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美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
☒ 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, 2022
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1-12295
Genesis Energy，L.P.
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | | | | |
| 特拉华州 | | 76-0513049 |
(述明或其他司法管辖权
公司或组织) | | (税务局雇主
识别号码) |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 路易斯安那州811,1200号套房， | | |
| 休斯敦 | , | TX | | 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) | 860-2500 |
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 | 凝胶剂 | 纽交所 |
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 x No o
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o 不是 x
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 x No o
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和发布此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交和发布的每个交互数据文件。是 x No o
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 | x | 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。o
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。☒
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
用复选标记表示登记人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所界定)。是☐ No x
注册人的非关联公司于2022年6月30日(注册人最近完成的第二财季的最后一个营业日)持有的A类公用单位的总市值约为$837.3百万美元，基于每单位8.02美元，即纽约证券交易所报告的普通单位的收盘价。就此计算而言，所有行政人员及董事均被视为联营公司。这样的决定不应被视为承认这些执行干事和董事是关联公司。2023年2月23日，注册人122,539,221A类公共单元和39,997未偿还的B类公用事业单位。
Genesis Energy，L.P.
2022年Form 10-K年度报告
目录表
| | | | | | | | |
| | | 页面 |
第一部分 |
| 项目1 | 业务 | 6 |
| 第1A项。 | 风险因素 | 33 |
| 项目1B。 | 未解决的员工意见 | 51 |
| 第二项。 | 属性 | 51 |
| 第三项。 | 法律诉讼 | 64 |
| 第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 64 |
第II部 |
| 第五项。 | 注册人普通股、相关单位持有人事项和发行人购买股权证券的市场 | 65 |
| 第六项。 | 选定的财务数据 | 66 |
| 第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 66 |
| 第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 91 |
| 第八项。 | 财务报表和补充数据 | 92 |
| 第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 92 |
| 第9A项。 | 控制和程序 | 92 |
| 项目9B。 | 其他信息 | 94 |
第三部分 |
| 第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 94 |
| 第11项。 | 高管薪酬 | 99 |
| 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 | 108 |
| 第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 109 |
| 第14项。 | 首席会计师费用及服务 | 111 |
第IV部 |
| 第15项。 | 展品和财务报表附表 | 112 |
| 第16项。 | 表格10-K摘要 | 116 |
定义
除文意另有所指外，本年度报告中提及的“Genesis Energy，L.P.”、“Genesis”、“We”、“Our”、“Us”、“Company”或类似术语均指Genesis Energy，L.P.及其运营子公司。正如能源行业内和本年度报告中普遍使用的那样，所确定的术语具有以下含义：
Bbl或Barrel：一个储油桶，或42美国加仑液体体积，用于指原油或其他液态碳氢化合物。
Bbls/天：每天的石油产量。
Bcf：10亿立方英尺天然气。
公司2：二氧化碳。
DST：干短吨(2000磅)，重量测量单位。
FERC：联邦能源管理委员会。
盖尔：加仑。
MBBLS：千桶。
MBbls/天：每天一千桶。
麦克夫：千立方英尺天然气。
MMBtu：百万英制热量单位，能量计量单位。
MMCF：千立方米。
MMcf/天：每天1000立方英尺。
不会的：(通常读作“NASH”)硫化钠。
氢氧化钠或烧碱：氢氧化钠。
天然气液体或天然气：乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和天然气的混合物，当从天然气中除去后，在不同程度的较高压力和较低温度下成为液体。
酸气：天然气中的硫化氢含量超过百万分之四。
井口:碳氢化合物和水离开地面的点。
前瞻性信息
本年度报告中的Form 10-K中非历史信息的陈述可能是联邦法律所界定的“前瞻性陈述”。除历史事实外，本文中包含的所有涉及我们预期或预期未来将发生或可能发生的活动、事件或发展的表述，包括诸如业务增长计划、未来资本支出、竞争优势、目标、对未来目标或意图的提及、估计或预计未来财务业绩以及其他此类提及，均为前瞻性表述，历史业绩不一定指示未来业绩。这些前瞻性陈述被认为是与历史或当前事实无关的任何陈述。他们使用诸如“预期”、“相信”、“继续”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“打算”、“可能”、“可能”、“计划”、“定位”、“预测”、“战略”、“应该”或“将”等词语，或这些词语的否定或它们的其他变体或类似的术语。具体而言，有关未来行动、条件或事件或未来经营结果或产生销售、收入或现金流能力的明示或暗示的陈述均为前瞻性陈述。前瞻性陈述并不是业绩的保证。它们涉及风险、不确定性和假设。未来的行动、条件或事件以及未来的经营结果可能与这些前瞻性陈述中所表达的大不相同。决定这些结果的许多因素超出了我们的能力或我们附属公司的控制或预测能力。可能导致实际结果与前瞻性陈述不同的具体因素包括：
•对原油、液化石油、天然气、NaHS、纯碱和烧碱的需求、供应、我们对预测数据的变化和价格趋势的假设，所有这些都可能受到经济活动的影响，
能源生产者的资本支出、天气、替代能源、国际事件(包括乌克兰战争)、全球流行病、通货膨胀、石油输出国组织(定义见下文)和其他石油出口国的行动、保护和技术进步；
•我们成功执行业务和财务战略的能力；
•我们有能力继续通过我们的成本节约措施实现成本节约；
•吞吐量水平和费率；
•我们关税税率的变化或挑战；
•我们有能力在可接受的条件下成功识别和完成战略收购(包括获得第三方同意和放弃优先权利)，开发或建设基础设施资产，在运营中进行节约成本的改变，并将收购的资产或业务整合到我们现有的运营中；
•我们的管道运输系统、加工作业或采矿设施的服务中断；
•关闭或削减我们为其运输原油、石油、天然气或其他产品或向其销售纯碱、石油或其他产品的炼油厂、石化厂、公用事业公司、个人工厂或其他企业；
•海上运输和船舶运营所固有的风险，包括事故和污染物排放；
•我们所受法律法规的变化，包括预扣税款问题、关于符合资格的收入的法规、会计声明以及安全、环境和就业法律法规；
•墨西哥湾暂停钻探或其他原因造成的产量下降的影响；
•未来法律法规的影响；
•计划的资本支出和为资本支出提供资金的资本资源的可用性，以及我们以我们认为可以接受的条件进入信贷和资本市场获得融资的能力；
•我们无法借入或以其他方式获得运营、扩张或资本支出所需的资金，这是由于我们的信贷协议和管理我们票据的契约，其中包含各种肯定和否定的契约；
•关键人员流失；
•我们从运营中产生的现金可能会减少或无法达到预期，这两种情况都可能降低我们在当前水平上支付季度现金分配(普通和优先)的能力，或在未来增加季度现金分配的能力；
•我们的运营遇到的竞争加剧；
•保险的成本和可获得性；
•保险可能不完全承保的危险和经营风险；
•我们的金融和大宗商品对冲安排，这可能会减少我们的收益、盈利能力和现金流；
•全球经济状况的变化，包括资本和信贷市场状况、通货膨胀和利率的变化，包括已经发生或今后可能发生的任何经济衰退或萧条的结果；
•自然灾害、国际军事冲突(如乌克兰冲突)、流行病(包括新冠肺炎)、流行病、事故或恐怖主义以及政府当局和其他第三方采取的应对行动对我们的企业财务状况和经营成果的影响；
•对我们服务的需求减少，导致我们的资产减值；
•客户或交易对手的财务状况发生变化；
•在诉讼或其他法律、税务问题上作出的不利裁决、判决或和解；
•为了联邦所得税的目的，或者如果为了州税收的目的，我们需要缴纳实体税，那么我们就会被视为公司；
•我们的内部控制可能不充分、可能发现弱点或任何已发现的弱点的补救可能不成功，以及这些可能对我们的单价产生的影响；以及
•涉及我们的信息系统和相关基础设施或我们的业务伙伴的网络攻击。
您不应过度依赖任何前瞻性陈述。在审议前瞻性陈述时，请审查项目1A中“风险因素”项下所述的风险因素。这些风险也可能是特定的
在我们关于Form 10-Q的季度报告、关于Form 8-K和Form 8-K/A的当前报告以及我们可能不时提交给美国证券交易委员会的其他文件中进行了描述。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。
第一部分
项目1.业务
一般信息
我们是一家以增长为导向的大型有限责任合伙企业，于1996年在特拉华州成立。我们的普通股在纽约证券交易所(NYSE)交易，股票代码为“Gel”。我们是(I)为墨西哥湾和墨西哥湾沿岸地区的大片原油和天然气行业提供一整套中游服务(主要是运输、储存、脱硫、调合、终止和加工)的供应商，(Ii)世界领先的天然纯碱生产商之一。我们为炼油商、原油和天然气生产商以及工商企业提供一整套服务，并拥有多样化的资产组合，包括管道、海上枢纽和连接平台、炼油厂相关工厂、储油罐和码头、有轨电车、驳船和其他船只以及卡车。我们业务的另一个核心重点是我们在怀俄明州的勘探、采矿、加工、生产、营销和销售业务(我们的碱业务)。我们的碱业开采和加工纯碱，从中生产天然纯碱，也称为碳酸钠(Na2公司3)，是一些无处不在的产品的基本构件，包括福莱特玻璃、容器玻璃、干洗剂和各种化学品和其他工业产品，包括锂电池，已经运营了70多年。
我们目前通过四个部门管理我们的业务，这四个部门构成了我们的可报告部门：海上管道运输、钠矿物和硫磺服务、陆上设施以及运输和海洋运输。有关更多信息，请查看标题为“财务措施”的部分。除其他外，我们的业务包括以下多元化业务，每一项业务都是其市场的领先者之一，具有很长的商业寿命，并有很大的进入壁垒：
•墨西哥湾深水地区最大的管道网络之一(按吞吐能力计算)，该地区2022年生产的石油约占美国石油产量的15%；
•世界上主要的天然纯碱生产国之一(以吨计)；
•北美和南美洲最大的硫化钠(或NaHS，发音为“Nash”)生产商和营销商之一(按产量计算)；以及
•为美国最大的两个炼油厂提供原油和石油运输、储存和其他处理服务的领先供应商之一，一个位于路易斯安那州巴吞鲁日，另一个位于得克萨斯州贝敦，这两个炼油厂都已运营了100多年；
我们通过子公司和合资企业进行我们的运营并拥有我们的运营资产。我们的普通合伙人Genesis Energy，LLC是一家全资子公司，拥有我们的非经济普通合伙人权益，完全负责开展我们的业务和管理我们的运营。代表有限合伙人利益的我们的优秀普通单位(包括我们的B类普通单位)和我们的优秀A类可转换优先股(我们的“A类可转换优先股”)构成了我们的所有经济股权。
海上管道运输管段
我们通过海上管道运输部门在墨西哥湾开展海上原油和天然气管道运输和装卸业务，该部门专注于为综合大型独立能源公司提供一整套服务，这些公司进行密集的资本投资(通常超过10亿美元)，以开发墨西哥湾的大型储油层、长期原油和天然气资产，主要是德克萨斯州、路易斯安那州和密西西比州的近海。该部门为美国最活跃的钻探和开发地区之一(墨西哥湾)提供服务，墨西哥湾是2022年美国原油产量约15%的产油区。尽管开发这些气田所需的大型水库地产、相关管道和其他基础设施是资本密集型的，但我们认为，它们通常对短期大宗商品价格波动不那么敏感，尤其是在一个项目获得批准后。由于这些活动的规模和范围，我们的客户主要是大型综合性石油和天然气公司以及大型独立原油和天然气生产商。
我们在各种海上原油和天然气管道系统、平台和相关基础设施中拥有权益。我们拥有约1,396英里长的原油管道的权益，总设计能力约为1,944 MBbls/天，其中许多管道系统处于重要和/或战略位置。例如，我们拥有波塞冬石油管道系统64%的权益，以及卡梅伦骇维金属加工石油管道系统64%的权益，这两条管道是位于墨西哥湾的两条最大的原油管道(按长度和设计能力计算)。我们还拥有东南基斯利峡谷管道系统或SEKCO管道100%的股份，这是一条深水管道，服务于墨西哥湾基斯利峡谷南部地区的卢修斯、巴克斯金和哈德良北部油田。
我们在运营海上天然气管道系统和相关基础设施方面的利益包括大约764英里长的管道，总设计能力约为2,308 MMcf/天。我们还拥有三个海上枢纽平台的权益，其中两个已投入运营，天然气的总处理能力约为495MMcf/天，原油的总处理能力约为123MBbls/天。此外，我们在墨西哥湾的一些连接和服务平台中拥有权益，这些平台用于(I)互连近海管道网络；(Ii)提供进行管道维护的有效手段；以及(Iii)包含可增加和引导我们管道流量的设备，如泵和测量设备。
我们的离岸管道从向客户收取的费用或实质上类似的安排中产生现金流，否则这些安排限制了我们对大宗商品价格变化的直接敞口。
我们相信，我们的海上管道运输部门处于有利地位，可以参与能源转型和低碳世界，因为从墨西哥湾生产的桶是从储油库到炼油厂的排放密集度最低的桶之一，在墨西哥湾沿岸炼油厂(包括航运)精炼的任何桶中。
钠矿物和硫磺服务部门
我们的钠矿物和硫磺服务部门包括我们的碱性业务和我们的硫磺去除业务。
我们的碱性业务在怀俄明州绿河的Trona Patch拥有可开采的Trona矿石储量的最大租赁头寸，该地质构造拥有世界上绝大多数可开采的Trona矿石储量，我们开采这些储量，最终生产、营销和销售纯碱。纯碱被我们的客户用作一系列无处不在的产品的基本构件，包括福莱特玻璃、容器玻璃、干洗剂、锂电池、太阳能电池板和各种化学品和其他工业产品。
我们的碱性业务持有约86,000英亩土地的租约，包含约872,000,000短吨已探明及可能的天然矿石储量，相当于与目前开采的矿层有关的估计剩余储备寿命超过100年，详情见项目2。“属性。”我们的碱业务还拥有和经营纯碱生产设施、地下天然矿场和盐水(解决方案)开采业务以及相关设备、物流和其他资产。
我们所有的碱业务开采和加工活动都在其位于怀俄明州的“WestVaco”和“Granger”工厂进行。利用我们在格林河附近的两个设施，我们的碱性业务包括开采碳酸钠矿石，将碳酸盐矿加工成纯碱，也称为碳酸钠(Na2公司3)，以及纯碱和特产的营销、销售和分销。
我们直接向美国、加拿大、欧洲共同体、欧洲自由贸易区和南非关税同盟的不同客户群销售我们的纯碱和特色产品。我们的碱业务还通过美国天然纯碱公司(ANSAC)在所有其他市场独家销售。在2022年，ANSAC作为一个非营利性的海外销售协会运作，以促进美国生产的纯碱的出口销售。2023年1月1日，ANSAC成为怀俄明州Genesis碱的全资子公司，我们将继续利用其物流资产和营销功能作为我们碱业务的出口工具。
作为我们硫磺服务业务的一部分，我们(I)通过在主要位于德克萨斯州、路易斯安那州、阿肯色州、俄克拉何马州、蒙大拿州和犹他州的11个炼油和石化加工厂处理高硫(或“酸”)气流来脱除硫磺，从而提供硫磺去除服务；(Ii)运营与这些服务相关的大量存储和运输资产；以及(Iii)向大型工商业公司销售NaHS和NaOH(也称为烧碱)。纯碱可以用来制造碳酸锂和氢氧化锂，这两种物质是锂电池和太阳能电池板的组成部分。我们的硫磺去除服务足迹还包括NaHS和烧碱码头，我们利用有轨电车、轮船、驳船和卡车运输产品。我们的硫磺清除服务合同通常是长期合同，平均剩余期限约为四好几年了。NaHS是我们炼油厂硫磺脱除服务过程中的副产品，它构成了我们对这些服务的唯一考虑。我们生产的大部分NAH来自大公司拥有和运营的炼油厂，包括Phillips 66、CITGO、HollyFrontier、Calumet和Ergon。我们向不同行业的客户销售NaH，最大的客户涉及贱金属的开采，主要是铜和钼，以及纸浆和纸张的生产。我们相信，我们是北美和南美最大的NAH生产商和营销商之一。
我们相信，我们的碱业务和硫磺服务业务处于有利地位，能够参与能源转型和低碳世界。与合成纯碱相比，天然纯碱的温室气体排放量更低，因为它的能源密集度更低。此外，合成纯碱产生副产品，如氯化钙和氯化氨，需要进一步处理，或作为废物处置，最终增加合成纯碱的碳足迹。我们的硫磺服务业务帮助我们的主营炼油厂通过使用我们专有的闭路非燃烧技术处理含硫气体来降低排放，而传统的燃烧技术释放了某些
有害气体的水平和二氧化碳排放到大气中的增量。此外，我们的某些客户还利用我们向他们销售的NAH来进一步减少各种化学和工业活动的空气排放。
陆上设施和运输部门
我们的陆上设施和运输部门拥有和/或租赁我们日益一体化的陆上原油和成品油基础设施套件，包括管道、卡车、码头和铁路卸货设施。我们的陆上设施和运输部门使用这些资产，以及第三方和我们拥有的其他运输方式，为其客户提供服务并为自己服务。我们陆上设施和运输资产日益一体化的性质在路易斯安那州和德克萨斯州等地区的某些基础设施资产和综合体中尤为明显。
我们拥有四个陆上原油管道系统，大约450英里长的管道主要位于阿拉巴马州、佛罗里达州、路易斯安那州、密西西比州和德克萨斯州，这些管道的费率受联邦能源管理委员会(FERC)的监管。我们德克萨斯州陆上管道的某些路段的费率由德克萨斯州铁路委员会监管。我们的陆上管道通过向客户收取费用产生现金流。我们的每条陆上管道都有相当大的可用能力，以适应未来潜在的输油量增长。
我们拥有四个运营中的原油铁路卸货设施，分别位于路易斯安那州巴吞鲁日、路易斯安那州拉克兰、佛罗里达州核桃山和密西西比州纳切斯，这为我们现有的资产足迹提供了协同效应。我们通常在这些设施卸车赚取费用。其中三个设施，路易斯安那州的巴吞鲁日、路易斯安那州的拉克兰和佛罗里达州的胡桃山设施直接连接到我们现有的综合原油管道和码头基础设施。
此外，我们还可以使用一套卡车和拖车，以及在墨西哥湾沿岸多个地点拥有约420万桶存储容量(不包括与我们的公共运输原油管道相关的容量)的码头和油罐，我们用于服务客户和我们自己的账户。通常，我们的陆上设施和运输部门面临的直接商品价格风险有限，因为它利用背靠背的采购和销售，每月匹配销售和采购量。未售出的交易量通过交易所交易的大宗商品衍生品进行对冲，以抵消剩余的价格风险。
海上运输部门
我们的海运部门主要提供油罐驳船运输服务，主要是中级精炼石油产品，包括重质燃料油和沥青以及原油。我们拥有91艘驳船(82艘内陆和9艘近海)，总运输能力为320万桶，42艘推/拖船(33艘内陆和9艘近海)。在2022年期间，炼油商承包了我们约90%的海洋内陆驳船收入。
我们还拥有M/T美国凤凰号，这是一艘运载33万桶货物的远洋油轮。美国凤凰号油轮目前正在运输原油。
我们是为客户提供运输服务的供应商，在几乎所有情况下，我们运输的产品都不是我们的所有权。我们的海运服务是根据定期合同和现货合同进行的，其中一些合同为我们传统上与之有长期合作关系的客户提供续签选项。有关我们租船安排的更多信息，请参考下面的海运部分讨论。我们所有的船只都在美国国旗下运作，并根据琼斯法案有资格进行国内贸易。
我们的目标和策略
我们的主要目标是从运营中产生和增长稳定的自由现金流，继续去杠杆化我们的资产负债表，同时坚定不移地致力于安全和负责任的运营，以及继续推进和整合我们的环境、社会和治理(ESG)计划。我们相信，以下内容对于实现我们的目标至关重要：
•通过不需要我们额外投资的长期合同商业机会，包括Argos(计划于2023年首产)和King‘s Quay(2022年第二季度开始)浮式生产系统的产量，我们在墨西哥湾现有的离岸资产上获得了新的和更多的产量。
•来自墨西哥湾长期合同离岸商业机会的新的增量产量，包括Sherandoah开发项目，该项目将连接到我们的SYNC管道(该管道目前正在建设中，并将在下文的“最近的发展和某些增长举措的现状”中进一步讨论)和进一步下游的CHOPS管道，以及Salamanca浮动生产系统，该系统将连接到我们现有的SEKCO管道，进一步向下游输送到我们现有的管道网络。这些开发项目及其相关数量预计将在2024年底和2025年上线。
•增加原格兰杰工厂的纯碱产能及其于2023年1月1日恢复的约500,000吨的年产量，并投资于我们的格兰杰优化项目(定义如下)，该项目计划于2023年下半年开始第一次生产，并在随后的9至12个月内逐步达到每年750,000吨的设计产能。
•对纯碱的需求持续增加(包括预期参与能源转型)。
根据我们的高级担保信贷安排，我们继续拥有可观的可用借款能力，这将使我们能够与我们如上所述不断增加的运营自由现金流相结合，为我们的高回报资本项目提供资金，包括我们的格兰杰优化项目、我们的同步流水线以及我们现有的CHOP管道的扩展(所有这些都将在下文的“某些增长计划的最近发展和现状”中进一步讨论)，这将提供未来的现金流，以继续进一步降低我们的资产负债表的杠杆率。
业务战略
我们的主要业务战略是为使用天然纯碱、NaHS和烧碱的原油和天然气生产商、炼油厂和工商企业提供一整套服务。成功执行这一战略应使我们能够从运营中产生和增长稳定的现金流。
我们的墨西哥湾近海原油和天然气管道运输和装卸业务主要为综合和大型独立能源公司提供一整套服务，这些公司进行密集的资本投资(通常超过10亿美元)，以开发大型储油层、寿命长的原油和天然气资产。我们的海上石油管道输送的石油来自综合和大型独立能源公司，非常适合墨西哥湾沿岸的绝大多数炼油厂。我们以陆上炼油厂为中心的业务主要位于美国墨西哥湾沿岸地区，专注于主要为炼油厂提供一整套服务，其中还包括我们的硫磺去除服务、运输、储存和其他处理服务。2022年，炼油商是大约98%2022年，我们陆上原油管道的运输量中约有90%来自炼油厂，炼油商约占我们内陆海运驳船收入的90%，这些驳船主要用于在炼油设施之间运输中间精炼产品(而不是原油)。我们的碱业务是世界上领先的天然纯碱生产商之一。我们相信，在可预见的未来，与合成纯碱相比，生产天然纯碱的显著成本优势将继续存在，这在一定程度上缓解了我们经营的纯碱市场中特定市场因素的影响。
我们打算通过以下方式发展我们的业务：
•在日益一体化的足迹范围内，确定和利用增量利润机会，包括成本协同效应；
•通过利用我们现有资产上现有的能力，以最小甚至不需要额外投资的方式，经济地扩大我们的管道和码头业务；
•优化我们的现有资产，并通过进一步的商业和运营进步创造协同效应；
•利用跨业务部门的客户关系；
•吸引新客户，扩大为现有客户提供的服务范围；
•扩大我们业务的地域覆盖范围；
•评估利用我们的核心能力和优势并进一步整合我们的业务的内部和第三方增长机会(包括资产和业务收购)；以及
•专注于健康、安全和环境管理，并推进我们的ESG计划。
财务战略
我们相信，保持财务灵活性是我们整体战略和成功的一个重要因素。长远来说，我们打算：
•增加经常性收入和基于吞吐量的收入的相对贡献，强调较长期的合同安排；
•审慎管理我们有限的直接大宗商品价格风险；
•保持健全、纪律严明的资本结构，包括我们当前和未来的去杠杆化道路；
•通过我们的高级担保信贷安排下的可用借款能力、内部产生的运营自由现金流或外部自由现金流的组合，为资本项目提供资金；
•寻求剥离支持我们去杠杆化目标的非核心资产；以及
•建立战略安排，通过合资企业和战略联盟分担资本成本和风险。
竞争优势
我们相信，主要由于以下竞争优势，我们能够很好地执行我们的战略并最终实现我们的目标：
•我们的业务包括平衡的、多样化的客户、运营和资产组合。我们经营四个业务部门，拥有和运营资产，使我们能够主要为炼油商、原油和天然气生产商以及使用天然纯碱、NaHS和烧碱的工商企业提供一系列服务。我们的业务线相辅相成，使我们能够为我们各个细分市场的共同客户提供一整套服务。我们的收入不依赖于任何一个客户或主要地点。
•我们的某些企业在各自的市场中都处于领先地位，每个市场都有很长的商业寿命和巨大的进入壁垒。除其他业务外，我们经营多元化业务，每一项业务都是其市场的领先者之一，具有很长的商业寿命，并且有很大的进入壁垒。我们在墨西哥湾的深水地区运营着最大的管道网络之一(根据吞吐能力)，该地区2022年生产的石油约占美国石油产量的15%。我们是世界上领先的天然纯碱生产商之一(以吨计)。我们相信我们是北美和南美最大的NAH生产商和营销商之一(基于产量)。我们是为路易斯安那州巴吞鲁日和得克萨斯州贝敦的大型复杂炼油厂提供原油和石油产品运输、储存和其他处理服务的领先供应商之一，这两家炼油厂都已运营超过100年。
•我们在财务上很灵活，而且有大量的流动性。截至2022年12月31日，在我们的高级担保信贷安排下，我们的6.5亿美元可用资金中有4.361亿美元可用，这取决于我们是否遵守了我们的契约，其中包括2亿美元石油产品库存贷款升华下的1.953亿美元可用资金和9150万美元的信用证可用资金。截至2022年12月31日，我们的库存借款基数为470万美元。
•我们的业务提供相对一致的综合财务业绩。我们历史上一贯的财务业绩，加上我们长期保守的资本结构的目标，使我们能够从运营中产生相对稳定和不断增加的现金流。
•我们在石油、天然气和NAHS业务中的直接大宗商品价格风险敞口有限。我们购买的原油、成品油或中间原料的数量要么受背靠背销售合同的约束，要么通过交易所交易的衍生品进行对冲，以限制我们对大宗商品价格变动的直接敞口，尽管我们不能完全消除大宗商品价格敞口。我们的风险管理政策要求我们监测套期保值的有效性，以维持此类套期保值库存的风险价值不超过250万美元。此外，我们与炼油商签订的服务合同允许我们调整我们收取的加工费，以保持NAH供需之间的平衡。
•我们的墨西哥湾近海原油和天然气管道运输和装卸业务位于一个重要的产油区，拥有大量的储油层，原油和天然气的寿命长。我们提供一整套服务，主要是为综合和大型独立能源公司提供服务，这些公司进行密集的资本投资，在美国最大的产油区之一墨西哥湾开发大量大型储油层、寿命长的原油和天然气资产。
•与合成生产方法相比，我们的碱业务具有显著的成本优势。与合成生产方法相比，我们的碱业务具有显著的成本优势，包括更低的原材料和能源需求。
根据IHS的数据，平均而言，生产原料纯碱的现金成本历来约为生产合成纯碱成本的一半。
•我们在高性能标准和高质量方面的专业知识和声誉使我们能够为炼油商提供经济和可靠的服务。我们对硫磺脱除过程和原油精炼的广泛了解可以为我们在评估新的机会和/或市场时提供优势。
•我们的一些管道运输和相关资产位于战略位置。我们的管道对我们的炼油商和生产商客户的持续运营至关重要。此外，我们的大多数码头都位于管道、卡车、铁路或驳船可以到达的区域。
•我们的一些陆上设施和运输资产在操作上是灵活的。我们的卡车、轨道车、驳船和码头产品组合为我们提供了在现有地区足迹内的灵活性，并为我们提供了进入新市场和扩大客户关系的能力。
•我们的海运资产为整个北美提供水路运输。我们的驳船和船队为北美广大地区的内陆和离岸客户提供服务。我们所有的船只都在美国国旗下运作，并符合《琼斯法案》规定的美国沿海贸易资格。
•我们拥有一支经验丰富、知识渊博、积极进取的高管管理团队，并有良好的业绩记录。我们的执行管理团队在中游领域拥有丰富的经验。它的成员曾在许多成功的大型上市公司担任过领导职务，包括其他公开交易的合伙企业。通过他们在美国的股权和薪酬方案(包括基于准备金、杠杆、可持续性和安全指标之前可用现金的长期激励奖励)，我们的高管管理团队被激励创造价值。
某些增长举措的最新发展和现状
以下是自2021年12月31日以来的简要事态发展。关于这些项目中的大多数项目的其他信息可在本报告的其他部分找到。
信贷安排修正案
2023年2月17日，我们签订了第六份修订和重新签署的信贷协议(我们的“新信贷协议”)，以取代我们的第五份修订和重新签署的信贷协议。我们的新信贷协议规定了8.5亿美元的优先担保循环信贷安排。新的信贷协议将于2026年2月13日到期，可根据我们的要求延长一年，最多两次，并受某些条件的限制，除非截至2025年6月30日，我们6.50%的优先票据中仍有超过1.5亿美元未偿还，在这种情况下，新的信贷协议将在该日期到期。
优先无抵押票据发行及相关交易
2023年1月25日，我们发行了本金总额为5亿美元的2030年4月15日到期的利率为8.875的优先无担保票据(“2030年票据”)。利息支付日期为每年4月15日和10月15日，首期利息支付日期为2023年10月15日。扣除发行成本后，此次发行产生的净收益约为4.91亿美元。所得款项净额用于购买我们现有的2024年6月15日到期的5.625%优先无抵押票据(“2024年票据”)中约3.16亿美元，包括在2023年1月24日结束的投标要约中投标的票据的相关应计利息、投标溢价和费用，而当时剩余的所得款项用于偿还我们的优先担保信贷安排下的部分未偿还借款和用于一般合伙目的。我们于2023年1月26日发出2024年债券的剩余本金约2500万美元的赎回通知，并于2023年2月14日通过将赎回金额存入2024年债券的受托人以赎回2024年债券的受托人来清偿与2024年债券有关的债务，所有这些都是根据管理2024年债券的契约的条款和条件进行的。
碱性高级担保票据发行及相关交易
于2022年5月17日，吾等透过新成立的全资不受限制附属公司GA ORRI，LLC(“GA ORRI”)，向若干机构投资者发行本金425,000,000美元，本金额为2042年到期的5.875%碱性优先担保票据(“碱性优先担保票据”)，以GA ORRI于几乎所有碱性业务的Trona矿产租约中凌驾于专利权使用费权益(“GA ORRI权益”)的50年期10%有限制使用费权益为抵押。此次发行产生的净收益为4.08亿美元，扣除发行折扣1700万美元后的净收益。我们将在2024年3月之前每季度支付我们的碱性优先担保票据的利息，届时我们将开始每季度支付本金和利息，直至到期日。我们用发行所得款项净额的一部分，全额赎回由我们的碱业子公司持有的未偿还优先股(我们的“碱业优先股”，详情请参阅注11于本公司综合财务报表第8项)，并用余下款项偿还当时本公司优先担保信贷安排的部分未偿还借款。赎回我们的Alkali Holdings优先股，其隐含利率为12-13%，发行票面利率为5.875%的Alkali优先担保票据，使我们能够简化资本结构，降低资本成本，在我们的优先担保信贷安排下为我们提供额外的灵活性，并消除最初于2026年到期的Alkali Holdings优先股的任何再融资风险。
格兰杰生产设施扩建
2019年9月23日，我们宣布扩大我们现有的格兰杰设施(“格兰杰优化项目”或“GOP”)，同时发行Alkali Holdings优先股。GOP的预计完工日期为2023年下半年，扩建预计将使我们在Granger设施的年产量增加约750,000吨。
发行我们的Alkali Holdings优先股所获得的收益有助于为GOP的预期成本提供资金。在2021年第四季度，我们决定通过我们内部产生的自由现金流和我们高级担保信贷安排下的可用性来为完成GOP所需的剩余建设成本提供资金，并随后于2022年5月17日赎回了Alkali Holdings的未偿还优先股。
离岸增长承诺和资本项目
于2022年期间，我们达成最终协议，为与两个独立深水开发项目相关的100%原油生产提供运输服务，这两个独立深水开发项目的总产能约为每日160,000桶。与这些协议一起，我们预计将花费总计约6.5亿美元的资本支出总额(或我们的所有权权益净额约5.5亿美元)：(I)扩大CHOPS管道的现有能力；以及(Ii)建设一条新的100%拥有、约105英里长、直径20英寸的原油管道(“SYNC管道”)，将其中一个开发项目与我们在墨西哥湾的现有资产足迹连接起来。我们
计划按照生产商的第一个石油成就计划完成建设，目前预计在2024年底或2025年完成。生产者协议包括长期收取或支付的安排，因此，我们能够获得项目完成信贷，以便在整个建设期内计算我们的高级担保信贷安排下的杠杆率。
出售独立中心
2022年4月29日，我们达成了一项协议，将我们持有80%权益的独立中心有限责任公司的主要资产独立中心平台出售给墨西哥湾的一个生产商集团，总收益为4000万美元。我们确认了4000万美元的收益，因为该资产在出售时没有账面价值，并将800万美元归因于我们的非控股股东并向其支付了800万美元。
新冠肺炎、乌克兰战争和市场动态
自2020年3月以来以及在过去两年中，由于新冠肺炎大流行的影响，全球市场和大宗商品价格一直极其波动，2022年2月开始的乌克兰战争进一步影响了波动性。虽然自疫情开始以来，我们看到大宗商品价格持续回升，但我们预计，由于疫情的不确定性、乌克兰战争以及任何已经发生或未来可能发生的经济衰退或萧条，仍有一些波动因素将至少在短期内甚至更长时间内持续。这种波动可能会对石油、天然气、石油产品和工业产品的未来价格产生负面影响。
管理层的估计是基于对未来运营和市场状况的许多假设，我们认为这些假设是合理的，但本质上是不确定的。我们假设背后的不确定性可能会导致我们的估计与实际结果大不相同，包括新冠肺炎大流行、乌克兰战争、已经发生或未来可能发生的任何经济衰退或萧条的结果，或者与旨在应对通胀的政府政策变化有关的、可能导致全球经济状况(包括资本和信贷市场)波动的持久影响的持续时间和严重性。我们将继续监控当前的市场环境，如果情况恶化，我们可能会确定可能需要对我们的长期资产、无形资产和商誉的账面价值进行未来可回收评估的触发事件，这可能会导致减值费用，这可能对我们的运营业绩产生重大影响。
尽管新冠肺炎疫情和乌克兰战争的最终影响目前尚不清楚，但我们相信我们核心业务的基本面将继续保持强劲，考虑到当前的行业环境和资本市场行为，我们将继续专注于去杠杆化我们的资产负债表，这一点在“流动性和资本资源”中有进一步的解释。
所有制结构
我们通过子公司和合资企业进行我们的运营并拥有我们的运营资产。按照上市有限合伙企业的惯例，我们的普通合伙人Genesis Energy，LLC负责运营我们的业务，包括提供所有必要的人员和其他资源。
下表描述了我们在2022年12月31日的组织结构。
分部和相关资产的说明
我们通过四个经营部门开展业务：海上管道运输、钠矿物和硫磺服务、陆上设施以及运输和海洋运输。这些部门是战略业务单位，提供各种中游能源相关服务以及纯碱生产、营销和销售。有关我们每个细分市场的财务信息，请参阅注13在我们的合并财务报表的项目8。下面是我们的部门及其相关资产的更详细的描述。
海上管道运输
海上原油和天然气管道
我们在墨西哥湾近海的几条原油和天然气管道及相关基础设施中拥有权益。
下表反映了我们在运营海上原油管道方面的利益：
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| 海上原油管道 | | 运算符 | | 系统里程数 | | 设计容量(Bbls/天)(1) | | 拥有的权益 | | 吞吐量(Bbls/天)100%(1) | | 吞吐量(Bbls/天)与所有权权益的净额 |
| 主线 | | | | | | | | | | | | |
| CHOPS管道 | | 创世纪 | | 380 | | | 500,000 | | | 64 | % | | 207,008 | | | 132,485 | |
| 波塞冬管道 | | 创世纪 | | 332 | | | 490,000 | | | 64 | % | | 257,444 | | | 164,764 | |
| 奥德赛管道 | | 壳牌管道 | | 120 | | | 200,000 | | | 29 | % | | 84,682 | | | 24,558 | |
| 尤金岛管道及其他 | | Genesis/壳牌管道 | | 184 | | | 39,000 | | | 29 | % | | 6,964 | | | 6,964 | |
| 总计 | | | | 1,016 | | | 1,229,000 | | | | | 556,098 | | | 328,771 | |
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侧线(2) | | | | | | | | | | | | |
| SEKCO管道 | | 创世纪 | | 149 | | | 115,000 | | | 100 | % | | | | |
| 沈子原油管道 | | 创世纪 | | 83 | | | 230,000 | | | 100 | % | | | | |
| 阿勒格尼原油管道 | | 创世纪 | | 40 | | | 140,000 | | | 100 | % | | | | |
| 马可波罗原油管道 | | 创世纪 | | 37 | | | 120,000 | | | 100 | % | | | | |
| 组建原油管道 | | 创世纪 | | 67 | | | 80,000 | | | 100 | % | | | | |
| 狼蛛 | | 创世纪 | | 4 | | | 30,000 | | | 100 | % | | | | |
(1)提供的容量数字代表100%的设计能力，吞吐量数字代表100%的期间容量；尤金岛除外，它代表我们在该系统中的净容量和容量(29%)。最终产能可能主要受压力要求、安装的泵、相关设施以及实际输送的原油粘度的影响。
(2)代表100%拥有的支线原油管道，这些管道最终流入我们的其他海上原油管道(包括CHOPS管道和波塞冬管道)，因此被排除在上面的主管道之外。
•印章管道。CHOPS管道由直径24至30英寸的管道组成，旨在通过与位于德克萨斯州亚瑟港和德克萨斯州城市的炼油厂和码头的互联，将原油从墨西哥湾的油田输送到德克萨斯州墨西哥湾沿岸的炼油市场。卡梅隆骇维金属加工石油管道有限责任公司(“CHOPS”)还拥有三个战略位置的多用途海上平台。一个金融方拥有剩余的36%的印章权益。
•波塞冬输油管道。波塞冬管道由直径为16至24英寸的管道组成，用于将原油从墨西哥湾中西部近海开发项目输送到路易斯安那州陆上和离岸的其他管道和终端。壳牌的一家附属公司拥有波塞冬石油管道公司(“波塞冬”)剩余36%的权益。
•奥德赛管道公司。奥德赛管道由直径12至20英寸的管道组成，将原油从墨西哥湾东部的开发项目输送到路易斯安那州岸上的其他管道和终端。壳牌的一家附属公司拥有奥德赛管道有限责任公司剩余71%的股份。
•尤金岛。尤金岛系统由原油管道网络组成，其主要管道直径为20英寸，将原油从墨西哥湾中部的开发项目输送到路易斯安那州陆上的其他管道和码头。尤金岛的其他所有者包括埃克森美孚和壳牌石油公司的附属公司。
•Sekco管道。SEKCO管道是一条深水管道，服务于位于墨西哥湾南部基斯利峡谷地区的巴克斯金石油、哈德良北部石油和卢修斯石油和天然气产区。东南基思利峡谷管道公司(SEKCO)与墨西哥湾的多家生产商签订了原油运输协议，这些生产商致力于在卢修斯、巴克斯金和哈德良北部产区进行生产
到SEKCO输油管道的储备期。SEKCO管道将直接连接到萨拉曼卡浮动生产系统(FPS)，该系统预计将于2025年首次投产。
•沈子原油管道。深子原油管道汇集了位于路易斯安那州近海墨西哥湾绿色峡谷地区的深子生产油田的原油产量，以及支持Khaleesi、Mormont和Samurai油田开发的King‘s Quay FPS的原油产量，然后交付到我们的CHIPS管道和波塞冬管道系统。
•阿勒格尼原油管道公司。阿勒格尼原油管道将墨西哥湾绿色峡谷地区的阿勒格尼和南廷巴利埃316平台与CHAPS管道和波塞冬管道连接起来。
•马可波罗原油管道公司。马可波罗原油管道将原油从我们的马可波罗原油平台输送到与绿峡谷第164号区块的阿勒格尼原油管道的互联。
•宪法原油管道。宪法原油管道从位于墨西哥湾绿色峡谷地区的宪法、星座、凯撒·汤加和提康德罗加生产油田收集原油，然后输送到CHOPS管道或波塞冬管道。
我们的海上原油管道没有一条受到费率监管，尤金岛除外，它受到FERC的监管。
下表反映了我们在运营海上天然气管道方面的利益：
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| 海上天然气管道 | | 运算符 | | 系统里程数 | | 设计容量(MMcf/天)(1) | | 拥有的权益 |
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| 万岛近海系统 | | 创世纪 | | 238 | | | 500 | | | 100 | % |
| 蟒蛇采集系统 | | 创世纪 | | 183 | | | 300 | | | 100 | % |
| 绿色峡谷侧队 | | 创世纪 | | 5 | | | 108 | | | 100% |
| MANTA RAY离岸采集系统 | | 恩布里奇 | | 237 | | | 800 | | | 25.7 | % |
| 鹦鹉螺系统 | | 恩布里奇 | | 101 | | | 600 | | | 25.7 | % |
| 总计 | | | | 764 | | | 2,308 | | | |
(1)所提供的容量数字代表了设计容量的100%。
•高岛。High Island Offshore系统(“HIOS”)从位于加尔维斯顿、花园银行、西卡梅伦、High Island和East Break地区的生产气田输送天然气，与Kinetica Energy Express互联。HIO包括152英里长的管道和8个受FERC监管的管道连接和服务平台。此外，该系统包括86英里长的East Break收集系统，该系统将HIO连接到位于阿拉米诺斯峡谷第25号区块的胡佛-戴安娜深水平台。
•巨蟒。Anaconda收集系统从位于墨西哥湾绿色峡谷地区的生产气田收集天然气，包括支持Khaleesi、Mormont和Samurai油田开发的国王码头FPS，然后将其输送到鹦鹉螺系统。
•绿色峡谷。绿色峡谷支线代表了一组小直径管道，这些管道收集天然气，然后输送到HIO和其他各种下游管道。
•曼塔·雷。Manta Ray Offshore收集系统从位于绿色峡谷、绿色峡谷南部、Ship Shoal、南廷巴利耶和墨西哥湾尤因浅滩地区的生产气田收集天然气，然后输送到许多下游管道，包括鹦鹉螺系统。该系统包括三个管道连接平台。
•鹦鹉螺号。Nautilus系统将Anaconda收集系统和Manta Ray Offshore收集系统连接到位于路易斯安那州南部的海王星天然气加工厂。
海上枢纽平台
海上枢纽平台通常用于：(I)连接海上管道网络；(Ii)提供进行管道维护的有效手段；(Iii)定位压缩、分离和生产装卸设备及类似资产；以及(Iv)在原油和天然气资产的初始开发阶段进行钻井作业。离岸平台服务的经营结果主要取决于向客户收取的商品费用和/或需求型费用的水平。大宗商品收费的收入是根据交付给平台的每单位体积的费用(通常是每MMcf天然气或每桶原油)乘以每一产品交付的总数量。需求型费用类似于管道的固定能力预留协议，因为它们是向客户收取的
无论客户实际交付给平台的数量是多少。平台服务合同通常包括需求型收费和商品收费，但需求型收费通常在合同规定的一段时间后到期，在某些情况下可能会被客户取消。
下表反映了我们对运营离岸枢纽平台的兴趣：
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| 海上枢纽平台 | | 运算符 | | 水深(英尺) | | 天然气容量(MMcf/天)(1) | | 原油产能(Bbls/day)(1) | | 拥有的权益 |
马可波罗 | | 西方人 | | 4,300 | | | 300 | | | 120,000 | | | 100 | % |
| 东卡梅伦373 | | 创世纪 | | 441 | | | 195 | | | 3,000 | | | 100 | % |
| 总计 | | | | | | 495 | | | 123,000 | | | |
(1)所提供的容量数字代表了设计容量的100%。
•马可波罗。马可波罗平台位于绿色峡谷区块608，加工位于墨西哥湾南部绿色峡谷地区的生产油田的原油和天然气。
•东卡梅伦。东卡梅伦373平台有能力处理墨西哥湾花园浅滩和东卡梅伦地区的生产。
顾客
由于在墨西哥湾深水地区发现、开发和生产原油资产的成本，我们的海上管道客户大多是综合原油公司和其他大型生产商，这些生产商希望有更长期的安排，以确保他们的生产能够进入市场。
通常，我们的海上原油管道客户达成买卖或其他运输安排，根据这些安排，管道从其客户那里获得在指定地点(通常是生产商的平台或在另一条互联处)相关产品的所有权(有时，所有权)，并在一个或多个指定的下游地点(如炼油厂或与另一条管道的互联)将等量的所有权(和所有权，如适用)重新交付给该客户。我们的海上管道处理的大部分生产都是根据租赁期承诺进行的，其中包括固定和可中断的产能安排。
竞争
我们海上管道的主要竞争包括其他原油和天然气管道系统，以及可能选择建造或使用自己的生产处理设施的生产商。我们的海上管道根据与生产的地理位置接近、连接成本、可用容量、运输率和进入陆上市场的机会来竞争新的产量。此外，我们海上管道获取未来储量的能力将取决于我们的能力，或生产商为连接新生产所需的巨额资本支出提供资金的能力。一般来说，我们的大部分海上管道不受监管机构制定费率的限制，我们的海上管道收取的服务费率取决于客户所要求的服务质量以及该客户承诺的储备金额和期限。
钠矿物和硫磺服务
我们的钠矿物和硫磺服务部门由我们的碱性业务和我们的硫磺去除业务组成，详情如下。
碱业
我们的碱业务是全球领先的天然纯碱生产商之一。我们为各种行业提供纯碱，如福莱特玻璃、容器玻璃、洗涤剂、太阳能电池板和锂生产商以及化学制造。纯碱，又称碳酸钠(Na)2公司3)，是玻璃制造中一种非常有价值的原材料，因为它具有降低配料中二氧化硅熔点的特性。纯碱还因其吸收和软化水分的性能而受到洗涤剂制造商的重视。我们的产品来自Trona，我们在怀俄明州格林河盆地的两个地点开采该矿。世界上绝大多数可利用的热带保护区位于格林河流域。根据历史生产统计，全球约30%的纯碱是从含有碳酸钠或类似碳酸钠的材料中生产出来的，其余的是合成生产的，这需要使用高得多的能量来化学转化石灰石和盐。用纯碱生产纯碱比合成纯碱的成本要低得多。此外，生命周期分析显示，与合成生产相比，TRONA生产消耗的能源更少，产生的二氧化碳更少，不良副产品也更少。
我们的碱业务包括以下内容：
•在我们的WestVaco工厂的地下干法开采Trona矿石；
•通过卤水(溶液)采矿，在我们的WestVaco和Granger设施的地下以前干燥的采矿区二次回收Trona；
•将天然硫酸盐矿加工成纯碱和特种钠碱产品；以及
•碱产品的营销、销售和分销。
在2022年，我们的碱业务有能力生产约350万吨纯碱和下游特色产品。我们预计，随着我们在格兰杰优化项目完成之前于2023年1月1日重新启动我们原来的格兰杰生产设施及其约50万吨的年产量，我们的产能将会增加，这意味着我们的年产量将增加75万吨，预计将于2023年下半年首批投产。所有与我们产品相关的采矿和加工活动都在我们位于格林河流域的设施中进行。
特罗纳矿石的干法开采
Trona主要通过我们的单长壁采矿机运行，在我们的WestVaco设施的地下进行干法开采。与其他干燥采矿技术相比，长壁采矿提供了更高的回收率，从而延长了矿山寿命。进入和通风我们的长墙所需的“隧道”的开发主要是通过矿房和矿柱采矿完成的，主要由我们的钻探矿工完成。矿石被运送到地下的两个吊装作业，垂直移动约1,600英尺至地面，然后直接进入加工设施或储存在室外库存中以备将来使用。
二次回收卤水(溶液)开采
我们使用二次回收技术在WestVaco和Granger两个地点对Trona进行盐水(溶液)开采。我们的二次回收采矿始于从我们的运营中回收水流和从干法开采的Trona处理过程中剩余的非trona固体(“不溶性”)。水和一些不溶物质通过多个井注入我们韦斯特瓦科和格兰杰两个地点的旧的干燥矿井。当水流经旧的工作面时，不溶物质会沉淀下来，溶解之前干开采时留下的Trona。使用多个泵送系统将浓缩后的卤水泵送到地面进行处理。
Trona制取成品碱的工艺研究s
我们的Sesqui和Mono工厂位于我们的WestVaco工厂，将干开采的Trona转化为苏打灰。粉碎、溶于水、过滤和结晶技术用于生产所需的最终产品。在Mono工厂流程中，矿石在溶解之前通过加热进行焙烧，通过去除水和二氧化碳将Trona转化为纯碱。使用蒸汽的最后干燥步骤从Mono工艺中产生稠密的纯碱产品。在我们的Sesqui工厂，焙烧是在工艺结束时进行的，产生的轻密度纯碱是希望提高吸收率的应用的首选。Sesqui工艺也有能力生产精制倍半碳酸钠(我们以S-Carb的名义销售®和Sesqui®)用作动物饲料配方以及清洁和个人护理应用中的缓冲剂。
在我们的ELDM业务中，卤水(溶液)开采的Trona被转化为稠密的纯碱，在WestVaco现场和我们的Granger工厂。生产纯碱的步骤类似于干开采过程，不同的是粉碎和溶解步骤被省去了，因为在离开矿井时，纯碱已经在水溶液中。
中间、半加工产品是从我们位于威斯特瓦科的战略地点的纯碱工艺中提取出来的，用作生产碳酸氢钠和50%烧碱(NaOH)的原料。
碱产品的营销、销售和分销
我们直接向美国、加拿大、欧洲共同体、欧洲自由贸易区和南非关税同盟的客户销售我们的碱产品。我们通过ANSAC在所有其他市场独家销售。在2022年，ANSAC作为一个非营利性的海外销售协会运作，以促进美国生产的纯碱的出口销售。2023年1月1日，ANSAC成为怀俄明州Genesis碱的全资子公司，我们将继续利用其物流资产和营销功能作为我们碱业务的出口工具。
我们所有的碱产品都是从我们在格林河流域的设施通过铁路和卡车运输的。我们运营着一支大约有3,300辆有盖漏斗车的车队，我们用这些车来运送90%来自Green River工厂的碱产品的销售，所有这些都是通过联合太平洋铁路拥有和运营的一条铁路线运输的。我们从银行、租赁公司和FMC公司租赁这些火车车厢，租期各不相同。我们根据既定的行业惯例和政府要求，通过与客户和运营商达成的协议支付里程积分来收回租赁成本。
我们的大部分碱性产品都是以纯碱的形式销售的。 纯碱是我们唯一卖给ANSAC的产品。纯碱受到平板和容器玻璃制造商的高度重视，因为它降低了玻璃熔炉中配料的温度。它还因其吸收能力而受到洗涤剂制造商的重视。纯碱也是制造电动汽车电池和可再生能源蓄电池的关键成分。过去五年，美国对纯碱的需求相对持平，只是在2020年年中略有下降，原因是与新冠肺炎疫情相关的经济停摆(2021年和2022年已恢复)。随着日益壮大的中产阶级对更多使用纯碱的产品的需求，发展中经济体对纯碱的需求有所增加，例如用于住房和汽车的玻璃，以及用于清洁的洗涤剂。
此外，我们还向自有品牌制造商销售碳酸氢钠，他们将其包装成小苏打出售给零售杂货客户。我们还向包装烘焙食品和类似产品的制造商销售碳酸氢钠。动物饲料是碳酸氢钠的重要市场，碳酸氢钠与饲料混合，可以提高奶牛的产量，改善家禽和其他牲畜的健康。碳酸氢钠也出售给在血液透析应用中使用它的客户，并作为医药产品的活性成分。
脱硫剂业务
我们的硫磺服务业务主要(I)为主要位于德克萨斯州、路易斯安那州、阿肯色州、俄克拉何马州、蒙大拿州和犹他州的11个炼油和石化加工厂提供硫磺提取服务；(Ii)经营与这些服务相关的大量存储和运输资产；以及(Iii)向大型工商业公司销售NaHS和烧碱。我们的除硫服务主要涉及处理炼油厂在原油加工作业中产生的高硫(或“酸”)气流。我们的工艺应用了我们的专利技术，它使用大量的烧碱(我们工艺中使用的主要原材料)作为洗涤剂，在规定的温度和压力下脱除硫磺。炼油厂的硫磺脱除是优化汽油、柴油和航空燃料等精炼产品生产的关键因素。我们的除硫技术将清洁(无硫)碳氢化合物流返回炼油厂，进一步加工成精炼产品，同时生产NaH。由此产生的NaHS构成了我们为硫磺去除服务收到的唯一考虑因素。我们收到的NAH大多来自大公司拥有和运营的炼油厂，包括Phillips 66、CITGO、HollyFrontier、Calumet和Ergon。我们的11份除硫服务合同的平均剩余期限约为四好几年了。这些合同续签的时间根据每个具体合同中规定的地点和条款而有所不同。
我们的钠矿物和硫磺服务足迹包括墨西哥湾沿岸、中西部、蒙大拿州、犹他州、不列颠哥伦比亚省和南美洲的NaH和烧碱终端。连同我们的陆上设施和运输部门，我们向大约140个客户销售和交付(通过火车、轮船、驳船和卡车)NaH和烧碱。我们相信我们是北美和南美最大的NAH营销者之一。通过利用我们自己的物流资产和租赁的仓储地点来最大限度地降低成本，我们相信我们比其他NAH供应商具有竞争优势。NaHS用于特种化学品业务(塑料添加剂、染料和个人护理产品)、纸浆和造纸业务，以及与采矿作业(分离铜和钼以及开采镍和黄金)以及铝土矿精炼(铝)有关的业务。NaHS还在环境应用中获得了认可，包括需要稳定和减少重金属和有毒金属的废物处理项目，以及烟气净化。此外，NaHS还可用于在制革过程开始时去除兽皮上的毛发。
烧碱在许多与NaHS相同的行业中都有使用。许多应用要求在同一工艺中同时使用两种化学品。例如，烧碱可以提高铝土矿精炼、纸浆制造以及铜、金和镍回收的产量。烧碱也被用作炼油厂工艺设备和储罐的清洗剂(与水结合并加热)。
顾客
我们的天然纯碱销往美国、加拿大、欧洲共同体、欧洲自由贸易区和南非关税同盟的不同客户群。我们的碱业务仅通过ANSAC在所有其他市场销售。2022年，我们和塔塔化工是ANSAC的两个成员。塔塔化工于2022年底退出ANSAC，我们从2023年1月1日起成为ANSAC的唯一成员。ANSAC是我们碱业务的最大客户。2022年对ANSAC的销售额约占钠矿物和硫磺服务部门总销售额的34%。出售给ANSAC的纯碱后来转售给世界各地的其他客户。因此，这造成了苏打对我们客户最终产品的全球需求的间接风险敞口。
我们在11个炼油和石化加工设施地点利用NaHS装置提供现场脱硫剂服务。尽管我们的一些客户已经选择拥有他们炼油厂的硫磺脱除设施，但这些设施是我们运营的。我们销售我们所有的NAH以及少量的NAH给少数几个第三方。
我们向不同行业的客户销售NaH，最大的客户涉及贱金属的开采，主要是铜和钼，以及纸浆和纸张的生产。我们向美国西部、加拿大和墨西哥的铜矿行业客户销售产品。我们还将NaH出口到南美，出售给秘鲁和智利的客户进行采矿。没有任何脱硫剂客户或NAHS销售客户对我们的综合收入的贡献超过10%。我们NAHS客户所在的许多行业(如铜矿和纸浆造纸行业)都参与了其产品的全球市场。因此，这为NAH创造了对我们客户最终产品的全球需求的间接敞口。我们与炼油商签订的服务合同中的条款允许我们调整酸性气体加工率(脱硫率)，以保持NaHS供需之间的平衡。
我们向向我们购买NaH的许多客户销售烧碱，包括纸浆和造纸制造商以及铜矿行业的客户。我们还向一些我们经营的炼油厂供应烧碱，用于清洁加工设备。
除了我们最大的碱客户ANSAC外，我们的钠矿物和硫磺服务部门不依赖于任何单一或小客户群体。失去任何一个客户都不会对我们产生实质性的不利影响。
大赛--碱业
我们的碱业务所在的全球纯碱市场竞争激烈。竞争基于许多因素，如价格、有利的物流和始终如一的客户服务。在北美，主要竞争对手是其他总部位于美国的天然纯碱业务，如怀俄明州的Solvay Chemals、Sisecam Resources LP和Tata Chemals Soda Ash Partners，以及加利福尼亚州的Searles Valley Minerals。由于美国天然纯碱生产的结构性成本优势，包括较低的原材料和能源要求，进口一直不是北美竞争的重要来源。根据IHS的数据，平均而言，生产原料纯碱的现金成本大约是生产合成纯碱成本的一半。纯碱和特种产品在北美以外的销售(主要是通过美国国资委)面临着来自各种其他公司的竞争，大多数情况下是使用合成方法的纯碱生产商，但在较小程度上是土耳其、中国和非洲的天然纯碱生产商以及美国的天然纯碱业务。我们的碱业务的特殊碱产品也面临着来自碳酸氢钠生产商的激烈竞争，如丘奇和德怀特公司、索尔维化学品公司和天然苏打有限责任公司。
竞争-硫磺服务
我们供应NaHs的竞争对手主要是生产NaHs作为其他硫衍生物产品的副产品或替代品的各方，这些产品包括化肥、杀虫剂、其他农产品、塑料添加剂和润滑剂。通常，我们供应NAH的竞争对手只有一个地点，他们没有我们必须向客户供应的物流基础设施。这些竞争对手经常在对其替代硫衍生物的需求较高时减少NaHS的产量，并在对这些替代品的需求较低时增加NaHS的产量。此外，当元素硫的价格和需求较高时，它们往往供应较少，而当元素硫价格下降时，它们往往供应更多NaH。
对NaHS的需求面临来自硫化腐蚀性、乳化硫磺、盐饼和片状NaHS等替代硫化管理介质的竞争。这些替代产品的价值、供应和/或需求的变化可能会影响我们NAH的销售量和/或价值。
通常，我们的除硫服务竞争对手包括炼油厂本身，通过使用他们的除硫工艺。
我们销售烧碱的竞争对手包括烧碱制造商。这些竞争对手为我们的钠矿物和硫磺服务业务供应烧碱，并支持我们的第三方烧碱销售。通过利用我们的存储能力和访问运输资产，我们将烧碱销售给第三方，这些第三方通过从一个来源获得NaH和烧碱来提高效率。
陆上设施和运输
我们通过原油和精炼产品(主要是燃料油、沥青和其他重质精炼产品)的采购、运输、储存、混合和营销，为墨西哥湾沿岸的原油炼油厂和生产商提供陆上设施和运输服务。在这些服务方面，我们利用我们日益一体化的物流资产组合，包括管道、卡车、码头和驳船。我们的陆上设施和运输资产的综合性质在路易斯安那州和德克萨斯州等地区尤为明显。我们的原油相关服务包括在井口从生产商那里收集原油，通过集油线、卡车和驳船将原油运输到管道注入点，为我们的收集和营销业务以及我们管道上的其他托运人运输原油，以及向炼油厂销售原油。与我们的原油业务一样，我们还收集炼油厂的成品油，通过管道、卡车、轨道车和驳船运输成品油，并在批发市场向客户销售成品油。对于这些服务中的某些服务，我们会产生与所提供的交通服务相关的收费收入。在某些情况下，我们还从我们转售原油和石油产品的价格减去我们购买原油和石油产品的价格减去相关的聚集和运输成本之间的差额中获利。
我们的原油陆上设施和运输业务集中在德克萨斯州、路易斯安那州、阿拉巴马州、佛罗里达州和密西西比州。这些业务有助于确保(除其他事项外)我们的原油管道系统、炼油厂客户和其他托运人的基本供应来源，同时为我们的生产商客户提供生产的市场渠道。通过利用我们的管道、卡车、有轨电车、驳船和码头网络，我们能够向原油炼油商和生产商提供与运输相关的服务，在许多情况下还能够与其达成背靠背的收集和营销安排。此外，我们的原油和石油产品采集和营销专业知识和知识库为我们提供了利用我们市场领域不时出现的机会的能力。截至2022年12月31日，我们每天收集和销售约24,000桶原油和石油产品，其中大部分来自德克萨斯州和墨西哥湾沿岸的大型资源盆地。我们的原油管道运输了许多这样的桶，以及第三方生产商和炼油商的桶，我们向他们收取运输服务的费用。鉴于我们的码头网络，我们也有能力在期货溢价(未来交付的原油价格高于当前交付的原油价格)期间储存原油，以便在未来几个月交付。当我们在期货溢价期间购买和储存原油时，我们试图通过与交易对手或在原油期货市场上同时签订合同，在未来一段时间内出售库存，以限制直接的大宗商品价格风险。我们在汇总原油和石油产品时产生的成本中，最大的部分涉及运营我们的自有和租赁卡车车队，以及产生其他与运输有关的成本。
陆上原油管道
通过我们拥有和运营的陆上管道系统和相关资产，我们根据FERC或德克萨斯州铁路委员会(“TXRRC”)规定的费率为我们的收集和营销业务以及其他托运人运输原油。因此，如果投标运输的产品满足适用关税中包含的条件和规格，我们将向任何原油发货人提供运输服务。管道收入是输油量水平和原油注入管道和输油点的特定地点的函数。我们还可以从管道损失备用量中赚取收入。作为承担管道体积损失风险的交换，我们扣除管道体积损失津贴和原油质量扣除。此类津贴和扣减由计量损益抵消。当我们的实际数量损失小于相关的减除和扣除时，我们将差额确认为按原油市场价格计算的可供销售的收入和库存。
我们陆上原油管道业务的利润率是由受监管的公布关税和管道损失准备金收入之和与管道运营和维护的固定和可变成本之间的差额产生的。
我们拥有并运营四个陆上公共运输原油管道系统：德克萨斯系统、杰伊系统、密西西比系统和路易斯安那系统。
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| 德克萨斯系统 | | Jay系统 | | 密西西比河系统 | | 路易斯安那州系统 | | |
| 产品 | 原油 | | 原油 | | 原油 | | 原油，
中间体，以及
精炼产品 | | |
| 拥有的权益 | 100% | | 100% | | 100% | | 100% | | |
| 设计容量(Bbls/天) | 现有8“-60,000
Looped 18" - 275,000 | | 150,000 | | 45,000 | | 350,000 | | |
| 2022年吞吐量(Bbls/天) | 90,562 | | 6,601 | | 5,725 | | 94,389 | | |
| 系统里程数 | 47 | | 143 | | 207 | | 51 | | |
近似自有储罐容量(BBLS) | 1,100,000 | | 230,000 | | 247,500 | | 330,000 | | |
| 位置 | 德克萨斯州黑斯廷斯交界处至德克萨斯州韦伯斯特
德克萨斯州得克萨斯州至德克萨斯州韦伯斯特
| | 南AL/FL至莫比尔，AL | | Soso，MS to Liberty，MS | | 洛杉矶哈德逊港至洛杉矶巴吞鲁日
洛杉矶巴吞鲁日至洛杉矶阿伦港
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| 费率管制 | FERC/TXRRC | | FERC | | FERC | | FERC | | |
•德克萨斯系统。我们的德克萨斯系统在德克萨斯城交付原油数量(包括接收各种墨西哥湾管道数量的能力)，然后交付到我们位于德克萨斯州韦伯斯特的设施，该设施最终连接到其他原油管道。我们的德克萨斯系统还将原油从Hastings Junction(休斯顿以南)运输到德克萨斯州休斯顿附近的几个交货点(包括我们在德克萨斯州韦伯斯特的设施)。我们为我们的运输服务赚取关税，每桶原油的关税随着从注油点到交货点的距离而变化。
•Jay系统。我们的Jay系统使原油托运人能够进入阿拉巴马州莫比尔附近的炼油厂、管道和仓库。该系统还包括收集连接、油田约20,000桶的额外原油存储能力、与我们的核桃山铁路设施的互联、与阿拉巴马州一家炼油厂的输送连接，以及与另一条向密西西比州输送原油的公共运输管道的互联。
•密西西比系统。我们的密西西比州系统为密西西比州的原油托运人提供了对位于中西部的炼油厂、管道、存储、码头和其他原油基础设施的间接访问。该系统毗邻几个通过三次采油战略生产的处于不同阶段的原油油田，包括CO2注水和注水。我们在密西西比州的输油管道上提供运输服务，通过“奖励”关税，规定我们在任何一个月收取的每桶平均费率随着该月的总吞吐量超过指定的阈值而下降。
•路易斯安那州系统。我们的路易斯安那州系统将安克雷奇油库与我们的巴吞鲁日港码头连接起来(该码头是为埃克森美孚公司的巴吞鲁日炼油厂服务而建的，巴吞鲁日炼油厂是北美最大的炼油厂之一，每天的炼油能力超过500,000桶)，允许原油、中间产品和精炼产品通过专用原油管道和专用中间产品管道在安克雷奇油库和这个码头之间双向流动。截至2022年12月31日的一年，每天的总量分别包括与我们的巴吞鲁日港终端管道相关的中间成品油和原油的28,850和53,459桶/天。我们的路易斯安那州系统还将原油从哈德逊港运输到我们的巴吞鲁日风景名胜站铁路卸货设施，并继续向下游输送到安克雷奇油罐场。这一管道系统是我们整合的巴吞鲁日地区中游基础设施的关键资产。
其他陆上设施和运输业务
我们拥有四个运营中的原油铁路卸货设施，分别位于路易斯安那州的巴吞鲁日、路易斯安那州的拉克兰、佛罗里达州的核桃山和密西西比州的纳切斯，这为我们现有的资产足迹提供了协同效应。我们通常在这些设施卸车赚取费用。其中三个设施，路易斯安那州的巴吞鲁日、路易斯安那州的拉克兰和佛罗里达州的胡桃山设施直接连接到我们现有的综合原油管道和码头基础设施。
在我们的陆上设施和运输业务部门，我们采用了多种类型的物流灵活资产。这些资产包括一套卡车、拖车、原油轨道车以及码头和其他油罐车，这些油罐车在墨西哥湾沿岸的多个地点租赁和拥有约420万桶的存储能力，可通过管道、卡车、铁路或驳船进入，此外还包括与我们的原油管道有关的油罐车。
客户与竞争
我们的陆上设施和运输业务包括众多炼油商和数百家生产商，我们为这些生产商提供运输相关服务，并从原油和精炼产品中收集和销售。
在我们的原油陆上设施和运输业务中，我们与其他地区性和地区性中游服务提供商和公司竞争，这些服务提供商和公司可能在各自运营的地区拥有相当大的市场份额。公共运输管道之间的竞争主要基于公布的价格、客户服务质量以及距离炼油厂、生产和连接管道的距离。我们认为，高昂的资本成本、关税监管和获得通行权的成本，使得其他在规模和范围上与我们的陆上管道相当的竞争管道系统不太可能在不久的将来建在相同的地理区域。此外，由于我们的大部分陆上管道直接服务于炼油厂，我们认为这些管道不会受到与直接与原油生产相关的管道相同的竞争压力。
海上运输
我们的海运部门包括：(I)运输中级精炼石油产品的内陆海运船队，主要服务于美国墨西哥湾沿岸、沿海内运河和美国西部河系的炼油厂和储存终端；(Ii)我们的近海海运船队，运输原油和成品油，主要服务于墨西哥湾沿岸、东海岸、五大湖和加勒比海沿岸的炼油厂和储存码头；以及(Iii)我们的现代双壳、琼斯法案合格油轮M/T American Phoenix，该船目前包租为墨西哥湾沿岸和东海岸的一家客户提供服务。下表包括与我们的海运船队有关的业务信息：
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| 内陆 | | 离岸海域 | | 美国凤凰城 |
| 综合船队设计能力(MBBLS) | 2,285 | | 884 | | 330 |
单船载客量范围(MBBLS)(1) | 23-39 | | 65-135 | | 330 |
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| 数量： | | | | | |
| 推/拖船 | 33 | | 9 | | — |
| 驳船 | 82 | | 9 | | — |
| 成品油油轮 | — | | — | | 1 |
(1)代表我们的内陆和近海驳船的每艘驳船的能力范围，以及我们的美国凤凰号M/T的能力。
顾客
我们的海洋客户主要是炼油商和大型能源公司。我们的M/T美国凤凰目前正在与一家炼油客户签订租约。我们是为客户提供运输服务的供应商，在几乎所有情况下，我们运输的产品都不是我们的所有权。海运服务是根据定期合同进行的，其中一些合同有为我们传统上与之有长期关系的客户续签的选项，以及现货合同。我们的大多数客户已经是我们的客户多年了，我们通常希望继续保持关系；然而，不能保证任何单独的合同会续签。
定期合同是指与特定客户签订的以固定费率(包租)或按日费率(定期租船)将货物从指定货源运往指定目的地的协议。在合同期限内，费率可能会上升，也可能不会上升；但是，基本费率通常保持不变，合同中往往包括逐步增加的条款，以收回燃料等具体费用的变化。定期包机使我们免受天气和航行延误以及暂时市场下滑造成的收入波动的影响，在2022年至2021年期间，定期包机占我们定期合同下海运收入的95%以上。现货合同是与客户达成的将货物从特定货源运往指定货源的协议。
货物运输发生时商定的运价的目的地。现货合约汇率为当前的“市场”汇率，并受到市场波动的影响。在2022年期间，我们继续签订更多短期现货合约，因为我们认为市场提供的定期合约的日间利率尚未完全从周期性低点回升。2022年和2021年，我们的海运收入分别约46%和49%来自定期合同，54%和51%来自现货合同。
竞争
我们在海上运输原油和重质精炼石油产品方面的竞争对手都是中游MLP，它们都有海洋运输部门、炼油厂，以及只从事海洋运输业务的公司。普通海运承运人之间的竞争基于一系列因素，包括邻近生产、炼油厂和连接基础设施、客户服务和运输定价。
我们的海洋运输部门还与其他运输原油和重质成品油的方式竞争，包括管道、铁路和卡车运输业务。每种运输方式都有不同的优点和缺点，这些优点和缺点往往取决于事实和情况。例如，海运和卡车运输无需托运人作出更长期的经济承诺，就可以为托运人提供更大的灵活性，使其能够从多个方向进入众多市场(即，管道倾向于单向流动，在地理上受到其与其他管道和设施的接收点和交货点的限制)，而且与卡车运输相比，我们的海运为托运人提供了一定的规模经济。此外，由于建造成本和时机考虑，海运和卡车运输可以为新生的生产区提供具有成本效益的即时服务，而新管道的建造可能非常昂贵和耗时，并可能需要托运人作出较长期的经济承诺，如要么接受要么支付的承诺。另一方面，在由广泛的多向管道提供服务的成熟发达地区，与各种市场有广泛的连接，托运人可能更喜欢管道运输，特别是如果托运人愿意作出较长期的经济承诺，如要么接受要么支付的承诺。最后，除了四艘外，我们所有的内陆海运驳船都能使用沥青和加热，这使我们能够运输中间精炼产品，而其他运输方式不一定配备有处理这些产品的设备。
信用风险敞口
由于我们业务的性质，我们的贸易应收账款中有不成比例的比例构成了炼油商、大型石油生产商和综合石油公司的债务。能源行业的这种集中度有可能对我们的整体信用风险敞口产生积极或消极的影响，因为我们的客户可能会受到经济、行业或其他条件类似变化的影响。然而，我们认为，这种行业集中带来的信用风险被我们特定交易背景下特定客户群的信誉以及其他因素所抵消，这些因素包括我们某些资产和关系的战略性质以及我们的信贷程序。我们的应收账款组合通常包括炼油商、综合大型独立石油和天然气生产商、采矿和其他工业公司的大部分债务，这些公司购买NaH和纯碱，其中大多数都有稳定的付款历史。由于日常现金结算程序和其他与交易所有关的要求，与交易所交易合同有关的信用风险是有限的。
当我们销售原油、石油产品、NaHS和纯碱并提供运输和其他服务时，我们必须确定我们将向任何给定客户提供的信贷额度(如果有的话)。我们已经建立了管理我们的信用风险的程序，包括初始信用审批、信用额度、抵押品要求和抵销权。信用证、预付款和担保也被用来限制信用风险，以确保我们既定的信用标准得到满足。我们使用类似的程序来管理我们在海上管道运输和海洋运输领域对客户的风险敞口。
由于我们在墨西哥湾和陆上的活动(包括我们的碱性业务)，我们最大的客户包括壳牌、埃克森美孚公司、菲利普斯66公司、西方石油公司(以下简称西方石油公司)和ANSAC。
人力资本
我们相信，员工是我们最重要的资产，是我们组织的基石。我们采取措施吸引和留住人才，以安全地运营我们的资产，培养客户关系，并实现我们的长期目标。我们致力于留住员工，并鼓励员工与我们保持长期的职业生涯。我们在管理业务时注重的人力资本衡量标准和目标包括安全、员工薪酬和福利、多样性和包容性以及员工发展。
雇员与集体谈判协议
为了开展业务活动，截至2022年12月31日，我们雇佣了2109名员工。这些雇员中约有700人受到集体谈判协定的保护。这些集体谈判协议涵盖了工资
增加和其他福利，包括固定福利养恤金计划、离职后福利计划和增强的401(K)退休储蓄计划。我们认为我们与工会的关系很牢固，我们与员工的关系，包括集体谈判协议所涵盖的员工，都是良好的。
安全问题
安全是我们的指导原则之一，我们的意图是创造和维持一个没有公认的安全和健康危害的工作场所。我们实施了安全计划和管理实践，以促进安全文化，其中包括政策、培训、程序、审计、检查、事件评估、数据分析、报告和沟通。我们还为可记录的伤害和疾病总比率制定了年度安全和健康目标，并将部分管理层薪酬与安全相关目标挂钩，以强调公司安全的重要性。
雇员补偿及福利
我们的薪酬计划与我们的整体业务战略和管理流程相结合，以激励业绩、最大化回报并创造股东价值。我们参与市场调查，并与顾问合作，对我们的薪酬和福利计划进行基准评估，以帮助我们提供具有竞争力的薪酬方案，以吸引和留住表现优异的员工。
此外，为了吸引和满足我们的劳动力需求，我们提供全面且负担得起的福利计划，其中包括医疗、牙科、视力、人寿保险和残疾保护，以及慷慨的退休储蓄计划，包括高达6%的匹配。根据员工类型和聘用日期的不同，我们的福利方案可能有所不同。此外，我们不断寻找改善员工工作与生活平衡的方法，并改善员工及其家人的福祉。
多样性和包容性
我们是机会均等的雇主。我们相信，消除就业障碍会带来更多的招聘，解决问题的不同视角，以及更强大的团队。我们通过努力创造一个多元化和包容性的强大文化来维持一个积极的工作环境，并得到我们的商业行为准则和我们的就业实践的支持。
我们已经制定了政策，以加强我们对工作场所多样性和包容性的承诺。我们的员工手册包括平等就业机会承诺以及不歧视和反骚扰披露，这些披露传达了我们对保持一个没有骚扰的专业工作场所的期望。我们禁止基于性别、种族、民族或任何其他受保护类别对任何员工或申请者的歧视或骚扰。我们致力于建立一个没有骚扰的工作场所，并通过为员工提供预防培训来进一步支持这一点。
员工发展
作为一家公司，我们的成功是以员工在各自角色中的成功表现来衡量的。因此，我们的政策是对每一名员工进行适当的培训和装备，使其能够安全地履行其工作职责，并遵守所有法律、法规和内部程序。
我们通过绩效管理流程、定期指导以及管理和领导力培训来发展员工，同时还提供学费报销计划。我们的年度绩效管理周期使经理和员工能够协作，制定与业务目标一致的绩效目标和发展目标。我们还提供内部健康和安全培训以及应急培训。还鼓励员工参加外部研讨会、会议和其他培训活动。
监管
管道运价和准入监管
我们州际共同承运人管道运营的费率以及服务条款和条件受到FERC根据州际商法(ICA)的监管。根据ICA，费率必须是“公正和合理的”，不得过分歧视或给予任何托运人任何不适当的优惠。FERC的规定要求，石油管道费率和受监管管道的服务条款和条件必须向FERC提交并公开发布。
从1995年1月1日起，FERC颁布了规则，简化和精简了制定差饷的过程。以前确立的税率是“祖辈税率”，限制了可能对现有关税税率提出的挑战。州际石油管道的原始费率增加目前主要由FERC通过指数方法进行监管，根据这种方法，管道可以根据指数的年度变化来调整费率。根据联邦能源管制委员会的规定，我们可以在与制成品生产者价格指数挂钩的规定上限水平内改变我们的税率。费率
根据该指数进行的加价被推定为公平合理。它们将受到抗议，但这种抗议必须表明，适用该指数所导致的费率增长大大超过适用管道的成本增长。如果某一年的最高水平降至低于现行水平，我们可能需要降低我们的差饷。FERC索引每五年进行一次审查和修订。2020年12月17日，FERC发布了最终规则，设定了从2021年7月1日开始到2026年6月30日结束的五年期间的指数，PPI加0.78%。2022年1月20日，FERC批准了对最终规则某些方面的重审，并将指数水平修订为PPI-0.21%，自2022年3月1日起至2026年6月30日止。FERC命令申请费率超过其基于PPI减去0.21%的指数上限水平的管道申请从2022年3月1日起降低费率。随后的上诉审查可能会导致对指数的进一步修改。
除了指数方法外，FERC还允许在其他三种方法下进行费率变化--服务成本、竞争性市场展示以及托运人与石油管道公司之间达成的费率可接受的协议，或结算费率。我们密西西比州、杰伊和路易斯安那州系统的管道费率要么是根据指数方法可能发生变化的费率，要么是结算费率。我们的关税没有受到任何托运人或其他相关方的抗议或投诉。
我们的海上管道，除了我们的尤金岛管道外，既不是州际管道，也不是公共运输管道。然而，这些管道受到《外大陆架土地法案》下的联邦监管，该法案要求所有在外大陆架上或跨外大陆架运营的管道提供非歧视性的运输服务。
我们在德克萨斯州的州内共同承运人管道运营受到TXRRC的监管。适用的德克萨斯州法规要求管道费率和做法是合理和非歧视性的，并且管道费率在为折旧和其他因素以及合理的运营费用提供合理的折旧和其他因素准备后，为共同承运人的财产的总价值提供公平的回报。虽然不能保证如果受到挑战，我们收取的关税最终会得到维护，但我们相信目前有效的关税是可以维持的。
《海事规例》
拖船、拖轮、驳船、船舶和海洋设备的运营产生了涉及财产、人员和货物的海上义务，并受美国海岸警卫队(USCG)、环境保护局(EPA)、国土安全部(DHS)、联邦法律、州法律和一般海事法下的某些国际公约的监管。这些义务可能造成各种风险，其中除其他外，包括碰撞和结盟风险，这可能引发人身伤害、货物、合同、污染、第三方索赔以及对船只和设施的财产损害索赔。根据《琼斯法案》和《海商法通则》，常规拖航作业还可能造成人身伤害风险、涉及产品和交货质量的货物索赔、码头索赔、合同索赔和监管问题。联邦法规还要求，在美国从事石油和石油运输的所有油罐驳船都必须有双层船壳。我们所有的驳船都是双层的。
我们所有的驳船都经过美国海关总署的检验，并带有检验证书。我们所有的拖轮和拖轮都是由美国拖轮协会认证的。我们的大多数船舶都是按照美国船级局或ABS的分类标准建造的，在某些情况下，ABS会定期对其进行检查，以保持船舶的等级标准。我们在船上雇用的船员，包括船长、引航员、轮机员、油罐工和普通海员，都被USCG记录在案。
不同的政府机构要求我们根据运输的货物、船只作业的水域和其他因素，为我们的船只获得许可证、证书和许可证。我们认为，在可预见的未来，我们的船只已经获得并能够保持这些政府机构所需的所有必要的许可证、证书和许可证。
琼斯法案：琼斯法案是一项联邦法律，将美国各地点之间的海上运输限制为在美国建造和注册、由美国公民拥有和配备人员的船只。我们负责监督我们从事海运业务的子公司的所有权，并采取任何必要的补救行动，以确保不发生违反琼斯法案所有权限制的情况。与悬挂外国国旗的船只相比，琼斯法案的要求大大增加了悬挂美国国旗的船只的运营成本。此外，USCG和ABS维持着世界上最严格的船舶检查制度，这往往会导致美国国旗运营商的监管合规成本高于以外国国旗或便利旗帜注册的船只的船东。《琼斯法案》和《海商法总则》还为因雇主疏忽或船舶不适航而在船舶服务中受伤的船员提供损害补救办法。
1936年商船法案：1936年商船法案是一项联邦法律，规定在总裁宣布美国进入紧急状态或威胁国家安全时，美国交通部长可以征用或购买美国公民(包括我们，前提是我们在此方面被视为美国公民)拥有的任何船只或其他船只。如果我们的一艘拖船或驳船被美国政府根据这项法律购买或征用，我们将有权在购买或征用的情况下获得船只的公平市场价值，或者在征用的情况下，获得租船租金的公平市场价值。然而，如果我们的一艘拖船被征用或购买
以及与之相关的一艘或多艘驳船被闲置，我们将无权获得任何因闲置驳船而造成的收入损失的补偿。我们也无权获得因征用或购买我们的任何拖船或驳船而遭受的任何后果性损害赔偿。
安全要求：2002年的《海上运输安全法》要求，除其他事项外，向USCG提交船舶和海滨设施安全计划，并由其批准。我们的VSP已经获得批准，我们正在按照其所有船只的计划运营，无论是从事国内贸易还是对外贸易，都符合要求。
有轨电车监管
我们运营着许多轨道车辆卸货设施，并租赁了相当数量的轨道车辆。我们的有轨电车运营受交通部联邦铁路管理局、职业安全与健康管理局(OSHA)以及其他联邦和州监管机构的监管管辖。我们相信，我们的轨道车辆运营基本上符合所有现有的联邦、州和地方法规。
根据几项联邦法规，DOT和OSHA对铁路运营的一些安全和健康方面拥有管辖权，包括危险材料的运输。州机构在联邦法律没有先发制人的地区，在健康和安全方面对铁路运营的某些方面进行监管。
美国对采矿业的监管
我们有权通过从美国联邦政府、怀俄明州和Sweetwater Trona OpCo LLC(“Sweetwater”)获得的租约开采Trona。我们与美国政府的租约是根据1920年《矿产租赁法》(《美国法典》第30编第18集)的规定发放的。序列号。)由美国土地管理局(“BLM”)管理，我们与怀俄明州的租约是根据怀俄明州法规36-6-101 ET发放的。序列号。Sweetwater在西方石油公司2019年8月收购阿纳达科石油公司后，从阿纳达科土地公司获得了租约和权益，阿纳达科土地公司是西方石油公司的子公司，阿纳达科石油公司是最初授予联合太平洋铁路公司的权利的继承者，最初授予联合太平洋铁路公司在北美建设第一条横贯大陆的铁路。详情请见下文第二项“采矿财产和经营概览”的讨论。
我们向BLM、怀俄明州和Sweetwater特许权使用费有限责任公司(“Sweetwater特许权使用费”)支付特许权使用费，后者通过运输从Sweetwater获得采矿权。这些特许权使用费是根据纯碱和相关产品在采矿过程中某个阶段的毛值计算的。我们有义务向出租人支付最低特许权使用费或年度租金，无论实际销售额如何，如果是Sweetwater特许权使用费，我们有义务根据上一年生产和销售的TRONA金额预付特许权使用费，然后将其记入所欠生产特许权使用费中。我们向出租人支付的特许权使用费可能会在我们续签此类租约时发生变化；然而，我们预计能够在适当的时间续签所有重要租约。过去，美国国会曾通过立法，将BLM收取的特许权使用费限制在低于我们联邦租约中规定的税率。
我们在怀俄明州的采矿作业须受怀俄明州环境质量部(“WDEQ”)土地质量部颁发的采矿许可证管辖。WDEQ将详细的回收义务强加给作为采矿许可证持有者的我们。截至2022年12月31日，我们的回收债券总额约为8300万美元。债券的数额可能会根据WDEQ的定期重新评估而发生变化。
我们在地下和地面工作的员工的健康和安全受到详细的规定。我们在WestVaco的运营安全受美国矿山安全与健康管理局(MSHA)的监管，我们的格兰杰工厂受怀俄明州职业安全与健康管理局(“怀俄明州OSHA”)的监管。MSHA执行1977年《联邦矿山安全和健康法》的规定，并强制遵守该法规的强制性安全和健康标准。作为MSHA监督的一部分，代表每年至少在WestVaco进行四次突击检查(大约每季度一次)。怀俄明州职业安全与健康管理局根据美国职业健康与安全管理局批准的一项计划，对非采矿作业的健康和安全进行监管。当我们的Granger工厂在2009年重新启动盐水(溶液)矿饲料(即没有任何矿工在地下工作)时，怀俄明州OSHA承担了该设施的责任。
关于制成品制造的规定
我们的业务受到联邦、州、地方和外国政府的广泛监管。政府当局对我们的运营和设施的废物和空气排放的产生和处理进行监管。我们还遵守由国际标准化组织制定的全球自愿标准，国际标准化组织是一个促进标准发展的非政府组织，是质量标准的桥梁组织，如用于质量管理的ISO9001：2015和用于食品安全管理的ISO 22000。
我们的碱业务中的几个生产操作受到美国食品和药物管理局(FDA)的监管。我们的碳酸氢钠工厂是一家注册的食品和药品生产工厂。
在我们的业务中，我们严格遵守现行的良好制造规范(“CGMP”)要求。美国食品安全现代化法案要求我们生产动物营养产品的工厂部分符合更严格的制造标准。我们相信，我们在实质上遵守了目前有效的要求，并制定了一项计划来保持这种合规性。我们还遵守各种私人组织制定的行业标准，如美国药典、有机材料审查研究所和东正教联盟。该公司还根据ISO.9001：2015标准申请并获得了其怀俄明州工厂的认证。
环境法规
一般信息-我们遵守严格的联邦、州和地方法律和法规，管理向环境排放材料或与环境保护有关的其他事项。这些法律和法规可能(I)要求获得和遵守受监管活动的许可证；(Ii)限制或禁止在环境敏感土地上的作业，如湿地或荒野地区、地震敏感地区或濒危或受威胁物种栖息地；(Iii)导致资本支出以限制或防止排放或排放；以及(Iv)对我们的业务施加沉重的限制，包括废物的管理和处置。不遵守这些法律和条例可能会导致对行政、民事和刑事处罚的评估，包括评估罚款、施加调查和补救义务、暂停或吊销必要的许可证、执照和授权、要求安装额外的污染控制措施以及发布命令禁止今后的作业或施加额外的合规要求。环境法律和法规的变化频繁，通常会随着时间的推移而变得越来越严格，任何导致更严格和成本更高的运营限制、排放控制、废物处理、处置、清理和其他环境要求的变化都可能对我们的运营产生实质性的不利影响。虽然我们相信我们基本上遵守了现行的环境法律和法规，继续遵守现有的要求不会对我们产生实质性的影响，但不能保证这种趋势在未来会继续下去。修订或新的附加法规，导致合规成本增加或额外的运营限制, 特别是如果这些成本不能完全从我们的客户那里收回，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
危险物质和废物处理-经修订的《综合环境反应、赔偿和责任法》，或CERCLA，也称为“超级基金”法，以及类似的州法律，对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。这些人员包括发生危险物质泄漏的现场的现任所有者和经营者、在危险物质泄漏时拥有或经营该场所的以前的所有者或经营者，以及处置或安排处置在该场所发现的危险物质的公司。我们目前拥有或租赁，并在过去拥有或租赁了多年来一直在收集和运输碳氢化合物(包括原油)和其他可能造成环境影响的活动时使用的财产。根据CERCLA被认为是“责任人”的人可能要承担严格的连带责任，包括清除或补救以前处置的废物(包括以前的所有者或经营者处置或释放的废物)或财产污染(包括地下水污染)的费用，对自然资源的损害，以及某些健康研究的费用。CERCLA还授权环境保护局以及在某些情况下第三方采取行动，以应对对公共卫生或环境的威胁，并寻求从负有责任的人员那里收回它们所产生的费用。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。
我们还可能根据修订后的《资源保护和回收法》(RCRA)和类似的州法律承担责任，这些法律规定了与固体和危险废物的管理和处置有关的要求和责任。虽然RCRA监管固体废物和危险废物，但它对危险废物的产生、储存、处理、运输和处置提出了严格的要求。某些石油生产废物被排除在RCRA的危险废物条例之外。然而，这些废物--可能包括目前在我们行动期间产生的废物--将来可能被指定为“危险废物”，因此将受到更严格和成本更高的处置要求的约束。事实上，国会不时提出立法，将某些原油和天然气勘探和生产废物重新归类为“危险废物”。此外，2016年12月，环保局在一项同意法令中同意审查其对石油和天然气废物的监管。然而，2019年4月，美国环保局得出结论，目前没有必要修改联邦石油和天然气废物管理条例。法律法规的任何变化都可能对我们的资本支出和运营费用产生实质性的不利影响。
我们认为，我们基本上遵守了CERCLA、RCRA以及相关的州和地方法律法规的要求，并持有此类法律法规所要求的所有必要和最新的许可证、注册和其他授权。尽管我们认为，目前管理我们目前分类的废物的成本已反映在我们的预算中，但任何对石油和天然气勘探和生产废物的立法或监管重新分类都可能增加我们管理和处置此类废物的成本。
水的排放-修订后的《联邦水污染控制法》，也被称为《清洁水法》，以及类似的州法律，对未经授权向美国通航水域以及州水域排放包括原油在内的污染物施加限制和严格控制。向这些水域排放污染物必须获得许可。根据联邦法律的泄漏预防、控制和对策计划要求，需要适当的围堵护堤和类似结构，以帮助防止在发生石油碳氢化合物储罐泄漏、破裂或泄漏时对通航水域的污染。《清洁水法》及其实施的条例还禁止向包括管辖湿地在内的受管制水域排放疏浚和填埋材料，除非得到适当颁发的许可证的授权。
近些年来，CWA监管的水域范围一直在波动。2015年6月29日，美国环保局和美国陆军工程兵团联合发布了最终规则，扩大了《清洁水法》保护水域的范围。然而，2019年10月22日，这些机构废除了2015年的规则，然后，2020年4月21日，环境保护局和兵团公布了一项最终规则，取代了2015年的规则，大大减少了受《清洁水法》联邦监管的水域。2021年8月30日，一家联邦法院推翻了替代规则，2023年1月18日，环保局和兵团公布了一项最终规则，将恢复2015年前的水保护。与此同时，2022年10月，最高法院听取了一起案件的口头辩论，该案涉及确定湿地是否为“美国水域”的适当测试。由于最近的这些事态发展，受《清洁水法》保护的水域的范围存在很大的不确定性。如果这些规定扩大了受《清洁水法》管辖的财产范围，我们在获得湿地地区疏浚和填埋活动许可证方面可能会面临更高的成本和延误。
此外，2016年6月28日，美国环保局公布了一项最终规定，禁止将陆上非常规石油和天然气开采设施的废水排放到公有污水处理厂。此外，《清洁水法》和类似的州法律要求从某些类型的设施排放雨水径流的个人许可或一般许可下的覆盖范围。这些许可证可能要求我们监测和采样我们某些设施的雨水径流。一些州还维持着地下水保护计划，要求排放或可能影响地下水条件的操作获得许可。
《石油污染法》是关于漏油责任的主要联邦法律。《石油污染法》载有许多与防止和应对石油泄漏到美国水域有关的要求，包括要求近海设施和某些靠近或跨越水道的陆上设施的经营者必须制定和维持设施应急计划，并保持一定程度的财务保证，以支付潜在的环境清理和恢复费用。《石油污染法》要求设施所有人承担严格的责任，在某些情况下，这些责任可能是连带的，包括因石油泄漏到地表水而造成的所有遏制和清理费用以及某些其他损害，包括但不限于应对石油泄漏到地表水的费用。
违反《清洁水法》或《石油污染法》可能会导致重大的行政、民事和刑事处罚，以及强制令义务。我们相信，我们在实质上遵守了每一项要求。
空气排放-修订后的联邦清洁空气法，或CAA，以及类似的州和地方法律法规限制空气污染物的排放，并规定许可要求和其他义务。由于我们的业务，包括原油和其他石油产品的处理或储存，产生了受管制的排放。联邦和州法律都对违反这些适用要求的行为施加了实质性的处罚。因此，如果我们不遵守这些要求，我们可能会受到罚款、禁令、运营条件或限制、吊销或暂停必要的许可证，并可能采取刑事执法行动。
2012年8月16日，美国环保局公布了CAA的最终规定，为石油和天然气生产以及天然气加工作业建立了新的空气排放控制。具体地说，环保局的一揽子规则包括解决二氧化硫和挥发性有机化合物排放的新来源性能标准，以及一套单独的排放标准，以解决经常与石油和天然气生产和加工活动相关的危险空气污染物。最终规则寻求通过要求在2015年1月1日之后建造或重新压裂的所有水力压裂井使用减少排放完井或“绿色完井”来实现挥发性有机化合物排放减少95%。这些规定还对压缩机、控制器、脱水器、储罐和其他生产设备的排放提出了具体的新要求。环保局收到了许多来自行业和环境界的重新考虑这些规则的请求，法院也对这些规则提出了质疑。作为回应，环保局已经发布了修订后的规则，并可能继续发布，以回应一些复议请求。特别是，2016年5月12日，美国环保局修订了其法规，对石油和天然气行业的某些新的、改装和重建的设备、工艺和活动实施了甲烷和挥发性有机化合物排放的新标准。然而，2020年8月13日，为了回应前总裁·特朗普审查和修订不堪重负的法规的行政命令，美国环保局修改了2012年和2016年的新源性能标准，以减轻监管负担，包括取消适用于传输或存储部分的标准，并完全取消甲烷要求。2021年6月30日, 总裁·拜登签署了一项国会联合决议，不批准2020年的修正案(一些技术性变化除外)，从而恢复了2012年和2016年的New Source性能标准。环保局预计业主和
受管制污染源的经营者应立即采取“步骤”遵守这些标准。此外，2021年11月15日，美国环保署公布了一项拟议的规则，将扩大和加强石油和天然气行业新的和现有来源的减排要求，要求加强对逃逸排放的监测，对气动控制器和油罐电池提出新的要求，并禁止在某些情况下排放天然气。2022年12月6日，美国环保局发布了一份补充提案，通过增加对逃逸排放的必要监测范围，并要求对控制设备进行持续监测和检查，来加强和扩大2021年11月拟议的规则。这些新标准，在实施的范围内，以及任何未来的法律及其实施条例，可能要求我们在扩建或修改现有设施或建设预计会产生空气排放的新设施时事先获得批准，施加严格的空气许可要求，或强制使用特定设备或技术来控制排放。
《国家环境政策法》-根据国家环境政策法，联邦机构通常与当前的持证人或申请人一起，可能被要求在采取任何重大行动之前准备一份环境评估或详细的环境影响说明书，包括发放可能影响环境质量的管道延长或增加的许可证。如果任何拟议的管道延长或增加需要环境影响报告书或环境评估，《国家环境政策法》可以阻止或推迟施工，或改变拟议的地点、设计或施工方法。
《濒危物种法》-联邦《濒危物种法》和类似的州法规限制可能对濒危和受威胁物种或其栖息地产生不利影响的活动。根据《候鸟条约法》，对候鸟也提供了类似的保护。在我们运营的地区指定以前未确认的濒危或受威胁物种可能会导致我们产生额外的成本，或者受到运营延误、限制或禁令的影响。
气候变化-2009年12月，环境保护局公布了其调查结果，即二氧化碳、甲烷和其他温室气体(“温室气体”)的排放对人类健康和环境构成危害，因为根据环境保护局的说法，这些气体的排放会导致地球大气变暖和其他气候变化。因此，近年来，联邦、州和地方政府已采取措施减少温室气体排放。2022年8月16日，总裁·拜登签署了《降低通货膨胀法案》，其中包括数十亿美元的激励措施，用于发展可再生能源、清洁氢气、清洁燃料、电动汽车、投资先进生物燃料、支持基础设施以及碳捕获和封存。这些激励措施可能会加速经济转型，从使用化石燃料转向更低或零碳排放的替代品，这可能会减少对我们储存、运输和销售的石油和天然气的需求，进而降低价格，并对我们的业务产生不利影响。
环保局还敲定了一系列针对石油和天然气行业的温室气体监测、报告和排放控制规则，几乎一半的州单独或通过多个州的区域倡议采取了减少温室气体排放的法律措施，主要是通过计划制定温室气体排放清单和/或温室气体限额与交易计划。此外，各州对石油和天然气作业期间的天然气排放或燃烧提出了越来越严格的要求。这一监管制度的净影响是增加了原油、成品油和天然气等碳基燃料的燃烧成本。如果我们遵守未来的任何温室气体立法或法规，可能会导致合规和运营成本大幅增加。
此外，2015年12月，美国参加了在法国巴黎举行的《联合国气候变化框架公约》第21次缔约方大会(COP-21)。由此产生的《巴黎协定》要求各缔约方做出“雄心勃勃的努力”，限制全球平均气温，并保护和加强温室气体的汇和库。该协议于2016年11月4日生效。虽然美国退出了2020年11月4日生效的《巴黎协定》，但总裁·拜登于2021年1月20日发布行政命令，要求重新加入2021年2月19日生效的《巴黎协定》。2021年4月21日，美国宣布，它正在制定一个全经济范围的目标，即在2030年将温室气体排放量在2005年的基础上减少50%-52%。2021年11月，结合在苏格兰格拉斯哥举行的第26届缔约方大会(COP-26)，美国和其他世界领导人进一步承诺减少温室气体排放，包括到2030年将全球甲烷排放量减少至少30%。在埃及沙姆沙伊赫举行的第二十七届缔约方大会(COP-27)进一步强调了减少温室气体排放的紧迫性。此外，许多州和地方领导人已经表示，他们打算加强努力，支持国际气候承诺。
在我们开展业务的地区监管或限制温室气体排放的立法努力或相关实施条例可能会对我们运输、储存和分销的产品的需求产生不利影响，并可能增加我们运营和维护设施的成本，具体取决于所采用的特定计划，因为除其他外，要求我们测量和报告我们的排放、在我们的设施上安装新的排放控制、获得许可以授权我们的温室气体排放、支付与我们的温室气体排放相关的任何费用或税收，以及管理和管理温室气体排放计划。我们可能无法将部分或全部此类增加的成本计入我们的管道或其他设施收取的费率中，任何此类回收可能取决于我们无法控制的事件，包括未来向FERC或
国家监管机构和任何最终立法或实施条例的规定。任何适用于发电厂或炼油厂的温室气体排放立法或监管计划也可能增加消费成本，从而对我们生产的原油和天然气的需求产生不利影响。因此，减少温室气体排放的立法和监管计划可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。目前还不可能准确地预测未来任何立法或监管努力的结构或结果，以解决这类排放问题，或最终给我们带来的遵约成本。
此外，近年来一直在努力影响投资界，包括投资顾问和某些主权财富、促进撤资化石燃料股票的养老金和捐赠基金，并向贷款人施压，要求其限制向从事化石燃料储备开采的公司提供资金。这种旨在限制气候变化和减少空气污染的环境行动主义和倡议可能会干扰我们的商业活动、运营和获得资本的能力。此外，还对某些能源公司提出索赔，声称根据联邦和/或州普通法，原油和天然气作业产生的温室气体排放构成公共滋扰。因此，私人或公共实体可能寻求执行针对我们的环境法律和法规，并可能要求我们承担人身伤害、财产损失或其他责任。虽然我们的业务不是任何此类诉讼的一方，但我们可能会在提出类似指控的诉讼中被点名。在任何此类情况下，不利的裁决都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
此外，气候变化可能与极端天气条件有关，如更强烈的飓风、雷暴、龙卷风和冰雪风暴，以及海平面上升。气候变化的另一个可能后果是季节性温度的波动性增加。一些研究表明，气候变化可能会导致一些地区的气温显著高于或低于历史平均水平。极端天气条件会干扰我们的生产，增加我们的成本，而极端天气造成的损失可能无法完全投保。然而，目前我们无法确定气候变化可能在多大程度上导致影响我们业务的风暴或天气灾害增加。
《安全和保安条例》
我们的原油管道受美国运输部(“DOT”)管道和危险材料安全管理局(PHMSA)以及其他联邦、州和地方机构根据美国法典第49章和类似的州法规的各种条款的建设、安装、运营和安全监管。多年来，国会已经颁布了几项管道安全法案。2011年管道安全、监管确定性和创造就业法案(“管道安全法案”)规定了对国家管道的监管，对违反管道安全规则的处罚，以及DOT的其他事项。《管道安全法》目前规定了对违反DOT规定的重大经济处罚。此外，《管道安全法》还包括对新建管道的额外安全要求。2016年6月，国会批准了新的管道安全立法，即《保护我们的管道基础设施和加强2016年安全法案》或2016年《管道法案》，该法案赋予PHMSA额外的权力，通过对天然气或危险液体管道设施的所有者和运营商实施紧急限制、禁令和安全措施来应对迫在眉睫的危险。2020年12月，《2020年保护我们的管道基础设施和加强安全法案》或《2020年管道法案》签署成为法律。2020年的管道法案将PHMSA的法定任务延长到2023年。它延续了2016年《管道法》中确立的立法授权，并制定了新的监管授权，包括, 除其他事项外：(I)要求制定法规，规定管道安全要求是否适用于闲置的天然气输送和危险液体管道；(Ii)制定新的泄漏检测和修复计划，以影响某些天然气收集、传输和分配管道；以及(Iii)有必要更新天然气管道和危险液体管道设施的检查和维护计划。
PHMSA根据第49 C.F.R.第190至199部分规定的详细规定，管理天然气和危险液体管道的管道安全要求。除其他事项外，这些法规涉及管道完整性管理和管道操作员资格规则，并规定公司应如何评估、评估、验证和维护管道段的完整性，如果发生泄漏，可能会影响高后果区域或HCA，其中包括人口稠密区域、异常敏感区域和商业通航水道。我们遵守PHMSA完整性管理或IM规定，要求我们对可能影响HCA的所有管道进行基线评估，并以指定的间隔持续评估所有管道，以定期评估可能影响HCA的每个管道段的完整性。这些管道的完整性必须通过内部检查、压力测试或同等的替代新技术进行评估。我们还必须遵守完整性管理计划(IMP)，其中详细说明了风险评估因素、每段管道的总体风险评级、完成完整性评估的时间表、评估管道完整性的方法以及对所选评估方法的说明。不能保证所确定的测试和所需修复的费用不会是我们的物质成本，这些成本可能不会通过增加关税而完全收回。
PHMSA发布了一系列规则制定，以回应《管道安全法》、2016年《管道法》和2020年《管道法》，以及之前有关影响我们管道设施的管道安全的法规。在过去的几年中
多年来，PHMSA通过了关于天然气和危险液体管道安全的附加规定。特别是，2019年10月1日，PHMSA发布了最终规则，以扩大其IM要求，并对受监管的管道施加新的压力测试要求，包括2020年7月1日生效的HCA以外的某些管段。除其他事项外，这些规定要求在未来20年内，在HCA中或影响HCA的所有危险液体管道都能够容纳在线检测工具。此外，最终规则对受极端天气事件和自然灾害影响的地区的管道提出了检查要求，例如飓风、山体滑坡、洪水、地震或其他可能破坏基础设施的类似事件。这些规定还将报告要求扩大到某些以前未受监管的危险液体重力和农村集输管道。许多要求将在延长的合规时间表中分阶段实施。此外，2021年11月15日，PHMSA发布了一项最终规则，将报告要求扩大到所有陆上天然气收集运营商，并为某些大口径和高操作压力的天然气收集管道建立了一套最低安全要求。2021年12月27日，PHMSA发布了一项临时最终规则，将五大湖、沿海海滩和近海水域指定为“异常敏感区域”，将更严格的IMP要求延伸到这些区域附近的危险液体管道。2022年公布了其他最终规则，包括2022年4月8日公布的关于安装破裂缓解阀的最终规则。此外，2022年8月24日，PHMSA发布了一项最终规则，加强了对陆上天然气输送管道的完整性管理要求，支持了腐蚀控制标准和维修标准, 并对极端天气事件后的检查提出新的要求。此外，2021年6月7日，PHMSA发布了一份咨询公告，提醒管道所有者和运营商，根据2020年12月签署成为法律的立法，他们必须采取几项措施，在2021年12月27日之前消除危险泄漏并将天然气排放降至最低。如果需要额外的安全措施，或者如果提高安全标准并超过当前管道控制系统的能力，未来可能会产生巨额费用。
我们已经制定了PHMSA要求的风险管理计划，作为我们IMP的一部分。该计划旨在最大限度地减少灾难性漏油造成的非现场后果。作为这个项目的一部分，我们开发了一个测绘程序。这项测绘计划除了绘制海岸线图外，还确定了管道权沿线的HCA和异常敏感区域，以表征原油泄漏对水道的潜在影响。
我们的原油、精炼产品、钠矿物和硫磺服务业务也受到OSHA和类似州法规的要求。其他各种联邦和州法规要求我们对所有运营员工进行危险通信(“HAZCOM”)培训，并披露有关我们运营中使用的危险材料的信息。如有要求，必须向员工、政府机构和当地公民报告某些信息。
在大多数情况下，各州负责执行联邦法规和更严格的州管道法规，并对州内危险液体管道，包括原油和天然气管道进行检查。在实践中，各州在解决管道安全问题上的权力和能力存在很大差异。铁路委员会最近更新了符合PHMSA要求的管道安全法规，自2021年9月13日起生效。我们预计，在我们运营的那些州，在遵守适用的州法律和法规方面不会有任何重大问题。
我们的卡车运输业务获得许可，可以提供州内和州际机动承运人服务。作为一家汽车承运人，我们必须遵守交通部发布的某些安全规定。除其他事项外，卡车运输条例涵盖司机操作、行车日志维护、卡车载货单准备、卡车和拖车上的安全标语牌放置、药物和酒精测试、操作和设备安全以及卡车运营的许多其他方面。我们的卡车运输业务也受到OSHA的约束。
USCG监管与我们的海洋作业有关的职业健康标准。岸边作业须遵守OSHA的规定和类似的州法规。《海上运输安全法》除其他规定外，还要求向USCG提交和批准船舶安全计划。
自2001年9月11日恐怖袭击以来，美国政府多次发出警告，称能源资产可能成为未来恐怖袭击的目标。我们已经制定了符合联邦指导的安全措施和程序。我们将酌情制定联邦政府指定的额外安全措施或程序。所有这些措施或程序都不应被解释为保证我们的资产在发生恐怖袭击时得到保护。
2021年5月27日，国土安全部运输安全管理局(TSA)公布了2021-01安全指令，要求我们作为关键管道所有者，向国土安全部网络安全和基础设施安全局(CISA)报告已确认的和潜在的网络安全事件，并指定一名网络安全协调员。它还要求我们和我们资产的第三方运营商审查当前的做法，找出任何差距和相关补救措施，以应对与网络相关的风险，并在30天内向TSA和CISA报告结果。我们指定了一名网络安全协调员，制定了遵守强制性报告时间表的计划，并于2021年完成了本指令要求的漏洞评估。2021年7月20日，TSA发布了第二个安全指令。然后，2022年7月27日，TSA发布的第三条安全指令生效。我们已经评估了这第二个指令对我们管道业务的影响，并在合规方面取得了重大进展。请参阅“遵守和
网络安全要求的变化会对我们的业务产生成本影响，如果不遵守此类法律法规，可能会对我们的资产、成本、创收和增长机会产生影响。
可用信息
我们在我们的互联网网站(Www.genesisenergy.com)在我们以电子方式将材料存档或提供给美国证券交易委员会后，我们将尽快在合理可行的范围内，尽快提交我们的年度报告(Form 10-K)、季度报告(Form 10-Q)、当前的Form 8-K报告以及根据1934年《证券交易法》第13(A)或15(D)节提交或提交的报告的修正案。这些文件也可以在美国证券交易委员会的网站(Www.sec.gov)。此外，在我们的互联网网站上，我们提供我们的公司治理准则、商业行为和道德准则、审计委员会章程和治理、薪酬和业务发展委员会章程。我们网站上的信息不包括在本10-K表格或我们的其他证券备案文件中，也不是本10-K表格或我们其他证券备案文件的一部分。
第1A项。风险因素
应仔细考虑本10-K表格年度报告中包含的下列风险因素和其他信息。发生下列任何风险或未知风险及不确定因素，可能会对本公司的业务、经营业绩及财务状况造成不利影响。
风险因素摘要
与我们的业务运营相关的风险
•由于各种因素，例如资本市场不被接受和/或收购竞争过度，我们可能无法完全执行我们的增长战略。
•在建立现金储备和支付费用和开支之后，我们可能没有足够的业务现金来支付目前的季度分配水平。
•我们的盈利能力和现金流取决于我们增加或至少保持当前大宗商品(原油、天然气、精炼产品、纯碱、NaHS和烧碱)数量的能力，而这往往取决于我们无法控制的各方的行动和承诺。
•我们的许多原油和天然气运输客户都是生产商，他们的钻探活动水平和运输支出在历史上一直受到大宗商品市场波动的影响，而且可能继续受到影响。
•原油、精炼石油产品、NaHS、纯碱和烧碱价格的波动可能会对我们的业务产生不利影响。
与流动性和融资相关的风险
•我们的负债可能会对我们的经营能力产生不利影响，影响我们的财务状况，阻止我们遵守债务工具的要求，并阻止我们向单位持有人支付现金分配。
•我们可能无法以经济上可行的条件或任何条件获得足够的资本(债务和/或股权)。
•通胀削减法案可能会加速向低碳经济的过渡，并给我们的运营带来新的成本。
•持续或恶化的通胀压力以及货币政策的相关变化已导致并可能导致我们的运营成本进一步上升，这反过来又导致并可能继续导致我们的资本支出和运营成本上升。
与法律和监管合规相关的风险
•我们的运营受到联邦、州和地方环境保护和安全法律法规的约束。
•气候变化立法和监管举措可能会减少对我们储存、运输和销售的产品的需求，并增加我们的运营成本。
•环境法的变化可能会增加成本，损害我们的业务、财务状况和运营结果。
与我们的合作伙伴关系结构相关的风险
•戴维森家族的个别成员可能会对我们施加重大影响，并可能与我们发生利益冲突，并可能被允许偏袒自己的利益，损害其他单位持有人的利益。
•我们的B类公共单位可能会在没有单位持有人同意的情况下转让给第三方，这可能会影响我们的战略方向。
•我们的子公司和合资企业对我们的分配中断可能会影响我们向单位持有人支付债务或现金分配的能力。
•我们没有像其他类型的组织那样的灵活性，可以积累现金和股权，以防止未来流动性不足。
我们单位持有人的税务风险
•我们的税收待遇取决于我们作为联邦所得税合伙企业的地位，以及我们不受个别州实体层面的大量税收的影响。如果美国国税局(IRS)将我们视为一家公司(出于美国联邦所得税的目的)，或者如果我们出于州税收目的而被征收大量实体级税收，那么我们可用于分配给单位持有人的现金可能会大幅减少。
•我们的单位持有人将被要求为我们的收入(以及视为分配，如果有)缴纳税款，即使他们没有收到我们的任何现金分配。
•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缴纳州税和地方税。
一般风险
•我们在正常的业务活动中面临客户的信用风险。
•自然灾害、大流行、流行病、事故、恐怖袭击或其他中断事件可能导致经济放缓、严重人身伤害、财产损失和/或环境破坏，这可能会限制我们的业务或以其他方式对我们的资产和现金流产生不利影响。
•我们无法预测俄罗斯和乌克兰之间持续的军事冲突以及相关的人道主义危机对全球经济、能源市场、地缘政治稳定和我们的业务的影响。
•我们的业务可能会受到安全威胁的负面影响，包括网络安全威胁和相关中断。
•网络安全要求的遵守和更改会对我们的业务产生成本影响。
•我们的重要单位持有人可能会在交易市场上出售单位或其他有限合伙人权益，这可能会降低我们共同单位的市场价格。
•我们可能会在没有单位持有人批准的情况下增发普通单位，这将稀释他们的所有权权益。
与我们的业务运营相关的风险
由于各种因素，例如资本市场不被接受和/或收购竞争过度，我们可能无法完全执行我们的增长战略。
我们的战略设想通过开发和收购广泛的中游及其他基础设施和矿业资产实现大幅增长，同时保持强劲的资产负债表。这一战略包括建立和收购更多的资产和业务，以增强我们有效竞争的能力，使我们的资产组合多样化，从而提供更稳定的现金流。我们定期考虑并就其他潜在的合资企业、独立项目和其他交易进行讨论，我们相信这些交易将提供机会实现协同效应，扩大我们在基础设施和采矿业务中的角色，并提高我们的市场地位，最终增加对单位持有人的分配。许多因素可能会对我们执行增长战略的能力产生不利影响，包括无法以可接受的条件筹集足够的资本、来自竞争对手的竞争和/或无法将一项或多项收购的业务成功整合到我们的运营中。
我们将需要新的资本，为未来资产和业务的发展和收购提供资金。对我们获得资本的限制将削弱我们执行这一战略的能力。昂贵的资本将限制我们开发或获得增值资产的能力。尽管我们打算继续扩大我们的业务，但这一战略可能需要大量资本，我们可能无法以令人满意的条件筹集必要的资金，如果有的话。
此外，对于我们购买或打算购买的资产，我们也会遇到竞争。对有限资产池的竞争加剧，可能导致我们更多地不是成功的竞标者，或者我们以高于历史上支付的相对价格收购资产。无论发生哪种情况，都会限制我们全面执行增长战略的能力。我们执行增长战略的能力可能会影响我们证券的市场价格。
我们可能无法成功整合我们收购的业务。我们可能会产生与我们的增长战略相关的大量费用、延误或其他问题，这些问题可能会对我们的运营结果产生负面影响。此外，收购和业务扩张涉及许多风险，包括：难以吸收被收购公司或业务部门的业务、技术、服务和产品；由于不熟悉新资产和与之相关的业务，包括不熟悉其市场，可能导致效率低下和复杂；管理层和其他人员的注意力从日常业务转移到开发或收购新业务和其他商业机会。
在建立现金储备和支付费用和开支之后，我们可能没有足够的业务现金来支付目前的季度分配水平。
我们分配给普通单位持有人的现金数量主要取决于我们从业务中产生的利润率，这一利润率在每个季度都会波动，其中包括：我们购买和销售原油、天然气、精炼产品和烧碱的数量和价格；我们从钠矿物和硫磺服务中获得的硫化钠和纯碱的数量，以及我们销售NaHS和纯碱的价格；对我们服务的需求；竞争程度；我们的运营成本水平；全球节能措施的影响；政府法规和税收；我们的一般和行政成本水平；以及当前的经济状况。
此外，我们将可用于分配给我们的普通单位持有人的实际现金数量将取决于其他因素，这些因素包括：我们的资本支出水平和与资产报废义务相关的成本，包括收购成本(如果有)；我们的偿债要求；我们营运资本的波动；我们的债务工具或管理我们合资企业和不受限制的子公司的组织文件中包含的对分派的限制；我们向A类可转换优先单位持有人支付的分派；我们在优先担保信贷安排下借款以支付分派的能力；以及我们开展业务所需的现金储备量。
我们每个季度支付分配的能力主要取决于我们的现金流，包括来自财务储备和营运资本借款的现金流，以及我们的现金需求，因此它不仅仅是盈利能力的函数，它将受到非现金项目的影响。因此，我们可能会在记录亏损期间进行现金分配，而不会在记录净收益期间进行分配。
我们的盈利能力和现金流取决于我们增加或至少保持当前大宗商品(原油、天然气、精炼产品、纯碱、NaHS和烧碱)数量的能力，而这往往取决于我们无法控制的各方的行动和承诺。
我们通过各种来源获得大宗商品数量，如我们的矿山、生产商、服务提供商(包括采集商、托运人、营销者和其他集合者)和炼油商。根据每个客户的需求和它所在的市场，我们可以提供收费服务(就像我们的管道、码头、海运和火车运输业务一样)，我们可以从客户那里购买商品并将其转售给另一方，或者，在纯碱的情况下，我们可以自己生产商品。
我们的产量来源取决于其他公司对额外原油和天然气储量的成功勘探和开发；我们对Trona储量的成功开发；对炼油和我们相关的硫磺去除及其他服务(我们以NAHS支付)的持续需求；我们物流业务的广度和深度；第三方提供NAH用于转售的程度；以及我们无法控制的其他事项。
我们和我们的炼油厂客户可获得的原油、天然气和精炼产品来自现有油井生产的储量，这些储量自然会随着时间的推移而下降。为了抵消这种自然下降，我们的能源基础设施资产必须获得额外的储备。此外，我们计划或最近完成的一些项目依赖于储量，我们预计这些储量将来自生产商目前正在开发的新发现的资产。
寻找和开发新的储量非常昂贵，生产商需要投入大量资本支出进行勘探和开发钻探、安装生产设施和建设管道延伸以到达新油井。许多我们无法控制的经济和商业因素可能会对任何生产商勘探和开发新储量的决定产生不利影响。这些因素包括大宗商品的现行市场价格、生产商的资本预算、现有储油层的耗尽率、新油井的成功钻探、环境问题、监管举措、设备的成本和可用性、资本预算限制或缺乏可用的资本，以及其他我们无法控制的问题。如果发现额外的储量，可能在不久的将来不会开发，甚至根本不会开发。原油和天然气价格的波动迫使一些生产商大幅推迟或削减了计划中的资本支出。因此，我们市场地区的原油和天然气产量可能会下降，这可能会对我们的收入和前景产生实质性的负面影响。
对我们服务的需求取决于对原油和天然气的需求。原油或天然气需求的任何下降，包括我们向其供货的炼油厂或连接运输公司的需求，都可能对我们的现金流产生不利影响。对原油的需求还取决于来自炼油厂的竞争、未来经济状况的影响、燃料节约措施、替代燃料要求或替代燃料来源，如电力、煤炭、燃料油或核能、政府监管或燃油经济性和能源发电设备方面的技术进步，所有这些都可能减少对我们服务的需求。我们所服务的市场对我们服务的需求减少可能会导致我们的资产减值，并对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。对我们纯碱的需求取决于全球经济状况以及在生产过程中使用纯碱的日常终端产品的使用情况。纯碱是一些无处不在的产品的基本积木，包括福莱特玻璃、容器玻璃、干洗剂、太阳能电池板、锂电池和各种化学品等工业产品。需求可能会受到经济衰退和许多其他因素的不利影响。
我们获得NaHS的能力主要取决于对我们专有的硫磺脱除工艺的需求。对我们服务的需求可能会受到许多因素的不利影响，包括炼油厂利用率下降、美国炼油厂获得更多“低硫”(而不是“含硫”)原油，以及开发可能对炼油商更具经济效益的替代除硫工艺。我们依赖第三方的烧碱，用于我们的硫磺脱除过程，以及向第三方市场的产量。如果监管要求或运营困难扰乱了这些生产商的烧碱生产，我们可能会受到影响。烧碱是我们为炼油厂客户提供的专有脱硫法的主要成分。因为我们是烧碱的大消费国，我们可以利用我们的规模经济和物流能力来有效地向第三方销售烧碱。NaHS是我们脱硫剂生产过程中产生的副产品，是许多工业和消费产品和流程中的重要成分。烧碱供应的任何减少都可能影响我们向炼油厂提供硫磺去除服务的能力，而我们向其出售NaH的各方对NaH的需求任何减少都可能对我们的业务产生不利影响。炼油厂对我们的硫磺去除服务的需求还取决于炼油厂对加工更“甜”(而不是“酸”)原油的炼油竞争、未来经济状况的影响、燃料节约措施、替代燃料要求、政府法规或燃油经济性和能源发电设备方面的技术进步，所有这些都可能减少对我们服务的需求。
我们的原油和天然气运输业务依赖于炼油厂对原油的需求，主要是在中西部和墨西哥湾沿岸，以及对天然气的需求。
我们输送的炼油厂或连接的运输商对原油需求的任何减少，或对天然气需求的减少，都可能对我们的现金流产生不利影响。这些炼油厂对原油的需求还取决于来自其他炼油厂的竞争、未来经济状况的影响、节油措施、替代燃料要求、政府监管或燃油经济性和能源发电设备方面的技术进步，所有这些都可能减少对我们服务的需求。对天然气的需求取决于未来经济状况、燃料节约措施、替代燃料要求和替代燃料来源(如电力、煤炭、燃料油或核能)、政府监管或燃油经济性和能源发电设备方面的技术进步的影响，所有这些都可能减少对我们服务的需求。
我们面临着获得原油、天然气和成品油数量以及销售和营销纯碱的激烈竞争。
我们的竞争对手--采集商、运输商、营销者、经纪商和其他聚集者--包括大大小小的综合性独立能源公司及其营销附属公司，这些公司在规模、财务资源和经验方面差异很大。其中一些竞争对手的资本资源比我们多许多倍，控制着更多的原油、天然气和成品油供应。
即使我们的设施进入的区域存在储量或生产精炼产品，炼油商或生产商也可能不会选择我们来收集、精炼、销售、运输、储存或以其他方式处理任何这些原油和天然气储量、NaHS、烧碱或其他精炼产品。我们基于许多因素与其他公司竞争任何此类产量，包括：地理上靠近生产和/或炼油厂；连接成本；可用产能；费率；我们所有业务的物流效率；我们除硫业务的运营效率；客户关系；以及市场准入。
此外，在我们的陆上管道上，我们的大多数第三方托运人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。在密西西比州，我们依靠与其他管道的互联为托运人提供原油市场，在德克萨斯州，我们依赖与其他管道的互联，为托运人提供到我们管道的运输。由于测试、管道维修、操作压力降低或其他原因，我们的托运人在这些相互连接的管道上可获得的吞吐量的任何减少都可能导致我们管道上的吞吐量减少，这将对我们的现金流和运营结果产生不利影响。
原油或天然气需求的波动或精炼产品或NaH的可获得性，如炼油厂停工或关闭造成的波动，可能会对我们的运营业绩产生负面影响。我们为管道、海运船只、铁路设施和卡车提供服务的地区需求减少，可能会导致对我们运输服务的需求减少。
我们碱业务的竞争基于一系列因素，包括价格、有利的物流、客户服务和生产天然纯碱的成本(包括能源成本和原材料等)。对这些因素的不利影响可能会对我们的经营业绩产生负面影响。
我们的许多原油和天然气运输客户都是生产商，他们的钻探活动水平和运输支出在历史上一直受到大宗商品市场波动的影响，而且可能继续受到影响。
我们的许多客户通过运营现金流、债务或发行股票为钻探活动提供资金。大宗商品价格的极端波动导致我们许多客户的资产价值大幅缩水。从机构来源获得新的信贷安排和其他债务融资通常变得更加困难和昂贵，我们开展业务的市场可获得的信贷额度可能会普遍减少。在过去两年里，原油价格从每桶120美元以上的高位到每桶不到20美元的低位不等，这种极端的波动可能会继续下去。不利的价格变化给原油和天然气生产商的钻井预算带来了下行压力，这已经并可能继续导致我们在管道和运输系统上看到的运输量低于其他情况，这可能会对我们的收入和前景产生实质性的负面影响。
原油、精炼石油产品、NaHS、纯碱和烧碱价格的波动可能会对我们的业务产生不利影响。
由于我们购买(或以其他方式收购，或在纯碱情况下，生产)和销售原油、精炼石油产品、NaH、纯碱和烧碱，我们面临着一些直接的大宗商品价格风险。这些商品的价格可能会随着供应的变化、市场的不确定性以及我们无法控制的各种额外因素而波动，这些因素可能会对我们的现金流、利润和/或分部利润率产生不利影响。我们试图通过背靠背的买卖、对冲和其他合同安排来限制这些大宗商品价格风险；然而，我们不能完全消除我们的大宗商品价格风险敞口。
我们使用衍生金融工具可能会导致财务损失。
我们不时使用衍生金融工具和其他对冲机制，以限制大宗商品价格变化造成的部分影响。在我们对冲大宗商品价格敞口的程度上，我们放弃了如果大宗商品价格上涨，我们将获得的好处。此外，我们可能会因对冲和其他衍生品头寸而蒙受损失。此类损失可能在各种情况下发生，包括我们的交易对手没有履行其在对冲安排下的义务、我们的对冲不完善或我们的对冲政策和程序没有得到遵守。
由于与某些资产相关的固定成本，不使用某些资产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，我们可能不时租赁或以其他方式获得使用某些第三方资产(如火车车厢、卡车、驳船、管道容量、存储容量和其他类似资产)的权利，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被充分利用(包括我们收取的费率的压力)时，我们的盈利能力受到负面影响，因为我们赚取的收入要么是不存在的，要么是减少的(在未充分利用的情况下)，但我们仍然有义务继续支付任何适用的固定费用，此外还需要支付可归因于未利用该等资产的任何其他成本。例如，在我们的运营中，我们租赁所有的火车车厢，这使得我们有义务支付适用的租赁率，而不考虑使用情况。如果我们的业务状况使得我们在任何时间内都没有使用我们租赁资产的一部分，我们仍有义务支付适用的固定租赁率。此外，在我们不使用此类资产的期间，我们将产生与存储此类资产的成本相关的增量成本，并且我们将继续产生维护和维护成本。我们未能利用我们租赁的资产和其他类似资产的很大一部分可能会对我们的盈利能力和现金流产生重大负面影响。
此外，我们的某些现场和管道运营成本和开支是固定的，不会随着我们收集和运输的数量而变化。这些成本和支出可能不会按比例下降，或者根本不会下降，如果我们的卡车、海运船只或铁路运输或我们的管道运输的数量减少。因此，如果我们的销量减少，我们的利润率和盈利能力可能会下降。
除非部分或全部合资企业或第三方参与者同意，否则我们不能促使我们的合资企业和某些不受限制的子公司采取或不采取某些行动。
由于合资企业的性质，我们重大合资企业的每个参与者(包括我们)在该合资企业中进行了大量投资(包括出资和其他承诺)，因此要求相关章程文件包含某些旨在为每个参与者提供参与合资企业管理的机会并保护其在该合资企业中的投资的特征，以及可能主要依赖于该合资企业的活动或受该合资企业活动影响的任何其他资产。这些参与和保护特征往往包括由管理委员会或由成员或指定成员组成的其他管理机构组成的治理结构，其中只有一部分是由我们任命的。此外，我们的许多合资企业是由我们的“合作伙伴”运营的，并有“独立”的信贷协议，限制了他们采取某些行动的自由。因此，未经其他合资企业参与者和/或我们合资企业参与者的贷款人同意，我们不能促使我们的合资企业采取或不采取某些行动，即使这些行动可能符合合资企业或我们的最佳利益。
我们合资企业的经营者破产、我们合资企业的经营者未能充分开展业务或经营者违反适用的协议可能会减少我们的收入和现金流，并导致我们向政府当局承担遵守环境、安全和其他法规要求以及运营商的供应商和供应商的责任。因此，我们由他人经营的合资企业的开发活动的成功和时机以及由此产生的经济结果取决于许多我们无法控制的因素，包括经营者的资本支出、专业知识和财政资源的时机和金额，以及其他参与者的纳入.
此外，合资企业参与者可能有对合资企业的成功至关重要的义务，例如支付其在合资企业中所占份额的资本和其他成本的义务。第三方履行其在合资企业安排下义务的表现和能力不在我们的控制范围之内。如果这些第三方不履行他们在这些安排下的义务，我们的业务可能会受到不利影响。
当我们的海运定期租船合同和合同以优惠的费率到期时，我们可能无法续签，延长或根本无法续订，这可能会增加我们在现货市场的敞口，导致收入减少和费用增加。
于截至2022年12月31日止年度内，我们的海运分部T约46%的收入来自定期包机和其他固定合同，这有助于使我们免受天气、航行延误和短期市场下跌造成的收入波动的影响。我们大约54%的海运收入来自现货合同，这些合同竞争激烈，费率通常不稳定，受到短期合同的影响。市场波动，以及我们可以承担因天气和航行延误而导致的船只停机风险。如果我们在现货市场部署更大比例的船舶，我们的船队在等待时间或压载航程中的整体利用率可能会降低，导致我们的运营收入和毛利下降。不能保证我们能够以对我们有利的条款签订未来定期租船合同或其他固定合同。有关我们海运合同的进一步讨论，请参阅“海运-客户”。
精炼石油产品进口成本的下降可能会导致对美国旗舰产品承运人和驳船运力和租赁费的需求下降，这将减少我们的收入和运营现金流。
对美国旗舰产品运输船和驳船的需求受到进口成品油成本的影响。从历史上看，根据琼斯法案有资格参与美国沿海贸易的船只的租金一直高于悬挂外国国旗的船只的租金。这是因为根据琼斯法案的要求，悬挂美国国旗的船只的建造和运营成本较高，此类船只必须在美国建造，并由美国船员配备人员。这使得美国某些管道供应不足或缺乏当地炼油能力的地区，如东北部，进口由外国国旗船运载的成品油比从美国炼油厂获得成品油的成本更低。如果进口精炼石油产品的成本降低到将精炼石油产品进口到东海岸和西海岸其他地区的成本低于在美国生产并在美国国旗船只上运输此类产品的成本，那么对我们船只的需求和租赁费可能会下降。
我们的船只定期面临着停靠在岸上的成本，这可能是相当可观的。
为了遵守法规以及进行维护和维修，船只必须定期停靠在岸上。我们的干船坞要求受到相关风险的影响，包括延误、成本超支、缺乏必要的设备、不可预见的工程问题、员工罢工或其他停工、意外的成本增加、无法获得必要的认证和批准以及材料或熟练劳动力短缺。干船坞的显著延迟可能会对我们的海运合同承诺产生不利影响。每个干船坞所需的维修和更新费用很难准确预测，而且可能是相当大的。
美国内河航道基础设施正在老化，可能会导致我们的海运部门成本增加和中断。
美国内河航道系统的维护对我们的海上运输业务至关重要。该系统由超过12,000英里的商业通航水道组成，由240多个船闸和大坝支撑，旨在提供防洪、维持该国某些地区的水位并促进内河系统的航行。美国内河航道基础设施正在老化，超过一半的船闸使用年限超过50年。因此，由于船闸的老化，计划内和计划外的维护中断可能会更加频繁，从而导致延误和额外的运营费用。如果联邦政府不能为未来的基础设施维护和改善提供足够的资金，将对我们及时为海洋运输客户提供产品的能力产生负面影响。
若未能按可接受的条款取得或续期担保保证金，可能会影响我们履行填海责任的能力，从而影响我们进行采矿作业的能力。
我们被要求获得担保保证金或张贴其他财务担保，以确保履行或支付某些长期义务，如关闭矿山或开垦成本。需要获得的担保金额可能会因为新的法律以及用于计算担保金额或担保金额的系数的变化而发生变化。我们可能难以获得或维持我们的担保债券。我们的债券发行人可能要求更高的费用或额外的抵押品，包括信用证或其他在续期时对我们不太有利的条款。由于我们被要求在采矿开始或继续之前准备好这些债券或其他可接受的担保，我们未能维持担保债券、信用证或其他担保或担保安排将对我们开采trona的能力产生重大不利影响。失败可能是多种因素造成的，包括缺乏可获得性、更高的费用或不利的市场条款、第三方担保债券发行人行使其拒绝续签担保的权利，以及根据我们的融资安排条款对当前和未来的第三方担保债券发行人的抵押品可用性的限制。
与流动性和融资相关的风险
我们的负债可能会对我们的经营能力产生不利影响，影响我们的财务状况，阻止我们遵守债务工具的要求，并阻止我们向单位持有人支付现金分配。
我们有未偿债务，也有能力承担更多债务。截至2022年12月31日，我们的优先担保信贷安排下的未偿还余额约为2.054亿美元，优先无担保票据为29亿美元，碱性优先担保票据为4.25亿美元。我们必须遵守我们的信用协议和管理我们票据的契约或购买协议中包含的各种肯定和消极的契约，其中一些可能会限制我们开展业务的方式。其中，这些公约限制或将限制我们产生额外债务或留置权、就我们发行的任何债务或股权进行付款、赎回或获取我们发行的任何债务或股权、出售资产、进行贷款或投资、提供担保、为投机目的订立任何对冲协议、收购或被其他公司收购以及修改我们的一些合同的能力。
我们负债的限制可能会阻止我们进行某些交易，否则这些交易可能被认为对我们有利，并可能对单位持有人产生其他重要后果。例如，它们可能会增加我们在一般不利经济和行业条件下的脆弱性，限制我们进行分配的能力；为未来的营运资本、资本支出和其他一般合伙企业要求提供资金；参与未来的收购、建设或开发活动；进入资本市场(债务和股权)；或以其他方式充分实现我们资产和机会的价值，因为我们需要将很大一部分现金流用于偿还我们的债务或遵守我们债务的任何限制性条款；限制我们在规划或应对业务和我们经营的行业的变化方面的灵活性；与负债较少的竞争对手相比，我们处于竞争劣势。
根据我们现有的信贷协议，我们可能会在未来通过发行债务工具、根据新的信贷协议、根据合资企业信贷协议、根据我们不受限制的子公司的新信贷协议、根据融资租赁或合成租赁、基于项目融资或其他基础或上述任何组合来产生额外的债务(公共或私人)。如果我们在未来产生更多债务，很可能是根据我们现有的或替代的信贷协议，或根据可能具有至少与我们现有信贷协议和管理我们现有票据的契约或购买协议中所包含的条款和条件相同甚至更严格的条款和条件的安排。不遵守任何现有或未来债务的条款和条件，将构成违约事件。如果发生违约事件，贷款人或票据持有人将有权加快此类债务的到期日，并取消担保该债务的抵押品(如果有的话)的抵押品。此外，如果我们的优先担保信贷安排中描述的控制权发生变化，那将是违约事件，除非我们的债权人另有约定，根据我们的优先担保信贷安排，任何此类事件都可能限制我们履行债务工具下的义务以及向单位持有人进行现金分配的能力，这可能会对我们证券的市场价格产生不利影响。
此外，我们的一些合资企业或不受限制的子公司可能会不时背负巨额债务，这将包括积极和消极的契约和其他条款，这些条款限制了它们进行某些操作、违约事件、提前还款和其他习惯条款的自由。
我们可能无法以经济上可行的条件或任何条件获得足够的资本(债务和/或股权)。
由于经济衰退压力、泡沫效应和商品价格急剧下跌等不利条件，资本市场(债务和股票)以前曾受到干扰和波动。这些情况和事件可能会持续很长一段时间，导致能源行业公司，特别是非投资级公司的资本可获得性减少，贷款标准收紧，贷款利率上升。虽然我们无法预测资本市场的未来情况，但未来资本市场的动荡以及相关的更高资本成本可能会对
对我们的业务、流动性、财务状况和现金流的重大不利影响，特别是如果我们向贷款人借款或进入资本市场为我们的运营融资的能力受到限制的话。
如果我们无法以成本和/或历史上提供的条件获得我们寻求的资本的数量和类型，我们可能会受到实质性和不利的影响。这种无法获得资本的情况，包括在相关时间续签和延长我们现有债务的条款，包括我们不受限制的子公司的债务，可能会限制或禁止我们执行业务计划的重要部分，如执行我们的增长战略和/或优化我们的资本结构。
我们的实际建设、开发和收购成本可能会超过我们的预期，我们从建设和开发项目中获得的现金流可能不会立即出现。
我们的预测考虑了开发、建设或以其他方式收购陆上和海上基础设施以及采矿资产的重大支出，包括一些具有技术挑战的建设和开发项目。我们(或我们的合资企业)可能无法以目前估计的成本或时间框架完成我们的项目。如果我们(或我们的合资企业)出现材料成本超支，我们将不得不使用以下一种或多种方法来为这些超支提供资金：使用运营现金；推迟其他计划项目；产生额外的债务；或发行额外的债务或股权。
任何或所有这些方法可能在需要时不可用，可能因我们或我们的合资企业的债务或其他合同安排而被禁止或限制，或可能对我们未来的运营结果产生不利影响。
此外，一些建设项目在开始产生任何有意义的现金流之前，需要在很长一段时间内进行大量投资。
通胀削减法案可能会加速向低碳经济的过渡，并给我们的运营带来新的成本。
2022年8月16日，总裁·拜登签署了《降低通货膨胀法案》，其中包括对需要向美国环境保护局报告温室气体排放的来源征收甲烷排放费，包括那些陆上石油和天然气生产以及收集和提高来源类别的来源。从2024年开始，爱尔兰共和军的甲烷排放费对某些石油和天然气设施的过量甲烷排放征收费用，从2024年每公吨泄漏甲烷900美元开始，2025年升至1200美元，2026年及以后为1500美元。征收这笔费用和爱尔兰共和军中包含的其他条款可能会加速摆脱石油和天然气的过渡，这可能会对我们的业务和运营结果产生不利影响。
利率的波动可能会对我们的业务产生不利影响。
我们对利率变动有风险敞口。我们高级担保信贷安排的利率(截至2022年12月31日未偿还的2.054亿美元)和我们某些不受限制的子公司的债务利率是可变的。我们的经营业绩和现金流，以及我们获得未来资本的机会和为我们的增长战略提供资金的能力，可能会受到利率大幅上升的不利影响。截至2022年12月31日，我们的高级担保信贷安排下的债务按担保隔夜融资利率(SOFR)计息，该利率最近取代了我们信贷协议下的历史LIBOR基准，或我们选择的替代基本利率，外加根据我们的信贷协议的适用保证金。从历史上看，我们并没有对利率进行对冲。对利率的不利影响可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生负面影响。
利率上升也可能导致对股票投资的需求总体上相应下降，特别是对以收益为基础的股票投资，如我们的共同单位。由于其他更具吸引力的投资机会而导致对我们共同单位的需求的任何这种减少，都可能导致我们共同单位的交易价格下降。
持续或恶化的通胀压力以及货币政策的相关变化已导致并可能导致我们的运营成本进一步上升，这反过来又导致并可能继续导致我们的资本支出和运营成本上升。
美国通胀率在2021年和2022年有所上升，2023年可能会继续上升。这些通胀压力已经并可能导致我们的经营成本进一步增加，进而导致并可能继续导致我们的非经常开支和经营成本上升。同样，持续的高通胀水平也导致美联储和其他央行提高利率，这会提高资金成本，包括我们信贷安排下的借贷成本，并抑制经济增长，这两种因素中的任何一种--或者两者的组合--都可能损害我们业务的财务和运营业绩。
与法律和监管合规相关的风险
我们的运营受到联邦、州和地方环境保护和安全法律法规的约束。
我们的运营受到严格的联邦、州和地方环境保护和安全法律法规的约束。请参阅“法规-环境法规”。不遵守这些法律和条例可能会导致对行政、民事和刑事处罚的评估，包括评估罚款、施加调查和补救义务、暂停或吊销必要的许可证、执照和授权、要求安装额外的污染控制措施以及发布命令禁止今后的作业或施加额外的合规要求。虽然我们认为我们基本上遵守了现行的环境法律和法规，继续遵守现有的要求不会对我们产生实质性影响，但不能保证这种趋势在未来会继续下去。修订或新的附加法规会导致合规成本增加或额外的运营限制，特别是如果这些成本不能从我们的客户那里完全收回的话，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。此外，我们的业务，包括原油、天然气和其他商品的运输和储存，涉及原油、天然气和相关碳氢化合物或其他物质可能被释放到环境中的风险，这可能导致响应行动的巨额支出、政府重大罚款、对政府机构的自然资源损害责任、对私人人员的人身伤害或财产损失责任以及重大业务中断。根据日益严格的环境和安全法律，包括法规和执法政策，这些成本和责任可能会上升。, 或对因我们的运营造成的财产或人员损害的索赔。如果我们无法通过增加费率或保险报销来收回由此产生的成本，我们的现金流和对单位持有人的分配可能会受到重大影响。
气候变化立法和监管举措可能会减少对我们储存、运输和销售的产品的需求，并增加我们的运营成本。
近年来，联邦、州和地方政府已采取措施减少温室气体排放。例如，爱尔兰共和军包括数十亿美元的激励措施，用于发展可再生能源、清洁氢气、清洁燃料、电动汽车、投资先进生物燃料、支持基础设施以及碳捕获和封存。这些激励措施可能会加速经济转型，从使用化石燃料转向更低或零碳排放的替代品，这可能会减少对我们储存、运输和销售的石油和天然气的需求，进而降低价格，并对我们的业务产生不利影响。
环保局还敲定了一系列针对石油和天然气行业的温室气体监测、报告和排放控制规则，几乎一半的州已经单独或通过多个州的区域倡议采取了减少温室气体排放的法律措施，主要是通过计划制定温室气体排放清单和/或温室气体限额与交易计划。此外，各州对石油和天然气作业期间的天然气排放或燃烧提出了越来越严格的要求。
此外，2015年12月，美国参加了在法国巴黎举行的《联合国气候变化框架公约》第21次缔约方大会(COP-21)。由此产生的《巴黎协定》要求各缔约方做出“雄心勃勃的努力”，限制全球平均气温，并保护和加强温室气体的汇和库。该协议于2016年11月4日生效。虽然美国退出了2020年11月4日生效的《巴黎协定》，但总裁·拜登于2021年1月20日发布行政命令，要求重新加入2021年2月19日生效的《巴黎协定》。2021年4月21日，美国宣布，它正在设定一个经济范围的目标，即在2030年将温室气体排放量在2005年的基础上减少50%至52%。2021年11月，结合在苏格兰格拉斯哥举行的第26届缔约方大会(COP-26)，美国和其他世界领导人进一步承诺减少温室气体排放，包括到2030年将全球甲烷排放量减少至少30%。此外，许多州和地方领导人已经表示，他们打算加强努力，支持国际气候承诺。
在我们开展业务的地区监管或限制温室气体排放的努力可能会对我们运输、储存和分销的产品的需求产生不利影响，并可能增加我们运营和维护我们设施的成本，具体取决于采用的特定计划，因为我们要求我们测量和报告我们的排放，在我们的设施上安装新的排放控制，获得许可我们的温室气体排放的额度，支付与我们的温室气体排放相关的任何费用或税收，以及管理和管理温室气体排放计划。我们可能无法将部分或全部此类增加的成本计入我们的管道或其他设施收取的费率中，任何此类回收可能取决于我们无法控制的事件，包括未来向FERC或州监管机构提起的费率诉讼的结果，以及任何最终立法或实施条例的规定。任何适用于发电厂或炼油厂的温室气体排放立法或监管计划也可能增加消费成本，从而对我们生产的原油和天然气的需求产生不利影响。因此，减少温室气体排放的立法和监管计划可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。目前还不可能准确地预测
未来任何立法或监管努力的结构或结果，以解决此类排放或最终给我们带来的合规成本。
此外，气候变化可能与极端天气条件有关，如更强烈的飓风、雷暴、龙卷风和冰雪风暴，以及海平面上升。气候变化的另一个可能后果是季节性温度的波动性增加。一些研究表明，气候变化可能会导致一些地区的气温显著高于或低于历史平均水平。极端天气条件会干扰我们的生产，增加我们的成本，而极端天气造成的损失可能无法完全投保。然而，目前我们无法确定气候变化可能在多大程度上导致影响我们业务的风暴或天气灾害增加。
我们有回收和关闭矿山的义务。如果我们应计项目背后的假设是不准确的，我们可能需要花费比预期更多的金额。
我们在怀俄明州的采矿作业须受怀俄明州环境质量部(“WDEQ”)土地质量部颁发的采矿许可证管辖。WDEQ将详细的回收义务强加给作为采矿许可证持有者的我们。我们应计目前矿场骚乱和最终矿场关闭的费用。所记录的金额取决于许多变量，包括估计的未来关闭成本、估计的已探明储量、涉及利润率、通货膨胀率和假设的信贷调整无风险利率的假设。如果这些应计项目不足或我们在特定年度的负债大于目前的预期，我们未来的经营业绩可能会受到重大不利影响。
对服务费率、条款和条件的监管，以及不断变化的监管环境，可能会影响我们的财务状况、经营业绩或现金流。
FERC监管我们从事州际运营的某些能源基础设施资产。我们的州内管道运营受到州政府机构的监管。我们的有轨电车运营受交通部联邦铁路管理局、职业安全和健康管理局以及其他联邦和州监管机构的监管管辖。这项规定的适用范围包括：利率结构；股本回报率；收回成本；我们的受监管资产获准提供的服务；资产的收购、建造和处置；以及在某种程度上，受监管行业的竞争水平。
此外，我们的一些管道和其他基础设施必须遵守开放和/或非歧视性准入的法律。
鉴于这一监管的范围、联邦和州监管的演变性质以及进一步变化的可能性，当前的监管制度可能会发生变化，并影响我们的财务状况、运营结果或现金流。
如果我们不遵守琼斯法案的外资所有权条款，我们的业务将受到不利影响。
我们受制于琼斯法案和其他联邦法律，这些法律将美国各地点之间的海上货物运输限制为在美国国旗下运营的船只，在美国建造，至少75%由美国公民拥有和运营(或由符合美国公民身份要求的其他实体拥有和运营)，拥有在美国沿海贸易中运营的船只，在有限合伙企业的情况下，普通合伙人符合美国公民身份要求)，并由美国船员驾驶。为了保持我们在琼斯法案贸易中运营船只的特权，我们必须根据琼斯法案的目的保持美国公民身份。为了确保遵守琼斯法案，我们必须是有资格为沿海贸易船只提供文件的美国公民。如果发生某些事件，包括非美国公民持有我们25%或更多的股权，或被视为控制我们或我们的普通合伙人，我们可能不再是美国公民。我们负责监控所有权，以确保遵守琼斯法案。我们未能遵守琼斯法案关于沿海贸易的规定的后果，包括不符合美国公民资格，将对我们产生不利影响，因为我们可能被禁止在美国沿海贸易中经营我们的船只，或者在某些情况下，永久失去美国沿海贸易的权利，或者被罚款或没收我们的船只。
如果琼斯法案关于沿海贸易或国际贸易协定的条款被修改或废除，或者由于对管理原油和天然气行业的现有立法或法规的修改，我们的业务将受到不利影响。
如果琼斯法案中包含的限制被废除或修改，或者某些国际贸易协定被改变，美国港口之间的海上货物运输可以向外国国旗或外国建造的船只开放。国土安全部部长，或部长，有权和自由裁量权放弃沿海地区的法律，如果部长认为这种行动是必要的，为了国防利益。任何沿海地区法律的豁免，无论是为了应对自然灾害还是其他原因，都可能导致来自外国产品承运人和驳船运营商的竞争加剧，这可能会减少我们的收入和可用于分销的现金。
与美国市场相比，悬挂外国国旗的船只通常建造成本更低，运营成本也更低，这可能会导致租船费下降。我们认为，将继续努力修改或废除《琼斯法案》。如果这些努力取得成功，可能会允许悬挂外国国旗的船只在美国沿海贸易中进行贸易，并显著增加与我们船队的竞争，这可能会对我们的业务产生不利影响。
原油和天然气行业内的事件可能会对我们的客户的运营产生不利影响，从而影响我们的运营，还可能使原油和天然气行业的公司(包括我们)受到额外的监管审查，并导致额外的法规和限制对美国原油和天然气行业产生不利影响。
与我们的合作伙伴关系结构相关的风险
戴维森家族的个别成员可能会对我们施加重大影响，并可能与我们发生利益冲突，并可能被允许偏袒自己的利益，损害其他单位持有人的利益。
詹姆斯·E·戴维森和小詹姆斯·E·戴维森都是董事的普通合伙人，他们各自拥有我们共同单位的很大一部分股份，包括我们的B类共同单位，B类共同单位的持有人选举了我们的董事。戴维森家族的其他成员也拥有我们共同单位的很大一部分股份。总体而言，戴维森家族及其关联公司成员拥有我们约11.1%的A类普通单位和77.0%的B类普通单位，能够对我们施加重大影响，包括有能力选举至少大多数董事会成员，并有能力控制大多数需要董事会批准的事项，如重大业务战略、合并、业务合并、收购或处置资产、发行额外的合伙证券、债务或其他融资以及支付分派。此外，控股集团(如果成立)的存在可能会使第三方难以或可能阻止或推迟第三方寻求收购我们，这可能对我们共同单位的市场价格产生不利影响。此外，我们与戴维森家族成员担任高管或董事的其他实体之间可能会出现利益冲突。在解决可能出现的任何冲突时，戴维森家族的这些成员可能会更倾向于另一个实体的利益，而不是我们的利益。
戴维森家族的成员拥有、控制和拥有不同公司的权益，其中一些公司可能(或未来可能)直接或间接与我们竞争。因此，戴维森家族成员的利益可能并不总是与我们或我们其他单位持有人的利益一致。戴维森家族的成员也可以寻求可能对我们的业务起补充作用的收购或商业机会。我们的组织文件允许我们单位的持有者(包括戴维森家族等附属公司)利用此类公司机会，而无需首先向我们提供此类机会。因此，可能使我们受益的企业机会可能不会及时提供给我们，或者根本不会。在我们和戴维森家族任何成员之间可能产生利益冲突的情况下，这些冲突可能会以对我们或您不利的方式解决。除其他外，其他潜在冲突可能涉及以下情况：允许我们的普通合伙人在解决利益冲突时考虑到我们以外的各方的利益，如其一个或多个关联公司；我们的普通合伙人可以限制其责任并减少其受托责任，同时也限制了我们的单位持有人对如果没有这种限制可能构成违反受托责任的行为的补救措施；我们的普通合伙人决定资产购买和出售、资本支出、借款、发行额外的合伙证券、偿还和执行对普通合伙人及其关联公司的义务、保留律师、会计师和服务提供者以及现金储备的金额和时间, 其中每一项也会影响分配给我们的单位持有人的现金金额；我们的普通合伙人决定它及其附属公司发生的哪些成本可以由我们报销，这些成本和我们普通合伙人提供的任何服务的报销可能会对我们向我们的单位持有人支付现金分配的能力产生不利影响。
我们的B类公共单位可能会在没有单位持有人同意的情况下转让给第三方，这可能会影响我们的战略方向。
与公司普通股持有人不同，我们的单位持有人在影响我们业务的事项上只有有限的投票权，因此影响管理层关于我们业务决策的能力有限。只有我们B类普通单位的持有人才有权选举我们的董事会。我们B类公共单位的持有者可以不经单位持有人同意将此类单位转让给第三方。然后，我们B类共同单位的新持有者可能能够用自己的选择取代我们的董事会和普通合伙人的高级职员，并控制我们的董事会和高级职员所做的战略决策。
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，吾等、吾等普通合伙人及吾等及其附属公司拥有80%或以上的A类或B类单位，吾等普通合伙人将有权(但不包括其可能转让予吾等或吾等附属公司的义务)以不低于(I)当时市价及(Ii)吾等普通合伙人、吾等或吾等各自附属公司为收购A类或B类单位而支付的最高价格两者中较大者的价格，收购非关联人士分别持有的全部但不少于全部A类或B类单位。
此类单位在购房通知前90天内。因此，单位持有人可能被要求在不受欢迎的时间或价格出售他们的单位，并且可能得不到任何投资回报。单位持有人也可能在出售其单位时承担纳税义务。
我们的子公司和合资企业对我们的分配中断可能会影响我们向单位持有人支付债务或现金分配的能力。
我们是一家控股公司。因此，我们的主要资产是我们子公司和合资企业的股权。因此，我们为我们的承诺提供资金(包括偿还债务)和进行现金分配的能力取决于我们子公司和合资企业的收益和现金流以及向我们分配的现金。虽然我们的一些合资企业和我们的非限制性子公司一般可能被要求每季度或其他定期向我们进行现金分配，但我们的合资企业和我们的非限制性子公司的现金分配在一个或多个方面受到各自管理委员会或类似管理机构的酌情决定，即使通常需要进行此类分配，如建立现金储备。此外，我们某些合资企业和不受限制的子公司的章程文件可能会赋予管理委员会或类似的管理机构一定的裁量权或包含关于现金分配的某些限制，即使通常需要这样的分配。因此，我们的合资企业和我们的不受限制的子公司可能不会继续以目前的水平向我们进行分配，或者根本不会。
我们没有像其他类型的组织那样的灵活性，可以积累现金和股权，以防止未来流动性不足。
与公司不同，我们的合伙协议要求我们每季度向单位持有人分配所有可用现金，减去为承诺和或有事项预留的任何金额，包括资本和运营成本以及偿债要求。我们单位的价值和其他有限合伙人权益可能会与我们每单位分配金额的减少直接相关地减少。相应地，如果我们未来遇到流动性问题，我们可能无法发行更多股权进行资本重组。
单位持有人可能有责任偿还错误分配给他们的分配。
在某些情况下，单位持有人可能需要偿还错误退还或分配给他们的金额。根据特拉华州修订的《统一有限合伙企业法》第17-607节，如果分配会导致我们的负债超过我们资产的公允价值，我们可能不会向您进行分配。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。被替换的有限合伙人对转让人在被替换的有限合伙人成为有限合伙人时已知的向合伙企业作出贡献的义务负有责任，并对如果可以从合伙协议中确定负债则未知的义务承担责任。在确定是否允许分配时，既不计入因合伙企业权益而欠合伙人的负债，也不计入对合伙企业无追索权的负债。
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，单位持有人的责任可能不会受到限制。
合伙企业的普通合伙人一般对合伙企业的义务负有无限责任，但合伙企业明确规定的、不向普通合伙人追索的合同义务除外。我们的合作伙伴关系是根据特拉华州的法律建立的，我们在其他州开展业务。在我们开展业务或未来可能不时开展业务的一些州，对有限合伙人权益持有人对有限合伙企业义务的责任限制尚未明确规定。如果法院或政府机构认定：我们在一个州开展业务，但没有遵守该州的合伙法规；或单位持有人有权与其他单位持有人一起行动以罢免或取代我们的普通合伙人、批准对我们的合伙协议的一些修订或根据我们的合伙协议采取其他行动，则单位持有人可能对我们的任何和所有义务负责，就像单位持有人是普通合伙人一样；或单位持有人有权与其他单位持有人一起行动，以罢免或取代我们的普通合伙人，或根据我们的合伙协议采取其他行动，构成对我们业务的“控制”。
我们单位持有人的税务风险
我们的税收待遇取决于我们作为联邦所得税合伙企业的地位，以及我们不受个别州实体层面的大量税收的影响。如果美国国税局将我们视为一家公司(出于美国联邦所得税的目的)，或者如果我们为了州税收目的而被征收大量的实体级税收，那么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。《国税法》第7704条规定，公开交易
作为一般规则，合伙企业将作为公司征税。然而，上市合伙企业有一个例外，即每个纳税年度90%或更多的总收入由“合格收入”组成。
如果在任何纳税年度，我们总收入的90%以下是来自运输、加工或销售自然资源(包括矿物、原油、天然气或其产品)、利息或股息收入的“合格收入”，我们将作为一家公司在该纳税年度和随后的所有年度作为一家公司为联邦所得税目的而纳税。我们还没有要求美国国税局就我们作为合伙企业的联邦所得税待遇做出裁决。
美国第五巡回上诉法院对Tidewater Inc.诉美国的裁决[《联邦判例汇编》第3集第565卷第299页(第五巡回法庭2009年4月13日)认为，在该案中分析的海运定期租船是一种“租赁”，其产生的是租金收入，而不是根据“国税法”中外国销售公司的规定从运输服务中获得的收入。尽管(I)Tidewater案不涉及公开交易的合伙企业，也没有根据《国税法》第7704条关于“合格收入”的规定做出裁决，(Ii)一些有经验的从业者认为这一决定理由不充分，(3)美国国税局在《关于判决的行动》(AOD 2010-01)中表示，它不同意也不会默许第五巡回法院在《潮水案》中所载的海上定期租船分析，以及(4)美国国税局已经发布了几项与定期租船有关的有利的私人信函裁决(这些裁决可以被获得这些裁决的纳税人作为先例)。自《潮水裁决》发布以来，《潮水裁决》给我们的某些海上定期租船的收入作为《国内税法》第7704条下的“合格收入”的状况带来了一些不确定性。尽管如此，Tidewater案件是相关权威，因为这是我们和我们的外部税务律师知道的唯一直接分析特定定期包机是否会构成用于某些美国联邦税收目的的租赁或服务协议的案件。由于Tidewater的决定造成的不确定性，我们的外部税务律师Akin Gump Strauss Hauer&Feld，LLP，被要求将其认为与我们作为联邦所得税合伙企业的地位有关的标准从“遗嘱”改为“应该”。
尽管根据我们目前的业务，我们不认为出于联邦所得税的目的，我们被视为公司，但我们业务的变化(或现行法律的变化)可能会导致我们被视为公司，以联邦所得税的目的，或者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，并将按不同的税率缴纳州所得税。分配给我们的单位持有人通常会再次向他们征税，因为公司分配不会有任何收入、收益、损失或扣减流向他们。由于我们作为一家公司将被征税，我们可用于分配给单位持有人的现金将大幅减少。因此，将我们视为一家公司将导致我们单位持有人的预期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。
在州一级，由于普遍存在的州预算赤字和其他原因，几个州正在评估通过征收州收入、特许经营权和其他形式的税收来对合伙企业征收实体税的方法。例如，我们被要求为分配给德克萨斯州的总收入支付德克萨斯州的特许经营税。任何其他州对我们征收任何此类税收都会减少我们可用于分配给单位持有人的现金。
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、司法或行政变化以及不同解释的影响，可能具有追溯力。
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所得税待遇，可以随时通过行政、立法或司法解释进行修改。国会议员不时建议并考虑对影响上市合伙企业的现行美国联邦所得税法进行实质性修改，包括取消某些上市合伙企业的合伙企业税收待遇。
对美国联邦所得税法的任何修改都可能具有追溯力，可能会使我们更难或不可能满足某些公开交易的合伙企业被视为美国联邦所得税合伙企业的例外。我们无法预测其中任何一项变化或其他提议最终是否会获得通过。任何此类变化都可能导致我们的预期现金流大幅减少，并可能导致我们被视为应按公司缴纳美国联邦所得税的协会，使我们不得不缴纳实体税，并对我们单位的价值产生不利影响。
一场成功的联邦所得税职位国税局竞赛可能会对我们单位的市场产生不利影响，任何IRS竞赛的成本都会减少我们可用于分配给单位持有人和普通合伙人的现金。
国税局可能会采取与我们不同的立场。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。与美国国税局的任何竞争都可能对我们单位的市场和它们的交易价格产生实质性的不利影响。此外，我们与美国国税局竞争的成本将由我们的单位持有人和我们的普通合作伙伴间接承担，因为这些成本将减少我们可用于分配的现金。
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调整，它(和一些州)可以评估和收取直接来自我们的此类审计调整产生的任何税收(包括任何适用的罚款和利息)。在新规则的可能范围内，我们的普通合伙人可以选择让我们直接向美国国税局支付税款(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后的信息声明。虽然我们的普通合伙人可能会选择拥有它，但我们的单位持有人和前单位持有人会考虑此类审计调整，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。如果我们在审计完成的年度直接向美国国税局支付税款、任何罚款和利息，我们可用于分配给我们的单位持有人的现金可能会大幅减少，在这种情况下，我们目前的单位持有人可能会承担该审计调整产生的部分或全部税务责任，即使这些单位持有人在审计的纳税年度并不拥有我们的单位。
我们的单位持有人将被要求为我们的收入(以及视为分配，如果有)缴纳税款，即使他们没有收到我们的任何现金分配。
我们的单位持有人将被要求支付任何联邦所得税，在某些情况下，还需要为他们在我们的应税收入中的份额支付州和地方所得税(以及视为分配，如果有)，即使单位持有人没有收到我们的现金分配。我们的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(或被视为分配，如果有)中的份额，甚至不能从该收入(或被视为分配)所产生的纳税义务中获得。
出售我们单位的税收收益或损失可能比预期的要多或少。
如果我们的单位持有人出售他们的单位，他们将确认等于变现金额和他们在这些单位的纳税基础之间的差额的收益或损失。由于超过应税收入净额中可分配份额的分配减少了他们在其单位中的纳税基础，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，那么相对于单位持有人出售的单位而言，这种先前的超额分配的金额(如果有)实际上将成为单位持有人的应税收入，即使收到的价格低于其原始成本。已实现金额的很大一部分，无论是否代表收益，都可能是普通收入，这是由于潜在的回收项目，包括折旧回收。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，如果我们的单位持有人出售他们的单位，他们可能会产生超过他们从出售中获得的现金的纳税义务。
单位持有人扣除利息支出的能力可能会受到我们的限制。
在某些情况下，我们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利息的能力可能是有限的。如果这一限制适用于一个纳税年度，可能会导致该纳税年度分配给单位持有人的应税收入增加，但分配给该单位持有人的现金却没有相应增加。然而，在某些情况下，在未来的纳税年度，单位持有人可能能够在受这一限制的情况下使用部分商业利息扣除。单位持有人应咨询他们的税务顾问关于这一商业利息扣除限制对我们单位投资的影响。
免税实体和非美国人因拥有我们的单位而面临独特的税收问题，这可能会给他们带来不利的税收后果。
免税实体对我们单位的投资，如个人退休账户(称为IRA)、其他退休计划和非美国人，会带来他们特有的问题。例如，我们分配给免征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。就2017年12月31日之后开始的课税年度而言，根据财政部发布的针对某些类似业务或活动的拟议汇总规则，拥有超过一个无关贸易或业务(包括通过对我们这样的合伙企业的投资进行归属)的免税实体必须就每个贸易或业务单独计算该免税实体的无关业务应纳税所得额(包括为确定任何净营业亏损扣除的目的)。因此，从2017年12月31日之后的几年内，免税实体可能无法利用投资于我们合伙企业的亏损来抵消来自另一不相关贸易或业务的不相关业务应纳税收入，反之亦然。免税实体在投资我们的单位之前，应该咨询税务顾问。
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按最高适用的有效税率扣缴，而出售或以其他方式处置单位的非美国单位持有人也将因出售或处置该单位而获得的收益缴纳美国联邦所得税。此外，在从事美国贸易的合伙企业中的权益的受让人
或者企业一般被要求扣留转让方“变现金额”的10%，除非转让方证明它不是外国人。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，但最近发布的财政部条例规定，在转让上市合伙企业(如我们的共同单位)的权益时，“变现金额”通常将是支付给代表转让人进行适用转让的经纪人的毛收入金额，因此在确定时将不考虑该合伙人在上市合伙企业负债中所占份额的任何减少。财政部条例进一步规定，2023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，而在该日期之后，如果通过经纪人进行转让，则对转让的经纪人施加预扣义务。非美国单位持有人在投资我们的单位之前，应咨询税务顾问。
我们将对待购买我们共同单位的每个购买者享有相同的税收优惠，而不考虑实际购买的共同单位。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。
由于我们无法匹配我们共同单位的转让方和受让方，我们采用的折旧和摊销惯例可能不符合现有财政部法规的所有方面，并可能导致对我们的单位持有人纳税申报单的审计调整，而不受益于额外的扣除。美国国税局对这些公约的成功挑战可能会对普通单位持有人可获得的税收优惠数额产生不利影响。它还可能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，或导致对共同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缴纳州税和地方税。
除了联邦所得税外，我们的单位持有人还可能需要缴纳其他税收，包括外国、州和地方税、非公司营业税和我们经营业务或拥有财产的各个司法管辖区征收的遗产或无形税收，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外国、州和地方所得税申报单，并在这些司法管辖区的部分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。我们目前在德克萨斯州、路易斯安那州、密西西比州、阿拉巴马州、佛罗里达州、阿肯色州和俄克拉何马州等20多个州拥有资产并开展业务。我们目前做生意的许多州都征收个人所得税。我们的单位持有人有责任提交所有适用的美国联邦、外国、州和地方纳税申报单。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。
出于联邦所得税的目的，我们的子公司被视为公司，并须缴纳公司级所得税。
出于联邦所得税的目的，我们通过子公司进行部分业务，这些子公司是或被视为公司。我们可能会选择在未来以公司形式进行额外的业务。这些公司子公司将缴纳公司级税，从2017年12月31日之后的纳税年度起生效，税率为21%，并可能为其应税收入缴纳不同税率的州(可能还有地方)所得税。任何此类实体层面的税收都将减少可用于分配给我们以及我们的单位持有人的现金。如果美国国税局成功地断言这些公司子公司的纳税义务比我们预期的要多，或者立法提高了公司税率，我们可用于分配给单位持有人的现金将进一步减少。
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，我们一般分配(I)资本增加折旧的某些扣除，(Ii)出售或以其他方式处置我们的资产时实现的收益或亏损，以及(Iii)普通合伙人酌情根据分配日期的所有权分配任何其他非常项目的收入、收益、亏损或扣除。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。
单位持有人的单位被借给“卖空者”以应付单位的卖空，可被视为已出售该等单位。如果是这样的话，在贷款期间，该单位持有人将不再被视为这些单位的合伙人，并可以确认处置的收益或损失。
由于单位持有人的单位被借给“卖空者”以应付单位的卖空，可被视为已出售所借出的单位，在向卖空者贷款期间，该单位持有人在税务上不再被视为该等单位的合伙人，而单位持有人可确认该等处置的收益或损失。此外，在向卖空者贷款期间，我们与这些单位有关的任何收入、收益、损失或扣除可能不会由单位持有人报告，单位持有人收到的关于这些单位的任何现金分配可以作为普通收入全额纳税。基金单位持有人希望确保其作为合伙人的地位，并避免从向卖空者的贷款中获得认可的风险，敦促他们修改任何适用的经纪账户协议，以禁止经纪人借入他们的单位。
出于税务目的，美国国税局可能会挑战我们对A类可转换优先股持有人作为合作伙伴的待遇，如果这种挑战持续下去，A类可转换优先股的某些持有人可能会受到不利影响。
出于美国联邦所得税的目的，美国国税局可能不同意我们将A类可转换优先股作为股权对待，也不能保证我们的待遇将持续下去。如果美国国税局就税务目的成功地将A类可转换优先股定性为负债，A类可转换优先股的某些持有人可能需要遵守额外的扣缴和申报要求。此外，如果出于美国联邦税收的目的，A类可转换优先股被视为债务，而不是股权，我们可能会将分配视为我们向A类可转换优先股持有人支付的利息。A类可转换优先股的持有人应就将A类可转换优先股重新定性为负债而适用的税务后果咨询其税务顾问。
A类可转换优先股持有人在清算时将获得的金额可能少于A类可转换优先股的清算价值。
一般来说，我们打算向A类可转换优先股特别分配我们总收入中的项目，金额相当于在该课税年度就A类可转换优先股支付的分派。如果在某个课税年度就A类可转换优先股支付的分派超过了我们在该课税年度分配给A类可转换优先股的总收入的金额(就像在PIK期间之前的分配一样)，则A类可转换优先股持有人的每单位资本账户余额将减去超出的金额。如果我们在偿还所有债务后解散或清算，我们的单位持有人(包括A类可转换优先单位持有人)将有权根据他们的资本账户余额获得清算分配。在这种情况下，A类可转换优先股持有人将获得特别分配的毛收入和收益项目，其方式旨在使优先股的资本账户余额等于优先股的清算价值。如果我们没有足够的毛收入和收益导致资本账户余额等于优先股的清算价值，那么A类可转换优先股持有人在清算时获得的金额将少于A类可转换优先股的清算价值，即使可能有现金可供分配给普通单位持有人或任何其他关于其资本账户的初级证券。
一般风险
我们在正常的业务活动中面临客户的信用风险。
当我们(或我们的合资企业)销售我们的产品或服务时，我们(或我们的合资企业)必须确定信贷额度(如果有的话)。由于某些交易可能涉及非常大的付款，客户、行业参与者和其他人不付款和无法履行的风险是我们业务中的一个重要考虑因素。
例如，在我们为在井口购买的原油和天然气提供分部订单服务的情况下，我们可能负责将收益分配给所有利益所有者。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。因此，我们必须确定运营商有足够的财政资源来支付和分发此类款项，并在发生抗议、诉讼或投诉的情况下为我们提供赔偿和辩护。
此外，我们还向不同行业的客户销售NaHS、纯碱和烧碱。其中一些客户所在的行业已经或可能受到对其产品和服务需求下降的影响。即使我们的信用审查和分析程序工作正常，我们已经经历了，而且我们可能会继续在与其他各方打交道时蒙受损失。
我们利用ANSAC作为我们的独家出口工具，向除加拿大、南非、欧洲共同体成员国、欧洲自由贸易区和南非关税同盟以外的所有国家的客户销售产品。由于ANSAC直接向其最终客户进行销售，然后将此类销售的一部分分配给每个成员，因此在2022年期间，我们无法直接接触ANSAC的客户，也无法直接控制ANSAC向其客户提供的信用或其他条款。因此，我们间接地受到ANSAC的客户关系以及信用和其他条款的影响
ANSAC扩展到了它的客户。在2023年成为非国大的唯一成员后，我们计划将其业务与我们自己的业务整合起来。因此，我们可能面临与成为唯一成员相关的增量成本和风险。
此外，我们的许多客户可能会受到经济状况疲软以及原油、天然气、铜、钼和铝等大宗商品价格波动的影响，这可能会影响对我们产品和服务的需求，以及他们为这些产品和服务向我们付款的能力。大宗商品价格未来将在多大程度上经历波动性，目前还不确定。
自然灾害、大流行、流行病、事故、恐怖袭击或其他中断事件可能导致经济放缓、严重人身伤害、财产损失和/或环境破坏，这可能会限制我们的业务或以其他方式对我们的资产和现金流产生不利影响。
我们的一些业务涉及严重人身伤害、财产损失和环境破坏的重大风险，其中任何一项都可能减少我们的业务或以其他方式使我们承担责任，并对我们的现金流产生不利影响。我们几乎所有的行动都暴露在恶劣的天气中，包括飓风、龙卷风、风暴、洪水、地震和长期低于冰点的天气。我们的很大一部分业务位于美国墨西哥湾沿岸，我们的海上管道位于墨西哥湾，在给定的一年中，墨西哥湾可能会受到此类灾难或风暴的严重影响。
如果我们拥有或连接到我们或我们的客户的一个或多个设施受到恶劣天气或任何其他灾难、大流行、流行病、事故、灾难或事件的损坏或影响，我们的运营可能会严重中断。类似的中断可能是由于生产或其他供应我们设施的设施受损，或者是由于我们无法控制的因素造成的其他停工。这些中断可能会对人、财产或环境造成重大损害，而维修或恢复可能需要从一周或更短的时间(轻微事故)到六个月或更长的时间(重大中断)。任何中断我们能源基础设施资产产生的费用的事件，或导致我们做出保险无法覆盖的重大支出的事件，都可能减少我们可用于支付利息义务以及单位持有人分配的现金，并相应地对我们证券的市场价格产生不利影响。此外，如果发生此类事件，我们维持的任何财产保险的收益可能无法及时支付或金额足以满足我们的需要，并且我们可能无法以商业合理的条款续期或获得其他理想的保险。
对我们的设施、我们客户的设施以及在某些情况下对其他管道的任何恐怖袭击，都可能对我们的业务产生实质性的不利影响。
此外，自然灾害、大流行、流行病、事故、恐怖袭击或其他中断事件可能导致全球金融市场大幅波动、商业中断和经济活动减少。新冠肺炎大流行或任何其他公共卫生危机对我们业绩的负面影响程度将取决于未来的事态发展，这些事态发展具有很高的不确定性，也无法预测。这些事态发展包括但不限于疫情的持续时间和蔓延、其严重性、遏制病毒或治疗其影响的行动、其对经济和市场状况的影响，以及恢复正常经济和运营条件的速度和程度。在我们的业务所在的司法管辖区，可能会宣布额外的疫苗要求或健康先决条件。如果我们实施任何此类要求，如果它们被认为是可强制执行的，可能会导致人员流失，包括关键技能劳动力的流失，以及难以确保未来的劳动力需求。这些潜在影响虽然不确定，但可能会对我们的经营业绩产生不利影响。由此产生的宏观经济状况可能会对我们的现金流以及我们证券的市场价格产生不利影响。
我们无法预测俄罗斯和乌克兰之间持续的军事冲突以及相关的人道主义危机对全球经济、能源市场、地缘政治稳定和我们的业务的影响。
俄乌军事冲突的最终后果可能包括进一步的制裁、禁运、供应链中断、区域不稳定和地缘政治变化，可能会对全球宏观经济状况产生不利影响，增加石油和天然气价格和需求的波动，增加受到网络攻击的风险，导致全球供应链中断，外汇波动加剧，资本市场受到限制或扰乱，并限制流动性来源。我们无法预测冲突对我们的业务和运营结果的影响程度，以及对全球经济、能源和纯碱市场的影响。
网络安全要求的遵守和变化会对我们的业务产生成本影响，如果不遵守此类法律法规，可能会对我们的资产、成本、创收和增长机会产生影响。
2022年第三季度，国土安全部运输安全管理局(TSA)宣布修订并重新发布两项新的安全指令，这些指令最初是在2021年第二季度发布的。这些指令要求关键管道所有者遵守强制性报告措施，并提供脆弱性评估。我们可能需要花费大量额外资源来应对网络攻击，继续修改或增强我们的保护措施，或者评估、调查和补救任何关键的基础设施安全漏洞。任何未能
继续遵守这些政府法规可能会导致执法行动，这可能会对我们的业务和运营产生实质性的不利影响。
我们的业务可能会受到安全威胁的负面影响，包括网络安全威胁和相关中断。
我们依赖我们的信息技术基础设施来处理、传输和存储电子信息，包括我们用来安全运营我们资产的信息。虽然我们相信我们保持适当的信息安全政策和协议，但我们面临着对我们的信息技术基础设施的网络安全和其他安全威胁，其中可能包括对我们运营管道、设施和其他资产的运营和安全系统的威胁。我们可能会面临非法进入我们的信息技术基础设施的企图，包括来自黑客的有组织的攻击，无论是国家支持的团体、“黑客活动家”还是个人。我们当前信息技术基础设施和软件资产的年龄、操作系统或状况，以及我们维护和升级这些资产的能力，可能会影响我们抵御网络安全威胁的能力。
我们的资讯科技基础设施对我们业务的有效运作至为重要，对我们执行日常运作的能力亦至为重要。我们的信息技术基础设施或物理设施的破坏或其他中断可能会导致我们的资产受损、知识产权损失、我们的运营能力受损、我们的客户运营中断、我们的客户数据传输系统丢失或损坏、安全事故、环境破坏，并可能对我们的运营、财务状况和运营结果产生重大不利影响。我们系统的漏洞也有可能在一段时间内不被注意到。
因此，我们和我们的第三方服务提供商可能容易受到超出我们控制范围的安全事件的影响，我们可能成为网络攻击和物理攻击的目标，这可能会导致信息安全漏洞和我们的业务严重中断。此类数据泄露和网络攻击可能会危及我们的运营或其他能力，并对我们的业务和声誉造成重大损害。我们的信息系统经历了对我们数字基础设施的安全的威胁，但这些威胁都没有对我们的业务、运营或与此类攻击有关的声誉造成重大影响。我们维持着一个全天候的专用安全运营中心，以预测、检测和防止网络攻击；然而，不能保证我们未来不会遭受此类损失或入侵。随着网络攻击的持续发展，我们可能需要花费大量额外资源来应对网络攻击，继续修改或加强我们的保护措施，或者调查和补救任何信息系统和相关基础设施的安全漏洞。我们还可能受到与网络安全问题相关的监管调查或诉讼。
我们的重要单位持有人可能会在交易市场上出售单位或其他有限合伙人权益，这可能会降低我们共同单位的市场价格。
截至2022年12月31日，我们拥有许多重要的单位持有人。例如，戴维森家族的某些成员(包括其附属公司)和管理层拥有我们共同单位的约1800万股或约15%。有时，我们也可能会有其他单位持有人在我们的共同单位中持有大量头寸。今后，任何此类当事人可能会获得额外的权益或处置其部分或全部权益。如果他们出售其在交易市场的很大一部分权益，这种出售可能会降低普通单位的市场价格。对于某些交易，我们已经制定了转售货架登记声明，允许单位持有人在任何时候(受某些限制)出售其普通单位，并将这些证券纳入我们为自己完成的任何股权发行中。
我们可能会在没有普通单位持有人批准的情况下增发普通单位，这将稀释他们的所有权权益。
我们可以发行无限数量的任何类型的有限合伙人权益，而无需我们的普通单位持有人的批准。增发普通股或其他同等或优先级别的股本证券将产生以下影响：我们的单位持有人对我们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；每个以前未偿还的单位的相对投票权可能会减弱；以及我们的共同单位的市场价格可能会下降。
如果我们不能吸引和留住具有精英技能的高级管理人员和关键技术专业人员，我们可能无法有效地执行我们的业务战略，我们的运营可能会受到不利影响。
我们业务的成功和实现我们战略目标的能力取决于我们吸引、培养、留住和取代关键的合格技术和管理专业人员的能力。在我们经营的行业中，这些专业人员的市场竞争激烈，我们严重依赖我们专业人员的专业知识和领导力。如果我们无法吸引和留住足够数量的精英技术专业人员，我们追求业务目标的能力可能会受到不利影响，从而减少我们的收入、增加我们的成本或损害我们的声誉。
项目1B。未解决的员工意见
没有。
项目2.财产
参见第1项。“业务”，以及下面的采矿业务信息披露概述。我们也有各种经营租赁，用于租用办公空间、设施和实地设备以及运输设备。见“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”中的“承付款和表外安排”，以及注4关于我们的使用权资产和相关租赁负债的详细信息，请参阅我们的合并财务报表第8项。这种信息在此引用作为参考。
采矿作业概述
本年度报告表格10-K中有关本公司采矿财产的资料乃根据S-K规则第1300分节的要求编制，该分节最初适用于本公司截至2021年12月31日的财政年度。这些要求与美国证券交易委员会行业指南7以前适用的披露要求有很大不同。其中，S-K规则第1300分节要求我们披露截至最近完成的财年末我们的重要采矿财产的矿产资源和矿产储量。
在本10-K表格年度报告中使用的术语“矿产资源”、“测量矿产资源”、“指示矿产资源”、“推断矿产资源”、“矿产储量”、“已探明矿产储量”和“可能矿产储量”是根据S-K条例第1300款定义和使用的。根据S-K条例第1300款，不得将矿产资源归类为“矿产储量”，除非有资格的人确定该矿产资源可以作为经济上可行的项目的基础。这里特别提醒大家，不要想当然地认为这些类别的矿产(包括任何矿产资源)的任何部分或全部都会按照美国证券交易委员会的定义转化为矿产储量。
此外，请注意，除了被归类为矿产储量的那部分矿产资源外，矿产资源没有显示出经济价值。推断的矿产资源是根据有限的地质证据和采样进行的估计，对其存在的不确定性太高，无法应用可能影响经济开采前景的相关技术和经济因素，从而有助于评估经济可行性。推断的矿产资源估计值不得转换为矿产储量。必须完成大量勘探，以确定所推断的矿产资源是否可以升级为更高类别的矿化，不能假定这种情况会发生。因此，告诫您不要假设推断出的矿产资源的全部或任何部分存在，不要认为它可以成为经济上可行的项目的基础，也不要认为它会升级到更高的矿化类别。同样，告诫你不要认为所有或任何部分已测量或指示的矿产资源将转化为矿产储量。
以下信息部分来源于斯坦泰克咨询服务公司(“斯坦泰克”)编制的技术报告摘要(“TRS”)，该技术报告摘要是符合S-K条例第601(B)(96)项和第1300分款的外部合格人员(“QP”)。以下信息的部分内容基于本文未完全描述的假设、资格和程序。应参考作为附件96.1提交的TRS全文，该TRS是截至2021年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的一部分，并通过引用并入本文。没有在本10-K表格年度报告中提交新的TRS，是因为(I)先前提交的TRS中的矿产储量或矿产资源没有发生重大变化，以及(Ii)根据S-K法规第1302分部(D)、(E)和(F)段的要求，与披露我们的矿产资源和矿产储量有关的所有重大假设和信息，包括与所有修正因素、价格估计和科学技术信息(例如采样数据、估计假设和方法)有关的重大假设，截至2022年12月31日是有效的，经Stantec确认。
矿业权及经营概述
我们的碱业务是世界上领先的天然纯碱生产商之一。天然纯碱是从纯碱(Na)组成的碳酸钠矿物Trona中加工而成的2公司3)、碳酸氢钠(NaHCO3)和化学式为Na的水2公司3NaHCO3H2世界上大约60%的天然纯碱是从怀俄明州西南部格林河盆地的地下矿山和盐水(溶液)开采中提取出来的。我们的TRONA采矿和加工设施位于怀俄明州西南部，怀俄明州格林河市以西约18英里处。以下地图显示了截至2022年12月31日我们采矿财产的位置：
图2.1。一般位置图
图2.2。矿区地图
绿河纯碱床是世界上已知的最大纯碱矿藏，也是生产天然纯碱的无可争议的最大原料来源。特罗纳矿藏是非常不寻常的地质环境的结果。据信，富含钠的泉水滋养了古戈苏特湖，这是一个巨大的浅水湖，大约在5000万年前达到了超过15,000平方英里的最大面积。作为对湖泊扩张、收缩和蒸发以及温度和盐度变化的重复循环的响应，Trona在具有显著纯度和范围的床中沉淀。除trona外，蒸发岩中的钠矿物组合还包括不同程度的其他钠。
碳酸盐矿物以及盐岩(氯化钠)。始新世绿河组的Wilkins Peak成员中至少有25层天然Tona超过3英尺厚，据美国地质调查局(USGS)估计，Tona的累积资源量超过1000亿吨。单独的TRONA床是按升序编号的，而重要的TRONA床位于大约400至2000英尺的深度。我们目前的干法开采和卤水(溶液)开采作业开发了三个矿化层，我们的储量包含在四个矿化层中。
Genesis拥有一处TRONA矿藏，位于怀俄明州西南部已知的钠租赁区，主要由韦斯特瓦科地区和格兰杰地区包围。由于这两个矿区的地质情况不同，矿产租约以及最终的trona资源和储量估计已被分为WestVaco毗连租约、Granger毗连租约和Granger非毗连租约。下表和图表是截至2022年12月31日我们在每种矿产租赁类型下的面积汇总。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 按出租人划分的面积(英亩) |
| | 相连租约 | | 非连续租约 |
| 位置 | | 格兰杰 | | 韦斯特瓦科 | | 格兰杰 | | 剩余 |
| 联邦制 | | 4,236 | | | 19,699 | | | — | | | 320 | |
| 状态 | | 1,280 | | | 6,403 | | | 640 | | | 13,280 | |
| 甜水 | | 8,320 | | | 27,379 | | | 4,480 | | | — | |
| 总面积 | | 13,836 | | | 53,481 | | | 5,120 | | | 13,600 | |
我们的TRONA资源和采矿业务是根据租约持有的，占地86,037英亩，覆盖23个乡镇的部分地区，主要是在两个连续的单元中，非正式地称为“WestVaco”和“Granger”区块。矿业权和采矿权是通过向联邦政府、怀俄明州和斯威特沃特租赁获得的。我们根据1920年《矿产租赁法》(《矿产租赁法》第30章第181节)向美国政府租赁了约24,255英亩土地，该法案将trona包括在其定义为“固体可出租矿物”的范围内。联邦矿产由美国土地管理局(“BLM”)管理。我们向Sweetwater租赁40,179英亩土地，后者在西方石油公司2019年8月收购Anadarko石油公司(后者于2000年从联合太平洋资源集团(UPRG)手中获得所有权后，从西方石油公司的子公司Anadarko Land Corporation获得了采矿权)。租约包括横贯大陆铁路两侧20英里的备用地段，最初是根据1862年的《太平洋铁路法》和随后的铁路土地批给UPRG的。我们还从怀俄明州租借了21,603英亩土地。我们的矿产租约有不同的条款。我们的私人租约由生产部门无限期持有，BLM和国家租约到期，每10年续签一次。特许权使用费的支付从纯碱产品销售额的2%到8%不等。我们相信我们所有的租约都是按市场条款签订的。
参见第1项。“业务-某些增长计划的最新发展和现状-格兰杰生产设施扩建”，以了解更多信息。
我们的高级担保信贷安排由我们几乎所有的受限制子公司担保，并以我们相当一部分资产的留置权作为担保，包括我们的交易租赁。请参阅项目7中关于我们的高级担保信贷安排的进一步讨论。“流动性和资本资源。”我们的Alkali高级担保票据以GA ORRI在几乎所有Alkali Business的trona矿产租约中的50年期10%的有限期限优先于特许权使用费权益为抵押。参见第1项。“某些增长举措的最新发展和现状--阿尔凯高级担保票据的发行和相关交易”，以了解更多信息。
图2.3。租赁保有期
下表显示了资源和储量估计中包括的WestVaco毗连租约、Granger毗连租约和Granger非毗连租约中的某些关键信息，包括出租人、租期、大小、特许权使用费信息和到期日。
我们的韦斯特瓦科矿场是一个生产阶段的物业，通过干法采矿和盐水(溶液)采矿方法开采TRONA。自1947年韦斯特瓦科化学公司开始运营以来，韦斯特瓦科矿一直处于不间断、连续的运营状态。我们于2017年9月收购了韦斯特瓦科工厂。
WestVaco地块的位置和毗连的租约边界可以在图2.2中找到。 它位于怀俄明州斯威特沃特县，格林河以西18英里处，可从80号州际公路(I-80)进入，这是一条四车道的骇维金属加工。第80号州际公路72号出口距离加工厂约7英里。联合太平洋铁路就在韦斯特瓦科设施的北面，有侧线通往主线。怀俄明州的格林河和怀俄明州的罗克斯普林斯两个主要的人口中心分别位于以东18英里和30英里处。怀俄明州埃文斯顿位于该市以西66英里处。该地区的人口为韦斯特瓦科工厂的人员配备提供了充足的基础，拥有一批管理人才。
韦斯特瓦科工厂自1947年以来一直在持续运营。西瓦科化工公司于1946年通知联合太平洋公司，它打算沉没一座矿井，并建造一座Trona加工厂。1947年，一个竖井被挖到第17层的顶部，使第一批Trona在1947年底浮出水面。1948年秋天，西风化学公司被食品机械公司(后来称为“FMC”)收购。1952年，FMC的西瓦科分部成立了山间化工公司，成为怀俄明州第一家trona矿业公司。1953年，山间化工公司开始通过一座30万吨产能的装置，采用倍半碳酸盐工艺生产精制纯碱。FMC的碱化学事业部，包括在怀俄明州格林河盆地的TRONA开采和加工业务，于2015年5月被Tronox Alkali收购。2017年9月，我们从Tronox Alkali收购了WestVaco工厂，目前通过怀俄明州Genesis Alkali LP运营该工厂。
韦斯特瓦科工厂的基础设施非常发达，因为这些设施已经运行了近70年。基础设施包括足够的卡车和铁路装车设施、发电和输电设施、尾矿设施、产品储存设施、工艺设施、天然气管道和分配设施以及供水管道、处理和分配设施。韦斯特瓦科的场地还有充足的建筑，可供办公室、实验室、更衣室、仓库和维修店使用。
我们的Granger矿场是一个生产阶段的物业，通过盐水(溶液)采矿方法开采Trona。
格兰杰地块的位置和毗连的租约边界可以在图2.2中找到。格兰杰遗址位于怀俄明州斯威特沃特县，在怀俄明州格林河以西8英里处沿I-80公路行驶，然后在骇维金属加工372号州际公路上向北行驶约12英里到达11号县道。联合太平洋铁路公司可以通过一条连接怀俄明州格兰杰镇附近主线的支线到达格兰杰遗址。怀俄明州的格林河和怀俄明州的罗克斯普林斯两个主要的人口中心分别位于以东18英里和30英里处。怀俄明州埃文斯顿位于该市以西66英里处。该地区的人口为格兰杰工厂的人员配备提供了充足的基础，拥有一批管理人才。
格兰杰矿和加工设施从1976年到2002年作为地下矿运营。FMC于1999年通过收购TG Soda Ash Inc.获得了这些物业，TG Soda Ash Inc.最初是德克萨斯海湾的一个部门，后来由Elf Atochem拥有。FMC于2005年将该矿和磨坊改为盐水(溶液)开采。FMC的碱化学事业部，包括在怀俄明州格林河盆地的TRONA开采和加工业务，于2015年5月被Tronox Alkali收购。2017年9月，我们从Tronox Alkali收购了Granger设施，目前通过怀俄明州Genesis Alkali LP运营该设施。
格兰杰厂址的基础设施非常发达，因为这些设施已经运营了35年以上。基础设施包括充足的铁路装车设施、电力传输设施、尾矿设施、产品储存设施、工艺设施、天然气管道和分配设施以及供水管道、处理和分配设施。Granger网站还有充足的建筑可供办公室、实验室、更衣室、仓库和维修店使用。
由于韦斯特瓦科工厂和格兰杰工厂都已运营多年，运营这些设施所需的所有许可证都已到位。WestVaco矿场占地约36,000英亩，其中加工、支持设施以及尾矿和蒸发池占地约2,600英亩。Granger设施包括约16,000英亩许可英亩，其中加工、支持设施以及尾矿和蒸发池占地约1,800英亩。WDEQ是与我们的运营相关的环境许可证的主要发行人，包括空气质量许可证、采矿和填海许可证，以及III类和V类地下注水控制许可证。对于每个设施，根据我们的采矿计划以及有关采矿许可和许可的联邦、州、省和地方法规规定，在正常业务过程中根据需要获得许可证、许可证和批准。没有任何未决的违规行为或命令会阻碍工厂和矿山的继续运营。这包括空气、陆地、地表水和地下水、饮用水、野生动物和废物。已核准的填海计划已经到位，并有保证金，韦斯特瓦科工地约5400万美元，格兰杰工地约2800万美元。根据我们的历史许可经验，我们预计能够继续获得必要的采矿许可证和批准，以支持历史生产率。
在我们怀俄明州的物业，我们同时使用机械开采和盐水开采来开采TRONA矿石：
•特罗纳矿石的干法开采。我们通过机械化的、连续的采矿方法从我们的WestVaco地下矿山中提取TonA矿石。我们目前的地下干式矿山生产来自Trona 17层，这是一个近水平的层，厚度约10英尺，距离地面1,500-1,650英尺深。矿石主要由我们的单一长壁采矿机从平行巷道和连接的交叉采矿法的广泛网络中提取，即所谓的房柱式采矿，以及长壁采矿。长壁矿工从连续的矿板上剪切下来，这些矿板落在传送带上，运送到垂直提升竖井。与其他干燥采矿技术相比，长壁采矿提供了更高的回收率，从而延长了矿山寿命。进入和通风我们的长墙所需的“隧道”的开发是通过主要由我们的钻探矿工船队完成的房柱式采矿。矿石是
它被运送到地下的两个吊装作业，在那里垂直移动约1,600英尺到地面，并被直接带到我们的加工设施或储存在两个室外库存中供未来消费。
•二次回收卤水开采。我们使用二次回收技术在WestVaco和Granger两个地点对Trona进行盐水(溶液)开采。我们的二次回收采矿始于从我们的运营中回收水流和从干法开采的Trona处理过程中剩余的非trona固体(“不溶性”)。水和一些不溶物质通过多个井注入我们韦斯特瓦科和格兰杰两个地点的旧的干燥矿井。当水流经旧的工作面时，不溶物会沉淀下来，溶解之前干开采时留下的碳酸钠和碳酸氢钠。使用多个泵送系统将浓缩后的卤水泵送到地面进行处理。
我们的矿物回收由四个加工厂组成，分别位于韦斯特瓦科和格兰杰两个地表地点生产纯碱。
干法开采和卤水开采的纯碱在我们的韦斯特瓦科工厂加工成纯碱，位于我们的韦斯特瓦科毗连租赁区的边界内，涉及多条加工线、蒸汽发电设施、蒸发池、备件仓库、维修店以及工程、生产和支持人员的办公室。韦斯特瓦科矿场的矿物回收包括三个工厂：Sesqui工厂、Mono工厂和蒸发、石灰、十水结晶和一水结晶(“ELDM”)工厂。
我们的Sesqui和Mono工厂将干法开采的Trona加工成苏打灰。粉碎、溶于水、过滤和结晶技术用于生产所需的最终产品。Mono工厂由两条独立的生产线组成，生产纯碱。Mono I于1972年5月开始运行，而Mono II于1976年1月启动。在Mono工厂，矿石在溶解之前被加热焙烧，通过去除水和二氧化碳将Trona处理成苏打灰。最后一个使用蒸汽的焙烧步骤从Mono工艺中产生稠密的纯碱产品。塞斯基工厂是韦斯特瓦科工厂建造和运营的第一座纯碱工厂。在我们的Sesqui工厂，焙烧是在工艺结束时进行的，产生的轻密度纯碱是希望提高吸收率的应用的首选。Sesqui工艺还具有生产精制倍半碳酸钠(我们以S-Carb®和Sesqui®™的名称销售)的能力，用于动物饲料配方以及清洁和个人护理应用中的缓冲。
我们的ELDM工厂建于1995年，并于1996年开始运营。我们以盐水为基础的ELDM工厂使用尾矿回水作为纯碱生产的饲料来源。在我们的ELDM操作中，溶液开采的纯碱卤水被加工成稠密的纯碱。生产纯碱的步骤类似于干开采过程，不同的是粉碎和溶解步骤被省去了，因为在离开矿井时，纯碱已经在水溶液中。
图2.4 WestVaco Surface生产设施
WestVaco工厂还拥有一家工厂，从Sesqui工厂的中间产品生产食品、饲料和药用级碳酸氢钠。西瓦科工厂生产的50%苛性碱用于商业销售，来自Mono工厂的中间产品。
韦斯特瓦科矿场70多年来一直以盈利的方式成功开采和加工Trona矿石。在此期间，资本已酌情支出，以维持在当前生产和运营成本水平下的运营。我们计划随着时间的推移更换设备和设施所需的资本支出，以维持生产和运营成本。我们相信，韦斯特瓦科工厂及其作业设备保持在良好的工作状态。
溶液开采的Trona卤水在格兰杰工厂加工成纯碱，该工厂位于格兰杰毗连租赁区的边界内，涉及多条加工线、蒸汽发电设施、蒸发池、备件仓库、维修店以及工程、生产和支持人员的办公室。生产纯碱的步骤类似于干开采过程，不同的是粉碎和溶解步骤被省去了，因为在离开矿井时，纯碱已经在水溶液中。
图2.5。格兰杰地面生产设施
格兰杰矿场已成功开采和加工了35年有利可图的TRONA矿石。在此期间，资本已酌情支出，以维持在当前生产和运营成本水平下的运营。格兰杰优化项目正在进行中，升级后的运营计划于2023年下半年开始。资本支出通常用于维持生产和运营成本，但格兰杰优化项目的部分剩余资本除外。我们相信，格兰杰工厂及其操作设备保持在良好的工作状态。
截至2022年12月31日和2021年12月31日，WestVaco和Granger网站的总账面价值分别约为15.28亿美元和14.39亿美元。
在许多情况下，市场需求推动了年产量，因此实际产量可能低于工厂产能。下表显示了截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的财年，我们的TRONA地产及其四家工厂的年产量。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 总计(以千吨为单位) | | 3,635 | | | 3,483 | | | 3,206 | |
2023年1月1日，我们重启了原有的格兰杰工厂(2020年下半年处于冷备状态)及其预计50万吨的年产能，并预计在2023年下半年完成格兰杰优化项目及其新增的75万吨年产能。
下表汇总了截至2022年12月31日的财政年度的矿产资源和储量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 面积 | | 资源类别(1) | | 百万短吨(干重) | | 等级(%Trona)(2) |
| 格兰杰相连租约 | | 测量的 | | 617 | | | 84 |
| | 已指示 | | 145 | | 89 |
| | 已测量+已指示 | | 762 | | 85 |
| | | | | | |
| 韦斯特瓦科毗连租赁区 | | 测量的 | | 1,067 | | 88 |
| | 已指示 | | 158 | | 84 |
| | 已测量+已指示 | | 1,225 | | 87 |
| | 推论 | | 4 | | 80 |
| | | | | | |
| 格兰杰非连续租赁 | | 测量的 | | 87 | | 85 |
| | 已指示 | | 60 | | 84 |
| | 已测量+已指示 | | 147 | | 85 |
| | 推论 | | 3 | | 84 |
| | | | | | |
| 总计 | | 已测量+已指示 | | 2,134 | | 86 |
| | | | | | |
| 总计 | | 测量+指示+推断 | | 2,141 | | 86 |
(1)矿产资源不包括矿产储量，详见下表。矿产资源不是矿产储备，没有证明的经济可行性。不能确定在应用修正因子后，全部或部分矿产资源将被转化为矿产储量。
(2)根据《矿产法》第11.3节所述的分析，鉴于该矿区长期不间断开采天然矿砂、天然矿砂含量的空间一致性以及不溶盐和岩盐含量总体较低，因此未对该资源应用经济边际品位。未发现床内的任何元素或化合物对通过机械或盐水(溶液)采矿方法从床中提取trona的能力有实质性影响。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| 保留区域/类型 | | 资源类别 | | 百万短吨(干重)(1) | | 等级 (%Trona)(5) | | 百万短吨(干重)(1) | | 等级 (%Trona)(5) |
| 韦斯特维科干法浸膏 | | 久经考验(2) | | 252 | | | 88 | | 257 | | | 88 |
| | 很有可能(2) | | 179 | | | 88 | | 179 | | | 88 |
| | 总储量(3) | | 431 | | | 88 | | 436 | | | 88 |
| | | | | | | | | | |
| WestVaco溶矿开采 | | 久经考验(2) | | — | | | | | — | | | |
| | 很有可能(2) | | 369 | | | 88 | | 371 | | | 88 |
| | 总储量(4) | | 369 | | | 88 | | 371 | | | 88 |
| | | | | | | | | | |
| 格兰杰解决方案挖掘 | | 久经考验(2) | | — | | | | | — | | | |
| | 很有可能(2) | | 72 | | | 85 | | 72 | | | 85 |
| | 总储量(4) | | 72 | | | 85 | | 72 | | | 85 |
| | | | | | | | | | |
| 全溶法采矿 | | 总储量(4) | | 441 | | | 88 | | 443 | | | 88 |
| | | | | | | | | | |
| 完全干法浸出--溶液采矿 | | 总储量 | | 872 | | | 87 | | 879 | | | 87 |
(1)我们的天然矿石储量是根据原地含矿材料计算的，在确定储量时，这些材料可以经济合法地提取并加工成商业产品。我们的储量估计是使用行业标准程序编制的，并经过内部和外部审查，以确保符合S-K法规第1300条。
(2)我们使用“已测量和指示的”资源作为确定已探明储量和可能储量的主要依据。我们对探明储量和可能储量的定义如下：
a.已探明的干采矿储量是指距离钻孔数据点或以前开采的最小矿石厚度为7.0英尺的区域半径0.5英里范围内的已测量储量。
b.可能的干采矿储量是指距离钻孔数据点0.5英里至1.0英里的储量，或最小矿石厚度为7.0英尺的以前开采的区域。
c.所有卤水(溶液)开采储量均根据储量估计的置信度被指定为可能储量，这些储量估计涉及卤水流动路径、可供溶解的原矿表面积以及枯竭验证方法的不准确性。它们既包括距离钻孔数据点或先前已采区域0.5英里半径范围内的测量资源，也包括距离钻孔数据点或先前已采区域0.5英里至1.0英里范围内的指示资源。卤水(溶液)开采储量不限于最低矿石厚度，而是受50英尺的光晕限制进入大型矿块，毗邻受以前干法开采影响的地区，并毗邻计划未来干法开采的地区。
(3)估计的干采矿矿石储量包括矿层内和矿层边缘未矿化物质的稀释。我们将支柱排除在干采矿储量之外，但支柱中包含的部分矿柱可通过卤水(溶液)开采来回收。我们采用133磅/立方英尺的体积密度系数来将体积转换为质量。干法开采的关键参数包括最小矿层厚度。
(4)我们的卤水(溶液)采矿矿石储量按原地报告，包括对地下残留的不溶物质的稀释。卤水(溶液)开采储量是根据我们20多年的累积二次开采卤水(溶液)开采经验开发的开采参数来计算的。关键因素包括剩余支撑柱的表面积和暴露在干采矿产生的空隙中的液态卤水中的其他天然矿化表面、溶解度和碱度数据以及预测的溶解速率。
(5)我们的矿石储量最低品位为66.2%(赋存于第15层)。矿石的其余部分由粘土、页岩和其他杂质组成。
截至2022年12月31日的财年，TRONA总储量比截至2021年12月31日的财年减少了约700万短吨，约占总储量的0.8%。
我们2021年的储备主要基于外部合格资质机构Stantec完成的一项评估，符合S-K法规1300分项的要求。
由于2022年的干矿开采，2022年底的干矿储量约为500万短吨，较2021年底的储量低1.2%。
由于2022年的卤水(溶液)开采，2022年底的卤水(溶液)开采储量约为200万短吨，比2021年年底的储量低0.5%。
我们的矿产资源和储量估计基于许多因素，包括我们采矿权覆盖的面积和数量、对我们开采率的假设(基于对长期运营矿山的预期)以及原地储量的质量。斯坦泰克于2022年底审阅了我们的数据，并确定，除了更新储量以反映2022年的矿石消费外，TRS中披露的矿产资源和储量没有重大变化，可以依赖TRS来说明2022年的储量。TRS讨论了与我们在WestVaco矿址的矿产资源和储量有关的主要假设和参数，除其他外，包括：
•对我们资源和储备的经济分析是基于2022年美元编制的，年通货膨胀率为2.5%，已应用于收入、运营成本和资本支出。
•开采和加工剩余储量的生产计划是基于矿山和加工厂的现有生产能力。
•第15层位于第17层以下约35至55英尺处，大约从2071年开始，在第17层上覆区域完成长壁开采后，可以有效地进行干法开采。
•未来的二次卤水(溶液)开采采矿量与我们WestVaco矿某些地区迄今已证实的采矿量类似。
•散装纯碱的价格是基于2020年美国地质调查局的价格，该价格被上调以确定2022年的价格，而袋装和特色产品的价格与最近的历史保持一致。
•现金生产成本包括干开采、盐水(溶液)开采、加工、特许权使用费和生产税、保险和行政成本。行政费用包括矿山管理和公司间接费用分配。其他成本包括分销、销售一般和行政成本以及研发成本。
•运营成本是根据我们的历史平均水平计算的。其他成本是基于我们对五年的估计。假设未来的成本类似，年通胀率类似于定价通胀率。模拟的地下干式采矿成本包括在大约50年内逐步淘汰长壁采矿，取而代之的是在第15层和第17层剩余区域进行钻探和连续开采。
•资本支出一般用于维持生产和运营成本。未来维持资本支出的假设类似于最近的历史和短期预测，通胀类似于产品定价的升级。
•所有租约在开采储量所需的时间内保持有效。
•所有许可证在整个经营周期内仍然有效，并且没有颁布任何新的法律，要求遵守任何会对生产或成本产生重大影响的特殊规定。
•对于位于现有租约内、但不在我们目前的采矿许可区域之外的采矿储量，将获得新的许可证和批准的采矿计划。
•在矿山和加工厂的生命周期内，将根据需要开发尾矿存储能力。
•由于我们的碱性业务出于所得税目的被构建为直通实体，因此在现金流分析中没有关于所得税的拨备。
内部控制披露
对我们的资源和储量的建模和分析是由我们的采矿人员开发的，并由包括QP在内的几个级别的内部管理和外部顾问进行审查。这些资源和储量估计的发展，包括相关的假设，是QP和我们管理层之间的合作努力。这一部分总结了我们在资源和储量分析和建模中使用的估计的内部控制考虑因素，包括假设。
在确定资源和储量以及资源和储量之间的差异时，管理层制定了具体的标准，每一项标准都必须分别符合资源或储备的资格。这些标准，如经济可行性的证明、参照点和等级，都是具体和可以达到的。QP和我们的管理层就评估资源和储量的标准的合理性达成一致。QP对使用这些标准的计算进行审查和验证。
我们的矿产储量估计基于详细的地质、岩土、矿山工程和选矿投入，以及由碱业务管理人员和技术人员开发和审查的财务模型，他们拥有与我们业务的资源、采矿和加工特征或财务业绩直接相关的多年经验。此外，我们的管理和技术人员包括一直密切参与我们每一项活跃的采矿和选矿业务的高级人员。
在为我们在怀俄明州Green River的碱业务准备储量估计时，我们遵循公认的矿业实践，并以我们在该地区地下采矿中提取天然矿石和从卤水(溶液)采矿中提取碳酸钠的长期经验为指导。对这两种技术的可采储量的估计通常与实际产量相一致，我们披露的碱性矿石储量符合S-K法规第1300条。
所有的估计都需要结合历史数据和关键假设和参数。在可能的情况下，使用了来自普遍接受的行业来源的资源和数据，如政府资源机构，以制定这些估计。
管理层还评估矿产资源和储量估计所固有的风险，例如用于支持矿山规划、查明危险并告知作业存在可开采矿藏的地球物理数据的准确性。此外，管理层意识到在评估采矿许可证、权利或权利的完整性方面可能存在的差距，或可能直接影响评估矿产资源和储量的能力或影响产量水平的法律或法规变化所带来的风险。高估储量所固有的风险在被披露时可能会影响财务业绩，例如基于矿山寿命估计的摊销变化。
QP没有遵守样本安全措施、质量控制和保证(“QAQC”)的文件。然而，鉴于在勘探样点内和附近成功地进行了第17层和第20层的地下干法开采，以前的采样方法、样品安全、分析方法和内部QAQC措施似乎满足了WestVaco矿场和Granger矿场采矿作业历史上成功进行矿山规划的要求。
项目3.法律诉讼
我们不时地卷入与我们的业务相关的各种索赔、诉讼和行政诉讼。在我们看来，这类诉讼的最终结果(如果有的话)预计不会对我们的财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。看见注21在项目8中列入我们的合并财务报表。
美国证券交易委员会法规S-K第103项要求，当政府主管部门是诉讼的一方，并且此类诉讼涉及我们有理由相信将超过指定门槛的潜在金钱制裁时，披露某些环境事项。根据美国证券交易委员会最近对这一项目的修正，我们将使用100万美元的门槛进行此类诉讼。我们相信，这一门槛的合理设计是为了披露对我们的业务或财务状况具有重大意义的环境诉讼。应用这一门槛，在这段时间内没有环境问题需要披露。
项目4.矿山安全信息披露
有关我们位于怀俄明州格林河的矿山的矿山安全和其他监管行动的信息包含在本10-K表格的附件95中。
第II部
项目5.注册人普通股、相关单位持有人事项和发行人购买股权证券的市场
我们的A类普通单位在纽约证券交易所或纽约证券交易所上市，代码为“Gel”。
截至2023年2月23日，我们有122,539,221个A类普通单位未偿还。截至2022年12月31日，我们共同单位的收盘价为10.21美元，我们的A类共同单位约有28,000名创纪录的持有者，其中包括通过经纪人“以街头名义”拥有单位的持有者。此外，我们还发行了25,336,778个A类可转换优先股，但尚未建立公开交易市场。
对于每个会计季度，可用现金通常是指季度末手头的所有现金：
•减去我们的普通合伙人在其合理酌情决定权下确定为必要或适当的现金储备额，以：
•为我们的业务提供适当的运作方式；
•遵守适用法律、我们的任何债务工具或其他协议；或
•在接下来的四个季度中的任何一个或多个季度为我们的单位持有人提供分配资金；
•加上确定本季度营运资本借款可用现金之日的所有手头现金。营运资金借款通常是指根据我们的高级担保信贷安排进行的借款，在所有情况下都仅用于营运资金目的或向合作伙伴支付分派。
可用现金的完整定义载于我们的合伙协议及其修正案中，通过引用将其并入本10-K表格中作为展示。
见第7项。“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--流动资金和资本资源--支付给单位持有人的资本支出和分配”注11关于我们的分配限制的进一步信息，请参阅项目8中的综合财务报表。见第12项。有关根据股权补偿计划授权发行的证券的信息，请参阅“某些受益所有人的担保所有权和管理层及相关单位持有人事项”。
项目6.选定的财务数据
没有。
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
引言
我们是一家以增长为导向的MLP，于1996年在特拉华州成立。我们的普通股在纽约证券交易所(NYSE)交易，股票代码为“Gel”。我们是(I)为墨西哥湾和墨西哥湾沿岸地区的大片原油和天然气行业提供一整套中游服务(主要是运输、储存、脱硫、调合、终止和加工)的供应商，(Ii)世界领先的天然纯碱生产商之一。我们为炼油商、原油和天然气生产商以及工商企业提供一整套服务，并拥有多样化的资产组合，包括管道、海上枢纽和连接平台、炼油厂相关工厂、储油罐和码头、轨道车、铁路卸货设施、驳船和其他船只以及卡车。我们业务的另一个核心重点是我们在怀俄明州的勘探、采矿、加工、生产、营销和销售业务(我们的碱业务)。我们的碱业开采和加工纯碱，从中生产天然纯碱，也称为碳酸钠(Na2公司3)，是福莱特玻璃、容器玻璃、干洗剂和各种化学品等工业产品的基本构件，已有70多年的运营历史。
《管理层的讨论和分析》包括以下各节：
•2022年成果概览
•最近的发展和举措
•经营成果
•其他合并结果
•财务措施
•流动性与资本资源
•担保人财务信息摘要
•关键会计估计
•近期会计公告
2022年成果概览
我们报告了2022年可归因于Genesis Energy，L.P.的净收益为7550万美元，而2021年可归因于Genesis Energy，L.P.的净亏损为1.651亿美元。
Genesis Energy，L.P.2022年的净收入受到以下因素的影响：(I)与2021年相比，部门利润率增加了1.523亿美元(其中包括与我们以前拥有的Nejd管道相关的7000万美元现金收入，不包括在营业收入中，有关我们经营部门业绩的更多细节，请参见下文“经营业绩”)；(Ii)折旧、损耗和摊销费用减少1350万美元，利息支出减少760万美元(更多细节见下文“经营业绩”)；以及(Iii)在2022年全年从公开市场上回购我们的某些优先无担保票据获得的860万美元债务收入的注销，这笔收入记在“其他费用，净额”中。此外，我们在2022年因与A类可转换优先股相关的嵌入衍生品的估值产生了1860万美元的未实现(非现金)亏损，而2021年在“其他费用，净额”中记录的未实现(非现金)亏损为3090万美元。这些增长被更高的净收入部分抵消，我们将净收入归因于2022年我们的非控股权益，这是我们在2021年第四季度出售了我们在印章管道中36%的权益的结果。
2022年期间来自经营活动的现金流为3.344亿美元，而2021年为3.38亿美元。这一减少主要归因于2021年期间，包括与我们以前拥有的Nejd管道相关的7,000万美元现金收入，并计入运营活动的现金流和我们营运资金需求的变化。这些被2022年报告的较高的部门利润率所抵消。
与2021年2.039亿美元的未计提准备金前可用现金相比，2022年未计提准备金前可用现金(定义见下文“财务措施”)增加1.487亿美元至3.526亿美元，这主要是由于分部利润率增加所致，这将在下文“经营业绩”中进一步讨论。有关准备金前可用现金的其他信息，请参阅下文“财务措施”。
2022年业务利润率为7.701亿美元，较2021年增加1.523亿美元。我们目前通过四个部门管理我们的业务，这四个部门构成了我们的可报告部门-海上管道运输、钠
矿产和硫磺服务、陆上设施和运输以及海上运输。关于我们部门业绩和其他成本的更详细讨论包括在下面的“经营业绩”中。
分派给单位持有人
2023年2月14日，我们支付了与2022年第四季度相关的每普通单位0.15美元的分配。
关于我们的A类可转换优先股，我们宣布每单位季度现金分配为0.9473美元(或按年率计算为3.789美元)。这些分配于2023年2月14日支付给2023年1月31日收盘时登记在册的单位持有人。
最近的发展和举措
我们的主要目标是产生和增长稳定的自由现金流，继续去杠杆化我们的资产负债表，同时坚定不移地致力于安全和负责任的运营，以及继续推进和整合我们的环境、社会和治理(ESG)计划。我们认为以下内容对于实现我们的目标非常重要：
•通过不需要我们额外投资的长期合同商业机会，包括Argos(计划于2023年首产)和King‘s Quay(2022年第二季度开采第一批石油，已增至每天超过100,000桶油当量)浮式生产系统的产量，我们在墨西哥湾现有的海上资产上获得了新的和更多的产量。
•来自墨西哥湾长期合同离岸商业机会的新产量，包括Sherandoah开发项目，它将连接到我们的SYNC管道(目前正在建设中)，并进一步下游到我们的CHOPS管道(我们目前正在扩大产能的过程中)，以及Salamanca浮动生产系统，它将连接到我们现有的SEKCO管道，进一步向下游输送到我们现有的管道网络。这些开发项目及其相关数量预计将在2024年底和2025年上线。
•通过于2023年1月1日恢复原来的格兰杰工厂及其约500,000吨的年产量，并投资于我们的格兰杰优化项目，提高纯碱的产能，该项目计划于2023年下半年开始第一次生产，并在随后的9至12个月内逐步提高到每年750,000吨的设计产能。
•对纯碱的需求持续增加(包括预期参与能源转型)。
根据我们的高级担保信贷安排，我们继续拥有可观的可用借款能力，这将使我们能够与我们如上所述不断增加的运营自由现金流相结合，为我们的高回报资本项目提供资金，包括我们的格兰杰优化项目、我们的同步管道以及我们现有的CHOP管道的扩展(所有这些都将在下文进一步讨论)，这将提供未来的现金流，以继续进一步降低我们的资产负债表的杠杆率。
离岸增长承诺和资本项目
在2022年期间，我们达成了最终协议，为两个独立的深水开发项目100%的原油生产提供运输服务，这两个项目的总生产能力约为每天160,000桶。结合这些协议，我们预计将花费约6.5亿美元的总资本支出(或我们的所有权权益净额约5.5亿美元)：(I)扩大CHOPS管道的现有能力；以及(Ii)建设一条新的、100%拥有、约105英里、直径20英寸的原油管道(“SYNC管道”)，将其中一个开发项目与我们在墨西哥湾的现有资产足迹连接起来。我们计划按照产油国实现首次石油生产的计划完成建设，目前预计在2024年底或2025年。生产者协议包括长期收取或支付的安排，因此，我们能够获得项目完成信贷，以便在整个建设期内计算我们的高级担保信贷安排下的杠杆率。
格兰杰生产设施扩建
2019年9月23日，我们在发行Alkali Holdings优先股的同时宣布了格兰杰优化项目。GOP的预计完工日期为2023年下半年，扩建预计将使我们在Granger工厂的年产量增加约750,000吨，同时还将降低我们每吨生产的固定成本。
发行我们的Alkali Holdings优先股所获得的收益有助于为GOP的预期成本提供资金。在2021年第四季度，我们决定为剩余的建设成本提供资金
通过我们内部产生的自由现金流和我们高级担保信贷安排下的可用性来完成GOP所需的资金，随后，如上所述，赎回了Alkali Holdings的未偿还优先股。
经营成果
在接下来的讨论中，我们将重点介绍我们的收入、成本和支出，以及我们用来管理业务和审查运营结果的两个指标--部门利润率和准备金前的可用现金。分部利润率和未计提准备金前可用现金的定义见下文“财务措施”一节。
收入、成本和支出
截至2022年12月31日的一年，我们的收入比截至2021年12月31日的年度增加了6.635亿美元，增幅为31%，我们的成本和支出(不包括2022年出售资产的收益)增加了4.642亿美元，增幅为23%，营业收入(亏损)净增1.993亿美元。2022年我们营业收入的增长主要是由于我们的钠矿物和硫磺服务部门的运量和定价增加，以及我们的海运部门的利用率和日费率增加，以及2022年期间折旧、损耗和摊销的减少。
我们的大部分收入和成本来自于原油营销业务中的原油买卖(包括陆上设施和运输部门)、与碱业务相关的收入和成本(包括钠矿物和硫磺服务部门)以及与海上管道运输部门相关的收入和成本。我们在下面更详细地描述对我们每项业务的收入和成本的影响。
由于与我们的原油营销业务有关，纽约商品交易所(NYMEX)西德克萨斯中质原油的平均收盘价上涨了约39%至每桶94.90美元2022年为每桶68.14美元，而2021年为每桶68.14美元。我们预计原油价格的变化将继续按比例影响我们购买和销售原油和石油产品的收入和成本，对分部利润率、净收益(亏损)和准备金前可用现金的直接影响最小。我们通过广泛使用收费服务合同、背靠背买卖安排和套期保值，限制了我们在原油和石油产品业务中的直接大宗商品价格敞口。因此，原油价格的变化将按比例影响我们的收入和成本，对我们部门利润率的净影响不成比例地小。然而，我们确实对石油和石油产品价格的某些变化有一些间接的敞口，特别是如果这些变化是重大的和延长的。当价格在较长时间内大幅上涨时，我们对某些服务的需求往往会增加，而当价格在较长时间内大幅下降时，我们对某些服务的需求往往会减少。有关我们对大宗商品价格的某些间接敞口的更多信息，请参阅我们下面的逐个细分分析和上面题为“与我们的业务相关的风险”的上一节。
由于与我们的碱业务有关，我们的收入来自Trona的提取，以及围绕天然纯碱和其他碱性特种产品的加工和销售活动，包括倍半碳酸钠(S-Carb)和小苏打(小苏打)，并且是我们的销售价格和销售量的函数。我们向行业多元化的全球客户群销售我们的产品。我们的销售价格是在全年的不同时间和不同的持续时间签订的。我们在国际上和向ANSAC销售的数量的销售价格是本年度的合同，要么是前一年的年度合同，要么是本年度的定期合同(通常是季度合同)，而我们在国内定价和销售的数量是在不同的时间签订合同的，可以有不同的持续时间，通常是多年合同。我们的销售量可能会在不同时期波动，并取决于许多因素，其中主要驱动因素是全球市场、客户需求、经济增长和我们生产纯碱的能力。通过销售量或销售价格的波动，我们收入的正面或负面变化可能会对部门利润率、净收益(亏损)和未计准备金的可用现金产生直接影响，因为由于我们的部分成本是固定的，这些波动对运营成本的影响较小。我们的成本，其中一些是可变的，另一些是固定的，主要与纯碱(和其他碱特种产品)的加工和生产以及营销和销售活动有关。此外，成本包括与开采和提取天然矿石相关的活动，包括能源成本和员工薪酬。在我们的碱业务中，如上所述，在2022年, 与2021年相比，我们对我们的收入产生了积极的影响(对成本的影响较小)，这是因为纯碱的出口定价有利，以及经济和市场需求增加导致销售量增加。有关更多信息，请参阅下面的逐个细分市场分析。
我们的墨西哥湾近海原油和天然气管道运输和装卸业务专注于综合和大型独立能源公司，这些公司进行密集的资本投资(通常超过10亿美元)，以开发大型储油层、长期使用的原油和天然气资产。我们的收入主要来自费用，通常是以每桶为基础，我们向下游向墨西哥湾沿岸的其他管道或炼油厂运输和输送大宗商品(或在某些情况下，我们基础设施的备用能力)收取费用。我们海上管道上的托运人大多是综合性的大型独立能源公司，它们的生产非常适合沿线的绝大多数炼油厂。
墨西哥湾沿岸。它们的大型储油层以及开发它们所需的相关管道和其他基础设施是资本密集型的，但我们认为，在大多数情况下，即使在大宗商品价格波动的环境下，经济上也是可行的。成本包括与员工薪酬和福利相关的活动、管道和管道相关基础设施的维护、市场营销以及与运营业务相关的其他可变类型费用。我们预计大宗商品价格的变化不会影响我们来自墨西哥湾近海原油和天然气管道运输和处理业务的净收入(亏损)、未计准备金前的可用现金或分部利润率，就像它们影响我们从原油和石油产品购买和销售获得的收入和成本一样。
除了上文讨论的原油营销业务、碱业务和海上管道运输和装卸业务外，我们还继续经营其他核心业务，包括硫磺服务业务和主要位于美国墨西哥湾沿岸地区的以陆上炼油厂为中心的业务，这些业务专注于主要为炼油商提供一整套服务。炼油商是我们陆上原油管道运输量的约98%的托运人，而炼油商合同约占我们内陆海上驳船收入的90%，这些驳船主要用于在炼油综合设施之间运输中间精炼产品(而不是原油)。
此外，我们的某些运营成本在不同时期之间的变化，例如与我们的钠矿物和硫磺服务、海上管道和海运部门相关的成本，与原油价格没有直接关系。下面，我们将在逐个细分市场的分析中更详细地讨论其中某些成本。
以下是对我们业务结果的更多详细讨论，重点是部门利润率和其他成本，包括一般和行政费用、折旧、损耗和摊销、资产出售收益、利息支出和所得税。
分部边距
在过去三年中，我们每个部门对总部门利润率的贡献如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | (单位：千) |
| 海上管道运输 | | $ | 363,373 | | | $ | 317,560 | | | $ | 270,078 | |
| 钠矿物和硫磺服务 | | 306,718 | | | 166,773 | | | 130,083 | |
| 陆上设施和交通 | | 33,755 | | | 98,824 | | | 147,254 | |
| 海上运输 | | 66,209 | | | 34,572 | | | 60,058 | |
| 分部毛利合计 | | $ | 770,055 | | | $ | 617,729 | | | $ | 607,473 | |
截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度比较
海上管道运输管段
我们近海管道运输段的运营结果和体积数据如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | 2022 | | 2021 |
| | (单位：千) |
| 海上原油管道收入，净额为我们的所有权权益，不包括非现金收入 | | $ | 287,318 | | | $ | 264,690 | |
| 海上天然气管道收入，不包括非现金收入 | | 46,660 | | | 41,776 | |
| 海上管道运营成本，扣除我们的所有权权益，不包括非现金费用 | | (75,811) | | | (71,812) | |
来自股权投资的分配(1) | | 73,206 | | | 82,906 | |
来自不受限制的子公司的分配(2) | | 32,000 | | | — | |
| 近海管道运输区段裕度 | | $ | 363,373 | | | $ | 317,560 | |
| | | | |
| 体积数据100%基数： | | | | |
| 原油管道(除非另有说明，否则平均日产量)： | | | | |
| 排骨 | | 207,008 | | | 189,904 | |
| 波塞冬 | | 257,444 | | | 263,169 | |
| 奥德赛 | | 84,682 | | | 114,128 | |
GOPL(3) | | 6,964 | | | 7,826 | |
| 总原油海上管道 | | 556,098 | | | 575,027 | |
| | | | |
| | | | |
| 天然气运输量(MMBtus/天) | | 343,347 | | | 345,870 | |
| | | | |
体积数据净额与我们的所有权利益相关(4): | | | | |
| 原油管道(除非另有说明，否则平均日产量)： | | | | |
排骨(5) | | 132,485 | | | 180,173 | |
| 波塞冬 | | 164,764 | | | 168,428 | |
| 奥德赛 | | 24,558 | | | 33,097 | |
GOPL(3) | | 6,964 | | | 7,826 | |
| 总原油海上管道 | | 328,771 | | | 389,524 | |
| | | | |
| | | | |
| 天然气运输量(MMBtus/天) | | 108,908 | | | 107,417 | |
(1)海上管道运输分部保证金包括分别于2022年和2021年按权益法入账的从我们的海上管道合资企业收到的分配。
(2)2022年海上管道运输部门利润率包括从我们的不受限制的子公司独立中心有限责任公司收到的与出售我们80%拥有的平台资产相关的3200万美元的分配。
(3)我们的一家全资子公司(Gel Offshore Pipeline，LLC或“GOPL”)拥有我们在尤金岛管道系统的不可分割的权益。
(4)销售量是我们全年有效所有权权益的乘积，包括所有权权益的变化，乘以给定年度的相关吞吐量。
(5)2021年11月17日，我们剥离了我们印章管道36%的少数股权。2021年的业务量代表我们在2021年至2021年11月16日期间的100%所有权，以及我们在2021年11月17日至2021年12月31日期间的64%所有权。
2022年海上管道运输业务利润率较2021年增加4,580万美元，增幅14%，主要是由于(I)从我们的一家不受限制的子公司独立中心有限责任公司收到的3200万美元的分配，用于出售我们80%拥有的平台资产，以及(Ii)原油和天然气活动增加，主要来自2022年4月12日在King‘s Quay FPS实现的第一批石油，这支持了Khaleesi，Mormont和Samurai油田开发项目的产量，随后产量增加，达到每天100,000桶油当量。King‘s Quay FPS是我们100%拥有的原油和天然气支线管道的终身租赁，更下游是我们64%拥有的Poseidon和CHPS原油系统，以及我们25.67%拥有的Nautilus天然气系统，用于最终输送到岸上。此外，我们2022年度的利润率得益于我们与Argos FPS相关的最低产量承诺，该FPS将处理Mad Dog 2油田开发的生产，预计将于2023年年中上线。这些增长被2022年期间运营停机水平的增加部分抵消，这主要是由于与我们的一条支线管道相关的计划外运营维护，这也影响了2022年第一季度我们下游主要管道的产量，以及2022年第四季度与我们的管道基础设施连接的多个油田的一段时间的计划外生产商停机，这些油田在年底恢复了正常运营。最后，与2021年期间相比，2022年期间受到我们所持印章所有权减少的影响，因为我们在2021年11月17日出售了36%的少数股权。
钠矿物和硫磺服务部门
我们的钠矿物和硫磺服务部门的经营业绩如下：
| | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 |
| 销售量： | | | |
| NAHS体积(干短吨“DST”) | 128,851 | | | 114,292 | |
| 纯碱销量(已售出短吨) | 3,096,494 | | | 2,994,507 | |
| 氢氧化钠(烧碱)体积(售出DST) | 90,876 | | | 84,278 | |
| | | |
| | | |
| 收入(以千为单位)： | | | |
| NAHS的收入，不包括非现金收入 | $ | 183,966 | | | $ | 128,959 | |
| NaOH(烧碱)收入 | 74,284 | | | 42,182 | |
| 与我们的碱业务相关的收入 | 896,125 | | | 696,117 | |
| 其他收入 | 8,226 | | | 4,728 | |
部门总收入，不包括非现金收入(1) | $ | 1,162,601 | | | $ | 871,986 | |
| | | |
钠矿物和硫磺服务运营成本，不包括非现金项目(1) | (855,883) | | | (705,213) | |
| | | |
| 分部边距(千) | $ | 306,718 | | | $ | 166,773 | |
| | | |
每个DST的NaOH平均指数价格(2) | $ | 1,118 | | | $ | 787 | |
(1)合计是指合并后公司内部冲销前的外部收入和成本。
(2)资料来源：IHS化学公司。
2022年钠矿物和硫磺服务部门的利润率比2021年增加了1.399亿美元，增幅为84%。这一增长主要是由于2022年我们的碱业务更有利的出口和国内定价以及更高的销售量，以及我们的炼油服务业务更高的NAHS销售量。在我们的碱业务中，由于全球经济复苏以及纯碱在日常终端产品(包括太阳能电池板)以及碳酸锂和氢氧化锂的生产中的持续应用，我们继续看到需求的强劲改善和增长，这两种产品是锂电池的组成部分，预计将在预期的能源转型中发挥重要作用。这种持续的需求，再加上近期纯碱供应持平或略有下降，导致整体供需平衡收紧，为我们的吨创造了更高的价格环境，并在2022年增加了对分部利润率的贡献。我们预计2023年的加权平均销售价格将超过2022年的价格。此外，我们于2023年1月1日成功地重新启动了我们原来的格兰杰生产设施，并仍在按计划在2023年下半年完成我们的格兰杰优化项目，这意味着我们的年产量增加了75万吨
期待着加速前进。在我们的炼油服务业务中，由于全球经济持续复苏导致我们的矿业客户需求增加，以及在铜的开采中使用NaHS，我们在2022年的NaHS销售量和这些销售量的相应定价都有所增加，而NaHS用于预期能源过渡的关键部分的产品中。
陆上设施和运输部门
我们的陆上设施和运输部门利用一套完整的管道和码头、卡车和驳船，代表生产商、炼油商和其他客户促进原油和成品油的运输。这一部分包括主要在美国墨西哥湾原油市场运营的原油和成品油管道、码头和铁路卸货设施。此外，我们利用我们的卡车运输车队，支持购买和销售收集和批量购买的原油，以及购买和销售成品油。通过这些资产，我们为客户提供全套服务，包括截至2022年12月31日的以下服务：
•便利原油从生产商到炼油厂和从我们的码头以及第三方拥有的码头通过管道运输到炼油厂；
•通过卡车和管道往返于生产商和炼油厂的原油和成品油；
•原油、中间成品油和成品油的储存和调合；
•从井口购买/出售和/或将原油运输到最终用于炼油的市场；
•从炼油厂购买产品，将这些产品运输到我们的一个码头，将这些产品混合成符合我们客户要求的质量，并向批发市场销售这些产品(主要是燃料油、沥青和其他重质精炼产品)；以及
•在我们的铁路原油终点站卸货。
我们还可以利用我们的码头设施，利用期货溢价市场条件进行原油收集和销售，并利用原油和石油产品不时出现的地区机会。
尽管原油被认为是一种有点同质的大宗商品，但许多炼油商对他们加工的原油原料的质量非常挑剔。许多美国炼油厂有不同的配置和产品板岩，要求原油具有特定的特征，如重力、硫含量和金属含量。炼油厂评估获得、运输和加工其首选原料的成本。这一特殊性为我们提供了机会，帮助我们业务区的炼油厂确定原油来源并运输符合其要求的原油。与满足炼油商要求相关的不平衡和低效率也可能为我们提供机会，利用我们的采购和物流技能来满足他们的需求。我们大多数原油采购合同中的定价包含市场价格部分和一项扣除，以支付运输成本并为我们提供保证金。合同有时包含等级差异，其中考虑了原油的化学成分及其对不同客户的吸引力。通常，原油销售合同中的定价将由市场价格组成部分和品级差异组成。个人交易的利润率取决于我们管理运输成本和利用等级差异的能力。
我们陆上设施和运输部门的经营业绩如下：
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| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | 2022 | | 2021 |
| | (单位：千) |
| 收集、营销和物流收入 | | $ | 890,719 | | | $ | 651,097 | |
原油和一氧化碳2管道关税和收入 | | 31,822 | | | 35,303 | |
来自不受限制的子公司的分配不包括在收入中(1) | | — | | | 70,000 | |
原油和产品成本，不包括衍生品交易的未实现收益和损失 | | (828,933) | | | (584,880) | |
运营成本，不包括长期激励薪酬的非现金费用和其他非现金费用 | | (66,400) | | | (60,992) | |
| 其他 | | 6,547 | | | (11,704) | |
| 分部边距 | | $ | 33,755 | | | $ | 98,824 | |
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| 体积数据(除非另有说明，否则平均Bbls/天)： | | | | |
| 陆上原油管道： | | | | |
| 德克萨斯州 | | 90,562 | | | 65,918 | |
| 杰伊 | | 6,601 | | | 7,941 | |
| 密西西比州 | | 5,725 | | | 5,206 | |
路易斯安那州(2) | | 94,389 | | | 99,927 | |
| 陆上原油管道总数 | | 197,277 | | | 178,992 | |
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| 原油和石油产品销售总额 | | 24,643 | | | 24,239 | |
铁路卸货量(3) | | 10,834 | | | 11,782 | |
(1)2021年包括从我们之前拥有的Nejd管道收到的7000万美元的现金支付总额，不包括在收入中，根据我们的优先担保信贷协议，这被定义为不受限制的子公司。
(2)截至2022年和2021年12月31日的年度的日总量分别包括28,850和32,526桶/天的中间成品油，以及与我们的巴吞鲁日港码头管道相关的原油/天分别为53,459和55,363桶/天。
(3)包括在所有铁路设施卸货的总桶数。
与2021年相比，2022年我们陆上设施和运输部门的分部利润率下降了6510万美元，降幅为66%。这一下降主要是由于2021年，包括与我们之前拥有的Nejd管道相关的7000万美元的现金收入。这一下降部分被我们德克萨斯州管道2022年的运量增加所抵消，该管道是墨西哥湾生产的各种等级原油的目的地，包括通过我们64%拥有的CHOPS管道运输的原油。
海上运输部门
在我们的海运部门，我们拥有一支91艘驳船(82艘内陆和9艘近海)的船队，总运输能力为320万桶，42艘推/拖船(33艘内陆和9艘近海)，以及一艘33万桶的远洋油轮--美国凤凰号。我们海运部门的经营业绩如下：
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 |
| 收入(以千为单位)： | | | |
| 内陆货运收入 | $ | 105,583 | | | $ | 73,465 | |
| 离岸货运收入 | 87,587 | | | 68,703 | |
其他转账收入(1) | 100,125 | | | 48,659 | |
| 部门总收入 | $ | 293,295 | | | $ | 190,827 | |
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运营成本，不包括长期激励薪酬的非现金费用和其他非现金费用(1) | $ | 227,086 | | | $ | 156,255 | |
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| 分部边距(千) | $ | 66,209 | | | $ | 34,572 | |
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机队利用率：(2) | | | |
| 内河驳船使用率 | 98.6 | % | | 81.9 | % |
| 近海驳船利用率 | 96.9 | % | | 95.9 | % |
(1)根据我们的某些海运合同，我们向客户“重新收费”，以支付我们的部分营运成本。
(2)利用率以一年365天为基础，并根据计划停机时间和干船坞进行了调整。
2022年海洋运输部门利润率比2021年增加了3160万美元，增幅为92%。这一增长主要是由于较高的使用率，我们的内陆和离岸机队在本年度结束时的使用率为100%，以及更高的日间费率，包括2022年的M/T美国凤凰号。在整个2022年，由于炼油厂利用率的恢复以及缺乏新的类似类型船舶的供应(主要是由于建造成本上升)以及市场上较旧的船舶退役，对我们的驳船服务的需求有所增加。这些因素也导致了我们服务的现货和定期费率的整体增加。这些增长被M/T美国凤凰号部分抵消。虽然与2021年相比，M/T American Phoenix在2022年全年的日间费率更高，但它对我们部门利润率的贡献受到了负面影响，因为它在2022年7月21日至2022年9月16日期间进入了计划中的强制性监管停靠码头。干船坞完成后，M/T American Phoenix重新开始租用，目前与投资级客户的合同将持续到2023年底，价格比2022年更优惠。
其他成本、利息和所得税
一般和行政费用
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| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | 2022 | | 2021 |
| | (单位：千) |
| 未单独列出的一般费用和行政费用如下： | | | | |
| 公司 | | $ | 47,306 | | | $ | 43,329 | |
| 细分市场 | | 3,674 | | | 4,162 | |
| 基于长期激励的薪酬计划费用 | | 8,279 | | | 4,748 | |
| 与业务发展活动和增长项目相关的第三方成本 | | 7,339 | | | 8,946 | |
| 一般和行政费用总额 | | $ | 66,598 | | | $ | 61,185 | |
2022年至2021年期间，一般和行政费用总额增加了540万美元。增加的主要原因是与我们的长期激励薪酬计划相关的成本增加，这是用于评估我们的未偿还奖励的假设的结果，以及2022年公司一般和行政成本的增加。
折旧、损耗和摊销费用 | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | 2022 | | 2021 |
| | (单位：千) |
| 折旧和损耗费用 | | $ | 285,302 | | | $ | 298,953 | |
| 摊销费用 | | 10,903 | | | 10,793 | |
| 折旧、损耗和摊销费用合计 | | $ | 296,205 | | | $ | 309,746 | |
2022年至2021年期间，折旧、损耗和摊销费用总额减少了1350万美元。折旧和损耗费用的减少主要是由于我们的某些非核心海上天然气资产的估计时间和成本的更新导致我们的某些资产报废义务资产在2021年加速折旧。
利息支出，净额
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| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | 2022 | | 2021 |
| | (单位：千) |
| 利息支出、高级担保信贷安排(包括承诺费) | | $ | 10,980 | | | $ | 22,287 | |
| 利息支出，碱性优先担保票据 | | 15,811 | | | — | |
| 利息支出，优先无担保票据 | | 209,001 | | | 206,352 | |
| 债务发行成本、溢价和贴现摊销 | | 8,479 | | | 9,452 | |
| 资本化利息 | | (18,115) | | | (4,367) | |
| 利息支出，净额 | | $ | 226,156 | | | $ | 233,724 | |
2022年至2021年期间，净利息支出减少760万美元，主要是由于与我们的高级担保信贷安排相关的利息支出减少和资本化利息增加。我们高级担保信贷安排利息支出的减少是由于2022年全年未偿还余额减少，原因是：(I)我们在2021年4月额外发行我们的2027年票据本金总计2.5亿美元的收益；(Ii)2021年11月出售我们的印章管道中的非控股权的收益；以及(Iii)我们在2022年5月发行我们的Alkali优先担保票据所获得的收益超过了用于赎回我们的Alkali Holdings优先股的资金，所有这些资金都用于偿还我们的优先担保信贷安排下的未偿还余额。此外，由于我们与GOP和我们的离岸成长型基本建设项目相关的资本支出增加，我们在2022年有更高的资本化利息，这两个项目都是由内部提供资金的。
所得税费用
我们的部分业务由全资拥有的公司子公司拥有，这些子公司作为公司应纳税。因此，我们记录的所得税支出的很大一部分与这些公司的运营有关，并将根据我们从这些公司获得的收入或亏损的百分比，在不同时期作为我们税前收入的百分比而变化。我们记录的所得税费用余额涉及对我们的业务征收的国家税收，这些税收根据公认会计原则被视为所得税和外国所得税。
其他合并结果
截至2022年12月31日的年度净收益包括我们之前确认的与A类可转换优先股相关的嵌入衍生品估值的未实现亏损1860万美元，还包括与公开市场回购和某些优先无担保票据的清偿相关的860万美元债务收入的注销。这两个数额都包括在综合业务报表的“其他、费用、净额”内。此外，截至2022年12月31日的年度净收入包括在综合经营报表的“出售资产损失(收益)”中记录的4,000万美元的收益，其中800万美元，即20%，可归因于我们的非控股股东，与以4,000万美元的毛收入将我们的独立中心平台出售给墨西哥湾的一个生产商集团有关。
截至2021年12月31日的年度净亏损包括与A类可转换优先股相关的嵌入衍生产品估值的未实现亏损3,080万美元，包括在综合经营报表中的“其他费用，净额”。
本10-K表格中略去了对截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度的经营业绩的讨论。这一讨论可以在我们之前提交的2021年10-K表格中找到，该表格于2022年2月24日提交给美国证券交易委员会。
非公认会计准则财务指标
一般信息
为了帮助评估我们的业务，这份Form 10-K年度报告包括了非公认会计原则(“非公认会计原则”)对准备金前可用现金的财务衡量。我们还将部门总利润率作为非公认会计准则的衡量标准进行列报。我们的非GAAP衡量标准可能无法与其他公司的类似名称衡量标准相比较，因为此类衡量标准可能包括或排除其他特定项目。所附附表提供了这些非公认会计准则财务计量与其根据美利坚合众国公认会计原则计算的最直接可比财务计量之间的对账。可归因于Genesis Energy，L.P.的净收入(亏损)与总部门利润率的对账包括在我们的部门披露中注13我们的非GAAP财务计量不应被视为(I)作为GAAP流动性或财务业绩计量的替代措施，或(Ii)在任何特定情况下非常重要；它们应与其他定量和定性信息一起在广泛的背景下考虑。我们的准备金前可用现金和部门总利润率指标只是不时考虑的相关数据点中的两个。
在评估我们的业绩并就我们未来的方向和行动做出决定(包括进行可自由支配的付款，如季度分配)时，我们的董事会和管理团队可以获得各种历史和预测的定性和定量信息，例如我们的财务报表；运营信息；各种非GAAP指标；内部预测；信用指标；分析师意见；业绩、流动性和类似指标；收入；我们的现金流预期；以及一些同行的某些信息。此外，我们的董事会和管理团队会不时分析各种因素，并给予不同的权重。我们认为，投资者可以从管理层、贷款人、分析师和其他市场参与者使用的相同金融措施中受益。我们试图提供足够的信息，以使每个个人投资者和其他外部用户能够就我们的行动得出她/他自己的结论，而不会提供太多信息来压倒或迷惑这些投资者或其他外部用户。我们的非GAAP财务指标不应被视为GAAP指标的替代，如净收益、营业收入、经营活动现金流或任何其他GAAP流动性或财务业绩指标。
分部边距
我们将分部利润率定义为收入减去产品成本、运营费用以及分部一般和行政费用(所有这些都是扣除我们的非控股股东的影响)，加上或减去适用的精选项目(定义如下)。尽管我们不一定认为我们的所有精选项目都是非经常性的、不常见的或不寻常的，但我们相信对这些精选项目的了解对于评估我们的核心运营业绩非常重要。我们的首席运营决策者(我们的首席执行官)根据各种衡量标准评估部门业绩，包括部门利润率、相关部门的业务量和资本投资。
可归因于Genesis Energy，L.P.的净收入(亏损)与总部门利润率的对账包括在我们的部门披露中注13在项目8中列入我们的合并财务报表。
未计提准备金前的可用现金
用途、用途和定义
准备金前可用现金，通常被其他人称为可分配现金流，是整个投资界在公开交易合伙企业方面使用的一种量化标准，通常被管理层和财务报表的外部使用者，如投资者、商业银行、研究分析师和评级机构用作补充财务措施，以帮助评估，除其他外：
(一)本公司资产的财务表现；
(2)我们的经营业绩；
(3)潜在项目的可行性，包括与中游能源行业其他公司相比，我们的现金和另类资本投资的整体回报；
(4)我们的资产有能力产生足够的现金，以满足某些非酌情现金需求，包括支付利息和某些维护资本需求；以及
(5)我们支付某些可自由支配款项的能力，例如对我们的首选和共同单位的分配、增长资本支出、某些维护资本支出和提前偿还债务。
我们将准备金前可用现金(“准备金前可用现金”)定义为扣除其他非现金收入、费用、收益、亏损和费用(包括任何资产处置损失)后，可归因于Genesis Energy、L.P.扣除利息、税项、折旧、损耗和摊销(包括减值、注销、增值和类似项目)的净收益(亏损)，加上或减去我们认为不能反映我们核心经营业绩的某些其他精选项目(统称为“精选项目”)，按某些项目进行调整，其中最重要的是在相关报告期内使用的维护资本之和。支付给A类可转换优先股持有人的净利息支出、现金税费和现金分配。虽然我们不一定认为我们的所有精选项目都是非经常性的、不常见的或不寻常的，但我们相信，了解这些精选项目对于评估我们的核心运营业绩非常重要。下文列出了相关报告期内最重要的精选项目。
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| | | 截至的年度
十二月三十一日， |
| | | 2022 | | 2021 |
| I. | 适用于所有非GAAP衡量标准 | (单位：千) |
| 某些合同安排收到现金的时间不同(1) | | $ | 51,102 | | | $ | 15,482 | |
| 来自不受限制的子公司的分配不包括在收入中(2) | | 32,000 | | | 70,000 | |
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| 某些非现金项目： | | | | |
| 不包括公允价值套期保值的衍生产品交易的未实现损失(收益)，扣除存货价值变动(3) | | (5,717) | | | 30,700 | |
| 债务清偿损失(4) | | 794 | | | 1,627 | |
| 关于股权被投资人的调整(5) | | 21,199 | | | 26,207 | |
| 其他 | | (2,598) | | | 207 | |
| 小计选择项目，净额 | | 96,780 | | | 144,223 | |
| 二、 | 仅适用于未计提准备金的可用现金 | | | | |
| 某些交易成本(6) | | 7,339 | | | 8,946 | |
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| 其他 | | 2,208 | | | 1,398 | |
| 选定项目合计，净额 | | $ | 106,327 | | | $ | 154,567 | |
(1)指期内从客户收到现金的时间与我们在相关合同上根据公认会计原则确认的收入之间的差异。就我们的非GAAP计量而言，我们在付款期间添加这些金额，并在GAAP确认它们的期间扣除它们。
(2)2022年包括与我们80%拥有的不受限制的子公司(根据我们的信贷协议定义)独立中心有限责任公司出售独立中心平台相关的3200万美元现金收入。2021年包括与我们以前拥有的Nejd管道的本金偿还相关的7000万美元现金收入，不包括在收入中，根据我们的信贷协议，这被定义为不受限制的子公司。
(3)2022年包括我们之前记录的与A类可转换优先股相关的嵌入衍生品估值的未实现亏损1,860万美元，以及我们的商品衍生品交易估值(不包括公允价值对冲)的未实现收益2,430万美元。2021年包括嵌入衍生工具估值的未实现亏损3,080万美元，以及我们的大宗商品衍生品估值(不包括公允价值对冲)的未实现收益10万美元。
(4)2022年包括年内与回购和清偿若干优先无担保票据相关的未摊销发行成本的注销。2021年包括与赎回2023年剩余票据相关的交易成本和未摊销发行成本的注销。
(5)表示加上股权被投资人的分配和扣除股权被投资人的净收益后的净影响。
(6)代表与关联交易之前发生的某些合并、收购、剥离、过渡和融资交易有关的交易成本。
与维修资本相关的披露格式
我们使用与维护资本要求相关的修改后的格式，因为我们的维护资本支出在性质(可自由支配与非可自由支配)、时间和金额上不时存在重大差异。我们认为，如果没有这样的修改披露，我们的维护资本支出的这种变化可能会令人困惑，并可能产生误导
向我们财务信息的用户，特别是在我们的可用准备金前现金计量的性质和目的的背景下。我们修改后的披露格式以我们的维护资本使用指标(我们扣除这一指标以得出准备金前可用现金)的形式向这些用户提供信息。我们的维护资本使用量是非酌情维护资本支出的替代指标，它考虑了维护资本支出、运营费用和期间折旧之间的关系。
维修资本要求
维护资本支出是维持我们现有资产的服务能力所必需的资本化成本，包括更换任何磨损或过时的系统部件或设备。维修资本支出可以是可自由支配的，也可以是非可自由支配的，这取决于事实和情况。
在2014年前，我们几乎所有的维护资本支出都是(A)与我们的管道资产和类似的基础设施有关，(B)非可自由支配的性质，以及(C)与我们的可用准备金前现金衡量相比，金额并不重要。这些历史支出在性质上是非可自由支配的(或强制性的)，因为我们对于是否或何时发生这些支出几乎没有自由裁量权(如果有的话)。为了继续以安全可靠的方式并与过去的做法一致地运营相关管道，我们不得不招致这些损失。如果我们没有支付这些支出，我们就不能继续运营所有或部分这些管道，这在经济上是不可行的。非酌情(或强制性)维护资本支出的一个例子是更换旧管道的一段，因为如果没有这种更换，就不能再安全、合法和/或经济地运营该管道。
从2014年开始，我们相信，我们的大量维护资本支出将不时(A)与我们的管道以外的资产相关，如我们的海运船只、卡车和类似资产，(B)可自由支配的性质，以及(C)与我们的可用准备金前现金衡量相比，潜在的重大金额。这些支出将是可自由支配的(或非强制性的)，因为我们将有很大的自由裁量权来决定是否或何时发生这些支出。我们不会为了继续以安全可靠的方式运营相关资产而被迫招致损失。如果我们选择不进行这些支出，我们将能够继续经济地运营这些资产，尽管我们将产生包括维护费用在内的更多运营费用，而不是维护资本支出。一个可自由支配的(或非强制性的)维护资本支出的例子是，用一艘规格基本相似的新船替换一艘旧船，即使有人可以继续经济地运营旧船，尽管它的维护和其他运营费用不断增加。
总而言之，随着我们继续扩展我们业务的某些非管道部分，我们正在经历维护资本支出的性质(可自由支配与非可自由支配)、时间和金额的变化，这些变化需要比历史上要求的更详细的审查和分析。管理层越来越有能力确定是否以及何时发生某些维护资本支出，这与我们分析与可自由支配和非可自由支配支出有关的业务方面的方式有关。我们认为，通过扣除可自由支配的维护资本支出来计算准备金前的可用现金是不合适的，我们认为在这种情况下，可自由支配资本支出的性质类似于某些其他可自由支配支出，如增长资本支出、分配/股息和股权回购。不幸的是，并非所有的维修资本支出在本质上都是可自由支配或非可自由支配的。因此，我们开发了一种衡量标准，即维护资本利用率，我们认为这一指标在确定未计准备金的可用现金时更有用。
已使用的维护资本
我们相信，我们的维护资本利用率指标是最有用的季度维护资本需求指标，可用于得出我们的准备金前可用现金指标。我们将我们的维护资本使用衡量标准定义为我们在相关季度使用的先前发生的维护资本支出的那部分，这将等于我们在之前几个季度为每个项目/组件按比例分配的维护资本支出的总和，这些项目/组件的使用寿命。
我们的维护资本使用量是非酌情维护资本支出的替代指标，它考虑了维护资本支出、运营费用和期间折旧之间的关系。由于我们在2014年之前没有使用我们的维护资本已用衡量标准，因此我们的维护资本已用计算将仅反映自2013年12月31日以来发生的维护资本支出的使用情况。
截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度准备金前可用现金如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | 2022 | | 2021 |
| | (单位：千) |
| 归因于Genesis Energy，L.P.的净收益(亏损) | | $ | 75,457 | | | $ | (165,067) | |
| 所得税费用 | | 3,169 | | | 1,670 | |
| 折旧、耗尽、摊销和增值 | | 307,519 | | | 315,896 | |
| | | | |
| 出售资产的收益 | | (32,000) | | | — | |
加(减)选择项目，净额 | | 106,327 | | | 154,567 | |
| 已使用的维护资本 | | (57,400) | | | (53,150) | |
| 现金税费 | | (815) | | | (690) | |
| 对优先单位持有人的分配 | | (80,052) | | | (74,736) | |
可赎回非控股权益赎回价值调整(1) | | 30,443 | | | 25,398 | |
| | | | |
| 未计提准备金前的可用现金 | | $ | 352,648 | | | $ | 203,888 | |
(1)包括每个期间可归因于赎回功能的PIK分配和增值，以及随着相关优先单位在截至2022年12月31日的年度内赎回，对赎回功能的估值调整。
流动性与资本资源
一般信息
2021年4月8日，我们签订了我们的第五次修订和重新签署的信贷协议，该协议最初规定了9.5亿美元的优先担保信贷安排，其中包括一笔借款能力为6.5亿美元的循环贷款和一笔借款能力为3亿美元的定期贷款，并有能力在贷款人同意和某些其他惯例条件的情况下将循环贷款的总规模额外增加2亿美元。我们的定期贷款已于2021年11月17日全额偿还，出售CHOP 36%的少数股权所得的4.18亿美元总收益的一部分。2023年2月17日，我们签订了第六份修订和重新签署的信贷协议(我们的“新信贷协议”)，以取代我们的第五份修订和重新签署的信贷协议。新的信贷协议将于2026年2月13日到期，可根据我们的要求延长一年，最多两次，并受某些条件的限制，除非截至2025年6月30日，我们6.500%的优先票据中仍有超过1.5亿美元未偿还，在这种情况下，新的信贷协议将在该日期到期。
2021年4月22日，我们完成了2027年债券本金总额为2.5亿美元的额外发售(定义见注10在项目8中列入我们的合并财务报表)。额外发行的2.5亿美元票据的条款与我们的2027年票据相同(发行价除外)，并构成与我们的2027年票据相同系列的一部分，此次额外发售的净收益用于一般合伙目的，包括偿还我们优先担保信贷安排下的部分未偿还借款。
2022年4月29日，我们收到了4000万美元，或者说我们的所有权权益净额3200万美元，用于出售我们拥有80%股份的独立中心平台，使我们能够偿还我们优先担保信贷安排下未偿还的部分借款，并进一步增加我们的借款能力。
2022年5月17日，Genesis Energy，L.P.通过其新成立的间接不受限制的子公司GA ORRI，向某些机构投资者发行了本金4.25亿美元的2042年到期的5.875%碱性优先担保票据，以GA ORRI在公司几乎所有碱性业务Trona矿产租约中的50年期10%的有限期限优先使用费权益为抵押。扣除1700万美元的发行折扣后，此次发行产生的净收益为4.08亿美元。我们在2024年3月之前每季度支付我们的Alkali优先担保票据的利息，从那时起我们开始每季度支付本金和利息，直到到期日。我们用发行所得款项净额的一部分全额赎回未偿还的Alkali Holdings优先股，其余部分用来偿还我们优先担保信贷安排项下的部分未偿还借款。赎回我们的Alkali Holdings优先股，其隐含利率为12-13%，发行票面利率为5.875%的Alkali优先担保票据，使我们能够简化资本结构，降低资本成本，在我们的优先担保信贷安排下为我们提供额外的灵活性，并消除最初于2026年到期的Alkali Holdings优先股的任何再融资风险。
2023年1月25日，我们发行了本金总额为5亿美元的2030年4月15日到期的利率为8.875的优先无担保票据(“2030年票据”)。利息支付日期为每年4月15日和10月15日，首期利息支付日期为2023年10月15日。那次发行产生了约4.91亿美元的净收益，扣除发行成本
招致的。净收益用于购买我们现有的2024年债券中约3.16亿美元，包括相关的应计利息和投标溢价以及在2023年1月24日结束的投标要约中投标的票据的费用，当时剩余的收益用于偿还我们优先担保信贷安排下未偿还的部分借款和用于一般合伙目的。我们于2023年1月26日发出2024年债券的剩余本金约2500万美元的赎回通知，并于2023年2月14日通过将赎回金额存入2024年债券的受托人以赎回2024年债券的受托人来清偿与2024年债券有关的债务，所有这些都是根据管理2024年债券的契约的条款和条件进行的。
上述事件的成功完成导致我们的无抵押票据在2025年之前没有预定到期日，并为我们提供了我们优先担保信贷安排下的大量可用借款能力，以满足(其中包括)与我们的格兰杰优化项目和我们前面讨论的离岸增长项目相关的剩余增长资本支出。此外，这些事件使我们能够简化资本结构，取消我们的最高利率工具--Alkali Holdings优先股。
截至2022年12月31日，我们相信我们的资产负债表和流动性状况仍然强劲，包括4.361亿美元的可用借款能力(不包括我们偿还2030年票据发行的超额收益)，这取决于我们遵守我们的契约，根据截至该日期我们的优先担保信贷安排的6.5亿美元循环部分。
我们预计，我们未来的内部资金和我们的高级担保信贷安排下的可用资金将使我们能够满足我们的正常课程资本需求。我们的主要流动资金来源历来是来自营运的现金流、我们的高级担保信贷安排下的借款可获得性、出售非核心资产的收益、通过合资企业或战略联盟分享资本成本的战略安排以及发行股权(普通股和优先股)和优先无担保或担保票据的收益。
我们的主要现金需求包括：
•营运资金，主要是库存和贸易应收款及应收款；
•日常运营费用；
•资本增长(如下文更详细讨论的)和维护项目；
•支付与未偿债务有关的利息；
•资产报废债务；
•季度现金分配给我们的优先和普通单位持有人；以及
•收购资产或业务。
资本资源
我们满足未来资本需求的能力将取决于我们不时筹集大量额外资本的能力，包括通过股票和债券发行(公共和私人)、我们的高级担保信贷安排下的借款和其他融资交易，以及成功实施我们的增长战略。不能保证我们将能够以令人满意的条件筹集到必要的资金。
截至2022年12月31日，我们在优先担保信贷安排下借入了2.054亿美元，其中470万美元被指定为库存升华项下的贷款。除库存贷款外，我们的高级担保信贷安排不包括“借款基础”限制。由于我们的优先担保信贷安排下贷款的循环性质，在我们的优先担保信贷安排到期日之前，可能会进行额外的借款以及定期还款和再借款。截至2022年12月31日，根据我们的优先担保信贷安排，可供借款的总金额为4.361亿美元，但须遵守我们的契约。在预计的基础上，当考虑到与我们的新信贷协议相关的增加的借款能力时，我们将有6.361亿美元可供借款，但须遵守我们的契约。
于2022年12月31日，我们的长期债务总额约为35亿美元，包括我们的优先担保信贷安排项下未偿还的2.054亿美元(包括从库存升华部分借入的470万美元)、29亿美元的优先无担保票据净额和由ORRI权益担保的4.024亿美元的碱性优先担保票据净额。我们的优先无担保票据，净余额包括我们2028年票据中的6.717亿美元、2027年票据中的9.763亿美元、2026年票据中的3.368亿美元、2025年票据中的5.316亿美元以及2024年票据中的3.399亿美元。
下表汇总了截至2022年12月31日与我们的优先担保信贷安排和优先无担保票据相关的未来付款义务，包括本金和估计利息付款：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 利率 | | 到期日 | | 本金 | | 预计年应付利息 | |
| | | | (单位：千) | |
高级担保信贷安排(1) | 各不相同 | | March 15, 2024 | | $ | 205,400 | | | $ | 12,324 | | |
2024年笔记(2)(3) | 5.625% | | June 15, 2024 | | 341,135 | | | 19,189 | | |
2025年笔记(2) | 6.500% | | 2025年10月1日 | | 534,834 | | | 34,764 | | |
2026年笔记(2) | 6.250% | | May 15, 2026 | | 339,310 | | | 21,207 | | |
2027年笔记(2) | 8.000% | | 2027年1月15日 | | 981,245 | | | 78,500 | | |
2028年笔记(2) | 7.750% | | 2028年2月1日 | | 679,360 | | | 52,650 | | |
| 预计付款总额 | | | | | $ | 3,081,284 | | | $ | 218,634 | | |
(1)上面显示的估计利息支付金额是指如果截至2022年12月31日的未偿还债务在2024年3月15日最终到期日之前仍未偿还，并且利率从2022年12月31日到到期日保持不变，则每年将支付的金额。
(2)每一系列的高级无担保票据将在注10在项目8中列入我们的合并财务报表。
(3)在2022年12月31日之后，我们发行2030年债券的净收益被用于回购和注销我们的2024年债券，与2024年债券剩余部分相关的债务已经解除，所有这些都如上所述。
下表汇总了截至2022年12月31日与我们的碱性优先担保票据相关的未来付款义务，包括估计的本金和利息付款：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 付款义务 | | 预计利息支付 | | 估计本金付款 |
| 2023 | | $ | 24,969 | | | $ | — | |
| 2024 | | 24,712 | | | 11,618 | |
| 2025 | | 23,997 | | | 13,097 | |
| 2026年至2042年 | | 227,794 | | | 400,285 | |
我们有权从以下概述的指定日期开始赎回我们的每一系列优先无担保票据，溢价高于该等票据的面值，该等票据的面值根据该等票据的剩余到期日而变化。此外，我们可以用我们的普通单位在某些时期的股票发行所得赎回每一系列优先无担保票据本金的最高35%。下表汇总了适用的兑换期。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 2024年笔记 | | 2025年笔记 | | 2026年笔记 | | 2027年笔记 | | 2028年笔记 |
| 赎回权利从开始 | | | | | June 15, 2019 | | 2020年10月1日 | | 2021年2月15日 | | 2024年1月15日 | | 2023年2月1日 |
赎回不超过本金35%的票据，赎回之前允许的股票发行所得
| | | | | June 15, 2019 | | 2020年10月1日 | | 2月15日，
2021 | | 2024年1月15日 | | 2023年2月1日 |
有关我们的长期债务和契约的更多信息，请参阅注10在项目8中列入我们的合并财务报表。
A类可转换优先股
于2017年9月1日，我们以私募方式向两名初始购买者出售了7.5亿美元的A类可转换优先股，其中包括22,249,494个单位，每单位现金收购价为33.71美元(受某些调整，即“发行价”)。我们的普通合伙人签署了一项与此相关的合伙协议修正案，其中授权并确立了我们的A类可转换优先股的权利和优惠。我们的A类可转换优先股是一种新的证券类别，在分配和/或清算权方面优先于我们目前尚未偿还的所有类别或一系列有限合伙人权益。我们A类可转换优先股的持有者与我们共同单位的持有者在折算后的基础上投票，并拥有某些类别投票权，包括
对合伙协议的任何修订将对该A类可转换优先股的权利、优惠或特权产生不利影响，或以其他方式修改条款。
我们的A类可转换优先股包含分配率重置选项(定义见注11)，由A类可转换优先股持有人于2022年9月29日(“选举日”)选出。自发行之日起至选举日止，我们的A类可转换优先股按季累计分派金额按年计算为8.75%(或2.9496美元)，按季度计算为2.1875%(或0.7374美元)。在选举日，A类可转换优先股的持有者选择将利率重置为11.24%，从2022年第四季度开始，每个优先股的季度分派为0.9473美元。
对于截至2019年3月1日或之前的任何季度，我们行使选择权，向A类可转换优先股持有人支付额外A类可转换优先股中的适用分配，等于(I)当时未偿还的A类可转换优先股数量与(Ii)季度利率的乘积。对于截至2019年3月1日之后的所有后续期间，我们已经并将以现金支付与我们的A类可转换优先股有关的所有分派金额。截至2022年12月31日，共有25,336,778个A类可转换优先股未偿还。
可赎回的非控股权益
于2019年9月23日，吾等透过附属公司Alkali Holdings订立经修订及重述的Alkali Holdings有限责任公司协议(“有限责任公司协议”)及证券购买协议(“证券购买协议”)，据此，BXC购买5,500,000美元优先股(或55,000股优先股)，并承诺于三年承诺期内购买最多35,000,000美元的Alkali Holdings优先股(或350,000股优先股)。碱控股利用优先股的净收益为格兰杰优化项目的部分预期成本提供资金。2020年4月14日，我们与BXC签署了一项协议修正案，其中包括将格兰杰优化项目的建设时间表延长一年，目前我们预计该项目将于2023年下半年完成。作为对修订的考虑，我们向BXC发行了1,750个Alkali Holdings优先股，这作为发行成本入账。作为修订的一部分，承诺期增加至四年，BXC的总承诺额增加至最高3.518亿美元的Alkali Holdings优先股(或351,750优先股)，前提是遵守我们与BXC协议中包含的契约。
于吾等不时提取至少251.8,000,000美元后，吾等可选择全部赎回尚未赎回的优先股，赎回价格相等于每个优先股的初始购买价1,000美元，外加不少于预定固定内部回报率或投资资本指标的倍数(“基本优先回报”)的较大者。此外，若赎回所有尚未提取的优先股单位，吾等并未提取至少2.518亿美元，而BXC并非根据有限责任公司协议的“违约成员”，则BXC有权就未提取的优先股单位数目追回全部款项。
于2022年5月17日(“赎回日期”)，我们利用我们发行Alkali优先担保票据所得款项的一部分，悉数赎回了尚未赎回的251,750个Alkali Holdings优先股，基本优先回报金额为2.886亿美元。截至2022年12月31日，没有未偿还的Alkali Holdings优先股。
看见注11关于我们夹层资本的更多信息，请参见项目8中的综合财务报表。
货架登记报表
我们有能力在未来发行更多的股权和债务证券，以帮助我们满足未来的流动性需求，特别是与机会性收购资产和业务以及建设新设施和对未偿债务进行再融资相关的需求。
我们于2021年4月19日向美国证券交易委员会备案了一份通用货架登记表(我们的《2021年货架》)，以取代我们之前于2021年4月20日到期的万能货架登记表。我们的2021年货架允许我们发行与某些类型的公开发行相关的无限数量的股票和债务证券。然而，资本市场对发行股票和/或债务证券的接受程度不能得到保证，可能会受到我们的长期业务前景和其他我们无法控制的因素(包括市场状况)的负面影响。我们的2021年货架将于2024年4月到期。我们预计在2021年货架到期之前提交更换通用货架登记声明。
运营现金流
我们通常利用我们从运营中产生的现金流，为我们的共同和优先分配以及营运资本需求提供资金。产生的多余资金用于偿还我们高级担保信贷安排下的借款和/或为我们的部分资本支出提供资金。我们的营运现金流可能会受到营运资金项目变化的影响，主要是库存账面金额的差异以及应付和应计账款的支付时间的差异
与资本支出和利息支出相关的负债，以及从客户那里收取应收账款的时间。
我们通常在购买原油的同一个月出售原油，因此我们不需要依赖优先担保信贷安排下的借款来支付此类原油购买，而不是库存。在此期间，我们的应收账款和应付账款通常随着我们支付和接收原油买卖的付款而同步变动。
在我们的石油产品活动中，我们购买产品，通常要么将这些产品移到我们的一个存储设施进行进一步混合，要么在购买后几天内出售这些产品。这些活动的现金需求可能会导致我们优先担保信贷安排下的借款短期增加或减少。
在我们的碱业务中，我们通常从我们的采矿设施中提取Trona，加工成纯碱和其他碱产品，然后在相对较短的时间内交付和销售给我们的客户。如果我们确实在提取、加工和销售这种天然或碱性产品的时间上有任何差异，这可能会在短期内影响这些活动的现金需求。
我们的原油、石油产品和碱产品库存的储存可能会对我们的经营活动产生的现金流产生重大影响。在我们为储存的原油或石油产品付款(或在碱性产品的情况下支付开采和加工活动的费用)的月份，我们根据我们的高级担保信贷安排(或使用手头的现金)借款，利用我们运营现金流的一部分来支付原油或石油产品(或碱性产品的开采/加工)。相反，在我们从销售储存的原油、石油产品或碱产品中收取现金的期间，来自经营活动的现金流增加。此外，对于我们的交易所交易衍生品，当商品价格随着用于对冲我们库存中的价格风险的衍生品价值波动而上涨时，我们可能被要求在各自的交易所存入保证金资金。这些存款也影响我们的运营现金流，因为我们在我们的优先担保信贷安排下借款或使用手头的现金为存款提供资金。
2022年和2021年，我们的经营活动提供的净现金流分别为3.344亿美元和3.38亿美元。与2021年相比，2022年运营现金流减少的主要原因是我们的营运资本需求被2022年我们部门利润率的增加部分抵消。
支付给单位持有人的资本支出和分配
我们主要将现金用于我们的运营费用、营运资金需求、偿债、收购活动、内部增长项目以及我们支付给我们的普通和优先单位持有人的分配。我们主要用运营产生的现金为维护资本支出和较小的内部增长项目和分配提供资金。我们历来通过优先担保信贷安排、股权发行(普通股和优先股)、发行优先无担保票据或担保票据和/或通过合资企业或战略联盟建立分担资本成本的战略安排，为重大增长资本项目(包括收购和内部增长项目)提供资金。
固定资产和无形资产及股权被投资人的资本支出
下表汇总了我们在所示期间用于固定资产和无形资产以及股权投资的支出：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | (单位：千) |
| 固定资产和无形资产的资本支出： | | | | | | |
| 维护资本支出： | | | | | | |
| 海上管道运输资产 | | $ | 6,292 | | | $ | 8,749 | | | $ | 8,715 | |
| 钠矿物和硫磺服务资产 | | 77,918 | | | 51,241 | | | 43,744 | |
| 海运资产 | | 39,084 | | | 34,456 | | | 31,357 | |
| 陆上设施和运输资产 | | 2,928 | | | 4,476 | | | 3,644 | |
| 信息技术系统 | | 6,317 | | | 946 | | | 383 | |
| 维修资本支出总额 | | 132,539 | | | 99,868 | | | 87,843 | |
增长资本支出： | | | | | | |
海上管道运输资产(1) | | $ | 227,803 | | | $ | 41,445 | | | $ | 4,608 | |
| 钠矿物和硫磺服务资产 | | 96,600 | | | 175,877 | | | 51,767 | |
海运资产 | | — | | | — | | | — | |
陆上设施和运输资产 | | — | | | 133 | | | 489 | |
| 信息技术系统 | | 9,379 | | | 8,259 | | | 6,331 | |
| 增长资本支出总额 | | 333,782 | | | 225,714 | | | 63,195 | |
| 固定资产和无形资产资本支出总额 | | 466,321 | | | 325,582 | | | 151,038 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 与股权被投资人有关的资本支出 | | 10,301 | | | 352 | | | — | |
| 资本支出总额 | | $ | 476,622 | | | $ | 325,934 | | | $ | 151,038 | |
(1)2022年我们海上管道运输部门的增长资本支出占所发生成本的100%。
扩大合伙企业分布的资本资产支出将取决于我们能否获得债务和股权资本。我们将寻找机会从符合我们稳定现金流标准的其他各方收购资产。我们继续追求长期增长战略，这可能需要大量资本。
成长型资本支出
2019年9月23日，我们宣布了GOP，并发行了Alkali Holdings优先股，预计将为GOP的总估计成本提供资金。该项目预计于2023年下半年完工。此次扩建预计将使我们在格兰杰工厂的年产量增加约75万吨。在2021年第四季度，我们决定为与共和党相关的剩余资本支出提供内部资金，而不是发行额外的Alkali Holdings优先股。
于2022年期间，我们达成最终协议，为与两个独立深水开发项目相关的100%原油生产提供运输服务，这两个独立深水开发项目的总产能约为每日160,000桶。在达成这些协议的同时，我们正在扩大CHOPS管道的现有能力，并建设一条100%拥有、约105英里、直径20英寸的新原油管道(“SYNC管道”)，将其中一个开发项目与我们在墨西哥湾的现有资产足迹连接起来。我们计划按照产油国的第一个石油成就计划完成建设，目前预计在2024年底或2025年完成。生产者协议包括长期收取或支付的安排，因此，我们能够获得项目完成信贷，以便在整个建设期内计算我们的高级担保信贷安排下的杠杆率。
我们计划利用我们的高级担保信贷安排下的可用借款能力和我们从运营中产生的经常性现金流，为我们估计的增长资本支出提供资金。由于国王码头和Argos的离岸业务量增加，有利的出口定价和我们碱性业务的持续需求，以及我们最初的Granger设施将于2023年1月1日重启，我们的扩大Granger设施将于2023年下半年重启，我们预计2023年将增加这些现金流。
维护资本支出
所产生的维护资本支出主要与我们的海运部门更换和升级与我们的船只相关的某些设备以及我们的碱业务(包括在我们的钠矿物和硫磺服务部门)有关，这是因为维护我们的相关设备和设施的成本。此外，我们的海上运输资产产生了维护资本支出，用于更换、维护和升级我们运营的某些海上平台和管道的设备。我们预计未来的支出将在2022年支出的合理范围内，这取决于我们何时产生某些成本的时机。有关此类维护资本使用情况如何反映在我们计算准备金之前的可用现金中，请参阅前面“准备金前可用现金”一节中的讨论。
分派给单位持有人
我们的合作协议要求我们在每个季度结束后45天内将我们100%的可用现金(如其中所定义的)分配给登记在册的单位持有人。对于每个会计季度，可用现金通常是指季度末手头的所有现金：
•减去我们的普通合伙人在其合理酌情决定权下确定为必要或适当的现金储备额，以：
•为我们的业务提供适当的运作方式；
•遵守适用法律、我们的任何债务工具或其他协议；或
•在未来四个季度中的任何一个或多个季度向我们的普通和优先单位持有人提供分配资金；
•加上确定本季度营运资本借款可用现金之日的所有手头现金。营运资金借款通常是指根据我们的高级担保信贷安排进行的借款，在所有情况下都仅用于营运资金目的或向合作伙伴支付分派。
2023年2月14日，我们支付了与2022年第四季度相关的每普通单位0.15美元的分配。关于我们的A类可转换优先股，我们宣布每单位季度现金分配为0.9473美元(或按年率计算为3.7890美元)。这些分配于2023年2月14日支付给2023年1月31日收盘时登记在册的单位持有人。
我们对普通单位持有人和A类可转换优先单位持有人的历史分布如下表所示(单位为千，单位金额除外)。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 分配给 | | 支付日期 | | 每个公共单位
金额 | | 总计
金额 | | 按首选单位金额 | | 总计
金额 |
| 2020 | | | | | | | | | | |
1ST季度 | | May 15, 2020 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
2发送季度 | | 2020年8月14日 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
3研发季度 | | 2020年11月13日 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
4这是季度 | | 2021年2月12日 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
| 2021 | | | | | | | | | | |
1ST季度 | | May 14, 2021 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
2发送季度 | | 2021年8月13日 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
3研发季度 | | 2021年11月12日 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
4这是季度 | | 2022年2月14日 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
| 2022 | | | | | | | | | | |
1ST季度 | | May 13, 2022 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
2发送季度 | | 2022年8月12日 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
3研发季度 | | 2022年11月14日 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
4这是季度 | | 2023年2月14日 | (1) | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | | | $ | 0.9473 | | | $ | 24,000 | |
(1)这一分配于2023年2月14日支付给截至2023年1月31日登记在册的单位持有人。
合同义务和承诺
除了上文讨论的与我们的长期债务相关的本金和利息支付承诺外，截至2022年12月31日，我们还有其他合同义务和承诺，概述如下。
•我们估计经营租赁支付债务总额为2.346亿美元，其中2580万美元预计将在2023年支付(见注4有关我们租赁义务的详情，请参阅我们的合并财务报表第8项)。
•我们从购买可强制执行和具有法律约束力的商品和服务的协议中承担无条件的购买义务，并具体说明所有重要条款。我们无条件购买债务的估计总额为5410万美元，其中4190万美元预计将在2023年支付。购买天然气和公用事业的合同通常是以市场为基础的价格。2022年12月31日的估计数量和市场价格被用来对这些债务进行估值。由于这些估计涉及的不确定性，包括井口产量水平、市场价格变化和其他我们无法控制的情况，实际现货量和结算价格可能会有所不同。
•我们已经估计了与我们的增长资本支出计划相关的现金需求。我们预计在2023年完成我们的格兰杰优化项目，预计剩余的资本支出约为1亿美元。此外，我们预计将在未来两年花费约4亿美元(不包括我们的利益)来完成我们同步管道的建设和CHAPS管道的扩建。我们还有大约2700万美元的当前资产报废债务，我们预计将在2023年支付。预计这些需求将主要由我们运营产生的自由现金流和我们高级担保信贷安排下的可用性提供资金。
担保人财务信息摘要
由Genesis Energy，L.P.和Genesis Energy Finance Corporation共同发行的本金总额29亿美元的优先无担保票据，由Genesis Energy、L.P.目前和未来100%拥有的所有国内子公司(“担保人子公司”)提供全面和无条件的联合和个别担保，GA ORRI和GA ORRI Holdings和某些其他子公司除外。其余的非担保子公司由担保子公司Genesis原油公司间接拥有。担保子公司在很大程度上拥有我们用来运营业务的资产。一般来说，我们非限制性子公司的资产和信贷不能用于偿还Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation或担保人子公司的债务，我们非限制性子公司的负债不构成Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation或担保人子公司的债务。看见注10关于我们的合并债务债务的补充信息，请参阅项目8中的综合财务报表。
该等担保为各担保附属公司的优先无抵押债务，与该担保附属公司的其他现有及未来优先债务享有同等的偿债权利，并与该担保附属公司的所有现有及未来次级债务享有同等优先偿债权利。每家担保子公司对我们的优先无担保票据的担保必须遵守某些自动的惯例解除，包括将担保子公司的所有股本或全部或几乎所有资产出售、处置或转让给一个或多个不是我们或受限制子公司的人、行使法律失效或契约失效选择权、偿付和解除管理我们的优先无担保票据的契约、根据我们优先无担保票据的契约将该担保子公司指定为非担保子公司或不受限制的子公司、解除该担保子公司在我们优先担保信贷安排下的担保、或该担保子公司的清算或解散(统称为《释放书》)。各担保人子公司在其本票担保项下的义务视需要加以限制，以防止此种本票担保构成适用法律下的欺诈性转让。吾等不受限制投资于担保人附属公司，而担保人附属公司向Genesis Energy，L.P.作出分配的能力亦无重大限制。
我们的优先无担保票据持有人对担保人子公司的权利可能受到美国破产法或州欺诈性转让或转让法的限制。
2022年5月17日，我们签署了信贷协议修正案，根据我们的信贷协议，GA ORRI和GA ORRI Holdings指定为不受限制的子公司。此外，信贷协议修正案重新指定 Genesis Alkali Holdings Company LLC、Genesis Alkali Holdings，LLC、Genesis Alkali，LLC和Genesis Alkali Wyming，LP(拥有我们的碱性业务的附属实体，但ORRI权益除外)作为我们的信贷协议的受限实体和担保人。2022年5月17日，我们指定GA ORRI和GA ORRI Holdings为非限制性子公司，并根据管理我们优先无担保票据的契约，将最初持有我们的碱性业务的实体重新分类为受限子公司。Alkali业务历来以非担保人子公司的形式呈现，由于这种指定，现在以担保人子公司的形式呈现。这些变化不影响该公司以前公布的综合净经营业绩、财务状况或现金流。
以下是在剔除担保子公司之间的公司间交易(包括相关应收和应付余额)以及非担保子公司的投资和股权收益后，Genesis Energy，L.P.和担保子公司的综合财务信息。
| | | | | | | |
| 资产负债表 | Genesis Energy，L.P.和担保人子公司 | | |
| 2022年12月31日 | | |
| (单位：千) | | |
| 资产： | | | |
| 流动资产 | $ | 795,381 | | | |
| 固定资产，净额 | 3,680,119 | | | |
非流动资产(1) | 869,793 | | | |
| | | |
负债和资本：(2) | | | |
| 流动负债 | 498,358 | | | |
| 非流动负债 | $ | 3,635,959 | | | |
| A类可转换优先股 | 891,909 | | | |
| | | |
| | | | | | | |
| 营运说明书 | Genesis Energy，L.P.和担保人子公司 | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | |
| (单位：千) | | |
收入(3) | $ | 2,638,473 | | | |
| 运营成本 | 2,443,529 | | | |
| 营业收入 | 194,944 | | | |
| 所得税前净收益 | 29,031 | | | |
净收入(2) | 25,862 | | | |
| | | |
| 减去：A类可转换优先股的累计分配 | (80,052) | | | |
| 普通股持有人可获得的净亏损 | $ | (54,190) | | | |
(1)从上表中的非流动资产中剔除的是截至2022年12月31日欠Genesis Energy，L.P.和非担保人子公司的担保人子公司的2300万美元公司间应收账款净额。
(2)于报告期内，发行人或担保人附属公司并无持有非控股权益。
(3)在截至2022年12月31日的一年中，从担保人子公司向非担保人子公司的销售收入中不包括510万美元。
关键会计估计
根据美国公认会计原则编制我们的合并财务报表时，我们需要作出估计和假设，这些估计和假设会影响合并财务报表日期的资产和负债额以及或有资产和负债的披露，以及报告期内收入和支出的报告金额。我们根据历史经验和其他被认为在当时情况下是合理的信息来作出这些估计和假设。虽然我们相信我们的估计是合理的，但这些对未来事件及其影响的估计和假设不能确定，因此，我们会定期进行评估，并在发生新事件或获得更多信息时根据需要进行修订，以及作为我们运营的商业环境。
改变。我们采用的重要会计政策介绍在注2在项目8中列入我们的合并财务报表。
我们已将关键会计估计定义为：(I)由于对高度不确定的事项或该等事项的变动敏感性作出解释所需的主观性和判断力的程度而属重大；及(Ii)对本公司的财务状况或经营业绩的影响属重大。我们最关键的会计估计如下所述。
取得的资产和负债的公允价值及关联商誉和无形资产的确认
在我们进行每一次收购时，我们必须将被收购实体的成本分配给根据收购日估计公允价值假设的资产和负债。随着获得更多信息，我们可能会在收购后的短时间内调整最初的估计。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以及客户关系、合同、商号和竞业禁止协议等无形资产的公允价值涉及专业判断，并最终基于收购模式和管理层对收购资产和负债价值的评估，并在可用范围内根据第三方评估。有限年限的无形资产按管理层确定的预计使用年限摊销。商誉(如有)不摊销，而是定期评估减值，如下文进一步讨论。与这些估计有关的不确定因素包括该地区经济过时因素的波动和未来潜在的现金流来源。
长期资产和无形资产的折旧、摊销和损耗
为了计算折旧、损耗和摊销，我们必须估计我们的固定资产和无形资产的使用寿命(包括我们的矿产租赁权的储备寿命)。我们使用资产投入使用时的最佳估计使用寿命，以直线为基础计算折旧和摊销。我们将使用资产的实际期限可能与我们对估计使用寿命的假设不同。任何导致这些估计发生变化的后续事件都可能影响未来的折旧和摊销计算，当我们意识到这种情况时，这些变化会进行调整。 至少，我们将每年评估所有长期资产的使用寿命和剩余价值，以确定是否需要进行调整。
我们使用实际产量和我们估计的储量寿命的生产单位法来计算消耗。实际的储备寿命可能与我们对估计的储备寿命所做的假设不同。
长期资产减值准备
当事件或环境变化显示固定资产、无形资产、权益法投资或有限年限使用权资产的账面价值可能无法收回时，我们会对我们的资产进行减值审查。我们将相关资产的账面价值与该资产预期产生的估计未贴现未来现金流进行比较。对未来净现金流的估计包括对未来销量和/或合同承诺、未来利润率或关税、未来运营成本以及与我们的业务计划一致的其他估计和假设的估计。如果我们确定一项资产的未摊销成本可能因减值而无法收回，我们可能需要降低该资产的账面价值和/或随后的使用寿命。对长期资产的价值和使用寿命的不利变化进行任何这种减记，都会增加当时的成本和费用。在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度，我们没有确认与我们的长期资产相关的减值费用。截至2020年12月31日止年度，我们确认与长期资产相关的减值支出280.8百万美元(请参阅注7在我们的合并财务报表第8项中提供了更多细节)。
商誉是指我们为某些企业支付的购买价格超过其各自公允价值的部分。我们不摊销商誉；然而，我们在必要时评估和测试我们的商誉(在报告单位层面)的减值，如果存在减值指标，我们会更频繁地评估和测试我们的商誉。
我们可能会就商誉减值的可能性对相关事件和情况进行定性评估。如果认为报告单位的公允价值很可能少于其账面价值，我们将计算报告单位的公允价值。否则，不需要进一步的测试。我们也可以选择行使我们的无条件选择权，以绕过这一定性评估，在这种情况下，我们还将计算报告单位的公允价值。定性评估的基础是审查若干因素的总体情况，包括宏观经济条件、行业和市场考虑因素、成本因素、总体财务业绩、其他特定实体事件(例如管理层变动)或其他事件，如出售或处置报告单位。报告单位公允价值的确定是基于我们对报告单位未来经济前景的假设。这些假设包括：(I)对报告单位内资产的独立财务预测，这取决于管理层对营业利润率的估计；(Ii)超出离散预测期的现金流量的长期增长率；(Iii)适当的贴现率；以及(Iv)用于估计报告单位市场价值的现金流量倍数的估计。这些方面的变化
估计可能会对公允价值产生重大影响。如果报告单位的公允价值(包括其固有商誉)低于其账面价值，则可能需要对收益进行计提，以将商誉的账面价值降至其隐含公允价值。如果未来的结果与我们的估计不一致，我们可能会面临未来的减值损失，这可能会对我们的运营结果产生重大影响。除整体市场外，我们还监测我们产品和服务的市场，以确定是否发生触发事件，表明报告单位的公允价值低于其账面价值。我们的另一个监测程序是将我们的市值与账面股本进行比较，以确定是否存在减值指标。
截至2022年10月1日，我们对我们的炼油服务报告单位进行了定性评估，这是截至我们评估日期唯一具有商誉的报告单位。吾等并无确认任何相关事件或情况，显示报告单位的公允价值极有可能低于各自的账面价值。因此，不需要进行量化商誉测试，截至2022年12月31日的年度没有确认商誉减值。
有关我们商誉的更多信息，请参见注9在项目8中列入我们的合并财务报表。
收入确认--可变对价的估算
我们的海上管道运输部门与客户签订了某些长期合同，其中包括必须在合同开始时估计并在每个报告期重新评估的可变对价。这些安排的总对价确认为适用合同期内的收入，并基于我们对相应履约义务的履行程度。收入确认和开具账单的时间上的任何差异都会导致合同资产和负债。合同有效期内的估计履约义务包括管理层的重大判断，包括数量和预测的生产信息、未来价格指数、我们运输客户生产的数量的能力以及合同期限。这些假设的改变或合同的修改可能会对确认为收入的可变对价数额产生实质性影响。
衍生产品的公允价值
我们根据我们的内部记录和来自第三方的信息反映对我们衍生品的公允价值的估计。我们有商品和其他衍生品，在我们的综合资产负债表中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。对于我们的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。这些估计的变化可能会导致我们的财务业绩发生实质性变化。
我们在我们的A类可转换优先股中确定了一个特征，该特征需要被分成两部分并记录为按公允价值计量的嵌入衍生品。我们对嵌入衍生品的最终估值发生在2022年9月29日，当时A类可转换优先股中需要分叉和公允价值计量的特征不再存在。2022年9月29日，与嵌入衍生品相关的负债的公允价值重新分类为夹层股权。
与我们的A类可转换优先股相关的嵌入衍生品的公允价值是使用蒙特卡洛模拟方法估计的，该方法包含输入信息，包括我们相对于发行价的普通单价、股息收益率、贴现收益率、股票波动性、30年期美国国债利率，以及涉及管理层判断的违约和赎回概率和时机估计。
于截至2022年及2021年12月31日止年度，我们分别录得与嵌入衍生工具公允价值变动相关的未实现亏损1,860万美元及3,080万美元。公允价值估计于2022年期间的变动主要是由于汇率重置的选举，将分派率由8.75%提高至11.24%，而公允价值估计于2021年期间的变动主要是由于期间间贴现收益率的波动所致。这些投入的大幅增加或减少可能会对我们的公允价值估计产生重大影响，从而对我们的综合财务报表造成影响。例如，计算中使用的波动率增加或减少10%，可能会导致截至2022年9月29日我们的嵌入衍生品的公允价值分别减少或增加约800万美元或1100万美元。
有关A类可转换优先股和相关嵌入式衍生产品的更多信息，请参阅注11和注18在项目8中列入我们的合并财务报表。
负债和或有应计项目及资产报废债务
我们为或有负债计提准备金，包括环境补救和潜在的法律索赔。当我们的评估表明负债很可能已经发生，并且负债的金额可以合理估计时，我们进行应计。我们的估计是基于当时所有已知事实和我们对最终结果的评估，包括与外部专家和法律顾问的协商。当获得更多信息或解决问题时，我们会修正这些估计。
我们还对未来支付的环境成本进行估计，以补救可归因于过去运营的现有状况。环境成本包括研究和测试以及补救和恢复的成本。我们有时会在参与监督补救工作的第三方的协助下做出这些估计。
新信息或判断的重大变化可能会对我们的财务业绩产生实质性影响。
截至2022年12月31日，我们不知道有任何或有环境负债会对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大影响。
此外，我们的某些资产有合同和监管义务，有义务执行拆除和拆除活动，在某些情况下，当资产被遗弃时，还应进行补救。我们的资产报废债务按公允价值计入负债，并有重大假设和投入，包括相关放弃活动的估计成本和时间，以及用于计算未来估计成本现值的贴现率和通货膨胀率，这可能对我们的财务业绩产生重大影响。在2022年期间，我们确认了与我们的某些非核心离岸资产相关的估计变化(主要是由于更新的估计成本和我们预计何时支出这些成本的时间)，这些非核心离岸资产约为1100万美元。根据我们产生的实际成本相对于我们的估计成本，我们可能会对我们未来的收益产生影响。
员工福利
我们为我们的Alkali业务的工会员工提供固定福利养老金计划。我们确认，截至2022年12月31日和2021年12月31日，在我们的综合资产负债表上，养老金计划的净资金状况为净负债，包括在“其他长期负债”中。资金状况代表养恤金计划资产的公允价值与该计划的估计福利债务之间的差额。福利义务代表我们预期支付给基于服务的计划参与者的估计未来福利的现值。 在每一期结束时。福利债务和计划资产在每年年底计量，或更频繁地在发生重大事件时计量，如结算或削减。我们利用精算估值来衡量我们在计划中的资金状况，其中包括诸如贴现率、我们计划资产的预期长期回报率、我们缴费和付款的时间、员工人数和薪酬变化等假设。其中某些假设的重大变化可能会对我们的财务报表产生实质性影响。我们在2022年确认了1,120万美元的累计其他全面收益(亏损)的精算收益，这主要是由于用于计算我们的福利义务的贴现率从2021年12月31日的3.27%增加到2022年12月31日的5.33%。由于2022年我们计划资产的实际回报与预期回报之间的差异而确认的精算损失，我们贴现率增加的影响被部分抵消。
近期会计公告
最近发布和最近采用
2020年3月，FASB发布了ASU 2020-04，参考利率改革(主题848)，为受伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)预期终止影响的合同的会计处理提供了权宜之计和例外情况，以及2022年12月31日或之前生效的利率改革所产生的其他利率。因替换参考汇率而修改的合同条款不需要根据相关会计准则重新计量或重新评估。2022年5月17日，我们签署了第二修正案并同意信贷协议(定义见注10(见第8项综合财务报表)，其中包括以定期SOFR利率取代现有以LIBOR利率为基础的借款，SOFR利率以有抵押隔夜融资利率(“SOFR”)借款为基础。向SOFR过渡时对我们的高级担保信贷安排和相关利息支出的影响对我们截至2022年12月31日的年度的综合财务报表没有重大影响。参考注10请参阅我们的合并财务报表第8项中的更多细节。
项目7a。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)商品价格风险和(Ii)利率风险。我们主要使用各种衍生品工具来管理大宗商品价格风险。我们的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我们的实物交易量、等级、地点和交付时间表，帮助确保我们的对冲活动解决我们的风险。我们不会收购和持有期货合约或其他衍生品，以投机价格变化。以下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：
•原油和石油产品-我们利用原油和石油产品衍生品来对冲我们陆上设施和运输部门固有的大宗商品价格风险。我们对这些衍生品的目标包括对冲固定价格买卖、原油库存和基差。我们通过各种工具管理这些风险敞口，包括期货、掉期和期权。我们的风险管理政策旨在监控我们的现货量、等级和交付时间表，以确保我们的对冲活动解决了我们的收集和营销活动中固有的市场风险。截至2022年12月31日，我们已经签订了衍生品工具，将在2023年1月至2023年3月之间结算。
•天然气-我们利用天然气衍生品来对冲我们的钠矿物和硫磺服务部门固有的大宗商品价格风险。我们对这些衍生品的目标包括对冲预期购买的天然气，这些天然气被我们的碱业务用来产生运营所需的热量和电力。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。截至2022年12月31日，我们已经签订了衍生品工具，将在2023年1月至2023年12月之间结算。
对我们的商品衍生品的会计处理在注18在项目8中列入我们的合并财务报表。
下表列出了截至2022年12月31日我们的未平仓大宗商品衍生品合约的信息。以桶或MMBtu为单位的名义金额、加权平均合同价格、合同总金额和公允价值总额(以美元为单位)如下所示。公允价值是使用以桶为单位的名义数量乘以2022年12月31日的市场报价来确定的。该表不包括由我们的衍生品合约对冲的抵销实物风险敞口。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 单位
量测
对于音量 | | 合同
卷数
(in 000’s) | | 单位
量测
对于价格 | | 加权
平均值
市场
价格 | | 合同
价值
(in 000’s) | | 按计划计价
市场
变化
(in 000’s) | | 安置点
价值
(in 000’s) |
| 期货和掉期合约 | | | | | | | | | | | | | |
| 卖出(做空)合约： | | | | | | | | | | | | | |
| 原油 | Bbl | | 93 | | | Bbl | | $ | 78.31 | | | $ | 7,282 | | | $ | 197 | | | $ | 7,479 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| #6燃料油 | Bbl | | 25 | | | Bbl | | $ | 56.15 | | | $ | 1,404 | | | $ | 95 | | | $ | 1,499 | |
| 天然气 | MMBtu | | 1,480 | | | MMBtu | | $ | 5.27 | | | $ | 7,794 | | | $ | (829) | | | $ | 6,965 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 买入(长期)合同： | | | | | | | | | | | | | |
| 原油 | Bbl | | 90 | | | Bbl | | $ | 76.43 | | | $ | 6,878 | | | $ | 348 | | | $ | 7,226 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 天然气互换 | MMBtu | | 9,765 | | | MMBtu | | $ | 0.64 | | | $ | 6,231 | | | $ | 32,151 | | | $ | 38,382 | |
| 天然气 | MMBtu | | 8,060 | | | MMBtu | | $ | 5.36 | | | $ | 43,185 | | | $ | (8,809) | | | $ | 34,376 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 期权合约 | | | | | | | | | | | | | |
| 书面合同： | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 天然气 | MMBtu | | 1,910 | | | MMBtu | | $ | 0.70 | | | $ | 1,340 | | | $ | 559 | | | $ | 1,899 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 购买的合同： | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 天然气 | MMBtu | | 340 | | | MMBtu | | $ | 0.03 | | | $ | 9 | | | $ | (9) | | | $ | — | |
在我们的大多数合同中，我们通过将NaH的销售价格与NaOH的市场价格挂钩来管理NaOH价格波动的风险。鉴于与我们天然生产的纯碱相关的竞争优势
之前讨论过的(相对于合成生产的)，我们认为这在一定程度上减轻了我们碱性业务的市场风险。
利率风险
由于我们的高级担保信贷工具的浮动利率，我们也面临着市场风险。
如上所述，2022年5月17日，我们签署了第二修正案，并同意了信贷协议，其中包括用SOFR期限取代了我们现有的基于LIBOR利率的借款。向SOFR过渡时对我们的高级担保信贷安排和相关利息支出的影响对我们截至2022年12月31日的年度的综合财务报表没有重大影响。我们的优先担保信贷安排项下的债务按SOFR利率或替代基本利率(接近最优惠利率)计息，由我们选择，外加适用的保证金。从历史上看，我们并没有对利率进行对冲。截至2022年12月31日，我们的优先担保信贷安排下有2.054亿美元的未偿债务。SOFR比率的10%变化将对截至2022年12月31日的年度的净利润造成非实质性影响。
与我们的A类可转换优先股相关的优先分配率重置选择代表了一项功能，该功能需要从相关的主机合同、优先股购买协议中分离出来，并作为嵌入衍生品在我们的综合资产负债表中以公允价值记录。我们对嵌入衍生品的最终估值发生在2022年9月29日，也就是A类可转换优先股中需要分叉和公允价值计量的特征不再存在的日期。2022年9月29日，与嵌入衍生品相关的负债的公允价值重新分类为夹层股权。用于该嵌入式衍生品的估值模型包含的信息包括我们相对于发行价的共同单价、当前股息收益率、贴现收益率(根据与行业信贷市场相关的变化而定期调整)、股票波动性、违约概率、美国国库利率和时机估计，以最终计算我们的A类可转换优先股的公允价值，包括优先分配率重置选项和不带优先分配率重置选项。看见注11和注18在我们的综合财务报表的第8项中，以进一步讨论我们的A类可转换优先股和嵌入衍生品。
项目8.财务报表和补充数据
本报告所要求的信息载于“合并财务报表索引”中。
项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧
没有。
第9A项。控制和程序
信息披露控制和程序的评估
我们维持披露控制、程序和内部控制，旨在确保我们根据1934年《证券交易法》提交的文件中要求披露的信息在美国证券交易委员会的规则和表格指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告。正如我们在截至2022年6月30日的Form 10-Q季度报告中所描述的那样，管理层在截至2022年6月30日的季度中发现了我们对财务报告的内部控制存在重大缺陷。在截至2022年9月30日的三个月内，公司实施了措施，以努力弥补重大弱点并加强公司的会计和审查程序，其中包括以下行动：(I)实施额外的审查程序；以及(Ii)参加与收入合同审查相关的各种持续教育课程。截至2022年12月31日，管理层认为，上述措施已经弥补了截至2022年6月30日的季度中发现的重大弱点。
我们的首席执行官和首席财务官在我们管理层的参与下，评估了截至本Form 10-K年度报告所涵盖期间结束时的披露控制和程序，并确定该等披露控制和程序有效地保证了信息的及时记录、处理、汇总和报告，并及时积累和向管理层传达了本Form 10-K年度报告中要求披露的与我们(包括我们的合并子公司)有关的重大信息。
财务报告内部控制的变化
除上文所述外，截至2022年12月31日止季度内，财务报告内部控制并无重大影响或合理地可能对财务报告内部控制产生重大影响的变动。
管理层关于财务报告内部控制的报告
合伙企业管理层负责根据1934年《证券交易法》第13a-15(F)条的规定，建立和维持对财务报告的有效内部控制。合伙企业对财务报告的内部控制旨在向合伙企业管理层和董事会提供关于编制和公平列报已公布财务报表的合理保证。
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。
管理层评估了截至2022年12月31日伙伴关系财务报告内部控制的有效性。在进行这项评估时，管理层使用了特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制--综合框架》(2013年框架)中确定的标准。根据我们的评估，我们认为，截至2022年12月31日，根据这些标准，伙伴关系对财务报告的内部控制是有效的。
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第404条，我们的管理层在截至2022年12月31日的财政年度的Form 10-K年度报告中包含了一份关于他们对财务报告内部控制的设计和有效性的评估报告。该合伙公司的独立注册会计师事务所安永会计师事务所发布了一份关于该合伙公司财务报告内部控制有效性的证明报告。安永会计师事务所关于合伙企业财务报告内部控制的认证报告见项目8。“财务报表和补充数据。”
项目9B。其他信息
没有。
第三部分
项目10.董事、高级管理人员和公司治理
《创世能源管理》，L.P.
我们是特拉华州的有限合伙企业。我们通过子公司和合资企业进行我们的运营并拥有我们的运营资产。我们的普通合伙人Genesis Energy，LLC是一家全资子公司，拥有我们的非经济普通合伙人权益，完全负责开展我们的业务和管理我们的运营。它还雇用了我们的大多数人员，包括高管。我们碱性业务的员工受雇于我们的子公司Genesis Alkali，LLC。
我们的普通合伙人(我们称为“我们的董事会”)的董事会必须批准重大事项(如重大业务战略、合并、业务合并、资产收购或处置、共同单位的发行、债务或其他融资的产生以及对共同单位和优先单位的分配的支付)。我们B类普通单位的持有人有权(I)在我们董事会的选举中投票，但受Davison家族根据其单位持有人权利协议(如下所述)所享有的权利的限制，以及(Ii)对我们的A类持有人有权投票的几乎所有其他事项进行投票。我们A类共同单位的持有者无权在董事选举中投票，但他们在非常有限的其他情况下有权投票，包括我们与另一家公司的合并。与MLP一样，我们的合伙结构不授予我们的单位持有人(以这种身份)直接或间接参与我们的管理或运营的权利，但通过行使他们有限的投票权除外。
总体而言，戴维森家族成员拥有我们A类公共单位11.1%的股份和B类公共单位77.0%的股份，合计拥有公共单位总数的11.1%。根据其单位持有人权利协议，戴维森家族有权根据其成员对我们已发行共同单位的集体所有权百分比选出最多三名董事：(I)拥有15%或更多股权的他们有权任命三名董事；(Ii)股权少于15%但超过10%的他们有权任命两名董事；以及(Iii)股权少于10%的他们有权任命一名董事董事。单位持有人权利协议还规定，只要戴维森家族有权根据该协议选举三名董事，未经戴维森家族同意，我们的董事会不得有超过11名董事。除了他们在单位持有人权利协议下的权利外，如果戴维森家族的成员作为一个团体行事，他们有能力至少选举我们的大多数董事，因为他们拥有我们B类单位的大多数。
根据我们的有限合伙协议、我们普通合伙人的组织文件以及与我们董事的赔偿协议，在特拉华州法律允许的最大范围内，我们将在特拉华州法律允许的最大范围内，针对我们合伙企业或我们的任何关联公司的所有损失、索赔、损害或类似事件、任何董事或高级职员，或在担任董事高级职员期间、现在或曾经担任税务事务成员或董事负责人、税务事务委员、雇员、合作伙伴、经理、受托人或受托人的情况，进行赔偿。此外，我们将在法律允许的最大程度上，就所有损失、索赔、损害或类似事件，向现在或曾经是我们普通合伙人的雇员(高级职员除外)或代理人的任何人提供赔偿。
我们的董事会目前由Sharilyn S.Gasaway、James E.Davison、Jr.James E.Davison、Kenneth M.Jastrow II、Conrad P.Albert、Jack T.Taylor和Grant E.Sims组成。我们的董事会已经决定，根据纽约证券交易所的规则，加斯韦女士和贾斯特罗、阿尔伯特和泰勒先生都是独立的董事公司。
董事会领导结构与风险监督
董事会领导结构
我们的董事会没有任何政策要求董事会主席和首席执行官的职位必须由同一人或不同的人担任，或者我们指定一名独立的董事负责人或首席执行官。我们的董事会认为，重要的是保持灵活性，根据对现有情况的评估做出这些决定，这些情况包括我们董事会及其成员的组成、技能和经验、公司或其所在行业面临的具体挑战以及治理效率。
目前，我们的董事会认为，由于西姆斯先生是董事最熟悉我们的业务和行业，也是最有能力领导和执行我们业务战略的人，所以他是担任董事长的最佳人选，尽管他是我们普通合伙人的首席执行官。我们的董事会也认为，董事任命一位独立首席执行官，他将主持非管理层的执行会议
我们董事会的董事，将促进非管理层董事和管理层之间的团队合作和沟通。我们的董事会任命贾斯特罗先生为我们的独立首席董事，是因为他在其他公司担任董事的管理经验和服务。我们的董事会认为，董事长兼首席执行官与牵头的独立董事合作目前符合单位持有人的最佳利益，在制定我们的战略和监督管理层之间提供了适当的平衡。
于2017年9月1日，我们以私募方式向两名初始购买者出售了7.5亿美元的A类可转换优先股，其中包括22,249,494个单位，每单位现金收购价为33.71美元(受某些调整，即“发行价”)。关于私募，吾等已授予每位初始购买者(包括其适用的关联受让人)某些权利，包括(I)委任观察员的权利，只要初始购买者(包括其关联方)拥有至少2亿美元的A类可转换优先股，观察员即有权出席吾等的董事会会议，及(Ii)倘若(且只要)吾等未能全数支付任何三个季度分派金额(不论是否连续)，则有权委任两名董事进入普通合伙人的董事会。
我们致力于健全的治理原则。这些原则对于我们实现业绩目标和保持投资者、人员、供应商、业务合作伙伴和利益相关者的信任和信心至关重要。我们相信独立董事是有效治理的关键要素，尽管根据纽交所的上市标准，我们保留或行使了我们作为有限合伙企业的权利，不遵守纽交所的某些要求。例如，尽管根据纽约证券交易所规则，我们的董事会至少有大多数成员是独立的，但我们保留在未来不遵守纽约证券交易所上市公司手册第303A.01条的权利，该条款将要求我们的董事会至少由大多数独立董事组成。此外，除其他事项外，我们已选择不遵守纽约证券交易所上市公司手册第303A.04和303A.05节，这两节要求我们的董事会维持一个提名/公司治理委员会和一个薪酬委员会，每个委员会都完全由独立董事组成。我们的公司治理准则可在我们的网站(www.gensisenergy.com)上免费获取。有关董事独立性的进一步讨论，请参见第13项。某些关系和相关交易，以及董事独立-董事独立。
风险监督
我们面临一些风险，包括暴露在与环境、监管、竞争、商品价格和利率波动、流行病和恶劣天气有关的事项中。管理层负责公司面临的风险的日常管理，尽管我们的董事会作为一个整体并通过其委员会负责监督风险管理。在履行其风险监督职责时，我们的董事会必须确定由我们的管理层设计和实施的风险管理流程是否足够并按设计发挥作用。高级管理层定期向董事会介绍战略问题、运营、风险管理和其他事项，并随时解答董事会提出的任何问题或关切。董事会会议还定期与高级管理层讨论我们公司的战略、主要挑战和风险与机遇。
我们的董事会委员会协助董事会履行其在某些风险领域的监督责任。例如，审计委员会在财务报告、内部控制、网络安全、遵守法律和法规要求以及我们与对冲计划相关的风险管理政策等领域协助风险管理监督。治理、薪酬和业务发展委员会协助董事会进行与薪酬政策和计划相关的风险管理。
我们的董事会认为，重要的是(在实际情况下)使我们董事会成员和某些高管的利益与我们长期利益相关者的利益保持一致。我们的董事会已经采取了某些政策，以进一步促进这种利益的统一。例如，除其他事项外，我们的政策禁止我们的董事和高级管理人员(I)在他们知道重大非公开信息的情况下购买、出售或从事与我们共同单位有关的交易，以及(Ii)从事卖空我们的证券。我们的某些董事和/或高级管理人员拥有大量我们的单位，其中一些是质押的，包括在经纪商保证金账户中持有。看见项目12。“某些实益所有者和管理层及相关单位持有人的担保所有权问题。”
审计委员会
我们董事会的审计委员会一般监督我们的会计政策和财务报告以及对我们财务报表的审计。审计委员会协助我们的董事会监督我们财务报表的质量和完整性，以及我们对法律和法规要求的遵守情况。我们的独立注册会计师事务所可以不受限制地进入审计委员会。我们的董事会决定，审计委员会的成员符合纽约证券交易所和修订后的1934年证券交易法确立的独立性和经验标准。根据纽约证券交易所规则和修订后的1934年证券交易法，我们的董事会任命了三名成员担任审计委员会成员--Sharilyn S.Gasaway、Conrad P.Albert和Jack T.Taylor。加萨维是主席。我们的董事会认为Gasaway女士和Taylor先生有资格
作为审计委员会，财务专家这一术语在美国证券交易委员会的规章制度中被使用。审计委员会的章程可在我们的网站(Www.genesisenergy.com)免费。根据纽约证交所的规定，审计委员会的每一名成员都是独立的董事。
治理、薪酬和业务发展委员会
我们董事会的治理、薪酬和业务发展委员会，或G&C委员会，通常(I)监督公司治理准则的遵守情况，(Ii)审查董事会和委员会的组成、结构、规模、薪酬和相关事项并提出建议，以及(Iii)监督我们员工的薪酬计划和薪酬决定。除首席执行官外，我们董事会的所有成员都是G&C委员会的成员。杰斯特罗先生是主席。G&C委员会的约章可在我们的网站(Www.genesisenergy.com)免费。
冲突委员会
根据我们董事会的要求，我们董事会的冲突委员会将被任命来审查与解决我们任何附属公司与我们之间的利益冲突和潜在利益冲突有关的具体事项。如果我们的董事会要求进行具体的审查，我们的冲突委员会将由我们的董事会组成，并将完全由独立董事组成。看见第13项。某些关系和关联交易，以及董事独立性-审查或特别批准与关联人的重大交易。
非管理董事的执行会议
我们的董事会举行执行会议，非管理层董事在没有管理层成员出席的情况下开会，这与董事会定期会议有关。这些执行会议的目的是促进非管理董事之间进行公开和坦率的讨论。作为独立董事的首席执行官，贾斯特罗还担任董事在这些高管会议上的主席。根据纽约证券交易所的规则，感兴趣的各方可以通过邮件直接与非管理董事沟通，由总法律顾问和秘书转交，或由审计委员会主席转交，地址为路易斯安那州811，Suite1200，Houston，TX 77002。此类函件应具体说明预期的收件人。商业征集或通信将不会被转发。我们设立了一条免费的保密电话热线，以便有兴趣的各方可以与审计委员会主席或所有非管理董事作为一个团体进行沟通。所有拨打该热线的电话都会报告给审计委员会主席，该主席负责将任何必要的信息传达给其他非管理董事。我们保密热线的号码是(844)988-1965。
董事及行政人员
以下是关于我们董事和高管的某些信息，自2023年2月24日起生效。
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| 名字 | | 年龄 | | 职位 |
| 格兰特·E·西姆斯 | | 67 | | 董事会主席兼首席执行官董事 |
| 康拉德·P·阿尔伯特 | | 76 | | 董事 |
| 詹姆斯·E·戴维森 | | 85 | | 董事 |
| 小詹姆斯·E·戴维森 | | 56 | | 董事 |
| 莎里琳·S·加萨维 | | 54 | | 董事 |
| 肯尼斯·M·杰斯特罗二世 | | 75 | | 董事 |
| | | | |
| 杰克·T·泰勒 | | 71 | | 董事 |
| 罗伯特·V·迪尔 | | 68 | | 首席财务官 |
| 爱德华·T·弗林 | | 64 | | 总裁常务副总经理 |
| 克里斯汀·O·耶苏莱蒂斯 | | 53 | | 首席法务官高级副总裁 |
| 瑞安·S·西姆斯 | | 39 | | 高级副总裁 |
| 加兰德·加斯帕德 | | 68 | | 高级副总裁 |
| 凯伦·N·佩普 | | 64 | | 高级副总裁与主控人 |
| 理查德·R·亚历山大 | | 47 | | 美国副总统 |
| 威廉·S·戈洛威 | | 62 | | 美国副总统 |
| 查德·A·兰德里 | | 59 | | 美国副总统 |
西姆斯自2006年8月以来一直担任董事的普通合伙人兼首席执行官，并自2012年10月以来担任普通合伙人的董事会主席。西姆斯先生于1992年至1999年隶属于利维坦天然气管道合伙公司，从1993年开始担任首席执行官和董事的董事，直到他离开公司追求包括投资在内的个人利益为止。Leviathan(后来称为ElPaso Energy Partners，L.P.，然后是GulfTerra Energy Partners，L.P.)是一家在纽约证交所上市的MLP。西姆斯先生在发展强大公司方面有着良好的记录，并带领他的公司经历了一段时间的大幅增长，同时增加了地理和运营的多样性。西姆斯先生提供领导技能、执行管理经验和对我们商业环境的重要知识，这些都是他通过与其他MLP的丰富经验获得的。
康拉德·P·阿尔伯特自2013年7月以来一直担任董事的普通合伙人。艾伯特是一名私人投资者，曾在1986年至2006年期间担任阿纳达科石油公司的董事员工。从1992年到1998年，艾伯特先生还担任过深度技术国际公司的董事的职务。1969年至1991年，艾伯特先生在制造商汉诺威信托公司担任多个职位，最终担任执行副总裁总裁，负责全球能源贷款和公司融资。艾伯特先生丰富的财务、执行和董事经验，以及他在其他能源相关公司的管理中担任的各种职务，将使他能够为我们的董事会提供宝贵的专业知识。
自2007年7月以来，詹姆斯·E·戴维森一直担任董事的普通合伙人。戴维森先生担任戴维森运输公司董事会主席长达30多年。他还担任码头服务公司的总裁先生。戴维森先生在能源相关运输和硫磺去除业务方面拥有40多年的经验。戴维森先生为我们的董事会带来了与能源运输和硫磺脱除相关的重要经验和行业知识。
小詹姆斯·E·戴维森.自2007年7月以来一直担任我们的普通合伙人的董事。戴维森也是另一家上市公司Origin Bancorp，Inc.的董事成员，并在该公司的金融、风险和保险委员会任职。戴维森是詹姆斯·E·戴维森的儿子。戴维森先生的执行和领导经验使他能够为我们的董事会做出宝贵的贡献。
自2010年3月以来，Sharilyn S.Gasaway一直担任董事的普通合伙人，并担任审计委员会主席。Gasaway女士是一名私人投资者，2006年至2009年担任无线通信公司Alltel Corporation的执行副总裁兼首席财务官，2002年至2006年担任Alltel Corporation的财务总监。在担任首席财务官期间，Gasaway女士负责公司的财务、财务报告和风险管理工作，并在公司业绩和战略规划方面积累了丰富的经验。她将这种广博的知识带给了伙伴关系。加萨维是上市公司JB Hunt Transport Services，Inc.的董事会员，她也是该公司审计委员会的主席。此外，Gasaway女士还在JB Hunt Transport Services，Inc.的薪酬和提名委员会任职。Gasaway女士为我们的董事会提供了宝贵的商业经验、风险管理和财务专业知识，包括对我们定期处理的会计、合规和财务事项的了解。
肯尼斯·M·杰斯特罗二世自2010年3月以来一直担任我们普通合伙人的董事，并担任我们的首席独立董事和G&C委员会主席。Jastrow先生在2000至2007年间担任天普内陆公司的董事长兼首席执行官，该公司是一家制造公司，也是Forestar集团的前母公司。在此之前，Jastrow先生曾在天普内地担任过各种职务，包括总裁和首席运营官、集团副总裁总裁和首席财务官。贾斯特罗先生曾担任米高梅投资有限公司的董事董事以及KB Home的董事和董事荣誉退休董事。贾斯特罗先生曾担任过Forestar Group，Inc.的非执行主席。贾斯特罗先生在其他公司担任董事的行政经验和服务，使他能够为我们的董事会做出宝贵贡献，特别适合担任独立董事的首席执行官。
自2013年7月以来，杰克·T·泰勒一直担任董事的普通合伙人。此外，Taylor先生还在Sempra Energy and Murphy USA Inc的审计委员会任职。Taylor先生是毕马威会计师事务所的合伙人达29年之久，2005年至2010年，他担任毕马威美洲区首席运营官兼美国业务执行副主席，2001年至2005年，他担任美国审计与风险咨询服务副主席。泰勒先生在财务和公共会计问题上的丰富经验、他在毕马威律师事务所担任的各种领导职务以及他对能源行业的广泛知识使他成为我们董事会的宝贵资源。
罗伯特·V·迪尔自2008年10月以来一直担任我们普通合伙人的首席财务官。2003年至2008年，迪尔先生在荷兰皇家壳牌(壳牌)担任会计和报告副总裁总裁。
自我们于2017年9月从Tronox Ltd.收购该业务以来，爱德华·T·弗林一直担任我们普通合伙人的执行副总裁总裁和创世碱业的总裁(他之前还担任过该公司的执行副总裁总裁)。在加入Tronox之前，Flynn先生在FMC Minerals担任总裁。他之前是FMC工业化学品集团的总裁。弗林先生是ANSAC的董事会成员和董事会主席。
克里斯汀·O·杰苏莱蒂斯担任首席法务官，高级副总裁担任。自2011年7月加入Genesis以来，Jesulaitis女士一直负责监督公司的所有法律事务，包括收购和商业
交易、合规和监管事务、公司治理、金融和证券。在加入Genesis之前，Jesulaitis女士是Akin Gump Strauss Hauer&Feld LLP律师事务所的合伙人，主要从事公司法和证券法领域，主要专注于中游能源行业。
瑞安·S·西姆斯自2019年3月以来一直担任我们普通合伙人的高级副总裁。西姆斯先生于2017年1月至2019年3月担任总裁副主任。西姆斯先生于2011年加入创世，负责我们的财务、规划、企业发展和投资者关系职能。他之前还负责我们的铁路和航站楼业务的运营和商业方面。在加入Genesis之前，Sims先生在投资银行行业工作了六年。西姆斯先生是我们的董事长兼首席执行官格兰特·E·西姆斯的儿子。
加兰·加斯帕德自2017年1月以来一直担任我们普通合伙人的高级副总裁，负责我们陆上和海上管道、铁路设施、码头、海上设施和资产、工程、卡车运输和健康、安全、安保和环境合规的运营方面。Gaspard先生于2015年加入Genesis，这是我们从Enterprise Products收购墨西哥湾离岸资产的结果，从那时起，他一直负责我们离岸资产的运营方面。在此次收购之前，Gaspard先生曾在Enterprise Products的业务部门担任各种职务，包括地下储气库、天然气液体、天然气管道和海上业务。
卡伦·N·佩普自2007年7月起担任本公司普通合伙人高级副总裁兼财务总监，2002年5月至2007年7月担任总裁副董事长兼财务总监。
理查德·R·亚历山大自2014年11月以来一直担任我们普通合伙人的副总裁。亚历山大先生负责我们海洋运输部门的商业方面。自2008年以来，亚历山大先生在我们的海洋行动中担任各种职务。
自2017年1月以来，威廉·S·戈洛威一直担任我们普通合伙人的副总裁。自2015年我们从企业产品公司收购离岸资产以来，Goloway先生一直负责我们墨西哥湾离岸资产的商业方面。在此次收购之前，Goloway先生自2005年以来一直在Enterprise Products的离岸部门担任各种职务。
自2017年1月以来，查德·A·兰德里一直担任我们普通合伙人的副总裁。兰德里先生于2013年加入Genesis，此后一直负责我们的钠矿物和硫磺服务部门的所有运营和商业方面。在加入Genesis之前，他在Axiall公司(乔治亚湾)工作了14年，最近担任的职务是总裁副总经理。
董事和高级管理人员的共同单位所有权
我们鼓励我们的董事和官员拥有我们的共同单位，尽管我们认为没有必要要求他们拥有最低数量。我们的某些董事和高级管理人员拥有大量我们的证券，尽管他们中的任何人(或所有人)可以在任何时间出售、质押或以其他方式处置全部或部分证券，但须遵守任何适用的法律和公司政策要求。看见第10项。董事、高管和公司治理--董事会领导结构和风险监督--风险监督
道德守则
我们通过了一项商业行为和道德准则，适用于主要财务官和主要会计官等。我们的商业行为和道德准则已张贴在我们的网站(Www.genesisenergy.com)，我们打算在其中报告任何更改或豁免。
项目11.高管薪酬
下面的薪酬讨论和分析讨论了我们在截至2022年12月31日的财年中对被任命的高管(“NEO”)的薪酬流程以及我们的目标和理念。
薪酬问题的探讨与分析
获任命的行政人员
我们2022年的近地天体是：
•首席执行官格兰特·E·西姆斯；
•首席财务官罗伯特·V·迪尔；
•爱德华·T·弗林，执行副总裁总裁
•首席法务官Kristen O.Jesulaitis和高级副总裁；以及
•加兰德·加斯帕德，高级副总裁。
董事会和治理、薪酬和业务发展委员会
我们的董事会负责并有效地决定适用于我们的近地天体和董事会本身的薪酬计划。我们的董事会已经授权G&C委员会，根据纽约证券交易所的上市标准，G&C委员会的大多数成员都是“独立的”，有权和责任定期分析和评估我们的薪酬政策，确定我们近地天体的年度薪酬，并就这些问题向我们的董事会提出建议。如下文更详细地描述，G&C委员会聘请子午线薪酬合伙人有限责任公司或子午线作为其2022年的独立薪酬顾问。如有需要，我们亦会利用只由若干独立董事组成的委员会(即审计委员会或特别委员会)，就某些事项作出检讨及提出建议。由于G&C委员会由我们董事会的所有成员组成，不包括我们的首席执行官，G&C委员会的决定和建议实际上是由我们的董事会决定的，董事会拥有批准所有此类薪酬事宜的权力。关于理事会各委员会的宗旨和组成的更详细讨论，请见项目10。董事、高管和公司治理。
委员会/董事会程序
在每个历年结束后，我们的首席执行官会审查所有其他近地天体的薪酬，并向G&C委员会提出关于它们的薪酬的建议。首席执行官的建议基于(其中包括)我们前一年的财务业绩、相关高管的职责范围、我们的独立薪酬顾问提供的市场数据以及相关高管主管(如果不是我们的CEO)的建议。G&C委员会审查我们CEO的薪酬和我们CEO关于其他近地天体薪酬的建议，并就我们近地天体的薪酬做出最终决定(并向我们的董事会提出建议)。根据对该提案所做更改的性质和数量，在做出决定之前，可能会召开额外的G&C委员会会议，并与我们的首席执行官进行讨论。我们的董事会对所有这类薪酬事宜拥有最终审批权。
委员会/董事会批准
G&C委员会根据首席执行官关于近地天体的建议，决定高管的薪金、年度现金奖励和长期奖励。在4月份，任何适用的加薪、留任和年度奖金以及长期激励奖励都会发放或发放。
薪酬顾问的角色与同行群体分析
G&C委员会的章程授权它不时保留独立的薪酬顾问，作为支持其履行某些职责的资源。2022年，G&C委员会聘请独立薪酬顾问Merdian协助G&C委员会评估和制定与我们的薪酬理念一致的具有竞争力的高管薪酬方案。金控委员会根据现行交易所上市要求及美国证券交易委员会指引评估子午线的独立性，并得出结论认为，不存在妨碍子午线担任金管会独立顾问的利益冲突。
应G&C委员会的要求，子午线审查了我们近地天体的薪酬、高管薪酬的趋势、分发给G&C委员会的会议材料以及管理层关于高管薪酬计划的建议，并提供了投入。子午线还通过一项
对我们同行公司的公开文件中披露的同行数据和信息进行了分析，但没有确定或建议赔偿金额。
2022年用于本市场分析的同行组由以下14家能源行业公司组成：Plains All American Pipeline，L.P.，Targa Resources Corp.，DCP Midstream，LP，Equitrans Midstream Corporation，EnLink Midstream，LLC，Magellan Midstream Partners，L.P.，Delek US Holdings，Inc.，NGL Energy Partners LP，NuStar Energy L.P.，Sunoco LP，Crestwood Equity Partners LP，USA Compression Partners，LP，U.S.Silica Holdings，Inc.和Calumet Specialty Products Partners，L.P.这些公司被选为薪酬同行组，原因如下：
1)它们反映了我们在产品和服务方面的行业竞争对手；
2)它们在相似的市场运营或具有类似的地理覆盖范围；
3)它们的规模和成熟度与我们相似；或
4)他们是信用状况与我们相似的公司，和/或他们的增长或资本计划与我们相似。
G&C委员会每年审查同级小组，并可能不时增加或删除公司，以确保小组的组成符合上述标准。
Meridian汇编的信息包括MLP的薪酬趋势，以及这一同龄人中处境相似的公司高管的薪酬水平。我们认为，我们同龄人中高管的薪酬水平与我们的薪酬决策相关，因为我们与那些公司争夺高管管理人才。
薪酬目标和理念
我们薪酬计划的主要目标是：
•鼓励我们的高管以符合我们共同和优先的单位持有人利益的方式建立和运营伙伴关系，专注于增加单位持有人的总回报和扩大资产基础，强调保持对企业长期稳定的关注，以免鼓励不适当的风险承担；
•提供符合行业标准的短期和长期薪酬机会；以及
•为执行团队提供适当的留任水平，以确保关键增长举措和项目的成功执行的长期连续性和稳定性。
我们努力实现这些目标，为所有员工，包括我们的近地天体，提供具有市场竞争力并以服务和绩效为基础的总薪酬方案。在评估薪酬的市场竞争力时，我们考虑了上文所述同行公司提供的薪酬，但我们没有确定同行公司薪酬的具体百分比作为目标。相反，我们将市场信息与个人业绩、我们的财务和运营业绩以及我们的安全和可持续业绩一起作为薪酬的一个考虑因素。
我们根据近地天体过去的业绩、目前的职责范围和未来的潜力，按照我们认为适合各个近地天体的技能和素质的水平支付基本工资。每个NEO的薪酬以激励为基础，包括年度现金奖金机会和参与长期激励计划。年度现金红利奖励短期内满足投资者预期所需的增量运营和财务成就，而长期部分侧重于奖励企业的长期稳定。这两个激励部分通常与基本工资挂钩，与我们对市场实践的理解以及我们对每个人在组织中的角色的判断大体一致。
如下文更详细所述，我们相信基本工资、现金奖金和长期现金奖励的组合可提供短期和长期激励之间的适当平衡，并使我们高管(包括近地天体)的激励与我们单位持有人的利益保持一致。
视业绩而定的薪酬金额在总薪酬中占很大比例，因此确保业务决策和行动导致组织的长期增长和可持续性。我们的奖金计划(包括年度奖金和留任奖金)是由产生准备金前可用现金(定义见项目)推动的。7“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--财务措施”)，这是对我们的单位持有人和我们的安全记录的一个重要的价值衡量标准，目的是留住关键员工和近地天体。我们的长期激励计划也与我们产生的未计准备金的可用现金挂钩， 我们的可持续性 和安全记录，以及合作伙伴关系的综合 杠杆率(在其高级担保信贷安排协议中定义)。
我们2022年薪酬计划的要素和薪酬决定
我们薪酬计划的主要内容是年度现金和基于长期激励的薪酬相结合。在截至2022年12月31日的一年中，我们针对近地天体的薪酬计划的要素包括年度基本工资、可自由支配的年度奖金和我们长期激励薪酬计划下的奖励。
此外，为了吸引合格的管理人员，我们可以一次性发放新聘员工的股权奖励。
基本工资
我们认为，基本工资应提供固定水平的竞争性薪酬，以反映执行干事的主要职责和责任，并为奖励机会和福利水平奠定基础。如上所述，G&C委员会每年都会审查我们近地天体的基本工资，同时考虑到我们的首席执行官对他本人以外的近地天体提出的建议。我们根据近地天体过去的业绩、目前的职责范围和未来的潜力，按照我们认为适合各个近地天体的技能和素质的水平支付基本工资。基本工资可以调整，以达到被确定为具有合理竞争力的水平，或反映晋升、额外职责的分配、个人业绩或公司业绩。如上所述，还根据对同龄人群体做法的分析，定期调整工资。
2022年4月，G&C委员会在讨论个人业绩和责任的同时，审查了Merdian制定的对市场薪酬水平的评估。作为这项审查的结果，并考虑到当前的市场状况，G&C委员会批准将Sims先生2022年的基本工资增加到80万美元，增幅为23.1%。这是西姆斯自2018年以来首次上调基本工资。迪尔和弗林的基本工资与2021年持平，分别为45万美元和50万美元。G&C委员会还批准将Jesulaitis女士的基本工资提高到450,000美元，增幅为12.5%，将Gaspard先生的基本工资提高到375,000美元，增幅为10.3%，这是由于这次审查、当前的市场状况以及他们各自的责任水平。
奖金
我们的近地天体通常参与奖金计划或奖金计划，大多数公司员工都参与其中。根据G&C委员会的设计，每个近地天体都有一个基于其基本工资的固定百分比的年度奖金目标。近地天体的目标数额是根据对同级小组的市场做法的分析以及对每个近地天体的薪金水平和有针对性的长期激励措施的考虑而确定的。基于G&C委员会的
对2022年业务和财务业绩的主观审查，在近地天体赔偿总额的范围内，酌情
弗林先生获得了与碱业务业绩相关的885,000美元奖金。这笔奖金
将于2023年3月支付，视弗林在付款日期的就业情况而定。此外，它是由
G&C委员会表示，将考虑将每一颗近地天体作为2022年的留任奖金，如下所述。
我们的近地天体可能会参加某些关键员工、经理和官员有资格获得的留任奖金计划。这些留任奖金是可自由支配的，根据个人和公司的表现发放，目的是留住关键员工。 2022年，西姆斯先生获得了1,000,000美元的留任奖金，Jesulaitis女士获得了550,000美元的留任奖金，Flynn先生获得了500,000美元的留任奖金，Gaspard先生获得了375,000美元的留任奖金，Deere先生获得了300,000美元的留任奖金，这些奖金将在以下日期分四次等额支付：2023年9月、2023年12月、2024年3月和2024年6月，这取决于在该日期继续受雇。
我们相信，这些留任奖金是一种适当的机制，可以激励关键高管留在我们这里，这样我们就可以从他们在该行业的经验和其他可供他们获得的竞争机会中受益。从长远来看，G&C委员会打算继续将基于绩效的现金激励作为我们高管薪酬计划的基石。
长期激励性薪酬
我们通常通过长期激励薪酬计划(LTIP)向董事、高管和某些员工提供一定的长期薪酬(现金和股权)。我们的G&C委员会设计这些奖励，通过促进业主意识和个人参与我们的发展、增长和财务成功，使计划参与者的利益与我们长期单位持有人的利益保持一致。我们的长期薪酬计划允许我们灵活地以股权或基于现金的薪酬形式授予递延薪酬奖励，完全或在满足一个或多个奖励可衡量的服务和业绩的条件时授予递延薪酬奖励，包括时间推移、持续雇佣、财务和运营(包括安全和可持续性)指标以及我们的单价随着时间的推移而升值。
2018年，我们的G&C委员会通过了我们2018年的LTIP。与我们2010年的LTIP一样，我们的2018 LTIP允许以虚拟单位和分配等价权(DER)的形式授予基于股权的薪酬。影子单位是名义单位，代表无资金和无担保的承诺，在满足特定归属要求的情况下，根据我们共同单位的市场价值向参与者支付指定金额的现金。DER是一种串联权利，可在
以季度为基础的现金金额，相当于如果未偿还的虚拟单位是我们发行的有限合伙人单位，将支付的分配额。此外，我们2018年的LTIP允许基于现金的奖励。
我们的G&C委员会管理我们的LTIP，并拥有广泛的权力根据我们的LTIP授予奖励，以及更改、修改或终止我们的LTIP。例如，我们的G&C委员会有权决定(I)谁(如果有的话)将不时获得奖励，以及(Ii)此类奖励的规模、性质、条款和条件。我们的G&C委员会还有权通过、修改和废除与我们的长期合作伙伴有关的规则、指导方针和做法，并解释我们的长期合作伙伴。我们的董事会可以随时终止LTIP。
2022年期间 和2021年，我们还根据2018年LTIP向某些官员和其他员工授予现金奖励，包括我们的近地天体。我们确立了目标 近地天体的授权值基于对我们薪酬同龄人群体的市场实践的分析，以及对每个NEO的工资和目标奖金水平的考虑。
2022年、2021年和2020年，G&C委员会为我们的每个近地天体制定了以下长期奖励现金赠款目标值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 长期激励
现金补助价值 |
| 名字 | | 2022 (1) | | 2021 (1) | | 2020 (2) |
| 格兰特·E·西姆斯 | | $ | 4,000,000 | | | $ | 3,600,000 | | | $ | — | |
| 罗伯特·V·迪尔 | | 800,000 | | | 800,000 | | | — | |
| 爱德华·T·弗林 | | 1,500,000 | | | 1,500,000 | | | — | |
| 克里斯汀·O·耶苏莱蒂斯 | | 1,000,000 | | | 650,000 | | | — | |
| 加兰德·加斯帕德 | | 750,000 | | | 600,000 | | | — | |
| | | | | | |
(1)关于2022年和2021年期间根据2018年长期投资计划向近地天体颁发的奖励的其他讨论见下文“基于计划的奖励的授予”披露。
(2)作为降低和控制我们成本结构的进程的一部分，管理层建议在2020年内不向2018年LTIP下的近地天体授予奖励，该计划已得到我们董事会的批准。
除了上面提到的2021年既定目标值外，我们还在2021年4月7日授予了一次性现金补充奖励向我们2018年LTIP下的某些官员和其他员工提供服务，包括我们的近地天体。补充奖励是100%基于服务的并将在他们的两年纪念日或2023年4月7日支付，具体取决于每个员工在该日期继续受雇的情况。这些奖励被授予，包括更短的授权期，目标是留住关键员工。授予我们的近地天体一次性补充奖金额如下：西姆斯先生72万美元、迪尔先生16万美元、弗林先生30万美元、杰苏莱蒂斯女士13万美元和加斯帕德先生12万美元。
其他补偿和福利
我们为我们的近地天体提供某些其他福利，包括医疗、牙科、残疾和人寿保险，并代表他们向我们的401(K)计划缴费。近地天体与所有其他雇员一样参与这些计划。除401(K)计划外，我们不赞助我们的近地天体有资格参加的养老金计划，也不提供我们的近地天体可以获得的退休后医疗福利。
我们的近地天体没有任何物质性质的额外福利。
税务和会计方面的影响
由于我们是合伙企业，而不是联邦所得税公司，因此我们不受《美国国税法》第162(M)条的高管薪酬税收减免限制。因此，支付给我们的近地天体的任何补偿都不受减税限制。然而，如果未来相关税法发生变化，委员会将考虑这些变化对我们的影响。对于我们的基于股权和基于现金的薪酬安排，我们记录了奖励归属期间的薪酬支出，如附注16我们的合并财务报表的项目8。
薪酬委员会报告
G&C委员会审查并与管理层讨论了上述薪酬讨论和分析。在审查和讨论的基础上，G&C委员会建议我们的董事会将这一薪酬讨论和分析包括在本10-K表格中。
上述报告由组成G&C委员会的下列董事提供：
•肯尼斯·M·杰斯特罗二世，主席
•康拉德·P·阿尔伯特
•詹姆斯·E·戴维森
•小詹姆斯·E·戴维森
•莎里琳·S·加萨维
•杰克·T·泰勒
本报告中包含的信息不应被视为征集材料或提交给美国证券交易委员会或承担交易法第18条规定的责任，除非我们通过引用将其明确纳入根据证券法或交易法提交的文件中。
薪酬风险评估
我们的董事会认为，我们对员工的薪酬政策和做法不会合理地对我们产生实质性的不利影响。我们用有竞争力的基本工资和激励性薪酬相结合的方式来补偿大多数员工。Meridian建议G&C委员会，我们的计划包括多种功能和做法，适当地控制过度冒险的动机。我们的董事会认为，员工薪酬要素的混合和设计不会鼓励员工承担过度或不适当的风险。
我们的董事会得出的结论是，以下风险监督和薪酬设计特点防止了过度冒险：
•公司有较强的内部财务控制；
•基本工资与员工的责任相一致，这样他们就不会为了达到合理的财务安全水平而承担过大的风险；
•奖励奖励的确定是基于对各种业绩指标的审查以及对个人业绩的有意义的主观评估，从而使与任何单一业绩指标相关的风险多样化；
•激励奖由G&C委员会设置上限；
•薪酬决定包括调整年度奖励和支付的自由裁量权，这进一步降低了与我们的计划相关的任何业务风险；以及
•长期激励奖旨在为致力于为单位持有人提供长期回报的公司战略提供适当的奖励。
薪酬汇总表
下面的补偿表汇总了2022年、2021年和2020年向我们的近地天体支付或应计的总补偿。
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| 姓名和主要职位 | | 年 | | 薪金(元) | | 奖金(美元)(2) | | | | 非股权激励计划薪酬(美元)(3) | | 所有其他 补偿(美元)(4) | | 总计(美元) |
| 格兰特·E·西姆斯 | | 2022 | | $ | 758,461 | | | $ | 665,000 | | | | | $ | 792,000 | | | $ | 716,488 | | | $ | 2,931,949 | |
| 首席执行官 | | 2021 | | 650,000 | | | 480,000 | | | | | 495,360 | | | 8,154 | | | 1,633,514 | |
| (首席行政主任) | | 2020 | | 650,000 | | | 480,000 | | | | | — | | | 37,034 | | | 1,167,034 | |
| 罗伯特·V·迪尔 | | 2022 | | 450,000 | | | 270,000 | | | | | 288,000 | | | 41,704 | | | 1,049,704 | |
| 首席财务官 | | 2021 | | 450,000 | | | 240,000 | | | | | 165,120 | | | 25,554 | | | 880,674 | |
| (首席财务官) | | 2020 | | 450,000 | | | 240,000 | | | | | — | | | 46,814 | | | 736,814 | |
爱德华·T·弗林(1) | | 2022 | | 500,000 | | | 850,000 | | | | | 240,000 | | | 37,890 | | | 1,627,890 | |
| 总裁常务副总经理 | | 2021 | | 500,000 | | | 60,000 | | | | | 180,000 | | | 22,637 | | | 762,637 | |
| | 2020 | | 500,000 | | | 850,000 | | | | | — | | | 27,868 | | | 1,377,868 | |
| 克里斯汀·O·耶苏莱蒂斯 | | 2022 | | 436,154 | | | 410,000 | | | | | 198,000 | | | 35,896 | | | 1,080,050 | |
| 首席法务官高级副总裁 | | 2021 | | 400,000 | | | 300,000 | | | | | 109,740 | | | 15,384 | | | 825,124 | |
| | 2020 | | 400,000 | | | 318,750 | | | | | — | | | 28,773 | | | 747,523 | |
| 加兰德·加斯帕德 | | 2022 | | 365,307 | | | 295,000 | | | | | 180,000 | | | 44,754 | | | 885,061 | |
| 高级副总裁 | | 2021 | | 340,000 | | | 240,000 | | | | | 123,840 | | | 25,554 | | | 729,394 | |
| | 2020 | | 340,000 | | | 390,000 | | | | | — | | | 36,721 | | | 766,721 | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
(1)弗林2022年的奖金包括一笔与2021年相关的60万美元的可自由支配奖金，但在2022年3月支付，条件是他在支付日继续受雇。弗林2020年的奖金包括一笔与2019年相关的可自由支配的36万美元奖金，但在2020年3月支付，这取决于弗林在支付日是否继续受雇。
(2)显示的金额代表2020年、2021年和2022年期间授予和支付的任何留任奖金，以及相对于每年赚取的任何现金或特别奖金奖励。
(3)所示金额代表2018年LTIP下2019年和2018年授予的奖励中分别于2022年和2021年授予和支付的非股权激励计划奖励。
(4)下表列出了截至2022年12月31日的年度内每个近地天体的“所有其他补偿”的组成部分。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 名字 | | 401(K)配对和利润分享缴款(1) | | 保险 保费(2) | | | | 总计 |
| 格兰特·E·西姆斯 | | $ | 15,250 | | | $ | 701,238 | | | | | $ | 716,488 | |
| 罗伯特·V·迪尔 | | 33,550 | | | 8,154 | | | | | 41,704 | |
| 爱德华·T·弗林 | | 30,500 | | | 7,390 | | | | | 37,890 | |
| 克里斯汀·O·耶苏莱蒂斯 | | 33,550 | | | 2,346 | | | | | 35,896 | |
| 加兰德·加斯帕德 | | 36,600 | | | 8,154 | | | | | 44,754 | |
此表中的金额表示：
(1)我们代表每个近地天体为我们的401(K)计划和利润分享计划做出的贡献。
(2)定期人寿保险费由我们代表每个NEO支付。西姆斯先生2022年的保险费包括由我们支付的与他的人寿保险单相关的保费。
基于计划的奖励的授予
下表显示了根据2018年LTIP向我们的近地天体颁发的2022年现金奖励。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 估计的未来支出 |
| | | | | | 非股权激励计划奖 |
| 名字 | | 授予日期(1) | | 背心日期 | | 阀值 | | 目标 | | 极大值 |
| 格兰特·E·西姆斯 | | 4/7/2022 | | 4/7/2025 | | 2,400,000 | | | 4,000,000 | | | 7,200,000 | |
| 罗伯特·V·迪尔 | | 4/7/2022 | | 4/7/2025 | | 480,000 | | | 800,000 | | | 1,440,000 | |
| 爱德华·T·弗林 | | 4/7/2022 | | 4/7/2025 | | 900,000 | | | 1,500,000 | | | 2,700,000 | |
| 克里斯汀·O·耶苏莱蒂斯 | | 4/7/2022 | | 4/7/2025 | | 600,000 | | | 1,000,000 | | | 1,800,000 | |
| 加兰德·加斯帕德 | | 4/7/2022 | | 4/7/2025 | | 450,000 | | | 750,000 | | | 1,350,000 | |
(1)对于在2022年4月7日授予近地天体的奖励，金额的80%代表如果公司满足与我们的可用准备金前现金、我们的综合杠杆率(如信贷协议中定义的)以及2024年期间的安全和可持续性指标相关的某些业绩条件(门槛、目标和最高)，将支付的现金。其余20%的奖项以服务为基础。见上文“长期激励性薪酬”中与2018年长期激励计划有关的其他讨论。
截至2022年12月31日，我们的近地天体没有获得基于股权的奖励。
终止或更改控制权利益
我们认为，维持一支稳定和有效的管理团队对于保护和加强我们和我们的单位持有人的最佳利益至关重要。为此，我们认识到控制权变更或其他收购事件的可能性可能会在管理层中引发不确定性和问题，这种不确定性可能会对我们留住关键员工的能力产生不利影响，这将对我们的单位持有人不利。如上所述，由于我们的管理团队是随着时间的推移而建立的，而且我们的近地天体在不同情况下成为近地天体，因此在发生终止或控制权变更时，我们各个近地天体获得的补偿和福利各不相同。在延长这些福利时，我们考虑了一些因素，包括其他上市MLP采用类似福利的普遍性。有关这些好处的进一步讨论，包括某些术语的定义，如控制权的变更和原因，请参阅下面的“终止或控制权变更时的潜在付款”。
我们相信，如果我们的管理层和单位持有人的利益一致，单位持有人的利益就会得到最好的满足。我们认为，上述控制权利益的终止和变更在应支付的潜在赔偿和上述目标之间取得了适当的平衡。
终止或控制权变更时可能支付的款项
根据假设的终止日期2022年12月31日，西姆斯先生、迪尔先生、弗林先生、加斯帕德先生和杰苏莱蒂斯女士自愿终止合同或因正当原因终止合同的福利将为零。
如果因死亡或残疾而终止，Sims、Deere、Flynn、Gaspard和Jesulaitis先生将100%授予我们2018年LTIP下的未偿还奖励，包括2022年和2021年授予的奖励，将导致在2018年LTIP下死亡或残疾时支付以下金额：
| | | | | |
| 格兰特·E·西姆斯 | $ | 8,320,000 | |
| 罗伯特·V·迪尔 | 1,760,000 | |
| 爱德华·T·弗林 | 3,300,000 | |
| 克里斯汀·O·耶苏莱蒂斯 | 1,780,000 | |
| 加兰德·加斯帕德 | 1,470,000 | |
在2022年4月和2021年4月授予的LTIP奖励的控制权发生变化后，授予的现金奖励的未归属服务部分将完全归属，而授予的现金奖励的未归属业绩部分将按业绩指标的200%归属。根据2022年12月31日同时变更控制权和终止日期的假设，西姆斯、迪尔、弗林、加斯帕德和杰苏莱蒂斯女士的控制权终止福利变动如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 格兰特·E。
模拟人生 | | 罗伯特五世
迪尔 | | 爱德华·T·弗林 | | 克里斯汀·O·耶苏莱蒂斯 | | 加兰德·加斯帕德 |
| 2022年批准的2018年LTIP既得奖励的现金支付 | $ | 7,200,000 | | | $ | 1,440,000 | | | $ | 2,700,000 | | | $ | 1,800,000 | | | $ | 1,350,000 | |
| 2021年批准的2018年LTIP既得奖励的现金支付 | 7,200,000 | | | 1,600,000 | | | 3,000,000 | | | 1,300,000 | | | 1,200,000 | |
| 总计 | $ | 14,400,000 | | | $ | 3,040,000 | | | $ | 5,700,000 | | | $ | 3,100,000 | | | $ | 2,550,000 | |
2022财年的董事薪酬
下表反映了我们非雇员董事的薪酬。西姆斯没有获得任何可归因于他董事用户身份的补偿。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 名字 | | 以现金形式赚取或支付的费用(美元)(1) | | 库存 奖项 ($)(2) (3) | | 所有其他 补偿 ($)(4) | | 总计 |
| 康拉德·P·阿尔伯特 | | 109,000 | | | 115,000 | | | 21,475 | | | 245,475 | |
| 詹姆斯·E·戴维森 | | $ | 100,000 | | | $ | 110,000 | | | $ | 20,890 | | | $ | 230,890 | |
| 小詹姆斯·E·戴维森 | | 100,000 | | | 110,000 | | | 20,890 | | | 230,890 | |
| 莎里琳·S·加萨维 | | 116,500 | | | 122,500 | | | 23,469 | | | 262,469 | |
| 肯尼斯·M·杰斯特罗二世 | | 112,500 | | | 122,500 | | | 23,469 | | | 258,469 | |
| 杰克·T·泰勒 | | 107,000 | | | 115,000 | | | 21,475 | | | 243,475 | |
(1)金额包括每年的预订费和出席会议的费用。关于2022年7月发生的非雇员董事薪酬结构的变化，请参阅下面的进一步讨论。
(2)本栏所列金额为根据股权薪酬会计指引计算的二零一零年长期转让权益计划项下虚拟单位奖励于授予日的公允价值。关于2022年7月发生的非雇员董事薪酬结构的变化，请参阅下面的进一步讨论。
(3)截至2022年12月31日，向董事颁发的未完成奖项包括根据我们的2010年长期激励计划授予的幻影单位。James Davison和James Davison，Jr.两人分别持有34,901个未平仓单位，加斯韦和贾斯特罗各持有39,124个未平仓单位，阿尔伯特和泰勒分别持有36,041个未平仓单位。
(4)本栏中的金额代表根据我们的2010年长期租赁权计划授予的与未偿还虚拟单位相关的串联DER支付的金额。
2022年7月，我们对非普通合伙人高管的董事的薪酬结构进行了更新，增加了非雇员董事的基本薪酬，并取消了出席额外会议的现金薪酬，如下所述。从2022年7月开始，我们的非雇员董事有权获得每年240,000美元的基本薪酬，其中120,000美元以现金支付，120,000美元以虚拟单位支付。董事的负责人、审计委员会和G&C委员会的主席以及审计委员会的任何非主席成员都将获得一笔额外的基本薪酬，平均分配给现金单位和虚拟单位。现金补偿按季度等额支付。这笔额外款项为：董事首席执行官10,000美元、审计委员会主席25,000美元、财务与财务委员会主席15,000美元以及审计委员会非主席成员15,000美元。
在每个日历季度的第一天支付现金，并奖励虚拟单位。在2020年、2021年和2022年期间，我们仅向董事授予2010年长期激励计划下的幻影单位，所有这些奖励都是基于服务的奖励，没有业绩条件。授予的虚拟单位数量是通过将授予日我们单位的收盘价除以以虚拟单位支付的金额来确定的。只要他或她在有关决定日期是董事，每名董事将获得：(I)季度分配，等于该董事持有的虚拟单位数量乘以我们将在该分配日期就每个未偿还的普通单位支付的季度分配金额，以及(Ii)对于在2021年7月之前授予的所有虚拟单位，在该董事的每个授予日期的三周年，数额等于在该授予日期当日授予该董事的虚拟单位数量乘以截至该周年日前的20个交易日我们的普通单位的平均收盘价
约会。从2021年7月开始，授予我们董事的所有虚拟单位将在其一周年纪念日后归属并支付，金额等于授予的虚拟单位数量乘以截至紧接该周年日前一天的20个交易日我们共同单位的平均收盘价。
在2022年7月之前，董事亲自参加的额外会议使其每次会议有权获得2,500美元的额外补偿，董事通过电信方式参加的她/他有权获得每次会议2,000美元的额外补偿。这种付款是在支付季度基本赔偿金的同时支付的。其他会议包括(I)与本公司董事会有关的任何会议(亲身或透过电讯)，但(X)本公司董事会每一历年的五次预设会议及(Y)与本公司向美国证券交易委员会提交的Form 10-K年度报告或任何Form 10-Q季度报告有关的简短后续电讯会议，以及(Ii)任何委员会会议。
CEO薪酬比率
我们首席执行官与员工薪酬中位数的比率是根据美国证券交易委员会薪酬比率规则S-K第402(U)项计算的，其中要求披露(I)公司所有员工(首席执行官除外)的年度总薪酬中位数，(Ii)首席执行官的年度总薪酬，以及(Iii)这两个数字的比率。
我们通过检查2020年12月31日所有个人的现金薪酬总额确定了截至2020年12月31日的中位数员工，其中不包括我们在2020年12月31日聘用的首席执行官。与第402(U)项一致，我们最初将作为独立承包商提供服务的个人排除在我们的员工之外，这是根据美国国税局出版物15A：《雇主补充税收指南》中所述用于税务目的的测试的应用。我们选择2020年12月31日(在2020年的最后三个月内)作为识别中位数员工的日期，因为这使我们能够以合理高效和经济的方式进行识别。我们没有对现金薪酬总额做出任何假设、调整或估计，我们也没有按年率计算2020年全年我们没有雇用的任何全职员工的薪酬。我们认为，对所有员工使用全部现金薪酬是一种一贯适用的薪酬措施，因为我们不会广泛地向员工分发年度股权奖励。由于我们的所有员工都位于美国，包括波多黎各联邦，并以美元支付工资，因此我们在确定员工中位数时没有进行任何生活费调整。
我们使用相同的中位数员工来计算截至2021年12月31日、2021年和2022年的CEO与员工薪酬中值比率，因为我们在2021年或2022年期间没有经历员工总数或员工薪酬安排的任何重大变化，我们有理由相信这些变化会影响CEO与员工薪酬中值比率的披露。截至2022年12月31日，公司拥有员工2,109人，其中全职员工2,088人，临时员工21人。
我们计算中位数员工的年度总薪酬的方法与我们对被任命的高管使用的方法相同，如上文10-K文件中的2022年薪酬摘要表所述。我们的首席执行官西姆斯先生在2022年的年度总薪酬为2,931,949美元，如薪酬摘要表所示。我们的中位数员工年总薪酬为 2022 120,393美元。根据这一信息，西姆斯先生的总年薪大约是我们2022年员工中位数的24倍，即24：1。
项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理及有关单位持有人事项
合伙单位的实益所有权
共有单位的实益所有权
下表列出了截至2023年2月24日，按单位类别、我们普通合伙人的董事和高管以及所有董事和高管作为一个集团，5%或更多的受益所有者对我们的共同单位的实益所有权的某些信息。这一信息是基于被指名者提供的数据。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | A类公共单位 | | B类公共单位 |
| 实益拥有人姓名或名称及地址 | | 实益所有权的数额和性质 | (1) | 班级百分比 | | 实益所有权的数额和性质 | | 班级百分比 |
| 康拉德·P·阿尔伯特 | | 15,000 | | | * | | — | | | — | |
| 詹姆斯·E·戴维森 | | 3,738,178 | | (2) | 3.1 | % | | 9,453 | | | 23.6 | % |
| 小詹姆斯·E·戴维森 | | 5,423,932 | | (3) | 4.4 | % | | 13,648 | | | 34.1 | % |
| 莎里琳·S·加萨维 | | 289,445 | | | * | | 1,081 | | | 2.7 | % |
| 肯尼斯·M·杰斯特罗二世 | | 150,000 | | | * | | — | | | — | |
| | | | | | | | |
| 杰克·T·泰勒 | | 32,865 | | | * | | — | | | — | |
| 格兰特·E·西姆斯 | | 3,010,000 | | (4) | 2.5 | % | | 7,087 | | | 17.7 | % |
| 罗伯特·V·迪尔 | | 829,987 | | | * | | 1,052 | | | 2.6 | % |
| | | | | | | | |
| 爱德华·T·弗林 | | 120,000 | | | * | | — | | | — | |
| 克里斯汀·O·耶苏莱蒂斯 | | 55,000 | | | * | | — | | | — | |
| 瑞安·S·西姆斯 | | 16,300 | | | * | | — | | | — | |
| 加兰德·加斯帕德 | | 12,000 | | | * | | — | | | — | |
| 凯伦·N·佩普 | | 152,131 | | | * | | — | | | — | |
| 理查德·R·亚历山大 | | 20,245 | | (5) | * | | — | | | — | |
| 威廉·S·戈洛威 | | 10,000 | | | * | | — | | | — | |
| 查德·A·兰德里 | | 30,000 | | (6) | * | | — | | | — | |
所有董事和高级管理人员(共16人) | | 13,905,083 | | | 11.3 | % | | 32,321 | | | 80.8 | % |
| | | | | | | | |
| 史蒂文·K·戴维森 | | 2,205,617 | | (7) | 1.8 | % | | 7,676 | | | 19.2 | % |
| Global X Management Company LLC | | 6,307,420 | | | 5.1 | % | | — | | | |
| | | | | | | | |
| 景顺有限公司 | | 16,209,740 | | | 13.2 | % | | — | | | |
| FMR有限责任公司 | | 7,400,097 | | | 6.0 | % | | | | |
| 阿尔卑斯山顾问公司 | | 16,265,444 | | | 13.3 | % | | — | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
*低于1%
(1)B类公共单位也包括在A类公共单位总数中，在大多数方面与A类公共单位相同，并具有与A类公共单位同等的投票权和分配权。此外，B类公共单位有权选举我们所有的董事会成员，并在某些情况下可转换为A类公共单位，但某些例外情况除外。
(2)除了他的直接所有权权益外，戴维森先生还是终端服务公司的唯一股东，该公司拥有1,010,835个A类公共单位。
(3)其中1,339,383个A类普通单位由戴维森的子女信托持有。其中187,856个A类共同单位由詹姆斯·E·戴维森和玛格丽特·A·B·戴维森特别信托持有。
(4)西姆斯抵押了2,943,650套这类A类普通住房，作为从银行获得贷款的抵押品。
(5)包括亚历山大的父母持有的4,745个A类普通单位，亚历山大对这些单位拥有交易权。亚历山大承诺将10,000个A类普通股作为融资融券账户的抵押品。
(6)所有30,000个A类公有单位都由一个信托基金持有，兰德里是该信托基金的受益人和共同受托人。
(7)包括由Steven Davison家族信托基金持有的147,941个A类公共单位。
除特别注明外，根据适用的社区财产法，上表中的每个单位持有人被认为对实益持有的单位拥有唯一投票权和投资权。
优先股的实益拥有权
下表列出了截至2022年12月31日的某些信息我们A类可转换优先股的实益所有权。这一信息是根据指名者提供的数据提供的。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 实益拥有人姓名或名称及地址 | | A类可转换优先股 |
| | 实益所有权的数额和性质 | | 班级百分比 (1) |
GSO Rodeo Holdings LP(2) | | 12,668,389 | | | 50.0 | % |
KKR Rodeo聚合器L.P.(3) | | 12,668,389 | | | 50.0 | % |
(1)受益所有权百分比是根据截至2022年12月31日被视为未偿还的25,336,778个A类可转换优先股计算的。
(2)反映GSO Rodeo Holdings LP直接拥有的A类可转换优先股。GSO Rodeo Holdings Associates LLC是GSO Rodeo Holdings LP的普通合伙人。GSO Holdings I L.L.C.是GSO Rodeo Holdings Associates LLC的管理成员。Blackstone Holdings II L.P.是GSO Holdings I L.L.C.的管理成员。Blackstone Holdings I/II GP Inc.是Blackstone Holdings II L.P.的普通合伙人。Blackstone Group Inc.是Blackstone Holdings I/II GP，L.L.C.的唯一成员。Blackstone Group Management L.L.C.是黑石C类普通股的唯一持有人。Blackstone Group Management L.L.C.由Blackstone的高级董事总经理全资拥有，由其创始人Stephen A.Schwarzman控制。此外，对于GSO Rodeo Holdings LP持有的证券，Bennett J.Goodman可能被视为拥有共同的投票权和/或投资权。上述各项(GSO Rodeo Holdings LP除外)拒绝实益拥有由GSO Rodeo Holdings LP实益拥有的A类可转换优先股。GSO Rodeo Holdings LP的业务地址是c/o GSO Capital Partners LP，345 Park Avenue，New York 10154。
(3)反映KKR聚合器L.P.直接拥有的A类可转换优先股。KKR Rodeo聚合器GP LLC作为KKR Rodeo聚合器有限责任公司的普通合伙人KKR Global Infrastructure Investors II(Rodeo)L.P.作为KKR Rodeo聚合器GP LLC的唯一成员KKR Associates Infrastructure II AIV L.P.作为KKR Global Infrastructure Investors II(Rodeo)L.P.的普通合伙人KKR Infrastructure II AIV GP LLC作为KKR Associates Infrastructure II AIV L.P.的普通合伙人KKR Financial Holdings LLC作为KKR Infrastructure II AIV GP LLC的B类成员KKR Fund Holdings L.P.作为KKR Infrastructure II AIV GP LLC的A类成员及KKR Financial Holdings LLC的唯一成员，KKR Fund Holdings GP Limited作为KKR Fund Holdings L.P.的普通合伙人、KKR Group Holdings Corp.的唯一股东和KKR Fund Holdings L.P.的普通合伙人KKR&Co.Inc.(作为KKR Group Holdings Corp.的唯一股东)、KKR Management LLC(作为KKR&Co.Inc.的B类普通股股东)以及KKR Management LLC的指定成员Kravis先生和Roberts先生可被视为就本附注所述A类可转换优先股拥有共同投票权及投资权的实益拥有人。除罗伯茨先生外，本段提及的所有实体和个人的主要营业地址为C/o Kohlberg Kravis Roberts&Co.L.P.，9 West 57 th Street，Suite4200，New York，NY 10019。罗伯茨先生的主要业务地址是C/o Kohlberg Kravis Roberts&Co.L.P.，地址：沙山路2800号，Suite200，Menlo Park，CA 94025。
普通合伙人权益的实益所有权
Genesis Energy，LLC在美国拥有非经济普通合伙人权益。Genesis Energy，LLC是我们的全资子公司。
Genesis Energy，LLC以及所有高级管理人员和董事的邮寄地址是德克萨斯州休斯敦，路易斯安那州811，Suite1200，邮编：77002。
第13项：某些关系和关联交易，以及董事独立性
与关联人的交易
我们的首席执行官西姆斯先生拥有一架飞机，我们在运营过程中将其用于商业目的。我们向西姆斯先生支付固定的月费，并向飞机管理公司报销与我们使用飞机有关的费用，包括燃料和实际自付费用。与这一安排相关的是，我们在2022年向西姆斯支付了总计70万美元。根据目前根据与业界认可的包机公司订立的长期优先安排租用私人飞机的市场费率，我们相信这项安排的条款并不比我们预期在公平交易中获得的条件差。
我们某些高管和董事的家人可能会不时为我们工作。2022年，西姆斯先生(我们的首席执行官，董事用户)有两个儿子在我们公司工作，一个儿子叫高级副总裁，负责财务和企业
另一个作为董事在我国近海管道运输领域的商业发展。老詹姆斯·戴维森先生(董事人)有一个儿子(他也是董事人小詹姆斯·E·戴维森的弟弟)于2022年在我们的陆上设施和运输部担任董事工作。这些家庭成员总共获得了不到1 400 000美元的W-2薪酬。
2019年9月23日，我们宣布了格兰杰优化项目，以扩大我们现有的格兰杰工厂。我们与持有A类可转换优先股逾5%的实益拥有人BXC订立协议，购买Alkali Holdings合共最多350,000,000美元的优先股(或350,000股优先股)。我们从BXC获得的收益将为格兰杰优化项目的部分预期成本提供资金。2020年4月14日，我们与BXC签署了一项协议修正案，其中包括将格兰杰优化项目的建设时间表延长一年，目前我们预计该项目将于2023年下半年完成。作为修订的代价，我们向BXC发行了1,750个Alkali Holdings优先股。作为修订的一部分，BXC的总承诺增加至最多351,750,000美元的Alkali Holdings优先股(或351,750优先股)，但须遵守我们与BXC协议所载的契诺。在新的预期施工期间，Alkali Holdings的优先单位持有人将获得PIK分配，而不是现金分配。于吾等不时提取至少2.518亿美元后，吾等可选择全部赎回尚未赎回的优先股，赎回价格相等于每优先股的初始购买价1,000美元，外加不少于预定固定内部回报率或投资资本指标的倍数(“基本优先回报率”)的较大者(“基本优先回报率”)。此外，若赎回所有尚未提取的优先股单位，吾等并未提取至少2.518亿美元，而BXC并非根据有限责任公司协议的“违约成员”，则BXC有权就未提取的优先股单位数目追回全部款项。
于2022年5月17日(“赎回日期”)，我们悉数赎回已发行的251,750个Alkali Holdings优先股，基本优先回报金额为2.886亿美元。在2022年，我们向BXC发行了5,356个Alkali Holdings优先股，为格兰杰优化项目提供资金，并履行公司的纳税分配义务。截至2022年12月31日，没有未偿还的Alkali Holdings优先股。
2022年5月17日，我们通过一家新成立的全资不受限制实体GA ORRI LLC，向由BXC提供咨询的某些机构投资者发行了本金额为425,000,000美元的2042年到期的5.875%碱性优先担保票据，以GA ORRI在我们几乎所有碱性业务的Trona矿产租约中的50年期10%的有限期限优先使用费权益为抵押。参见第1项。“某些增长举措的最新发展和现状--碱性高级担保票据的发行和相关交易”，以了解更多信息。
董事独立自主
由于我们是一家有限合伙企业，纽约证券交易所的上市标准并不要求我们拥有多数独立董事(尽管根据纽约证券交易所规则的定义，我们的董事会至少有大多数成员是独立的)，也不要求我们的董事会有提名委员会或薪酬委员会。然而，我们必须有一个至少由三名成员组成的审计委员会，按照纽约证券交易所的定义，所有成员都必须是“独立的”。
根据纽约证券交易所的规则，要被视为独立，我们的董事会必须确定，除了董事之外，董事与我们没有任何实质性关系。规则规定了确定董事独立性的标准，包括董事及其直系亲属在受雇于我们或我们的独立会计师或与我们的独立会计师的关系方面的指导方针。我们的董事会已经决定，根据纽约证券交易所的规则，加斯韦女士和贾斯特罗、阿尔伯特和泰勒先生都是独立的董事公司。看见第10项。“董事、高管和公司治理”，以获得与我们的董事和董事独立性相关的其他讨论。
项目14.主要会计费用和服务
下表汇总了安永律师事务所在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内提供的专业服务费用。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| | (单位：千) |
审计费(1) | | $ | 3,374 | | | $ | 3,087 | |
| | | | |
所有其他费用(2) | | 423 | | | 3 | |
| 总计 | | $ | 3,797 | | | $ | 3,090 | |
(1)包括年度审计和季度审查(包括内部控制评估和报告)、美国证券交易委员会登记报表以及关于公认会计原则的会计和财务报告咨询和研究工作的费用。
(2)包括与非审计相关服务和会计研究软件许可证相关的费用。
前置审批政策
安永在2022年和2021年的服务是根据审计委员会通过的预先批准政策和程序预先批准的。本政策描述了允许的审计、审计相关、税务和其他服务，我们统称为独立审计师可能执行的披露类别。该政策要求，每个财政年度、服务说明或预计由独立审计师在下一个财政年度在每个披露类别中执行的服务清单应提交审计委员会批准。
服务清单上未考虑的任何审计、审计相关、税务和其他服务请求必须提交给审计委员会进行具体的预批准，并且在批准之前不能开始。通常，预先批准是在定期安排的会议上提供的。
在考虑安永在2022年和2021年提供的非审计服务的性质时，审计委员会确定这些服务与提供独立审计服务相兼容。审计委员会与安永会计师事务所和我们普通合伙人的管理层讨论了这些服务，以确定它们符合美国证券交易委员会为实施2002年萨班斯-奥克斯利法案而颁布的关于审计师独立性的规则和条例，以及美国注册会计师协会。
项目15.证物和财务报表附表
(A)(1)财务报表
请参阅“合并财务报表和财务报表明细表索引”。
(A)(2)财务报表附表。
请参阅“合并财务报表和财务报表明细表索引”。
(A)(3)展品
| | | | | | | | | | | |
| 3.1 | | Genesis Energy，L.P.有限合伙企业证书(通过引用1996年11月15日提交的S-1表格注册声明第2号修正案的附件3.1合并，文件编号333-11545)。 |
| 3.2 | | Genesis Energy，L.P.有限合伙企业证书修正案(通过参考本公司截至2011年6月30日的季度报告Form 10-Q的附件3.2，文件第001-12295号)。 |
| 3.3 | | Genesis Energy，L.P.第五次修订和重新签署的有限合伙协议(通过参考2011年1月3日提交的公司当前8-K报表的附件5.1，文件第001-12295号合并而成)。 |
| 3.4 | | Genesis Energy，L.P.，2017年9月1日修订和重新签署的第五份有限合伙协议的第一修正案(通过引用附件3.1并入公司于2017年9月7日提交的当前8-K表格报告，第001-12295号文件)。 |
| 3.5 | | Genesis Energy，L.P.，2017年12月31日修订和重新签署的第五份有限合伙协议第二修正案(通过引用附件3.1并入公司于2018年1月4日提交的当前8-K表格报告，第001-12295号文件)。 |
| 3.6 | | 特拉华州公司Genesis Energy，Inc.向特拉华州有限责任公司Genesis Energy，LLC的转换证书(通过参考2009年1月7日提交的公司当前8-K报表第001-12295号文件的附件3.1合并而成)。 |
| 3.7 | | Genesis Energy，LLC(前身为Genesis Energy，Inc.)成立证书(通过引用本公司2009年1月7日提交的8-K表格当前报告第001-12295号文件的附件5.2并入)。 |
| 3.8 | | 2010年12月28日第二次修订和重新签署的Genesis Energy有限责任公司协议(通过参考2011年1月3日提交的公司当前报告8-K表的附件3.2合并，文件编号001-12295)。 |
| 3.9 | | Genesis Energy Finance Corporation的注册证书，日期为2006年11月27日(通过参考公司于2011年9月26日提交的S-4表格注册声明的附件3.7，文件第333-177012号合并而成)。 |
| 3.10 | | 创世能源财务公司章程(参照公司于2011年9月26日提交的S-4表格注册说明书的附件3.8，文件编号333-177012)。 |
| 4.1 | | 根据1934年证券交易法第12条登记的证券说明(通过引用附件4.1并入公司截至2019年12月31日的Form 10-K年度报告第001-12295号文件)。 |
| 4.2 | | 通用单位成因能源证书表格L.P.(参考本公司截至2007年12月31日的10-K表格年度报告附件4.1第001-12295号文件). |
| 4.3 | | 2007年7月25日的戴维森单位持有人权利协议(通过引用本公司于2007年7月31日提交的8-K表格当前报告第001-12295号文件的附件10.4而并入)。 |
| 4.4 | | 日期为2007年10月15日的戴维森单位持有人权利协议第1号修正案(参考本公司于2007年10月19日提交的8-K表格现行报告第001-12295号文件的附件10.2并入)。 |
| 4.5 | | 日期为二零一零年十二月二十八日的戴维森单位持有人权利协议第2号修正案(参考本公司于2011年1月3日提交的8-K表格现行报告第001-12295号文件附件10.3而并入)。 |
| 4.6 | | 2007年7月25日的戴维森注册权协议(通过引用本公司于2007年7月31日提交的8-K表格当前报告第001-12295号文件的附件10.3而并入)。 |
| 4.7 | | 日期为2007年11月16日的戴维森注册权协议第1号修正案(通过引用附件10.1并入本公司于2007年11月16日提交的当前8-K表格报告第001-12295号文件)。 |
| | | | | | | | | | | |
| 4.8 | | 日期为2007年12月6日的戴维森注册权协议第2号修正案(通过引用附件99.1并入本公司于2007年12月11日提交的当前8-K表格报告第001-12295号文件)。 |
| 4.9 | | 日期为2010年12月28日的戴维森注册权协议第3号修正案(通过参考2011年1月3日提交的本公司当前8-K表格报告第001-12295号文件的附件10.2并入)。 |
| 4.10 | | 注册权协议，日期为二零一零年十二月二十八日，由Genesis Energy，L.P.与Genesis Energy，LLC的前单位持有人签订(通过参考本公司于2011年1月3日提交的当前8-K表格报告第001-12295号文件附件10.1而并入)。 |
| 4.11 | | 注册权协议，日期为2017年9月1日，由Genesis Energy，L.P.、GSO Rodeo Holdings LP和Rodeo Finance Aggregator LLC签署(通过引用附件4.1并入本公司于2017年9月7日提交的当前8-K报表，文件编号001-12295)。 |
| 4.12 | | 由Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中点名的某些附属担保人和美国银行全国协会作为受托人(通过参考公司于2014年5月15日提交的当前8-K表格报告第001-12295号文件的附件4.1合并而成)。 |
| 4.13 | | 2024年到期的5.625%高级债券的补充契约，日期为2014年5月15日，由Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、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(通过引用公司于2014年5月15日提交的当前8-K报表第001-12295号文件的附件4.2并入)。 |
| 4.14 | | 由Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中指定的担保人和作为受托人的美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)发行的2024年到期、利率为5.625的高级债券的第二次补充契约，日期为2014年10月15号，由Genesis Energy L.P.、Genesis Energy Finance Corporation和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过参考公司截至2014年12月31日的10-K表格年报第001-12295号文件附件4.35合并)。 |
| 4.15 | | 于二零二四年十二月十七日由Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其内所指名的担保人及受托人美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)发行的2024年到期、息率为5.625的高级债券的第三次补充契约(透过参考本公司截至2014年12月31日止年度10-K表格年报第001-12295号文件附件4.36合并而成)。 |
| 4.16 | | 由Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中指定的担保人和作为受托人的美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过参考公司截至2014年12月31日的10-K表格年报第001-12295号文件附件4.37并入)，于2024年到期、日期为2015年1月22日的5.625%高级债券的第四次补充契约。 |
| 4.17 | | 由Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中指定的担保人和作为受托人的美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)发行的2024年到期、利率为5.625的高级债券的第五次补充契约，日期为2015年2月19号，由Genesis Energy L.P.、Genesis Energy Finance Corporation和美国银行协会作为受托人(通过参考公司截至2014年12月31日的10-K表格年报第001-12295号文件附件4.38合并而成)。 |
| 4.18 | | 由Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中指定的担保人和作为受托人的美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过参考公司截至2014年12月31日的10-K表格年报附件4.39，档案编号001-12295并入)发行的2024年到期、利率为5.625的高级债券的第六次补充契约，日期为2015年2月19日。 |
| 4.19 | | 第七次补充契约，利率为5.625的高级债券，于2024年到期，日期为2015年6月26日，由Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中指定的担保人和作为受托人的美国银行全国协会(通过参考公司截至2015年6月30日的Form 10-Q季度报告附件4.6，文件第001-12295号合并而成)。 |
| 4.20 | | 第八次补充契约，利率为5.625的高级债券，于2024年到期，日期为2015年7月15日，由Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中点名的担保人和作为受托人的美国银行全国协会(通过参考公司截至2015年6月30日的Form 10-Q季度报告附件4.7，文件第001-12295号合并而成)。 |
| 4.21 | | 第九次补充契约，利率为5.625的高级债券，于2024年到期，日期为2015年9月22日，由Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中点名的担保人和作为受托人的美国银行全国协会(通过参考公司截至2015年9月30日的Form 10-Q季度报告附件4.3，文件第001-12295号合并而成)。 |
| 4.22 | | 第十期补充契约，日期为2024年12月11日到期，由Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中点名的担保人和作为受托人的美国银行全国协会(通过参考公司截至2015年12月31日的Form 10-K年报第001-12295号文件附件4.52合并而成)。 |
| 4.23 | | 第十一次补充契约，日期为2024年3月10日到期，由Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中指定的担保人和受托人美国银行全国协会(通过参考公司截至2016年3月31日的Form 10-Q季度报告附件4.3，文件第001-12295号合并而成)到期。 |
| | | | | | | | | | | |
| 4.24 | | 第十二次补充契约，于2024年到期，日期为2017年6月29日，由Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中点名的担保人和受托人美国银行全国协会(通过引用公司截至2017年12月31日的10-K表格年报第001-12295号文件附件4.57并入)。 |
| 4.25 | | 由Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中点名的担保人和受托人美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过引用公司截至2017年12月31日的10-K表格年报第001-12295号文件附件4.58并入)，于2024年到期、利率为5.625的优先债券的第13次补充契约。 |
| 4.26 | | 在Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中点名的担保人和作为受托人的美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)之间，于2024年到期的第14次补充契约，利率为5.625的优先债券，日期为2018年8月28日(通过引用公司截至2018年9月30日的10-Q表格季度报告的附件4.2，文件第001-12295号合并)。 |
| 4.27 | | 第15次补充契约，利率为5.625的高级债券，于2019年3月22日到期，由Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中点名的担保人和作为受托人的美国银行全国协会(通过参考公司截至2019年3月31日的10-Q表格季度报告附件4.3，文件第001-12295号合并而成)。 |
| 4.31 | | 第九次补充契约，于2025年到期，日期为6.50%高级债券，日期为2017年8月14日，由Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、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(通过引用附件4.2并入本公司于2017年8月14日提交的当前8-K报表第001-12295号文件)。 |
| 4.32 | | 第十期补充契约，于2025年到期，日期为2017年11月13日，由Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中点名的担保人和美国银行协会作为受托人(通过参考公司截至2017年12月31日的10-K表格年报第001-12295号文件附件4.69并入)。 |
| 4.33 | | 第十一次补充契约，日期为2026年12月11日到期的6.250%优先债券，由Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中点名的担保人和作为受托人的美国银行全国协会(通过参考公司于2017年12月11日提交的当前8-K报表的附件4.2第001-12295号文件合并而成)。 |
| 4.34 | | 截至2018年8月28日，Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中点名的担保人和作为受托人的美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)之间的第12次补充契约，2025年到期的6.50%优先债券和2026年到期的6.250%优先债券(通过参考公司截至2018年9月30日的10-Q表格季度报告附件4.3，文件第001-12295号注册成立)。 |
| 4.35 | | 截至2019年3月22日，在Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中点名的担保人和作为受托人的美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)之间的第13次补充契约，利率为6.50%的2025年到期的优先债券和2026年到期的6.250%的优先债券(通过参考公司截至2019年3月31日的10-Q表格季度报告第001-12295号文件附件4.2注册成立)。 |
| 4.36 | | 在Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中点名的附属担保人和作为受托人的美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)之间，于2028年到期、日期为2028年1月16日的7.750%高级债券的第14次补充契约(通过参考公司于2020年1月16日提交的当前8-K报表第001-12295号文件的附件4.2合并而成)。 |
| 4.37 | | Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中点名的附属担保人和受托人(通过参考本公司于2020年12月17日提交的当前8-K报表的附件4.2，第001-12295号文件合并，通过参考本公司于2020年12月17日提交的8-K表格的附件4.2)，于2027年到期的8.0%高级债券的第15次补充契约。 |
| 4.38 | | 截至2021年6月28日，在Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中指名的担保人和受托人地区银行(Regions Bank)中，截至2021年6月28日的第16次补充契约将于2025年到期的6.50%的优先债券、2026年到期的6.250%的优先债券、2028年到期的7.750%的优先债券和2027年到期的8.0%的优先债券(通过参考公司截至2021年6月30日的10-Q表格季度报告附件4.3第001-12295号文件合并而成)。 |
| 4.39 | | 在截至2021年6月28日的Genesis Energy，L.P.，Genesis Energy Finance Corporation，其中6.50%的优先债券将于2025年到期，6.250%的优先债券将于2026年到期，7.750%的优先债券将于2021年到期，以及8.0%的优先债券将于2021年6月28日到期。 |
| 4.40 | | 第18次补充契约，由Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中点名的担保人和地区银行作为受托人(通过引用2023年1月25日提交的本公司当前8-K报表第001-12295号文件的附件4.2合并)，2030年到期，利率为8.875的优先债券。 |
| | | | | | | | | | | |
| 10.1 | | 第五次修订和重新签署的信贷协议，日期为2021年4月8日，借款人为Genesis Energy，L.P.，管理代理为Wells Fargo Bank，National Association，银团代理，美国银行，N.A.，以及贷款方(通过引用公司截至2021年3月31日的10-Q表格季度报告第001-12295号文件附件10.1并入)。 |
| 10.2 | | 第一修正案及第五次修订及重订信贷协议，日期为2021年11月17日，借款人Genesis Energy，L.P.，Wells Fargo Bank，National Association作为行政代理，Wells Fargo Bank National Association作为行政代理，美国银行(Bank of America，N.A.)作为辛迪加代理，以及贷款方(通过参考公司截至2021年12月31日的10-K表格年度报告第001-12295号文件附件10.14并入)。 |
| 10.3 | | 第二次修订和同意第五次修订和重新签署的信贷协议，日期为2022年5月17日，借款人Genesis Energy，L.P.，Wells Fargo Bank，National Association作为行政代理，美国银行(Bank of America，N.A.)作为辛迪加代理，以及贷款人(通过引用公司截至2022年6月30日的10-Q表格季度报告第001-12295号文件附件10.1并入)。 |
| 10.4 | | 第六次修订和重新签署的信贷协议，日期为2023年2月17日，借款人为Genesis Energy，L.P.，管理代理为Wells Fargo Bank，National Association，银团代理，美国银行，N.A.，以及贷款方(通过引用本公司于2023年2月23日提交的当前8-K报表第001-12295号文件附件10.1并入)。 |
| 10.5 | | Genesis Energy，L.P.，Genesis Energy，LLC和每一位Genesis Energy，LLC董事之间的赔偿协议格式(通过引用本公司于2010年3月5日提交的当前8-K报表第001-12295号文件的附件10.1而并入)。 |
| 10.6 | + | Genesis Energy，L.P.2010年长期激励计划(通过引用本公司截至2010年3月31日的10-Q表格季度报告第001-12295号文件的附件10.1并入)。 |
| 10.7 | + | Genesis Energy，LLC 2010年董事影子单位长期激励计划表格与DERS协议(通过参考本公司截至2013年3月31日的10-Q表格季度报告第001-12295号文件附件10.1并入)。 |
| 10.8 | + | Genesis Energy，LLC 2010年荣获DERS奖的高管幽灵单位长期激励计划表-高级管理人员(通过参考公司截至2011年6月30日的季度报告10-Q表第001-12295号文件的附件10.1并入)。 |
| 10.9 | + | Genesis Energy，LLC 2010年员工影子单位长期激励计划表格与DERS协议(通过参考公司截至2010年3月31日的10-Q表格季度报告第001-12295号文件附件10.3并入)。 |
| 10.10 | + | 创世能源2018年长期激励计划(引用自公司截至2018年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.1，文件编号001-12295)。 |
| 10.11 | + | 2018年LTIP奖励表格(一般)(引用自公司截至2018年6月30日的季度报告Form 10-Q的附件10.2，文件编号001-12295) |
| 10.12 | + | 2018年LTIP(碱性)奖励表格(引用自公司截至2018年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.3，文件编号001-12295) |
| 10.13 | + | 2018年LTIP(海洋)奖励表格(引用自公司截至2018年6月30日的季度报告Form 10-Q的附件10.4，文件编号001-12295) |
| 10.14 | | 董事会观察员协议，日期为2017年9月1日，由Genesis Energy，L.P.、GSO Rodeo Holdings LP和Rodeo Finance Aggregator LLC签署(通过引用附件10.1并入本公司于2017年9月7日提交的当前8-K报表，文件编号001-12295)。 |
| * | 21.1 | | 注册人的子公司。 |
| * | 22.1 | | 发行人和担保人子公司名单。 |
| * | 23.1 | | 安永律师事务所同意。 |
| * | 23.2 | | 安永律师事务所同意。 |
| * | 23.3 | | 经斯坦泰克咨询服务公司同意。 |
| * | 31.1 | | 首席执行官根据1934年《证券交易法》第13a-14(A)条所作的证明。 |
| * | 31.2 | | 首席财务官根据1934年《证券交易法》第13a-14(A)条出具的证明。 |
| * | 32.1 | | 首席执行官根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条颁发的证书。 |
| * | 32.2 | | 首席财务官根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条出具的证明。 |
| * | 99.1 | | 波塞冬石油管道有限责任公司截至2022年12月31日的三个年度的财务报表(经审计)，依据S-X规则3-09(17 CFR 210.3-09). |
| | | | | | | | | | | |
| * | 95 | | 煤矿安全披露展示会. |
| 96.1 | | S-K1300技术报告摘要-Trona Properties，Green River，美国怀俄明州(通过引用公司截至2021年12月31日的Form 10-K年度报告的附件96.1，文件第001-12295号)。 |
| * | 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 | | XBRL架构文档。 |
| * | 101.CAL | | XBRL计算链接库文档。 |
| * | 101.LAB | | XBRL标签Linkbase文档。 |
| * | 101.PRE | | XBRL演示文稿链接库文档。 |
| * | 101.DEF | | XBRL定义链接库文档。 |
| * | 104 | | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL) |
项目16.表格10-K摘要
不适用
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。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | Genesis Energy，L.P. |
| | | | | (特拉华州有限合伙企业) |
| | | | |
| | | 发信人： | | 创世纪能源有限责任公司， |
| | | | | 作为普通合伙人 |
| | | | |
| 日期： | 2023年2月24日 | | 发信人： | | /s/格兰特·E·西姆斯 |
| | | | | 格兰特·E·西姆斯 |
| | | | | 首席执行官 |
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已于下列日期以下列人员的身份签署。
| | | | | | | | |
| 名字 | 标题 | 日期 |
| (来自Genesis Energy，LLC)* | |
/s/ GRANT E. SIMS
格兰特·E·西姆斯 | 董事会主席、董事董事长兼首席执行官
(首席行政主任) | 2023年2月24日 |
罗伯特·V·迪尔
罗伯特·V·迪尔 | 首席财务官，
(首席财务官) | 2023年2月24日 |
/s/ KAREN N. PAPE
凯伦·N·佩普 | 高级副总裁与主控人
(首席会计主任) | 2023年2月24日 |
/s/康拉德·P·阿尔伯特
康拉德·P·阿尔伯特 | 董事 | 2023年2月24日 |
詹姆斯·E·戴维森
詹姆斯·E·戴维森 | 董事 | 2023年2月24日 |
詹姆斯·E·戴维森，Jr.
小詹姆斯·E·戴维森 | 董事 | 2023年2月24日 |
/s/Sharilyn S.Gasaway
莎里琳·S·加萨维 | 董事 | 2023年2月24日 |
肯尼斯·M·杰斯特罗，II
肯尼斯·M·杰斯特罗，II | 董事 | 2023年2月24日 |
//杰克·T·泰勒
杰克·T·泰勒 | 董事 | 2023年2月24日 |
| | | | | |
| * | Genesis Energy，LLC是我们的普通合作伙伴。 |
项目8.财务报表和补充数据
Genesis Energy，L.P.
合并财务报表索引
| | | | | |
| | 页面 |
创世能源财务报表，L.P. | |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID：42) | 1 |
独立注册会计师事务所财务报告内部控制报告 | 3 |
合并资产负债表 | 4 |
合并业务报表 | 5 |
综合全面收益表 | 6 |
合伙公司资本合并报表 | 7 |
合并现金流量表 | 8 |
合并财务报表附注 | 9 |
1.组织结构 | 9 |
2.主要会计政策摘要 | 9 |
3.收入确认 | 14 |
4.租赁会计 | 17 |
5.应收账款 | 20 |
6.库存 | 20 |
7.固定资产、矿产租赁权和资产报废债务 | 21 |
8.股权被投资人 | 23 |
9.无形资产、商誉和其他资产 | 24 |
10.债务 | 25 |
11.合伙人资本、夹层股权和分配 | 29 |
12.每个普通单位的净收益(亏损) | 34 |
13.业务细分信息 | 34 |
14.与关联方的交易 | 37 |
15.补充现金流信息 | 38 |
16.基于股权的薪酬计划 | 38 |
17.大客户和信用风险 | 39 |
18.衍生工具 | 40 |
19.公允价值计量 | 43 |
20.员工福利计划 | 45 |
21.承付款和或有事项 | 48 |
22.所得税 | 48 |
23.后续事件 | 51 |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
独立注册会计师事务所报告
致Genesis Energy，LLC董事会和Genesis Energy，L.P.单位持有人
对财务报表的几点看法
我们已经审计了所附的Genesis Energy，L.P.(合伙)截至2022年12月31日的合并资产负债表和2021、2022年12月31日终了三年期间每年的相关合并经营报表、全面收益(亏损)、合伙人资本和现金流量以及相关附注(统称为“合并财务报表”)。我们认为，合并财务报表在所有重要方面都公平地反映了合伙企业于2022年12月31日和2021，以及在截至2022年12月31日的三年中每年的运营结果和现金流，符合美国公认会计原则。
我们还根据美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的内部控制-综合框架(2013框架)中确立的标准，审计了合伙企业截至2022年12月31日的财务报告内部控制，我们2023年2月24日的报告对此发表了无保留意见。
意见基础
这些财务报表是合伙企业管理层的责任。我们的责任是根据我们的审计对合伙企业的财务报表发表意见。我们是一家在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的适用规则和法规，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。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估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与财务报表中的数额和披露有关的证据。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，以及评价财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指已向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观或复杂的判断。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，我们不会通过传达下面的关键审计事项来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。
| | | | | | | | |
| | 收入确认--可变对价的估算 |
| 有关事项的描述 | | 如合并财务报表附注3所述，合伙企业的近海管道运输部门与客户签订了某些长期合同，其中包括必须在合同开始时估计并在每个报告期重新评估的可变对价。这些安排的全部对价确认为履约义务期间的收入，收入确认和开单时间的差异导致合同资产和负债。截至2022年12月31日，伙伴关系在合并财务报表中分别确认了210万美元和6450万美元的流动和非流动合同负债。
审计伙伴关系对这些合同的收入确认尤其具有挑战性，因为这些合同的可变对价估计涉及管理层对预计客户在合同期限内生产和运输的数量的判断。这一假设的改变或合同的修改可能会对确认为收入的可变对价数额产生实质性影响。 |
| | | | | | | | |
| 我们是如何在审计中解决这个问题的 | | 我们测试了控制措施，以处理与可变对价及相关合同资产和负债估计有关的重大错报风险。例如，我们测试了对全年运输量和账单的完整性和准确性的控制，以及管理层对履约义务期间估计产量的审查。
为了测试伙伴关系对可变对价的估计，我们执行了审计程序，除其他外，包括评估管理层对每项安排中的履约义务的确定，以及用于确定或重新评估估计数的信息，包括合同管道预留能力、历史实际吞吐量和第三方产量预测。我们通过检查合同，测试生产量和合同账单的完整性和准确性，评估管理层从客户那里获得的信息以及这些信息是否与公开可用的信息一致，来检验这些假设。我们还通过将预测产量与实际运输量进行比较，对预测产量进行了回溯性分析，并进行了敏感性分析，以评估因伙伴关系在此讨论的重大假设发生变化而导致的变量考虑的变化。我们还重新计算了该合伙企业在截至2022年12月31日及截至该年度的这些安排中确认的收入以及记录的合同资产和负债。 |
/s/ 安永律师事务所
自2017年以来，我们一直担任该伙伴关系的审计师。
休斯敦，得克萨斯州
2023年2月24日
独立注册会计师事务所报告
致Genesis Energy，LLC董事会和Genesis Energy，L.P.单位持有人
财务报告内部控制之我见
我们已根据《内部控制》中确立的标准审计了Genesis Energy，L.P.截至2022年12月31日的财务报告内部控制—特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的综合框架(2013年框架)(COSO标准)。我们认为，根据COSO标准，截至2022年12月31日，Genesis Energy，L.P.(合伙企业)在所有重要方面都对财务报告进行了有效的内部控制。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了合伙企业截至2022年12月31日的综合资产负债表和2021、截至2022年12月31日的三个年度的相关综合经营报表、全面收益(亏损)、合伙人资本和现金流量及相关附注，以及我们于2023年2月24日的报告就此表达了无保留意见。
意见基础
合伙企业管理层负责维持对财务报告的有效内部控制，并对所附管理层关于财务报告内部控制的年度报告中所列财务报告内部控制的有效性进行评估。我们的责任是根据我们的审计，就合伙企业对财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在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的适用规则和法规，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。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。
我们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，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，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
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)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，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，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，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。
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。
/S/安永律师事务所
休斯敦，得克萨斯州
2023年2月24日
Genesis Energy，L.P.
合并资产负债表
(单位除外，以千为单位)
| | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| 资产 | | | |
| 流动资产： | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 7,930 | | | $ | 19,987 | |
| 受限现金 | 18,637 | | | 5,005 | |
| 应收账款--贸易，净额 | 721,567 | | | 400,334 | |
| 盘存 | 78,143 | | | 77,958 | |
| | | |
| 其他 | 26,770 | | | 39,200 | |
| 流动资产总额 | 853,047 | | | 542,484 | |
| 固定资产，按成本计算 | 5,865,038 | | | 5,464,040 | |
| 减去：累计折旧 | (1,768,465) | | | (1,551,855) | |
| 固定资产净值 | 4,096,573 | | | 3,912,185 | |
| 矿产租赁权，扣除累计耗竭后的净额 | 545,122 | | | 549,005 | |
| | | |
| 股权被投资人 | 284,486 | | | 294,050 | |
| 无形资产，扣除摊销后的净额 | 127,320 | | | 127,063 | |
| 商誉 | 301,959 | | | 301,959 | |
| 使用权资产，净额 | 125,277 | | | 140,796 | |
| 其他资产，扣除摊销后净额 | 32,208 | | | 38,259 | |
| 总资产 | $ | 6,365,992 | | | $ | 5,905,801 | |
| 负债和合伙人资本 | | | |
| 流动负债： | | | |
| 应付帐款--贸易 | $ | 427,961 | | | $ | 264,316 | |
| 应计负债 | 281,146 | | | 232,623 | |
| 流动负债总额 | 709,107 | | | 496,939 | |
| 高级担保信贷安排 | 205,400 | | | 49,000 | |
| 优先无担保票据，扣除债务发行成本和溢价 | 2,856,312 | | | 2,930,505 | |
| 碱性优先担保票据，扣除债务发行成本和贴现 | 402,442 | | | — | |
| 递延税项负债 | 16,652 | | | 14,297 | |
| 其他长期负债 | 400,617 | | | 434,925 | |
| 总负债 | 4,590,530 | | | 3,925,666 | |
| | | |
| 夹层资本 | | | |
A类可转换优先股，25,336,778于2022年12月31日及2021年12月31日发行及未偿还 | 891,909 | | | 790,115 | |
可赎回的非控股权益，在2022年12月31日没有发行和未偿还的优先股以及246,394截至2021年12月31日已发行和未偿还的优先股 | — | | | 259,568 | |
| | | |
承担额和或有事项(注21) | | | |
| | | |
| 合伙人资本： | | | |
普通单位持有人，122,579,2182022年和2021年12月31日已发行和未偿还的单位 | 567,277 | | | 641,313 | |
| 累计其他综合收益(亏损) | 6,114 | | | (5,607) | |
非控制性权益 | 310,162 | | | 294,746 | |
| 合伙人资本总额 | 883,553 | | | 930,452 | |
| 总负债、夹层资本和合伙人资本 | $ | 6,365,992 | | | $ | 5,905,801 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
Genesis Energy，L.P.
合并业务报表
(单位：千)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 收入： | | | | | |
| 海上管道运输 | $ | 319,045 | | | $ | 278,459 | | | $ | 237,146 | |
| 钠矿物和硫磺服务 | 1,248,085 | | | 964,632 | | | 877,769 | |
| 海上运输 | 293,295 | | | 190,827 | | | 210,258 | |
| 陆上设施和交通 | 928,532 | | | 691,558 | | | 499,482 | |
| 总收入 | 2,788,957 | | | 2,125,476 | | | 1,824,655 | |
| 成本和支出： | | | | | |
| 陆上设施和运输产品成本 | 828,152 | | | 583,824 | | | 373,127 | |
| 陆上设施和运输运营成本 | 68,066 | | | 63,113 | | | 70,241 | |
| 海运经营成本 | 228,300 | | | 156,307 | | | 149,557 | |
| 钠矿物和硫磺服务运营成本 | 926,743 | | | 795,964 | | | 745,858 | |
| 海上管道运输运营成本 | 99,881 | | | 79,641 | | | 76,717 | |
| 一般和行政 | 66,598 | | | 61,185 | | | 56,920 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 296,205 | | | 309,746 | | | 295,322 | |
| 减值费用 | — | | | — | | | 280,826 | |
| 出售资产的损失(收益) | (40,000) | | | — | | | 22,045 | |
| 总成本和费用 | 2,473,945 | | | 2,049,780 | | | 2,070,613 | |
| 营业收入(亏损) | 315,012 | | | 75,696 | | | (245,958) | |
| 股权被投资人收益中的权益 | 54,206 | | | 57,898 | | | 64,019 | |
| 利息支出 | (226,156) | | | (233,724) | | | (209,779) | |
| 其他费用，净额 | (10,758) | | | (36,232) | | | (7,269) | |
| 所得税前营业收入(亏损) | 132,304 | | | (136,362) | | | (398,987) | |
| 所得税费用 | (3,169) | | | (1,670) | | | (1,327) | |
| 净收益(亏损) | 129,135 | | | (138,032) | | | (400,314) | |
| 可归因于非控股权益的净收入 | (23,235) | | | (1,637) | | | (251) | |
| 可赎回非控股权益的净收入 | (30,443) | | | (25,398) | | | (16,113) | |
| 可归因于Genesis Energy，L.P.的净收益(亏损) | $ | 75,457 | | | $ | (165,067) | | | $ | (416,678) | |
| 减去：A类可转换优先股的累计分配 | (80,052) | | | (74,736) | | | (74,736) | |
| 普通股持有人可获得的净亏损 | $ | (4,595) | | | $ | (239,803) | | | $ | (491,414) | |
| 每普通单位的基本和摊薄净收益(亏损)： | | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 基本版和稀释版 | $ | (0.04) | | | $ | (1.96) | | | $ | (4.01) | |
| 加权平均未偿还公用事业单位： | | | | | |
| 基本版和稀释版 | 122,579 | | | 122,579 | | | 122,579 | |
`
附注是这些合并财务报表的组成部分。
Genesis Energy，L.P.
综合全面收益表(损益表)
(单位：千)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 净收益(亏损) | $ | 129,135 | | | $ | (138,032) | | | $ | (400,314) | |
| 其他全面收益(亏损)： | | | | | |
| 福利计划负债减少(增加) | 11,721 | | | 3,758 | | | (934) | |
| 综合收益(亏损)合计 | 140,856 | | | (134,274) | | | (401,248) | |
| 可归属于非控股权益的全面收益 | (23,235) | | | (1,637) | | | (251) | |
| 可赎回非控股权益的全面收益 | (30,443) | | | (25,398) | | | (16,113) | |
| 可归因于Genesis Energy，L.P.的全面收益(亏损) | $ | 87,178 | | | $ | (161,309) | | | $ | (417,612) | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
Genesis Energy，L.P.
合伙企业资本合并报表
(单位：千)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 数量
普普通通
单位 | | 合伙人资本 | | 非控股权益 | | 累计其他综合收益(亏损) | | 总计 |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 2019年12月31日 | 122,579 | | | $ | 1,443,320 | | | $ | (3,718) | | | $ | (8,431) | | | $ | 1,431,171 | |
| 净收入 | — | | | (416,678) | | | 251 | | | — | | | (416,427) | |
| | | | | | | | | |
| 向合作伙伴分配现金 | — | | | (122,580) | | | — | | | — | | | (122,580) | |
| 非控制性权益的现金贡献 | — | | | — | | | 2,354 | | | — | | | 2,354 | |
| | | | | | | | | |
| 其他综合损失 | — | | | — | | | — | | | (934) | | | (934) | |
对优先单位持有人的分配 | — | | | (74,736) | | | — | | | — | | | (74,736) | |
| 2020年12月31日 | 122,579 | | | 829,326 | | | (1,113) | | | (9,365) | | | 818,848 | |
| 净收益(亏损) | — | | | (165,067) | | | 1,637 | | | — | | | (163,430) | |
| 向合作伙伴分配现金 | — | | | (73,548) | | | — | | | — | | | (73,548) | |
| 出售附属公司的非控股权益 | — | | | 125,338 | | | 294,422 | | | — | | | 419,760 | |
| 向非控制性权益分配现金 | — | | | — | | | (903) | | | — | | | (903) | |
非控制性权益的现金贡献 | — | | | — | | | 703 | | | — | | | 703 | |
| | | | | | | | | |
| 其他综合收益 | — | | | — | | | — | | | 3,758 | | | 3,758 | |
对优先单位持有人的分配 | — | | | (74,736) | | | — | | | — | | | (74,736) | |
| 2021年12月31日 | 122,579 | | | 641,313 | | | 294,746 | | | (5,607) | | | 930,452 | |
| 净收入 | — | | | 75,457 | | | 23,235 | | | — | | | 98,692 | |
| | | | | | | | | |
| 向合作伙伴分配现金 | — | | | (73,548) | | | — | | | — | | | (73,548) | |
| 对子公司非控股权益的估值进行调整 | — | | | (1,209) | | | 1,209 | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 向非控制性权益分配现金 | — | | | — | | | (31,867) | | | — | | | (31,867) | |
非控制性权益的现金贡献 | — | | | — | | | 22,839 | | | — | | | 22,839 | |
| | | | | | | | | |
| 其他综合收益 | — | | | — | | | — | | | 11,721 | | | 11,721 | |
对优先单位持有人的分配 | — | | | (74,736) | | | — | | | — | | | (74,736) | |
| 2022年12月31日 | 122,579 | | | $ | 567,277 | | | $ | 310,162 | | | $ | 6,114 | | | $ | 883,553 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
Genesis Energy，L.P.
合并现金流量表
(单位：千)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 经营活动的现金流： | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 129,135 | | | $ | (138,032) | | | $ | (400,314) | |
对净收益(亏损)与提供的现金净额进行调整 经营活动- | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | 296,205 | | | 309,746 | | | 295,322 | |
| | | | | |
| 出售资产的损失(收益) | (40,000) | | | — | | | 22,045 | |
| 减值费用 | — | | | — | | | 280,826 | |
| | | | | |
| 债务发行成本和溢价或贴现的摊销和注销 | 9,271 | | | 13,716 | | | 22,610 | |
| 直接融资租赁的非劳动收入摊销和初始直接成本 | — | | | — | | | (8,847) | |
| 根据先前拥有的直接融资租赁收到的付款 | — | | | 70,000 | | | 56,837 | |
| 股权被投资人投资收益中的权益 | (54,206) | | | (57,898) | | | (64,019) | |
| 股权投资者收益的现金分配 | 55,571 | | | 57,080 | | | 63,721 | |
| 长期激励性薪酬计划的非现金效应 | 17,810 | | | 8,783 | | | (3,693) | |
| 递延及其他税务负债 | 2,355 | | | 980 | | | 512 | |
| 债务收入的注销 | (8,618) | | | — | | | (27,302) | |
| 衍生品交易的未实现损失(收益) | (5,823) | | | 30,700 | | | 1,191 | |
| 其他，净额 | 20,513 | | | 12,832 | | | 19,229 | |
营业资产和负债构成部分的净变动(见注15) | (87,818) | | | 30,044 | | | 38,627 | |
| 经营活动提供的净现金 | 334,395 | | | 337,951 | | | 296,745 | |
| 投资活动产生的现金流： | | | | | |
| 收购固定资产和无形资产的付款 | (424,195) | | | (301,395) | | | (144,133) | |
从股权被投资人收到的现金分配--投资回报 | 19,646 | | | 27,026 | | | 17,340 | |
| 对股权被投资人的投资 | (10,301) | | | (352) | | | — | |
| | | | | |
| | | | | |
| 出售资产的收益 | 40,331 | | | 604 | | | 23,037 | |
| | | | | |
| 用于投资活动的现金净额 | (374,519) | | | (274,117) | | | (103,756) | |
| 融资活动的现金流： | | | | | |
| 优先担保信贷安排的借款 | 971,500 | | | 776,300 | | | 1,023,000 | |
| 优先担保信贷安排的偿还 | (815,100) | | | (1,371,000) | | | (1,338,600) | |
发行碱性优先担保票据所得款项净额(注10) | 408,000 | | | — | | | — | |
优先股的赎回(注11) | (288,629) | | | — | | | — | |
发行优先无抵押票据所得款项(注10) | — | | | 259,375 | | 1,500,000 |
发行优先股的净收益(注11) | — | | | 93,100 | | | — | |
优先无抵押票据的偿还(注10) | (72,241) | | | (80,859) | | | (1,185,096) | |
| 发债成本 | (6,019) | | | (12,348) | | | (26,680) | |
| | | | | |
| 非控制性权益的贡献 | 22,839 | | | 703 | | | 2,354 | |
| 对非控股权益的分配 | (31,867) | | | (903) | | | — | |
对A类可转换优先单位持有人的分配(注11) | (74,736) | | | (74,736) | | | (74,736) | |
分配给普通单位持有人(注11) | (73,548) | | | (73,548) | | | (122,580) | |
| 出售子公司的非控股权益所得的现金收益 | — | | | 418,140 | | | — | |
| 其他，净额 | 1,500 | | | (84) | | | (38) | |
| 融资活动提供(用于)的现金净额 | 41,699 | | | (65,860) | | | (222,376) | |
| 现金及现金等价物和限制性现金净增(减) | 1,575 | | | (2,026) | | | (29,387) | |
| 期初现金及现金等价物和限制性现金 | 24,992 | | | 27,018 | | | 56,405 | |
| 期末现金及现金等价物和限制性现金 | $ | 26,567 | | | $ | 24,992 | | | $ | 27,018 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
Genesis Energy，L.P.
合并财务报表附注
1. 组织
我们是一家以增长为导向的大型有限责任合伙企业，于1996年在特拉华州成立，专注于原油和天然气行业的中游领域以及天然纯碱的生产。我们的业务主要位于美国墨西哥湾沿岸地区、怀俄明州和墨西哥湾。我们为炼油商、原油和天然气生产商以及工商企业提供一整套服务，并拥有多样化的资产组合，包括管道、海上枢纽和连接平台、基于TORNA和TRONA的勘探、采矿、加工、生产、营销和销售业务，以及基于怀俄明州的业务(我们的“碱业务”)、炼油厂相关工厂、储油罐和码头、有轨电车、铁路卸货设施、驳船和其他船舶和卡车。我们被拥有了100%由我们的有限合伙人支付。我们的普通合伙人Genesis Energy，LLC是一家全资子公司。我们的普通合伙人完全负责开展我们的业务和管理我们的运营。我们通过子公司和合资企业进行我们的运营并拥有我们的运营资产。
我们目前通过以下方式管理业务四构成我们可报告细分市场的部门：
•海上管道运输，包括在墨西哥湾加工原油和天然气；
•钠矿物和硫磺服务，包括纯碱和纯碱的勘探、开采、加工、纯碱生产、销售和销售活动，以及为炼油厂处理高硫(或“酸”)气流以脱除硫，以及销售相关副产品氢化钠(或“NaHS”，通常读作“NASH”)；
•陆上设施和运输，包括原油和石油产品的终端、混合、储存、销售和运输；以及
•海运，在整个北美提供石油产品(主要是燃料油、沥青和其他重质精炼产品)和原油的水路运输。
2. 重要会计政策摘要
合并和列报的基础
随附的财务报表和相关附注显示了我们截至2022年和2021年12月31日的综合财务状况，以及截至2022年、2022年和2020年12月31日的年度的经营业绩、全面收益表(亏损)、合作伙伴资本和现金流的变化。所有公司间余额和交易均已注销。随附的综合财务报表包括Genesis Energy、L.P.及其子公司。
除按单位金额或在每个脚注披露中注明的情况外，这些脚注披露的表格数据中所列的美元金额均以数千美元表示。
合资企业
我们参与了几个合资企业，包括，在我们的海上管道运输部门，一个64波塞冬石油管道公司(“波塞冬”)的%权益，a25.7在海王星管道公司，LLC，a29拥有奥德赛管道有限责任公司(“奥德赛”)的%权益，以及26.8帕洛马管道公司(“帕洛马”)的%权益。我们在这些合资企业中的投资是按权益会计法核算的。看见注8.
非控制性权益
非控股权益代表我们合并后的非全资实体中的任何第三方或关联方权益。为了财务报告的目的，这些实体的资产和负债与我们自己的资产和负债合并，我们合并资产负债表中的任何第三方或关联公司权益都显示为权益中的非控制权益。看见注11 关于我们的非控股权益的额外讨论。
预算的使用
在编制我们的合并财务报表时，我们需要作出估计和假设，这些估计和假设会影响在合并财务报表日期报告的资产和负债的报告金额以及或有资产和负债的披露，以及报告期内报告的收入和费用的报告金额。我们基于历史经验和其他我们认为在当时情况下是合理的信息来做出这些估计和假设。我们做出的重大估计包括：(1)负债和或有应计项目，包括未来资产报废债务的估计；(2)收购资产和负债的估计公允价值以及相关商誉和无形资产的识别；(3)为确定这些资产是否发生减值而估计的未来资产净现金流量；(4)收入确认的可变对价估计；(5)衍生工具的估计公允价值；以及(6)用于计算折旧、损耗、损失和损失的固定资产和无形资产的估计使用年限(包括矿产租赁权的储备寿命)。以及长期资产和无形资产的摊销。虽然我们相信这些估计是合理的，但实际结果可能与这些估计不同。事实和情况的变化可能会导致修订估计数。
现金和现金等价物
现金和现金等价物包括投资于原始到期日不超过三个月的高流动性工具的所有活期存款和资金。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。
受限现金
我们的受限现金余额是GA ORRI拥有的流动性储备账户，将作为与Alkali优先担保票据相关的未来利息和本金支付的抵押品。看见注10 关于GA ORRI和我们的碱性高级担保票据的定义和其他讨论。
应收帐款
我们定期审查我们的未付应收账款余额，并估计我们预计不会完全收回的金额的备抵。信贷损失准备金是根据合伙企业客户的历史可收款趋势、回收、历史注销和当前市场数据确定的，以便估计预计的损失。在基本上所有收集工作都已用尽之前，不会将实际余额用在准备金上。
盘存
我们的存货以成本和可变现净值中的较低者计价。除我们的碱业务外，成本主要根据特定库存池内的平均成本法确定。
在我们的碱业务中，库存成本是使用先进先出法确定的，但按平均成本记录的材料和用品以及按接近实际成本的标准成本记录的原材料除外。
固定资产和矿产租赁权
财产和设备是按成本计价的。财产和设备的折旧是按资产各自的估计使用年限采用直线法计算的。资产寿险是5至40管道和相关资产的年数，20至30对于海洋船只来说，3至30机器和设备的使用年限，3至7运输设备的使用年限，以及3至20用于建筑和装修、办公设备、家具和固定装置及其他设备的年份。
利息被资本化，与建造主要设施有关。资本化利息被记录为与其相关的资产的一部分，并在该资产的估计使用年限内摊销。
维护和维修费用在发生时计入费用。重大更换和升级所产生的成本将在资产的剩余使用年限内资本化和折旧。某些数量的原油和成品油被归类为固定资产，因为它们是确保采集业务高效和不间断运营所必需的。这些原油和成品油数量按其加权平均成本列账。
对长期资产进行减值审查。当事件或情况显示某项资产的账面价值可能无法收回时，便会对该资产进行减值测试。如果长期资产的账面价值超过预期从资产的使用和最终处置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。如果账面价值根据此方法被确定为不可收回，则确认相当于账面价值超过公允价值的金额的减值费用。公允价值一般根据估计的贴现未来现金流量确定。
根据生产方式确定的矿产租赁权在其使用年限内耗尽。当已确定可因建立已探明及可能的储量而在经济上开发矿产时，开发该矿产所产生的成本于投产时予以资本化。
海运资产递延费用
根据美国海岸警卫队的规定，我们的海洋船只必须在一段时间后重新认证，通常是每五年一次。美国海岸警卫队表示，船只必须达到特定的“适航性”标准，才能保持所需的运营证书。为了达到这样的标准，船只必须接受定期检查、监测和维护，也就是所谓的“干船坞”。典型的干船坞成本包括遵守法规和船舶分类检查要求、喷砂和钢材涂层以及更换钢材所产生的成本。我们将这些成本推迟并摊销到认证应该持续的时间内的维护和维修费用。
资产报废债务
我们的一些资产有合同或监管义务，有义务执行拆除和拆除活动，在某些情况下，当资产被遗弃时，还应进行补救。一般而言，我们的资产报废责任(“ARO”)涉及与断开或拆除我们的原油和天然气管道和平台、驳船退役、从租赁面积中移除设备和设施以及土地修复相关的未来成本。资产报废债务负债的估计公允价值计入产生该负债的期间，使用我们的信贷调整无风险利率贴现至其现值，并通过增加相关长期资产的账面价值来资本化相应金额。资本化成本在相关资产的使用年限内折旧。持续支出确认负债的公允价值因时间的推移而发生的变化，并记为增值费用，并计入综合经营报表的经营成本。看见注7以获取更多信息。
租赁会计
我们签订经营租赁合同，从第三方获得使用某些运输设备、设施和设备以及办公空间的权利。对于包含租赁且期限超过12个月的合同，我们在综合资产负债表中确认使用权资产和相应的租赁负债。每份租赁的现值是根据ASC 842规定的未来最低租赁付款，并通过使用递增借款利率对这些付款进行贴现来确定的。我们不时地签订协议，在这些协议中，我们是我们的财产或设备的出租人。对于经营租赁，收入在履行各自的履约义务后确认。对于直接融资租赁，我们记录租赁管道的应收融资总额、未赚取收入和估计剩余价值。未赚取收入是应收账款毛额加上估计的剩余价值与管道成本的差额。非劳动收入在交易期间使用利息方法确认为融资收入。管道成本不包括在固定资产中。参考注4以获取更多信息。
无形资产和其他资产
使用年限有限的无形资产按其各自的估计使用年限按直线摊销。如果无形资产具有有限的使用年限，但该使用年限的确切长度未知，则该无形资产应当按其使用年限的最佳估计摊销。我们至少会每年评估所有无形资产的使用年限和剩余价值，以确定是否需要进行调整。
我们定期测试无形资产，以确定是否发生了减值。如果一项无形资产的账面价值无法收回并且其账面价值超过其公允价值，则确认无形资产的减值损失。不是在列报的任何期间内，无形资产均已发生减值。
与我们的信贷安排及其相关修订相关的成本历来都是在相关债务的期限内使用直线方法进行资本化和摊销。使用直线法与摊销的“有效利息”法没有实质区别。与我们各自发行票据相关的某些资本化债务发行成本被归类为长期债务的减少。
商誉
商誉是指收购价格超过收购净资产公允价值的部分。我们每年在10月1日评估并测试商誉减值，如果存在减值指标，会更频繁地进行评估和测试。在评估期间，我们可能会对相关事件和情况进行定性评估，以确定商誉减值的可能性。如果认为报告单位的公允价值比账面价值更有可能低于其账面价值，我们将计算报告单位的公允价值。否则，没有必要进行进一步的测试。我们也可以选择行使我们的无条件选择权，以绕过这一定性评估，在这种情况下，我们还将计算报告单位的公允价值。如果报告单位的计算公允价值超过其账面价值，包括相关商誉金额，则不需要减值费用。如果报告单位的公允价值小于其账面价值，包括
如果有相关商誉金额，则该报告单位的商誉被视为减值，必须计入收益。对收益的影响是账面价值超过公允价值的金额，但费用不得超过分配给正在评估的报告单位的商誉总额。看见注9以获取更多信息。
环境责任
当负债可能发生，并可对相关成本作出合理估计时，我们计提了环境或有事项的估计成本。持续的环境合规成本，包括维护和监测成本，在发生时计入费用。
基于股权的薪酬
根据我们2010年长期激励计划发放的影子单位导致在行使或授予相关奖励时向我们的员工或普通合伙人的董事支付现金。我们虚拟单位的公允价值等于我们普通单位的市场价格。截至2022年12月31日，我们的幻影单位仅包括发给我们董事的基于服务的奖励。看见附注16以获取更多信息。
收入确认
我们根据各自业绩义务的履行情况确认各业务部门的收入。参考注3有关在我们的每项业务中如何构成履约义务的更多详细信息。
销售成本和运营费用
陆上设施、运输、运营和产品成本包括购买产品的成本以及将产品运输到我们的终端设施(包括存储)或交付给客户以供销售的相关成本。除了产品成本，我们产生的最大成本与使用我们的卡车、轨道车、码头、驳船和其他船只的运输有关，包括人员成本、燃料和我们的设备或第三方拥有的设备的维护。此外，运营和维护我们的陆上管道的完整性的成本也包括在这里。
当我们同时或考虑与单一交易对手达成买卖安排时，我们将这些交易的收入和购买额按净额反映在我们的综合经营报表中，作为陆上设施和运输收入。
海运运营成本主要包括配备船只、驳船和船只的员工和相关成本，与船只、驳船和船只的一般维护相关的维护和供应成本，以及通常可退还并转嫁给客户的燃料成本。
在我们的钠矿物和硫磺服务部门，最重要的运营成本包括运营我们的纯碱提取和纯碱加工设施的成本、位于不同炼油厂的NaHS加工厂、处理炼油厂含硫气体过程中使用的烧碱以及运输纯碱、其他碱产品、NaHS和烧碱的成本。
管道运营成本主要包括操作泵送和平台设备的电力成本、运营管道和平台的人员成本、保险成本以及与维护管道完整性相关的成本。
所得税
我们是一家有限合伙企业，为联邦所得税目的而组织为直通实体。因此，我们不直接缴纳联邦所得税。我们的应税收入或损失可能与我们在综合经营报表中报告的净收益或净亏损有很大差异，这些收入或损失包括在每个合伙人的联邦所得税申报单中。
我们的一些公司子公司缴纳美国联邦、州和外国所得税。为财务报告和税务目的，通过公司进行的某些业务的递延所得税资产和负债被确认为资产和负债之间的暂时性差异。税法的变更计入该等变更生效期间的相关计算。递延税项资产按未预期实现的任何税收优惠金额计提估值减值准备。与所得税有关的罚款和利息将计入合并经营报表中的所得税支出。
衍生工具和套期保值活动
当我们持有原油和石油产品的库存头寸时，我们使用衍生品工具来对冲价格风险敞口。衍生工具交易可包括交易所买卖的远期合约和期货头寸，在综合资产负债表中按衍生工具的公允价值作为资产和负债入账。除非符合特定的对冲会计准则，衍生品合约的公允价值变动目前在收益中确认。我们必须正式将衍生品指定为对冲，并记录和评估与接受对冲会计的交易相关的衍生品的有效性。因此，衍生工具的公允价值变动计入
本期为(I)按公允价值对冲入账的衍生工具；(Ii)不符合对冲会计资格的衍生工具；及(Iii)在抵销被套期保值项目现金流量变动方面效率不高的现金流量对冲部分。现金流量对冲的公允价值变动在累计其他全面收益(亏损)(“AOCI”)中递延，并在基础状况影响收益时重新分类为收益。截至2022年12月31日，我们没有任何现金流对冲。
此外，我们确定A类可转换优先股中的某些特征代表嵌入衍生工具，该衍生工具需要分开并按公允价值记录，并在我们的综合经营报表中记录各自期间的公允价值变化。自2022年9月29日起，不再要求对该功能进行分支和赋值。看见注18以获取有关这些项目的更多信息。
流动资产和流动负债的公允价值
由于其他流动资产和其他流动负债的短期性质，其账面价值接近其公允价值。
养老金福利
我们为我们的碱业员工发起一项固定福利计划。按照公认会计准则的要求，使用精算估值对确定的福利计划进行会计处理。我们确认资产负债表上已确定的养恤金计划的资金状况，并确认在此期间出现但未被确认为其他全面收益(损失)中的定期福利净成本组成部分的资金状况的变化。
商业收购
对于被收购的业务，我们采用收购方法，一般按收购日的估计公允价值确认收购的可识别资产、承担的负债和被收购方的任何非控股权益。
近期和拟议的会计公告
2020年3月，FASB发布了ASU 2020-04，参考利率改革(主题848)，为受伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)预期终止影响的合同的会计处理提供了权宜之计和例外情况，以及2022年12月31日或之前生效的利率改革所产生的其他利率。因替换参考汇率而修改的合同条款不需要根据相关会计准则重新计量或重新评估。2022年5月17日，我们签署了第二修正案并同意信贷协议(定义见注10)，其中包括以定期SOFR利率取代我们现有的基于LIBOR利率的借款，期限SOFR利率基于有担保隔夜融资利率(“SOFR”)借款。向SOFR过渡时对我们的高级担保信贷安排和相关利息支出的影响对我们截至2022年12月31日的年度的综合财务报表没有重大影响。参考注10了解更多详细信息。
3. 收入确认
与客户签订合同的收入
下表按主要类别分别反映了截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度收入情况：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 |
| 海上管道运输 | | 钠矿物和硫磺服务 | | 海上运输 | | 陆上设施和运输 | | 已整合 |
| 基于费用的收入 | $ | 319,045 | | | $ | — | | | $ | 293,295 | | | $ | 68,625 | | | $ | 680,965 | |
| 产品销售 | — | | | 1,152,450 | | | — | | | 859,907 | | | 2,012,357 | |
| 炼油厂服务 | — | | | 95,635 | | | — | | | — | | | 95,635 | |
| | | | | | | | | |
| $ | 319,045 | | | $ | 1,248,085 | | | $ | 293,295 | | | $ | 928,532 | | | $ | 2,788,957 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| 海上管道运输 | | 钠矿物和硫磺服务 | | 海上运输 | | 陆上设施和运输 | | 已整合 |
| 基于费用的收入 | $ | 278,459 | | | $ | — | | | $ | 190,827 | | | $ | 86,711 | | | $ | 555,997 | |
| 产品销售 | — | | | 863,264 | | | — | | | 604,847 | | | 1,468,111 | |
| 炼油厂服务 | — | | | 101,368 | | | — | | | — | | | 101,368 | |
| $ | 278,459 | | | $ | 964,632 | | | $ | 190,827 | | | $ | 691,558 | | | $ | 2,125,476 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日的年度 |
| 海上管道运输 | | 钠矿物和硫磺服务 | | 海上运输 | | 陆上设施和运输 | | 已整合 |
| 基于费用的收入 | $ | 237,146 | | | $ | — | | | $ | 210,258 | | | $ | 106,092 | | | $ | 553,496 | |
| 产品销售 | — | | | 789,307 | | | — | | | 393,390 | | | 1,182,697 | |
| 炼油厂服务 | — | | | 88,462 | | | — | | | — | | | 88,462 | |
| $ | 237,146 | | | $ | 877,769 | | | $ | 210,258 | | | $ | 499,482 | | | $ | 1,824,655 | |
该公司在履行合同规定的履约义务后确认收入。收入确认的时间因收入流的不同而不同，下文将更详细地描述。一般来说，计时包括随着服务的提供而确认一段时间内的收入，以及在交付产品的某个时间点确认收入。
基于费用的收入
我们为我们的客户提供各种收费的运输和物流服务，涉及以下几个可报告的细分市场。
服务合同通常包含一系列不同的服务，这些服务基本上相同，在合同期内向客户转移的模式也相同，因此符合随着时间推移而履行的单一履行义务。客户在接受和消费我们的服务的同时，也提供这些服务。
海上管道运输
我们海上管道的收入通常基于每单位体积(通常是每立方米天然气或每桶原油)收集、运输或加工的固定费用。费用要么基于合同安排，要么基于FERC监管的费率。我们的某些合同包括每月随时准备为我们的资产提供产能的单一履约义务。与这些收费服务相关的收入在履约义务期内交付数量时确认。
除了上面讨论的海上管道运输收入外，我们还与客户签订了某些合同，从中我们可以赚取需求型费用或公司运力预订费。这些费用是向客户收取的，无论客户实际向平台或通过管道交付了多少数量。
除了这些离岸管道运输收入流，我们还拥有某些客户合同，其中运输费具有分级定价结构，基于相关管道资产和合同的累计吞吐量里程碑，或在指定日期。这些合同的履行义务是为客户运输、收集或处理基于公司(待命)服务或客户每月提名的商品数量，这也可以是在可中断的基础上进行的。虽然我们的运输率在达到某些累计吞吐量的里程碑时会发生变化，但我们的履约义务在合同的整个生命周期内不会改变。因此，收入在整个合同有效期内按平均比率确认。我们已经根据估计数量(包括我们需要准备的某些最低数量)、价格指数、估计产量或合同量以及合同期限，估计了从合同开始之日起根据合同应收到的总对价。我们对可变对价的估计进行了限制，使得以前确认的收入很可能不会在整个合同有效期内发生重大逆转。根据需要，在每个报告期重新评估这些估计数。我们向客户开出的账单是按合同价计算的。我们的客户从发票收到的对价与确认的收入之间的差额产生了合同资产或负债。在估计平均合同率低于合同中开具的当前价格等级的情况下，我们将确认合同责任。在估计平均合同率高于合同中规定的当前价级的情况下, 我们将确认一项合同资产。
陆上设施和运输
在我们的陆上设施和运输部门，我们为客户提供管道运输、码头服务和铁路卸货服务等服务，主要是按桶收费。
通过我们的管道运输原油的合同收入是以公布的价格的实际运量为基础的。我们确认运输和其他服务在履约义务期间的收入，这是合同条款。固定的和可中断的运输和其他服务的收入随着时间的推移在产品交付到约定的交货点或在收货点确认，因为它们特别与我们转移不同服务的努力有关。
我们服务的定价是通过各种机制确定的，包括指定的合同定价或受监管的价格定价。根据这些合同，我们收到的对价是可变的，因为在合同开始时，所运输的商品的总量是未知的。在一天或一个月结束时(根据合同规定)，价格和成交量都是已知的(或“固定的”)，以便我们能够准确地计算我们有权开具发票的对价金额。对这些服务和发票的衡量是按月进行的。
管道损失津贴
为了补偿我们承担由于温度、原油质量以及管道中液体测量的固有困难而在我们的管道(对于我们的陆上和海上管道)运输中的原油体积损失的风险，我们的关税和协议允许我们对质量和体积波动进行体积扣除。我们将这些扣除称为管道损失津贴(“解放军”)。我们将这些额度与管道的实际体积损益进行比较，净损益被记录为收入或收入减少。由于津贴与我们的管道运输服务有关，履约义务是运输和交付桶的义务，被视为单一义务。
当出现净收益时，我们就有原油库存。当发生净亏损时，我们会减少手头任何已记录的库存，并记录购买原油所需的负债，以弥补损失的数量。根据ASC 606，我们在净基础上将多余的石油作为非现金对价记录在交易价格中。记录的石油净额以成本或可变现净值中的较低者计价，以产品运输当月的原油市场价格为准。然后，库存中的原油可以按当前的现行市场价格出售，当控制权转移到客户手中时，如果销售价格超过库存价值，就会产生额外的收入。
海上运输
我们的海运业务包括使用我们的驳船或船只从内陆和近海海运重质精炼石油产品、沥青和原油的收入。这项收入是在个别合同基础上确定的个别旅行经过的时间内确认的。这些合同的收入通常基于固定的日间费率或每次货运的固定费用。如果合同中有约定，燃料费和某些其他运营费用可由客户直接报销。
我们的履约义务包括使用我们的船舶提供一天的运输服务，无论是根据定期合同还是现货合同。交易价格通常是根据合同确定的，要么是按日费率计算，要么是按完成服务所需的天数一次性分配。收入在使用我们船只的运输服务发生时确认，因为客户同时接收和消费提供的这些服务。如果合同中有规定，某些项目，如燃料或运营成本，可以在发生成本的同一时期内退还给客户。如果一次旅行提供我们服务的时间跨过了一份一次性费用合同下的报告期，所赚取的收入将根据我们有权获得每天付款的相关履约义务在当期完成的进展来累算。客户开具发票发生在旅行结束时，或在客户要求时更早。
产品销售
钠矿物和硫磺服务
我们的钠矿物和硫磺服务部门的产品销售主要涉及烧碱、NaHS、纯碱和其他碱产品的销售。由于涉及收入确认，这些销售交易包含单一的履行义务，即在商定的销售点向客户交付产品。对于某些交易，我们在发货点将产品的控制权转移给客户，但我们有义务按照客户的指示安排产品的发货。我们的政策不是将这些运输活动作为单独的履约义务来处理，而是根据ASC 606将它们作为履行成本进行会计处理。
这些产品销售的交易价格由特定的合同决定，通常以固定汇率或基于市场或指数汇率确定。这一定价在收入确认时是已知的，或者是“固定的”。在最终定价的基础上，按照行业标准或合同规范开具发票和相关付款条款。全部交易价格分配给履约义务，即在商定的销售点交付产品。由于这类收入是在某个时间点赚取的，因此不会将交易价格分配给未来的履约义务。
陆上设施和运输
我们陆上设施和运输部门的产品销售主要涉及原油和石油产品的销售。这些合同包含单一的履约义务，即在指定地点将产品交付给客户。对于定期合同，这些合同按月结算，或按现货结算。在最终定价的基础上，按照行业标准或合同规范开具发票和相关付款条款。
定价是在合同中指定的，是固定的、基于指数的或公式化的，利用一个月或特定天数的平均价格，无论何时交货。在任何一种情况下，定价都是在开具发票时就知道的。全部对价分配给单一的履行义务，即将产品交付到指定地点。由于这类收入是在某个时间点赚取的，因此不会将交易价格分配给未来的履约义务。
炼油厂服务
我们的炼油厂服务业务主要为炼油厂从原油加工作业中产生的高硫(或“酸性”)气流提供硫磺提取服务。我们的工艺应用了我们的专利技术，在规定的温度和压力下使用烧碱作为洗涤剂来去除硫磺。该技术将清洁(无硫)碳氢化合物流返回炼油厂，进一步加工成精炼产品，同时生产NaH。当气流被处理时，NaH的单位是按比例产生的。我们在生产后立即获得NaHS的控制权和所有权，这是我们为硫磺去除服务获得的唯一代价。如上所述，我们稍后将此产品作为产品销售的一部分向第三方进行营销。作为我们一些安排的一部分，我们为我们的工厂靠近客户的炼油厂而获得的任何好处支付炼油厂访问费(“RSA费用”)。我们的RSA费用记录为收入的减少。
在我们的炼油厂服务协议中，提供脱硫剂服务是唯一的履约义务。由于我们的客户同时获得和消费炼油厂服务福利，控制权转移并根据完成履约义务的进展程度随着时间的推移确认收入。我们使用在一段时间内产生的NAH单位来衡量进展情况，因为我们收到的金额与迄今完成的提供服务的努力直接对应。每项履约义务的交易价格是使用每项炼油厂服务协议合同开始之日的NAHS单位的公允价值来确定的。因此，我们将收到的NAH的价值作为非现金对价记录在库存中，直到随后将其出售给我们的客户(参见上文的产品销售)。
合同资产和负债
下表列出了我们在2022年12月31日和2021年12月31日的合同资产和负债余额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 合同资产 | | 合同责任 |
| 流动资产--其他 | | | | 应计负债 | | 其他长期负债 |
2021年12月31日的余额 | $ | 13,563 | | | | | $ | 2,619 | | | $ | 19,028 | |
2022年12月31日的余额 | — | | | | | 2,087 | | | 64,478 | |
$2.6百万美元和美元3.0在本期间开始时被归类为合同负债的100万美元分别确认为2022年和2021年12月31日终了年度的收入。此外，我们还确认了$4.12021年，由于与我们的一份海上管道运输合同有关的合同修改，收入增加了100万美元。
剩余履约债务的交易价格分配
我们必须披露截至2022年12月31日分配给未履行履约义务的交易价格金额。但是，ASC 606提供了我们使用的以下实用的权宜之计和豁免：
1)合同中预期期限为一年或一年以下的履约义务；
2)从履行履约义务中确认的收入，我们有权对价的金额与提供给客户的价值直接对应；以及
3)包含可变对价的合同，如基于指数的定价或可变数量，完全分配给完全未履行的履约义务或完全未履行的转让属于一系列的独特货物或服务的承诺。
我们将这些实际的权宜之计和免税措施应用于我们随着时间的推移而确认的收入流。我们的大多数合同都有资格享受其中一种权宜之计或豁免。在考虑了这些实际的权宜之计，并确定了涉及长期收入确认和包括长期固定对价(根据需要进行索引调整)的剩余合同类型后，我们确定了与未履行义务相关的交易价格分配。由于这与我们的分级定价离岸运输合同有关，我们为长期的固定和可变对价提供了坚实的能力。因此，我们已将剩余的合同价值(如上所述估计和讨论的)分配给未来期间。在我们的陆上设施和运输部门，我们有某些合同安排，根据这些安排，我们将获得固定的最低付款，以履行我们为管道和相关资产提供最低运力的义务。
下表描述了我们预计如何确认与这些合同相关的未来期间的收入：
| | | | | | | | | | | |
| 海上管道运输 | | 陆上设施和运输 |
| 2023 | $ | 79,294 | | | $ | 7,200 | |
| 2024 | 74,163 | | | 1,800 | |
| 2025 | 78,604 | | | — | |
| 2026 | 52,006 | | | — | |
| 2027 | 14,743 | | | — | |
| 此后 | 43,006 | | | — | |
| 总计 | $ | 341,816 | | | $ | 9,000 | |
4. 租赁会计
承租人安排
我们租赁各种运输设备(主要是有轨电车)、航站楼、土地和设施以及办公空间和设备。租赁期限不一，从短期(不大于12个月)到长期(大于12个月)不等。我们的大部分租约包含可由我们自行决定延长租约期限的选项。我们在确定用于衍生我们的使用权资产和相关租赁负债的租赁条款时考虑了这些选项。租期为12个月或以下的租约不会记录在我们的综合资产负债表中，我们按租赁期内的直线原则确认这些租约的租赁费用。
某些租赁协议包括租赁和非租赁部分。我们已选择将我们所有标的资产的租赁和非租赁组成部分合并，以获得我们的使用权资产和租赁负债。此外，某些租赁费用是由可变因素驱动的，如工厂产量或指标率。变动成本在发生时计入费用，不包括在我们对租赁负债和使用权资产的确定中。
作为承租人，我们没有任何融资租赁，我们的租赁也没有包含重大剩余价值担保或重大限制性契诺。此外，我们的大部分租约不提供隐含利率，因此，我们根据租约开始时可获得的信息来确定租赁付款的现值，以确定递增借款利率。
我们的租赁组合包括三个主要类别的运营租赁：运输设备、办公空间和设备以及设施和设备。这些价值记在综合资产负债表上的“使用权资产净值”内。流动及非流动租赁负债分别记入综合资产负债表的“应计负债”及“其他长期负债”内。有关我们截至2022年12月31日和2021年12月31日的租赁余额，请参阅下表。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 租契 | | 分类 | | 财务报表标题 | | 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| 资产 | | | | | | | | |
| | 运输设备 | | 使用权资产，净额 | | $ | 65,375 | | | $ | 79,784 | |
| | 办公空间和设备 | | 使用权资产，净额 | | 7,238 | | | 5,981 | |
| | 设施和设备 | | 使用权资产，净额 | | 52,664 | | | 55,031 | |
| 总使用权资产，净额 | | | | | | $ | 125,277 | | | $ | 140,796 | |
| | | | | | | | |
| 负债 | | | | | | | | |
| 当前 | | | | 应计负债 | | 17,978 | | | 19,966 | |
| 非当前 | | | | 其他长期负债 | | 113,844 | | | 121,854 | |
| 租赁总负债 | | | | | | $ | 131,822 | | | $ | 141,820 | |
我们的“使用权资产净额”包括与我们的某些运输设备、办公空间和设备以及设施和设备租赁相关的未摊销初始直接成本。此外，它还包括我们的未摊销预付租金、我们的递延租金，以及我们以前归类的与优惠租赁相关的无形资产。
我们记录的总运营租赁费用为#美元13.6百万，$18.4百万美元，以及$30.2分别为2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日。总的运营租赁费用是扣除我们在碱性业务中获得的可变轨道车里程信用#美元。22.4百万，$20.8百万美元和美元18.4分别为2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日。总经营成本包括与我们现有租赁负债相关的金额，以及期内发生的短期和可变租赁成本，该等成本对个别或整体经营租赁成本并不重要。
下表显示了截至2022年12月31日，我们的经营租赁债务在未贴现现金流量基础上的到期日，并与我们综合资产负债表上记录的现值进行了核对：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 租赁负债到期日 | | 运输设备 | | 办公空间和设备 | | 设施和设备 | | 经营租约 |
| 2023 | | $ | 18,928 | | | $ | 1,386 | | | $ | 5,529 | | | $ | 25,843 | |
| 2024 | | 17,889 | | | 1,359 | | | 5,005 | | | 24,253 | |
| 2025 | | 14,372 | | | 2,168 | | | 5,041 | | | 21,581 | |
| 2026 | | 9,965 | | | 1,997 | | | 5,092 | | | 17,054 | |
| 2027 | | 7,110 | | | 1,721 | | | 5,136 | | | 13,967 | |
| 此后 | | 7,092 | | | 9,445 | | | 115,349 | | | 131,886 | |
| 租赁付款总额 | | 75,356 | | | 18,076 | | | 141,152 | | | 234,584 | |
| 减去：利息 | | (10,644) | | | (5,601) | | | (86,517) | | | (102,762) | |
| 经营租赁负债现值 | | $ | 64,712 | | | $ | 12,475 | | | $ | 54,635 | | | $ | 131,822 | |
下表列出了与我们的使用权资产相关的加权平均剩余条款和贴现率：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 租赁期限和贴现率 | | | 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| 加权平均剩余租期 | | | 13.70年份 | | 13.48年份 |
| 加权平均贴现率 | | | 7.75% | | 7.69% |
下表提供了与我们的经营租赁相关的已支付现金和获得的使用权资产的信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至的年度
十二月三十一日， |
| 现金流信息 | | | 2022 | | 2021 |
| 为计入租赁负债的金额支付的现金 | | | $ | 28,576 | | | $ | 33,145 | |
| 以租赁资产换取新的经营租赁负债 | | | 9,443 | | | 8,296 | |
出租人安排
我们有下面讨论的某些合同，在这些合同中，我们充当出租人。我们还不时地将我们的某些运输和设施设备转租给第三方。
经营租约
在截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度内，我们在与美国凤凰号相关的收入合同中充当出租人，这包括在我们的海洋运输部门。在截至2020年12月31日的一年中，我们作为自由州管道系统的出租人，包括我们的陆上设施和运输部门。与这些合同相关的收入在合并业务报表中记录在各自部门的收入中。我们对这些安排的租赁收入(包括固定和可变对价)分别反映在下表中截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至的年度
十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 美国凤凰号M/T | | $ | 16,432 | | | $ | 15,031 | | | $ | 24,116 | |
自由州管道(1) | | — | | — | | 5,234 | |
(1)我们于2020年10月30日将自由州管道出售给Denbury Inc.的一家子公司。上面显示的2020年收入反映了截至2020年10月29日的运营情况，因为那是该资产在我们所有下运营的最后日期。
直接融资租赁
我们以前持有东北杰克逊穹顶(“Nejd”)管道的直接融资租赁。根据协议条款，我们从2008年8月3日开始获得季度付款。这些付款固定在大约#美元。5.2在租赁期内，每季度利息为10.25%。在2028年租赁期结束时，我们将以象征性的付款将我们在Nejd管道的所有权益转让给承租人。在2020年第三季度，我们的客户，Denbury，Inc.的子公司，根据协议违约，我们行使了我们作为受益人向我们开出的信用证，我们获得了大约$412020年加速本金支付100万美元。2020年10月30日，我们与客户签署了一项协议，加速偿还Nejd直接融资租赁的剩余本金。截至2020年12月31日，我们有一笔未偿还的应收账款(包括在合并资产负债表上的“应收账款-贸易，净额”内)#美元70.0根据协议，丹伯里支付了剩余的款项，这笔款项是在2021年期间全额收取的。此外，作为本协议的一部分，我们转让了我们所有CO的所有权2包括自由州管道系统在内的资产被转移到登伯里。
5. 应收账款
应收账款--贸易，净额包括：
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 |
| 应收账款--贸易 | $ | 724,419 | | | $ | 405,159 | |
| 信贷损失准备 | (2,852) | | | (4,825) | |
| 应收账款--贸易，净额 | $ | 721,567 | | | $ | 400,334 | |
下表列出了我们在所示期间的信贷损失拨备活动：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 期初余额 | $ | 4,825 | | | $ | 6,258 | | | $ | 1,062 | |
| 计入(追讨)费用及开支(净额) | 172 | | | (902) | | | 5,504 | |
| 核销金额 | (2,145) | | | (531) | | | (308) | |
| 期末余额 | $ | 2,852 | | | $ | 4,825 | | | $ | 6,258 | |
6. 盘存
库存的主要组成部分如下：
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 |
| 石油产品 | $ | 56 | | | $ | 998 | |
| 原油 | 6,673 | | | 11,834 | |
| 烧碱 | 15,258 | | | 5,690 | |
| 不会的 | 7,085 | | | 17,040 | |
| 原料--碱操作 | 5,819 | | | 7,599 | |
| 在制品--碱操作 | 9,599 | | | 7,496 | |
| 制成品，净碱业务 | 18,772 | | | 13,681 | |
| 材料和供应品，净碱业务 | 14,881 | | | 13,620 | |
| | | |
| 总计 | $ | 78,143 | | | $ | 77,958 | |
存货按成本或可变现净值中较低者计价。存货的可变现净值比成本低#美元。2.9截至2022年12月31日，我们的综合财务报表中的库存价值减少了这一金额。我们记录了$2.0截至2021年12月31日的库存减少调整金额为100万美元。
材料和用品包括化学品、维护用品和备件，这些将在开采天然矿石和生产纯碱过程中消耗。
7. 固定资产、矿产租赁权和资产报废债务
固定资产
固定资产包括以下几项：
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 |
| 原油和天然气管道及相关资产 | $ | 2,844,288 | | | $ | 2,839,443 | |
| 制碱设施、机械和设备 | 701,313 | | | 670,880 | |
| 陆上设施、机器和设备 | 269,949 | | | 269,245 | |
| 运输设备 | 22,340 | | | 21,106 | |
| 海船 | 1,017,087 | | | 1,018,284 | |
| 土地、建筑物和改善 | 231,651 | | | 227,540 | |
| 办公设备、家具和固定装置 | 24,271 | | | 23,965 | |
在建工程(1) | 712,971 | | | 350,137 | |
| 其他 | 41,168 | | | 43,440 | |
| 固定资产，按成本计算 | 5,865,038 | | | 5,464,040 | |
| 减去：累计折旧 | (1,768,465) | | | (1,551,855) | |
| 固定资产净值 | $ | 4,096,573 | | | $ | 3,912,185 | |
(1)正在进行的建设主要涉及我们的格兰杰优化项目，预计将于2023年完成，以及我们的离岸增长资本项目，预计将于2024年和2025年完成。
矿产租赁权
与我们的碱业务相关的我们的矿产租赁权包括：
| | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| 矿产租赁权 | $ | 566,019 | | | $ | 566,019 | |
| 减去：累计消耗 | (20,897) | | | (17,014) | |
| 矿物租赁权，净值 | $ | 545,122 | | | $ | 549,005 | |
折旧费用为$281.4百万，$295.4百万美元和美元276.4分别为2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日。耗尽费用为$3.9百万，$3.6百万美元，以及$3.2截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。
资产出售和资产剥离
2022年4月29日，我们达成了一项协议，将独立中心平台出售给墨西哥湾的一个生产商集团，总收益为$40.0100万美元，其中8.0百万美元，或20%，应归属并支付给我们的非控股权益持有人。在截至2022年12月31日的年度内，我们录得收益$40.0在综合业务报表的“出售资产损失(收益)”中记录的百万美元，其中#美元8.0百万美元，或20%，归因于我们的非控股股东，因为出售的平台资产在出售时没有账面价值。
2020年10月30日，我们与Denbury Inc.的一家子公司达成协议，将我们剩余CO的所有权转让给它2包括Nejd和Free State管道在内的资产，包括我们的陆上设施和运输部门。作为协议的一部分，我们收到了总计$92.5100万美元，其中22.5在执行协议时，在2020年第四季度支付了100万美元，剩余的美元70.0在2021年期间，在每个季度以等额分期付款方式支付了100万美元。我们记录了一美元的损失。22.0百万美元，代表所转让资产的收益与账面净值之间的差额，并计入“出售资产的损失(收益)“关于截至2020年12月31日的年度综合经营报表。
减值费用
2020年第二季度，由于大宗商品价格下跌(包括加拿大西部精选与墨西哥湾沿岸的差价大幅收窄)和新冠肺炎带来的严峻经济环境，铁路原油运输对生产商来说变得不经济，对我们铁路物流资产的需求和前景也有所下降。由于这些因素，我们确定了一个需要我们执行减损测试的触发事件。在我们的可恢复性测试中，我们使用
管理层对我们未来现金流入的估计，包括目前的合同承诺，以及我们的成本和支出，是根据运营和维护相关资产的估计固定和可变需求确定的。由于我们的铁路物流资产组没有通过最初的可回收评估，我们随后在收益法下使用贴现现金流模型进行了公允价值计算。作为这项测试的结果，我们确认了减值费用为$277.5截至2020年12月31日，由于我们资产的账面价值超过了估计的可变现价值，与我们陆上设施和运输部门的铁路物流资产相关的利润为100万美元。减值费用包括美元。272.7百万美元的固定资产净值和4.8综合资产负债表中的使用权资产净额为百万美元。长期资产测试中使用的公允价值估计主要基于公允价值等级的第3级投入。
除此之外，我们确认的减值费用为#美元3.3于二零二零年第三季，主要与全面减记我们海上运输部门的一个非核心天然气平台有关，因为该平台对我们的业务没有未来的用途。
资产报废债务
我们根据合同安排和/或政府规定，记录与执行特定退休活动的法律要求有关的ARO。对于任何收购的ARO，我们根据在初步采购价格分配期间分配的公允价值计量来记录ARO。
我们对资产报废债务的负债对账如下：
| | | | | |
| 2020年12月31日 | $ | 176,852 | |
| 吸积费用 | 10,038 | |
| 对ARO的时间安排和估计费用的修订 | 35,735 | |
| 聚落 | (4,727) | |
| 收购 | 3,008 | |
| 2021年12月31日 | $ | 220,906 | |
| 吸积费用 | 13,092 | |
| 对ARO的时间安排和估计费用的修订 | 11,216 | |
| 聚落 | (16,641) | |
| |
| |
| |
| 2022年12月31日 | $ | 228,573 | |
在2022年12月31日和2021年12月31日，26.6百万美元和美元36.3100万美元分别作为流动负债计入我们综合资产负债表的“应计负债”。每个期间的ARO负债的剩余部分包括在我们综合资产负债表上的“其他长期负债”中。2022年至2021年期间对时间和估计成本的修订主要是由于与放弃我们在墨西哥湾的某些非核心离岸资产相关的加速时间和修订成本。这些修订考虑了几个因素，包括法律或法规要求的变化、我们对相关资产的估计可用寿命的变化，以及放弃的时间和方法。由于在得出我们的估计时涉及重大判断，实际成本，包括相关监管机构或合同方批准的工作范围，可能与我们的估计不同。
关于我们的ARO，下表提供了我们对所示时期的增长费用的预测：
| | | | | |
| 2023 | $ | 11,437 | |
| 2024 | $ | 10,721 | |
| 2025 | $ | 10,955 | |
| 2026 | $ | 8,191 | |
| 2027 | $ | 8,701 | |
我们的某些未合并附属公司在2022年12月31日和2021年12月31日记录了与合同协议和监管要求有关的ARO。此外，我们合并的某些实体拥有非控股权益所有者，负责他们在相关ARO负债的未来成本中的代表性份额. 这些金额对我们的合并财务报表并不重要。
8. 股权被投资人
我们按照权益会计法核算我们在合资企业中的所有权(见注2以了解这些投资的描述)。我们为收购一家公司的所有权权益而支付的价格可能超过或低于我们收购的资本账户的基础账面价值。截至2022年12月31日和2021年12月31日，账面价值的未摊销差额总计为$305.6百万美元和美元319.9分别为100万美元。我们将账面价值的差额摊销为权益收益的变化。
下表列出了我们的合并财务报表中包含的与我们的股权被投资人相关的信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| Genesis在营业收益中的份额 | $ | 68,469 | | | $ | 73,389 | | | $ | 79,510 | |
| 对可归因于Genesis股权投资账面价值的差异进行摊销 | (14,263) | | | (15,491) | | | (15,491) | |
| 收益中的净股本 | $ | 54,206 | | | $ | 57,898 | | | $ | 64,019 | |
已收到的分发(1) | $ | 75,406 | | | $ | 84,106 | | | $ | 81,061 | |
(1)在有关期间内或在该期间后15天内收到的分发。
下表列出了过去两年的综合资产负债表信息和过去三年的运营报表数据(以100%为基础)：
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 |
| 资产负债表数据： | | | |
| 资产 | | | |
| 流动资产 | $ | 44,471 | | | $ | 33,994 | |
| 固定资产，净额 | 292,398 | | | 284,265 | |
| 其他资产 | 27,287 | | | 21,327 | |
| 总资产 | $ | 364,156 | | | $ | 339,586 | |
| 负债和权益 | | | |
| 流动负债 | $ | 21,563 | | | $ | 15,457 | |
| 其他负债 | 243,094 | | | 237,948 | |
| 权益 | 99,499 | | | 86,181 | |
| 负债和权益总额 | $ | 364,156 | | | $ | 339,586 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 运营报表数据： | | | | | |
| 收入 | $ | 201,124 | | | $ | 203,835 | | | $ | 214,687 | |
| 营业收入 | $ | 129,212 | | | $ | 143,506 | | | $ | 153,640 | |
| 净收入 | $ | 120,613 | | | $ | 138,783 | | | $ | 147,560 | |
波塞冬的循环信贷安排
波塞冬循环信贷安排下的借款于2019年3月修订和重述，主要用于为资本项目支出提供资金。2019年3月的信贷安排对波塞冬的所有者没有追索权，并以其资产为担保。2019年3月的信贷安排包含习惯契约，如对债务水平、留置权、担保、合并、出售资产和向所有者分配的限制。任何违反这些公约的行为都可能导致波塞冬债务的到期日加快。波塞冬遵守了这些合并财务报表所列所有期间的信贷协议条款。
9. 无形资产、商誉和其他资产
无形资产
下表反映了在2022年和2021年12月31日摊销的无形资产的组成部分：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| | 加权
摊销
期间(以年为单位) | | 毛收入
携带
金额 | | 累计
摊销 | | 携带
价值 | | 毛收入
携带
金额 | | 累计
摊销 | | 携带
价值 |
| 海运合同无形资产 | 20 | | $ | 800 | | | $ | 642 | | | $ | 158 | | | $ | 800 | | | $ | 607 | | | $ | 193 | |
| 海上管道合同无形资产 | 19 | | 158,101 | | | 61,715 | | | 96,386 | | | 158,101 | | | 53,394 | | | 104,707 | |
| 其他 | 10 | | 44,391 | | | 13,615 | | | 30,776 | | | 37,933 | | | 15,770 | | | 22,163 | |
| 总计 | | | $ | 203,292 | | | $ | 75,972 | | | $ | 127,320 | | | $ | 196,834 | | | $ | 69,771 | | | $ | 127,063 | |
海上管道合同无形资产涉及与基斯利峡谷东南部卢修斯产区生产商的某些运输协议相关的客户合同，这些生产商支持我们的SEKCO管道。
我们根据无形资产对我们未来现金流的预期贡献的期限来记录无形资产的摊销。我们目前所有的无形资产都是按直线摊销的。无形资产的摊销费用为#美元。10.3百万，$10.3百万美元和美元15.5截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。
下表反映了我们在随后五个会计年度中每一年的预计摊销费用：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 |
| | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 海运合同无形资产 | $ | 34 | | | $ | 33 | | | $ | 32 | | | $ | 30 | | | $ | 29 | |
| 海上管道合同无形资产 | 8,321 | | | 8,321 | | | 8,321 | | | 8,321 | | | 8,321 | |
| 其他 | 4,216 | | | 3,852 | | | 3,628 | | | 3,330 | | | 2,884 | |
| 总计 | $ | 12,571 | | | $ | 12,206 | | | $ | 11,981 | | | $ | 11,681 | | | $ | 11,234 | |
商誉
我们的钠矿物和硫磺服务部门的商誉账面价值为$301.92022年12月31日和2021年12月31日。我们有不是T确认列报的任何期间与商誉有关的任何减值损失。
其他资产
其他资产包括：
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 |
递延海运费，净额(1) | $ | 20,503 | | | $ | 19,930 | |
| 优先担保信贷安排的未摊销债务发行成本 | 2,591 | | | 4,736 | |
| 其他递延成本 | 9,114 | | | 13,593 | |
| 其他资产，扣除摊销后净额 | $ | 32,208 | | | $ | 38,259 | |
(1) 见《会计政策摘要》中关于海运资产递延费用的讨论(注2).
10. 债务
截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们根据债务安排承担的义务包括：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| | 本金 | | 未摊销溢价、贴现和债务发行成本 | | 净值 | | 本金 | | 未摊销保费和债务发行成本 | | 净值 |
优先担保信贷安排--循环贷款(1) | $ | 205,400 | | | $ | — | | | $ | 205,400 | | | $ | 49,000 | | | $ | — | | | $ | 49,000 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
5.6252024年到期的优先无担保票据百分比 | 341,135 | | | 1,249 | | | 339,886 | | | 341,135 | | | 2,106 | | | 339,029 | |
6.5002025年到期的优先无担保票据百分比 | 534,834 | | | 3,265 | | | 531,569 | | | 534,834 | | | 4,452 | | | 530,382 | |
6.2502026年到期的优先无担保票据百分比 | 339,310 | | | 2,481 | | | 336,829 | | | 359,799 | | | 3,410 | | | 356,389 | |
8.0002027年到期的优先无担保票据百分比 | 981,245 | | | 4,956 | | | 976,289 | | | 1,000,000 | | | 6,592 | | | 993,408 | |
7.7502028年到期的优先无担保票据百分比 | 679,360 | | | 7,621 | | | 671,739 | | | 720,975 | | | 9,678 | | | 711,297 | |
5.8752042年到期的碱性优先担保票据百分比 | 425,000 | | | 22,558 | | | 402,442 | | | — | | | — | | | — | |
| 长期债务总额 | $ | 3,506,284 | | | $ | 42,130 | | | $ | 3,464,154 | | | $ | 3,005,743 | | | $ | 26,238 | | | $ | 2,979,505 | |
(1)与我们的优先担保信贷安排循环贷款相关的未摊销债务发行成本如下(包括在综合资产负债表上的“其他资产，扣除摊销后的净额”)为#美元。2.6百万美元和美元4.7分别截至2022年12月31日和2021年12月31日。
高级担保信贷安排
2021年4月8日，我们签订了第五份修订和重新签署的信贷协议(“信贷协议”)，以取代我们的第四份修订和重新签署的信贷协议，该协议规定950百万优先担保信贷安排，包括一项借款能力为#美元的循环贷款安排650100万美元(“循环贷款”)和#美元的定期贷款安排300百万美元(“定期贷款”)。高级担保信贷安排将于2024年3月15日到期，可应我们的要求延长一年，最多两次，并受某些条件的限制。
2021年11月17日，我们完成了一项36占印章少数股权的百分比，总收益约为$418百万美元。出售所得的一部分用来偿还全部美元。300定期贷款项下未偿还的百万美元。我们遭受了大约$的损失。2.3与提前清偿与相关未摊销债务发行成本相关的定期贷款相关的百万美元，在截至2021年12月31日的年度综合经营报表中记为“其他费用，净额”。
2022年5月17日，我们签署了第二修正案，同意了信贷协议(“信贷协议修正案”)。这项信贷协议修订(其中包括)容许订立及履行由ORRI权益(定义见下文)担保的交易及协议，并以期限SOFR取代我们现有的基于LIBOR利率的借款，后者是基于SOFR的前瞻性期限利率，将于下文进一步详细讨论。
截至2022年12月31日，我们高级担保信贷工具下的关键利率条款取决于我们的杠杆率(如信贷协议中所定义)，如下：
•循环贷款：借款利率可以基于替代基本利率或期限SOFR，由我们选择。替代基准利率贷款的利息等于(A)(1)当日生效的最优惠利率，(2)当日生效的联邦基金实际利率加联邦基金实际利率中最高者的总和0.5%和(Iii)调整后的SOFR期限(在我们的信贷协议修正案中定义)，期限为一个月，在该日外加1%和(B)适用的边际。经调整期限SOFR等于(A)该期间的期限SOFR利率(在我们的信贷协议修正案中定义)加上(B)期限SOFR调整0.1%加(C)适用边际。适用的边际不同于2.25%至3.75定期SOFR借款和自1.25%至2.75根据我们的杠杆率，备用基本利率借款的利率为%。我们的杠杆率每季度重新计算一次，并与每一次材料收购相关。截至2022年12月31日，我们借款的适用保证金为2.00%用于替代基本利率借款和3.00基于我们的杠杆率的定期SOFR借款的%。
•信用证手续费从2.25%至3.75%基于我们根据信贷协议修正案计算的杠杆率。利率可能每季度波动一次。在2022年12月31日，我们的信用证利率是3.00%.
•我们为循环贷款中未使用的部分支付承诺费。未使用的承诺额的承诺费将从0.30%至0.50年利率取决于我们的杠杆率。截至2022年12月31日，我们对未使用的承诺额的承诺费费率为0.50%.
•我们有能力将循环贷款的总规模再增加1美元。200100万美元，但须征得贷款人同意和某些其他习惯条件。
在2022年12月31日，我们有1美元205.4从我们的循环贷款中借入百万美元，其中4.7借款金额中的百万元被指定为库存升华项下的贷款。我们的信用协议允许高达$100将用于信用证的容量为100万美元，其中#美元8.5截至2022年12月31日，未偿还的债务为100万美元。由于我们循环贷款的循环性质，在我们的信用协议到期日之前，可能会进行额外的借款、定期还款和再借款。截至2022年12月31日，我们的高级担保信贷安排可供借款的总金额为$436.1100万美元，但须遵守我们的圣约。除库存贷款外，我们的信用协议不包括“借款基数”限制。
碱性高级担保票据发行及相关交易
2022年5月17日，Genesis Energy，L.P.通过其新成立的全资无限制子公司GA ORRI，LLC(以下简称GA ORRI)发行了美元425本公司本金为百万美元5.8752042年到期的优先担保票据(“碱性优先担保票据”)给某些机构投资者(“票据发售”)，由GA ORRI的50年期担保10在几乎所有Alkali Business的Trona矿产租约(“ORRI权益”)中有一定期限的凌驾于特许权使用费权益的权益。利息支付在每个季度的最后一天到期，首期利息支付日期为2022年6月30日。管理碱性优先担保票据的协议还要求在从2024年第一季度开始的每个季度的最后一天偿还本金。本金偿还总额为$11.6百万，$13.1百万，$14.2百万美元，以及$14.6100万美元分别于2024年、2025年、2026年和2027年到期，其余季度本金到期至2042年3月31日。 我们被要求在流动性储备账户(由GA ORRI拥有)中保持一定水平的现金，作为未来利息和本金支付的抵押品，这一点在管理碱性优先担保票据的协议中计算和描述。截至2022年12月31日，我们的流动性储备账户余额为#美元。18.6100万美元，在综合资产负债表上被归类为“限制性现金”。 此次发行产生的净收益为#美元。408百万美元，扣除发行折扣$17百万美元。我们利用发行所得款项净额的一部分，悉数赎回尚未偿还的Alkali Holdings优先股(定义见注11)，并用剩余部分偿还我们循环贷款下的部分未偿还借款，以及为我们的流动资金储备账户提供资金。
此外，如上所述，2022年5月17日，我们签署了信贷协议修正案。此项修订亦指定GA ORRI及其直接母公司GA ORRI Holdings，LLC(“GA ORRI Holdings”)为我们信贷协议下的不受限制附属公司。根据管理优先无担保票据的契约，我们还指定GA ORRI和GA ORRI Holdings为不受限制的子公司。5月17日，我们还根据我们的信贷协议和管理我们优先无担保票据的契约，将原来由我们的碱业务持有的子公司重新归类为受限子公司。
高级无担保票据
2014年5月15日，我们发行了美元350本金总额为百万元5.6252024年6月15日到期的优先无抵押票据(“2024年票据”)。2024年发行的债券以面值出售。利息支付日期为每年6月15日和12月15日，首期利息支付日期为2014年12月15日。2024年发行的债券将于2024年6月15日到期。所得款项净额用于偿还我们的高级担保信贷安排下的借款，并用于一般合伙目的。
2015年5月21日，我们发行了美元400本金总额为百万元6.002023年5月15日到期的优先无抵押票据(“2023年票据”)。利息支付日期为每年的5月15日和11月15日。我们用这些票据的一部分收益实际上赎回了我们所有未偿还的美元350百万，7.8752018年到期的优先无担保票据，使用公开投标要约和我们与该等票据相关的赎回权的组合。2020年12月17日，$308.8其中100万张钞票已于本公司发行时有效投标及偿还。7502027年到期的百万无抵押票据(下文进一步讨论和定义的“2027年票据”)。我们遭受了大约$的损失。8.2与我们的2023年债券招标有关的100万欧元，包括我们的交易成本和相关未摊销债务发行成本的注销，这些成本在我们截至2020年12月31日的年度综合经营报表中记为“其他费用，净额”。2021年1月19日，我们赎回了剩余的美元80.9根据管理2023年债券的契约的条款和条件，我们的2023年债券中的100万美元。我们遭受了大约$的损失。1.6于本公司截至2021年12月31日止年度的综合经营报表中，与本公司剩余的2023年优先无抵押票据的清偿有关，包括赎回费及相关未摊销债务发行成本的撇账，并记入“其他费用净额”。
2015年7月23日，我们发行了美元750本金总额为百万元6.752022年8月1日到期的优先无抵押票据(“2022年票据”)。利息在每年的2月1日和8月到期。那次发行产生了净收益#美元。728.6扣除发行折扣和承销费后的净额为百万美元。净收益用于为我们企业收购的部分收购价格提供资金。2020年1月16日，$554.8其中100万张钞票已于本公司发行时有效投标及偿还。7502028年到期的百万无抵押票据(“2028年票据”)，如下所述。2020年2月16日，剩余的美元222.1剩余的2022年债券中，有100万债券被赎回。我们总共蒙受了大约$的损失23.5于本公司于截至2020年12月31日止年度的综合经营报表中，与本公司2022年票据的清偿有关，包括本公司的交易成本及相关未摊销债务发行成本及贴现的撇账，于本公司截至2020年12月31日止年度的“其他费用净额”中记录。
2017年8月14日，我们发行了美元550本金总额为百万元6.502025年10月1日到期的优先无抵押票据(“2025年票据”)。利息支付日期为每年4月1日和10月1日，首期利息支付日期为2018年4月1日。那次发行产生了净收益#美元。540.1百万美元，扣除已发生的发行成本。2025年发行的债券将于2025年10月1日到期。净收益被用来为我们收购我们的碱性业务的部分收购价格提供资金。
2017年12月11日，我们发行了美元450本金总额为百万元6.252026年5月15日到期的优先无抵押票据(“2026年票据”)。利息支付日期为每年5月15日和11月15日，首期利息支付日期为2018年5月15日。那次发行产生了净收益#美元。441.8百万美元，扣除已发生的发行成本。我们用了$204.8净收益中的百万美元用于赎回5.75%2021年2月15日到期的优先无抵押票据(“2021年票据”)已有效投标，其余净收益用于偿还我们优先担保信贷安排下未偿还的部分借款。
2020年1月16日，我们发行了美元750本金总额为百万美元7.75%2028号债券(“2028号债券”)。利息支付日期为每年2月1日和8月1日，首期利息支付日期为2020年8月1日。那次发行产生了净收益#美元。736.7扣除发行成本后的净额为百万美元。2028年发行的债券将於2028年2月1日期满。我们用了$554.8净收益中的百万美元用于赎回6.75%2022已有效投标的票据(包括本金、应计利息及投标溢价)，其余款项净额用于偿还我们优先担保信贷安排下未偿还的部分借款。
2020年12月17日，我们发行了美元750本金总额为百万美元8.00于2027年1月15日到期的2027年债券(“2027年债券”)。利息支付日期为每年1月15日和7月15日，首期利息支付日期为2021年7月15日。此次发行产生的净收益约为#美元。737扣除发行成本后的净额为百万美元。我们用了$316.5净收益中的100万美元用于偿还6.00%2023已有效投标的票据(包括本金、应计利息及投标溢价)，而当时剩余的款项已用于偿还我们优先担保信贷安排下未偿还的部分借款。
2021年4月22日，我们完成了额外的$2502027年发行的债券本金总额为百万元。额外的$250百万元债券的条款与2027年期债券相同(发行价除外)，并构成同一系列2027年期债券的一部分。这一美元2502027年发行的债券中，有100万张的发行溢价为103.75%外加2020年12月17日起的应计利息。我们将发售所得款项净额用于一般合伙用途，包括偿还我们优先担保信贷安排项下未偿还的部分循环借款。
我们有权从以下概述的指定日期开始赎回我们的每一系列票据，溢价高于该等票据的面值，该等票据的面值根据该等票据的剩余到期日而变化。此外，我们最多可兑换35我们每一系列票据本金的%，以及我们共同单位在特定时期的股权发行所得。下表汇总了适用的兑换期：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 2024年笔记 | | 2025年笔记 | | 2026年笔记 | | 2027年笔记 | | 2028年笔记 |
| 赎回权利从开始 | | | | | | | June 15, 2019 | | 2020年10月1日 | | 2021年2月15日 | | 2024年1月15日 | | 2023年2月1日 |
最高可赎回35在此之前允许发行股票收益的票据本金的% | | | | | | | June 15, 2019 | | 2020年10月1日 | | 2021年2月15日 | | 2024年1月15日 | | 2023年2月1日 |
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在截至2022年12月31日和2020年12月31日的年度内，我们回购了$80.9百万美元和美元153.6分别在公开市场上发行百万优先无抵押票据，并记录注销债务收入$8.6百万美元和美元27.3分别为100万美元。这些费用被记录在我们的综合经营报表的“其他费用，净额”中。
2024年、2025年、2026年、2027年和2028年债券的担保将在某些情况下解除，包括(I)与任何出售或其他处置(A)担保人的全部或基本上所有财产或资产(包括通过合并或合并)或(B)担保人的所有股本在每种情况下都不是合伙企业的受限附属公司的人有关的担保；(Ii)如果合伙企业将担保人的任何受限附属公司指定为非受限附属公司，(Iii)在法律上失败、契约失败或适用契约的清偿和解除时，(4)该担保人清盘或解散，或。(5)该担保人不再担保发行人及任何其他担保人的任何其他债务。
我们的美元2.9由Genesis Energy，L.P.和Genesis Energy Finance Corporation共同发行的本金总额达10亿美元的优先无担保票据由Genesis Energy，L.P.目前和未来的所有公司共同和各自提供全面和无条件的担保100除GA ORRI及GA ORRI Holdings及若干其他附属公司外，其他附属公司(“担保人附属公司”)占全资附属公司(“担保人附属公司”)百分比。非担保人子公司由担保人子公司Genesis原油公司间接拥有。担保子公司主要拥有我们用来经营业务的资产，而不是ORRI的权益。一般来说，我们非限制性子公司的资产和信贷不能用于偿还Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation或担保人子公司的债务，我们非限制性子公司的负债不构成Genesis Energy，L.P.、Genesis Energy Finance Corporation或担保人子公司的债务。
契诺和遵约
我们的信贷协议包含可能限制我们开展业务的方式的习惯契约(肯定的、否定的和金融的)。按照我们的信用协议的规定，我们必须满足三主要财务指标-最高综合杠杆率、最高综合优先担保杠杆率和最低综合利息覆盖率。我们的信贷协议规定，在进行重大交易后，在计算所需比率时暂时包括某些形式上的调整。一般而言，我们的综合杠杆率计算将我们的综合融资债务(包括我们已发行的未偿还票据)与我们的调整后综合EBITDA(根据优先担保信贷安排的定义和调整)进行比较。我们的综合优先担保杠杆率计算将我们的综合优先担保融资债务(包括高级担保信贷安排的未偿还借款)与我们的调整后综合EBITDA(根据优先担保信贷安排的定义和调整)进行比较，而我们的最低综合利息覆盖比率比较我们的调整后综合EBITDA(根据优先担保信贷安排的定义和调整)与我们的综合利息支出(根据优先担保信贷安排的定义和调整)。截至2022年12月31日，根据我们的信贷协议，允许的最高综合杠杆率为5.50在剩余的学期中，X。允许的最高综合优先担保杠杆率为2.50X，而最低综合利息覆盖比率为2.50X为协议的剩余期限。
此外，我们的信用协议和管理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，我们的信用文件禁止分配、购买或赎回单位。此外，这些协定载有各种公约，除其他事项外，限制了我们的能力：
•如果不保持一定的财务比率，就会产生债务；
•授予留置权；
•从事回租交易；以及
•出售我们几乎所有的资产或进行合并或合并。
我们信用单据的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高级担保信贷安排，我们分发“可用现金”的能力就不受限制。截至2022年12月31日，我们遵守了我们的高级担保信贷安排和契约中包含的金融契约。
11. 合伙人资本、夹层股权和分配
截至2022年12月31日，我们的未偿还股本包括122,539,221A类公共单位和39,997B类公共单位。A类单位是我们传统上常见的单位。B类单位与A类单位相同，因此拥有与A类单位相同的投票权和分配权，此外，B类单位有权选举我们所有的董事会成员，并在某些情况下可转换为A类单位，但某些例外情况除外。在2022年12月31日，我们有25,336,778A类可转换优先股未偿还，将在下文进一步详细讨论。
分配
一般来说，我们会分发100我们可用现金的百分比(如我们的合作协议所定义)45在每个季度结束后的几天内向记录在案的普通单位持有人支付。对于每个会计季度，可用现金通常是指季度末手头的所有现金：
•减去我们的普通合伙人在其合理酌情决定权下确定为必要或适当的现金储备额，以：
•为我们的业务提供适当的运作方式；
•遵守适用法律、我们的任何债务工具或其他协议；或
•在未来四个季度中的任何一个或多个季度向我们的普通和优先单位持有人提供分配资金；
•加上确定本季度营运资本借款可用现金之日的所有手头现金。营运资金借款通常是指根据我们的高级担保信贷安排进行的借款，在所有情况下都仅用于营运资金目的或向合作伙伴支付分派。
我们向普通单位持有人支付了以下现金分配：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 分配给 | | 支付日期 | | 按单位金额计算 | | 总金额 |
| 2020 | | | | | | |
1ST季度 | | May 15, 2020 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | |
2发送季度 | | 2020年8月14日 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | |
3研发季度 | | 2020年11月13日 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | |
4这是季度 | | 2021年2月12日 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | |
| 2021 | | | | | | |
1ST季度 | | May 14, 2021 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | |
2发送季度 | | 2021年8月13日 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | |
3研发季度 | | 2021年11月12日 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | |
4这是季度 | | 2022年2月14日 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | |
| 2022 | | | | | | |
1ST季度 | | May 13, 2022 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | |
2发送季度 | | 2022年8月12日 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | |
3研发季度 | | 2022年11月14日 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | |
4这是季度 | | 2023年2月14日 | | $ | 0.1500 | | | $ | 18,387 | |
股权发行和出资
我们的合伙协议授权我们的普通合伙人促使我们发行额外的有限合伙人权益和其他股权证券，所得资金可用于为收购或其他需求提供额外资金。在本报告所述期间，我们没有发行任何普通单位。
A类可转换优先股
2017年9月1日，我们销售了750私募A类可转换优先股(我们的“A类可转换优先股”)百万股，包括22,249,494单位现金收购价为每单位$33.71(经若干调整后，“发行价”)至二最初的购买者。我们的普通合伙人签署了一项与此相关的合伙协议修正案，其中授权并确立了我们的A类可转换优先股的权利和优惠。在分配和/或清算权方面，我们的A类可转换优先股优先于我们目前尚未完成的所有类别或一系列有限合伙人权益。我们A类可转换优先股的持有人与我们普通单位的持有人在折算后的基础上进行投票，并拥有某些类别投票权，包括对合伙协议的任何修订，这将对该等A类可转换优先股的权利、优先或特权产生不利影响，或以其他方式修改条款。
在2020年9月1日之后，我们有权在符合某些条件的情况下，将全部或部分未偿还的A类可转换优先股转换为我们的共同单位；但是，如果我们不被允许转换超过7,416,498我们的A类可转换优先股12个月句号。在2020年9月1日之后的任何时候，如果我们拥有的592,768在我们的A类可转换优先股中，我们将有权以等于(I)当时适用的转换率和(Ii)(A)发行价和(B)的商中的较大者的转换率，将每个未偿还的A类可转换优先股转换为我们的普通单位95年我们共同单位成交量加权平均价格的百分比30-在我们通知A类可转换优先股持有人有关此类转换的日期之前结束的交易日期间。
在涉及某些控制变更的某些事件中，超过90如果我们的A类可转换优先股以现金形式支付给持有人的对价的%，我们的A类可转换优先股将自动转换为普通单位，转换比率等于(A)当时适用的转换率和(B)商(A)的乘积(A)(1)发行价和(2)我们A类可转换优先股的任何应计和累积但未支付的分派之和，和(B)溢价因数(从115%至101%取决于此类交易发生的时间)加上按比例分摊的未付部分分配，以及(Ii)30在签署与该控制权变更有关的最终文件之前的交易日。
与其他控制事件更改不符合90%现金对价门槛，我们A类可转换优先股的每个持有人可以选择(A)以当时适用的转换率将其所有A类可转换优先股转换为我们的共同单位，(B)如果我们不是幸存实体(或者如果我们是尚存实体，但我们的共同单位将停止上市)，要求我们在任何此类交易中使用商业上合理的努力，促使幸存实体发行实质等值证券(或者如果我们无法促使此类实质等值证券发行，根据上文(A)条将其A类可转换优先股转换为普通单位，或根据下文(D)条交换，或(C)如果我们是尚存实体，则继续持有我们的A类可转换优先股，或(D)要求我们将A类可转换优先股兑换为现金，或，如果我们选择，我们的普通单位价值为95年我们共同单位成交量加权平均价格的百分比30在紧接该项控制权变更的结束日期之前的第五个交易日结束的连续交易日，每单位价格等于(I)(X)的乘积之和101%及(Y)发行价加上(Ii)应计及累积但未付分派及(Iii)按比例计算的未付部分分派。
有一段时间30在(I)2022年9月1日和(Ii)其后的每个周年纪念日之后的几天，我们A类可转换优先股的持有人可以一次性选择将季度分派金额重置为每个优先股的现金金额，相当于优先股在发行价格上的应计利息年化利率等于三个月LIBOR加3个月的情况下每季度应支付的金额750基点；但是，前提是这样的重置率应等于10.75%如果(I)该替代利率高于基于libor的利率，以及(Ii)我们共同单位的市场价格低于110发行价的%。
在2022年9月29日(“选举日”)，利率重置选举由我们A类可转换优先股的持有人选出。
自发行起至选举日为止，我们的A类可转换优先股中的每个单位按季度累计分派欠款，年率为8.75% (or $2.9496)，季度增长率为2.1875% (or $0.7374)。在选举日，A类可转换优先股的持有者选择将利率重置为11.24%，三个月期LIBOR的总和3.74%+750基点，产生季度分配$0.9473从2022年第四季度开始，每个首选单位。
我们选择以额外的A类可转换优先股支付从开始到2019年3月1日的所有分销。在截至2019年3月31日的季度，我们以现金支付了一部分分销，并以A类可转换优先股支付了一部分。对于截至2019年3月1日的每个季度，我们以现金支付了A类可转换优先股的所有分配金额。
我们A类可转换优先股的每个持有者最初可以选择将其A类可转换优先股的全部或部分转换为普通单位一-在2019年9月1日之后的任何时间(或在控制权变更、清算、解散或清盘后的更早时间)以一次性为基础(受惯例调整以及对应计和累积但未支付的分配和限制的调整)，只要任何转换至少为$50如该等转换涉及持有人剩余的所有A类可转换优先股，或已获吾等批准，则为百万元或较低金额。
如果吾等未能于2019年3月1日后就任何两个季度(不论是否连续)全额支付任何优先股分派金额，则在吾等全额支付该等分派前，吾等将不得(A)宣布或作出任何分派(A类可转换优先股及平价证券按比例分配除外)、赎回或回购任何低于或与A类可转换优先股(包括我们的普通股)同等的有限合伙人权益，或(B)发行任何此类初级或平价证券。如果我们未能在2019年3月1日之后全额支付任何优先单位分配二季度，不论是否连续，则优先单位分派金额将重置为每个优先单位的现金金额，等于优先单位在发行价上的应计利息，年化利率等于当时的年化分配率加200基点，直到这种违约被治愈。
我们已授予每个初始购买者(包括其适用的关联受让人)某些权利，包括(I)指定观察员的权利，只要初始购买者(包括其关联方)至少拥有$，观察员就有权出席我们的董事会会议。200我们A类可转换优先股的百万股；(Ii)购买最多50以基本相同的条款向其他购买者提供的任何平价证券的%，只要初始购买者(包括其关联公司)至少拥有11,124,747A类可转换优先股的权利，以及(Iii)委任权二如果(且只要)我们未能全额支付可归因于截至2019年3月1日之后的任何季度的任何三个季度分派金额，无论是否连续支付，则应向我们的普通合伙人董事会支付。
A类可转换优先股的会计核算
我们的A类可转换优先股根据公认会计原则被视为可赎回证券，这是因为在我们无法控制的被视为清算事件时存在赎回条款。因此，我们将其作为临时权益列示于综合资产负债表的夹层部分。我们最初确认了我们的A类可转换优先股在发行日的公允价值(扣除发行成本)，因为它们不可赎回，我们没有计划或预期任何事件会构成我们的合作伙伴协议中的控制权变化。从发行之日起至选举日止，汇率重置选择被分开，作为嵌入衍生工具单独入账，并于每个报告期按公允价值计入我们综合资产负债表的“其他长期负债”。截至选举日，A类可转换优先股内需要分拆的特征已不再存在，我们已调整A类可换股优先股的账面价值，以计入选举日之前分拆金额的公允价值。参考注18和附注19以供进一步讨论。
自2022年12月31日起，我们将不会被要求进一步调整我们的A类可转换优先股的账面金额，直到它们很可能成为可赎回的。一旦可能赎回，我们将在一段时间内将我们的A类可转换优先股的账面价值调整为赎回价值，这段时间包括功能首次可能成为可能的日期和单位首次可以赎回的日期。
我们向A类可转换优先股持有人支付了以下现金分配：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 分配给 | | 支付日期 | | 每单位
金额 | | 总计
金额 |
| 2020 | | | | | | |
1ST季度 | | May 15, 2020 | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
2发送季度 | | 2020年8月14日 | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
3研发季度 | | 2020年11月13日 | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
4这是季度 | | 2021年2月12日 | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
| 2021 | | | | | | |
1ST季度 | | May 14, 2021 | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
2发送季度 | | 2021年8月13日 | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
3研发季度 | | 2021年11月12日 | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
4这是季度 | | 2022年2月14日 | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
| 2022 | | | | | | |
1ST季度 | | May 13, 2022 | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
2发送季度 | | 2022年8月12日 | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
3研发季度 | | 2022年11月14日 | | $ | 0.7374 | | | $ | 18,684 | |
4这是季度 | | 2023年2月14日 | | $ | 0.9473 | | | $ | 24,000 | |
有几个25,336,778截至2022年12月31日未偿还的A类可转换优先股。2019年第一季度之后的所有季度分配均以现金支付，因此自2019年5月15日以来A类可转换优先股的未偿还数量没有变化。
可归因于Genesis Energy，L.P.的净收入(亏损)减去期内累积的A类可转换优先股分配。可归因于Genesis Energy，L.P.的净收益(亏损)减少了#美元80.1百万，$74.7百万美元，以及$74.72022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日终了年度分别为100万美元，这是每个时期累积分配的结果。
可赎回的非控股权益
于2019年9月23日，我们透过附属公司Genesis Alkali Holdings Company，LLC(“Alkali Holdings”)(持有我们的Trona及Trona为基础的勘探、采矿、加工、生产、营销及销售业务，包括其位于怀俄明州Green River附近的Granger设施)订立经修订及重述的Alkali Holdings有限责任公司协议(“LLC协议”)及证券购买协议(“证券购买协议”)，据此，附属于Blackstone Alternative Credit Advisors LP(前称“GSO Capital Partners LP”，统称“BXC”)的若干投资基金实体购买了$55.0百万个首选单位(或55,000首选单位)，并承诺在三年制承诺期，最高可达#美元350.0百万个首选单位(或350,000Alkali Holdings的优先股)(“Alkali Holdings优先股”)。碱控股利用优先股的净收益为格兰杰优化项目的部分预期成本提供资金。
2020年4月14日，我们与BXC签署了一项协议修正案，其中包括将格兰杰优化项目的建设时间表延长一年，我们目前预计将于2023年下半年完成。考虑到修正案，我们发布了1,750相比于BXC，碱控股更倾向于发行单位，后者被计入发行成本。作为修正案的一部分，承诺期增加到四年，并将BXC的总承诺额增加到$351.8百万个首选单位(或351,750优先股)。
时不时地，在我们提取了至少一美元之后251.8，我们有权以相当于初始美元的价格将未偿还的优先股全部赎回为现金1,000每优先单位收购价，加上不少于预定的固定内部回报率(“IRR”)或投资资本指标的倍数(“MoIC”)，加上迄今已支付的现金分配净额(“基本优先回报率”)。此外，如果所有未赎回的优先股都被赎回，我们至少没有提取$251.8此外，BXC并不是有限责任公司协议下的“违约成员”，因此BXC有权就未提取的优先股的数量补足全部金额。
于2022年5月17日(“赎回日”)，我们全额赎回251,750未偿还的碱业控股优先股，基本优先回报金额为$288.6百万美元，利用我们从发行碱性优先担保票据中获得的部分收益(注10)。截至2022年12月31日，有不是碱业控股优先股表现突出。
可赎回非控制性权益的会计处理
分类
于赎回日期前，由于控制权变更的赎回功能，已发行及未偿还的Alkali Holdings优先股在我们的综合资产负债表夹层部分被列为可赎回的非控股权益。
初始测量和后续测量
我们在发行日期记录了Alkali Holdings优先股的公允价值，扣除发行成本后的净额。Alkali Holdings优先股的公允价值约为#美元270.1截至2022年5月16日，以已发行及未偿还的Alkali Holdings优先股最有可能于结业六年半周年时赎回事件计算的账面值，即按实际利息方法计算的于各报告日期的赎回价值的内部回报率指标。2022年5月16日，发生了某些事件，使得Alkali Holdings优先股可能会提前赎回，未赎回的优先股将在MoIC赎回，因为赎回时的IRR大于IRR。这要求本公司将Alkali Holdings优先股的价值重估至赎回金额$288.6100万美元，这代表了MoIC，扣除迄今已支付的现金分配(包括税收分配)。
截至2022年12月31日的年度，可归因于Genesis Energy，L.P.的净收入包括美元30.4百万美元的调整，其中10.0将100万美元分配给未偿还优先股的实物分派(“实物分派”)，$1.9百万美元归因于赎回增值调整，以及#美元18.5百万美元是由于Alkali Holdings优先股的基本优先回报金额发生变化所致。截至2021年12月31日的年度，Genesis Energy，L.P.应占净亏损包括美元25.4百万美元的调整，其中21.3百万美元被分配给未完成的优先单元上的PIK分发和$4.1百万美元归因于赎回增值调整。截至2020年12月31日的年度，Genesis Energy，L.P.应占净亏损包括美元16.1百万美元的调整，其中13.8百万美元被分配给未完成的优先单元上的PIK分发和$2.3百万美元归因于赎回增值调整。我们选择向我们的Alkali Holdings优先单位持有人支付截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的实物分配。
下表显示了2020年12月31日至2022年12月31日期间我们的可赎回非控股权益的变化情况：
| | | | | | | | |
| | |
| | |
| | |
| | |
2020年12月31日的余额 | | $ | 141,194 | |
优先股发行，扣除发行成本(1) | | 103,042 | |
| PIK分布 | | 21,291 | |
| 赎回增值 | | 4,107 | |
税收分配(1) | | (10,066) | |
截至2021年12月31日的余额 | | 259,568 | |
优先股发行，扣除发行成本(1) | | 5,249 | |
| PIK分布 | | 9,993 | |
| 赎回增值 | | 1,908 | |
税收分配(1) | | (6,631) | |
| 对基本首选退货金额的调整 | | 18,542 | |
| 优先股于2022年5月17日赎回 | | (288,629) | |
截至2022年12月31日的余额 | | $ | — | |
(1)我们发布了5,356和10,145碱控股优先于BXC的单位，以履行公司分别在2022年和2021年支付税收分配的义务。
非控制性权益
2021年11月17日，我们通过一家子公司出售36会员在印章中的%权益，收益约为$418百万美元。我们保留了64%的会员在印章中拥有权益，并仍是印章管道和相关资产的运营商。我们还拥有一家80独立中心有限责任公司的%会员权益。2022年4月29日，我们达成了一项协议，将独立中心平台出售给墨西哥湾的一个生产商集团，总收益为$40.0100万美元，其中8.0百万美元，或20%，应归属并支付给我们的非控股权益持有人。在截至2022年12月31日的年度内，我们录得收益$40.0在综合业务报表的“出售资产收益”项下记录的百万美元，其中#美元8.0百万美元，或20%，归因于我们的非控股股东，因为出售的平台资产在出售时没有账面价值。就财务报告而言，这些实体的资产和负债
与我们自己的、与我们合并资产负债表中的任何第三方或关联公司的权益合并的金额显示为股权中的非控股权益。
12. 每普通单位净收益(亏损)
每个普通单位的基本净收入(亏损)的计算方法是，在考虑A类优先单位持有人的收入后，将可归因于Genesis Energy，L.P.的净收入(亏损)除以已发行的普通单位的加权平均数量。
A类可转换优先股的稀释效应采用IF-转换法计算。根据IF-转换法，A类可转换优先股假设在期初(从其各自的发行日期开始)进行转换，由此产生的普通单位计入本期间每普通单位的稀释净收益计算的分母。在进行IF转换计算时，将该期间内已申报的分布和该期间累计的未申报分布加回分子。在截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度，我们A类可转换优先股的假设转换的影响是反摊薄的，不包括在单位稀释收益的计算中。
下表对用于计算每个共同单位的基本和摊薄净收益(亏损)的净收益(亏损)和加权平均单位进行了核对(除单位金额外，以千计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至的年度
十二月三十一日， |
| | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 可归因于Genesis Energy L.P.的净收益(亏损) | | | | | $ | 75,457 | | | $ | (165,067) | | | $ | (416,678) | |
| 减去：A类可转换优先股的累计分配 | | | | | (80,052) | | | (74,736) | | | (74,736) | |
| 普通股持有人可获得的净亏损 | | | | | $ | (4,595) | | | $ | (239,803) | | | $ | (491,414) | |
| | | | | | | | | |
| 加权平均未完成单位 | | | | | 122,579 | | | 122,579 | | | 122,579 | |
| | | | | | | | | |
| 普通单位基本和摊薄净亏损 | | | | | $ | (0.04) | | | $ | (1.96) | | | $ | (4.01) | |
| | | | | | | | | |
13. 业务细分信息
我们目前通过以下方式管理业务四构成我们可报告细分市场的部门：
•近海管道运输--墨西哥湾原油和天然气的近海运输；
•钠矿物和硫磺服务--以硫磺和硫磺为基础的勘探、开采、加工、生产、销售和销售活动，以及为炼油厂脱除硫磺和销售相关副产品NaHS的高硫(或“酸”)气流的加工；
•陆上设施和运输--原油和石油产品的终端、混合、储存、销售和运输；以及
•海运-海运，在北美提供石油产品(主要是燃料油、沥青和其他重质精炼产品)和原油的海运运输。
我们几乎所有的收入都来自美国，我们的几乎所有资产都位于美国。
我们将分部利润率定义为收入减去产品成本、运营费用(不包括非现金收益和费用，如折旧、损耗、摊销和增值)、分部一般和管理费用，所有这些都扣除了我们的非控股权益的影响，加上我们的股权投资者和不受限制的子公司产生的可分配现金的权益。此外，我们的分部利润率定义不包括我们的长期激励补偿计划的非现金影响，并包括根据我们以前拥有的直接融资租赁收到的付款的非收入部分。
我们的首席运营决策者(我们的首席执行官)根据各种衡量标准评估部门业绩，包括部门利润率、部门业务量(如果相关)和资本投资。
每一年的分部信息如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 海上管道运输 | | 钠矿物和硫磺服务 | | 陆上设施和运输 | | 海上运输 | | 总计 |
截至2022年12月31日的年度 | | | | | | | | | |
分部边距(1) | $ | 363,373 | | | $ | 306,718 | | | $ | 33,755 | | | $ | 66,209 | | | $ | 770,055 | |
资本支出(2) | $ | 241,446 | | | $ | 174,518 | | | $ | 5,878 | | | $ | 39,084 | | | $ | 460,926 | |
| 收入： | | | | | | | | | |
| 外部客户 | $ | 319,045 | | | $ | 1,258,236 | | | $ | 918,751 | | | $ | 292,925 | | | $ | 2,788,957 | |
网段间(3) | — | | | (10,151) | | | 9,781 | | | 370 | | | $ | — | |
| 可报告部门的总收入 | $ | 319,045 | | | $ | 1,248,085 | | | $ | 928,532 | | | $ | 293,295 | | | $ | 2,788,957 | |
截至2021年12月31日的年度 | | | | | | | | | |
分部边距(1) | $ | 317,560 | | | $ | 166,773 | | | $ | 98,824 | | | $ | 34,572 | | | $ | 617,729 | |
资本支出(2) | $ | 50,546 | | | $ | 227,118 | | | $ | 4,609 | | | $ | 34,456 | | | $ | 316,729 | |
| 收入： | | | | | | | | | |
| 外部客户 | $ | 278,459 | | | $ | 973,354 | | | $ | 685,652 | | | $ | 188,011 | | | $ | 2,125,476 | |
网段间(3) | — | | | (8,722) | | | 5,906 | | | 2,816 | | | $ | — | |
| 可报告部门的总收入 | $ | 278,459 | | | $ | 964,632 | | | $ | 691,558 | | | $ | 190,827 | | | $ | 2,125,476 | |
截至2020年12月31日的年度 | | | | | | | | | |
分部边距(1) | $ | 270,078 | | | $ | 130,083 | | | $ | 147,254 | | | $ | 60,058 | | | $ | 607,473 | |
资本支出(2) | $ | 13,323 | | | $ | 95,511 | | | $ | 4,133 | | | $ | 31,357 | | | $ | 144,324 | |
| 收入： | | | | | | | | | |
| 外部客户 | $ | 237,123 | | | $ | 886,078 | | | $ | 500,420 | | | $ | 201,034 | | | $ | 1,824,655 | |
网段间(3) | 23 | | | (8,309) | | | (938) | | | 9,224 | | | $ | — | |
| 可报告部门的总收入 | $ | 237,146 | | | $ | 877,769 | | | $ | 499,482 | | | $ | 210,258 | | | $ | 1,824,655 | |
(1)Genesis Energy，L.P.应占各年度分部毛利总额的净收益(亏损)的对账如下所示。
(2)资本支出包括维护和增长资本支出，例如增加固定资产(包括改善现有设施和建设增长项目)以及对股权被投资人的贡献(如果有的话)。
(3)部门间销售是在我们认为不比当时现有市场条件更有利的条款下进行的。
按报告部门分列的总资产如下：
| | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| 海上管道运输 | $ | 2,290,488 | | | $ | 2,103,140 | |
| 钠矿物和硫磺服务 | 2,358,086 | | | 2,132,588 | |
| 陆上设施和交通 | 981,354 | | | 923,064 | |
| 海上运输 | 681,231 | | | 703,030 | |
| 其他资产 | 54,833 | | | 43,979 | |
| 合并资产总额 | $ | 6,365,992 | | | $ | 5,905,801 | |
可归因于Genesis Energy，L.P.的净收益(亏损)与总部门利润率的对账：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至的年度
十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 归因于Genesis Energy，L.P.的净收益(亏损) | $ | 75,457 | | | $ | (165,067) | | | $ | (416,678) | |
| 公司一般和行政费用 | 71,820 | | | 61,287 | | | 51,457 | |
| 折旧、损耗、摊销和增值 | 307,519 | | | 315,896 | | | 302,602 | |
| 利息支出 | 226,156 | | | 233,724 | | | 209,779 | |
调整，以排除未列入收益的股权投资人产生的可分配现金，并将权益计入被投资人的净收益(1) | 21,199 | | | 26,207 | | | 17,042 | |
其他非现金项目(2) | (8,315) | | | 30,907 | | | 5,847 | |
来自不受限制的子公司的分配不包括在收入中(3) | 32,000 | | | 70,000 | | | 70,490 | |
债务收入的注销(注10) | (8,618) | | | — | | | (27,302) | |
债务清偿损失(注10) | 794 | | | 1,627 | | | 31,730 | |
某些合同安排收到现金的时间不同(4) | 51,102 | | | 15,482 | | | 40,848 | |
出售资产的损失(收益)，计入我们的所有权权益(注7) | (32,000) | | | — | | | 22,045 | |
| | | | | |
| 不再使用租赁物品的拨备变动 | (671) | | | 598 | | | 1,347 | |
| 所得税费用 | 3,169 | | | 1,670 | | | 1,327 | |
可赎回非控股权益赎回价值调整(5) | 30,443 | | | 25,398 | | | 16,113 | |
减值费用(注7) | — | | | — | | | 280,826 | |
| 分部毛利合计 | $ | 770,055 | | | $ | 617,729 | | | $ | 607,473 | |
(1)包括可归因于该期间的分配以及在该期间内或之后迅速收到的分配。
(2)包括未实现亏损#美元18.6百万，$30.8百万美元和美元0.9从与我们的A类可转换优先股相关的嵌入衍生品的估值中获得2022, 2021和2020，分别为。还包括未实现收益#美元。24.4百万美元和美元0.1百万美元，以及未实现亏损$0.32022年、2021年和2020年，分别来自我们的大宗商品衍生品交易(不包括公允价值对冲)的估值。
(3)2022年包括$32.0与出售我们的独立中心平台相关的百万现金收入80%拥有的不受限制的子公司(根据我们的信贷协议定义)，独立中心，有限责任公司。2021年包括$70.0与我们以前拥有的Nejd管道的本金偿还相关的现金收入，不包括在收入中。2020包括从我们的Nejd渠道收到的现金付款$48.0未包括在我们的自由州管道的收入和分配中的100万美元22.5未包括在收入中的100万美元，根据我们的信贷协议，这两家公司都被定义为不受限制的子公司。
(4)包括期内从客户收到现金的时间上的差异，以及我们在相关合同上根据公认会计原则确认的收入。
(5)包括每个期间可归因于赎回功能的PIK分配和增值，以及随着相关优先单位在截至2022年12月31日的年度内赎回，对赎回功能的估值调整。参考注11了解更多细节。
14. 与关联方的交易
与关联方的交易情况如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 收入： | | | | | |
| | | | | |
波塞冬石油管道公司的服务和费用收入(1) | 14,606 | | | 13,846 | | | 12,902 | |
| 向ANSAC销售产品的收入 | 418,232 | | | 280,935 | | | 236,408 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 费用： | | | | | |
| 向我们的首席执行官支付的与使用他的飞机有关的金额 | $ | 660 | | | $ | 660 | | | $ | 660 | |
从波塞冬石油管道公司购买产品的费用(1) | 1,057 | | | 965 | | | 960 | |
| ANSAC的服务收费 | 9,891 | | | 1,213 | | | 2,460 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
(1) 我们拥有一家64波塞冬石油管道公司的%权益。
我们的首席执行官西姆斯先生拥有一架飞机，我们在运营过程中将其用于商业目的。我们向西姆斯先生支付固定的月费，并向飞机管理公司报销与我们使用飞机有关的费用，包括燃料和实际自付费用。根据目前根据与业界认可的包机公司订立的长期优先安排租用私人飞机的市场费率，我们相信这项安排的条款并不比我们预期在公平交易中获得的条件差。
与未合并关联公司的交易
波塞冬
根据运营和管理协议，我们为波塞冬提供管理、行政和管道运营商服务。目前，该协议每年自动续签，除非任何一方终止(如协议中所定义)。我们截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度收入为9.7百万，$9.4百万美元和美元9.2根据该协议，我们通过提供服务赚取的费用分别为100万美元。在2022年12月31日和2021年12月31日，波塞冬石油管道公司欠我们$2.4所提供的服务的百万美元。
ANSAC
我们(通过我们碱业务的子公司)是美国天然纯碱公司(ANSAC)的成员，该组织的目的是促进和增加在美国生产的天然纯碱和其他精炼或加工的钠产品的使用和销售，并在美国以外的特定国家消费。ANSAC使用基于销售额的按比例计算将其成本转嫁给其成员。这些成本包括销售和营销、员工、办公用品、专业费用、差旅、租金和某些其他成本。这些交易不一定代表公平交易，也可能不代表如果我们以独立的基础运营碱性业务将会产生的所有成本。在使用ANSAC安排海运时，我们还受益于我们直接出口的优惠运费。从2023年1月1日开始，我们成为ANSAC的唯一成员(请参阅附注23).
对ANSAC的净销售额为$418.2百万，$280.9百万美元和美元236.4截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。ANSAC向我们收取的费用包括在综合业务报表上的“钠矿物和硫磺服务业务费用”中，费用为#美元。9.9百万，$1.2百万美元和美元2.5百万在过去几年里2022年12月31日, 2021和分别为2020年.
截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们对ANSAC的应收账款和应付款项如下：
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 |
| 应收款： | | | |
| ANSAC | $ | 137,522 | | | $ | 64,799 | |
| 应付账款: | | | |
| ANSAC | $ | 4,109 | | | $ | 116 | |
| | | |
| | | |
15. 补充现金流信息
下表提供了有关营业资产和负债构成部分净变化的信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (增加)减少： | | | | | |
| 应收账款 | $ | (261,849) | | | $ | (75,165) | | | $ | 88,116 | |
| 盘存 | 2,087 | | | 20,370 | | | (34,740) | |
| 递延费用 | 41,634 | | | 27,390 | | | 24,590 | |
| 其他流动资产 | (6,971) | | | (1,190) | | | 1,188 | |
| 增加(减少)： | | | | | |
| 应付帐款 | 152,138 | | | 44,119 | | | (9,742) | |
| 应计负债 | (14,857) | | | 14,520 | | | (30,785) | |
| 营业资产和负债构成部分的净变化 | $ | (87,818) | | | $ | 30,044 | | | $ | 38,627 | |
支付利息和承诺费为#美元。236.9百万，$202.0百万美元和美元200.6在截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度内，分别为100万美元。我们将利息资本化为$。18.1百万，$4.4百万美元和美元1.9在截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度内，分别为100万美元。
在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内，我们缴纳了1.0百万，$0.7百万美元和美元0.8分别为100万美元。
截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日，我们因固定资产和无形资产增加而产生的负债总额为1美元93.5百万，$51.7百万美元和美元29.1到年底仍未支付的款项分别为100万美元。因此，这些数额不包括在现金流量表综合报表投资活动的现金流量下的“用于购置固定资产和无形资产的付款”。这一数额的增加主要是由于与格兰杰优化项目相关的资本支出增加(注11)和我们的离岸增长资本项目。
16. 基于股权的薪酬计划
2010年长期激励计划
2010年，我们通过了2010年长期激励计划(“2010计划”)。2010年计划规定了对幻影单位的奖励，以及向我们的董事会成员和为我们提供服务的员工分配同等权利。影子单位是名义单位，代表无资金和无担保的承诺，在满足特定归属要求的情况下，根据我们共同单位的市场价值向参与者支付指定金额的现金。分配等价权(“DER”)是指按季度按虚拟单位收取的现金金额等于按普通单位支付的现金分配额的串联权利。2010年计划由我们董事会的治理、薪酬和业务发展委员会(“G&C委员会”)管理。G&C委员会(酌情)指定2010年计划的参与者，确定授予参与者的奖励类型，确定任何奖励所涵盖的单位数量，并确定任何奖励的条件和条款，包括归属、和解和没收条件。
与虚拟单位相关的补偿成本在每个报告期内根据我们共同单位的市场价值重新计量，并在归属期间确认。对根据2010年计划应支付给参与者的估计数额记录的负债进行了调整，以确认估计的补偿费用和归属的变化。
在2022年间，我们批准了70,068按加权平均批地公平价值计算的串联地价为$的影子单位9.92每单位。在2021年期间，我们授予71,340按加权平均批出日期按公允价值$计算的串联地价的幻影单位8.83每单位。在2020年期间，我们授予107,572按加权平均批出日期按公允价值$计算的串联地价的幻影单位5.86每单位。2022年、2021年和2020年授予的幻影单位仅授予董事。2022年至2021年期间对管理层和其他关键员工的奖励是根据2018年LTIP计划做出的，而不是基于股权的奖励。
我们对董事的服务性奖励的幻影单位活动摘要如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 基于服务的奖励 | | |
| | 数量
幻影
单位 | | 平均值
格兰特
约会集市
价值 | | 总计
价值
(单位：千) | | | | | | |
未归属于2021年12月31日 | 208,518 | | | $ | 10.67 | | | $ | 2,225 | | | | | | | |
| 授与 | 70,068 | | | 9.92 | | | 695 | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 已解决 | (58,454) | | | 16.17 | | | (945) | | | | | | | |
未归属于2022年12月31日 | 220,132 | | | $ | 8.97 | | | $ | 1,975 | | | | | | | |
我们记录的补偿费用为#美元。0.7百万，$1.4百万美元，并计入补偿费用$1.0截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。我们对这些奖励的负债总额为$2.1百万美元和美元2.2分别于2022年12月31日和2021年12月31日计入1000万美元，并列入综合资产负债表的“应计负债”。
基于权益的薪酬计划费用
截至2022年12月31日的三年中，基于股权的薪酬支出(信用)如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 与基于股权的薪酬计划相关的费用(信用) |
| 合并业务报表 | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 陆上设施和运输运营成本 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | (209) | |
| 海运经营成本 | | — | | | — | | | (51) | |
| 钠矿物和硫磺服务运营成本 | | — | | | — | | | (115) | |
| 海上管道运营成本 | | — | | | — | | | (277) | |
| 一般和行政费用 | | 730 | | | 1,416 | | | (333) | |
| 总计 | | $ | 730 | | | $ | 1,416 | | | $ | (985) | |
17. 大客户和信用风险
由于我们陆上设施和运输业务的性质，我们的贸易应收账款中有不成比例的比例构成了炼油商、大型原油生产商和综合石油公司的债务。这种行业集中度有可能对我们的整体信用风险敞口产生积极或消极的影响，因为我们的客户可能会受到经济、行业或其他条件类似变化的影响。然而，我们认为，这种行业集中度带来的信用风险被我们客户基础的信誉所抵消。我们的应收账款组合包括大部分由具有稳定付款历史的大型综合独立能源公司所欠的账款。由于交易所的每日保证金要求，与交易所交易的合同相关的信用风险是有限的。
我们已经建立了各种程序来管理我们的信用风险，包括初始信用审批、信用额度、抵押品要求和抵销权。信用证、预付款和担保也被用来限制信用风险，以确保我们既定的信用标准得到满足。
在2022年、2021年和2020年，我们最大的客户是ANSAC，它占了15%, 13%和13分别占总合并收入的%。如附注14所述，ANSAC的目的是促进和增加在美国生产并在美国以外的特定国家消费的天然纯碱和其他精炼或加工钠产品的使用和销售。考虑到这种关系，我们的很大一部分纯碱生产销售给ANSAC。因此，我们在钠矿物和硫磺服务部门的贸易应收账款和销售额中，有不成比例的金额与ANSAC有关。
18. 衍生品
商品衍生品
我们有与库存和采购承诺相关的大宗商品价格变化的风险敞口。我们利用衍生品工具(交易所交易的期货、期权和掉期合约)来对冲我们对大宗商品价格的敞口，主要是原油、燃料油、天然气和石油产品。我们就会计目的是否将衍生工具指定为公允价值对冲的决定，涉及我们对商品价格风险敞口的预期时长，以及我们对衍生工具合约在会计指引下在限制商品价格风险敞口方面是否具有高度有效性的预期。我们供应的大多数石油产品，包括燃料油，都不能通过交易所交易的衍生品合约进行高度有效的对冲；因此，出于会计目的，我们没有将用于限制我们与石油产品相关的价格风险的衍生品合约指定为对冲。通常，我们利用原油和其他石油产品期货和期权合约来限制我们对石油产品价格波动对未来出售我们的库存或购买石油产品的承诺的影响的风险敞口，我们将衍生合同公允价值的任何变化确认为我们销售成本的增加或减少。就会计目的而言，未被指定为对冲的衍生工具合约的公允价值变动的确认，可能发生在与被套期保值的实际交易的损益确认不符的报告期内。因此，我们有时会报告一个期间的收益或亏损，当对冲交易完成时，这些收益或亏损将被未来时期的收益或亏损部分抵消。
我们指定某些原油期货合约作为原油库存的对冲，因为我们预计这些合约将非常有效地对冲我们预计持有该库存期间原油价格波动的风险敞口。我们在会计准则下将这些衍生工具作为公允价值套期保值。这些被指定为公允价值对冲的衍生工具的公允价值变动被用来抵消对冲原油库存公允价值的相关变动。这些公允价值对冲中的任何套期保值无效以及被排除在有效性测试之外的任何金额都在综合经营报表中的“陆上设施和运输成本-产品成本”中计入损益。
根据交易所要求，我们为交易所交易商品衍生品合约相关的保证金提供资金。保证金金额根据商品衍生合约的公允价值按日调整。保证金要求旨在减轻一方对市场波动和交易对手信用风险的敞口。我们将交易所交易衍生品合约的公允价值金额与综合资产负债表中“流动资产-其他”的保证金资金相抵销。
此外，我们还利用互换安排。我们的碱业务依赖天然气来产生热量和电力来运营。我们使用大宗商品价格掉期合约、未来购买合约和期权合约的组合来管理我们对天然气价格波动的敞口。掉期合约固定了NYMEX Henry Hub和NW Rocky Mountain公布的价格之间的基差。出于会计目的，我们不会将这些合约指定为对冲。我们确认天然气衍生产品合同公允价值的任何变化在综合经营报表中的“钠矿物和硫磺服务运营成本”中增加或减少。
截至2022年12月31日，我们有以下未平仓商品衍生品商品合约，这些合约是为了在经济上对冲库存、固定价格购买承诺或预测购买而签订的。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 卖出(做空)
合同 | | 买入(多头)
合同 |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| 不符合或未根据会计规则指定为套期保值的： | | | | |
| 原油期货： | | | | |
| 合同数量(1,000 Bbls) | | 93 | | | 90 | |
| 每桶加权平均合同价格 | | $ | 78.31 | | | $ | 76.43 | |
| 天然气互换： | | | | |
| 合同量(10000 MMBtu) | | — | | | 976.5 | |
| 每MMBTU加权平均价差 | | $ | — | | | $ | 0.64 | |
| 天然气期货： | | | | |
| 合同量(10000 MMBtu) | | 148 | | | 806 | |
| 每MMBTU加权平均合同价格 | | $ | 5.27 | | | $ | 5.36 | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| 石油产品(6号燃料油)期货： | | | | |
| 合同数量(1,000 Bbls) | | 25 | | | — | |
| 每桶加权平均合同价格 | | $ | 56.15 | | | $ | — | |
| 天然气选项： | | | | |
| 合同量(10000 MMBtu) | | 191 | | | 34 | |
| 已收/已付加权平均保费 | | $ | 0.70 | | | $ | 0.03 | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
财务报表影响
下表汇总了我们综合财务报表中衍生工具的会计处理和分类。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 衍生工具 | | 对冲风险 | | 未实现损益的影响 |
已整合
资产负债表 | | 已整合
营运说明书 |
| 在会计指导下被指定为套期保值： |
| 原油期货合约(公允价值套期保值) | | 原油价格波动--对存货市场价值的影响 | | 衍生工具计入“流动资产--其他”(抵销保证金存款)，抵销存货公允价值变动。
在库存中 | | 超过有效对冲部分的部分，计入“陆上设施和运输成本--产品成本”。
有效部分在销售成本中抵销被套期保值的存货价值的变化 |
| 不符合条件或未被指定为会计准则下的套期保值： |
| 由原油、取暖油、燃料油、石油产品和天然气期货、远期合约、掉期和看跌期权组成的商品套期保值 | | 原油、天然气和石油产品价格的波动--对存货、固定价格购买承诺或预测购买的市场价值的影响 | | 衍生工具计入“流动资产--其他”(抵销保证金存款)或应计负债。 | | 衍生工具公允价值变动的全部金额计入“陆上设施和运输成本--产品成本”和“钠矿物和硫磺服务运营成本”。 |
| 首选分配率重置选择 | | 该工具与风险无关，而是发行A类可转换优先股的主机合同的一部分 | | 衍生工具记入“其他长期负债”。 | | 衍生工具公允价值变动的全部金额计入“其他费用净额”。 |
在确定经营活动的现金流时，未实现收益从净收入中减去，未实现亏损添加到净收入中。就我们有未偿还的公允价值对冲而言，在
在确定经营活动的现金流量时，存货的公允价值也从净收入中剔除。支付未实现亏损所需的保证金存款的变化也会影响经营活动的现金流。
下表反映了我们的衍生品在2022年和2021年12月31日的估计公允价值状况：
衍生资产和负债的公允价值
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 公允价值 |
| | 已整合
资产负债表位置 | | 2022年12月31日 | | | 2021年12月31日 |
| 资产衍生品： | | | | | | |
| 天然气互换(非指定对冲) | 流动资产--其他 | | 36,844 | | | | 1,867 | |
| 商品衍生品-期货和看跌期权(未指定的套期保值)： | | | | | | |
| 已确认资产总额 | 流动资产--其他 | | $ | 1,238 | | | | $ | 310 | |
| 综合资产负债表中的毛额抵销 | 流动资产--其他 | | (1,238) | | | | (310) | |
综合资产负债表中列报的资产净额 | | | $ | — | | | | $ | — | |
| | | | | | |
| 商品衍生品-期货(指定套期保值)： | | | | | | |
| 已确认资产总额 | 流动资产--其他 | | $ | — | | | | $ | 49 | |
| 综合资产负债表中的毛额抵销 | 流动资产--其他 | | — | | | | (49) | |
综合资产负债表中列报的资产净额 | | | $ | — | | | | $ | — | |
| 负债衍生工具： | | | | | | |
首选分配率重置选择(2) | 其他长期负债(2) | | $ | — | | | | $ | (83,210) | |
| 天然气互换(非指定对冲) | 流动负债--应计负债 | | (4,692) | | | | (608) | |
| 商品衍生品-期货和看跌期权(未指定的套期保值)： | | | | | | |
| 已确认负债总额 | 流动资产--其他(1) | | $ | (11,061) | | | | $ | (2,380) | |
| 综合资产负债表中的毛额抵销 | 流动资产--其他(1) | | 5,217 | | | | 2,380 | |
综合资产负债表中列报的负债净额 | | | $ | (5,844) | | | | $ | — | |
| 商品衍生品-期货(指定套期保值)： | | | | | | |
| 已确认负债总额 | 流动资产--其他(1) | | $ | — | | | | $ | (209) | |
| 综合资产负债表中的毛额抵销 | 流动资产--其他(1) | | — | | | | 209 | |
综合资产负债表中列报的负债净额 | | | $ | — | | | | $ | — | |
| | | | | | |
(1)这些衍生负债的资金来自我们综合资产负债表中“流动资产-其他”项下的保证金存款。
(2)参考注11和附注19有关首选分配率重置选举派生的其他讨论。
我们的会计政策是，当存在主净额结算安排时，与同一交易对手签订的衍生品资产和负债相互抵销。因此，我们还用现金保证金余额抵消衍生品资产和负债。我们的交易所交易衍生品通过经纪账户进行交易，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(包括我们的现金保证金余额和我们未平仓衍生品的公允价值之和)与我们最初的保证金要求进行比较，从而产生支付或返还差额。
保证金。截至2022年12月31日，我们的经纪人应收账款净额约为$4.0百万美元(包括初始保证金$3.8百万美元的增长0.2百万的变异幅度)。截至2021年12月31日，我们的经纪人应收账款净额约为$2.9百万美元(包括初始保证金$2.1百万美元的增长0.8百万的变异幅度)。于2022年12月31日及2021年12月31日，我们的未偿还衍生品均不包含信用风险相关或有特征，而这些特征会在我们的信用评级发生任何变化时对我们造成重大不利影响。
首选分配率重置选择
如果嵌入的衍生品的经济特征和风险与主合同的经济特征和风险没有明确和密切的联系，则不符合衍生品的全部定义的合同中的衍生品特征必须分开并单独核算。有一段时间30在(I)2022年9月1日和(Ii)之后的每个周年纪念日之后的几天，我们A类可转换优先股的持有人可以进行利率重置选择，将每个优先股的现金金额等于优先股发行价格的应计利息年化利率等于三个月LIBOR加3个月LIBOR+时每季度应支付的金额750基点；但是，前提是这样的重置率应等于10.75%如果(I)该替代利率高于基于libor的利率，以及(Ii)我们共同单位的市场价格低于110发行价的%。我们A类可转换优先股的利率重置选择代表一种嵌入衍生品，必须从相关的主机合同中分离出来，并以公允价值记录在我们的未经审计的简明综合资产负债表中。公允价值的相应变动在我们未经审计的简明综合经营报表的“其他收入(费用)”中确认。
在选举日，A类可转换优先股的持有者选择将利率重置为11.24%，三个月期LIBOR的总和3.74%+750基点。嵌入衍生工具在选举时的公允价值
是一笔$的债务101.8百万美元。截至选举日期，A类可转换优先股中的功能
所需的分歧已不复存在，我们已将A类可转换优先股的账面价值调整为
包括以前在选举日分出的金额的公允价值看见注11有关我们的A类可转换优先股和费率重置选举的更多信息。
对经营业绩的影响
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 在收入中确认的收益(损失)数额 | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至的年度
十二月三十一日， | | | |
| | 合并操作报表位置 | | 2022 | | 2021 | | 2020 | | | | | | | | | | | |
商品衍生品--期货和期权： | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
在会计指导下被指定为套期保值的合同 | 陆上设施和运输产品成本 | | $ | 1,403 | |
| $ | (7,634) | | | $ | (14,454) | | | | | | | | | | | | |
在会计指导下不被视为对冲的合同 | 陆上设施和运输产品成本、钠矿物和硫磺服务运营成本 | | 6,013 | | | (8,891) | | | (5,475) | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 大宗商品衍生品总量 | | | $ | 7,416 | | | $ | (16,525) | | | $ | (19,929) | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然气互换 | 钠矿物和硫磺服务运营成本 | | 31,904 | | | $ | 1,174 | | | $ | 1,186 | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 首选分配率重置选择 | 其他费用，净额 | | $ | (18,584) | | | $ | (30,838) | | | $ | (857) | | | | | | | | | | | | |
我们没有具有信用或有特征的衍生品合约。
19. 公允价值计量
我们根据用于计量公允价值的投入，将金融资产和负债分为以下三个级别：
(1)第一级公允价值基于可观察到的投入，如相同资产和负债在活跃市场的报价；
(2)第二级公允价值是基于相同资产和负债的活跃市场报价以外的定价投入，自计量之日起直接或间接可见；以及
(3)第三级公允价值基于市场数据很少或根本不存在的不可观察的投入。
根据公允价值会计准则的要求，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。
我们对公允价值的特定投入的重要性的评估需要判断，并可能影响资产和负债在公允价值层级中的配置。
下表按公允价值层级列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日按公允价值经常性会计处理的金融资产和负债。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| 经常性公允价值计量 | 1级 | | 2级 | | 3级 | | 1级 | | 2级 | | 3级 |
| 大宗商品衍生品： | | | | | | | | | | | |
| 资产 | $ | 1,238 | | | $ | 36,844 | | | $ | — | | | $ | 359 | | | $ | 1,867 | | | $ | — | |
| 负债 | $ | (11,061) | | | $ | (4,692) | | | $ | — | | | $ | (2,589) | | | $ | (608) | | | $ | — | |
| 首选分配率重置选择 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | (83,210) | |
第3级公允价值计量的前滚
下表提供了对分类为3级的衍生品的公允价值期初和期末余额变动的对账：
| | | | | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日的余额 | | | $ | (51,515) | | | |
| 当期净亏损，包括收益 | | | (857) | | | |
2020年12月31日的余额 | | | (52,372) | | | |
| 当期净亏损，包括收益 | | | (30,838) | | | |
截至2021年12月31日的余额 | | | (83,210) | | | |
| 计入收益的当期净亏损 | | | (18,584) | | | |
| 重新分类为夹层股权 | | | 101,794 | | | |
截至2022年12月31日的余额 | | | $ | — | | | |
我们的大宗商品衍生品包括交易所交易的期货和交易所交易的期权合约。该等交易所买卖衍生工具合约的公允价值以活跃市场的未经调整报价为基础，因此计入公允价值等级的第1级。掉期合同的公允价值是使用市场报价和定价模型确定的。在2022年12月31日，掉期合约被认为是公允价值层次结构中的二级投入。
嵌入衍生产品功能的公允价值是基于一个估值模型，该模型估计了有和没有利率重置选择的可转换优先股的公允价值。该模型包含的信息包括我们相对于发行价的共同单价、当前股息收益率、贴现收益率(根据行业信贷市场的变化而定期调整)、违约概率、股票波动性、美国国债收益率和涉及管理层判断的时机估计。我们用于评估嵌入式衍生品功能的股票波动率为502022年9月29日，这是由于利率重置选举而导致的嵌入衍生品的最终估值日期。主要是由于选举的费率重置将分配率从8.75%至11.24%，我们录得未实现亏损#美元。18.6在截至2022年12月31日的一年中，主要由于能源行业信贷市场的大幅波动以及期内普通单价的波动导致我们的贴现收益率较2020年12月31日有所下降，我们录得未实现亏损$30.8在截至2021年12月31日的一年中，主要由于波动率较2019年12月31日上升，我们录得未实现亏损$0.9在截至2020年12月31日的一年中，我们在我们的综合经营报表中将与这种嵌入的衍生工具相关的未实现收益和损失报告为“其他费用，净额”。
看见注18有关我们的衍生工具的更多信息。
非金融资产和负债
我们在非经常性基础上利用公允价值对我们的财产、厂房和设备、商誉和无形资产进行必要的减值测试。在企业合并中收购的资产和负债按收购之日的公允价值入账。用于确定该等公允价值的投入主要基于内部开发的现金流量模型，如果我们被要求在我们的综合财务报表中计量和记录此类资产，则一般将被归类为第三级。此外，我们使用公允价值来确定我们的资产报废债务的初始价值。用于确定这种公允价值的投入主要基于类似工程历来发生的费用，以及独立第三方对将租赁财产恢复到合同规定的状况所需费用的估计，一般将被归类为第三级。
其他公允价值计量
我们相信，我们的高级担保信贷安排项下的未偿还债务接近公允价值，因为所述利率接近类似期限的类似工具的当前市场利率。截至2022年12月31日，我们的优先无担保票据的账面价值为$2.910亿美元，公允价值为2.710亿美元，而账面价值为1美元3.010亿美元，公允价值为3.02021年12月31日。优先无担保票据的公允价值是根据我们的公共债务金融市场的交易信息确定的，并被认为是第二级公允价值计量。截至2022年12月31日，我们的碱性优先担保票据的账面价值为$0.410亿美元，公允价值为0.4十亿美元。Alkali优先担保票据的公允价值是根据具有类似特征的证券金融市场的交易信息确定的，并被视为第二级公允价值计量。
20. 员工福利计划
我们为我们的Alkali业务的工会员工提供固定福利养老金计划。我们将Alkali Business养老金计划作为单一雇主养老金计划进行会计处理，该计划仅惠及我们的Alkali业务员工，因此，该计划的相关资产和负债成本记录在综合资产负债表中。根据碱性企业退休金计划，每名符合资格的员工将在完成一年值得信赖的服务。本计划下的退休福利的计算依据是符合条件的参与人的总服务年限乘以该计划参与人服务年限终止时生效的特定福利率。
福利债务、计划资产和资金状况的变化以及综合资产负债表中确认的金额如下：
| | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 | | |
| 福利义务的变化： | | | | | |
| 福利义务，年初 | $ | 55,934 | | | $ | 52,510 | | | |
| 服务成本 | 5,181 | | | 6,020 | | | |
| 利息成本 | 1,804 | | | 1,576 | | | |
| | | | | |
| 精算收益 | (19,557) | | | (3,051) | | | |
| 已支付的福利 | (1,297) | | | (1,121) | | | |
| | | | | |
| 年终福利义务 | 42,065 | | | 55,934 | | | |
| | | | | |
| 计划资产变动： | | | | | |
| 计划资产的公允价值，年初 | 35,288 | | | 32,043 | | | |
| 计划资产的实际回报率 | (6,363) | | | 2,051 | | | |
| 雇主供款 | 2,445 | | | 2,315 | | | |
| 已支付的福利 | (1,297) | | | (1,121) | | | |
| | | | | |
| 计划资产公允价值，年终 | 30,073 | | | 35,288 | | | |
| 期末资金状况 | $ | (11,992) | | | $ | (20,646) | | | |
| 在综合资产负债表中确认的金额： | | | | | |
| 非流动资产 | $ | — | | | $ | — | | | |
| 流动负债 | — | | | — | | | |
| 非流动负债 | (11,992) | | | (20,646) | | | |
| 年终负债净额 | $ | (11,992) | | | $ | (20,646) | | | |
| | | | | |
| 在累计其他全面收益(亏损)中确认的金额： | | | | | |
| 前期服务成本 | 4,702 | | | 5,189 | | | |
| 净精算损失(收益) | (10,816) | | | 418 | | | |
| 在累计其他全面损失中确认的金额： | $ | (6,114) | | | $ | 5,607 | | | |
预计未来现金流-以下雇主缴费和福利付款反映了预期的未来服务，预计将支付如下：
| | | | | |
| 雇主供款 | |
| 预计2023年雇主供款 | $ | 2,980 | |
| 未来预期福利支付 | |
| 2023 | $ | 1,465 | |
| 2024 | 1,606 | |
| 2025 | 1,772 | |
| 2026 | 1,917 | |
| 2027 | 2,091 | |
| 2028-2032 | 12,533 | |
定期养老金净成本-碱性福利计划的定期养恤金净费用构成如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | | |
| 服务成本 | $ | 5,181 | | | $ | 6,020 | | | $ | 5,493 | | | |
| 利息成本 | 1,804 | | | 1,576 | | | 1,469 | | | |
| 预期资产收益率 | (1,959) | | | (1,831) | | | (1,539) | | | |
| 前期服务成本摊销 | 487 | | | 487 | | | 487 | | | |
| 定期收益净成本合计 | $ | 5,513 | | | $ | 6,252 | | | $ | 5,910 | | | |
重要的假设-贴现率每年确定一次，并以目前和预计在养恤金福利到期期间可获得的高质量长期固定收益证券的回报率为基础。
碱性企业养老金计划的长期回报率估计是基于使用历史数据的资本资产定价模型和预测收益模型。执行计划资产预期回报分析，其中包括当前投资组合配置、历史资产类别回报和使用资产类别风险因素对预期未来业绩的评估。
Alkali Business养老金计划由董事会指定的委员会管理，该委员会对计划的管理负有受托责任。该委员会负责监督和管理该计划的投资。委员会维持一项投资政策，为选择和保留投资管理人或基金、分配计划资产和业绩审查程序以及更新政策提供指导方针。委员会投资政策的目标是以这样一种方式管理计划资产，使公司能够继续向受益人支付公司的债务。
| | | | | | | | | | | |
| 用于确定福利义务的加权平均假设： | 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| 贴现率 | 5.33 | % | | 3.27 | % |
| 预期长期回报率 | 6.71 | % | | 5.35 | % |
| 补偿增值率 | 不适用 | | 不适用 |
在期初用于确定净定期成本的贴现率为3.27%.
养老金计划资产-我们根据为养老金计划制定的投资政策在不同资产类别中保持目标配置百分比，该政策上一次修订是在2020年11月。目标分配是根据计划的战略目标、支出政策和风险承受能力进行设计的。截至2022年12月31日的养老金计划资产配置按资产类别如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| 目标百分比 | | 最低要求 | | 极大值 |
| 股权证券 | 67 | % | | 58 | % | | 76 | % |
| 固定收益 | 20 | % | | 11 | % | | 29 | % |
| 另类投资 | 11 | % | | 2 | % | | 20 | % |
| 现金及现金等价物 | 2 | % | | — | % | | 7 | % |
以下是截至12月31日按公允价值计量的我们养老金计划资产的总投资摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022 | | 2021 |
| 1级 | | 2级 | | 3级 | | 总计 | | 1级 | | 2级 | | 3级 | | 总计 |
| 现金和现金等价物 | $ | 4,592 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 4,592 | | | $ | 2,989 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 2,989 | |
| 股权证券 | 20,838 | | | — | | | — | | | 20,838 | | | 25,309 | | | — | | | — | | | 25,309 | |
| 固定收益和其他证券 | 4,643 | | | — | | | — | | | 4,643 | | | 6,990 | | | — | | | — | | | 6,990 | |
| $ | 30,073 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 30,073 | | | $ | 35,288 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 35,288 | |
21. 承付款和或有事项
承诺和保证
我们受到各种环境法律法规的约束。我们制定了政策和程序，以监测合规情况，并检测和处理从我们的管道或其他设施泄漏的任何原油；但不能保证此类环境排放不会对我们的业务产生实质性影响。
其他事项
我们的设施和运营可能会因事故或自然灾害而遭受损坏。这些危险可造成人身伤害或生命损失、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。我们维持我们认为足以覆盖我们的业务和财产的保险，金额为我们认为合理的。我们的保险并不涵盖与运营我们的设施相关的所有潜在风险，包括可能造成的重大收入损失。未完全投保的重大事件的发生可能会对我们的运营结果产生实质性的不利影响。我们相信，我们已经为公众责任和对他人的财产损失投保了足够的保险，我们的保险范围与运营类似我们的其他公司类似。我们不能保证我们将来能够以我们认为合理的保险费率维持足够的保险。
我们在正常的业务过程中会受到诉讼，也会受到税务和其他监管部门的审查。我们预计目前悬而未决的此类事项不会对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生实质性影响。
22. 所得税
就联邦所得税而言，我们不是一个应纳税的实体。因此，我们不直接缴纳联邦所得税。除了我们的公司子公司和德克萨斯州保证金税外，我们的应税收入或损失都可以包括在我们每个合作伙伴的联邦所得税申报单中。
我们的一些业务由全资拥有的公司子公司拥有，这些子公司作为公司应纳税。2022年期间，我们为这些业务缴纳了联邦和州所得税。
我们的所得税(福利)费用如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 当前： | | | | | |
| 联邦制 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 状态 | 815 | | | 690 | | | 650 | |
| 当期所得税支出总额 | $ | 815 | | | $ | 690 | | | $ | 650 | |
| 延期： | | | | | |
| 联邦制 | $ | 1,814 | | | $ | 1,097 | | | $ | 78 | |
| 状态 | 540 | | | (117) | | | 599 | |
| 递延所得税支出总额 | $ | 2,354 | | | $ | 980 | | | $ | 677 | |
| 所得税总支出 | $ | 3,169 | | | $ | 1,670 | | | $ | 1,327 | |
递延所得税涉及基于税法和在资产负债表日颁布的法定税率的暂时性差额。递延税项资产和负债包括以下内容：
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 |
| 递延税项资产： | | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 净营业亏损结转 | $ | 15,313 | | | $ | 16,174 | |
| 其他 | 2,333 | | | 1,277 | |
| 长期递延税项资产总额 | 17,646 | | | 17,451 | |
| 估值免税额 | (3,471) | | | (2,760) | |
| 递延税项资产总额 | $ | 14,175 | | | $ | 14,691 | |
| 递延税项负债： | | | |
| | | |
| | | |
| 长期： | | | |
| 固定资产 | $ | (1,730) | | | $ | (1,803) | |
| 无形资产 | (27,033) | | | (25,772) | |
| 其他 | (2,064) | | | (1,413) | |
| 长期负债总额 | (30,827) | | | (28,988) | |
| 递延税项负债总额 | $ | (30,827) | | | $ | (28,988) | |
| 递延纳税净负债总额 | $ | (16,652) | | | $ | (14,297) | |
当部分或全部递延税项资产很可能无法变现时，我们将计入估值准备。递延税项资产的最终变现取决于在未来和在适当的征税管辖区产生适当性质的足够的应税收入的能力。
合伙企业营业收入(亏损)的有效税率与法定税率之间的对账如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 所得税前营业收入(亏损) | $ | 132,304 | | | $ | (136,362) | | | $ | (398,987) | |
| 合伙企业不缴纳联邦所得税的收入 | (126,403) | | | 140,092 | | | 398,729 | |
| 应缴纳联邦所得税的收入(亏损) | $ | 5,901 | | | $ | 3,730 | | | $ | (258) | |
| 按联邦法定税率缴税费用(福利) | $ | 1,239 | | | $ | 783 | | | $ | (54) | |
| 州所得税，扣除联邦税后的净额 | 1,248 | | | 574 | | | 1,213 | |
| | | | | |
| 恢复联邦和州的规定 | 44 | | | (227) | | | (383) | |
| 其他 | (18) | | | 112 | | | 117 | |
| 估值免税额 | 656 | | | 428 | | | 434 | |
| 所得税费用 | $ | 3,169 | | | $ | 1,670 | | | $ | 1,327 | |
| 所得税前营业收入(亏损)的有效税率 | 2.4 | % | | (1.2) | % | | (0.3) | % |
在2022年、2021年和2020年12月31日，我们有不是不确定的税收状况。
23. 后续事件
2023年1月1日，我们成为ANSAC的唯一成员，ANSAC成为怀俄明州Genesis Alkali，L.P.的全资子公司。从2023年开始，作为该组织的唯一成员，我们将把ANSAC的资产、负债和经营业绩纳入我们的合并财务报表。
2023年1月25日，我们发行了美元500.02030年发行的债券本金总额为百万美元。利息支付日期为每年4月15日和10月15日，首期利息支付日期为2023年10月15日。此次发行产生的净收益约为#美元。491百万美元，扣除已发生的发行成本。净收益被用于购买大约#美元。316截至2023年1月24日的投标要约中，我们现有的2024年债券中有100万美元，包括相关的应计利息和投标溢价以及该等债券的费用，以及当时的剩余收益，用于偿还我们的优先担保信贷安排下未偿还的部分借款和用于一般合伙目的。2023年1月26日，我们发出了赎回剩余本金的通知，金额约为$25根据管理2024年债券的契据的条款及条件，于2023年2月14日向2024年债券的受托人存入2024年债券的赎回金额，以赎回2024年债券，以清偿与2024年债券有关的债务。
2023年2月17日，我们签订了第六份修订和重新签署的信贷协议(我们的“新信贷协议”)，以取代我们的第五份修订和重新签署的信贷协议。我们的新信贷协议规定了一美元850百万优先担保循环信贷安排。新的信贷协议将于2026年2月13日到期，但可根据我们的要求延期。一额外的一年，最多二在某些情况下并受某些条件规限，除非超过$150截至2025年6月30日，我们的2025年票据中仍有100万张未偿还，在这种情况下，新的信贷协议将于2025年6月30日到期。
