管道、原油储存和海运码头以及相关的原油营销活动。NGL部门包括我们的NGL管道、NGL存储、天然气加工和NGL分馏设施以及相关的NGL营销活动。在我们的历史部门报告中，我们的营销活动与我们的其他经营活动分开列报。我们的原油和NGL营销活动现已包括在各自的报告分部中，因为它们的主要目的是通过进行交易来支持我们的资产的使用，以促进我们的资产处理量的增加，从而为我们的每个部门带来额外的收益。

我们的CODM根据包括分部调整后EBITDA(定义如下)和维护资本在内的衡量标准来评估部门业绩。分部调整后EBITDA指标构成了我们内部财务报告的基础，也是我们的CODM在评估业绩和在我们的运营部门之间分配资源时使用的主要业绩指标。我们将分段调整后的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)部门一般和行政费用，加上(D)我们在未合并实体折旧和摊销费用中的比例份额，进一步调整(E)某些选定项目，包括(I)与另一时期的基础活动相关的衍生工具的损益(或与上一期间的此类调整的冲销)，与投资活动相关的衍生工具的损益(如购买LineFill)和库存估值调整，视情况而定。(Ii)长期存货成本调整；(Iii)预期将于发行权益工具时结清的债务的费用；(Iv)与最低数量承诺相关的金额，扣除随后确认为收入的适用金额；及(V)我们的首席营运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；及(F)剔除可归因于非控制性权益的所有先前项目(“可归因于非控制性权益的经调整EBITDA”)。

在2021年第四季度，我们修改了我们对分段调整后EBITDA的定义，将非控股权益的金额排除在外。关于2021年10月的二叠纪合资公司的形成，我们的CODM认为这一修改产生了对评估部门业绩更有意义的数量。先前期间的非控股权益应占金额已重新计算，以反映这一修改。

分部调整后的EBITDA不包括折旧和摊销。作为MLP，我们每季度向我们的单位持有人分配我们的“可用现金”(根据我们的合伙协议中的定义)。我们将每个时期的非现金折旧和摊销前收益视为衡量部门业绩的重要指标。不包括折旧和摊销费用可被视为限制了分段调整后EBITDA作为业绩衡量标准的有用性，因为它没有计入本期因年龄相关的下降和损耗导致的资本资产(如管道和设施)价值的隐含减少。我们通过认识到折旧和摊销在很大程度上被维修和维护投资所抵消，以部分抵消我们主要固定资产价值的老化和损耗，以弥补这一限制。这些维护投资是包括在分部调整后EBITDA或维护资本中的现场运营成本的组成部分，具体取决于成本的性质。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，在确定“可用现金”时扣除。为维持我们现有资产的日常运营而发生的维修和维护支出在发生时计入费用。我们的CODM没有对资产进行分段审查；因此，不提供此类信息。

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下表反映了每个细分市场的某些财务数据(单位：百万)：

原油NGL部门间收入
淘汰		总计
截至2021年12月31日的年度
收入(1):
产品销售$39,395 $1,829 $(341)$40,883 
服务1,075 139 (19)1,195 
总收入$40,470 $1,968 $(360)$42,078 
未合并实体的权益收益$274 $— $274 
分部调整后的EBITDA$1,909 $285 $2,194 
投资和收购资本支出(2) (3)
$212 $57 $269 
维修资本支出(3)
$100 $68 $168 
截至2021年12月31日
对未合并实体的投资$3,805 $— $3,805 

原油NGL部门间收入
淘汰		总计
截至2020年12月31日的年度
收入(1):
产品销售$21,089 $1,218 $(249)$22,058 
服务1,110 142 (20)1,232 
总收入$22,199 $1,360 $(269)$23,290 
未合并实体的权益收益$355 $— $355 
分部调整后的EBITDA$2,216 $327 $2,543 
投资和收购资本支出(2) (3)
$1,182 $49 $1,231 
维修资本支出(3)
$171 $45 $216 
截至2020年12月31日
对未合并实体的投资$3,764 $— $3,764 

原油NGL部门间收入
淘汰		总计
截至2019年12月31日的年度
收入(1):
产品销售$30,375 $2,302 $(405)$32,272 
服务1,280 137 (20)1,397 
总收入$31,655 $2,439 $(425)$33,669 
未合并实体的权益收益$388 $— $388 
分部调整后的EBITDA$2,753 $467 $3,220 
投资和收购资本支出(2) (3)
$1,332 $58 $1,390 
维修资本支出(3)
$248 $39 $287 
截至2019年12月31日   
对未合并实体的投资$3,683 $— $3,683 
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(1)分部收入包括在采购和相关成本中扣除的分部间金额。部门间活动按公布的税率(如适用)进行，或以与向第三方收取的费率相似的费率或我们认为与协议执行或重新谈判时的市场大致相同的费率进行。
(2)投资和收购资本支出，包括对未合并实体的投资。
(3)这些金额加在一起代表资本支出总额。

分段调整后的EBITDA对账

下表将分段调整后的EBITDA与可归因于PAA的净收益/(亏损)进行核对(以百万为单位)：

截至十二月三十一日止的年度：
202120202019
分部调整后的EBITDA$2,194 $2,543 $3,220 
调整(1):
未合并实体的折旧和摊销(2)
(123)(73)(62)
衍生活动和存货估值调整的收益/(损失)(3)
271 (480)(160)
长期存货成本调整(4)
94 (44)20 
最低数量承诺下的不足之处，净额(5)
7 (74)18 
权益指数化薪酬支出(6)
(19)(19)(17)
外币重估净收益/(亏损)(7)
4 3 (14)
901线路事故(8)
(15)— (10)
与交易相关的巨额费用(9)
(16)(3)— 
可归因于非控股权益的调整后EBITDA(10)
94 14 10 
折旧及摊销(774)(653)(601)
资产出售和资产减值收益/(损失)，净额(592)(719)(28)
商誉减值损失— (2,515)— 
未合并实体的投资收益/(减值)净额2 (182)271 
利息支出，净额(425)(436)(425)
其他收入，净额19 39 24 
税前收益/(亏损)721 (2,599)2,246 
所得税(费用)/福利(73)19 (66)
净收益/(亏损)648 (2,580)2,180 
可归因于非控股权益的净收入(55)(10)(9)
可归因于PAA的净收益/(亏损)$593 $(2,590)$2,171 
(1)代表我们的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费用(包括与被取消项目相关的减记)中的比例份额。
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(3)我们将衍生工具用于风险管理目的，我们的相关流程包括对基础对冲交易的对冲工具进行具体识别。尽管我们为我们达成的每一项衍生工具确定一项相关交易，但该工具与相关交易之间可能不存在会计对冲关系。在评估业绩的过程中，吾等确认衍生工具及相关交易的盈利在时间上的差异，并剔除在厘定分部调整后EBITDA时的相关损益，以使衍生工具及相关交易的收益影响同期的分部调整后EBITDA。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。我们还排除了相应的存货估值调整的影响，如适用。
(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和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进行这一库存。因此，我们在资产负债表上将这一库存归类为长期库存，并不使用衍生品工具(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动(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)我们和我们的某些权益法投资有某些协议，要求交易对手在商定的期限内交付、运输或吞吐量最低数量。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债务金额。如果交易对手拥有与缺额相关的补充权，我们将递延应归属于交易对手补充权的收入，并随后在缺额数量交付或装运时、补充权到期时或确定交易对手利用补充权的能力较低时确认收入。我们将向交易对手支付欠款债务的金额的影响，扣除随后确认为收入的适用金额，作为影响可比性的选定项目包括在内。我们的CODM认为，计入与该期间相关的合同承诺收入对分部调整后EBITDA有意义，因为相关资产已经建立，随时准备提供承诺的服务，固定运营成本已计入当期业绩。
(6)我们的总权益指数薪酬支出包括与将以单位结算的奖励和将以现金结算的奖励相关的费用。当达到适用的业绩标准时，将以单位结算的奖励包括在我们的单位摊薄净收入计算中。我们在确定分段调整后EBITDA时不包括与这些奖励相关的补偿费用，因为未偿还奖励的稀释影响包括在我们的单位摊薄净收入计算中(如适用)。与将以现金结算的奖励相关的薪酬支出部分不包括在确定分段调整后的EBITDA中。有关我们的股权指数薪酬计划的信息，请参阅附注18。
(7)于本报告所述期间，加元兑美元的价值出现波动，导致结算外币交易的汇兑损益以及以外币计值的货币资产和负债重估。这些损益不是我们核心经营业绩的组成部分，因此在确定分部调整后的EBITDA时不包括在内。
(8)包括在2015年5月发生的901号线事故相关期间确认的成本，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，请参见注释19。
(9)包括与2021年的二叠纪合资公司交易和2020年收购Felix Midstream LLC相关的费用。有关更多讨论，请参见注释7。这些非经常性支出的调整包括在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度的分段调整EBITDA计算中，因为我们的CODM不认为这些费用是了解我们核心部门运营业绩所不可或缺的。
(10)反映二叠纪合资企业(从2021年10月开始)和红河有限责任公司的非控股权益应占金额。
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地理数据

我们在美国和加拿大都有业务。以下是可归因于这些地理区域的收入和长期资产(单位：百万)：

截至十二月三十一日止的年度：
收入 (1)
202120202019
美国$34,458 $17,942 $27,162 
加拿大7,620 5,348 6,507 
$42,078 $23,290 $33,669 
(1)收入主要根据提供服务或产品发货的地区分配给每个地区。

十二月三十一日，
长寿资产(1)
20212020
美国$18,273 $16,887 
加拿大4,094 3,892 
$22,367 $20,779 
(1)不包括长期衍生资产、长期递延税项资产和商誉。

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