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目录表
财务报表索引

美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K

(标记一)
☑    根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告
截至本财政年度止12月31日, 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1-14569
普莱恩斯全美管道，L.P.
(注册人的确切姓名载于其章程)
特拉华州76-0582150
(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区)(国际税务局雇主身分证号码)
克利街333号, 1600号套房, 休斯敦, 德克萨斯州
77002
(主要执行办公室地址)(邮政编码)

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

如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是 ☑ No ☐
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。是的☐不是 ☑
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是 ☑ No ☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则405规定必须提交的每一份交互数据文件。是 ☑ No ☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器 ☑
 
加速的文件服务器☐
非加速文件服务器☐
 
规模较小的报告公司☐
 
新兴成长型公司☐
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☑
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。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是☐ No ☑
2022年6月30日，注册人的非关联公司持有的约4.514亿个共同单位的总市值约为$#(为此，将注册人的所有高管和董事以及持有10%或更多的未偿还共同单位的人视为注册人的关联公司)。4.4亿美元，基于当日纳斯达克全球精选市场报告的每普通单位9.82美元的收盘价。
截至2023年2月14日，有698,390,006公用事业单位未完成。
以引用方式并入的文件
注册人将根据第14A条提交的与2023年单位持有人年会有关的最终委托书的部分内容通过引用并入本协议第三部分。登记人打算在本10-K表格所涵盖的财政年度结束后120天内提交委托书。


目录表
财务报表索引

普莱恩斯全美管道公司、L.P.及其子公司
表格10-K-2022年度报告
目录表
页面
第一部分
5
项目1和2。
企业和物业
5
第1A项。
风险因素
36
项目1B。
未解决的员工意见
64
第三项。
法律诉讼
64
第四项。
煤矿安全信息披露
64
第II部
65
第五项。
注册人普通单位、相关单位持有人事项和发行人购买股权证券的市场
65
第六项。
已保留
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
90
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
93
项目9C。
关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
93
第三部分
94
第10项。
我们普通合伙人和公司治理的董事和高管
94
第11项。
高管薪酬
94
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
94
第13项。
某些关系和相关交易，以及董事的独立性
95
第14项。
首席会计师费用及服务
95
第四部分
96
第15项。
展品和财务报表附表
96
第16项。
表格10-K摘要
102

2
目录表
财务报表索引

前瞻性陈述
除有关历史事实的陈述外，本报告中包含的所有陈述均为前瞻性陈述，包括但不限于包含“预期”、“相信”、“估计”、“预期”、“计划”、“打算”和“预测”等词语的陈述，以及关于我们未来业务战略、计划和目标的类似表述和陈述。然而，没有这样的词语、表述或陈述并不意味着这些陈述不具有前瞻性。任何此类前瞻性陈述都反映了我们目前对未来事件的看法，其基础是我们认为合理的假设。某些因素可能导致实际结果或结果与前瞻性陈述中预期的结果或结果大相径庭。其中最重要的因素包括但不限于：
•美国和其他地区的一般经济、市场或商业状况(包括经济活动水平可能出现衰退或大幅放缓、通胀持续高企和供应链问题持续存在的风险、流行病对需求和增长的影响，以及经济复苏的时间、速度和程度)，影响(I)对原油、钻井和生产活动的需求，从而影响对我们提供的中游服务的需求，以及(Ii)我们可以获得的商业机会；
•全球原油需求和原油价格的下降(无论是由于流行病还是其他因素)，或者相应地导致北美原油和天然气液体(NGL)产量显著减少的其他因素(无论是由于生产商为钻井活动提供资金的现金流减少还是生产商无法获得资本，或者两者兼而有之，管道和/或存储能力不可用，生产商停产，政府规定的按比例分配订单，或其他因素)，这反过来可能导致原油和NGL的实际或预期数量显著下降，在使用我们的资产时或通过使用我们的资产和/或减少我们可以赚取的利润率或我们本来可能获得的商业机会而分成和/或收集的；
•我们干线供应地区炼油厂产能的波动，以及影响对各种等级原油和天然气需求的其他因素，以及由此导致的定价条件或运输吞吐量要求的变化；
•原油和液化石油气市场结构、品级差异和波动性(或缺乏)的意外变化；
•我们经营地区的竞争和运力过剩的影响，包括费率和利润率的下行压力、合同续签风险以及其他中游运营商失去业务的风险，这些运营商愿意或面临着大幅降低运费以吸引或留住客户的风险；
•社会对碳氢化合物能源行业的负面情绪以及碳氢化合物的持续开发和消费，这可能会影响消费者的偏好以及对我们的业务产生不利影响的政府或监管行动；
•赔偿、保险或现有准备金不包括的环境责任、诉讼或其他事件；
•发生自然灾害、灾难、恐怖袭击(包括生态恐怖袭击)或其他对我们的业务产生重大影响的事件，包括对我们的电子和计算机系统的网络或其他攻击；
•天气对企业经营或项目建设的干扰，包括极端天气事件或条件的影响；
•当前和未来的法律、裁决、政府法规、行政命令、贸易政策、会计准则和报表以及相关解释的影响，包括禁止、限制或监管水力压裂或禁止在我们的管道专用或服务的土地上开发石油和天然气资源及相关基础设施的立法、行政命令或监管举措，或对我们开发、运营或修复中游资产的能力产生负面影响的法律、行政命令或监管举措；
•关键人才流失，无法吸引和留住新人才；
•原油、NGL和其他石油产品期货市场中断，这可能会削弱我们执行商业或套期保值战略的能力；
•我们风险管理活动的有效性；
•物资、材料或者劳动力短缺或者成本增加；
•维持我们的信用评级，并有能力从我们的供应商和贸易对手那里获得开放信用；
3
目录表
财务报表索引

•资本市场收紧或其他因素增加我们的资本成本或限制我们以令人满意的条件获得债务或股权融资的能力，以资助更多的收购、投资资本项目、营运资本要求以及偿还或再融资债务；
•我们不时达成的合资企业和联合经营安排的成功运营，无论是关于我们或第三方运营的资产，以及收购的资产或业务的成功整合和未来表现；
•资产剥离、合资企业、收购或其他战略机会的可用性和完善能力；
•我们的客户或交易对手拒绝或无法履行其与我们签订的合同(包括商业合同、资产出售协议和其他协议)下的义务，无论是否有正当理由，也无论是由于财务限制(如信誉下降、流动性问题或资不抵债)、市场限制、法律限制(包括政府命令或指导)、行使合同或普通法权利(如不可抗力或类似索赔)或其他因素；
•我们无法履行合同规定的义务，无论是由于第三方不履行义务，包括我们的客户或交易对手、市场限制、第三方限制、供应链问题、法律限制(包括政府命令或指导)或其他因素或事件；
•与意外或计划外资本支出、第三方索赔或其他因素有关的成本和费用；
•未对投资资本项目实施或资本化，或因准许延迟、准许撤资或其他因素而延迟实施或资本化的；
•金融市场动荡、资本约束、流动性担忧和通货膨胀造成的其他风险放大；
•第三方资产的使用或可获得性，我们的业务依赖于这些资产，而我们对这些资产几乎没有控制权；
•加元对美元的货币汇率；
•无法确认可归因于从客户那里收到的欠款造成的当前收入，这些客户在相关信用到期或使用之前未能发货或运输超过最低合同量；
•我们的资产和设施严重利用不足；
•保险成本增加，或缺乏保险；
•债务和股权市场的波动，包括我们长期激励计划授予时我们单位的价格；
•与我们资产的开发和运营相关的风险；以及
•原油的运输、储存、终止和销售以及天然气的加工、运输、分馏、储存和销售所固有的其他因素和不确定性。

这里描述的其他因素，以及未知或不可预测的因素，也可能对未来的结果产生实质性的不利影响。请阅读第1A项。“风险因素。”除非适用的证券法另有要求，否则我们不打算更新这些前瞻性陈述和信息。

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第一部分

项目1和2。企业和物业

一般信息

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

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

我们的资产是拥有的，我们的业务是通过我们的主要运营子公司直接或间接地进行的。如本表格10-K中所用，除非上下文另有说明，否则术语“合伙”、“普莱恩斯”、“PAA”、“我们”和类似术语指的是普莱恩斯All American Pipeline，L.P.及其子公司。



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组织结构

下图以摘要格式显示了我们截至2022年12月31日的组织结构：


https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1070423/000107042323000006/paa-20221231_g1.jpg
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(1)每股C类股份代表PAgP的非经济有限合伙人权益。我们持有的C类股份数目等于有权与PAgP A类及B类股份持有人按比例投票以选举合资格的PAgP董事的已发行普通股及A系列优先股(“等同普通股”)的数目。因此，C类股票充当了一种“传递”投票机制，通过该机制，我们在董事选举中按照我们的普通单位持有人和A系列优先单位持有人的指示和代理进行投票。AAP持有的普通单位和B系列优先单位无权在董事选举中投票。
(2)合伙企业持有(I)综合经营附属公司的直接及间接拥有权，包括但不限于Plains Marketing，L.P.，Plains Pipeline，L.P.，Plains Midstream Canada ULC(“PMCULC”)，Plains Oryx Permian Poins LLC(“JV”)，Cactus II Pipeline LLC(“Cactus II”)及Red River Pipeline Company LLC(“Red River”)，及(Ii)于未合并实体中的间接股权，包括但不限于BridgeTex管道公司，LLC，Capline管道公司，钻石管道公司，Eagle Ford管道有限责任公司，Eagle Ford Corminals Christi LLC，Saddlehorn管道公司，白崖管道有限责任公司和Wink to Webster管道有限责任公司。

业务战略

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

我们相信，成功执行这一战略将使我们能够产生和增长可持续的收益和现金流，并将使我们能够保持投资级信用状况，并随着时间的推移增加股权持有人的回报，同时继续降低杠杆率。
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竞争优势

我们相信，以下竞争优势使我们能够成功地执行我们的主要业务战略：
•我们拥有战略位置、地理位置多样和相互关联的大型资产基础，提供运营灵活性和商业选择。我们的大多数主要运输资产都在原油服务中，位于成熟的原油产区(我们在二叠纪盆地的资产规模最大)和其他运输走廊，并直接或间接地与我们的码头和设施资产相连。我们的大部分码头和设施资产位于主要交易地点和溢价市场，这些市场是我们与北美主要炼油厂和分销市场以及关键出口终端的门户，我们在这些市场拥有强大的业务关系。此外，我们的管道、铁路、卡车和存储资产为我们的客户和我们提供了极大的灵活性和可选性，以满足需求和平衡市场，并参与新兴的能源机遇。
•我们的全方位服务集成模式和长期关注吸引了广泛、多样化和高质量的客户基础，支持可持续的收费现金流产生。我们的战略位置和相互关联的资产基础使我们能够为我们的客户提供广泛的服务，包括供应聚合、质量分离、流动保证和市场准入。我们专注于与客户建立长期关系和利益一致。我们相信，这种方法帮助我们建立了高质量的客户和合同组合(包括长期的第三方运输合同和面积贡献合同)，为我们的资产提供长期的数量支持，并反过来支持从我们的资产中产生长期的基于费用的现金流。
•我们拥有专业的原油和天然气市场知识。我们相信，我们与原油和NGL分销链各个阶段的参与者(从生产商到炼油商)的业务关系，以及我们自己的行业专业知识(包括我们对北美原油和NGL流动的了解)，使我们能够提供广泛的市场洞察力和对北美实物原油和NGL市场的了解，使我们能够为客户提供价值链解决方案。
•我们的商家活动为我们提供了实现额外利润率的机会。我们相信，我们的商业活动的多样性为我们提供了一个产生增量利润的低风险机会，其金额可能会根据市场状况(如差价和某些竞争因素)而变化。
•我们拥有执行战略交易所需的财务、战略和技术技能，以支持我们的业务和财务目标，包括合资企业、联合所有权安排、收购和资产剥离。自2016年至2022年12月31日，我们已完成10多项合资和/或联合所有权安排，包括于2021年10月完成的二叠纪合资公司组建，并完成了超过46亿美元的非核心资产剥离和/或部分选定资产权益的战略出售。
•我们拥有一支经验丰富的管理团队，他们的利益与我们的股权持有人的利益一致。我们的执行管理团队平均拥有30年以上的能源行业和投资银行行业经验，并在我们或我们的前辈和附属公司拥有平均超过15年的经验。此外，通过拥有股权和授予长期股权激励奖励，我们的管理团队对我们的持续成功拥有既得利益，这与我们股权持有人的利益保持一致。

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财务战略

我们的财务战略和长期资本分配框架专注于通过以下方式产生有意义的多年自由现金流和提高股东回报：(I)增加股权持有人的资本回报，主要是通过增加分配；(Ii)进行有纪律的增值投资；(Iii)保持投资级信用状况并确保资产负债表的灵活性。自1998年完成首次公开募股以来，我们已经完成和整合了100多项收购，总收购价格约为140亿美元，实施了总计约173亿美元的投资资本项目，向股权持有人返还了172亿美元，主要是以分配的形式，并将我们的信用评级从非投资级提高到投资级。

目标信用配置文件

作为我们财务战略的一部分，我们打算保持我们认为与投资级信用评级一致的信用状况。我们的目标是具有以下属性的信用档案：

•杠杆倍数平均在3.75倍至4.25倍之间，计算方法为总债务加上优先股的50%，除以可归因于PAA的调整后EBITDA(这大致相当于PAA可归因于3.0倍至3.5倍之间的长期债务与调整后EBITDA之比)；
•长期债务与总资本的平均比率约为50%或更低；
•债务总额与资本总额的平均比率约为60%或以下；以及
•调整后EBITDA对利息的平均覆盖倍数约为3.3倍或更高。

见第7项。“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--经营结果--非公认会计准则财务计量”是我们对调整后EBITDA的定义，并与可归因于PAA的调整后EBITDA进行了对账。

截至2022年12月31日，我们公开交易的优先票据约占我们长期债务的99%。此外，我们还经常产生短期债务，主要与我们的商人活动有关，这些活动涉及同时购买和远期出售原油和NGL。在这些交易中购买的原油和NGL是进行数量对冲的。这些借款是自动清偿的，因为它们是用销售收益偿还的。我们还产生短期债务，以满足纽约商品交易所(NYMEX)和洲际交易所(ICE)的保证金要求。在某些市场条件下，这些例行的短期债务水平可能会高于基线水平。与我们的营运资本借款类似，这些借款是自我清算的。我们不认为与这些活动相关的营运资金借款或保证金要求是我们长期资本结构的一部分。

价值观与可持续性

我们的核心价值观包括安全和环境管理；所有权和责任感；尊重、公平和包容；道德和诚信；团队合作；创业和创新。我们的商业行为准则规定了这些核心价值观如何管理我们的行为和参与商业关系的方式。我们的可持续发展方法涉及整合整个组织的审慎环境、社会和治理(“ESG”)实践，重点是透明度和利益相关者之间的信任，管理运营和业务风险，最大限度地减少对环境的影响，并利用我们的人员、资产和系统来最大化我们利益相关者的长期价值。可持续发展的原则与我们的价值观一致，是我们业务战略的基础，并提供了一个框架来衡量和报告我们的进展。年度环境、安全和运营绩效目标帮助我们衡量实现可持续发展目标的进展情况。根据这些目标的表现也是决定我们员工年度奖金薪酬的一个因素，这进一步激励了预期的行为和结果。此外，我们的健康、安全、环境和可持续发展(“HSES”)董事会委员会还就HSES事宜提供额外的监督和观点。有关我们的核心价值观以及我们对环境和社会责任的承诺的更多信息，包括我们的年度可持续发展报告，可在我们网站的可持续发展部分获得。请参阅下面的“-可用信息”。

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分部及相关资产的说明

我们的业务活动通过原油和天然气液体(“NGL”)两个部门进行。我们在关键的原油和天然气生产盆地和运输走廊以及美国和加拿大的主要市场中心拥有广泛的管道运输、终端、存储和收集资产的网络。

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以下是对我们每个细分市场的活动和资产的描述。

原油段

原油市场及业务综述

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

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

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

我们的原油业务通常包括使用管道、收集系统、卡车收集和运输原油，有时还使用驳船或火车车厢收集和运输原油，此外还利用我们在美国和加拿大的综合资产提供码头、储存和其他设施相关服务。我们的资产服务于第三方，也得到了我们的商家活动的支持。我们的商人活动包括购买原油供应，并将我们资产或第三方资产上的原油供应转移到销售地点，包括我们的码头、第三方连接运营商、地区枢纽或炼油厂。

下图提供了与我们的原油部门相关的资产和活动的说明性和简化概述：

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1070423/000107042323000006/paa-20221231_g3.jpg

关于这一领域的运输资产，我们主要通过关税、管道运力协议和其他运输费的组合来产生收入。就我们的原油码头和凝析油加工资产而言，我们主要通过按月和多年的协议和安排获得收入，其中包括(I)原油码头的储存、吞吐量和装卸费用，以及(Ii)凝析油加工服务的费用。我们还通过各种商业和商家活动创造了可观的收入，这些活动往往会提高我们的运输和存储资产的利用率。

原油分部资产概览

截至2022年12月31日，我们原油部门使用的资产包括：

•18,075英里的现役原油输送管道和收集系统；
•我们终点站和储存点的商业原油储存能力为7200万桶；
•3900万桶现役地面油罐容量，用于促进管道吞吐或支持我们的铁路资产，并帮助维持产品质量隔离；
•在美国的四个海洋设施；
•位于南得克萨斯州伊格尔福特地区的凝析油加工设施，总处理能力为每天12万桶；
•7个原油铁路枢纽，日总装卸能力分别为26.4万桶和35万桶；
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•2100节原油火车车厢；以及
•720辆卡车和1440辆拖车。

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

下表按地理位置提供了有关我们的管道和终端的其他信息，包括截至2022年12月31日的活跃管道里程和商业存储能力，以及截至2022年12月31日的一年中我们原油管道的日均运输量：

区域所有权百分比
近似系统里程(1)
2022年平均水平
每天的石油产量(2)
商业存储容量(3)
(单位：千)(单位：百万)
二叠纪盆地：
集输管道(4)
65%4,915 2,346 
盆地内管道 (4) (5)
65% - 100%785 2,084 
长距离输油管道(5)
16% - 100%1,620 1,208 
二叠纪盆地7,320 5,638 8 
南得克萨斯州/鹰福特50% - 100%800 357 1 
中大陆50% - 100%2,440 512 36 
墨西哥湾沿岸54% - 100%1,155 219 24 
落基山21% - 100%3,365 332 3 
加拿大100%2,570 328 — 
西式100%425 179 — 
总计18,075 7,565 72 
(1)包括我们拥有的少于100%的管道的总里程。
(2)代表全年可归因于我们对合并实体、未合并实体或通过未分割共同权益拥有的管道的权益的日均流量。日均交易量的计算方法是全年的总交易量(归因于我们的利息)除以一年中的天数。交易量反映了关税的变动，因此当交易量通过我们的综合系统流动时，可能会被多次包括在内。与年内收购的资产相关的交易量等于我们实际拥有资产的天数除以该期间的天数。
(3)以百万桶为单位的商业存储能力。不包括用于促进管道吞吐量和保持产品质量隔离的操作存储容量。
(4)我们在二叠纪盆地的所有收集管道和大部分盆地内管道均由二叠纪合资公司拥有，该公司是一个合并实体，我们拥有该公司65%的权益。二叠纪合营公司拥有一间未合并实体的57%权益，该实体拥有其中一条集输管道，以及于二叠纪盆地内的一条盆地内管道拥有63%的未分割共同权益。
(5)包括由第三方运营的管道。

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原油基础设施

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

我们的原油管道包括：

•集输管道将原油从井口或中央电池连接转移到地区市场中心；

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

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

我们的原油码头具有显著的灵活性和运营能力，包括大规模多等级装卸和分离能力以及多种海上运输装卸能力。我们最大的原油码头位于主要市场枢纽，包括俄克拉何马州库欣、路易斯安那州圣詹姆斯、德克萨斯州米德兰和伊利诺伊州帕托卡，并与这些枢纽的主要进出管道和其他码头相连。

我们最重要的资产将在下文按地区进一步介绍。

二叠纪盆地

正在收集管道。我们在米德兰盆地和特拉华盆地运营着约4900英里的集输管道，总计约为每天370万桶的管道能力。这种集聚能力包括向区域市场中心输送数量的管道能力。我们的收集系统大约80%的容量在特拉华州盆地。我们的集输管道是由长期的种植面积支持的。我们在二叠纪盆地的所有收集管道都由二叠纪合资公司拥有，这是一个合并的实体，我们拥有65%的权益。

盆地内管道。我们在二叠纪盆地的盆地内管道系统的日输油量约为310万桶，将收集管道和卡车注入量连接到我们自己和运营的管道，以及将原油输送到主要市场中心的第三方干线管道。这个相互连接的管道系统旨在为托运人提供流量保证、灵活性和进入多个市场的通道，并支持某些二叠纪盆地长距离管道的下游流动。盆地内管道系统的大部分由二叠纪合资公司拥有，这是一个合并实体，我们拥有65%的权益。

长距离管道。我们在多个长距离管道系统中拥有权益，这些管道系统加在一起，相当于目前从二叠纪盆地运往德克萨斯州科珀斯克里斯蒂和休斯顿以及俄克拉何马州库欣的主要市场中心的目前运营的每天约210万桶的外卖能力。我们的长距离管道得到了长期承诺的支持。以下是对源自二叠纪盆地地区的一些最重要的长距离管道系统的描述。

二叠纪至库欣/中大陆

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

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•日出II号管道。我们运营着日出II管道，并通过UJI安排拥有该管道80%的运力，相当于40万桶的运力。我们的日出II管道将原油从米德兰和科罗拉多市输送到威奇托瀑布的连接运输船上。

二叠纪至墨西哥湾沿岸

•BridgeTex管道(二叠纪至休斯顿)。我们在拥有BridgeTex管道的实体中拥有20%的权益。这条管道由麦哲伦中流合伙公司(“麦哲伦”)的一家子公司运营，始发于德克萨斯州科罗拉多市，延伸至德克萨斯州休斯顿。BridgeTex管道的日输油量为44万桶，能够从我们的盆地和米德兰南部管道获得供应。

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

•仙人掌II管道(二叠纪至科珀斯克里斯蒂)。2022年11月，我们和安桥(“恩布里奇”)购买了西部中游合伙公司(“WES”)在拥有仙人掌二期管道的实体中15%的权益。Enbridge收购了仙人掌II 10%的股份，我们获得了仙人掌II 5%的股份。我们和Enbridge现在是仙人掌II的唯一所有者，分别拥有70%和30%的所有权权益。我们继续运营仙人掌II管道，这是一条直接延伸到Corpus Christi市场的二叠纪干线系统，日输油量为67万桶。

•向韦伯斯特管道眨眼。我们拥有拥有Wink to Webster管道的实体(“W2W管道”)16%的权益，而W2W管道又拥有W2W管道某些部分的100%权益，以及从德克萨斯州米德兰到德克萨斯州韦伯斯特的部分UJI的71%权益。W2W管道起源于德克萨斯州西部的二叠纪盆地，将原油输送到休斯顿和加尔维斯顿市场地区的多个目的地。该管道系统每天提供约150万桶原油产能(扣除联伊援助团利息的净额为每天110万桶)。管道系统项目的第一阶段和第二阶段目前已投入使用。该项目的第三阶段包括从德克萨斯州温克到德克萨斯州米德兰以及从德克萨斯州韦伯斯特到德克萨斯州贝敦的路段，正在建设中，预计将于2023年第四季度完成。

终端机。我们的米德兰码头可以通过直接连接或通过二叠纪合资企业盆地内管道连接到所有二叠纪合资企业的收集管道。同样，该终端也直接连接，或通过二叠纪合资盆地内管道连接到我们二叠纪盆地的所有长距离管道。我们的米德兰航站楼还连接到德克萨斯州米德兰枢纽的第三方进出管道和航站楼。

南得克萨斯州/鹰福特

集输管道。我们在鹰福特生产区拥有并运营各种收集系统，这些系统连接到我们的鹰福特合资管道系统或第三方管道。

长距离管道。我们通过与Enterprise Products Partners L.P.(“Enterprise”)的一家子公司的合资企业，在拥有鹰福特管道的实体中拥有50%的权益。我们是鹰福特管道的运营商，该管道的总产能约为每天660,000桶，通过连接我们的仙人掌管道连接二叠纪，并将鹰福特地区的生产连接到德克萨斯州科珀斯克里斯蒂的炼油厂和码头。此外，Eagle Ford管道通过连接位于德克萨斯州Lyssy的Enterprise管道连接到德克萨斯州休斯顿。鹰福特管道得到了托运人长期承诺的支持。

终端机。我们通过与Enterprise的一家子公司合资拥有Corpus Christi航站楼的实体50%的权益。Corpus Christi码头有一个码头和出口原油的能力，以及大约100万桶的商业存储能力。

凝析油处理。我们在德克萨斯州拉萨尔县拥有一个凝析油处理设施，用于稳定主要来自我们的鹰福特地区收集系统的凝析油。稳定的凝析油被输送到第三方管道，然后输送到德克萨斯州的贝尔维尤山。
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中大陆

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

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

•钻石管道 (库欣到孟菲斯)。我们通过与瓦莱罗能源公司(“瓦莱罗”)的合资企业在拥有钻石管道的实体中拥有50%的权益。我们运营着钻石管道，这条管道从我们的库欣码头延伸到田纳西州孟菲斯的瓦莱罗炼油厂。钻石管道的总运力为每天20万桶。

•红河管道(库欣至朗维尤)。通过与德勒物流合作伙伴公司(“德勒”)的合资企业，我们拥有拥有红河管道的实体67%的股份。红河管道是一条日输油量约23.5万桶的管道，从我们位于俄克拉何马州的库欣码头延伸到德克萨斯州的朗维尤，在那里它连接着各种管道。我们是红河管道的运营商。红河合资公司在从库欣到俄克拉何马州休伊特的管道段拥有约69%的UJI股份，并拥有从休伊特到德克萨斯州朗维尤的管道段的100%股份。

此外，我们拥有库欣连接管道和中途管道的50%权益，这两条管道的起点是我们的库欣终端，终点分别是俄克拉何马州塔尔萨和堪萨斯州科菲维尔的炼油厂。我们在每条管道上的合作伙伴都是管道末端的炼油商客户。

终端机。我们是俄克拉何马州库欣的大型原油终端服务提供商，库欣是美国最大的实物交易中心之一，也是NYMEX轻质低硫原油期货合约(美国原油的基准)的交货点。我们的库欣码头已被纽约商品交易所指定为批准的送货地点。

我们的库欣码头拥有2700万桶的商业存储能力，连接着我们来自二叠纪盆地和落基山脉地区的长距离管道，以及我们的中大陆地区的收集管道。此外，该码头还为我们所有的合资企业--中大陆地区长途管道--供应原油。

我们位于伊利诺伊州帕托卡的原油码头拥有700万桶的商业存储能力，在这个枢纽连接着主要的进出管道，包括卡普林管道(下文进一步讨论)。

墨西哥湾沿岸

长距离管道。我们在拥有卡普林管道的实体中拥有大约54%的权益，该管道从伊利诺伊州的帕托卡延伸到路易斯安那州圣詹姆斯的各个码头。卡普林管道得到长期托运人承诺的支持，马拉松石油公司的一家子公司担任运营商。

终端机。我们位于路易斯安那州圣詹姆斯的码头拥有1500万桶的商业存储能力，是连接Capline管道和其他第三方管道的目的地设施，也有一个铁路卸货设施，可以将原油从火车车厢运送到为当地炼油厂服务的管道，或者运送到我们可以接收或出口原油的码头。我们位于阿拉巴马州莫比尔的码头拥有400万桶的商业存储能力，也有一个码头和接收或出口原油的能力。

落基山

集输管道。我们拥有并运营在巴肯和波德河流域提供收集服务的管道。

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长距离管道。我们在落基山地区的管道系统为我们在俄克拉何马州库欣以及其他主要市场中心的码头提供了通道。我们有两条跨境管道，每条管道都可以根据质量的不同，灵活地每天输送多达3万桶原油。我们拥有并运营巴肯北部跨境管道系统，该系统可容纳双向流动，并可在北达科他州特伦顿的巴肯和萨斯喀彻温省里贾纳的Enbridge主线系统之间输送原油。我们在西部走廊管道系统中拥有一个UJI，该管道系统从加拿大边境延伸到我们在怀俄明州根西岛的终端，并从我们的跨境牧场南部管道接收原油。除了这些资产，我们最大的落基山脉地区系统还包括以下合资管道，这两条管道都连接到我们在俄克拉何马州库欣的航站楼。

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

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

加拿大

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

盆地内管道。我们拥有并运营每天约300,000桶的盆地内管道，将原油从阿尔伯塔省北部和南部输送到艾伯塔省埃德蒙顿的市场中心。这些管道为托运人提供了访问Enbridge和TransMountain长途管道以及帝国炼油厂的灵活性。

西式

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

长距离输油管道。我们在加利福尼亚州拥有并运营63号线和2000号线管道。2000号线是一条干线系统，每天有能力从圣华金河谷向洛杉矶地区的炼油厂和码头设施运送约11万桶石油。63号线被用作集散系统。这条管道在圣华金河谷收集原油，然后运往2000号线和当地炼油厂。在洛杉矶地区，63号线的输油线用于将原油从2000号线输送到当地炼油厂。 2022年第三季度，作为一项常规检查后的预防措施，我们暂时停止了2000线的服务，并启动了一项额外的测试和检查计划。2000线于2023年第一季度恢复服务。

2022年，我们记录了与某些加州原油资产相关的减值。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注6。

天然气液体(“NGL”)管段

NGL市场和业务概述

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

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我们的NGL部门业务涉及天然气加工和NGL分馏、储存、运输和终止。我们的NGL收入主要来自(I)向收费的第三方客户提供采集、分离、存储和/或终止服务，以及(Ii)支持资产的商家活动。我们的商业活动包括从流经我们皇后工厂的气流的生产商和/或托运人那里获得开采权。开采权允许我们在皇后工厂处理这些天然气，并从气流中提取价值更高的天然气。然后，我们购买天然气，以取代被提取的天然气中的热含量。我们使用我们的资产运输、储存和分离从我们的皇后跨境工厂提取的NGL混合物，或从第三方获得的NGL混合物，制成成品出售给客户。我们还可能购买成品NGL产品，将其季节性储存在我们的储藏室中，然后再转售给第三方客户。我们经常会使用衍生品工具来对冲与这些商家活动相关的利润率。

下图简明扼要地概述了与我们的NGL部门相关的资产和活动：

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1070423/000107042323000006/paa-20221231_g4.jpg

NGL细分市场资产概述

我们运营着一个高度整合的资产网络，战略上位于加拿大和美国各地，尤其专注于为富含液体的加拿大西部沉积盆地的生产提供服务。截至2022年12月31日，我们NGL部门使用的资产包括：
•四个天然气加工厂；
•分布在加拿大和美国各地的八个分馏工厂，总可用能力约为每天185,600桶；
•NGL储存设施，容量约为2800万桶；
•约1620英里的在役天然气输送管道；
•16个NGL铁路总站和大约4,100个NGL铁路车厢；以及
•大约220辆拖车。
此外，我们的资产包括与我们的商业活动相关的管线填充物，包括大约：
•我们拥有的管道和存储中的200万桶天然气管线填充物；以及
•100万桶天然气，在第三方拥有的管道中用作管线填充物，或作为长期库存。

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下表列出了截至2022年12月31日我们的NGL资产和活动的数量和能力，我们的天然气加工和NGL基础设施和活动将在下文进一步描述。

天然气处理设施所有权权益
燃气
正在处理中
容量
(bcf/d) (1)
平均值
进水口
卷(2)
(bcf/d)
皇后100 %6.2 3.3 

NGL分馏装置所有权权益
分馏
容量
(bbls/d) (1)
平均成交量(2)
(bbls/d)
皇后100 %23,300 20,700 
萨斯喀彻温堡(3)
21-100%61,700 49,900 
萨尼亚62-84%75,000 58,400 
其他82-100%25,600 7,800 
185,600 136,800 

NGL存储设施
存储
容量 (1)
(Mmbbls)
萨斯喀彻温堡(3)
11 
萨尼亚7 
皇后4 
其他6 
28 

所有权权益
近似系统里程(4)
平均材积(2)
(MBbls/d)
NGL管道21-100%1,620 192 

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

(1)表示设施的年平均总容量，扣除我们的所有权权益。
(2)日均交易量的计算方法是将全年的总交易量除以一年中的天数。
(3)包括我们在Keyera Fort Saskatchewan工厂约21%的未运营/未分割的共同所有权权益，以及相关的每天17,300桶的分馏能力和约400万桶的存储能力。2022年12月，我们达成了一项最终协议，出售我们在该设施的权益。这笔交易于2023年2月完成。
(4)包括我们拥有不到100%权益的管道的总里程。
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天然气加工与天然气液化基础设施

我们的液体基础设施网络包括天然气分馏设施、地下天然气储藏室、地面储油罐、天然气管道以及铁路和卡车终点站。有了这些资产，我们可以加工、分馏、储存和运输乙烷、丙烷、丁烷和凝析油等NGL。我们加拿大基础设施独特的集成性和地理多样性为我们和我们的客户提供了在NGL价值链上最大化利润率的机会。其中最重要的资产包括：

皇后设施

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

我们的Empress工厂每天能够处理高达6.2Bcf的天然气；然而，这些工厂每天的供应量通常在3.0到4.0Bcf之间。这些工厂每天大约生产50,000至85,000桶乙烷，每天生产30,000至50,000桶天然气混合物。我们的Empress分馏设施能够每天加工和生产高达23,300桶的NGL产品，并连接到Empress的铁路装载基础设施和我们的PPTC管道系统，使NGL能够被运输到萨斯喀彻温省和马尼托巴省的储存和装载终端。

联合教育管道

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

萨斯喀彻温堡建筑群

我们的萨斯喀彻温堡工厂位于艾伯塔省埃德蒙顿附近，是北美主要的NGL枢纽之一。该设施是天然气的接收、储存、分馏和输送设施，并与该地区的其他主要天然气工厂和管道系统相连。该设施的主要资产包括一个分馏厂、12个储藏室，以及卡车和铁路装载能力。我们的萨斯喀彻温堡分馏设施的入口设计能力为每天88,400桶，每天能够生产约44,400桶丙烷、丁烷和凝析油。剩余的生产能力用于生产丙烷和丁烷混合物，通过Enbridge管道系统输送到我们的Sarnia工厂进行进一步分馏。

在萨斯喀彻温堡地区，截至2022年12月31日，我们还持有Keyera Fort Saskatchewan设施约21%的所有权，其中包括约17,300桶/天的分馏能力(我们感兴趣的净值)，以及17个储藏室。2022年12月，我们签署了一项买卖协议，以剥离我们在该设施的权益。这笔交易于2023年2月完成。

萨尼亚地区

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

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商品价格波动和动态市场环境对我们商业模式的影响

从历史上看，原油、天然气和天然气的大宗商品价格波动很大。例如，2022年，即期月NYMEX轻质甜食期货合约(通常称为“WTI”)价格从每桶约71美元的低位到每桶约124美元的高位不等。同样，丙烷和丁烷市场也出现了波动，这从位于得克萨斯州贝尔维尤山上的北美基准价格以及贝尔维尤山上的价格与北美各市场中心实现的价格之间的基差可以看出。

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

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

风险管理

为了对冲涉及我们实物资产的保证金，管理与我们各种商品买卖义务相关的风险，并在某些情况下，在动荡的市场条件下实现递增保证金，我们使用衍生工具。我们还使用各种衍生工具来管理我们面临的利率风险和货币汇率风险。在分析我们的风险管理活动时，我们区分了企业层面的风险和与交易相关的风险。企业级风险是我们核心业务的基础，可以根据管理层对这样做的成本或收益的评估来管理。相反，与交易相关的风险(为获得更高回报而进行交易的风险)并不是我们核心业务所固有的；相反，这些风险是由于从事交易活动而产生的。我们的政策是通过使用金融衍生品来保护我们产生现金流和优化资产盈利能力的能力，而不是试图从交易活动中获利，从而管理我们核心业务固有的企业级风险。我们的大宗商品风险管理政策和程序旨在监控NYMEX、ICE和场外头寸，以及现货量、等级、地点、交割时间表和存储容量，以帮助确保我们的对冲活动解决我们的风险。我们的利率和货币汇率风险管理政策和程序旨在监控我们的衍生品头寸，并确保这些头寸与我们的目标和批准的战略一致。我们有一个风险管理职能，对我们的风险政策负有直接责任和权力, 围绕商业活动和程序以及公司风险管理的某些其他方面的相关控制。我们的风险管理职能部门还通过正式程序批准所有新的风险管理战略。我们批准的战略旨在缓解和管理我们核心业务固有的企业级风险。

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

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信用

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

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

顾客

在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度中，埃克森美孚及其子公司分别占我们收入的20%、15%和12%。截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度，马拉松石油公司及其子公司分别占我们收入的12%和13%。BP P.L.C.在截至2021年12月31日的一年中，其子公司占我们收入的10%。在截至2022年12月31日的三年中，没有其他客户占我们收入的10%或更多。来自这些客户的大部分收入与我们的原油部门商人活动有关，向这些客户的销售发生在多个地点。如果我们失去一个或多个这样的客户，我们就有可能无法以可比的利润率识别和进入替代市场。有关信贷和行业集中风险的讨论，请参阅我们的合并财务报表附注16。

竞争

管道之间的竞争主要基于运输费、通往产区和供应区的通道以及最终用户对原油和天然气的需求。尽管新的管道项目是我们业务的竞争来源，但现有的第三方拥有的管道在我们的运营附近产能过剩，也使我们面临着激烈的竞争，因为通过这些未利用的产能运输增量原油或NGL的运营成本相对较低。在正在建设或已经建设更多基础设施以适应新的或增加的生产或不断变化的产品流的地区，我们在提供所需基础设施解决方案方面面临竞争，以及在产量充分增长或管道退役或转换为替代服务之前，该地区的产能将过度建设的风险。由于二叠纪盆地和其他地区的多条管道扩建，加上新冠肺炎的影响导致预期产量增长出现有意义的变化和延迟，我们目前正在经历对未承诺桶和合同续签的激烈竞争，这对关税和利润率构成了下行压力。产量增长或产量下降的进一步放缓可能加剧这些风险，但我们认为，我们目前的合同期限和我们综合业务模式的结构，加上二叠纪盆地和其他地区的预期原油产量增长，应会部分缓解这些风险。

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

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

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与战略交易有关的持续活动

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

我们通常在签署最终协议后才会宣布交易。在某些情况下，为了保护我们的商业利益或出于其他原因，我们可能会将交易的公开宣布推迟到交易结束或更晚的日期。过去的经验表明，关于潜在交易的讨论和谈判可能会在短时间内推进或终止。此外，我们已达成最终协议的任何交易的完成可能会受到惯例和其他完成条件的制约，这些条件可能最终不会得到满足或放弃。因此，我们不能保证我们目前或未来在任何此类交易方面的努力将会成功，我们也不能保证我们对此类交易的财务预期最终会实现。见第1A项。风险因素--与我们业务相关的风险--收购和剥离涉及可能对我们业务产生不利影响的风险。“

合资企业和共同所有权安排

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

下表汇总了截至2022年12月31日的重要合资企业：

实体
运营类型合资企业
所有权
百分比
BridgeTex管道公司原油管道20%
仙人掌II管道有限责任公司(2)
原油管道 (1)
70%
卡普林管道公司原油管道54%
钻石管道有限责任公司
原油管道 (1)
50%
鹰福特管道有限责任公司
原油管道(1)
50%
鹰福特码头公司Corpus Christi LLC
原油码头和码头(1)
50%
Plains Oryx二叠纪盆地有限责任公司(2) (3)
原油管道及相关资产(1)
65%
红河管道有限责任公司(2) (4)
原油管道(1)
67%
萨德尔霍恩管道公司(4)
原油管道30%
白色悬崖管道有限责任公司原油管道36%
从眨眼到韦伯斯特管道有限责任公司(4)
原油管道16%
(1)资产由Plains运营。
(2)我们以控制权为基础合并实体，我们的合作伙伴的权益被视为非控股权益。
(3)Omog实体拥有Omog JV LLC(“Omog”)57%的权益，Omog是一家拥有一条原油管道的未合并实体。
(4)Entity拥有原油管道中的UJI。
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下表汇总了截至2022年12月31日我们的重要UJI，不包括我们通过合资企业(例如Wink to Webster、Saddlehorn和Red River JV)间接拥有的UJI：
资产类型：
操作		UJI
所有权
百分比
盆地管道(1)
原油管道87%
萨斯喀彻温堡天然气储存和分馏 (2)
NGL设施21% to 48%
科罗伯特存储和管道资产(1)
NGL管道和设施50%
莎草NGL的储存和分级(2)
NGL设施62% to 84%
日出二号管道(1)
原油管道80%
(1)Asset由Plains运营。
(2)其中一些资产由Plains运营。

收购和资产剥离

自1998年首次公开募股以来，收购中游资产和业务一直是我们业务战略的重要组成部分。虽然近年来我们收购活动的步伐有所放缓，但我们继续有选择地分析和寻求收购对我们现有业务具有战略性和互补性的资产和业务。我们还定期审查我们的资产组合，以评估向战略合资伙伴出售非核心资产和/或部分资产权益的可能性，以优化我们的资产组合，并加强我们的资产负债表和杠杆指标。例如，从2016年到2022年12月31日，我们已经完成了几笔总计约20亿美元的收购(这一数字不包括我们于2021年10月成立的二叠纪合资企业的价值)，我们已经完成了资产出售和向战略合资伙伴出售部分资产权益，总额约为46亿美元。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注7。

基本工程项目

我们广泛的资产基础以及我们与价值链上长期行业合作伙伴的关系为我们提供了通过构建补充现有资产基础并扩大或延伸的额外资产来实现有机增长的机会。我们的2023年资本计划包括资本效率高、签约程度高的项目，有助于满足行业需求。

截至2023年12月31日的年度的总投资资本目前预计约为4.2亿美元(我们的权益净额为3.25亿美元)，其中约一半预计将与二叠纪合资企业有关。此外，2023年的维护资本目前预计为2.05亿美元(我们的利息净额为1.95亿美元)。请注意，当前资本成本估计的潜在变化可能是由于(I)项目设计的变化，(Ii)材料和劳动力的最终成本，以及(Iii)由于收到许可或监管批准和天气等不可控因素导致的成本发生的时间。

监管

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

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以下是影响我们运营的某些(但不是全部)法律法规的摘要。除文意另有所指外，此处所指的我们的“设施”包括我们拥有的所有管道、终端、存储和其他资产。

健康、安全和环境法规

一般信息

我们的业务涉及液态和气态碳氢化合物的储存、处理、加工和运输，包括原油和NGL，遵守严格的联邦、州、省和地方法律和法规，管理向环境排放材料或其他与环境和自然资源保护、运营安全和相关事项有关的法律和法规。与整个行业一样，遵守这些法律和法规会增加我们的总体业务成本，包括随着法规的更新或新法规的引用，我们建造、维护和升级设备和设施的资本成本。不遵守这些法律和法规可能会导致对行政、民事和刑事处罚的评估，施加调查或补救义务或招致资本支出，在批准或执行项目时施加限制、延误或取消，以及发布禁令或其他命令，可能使我们受到额外的运营限制。不遵守这些法律法规也可能导致公众对我们的运营或整个行业的负面看法，这可能会对我们开展业务的能力产生不利影响。环境和安全法律法规可能会发生变化，这些变化可能会导致更严格的要求，我们不能保证遵守当前和未来的法律法规不会对我们的运营或收益产生实质性影响。将危险液体或其他材料排放到环境中，如果此类事件没有投保，我们可能会承担巨额费用，包括应对、修复和补救排放造成的任何影响的费用。, 遵守适用法律法规的成本以及因第三方提出的任何索赔而产生的债务或成本。以下是我们的运营所受的一些环境、健康和安全法律法规的摘要。

管道安全/完整性管理

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

美国

根据HLPSA的授权(经不时修订)，PHMSA颁布了法规，要求运输管道运营商实施完整性管理计划，包括频繁检查、纠正某些已发现的异常情况和其他措施，以确保管道泄漏或破裂可能影响高风险区域(称为高后果区)的管道安全。原油和天然气管道的HCA基于人口稠密地区、对环境破坏异常敏感的地区以及商业通航水道。在美国，2022年，我们与检查、测试和纠正已发现的异常相关的成本约为2000万美元。根据目前可用的信息，我们对2023年的初步估计是，我们将产生与我们所需的管道完整性管理计划相关的大约3000万美元的支出。然而，如果实施新的或更严格解释的管道安全要求，可能会产生大量额外费用。除了必要的活动外，我们的诚信管理计划还包括几项旨在预防事故的自愿、多年倡议。2022年与这些自愿倡议有关的成本约为1,400万美元，我们对2023年的初步估计是，我们将产生约1,000万美元的此类成本。

联邦立法导致了对管道安全的更严格的要求，并要求PHMSA制定和通过法规，对管道运营商施加更多的管道安全要求。特别是，国会在过去十年中对HLPSA进行了多次修订，如果这些法规强加的做法超出了我们的运营标准，它们就会增加我们的运营成本。
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交通部已经发布了关于确保受监管设施免受恐怖袭击的指导方针。我们已根据这些准则制定了安全措施和程序，以加强对我们某些设施的保护；然而，我们不能保证这些安全措施将充分保护我们的设施免受攻击。

交通部也普遍采用美国石油学会标准(API)653作为受交通部管辖的地面储油罐的检查、维修、改装和重建的标准。API 653要求对仍在使用中的储罐进行定期检查和维修。在美国，2022年我们与该项目相关的成本为2800万美元。2023年，我们已经预算了大约3500万美元，用于继续遵守API 653和类似的环保局针对不受能源部监管的储罐的新法规。如果我们认为遵守规定的成本将超过储罐的价值，则某些储罐可能会停止使用，并可能建造替代储罐。

此外，我们的运营还可能受到国家管道安全和完整性法规的约束。例如，为了保护州水域和野生动物，加州通过了一项立法，要求位于环境和生态敏感地区附近的危险液体管道的运营商使用最好的可用技术，将漏油中释放的油量降至最低。这些技术包括但不限于，安装泄漏检测技术、自动关闭系统或远程控制分段截止阀。我们在加州的管道业务必须在2023年4月1日之前实施其中某些技术，除非特别豁免。

加拿大

在加拿大，CER和省监管机构对用于碳氢化合物运输和储存的管道和设施的安全和完整性管理进行监管。我们已经并将继续承担与此类监管要求相关的成本。例如，我们继续在加拿大实施管道、设施和洞穴完整性管理计划，以遵守适用的法规要求，并协助我们努力降低风险。2022年，这类诚信管理活动产生的费用约为8500万美元。我们对2023年此类项目的初步估计约为8000万美元。

我们无法预测与加拿大或美国未来额外法规相关的潜在成本。如果实施新的或更严格解释的管道安全要求，可能会产生大量额外费用，并可能施加额外的操作要求和限制。

职业安全与健康

美国

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

加拿大

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

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固体废物

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

有害物质

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

在某些设施中，我们必须遵守环境保护局(“EPA”)的风险管理计划规定。这些法规旨在与OSHA的PSM法规合作，将灾难性泄漏的非现场后果降至最低。法规要求我们制定和实施一项风险管理计划，其中包括五年事故历史、非现场后果分析过程、预防计划和应急计划。

环境修复

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

空气排放

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

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

气候变化倡议

美国

气候变化的威胁继续在美国和世界各地引起相当大的关注。为了监测和限制二氧化碳、甲烷和其他温室气体(“温室气体”)的排放，国际、国家、区域和州各级政府已经提出并可能继续提出许多建议。这些努力包括考虑限额与交易计划、碳税、与气候有关的披露义务，以及直接限制某些来源温室气体排放的法规。这些提议和相关立法可能会增加石油和天然气行业的运营成本，加速摆脱化石燃料的过渡，这反过来可能会减少对我们产品和服务的需求，并对我们的业务和运营结果产生不利影响。

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此外，在美国最高法院裁定温室气体排放构成CAA规定的污染物后，美国环保局通过了一些规则和法规，其中包括对某些大型固定污染源的温室气体排放进行建设和运营许可审查，要求对某些石油和天然气系统来源的温室气体排放进行监测和年度报告，并通过限制排放和燃烧以及实施增强的排放泄漏检测和修复要求来实施新的标准，以减少石油和天然气作业的甲烷排放。我们的两个设施目前受到联邦温室气体报告要求的约束。这些设施包括燃烧温室气体排放和潜在逃逸排放超过报告门槛的设施。我们向美国进口了足够数量的成品燃料产品，因此也需要报告这一活动。近年来，围绕甲烷排放的监管存在相当大的不确定性。例如，总裁·拜登发布了一项行政命令，呼吁美国环保局重新审查特朗普政府期间颁布的有关甲烷的联邦法规，并为石油和天然气行业的现有或新来源建立新的或更严格的标准，包括传输和储存部分，他签署了一项废除特朗普时代规则的某些部分的法律。另外，土地管理局(BLM)也提出了限制联邦土地上石油和天然气作业的排放、燃烧和甲烷泄漏的规则。

在州一级，加利福尼亚州实施了温室气体排放限额和交易计划。加州成品燃料供应商(炼油商和进口商)，包括Plains Marketing和Plains Midstream Canada，必须为在加州销售或进口到加州的成品燃料购买温室气体排放信用额度。

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

加拿大

自2004年以来，温室气体的大型排放者被要求根据加拿大温室气体排放报告计划报告其排放量。自2018年1月1日起，联邦环境和气候变化部将所有设施的温室气体排放量报告门槛从5万吨/年降至10000吨/年。我们的四个设施目前被要求编制年度排放报告。与此报告要求相关的成本不被视为重大成本。加拿大的几个省份，包括我们开展业务的一些省份，已经实施了额外的与气候有关的倡议和法规。

水

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

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

管道的建设或扩建往往需要根据《公约》获得授权，这种授权可能会受到挑战。35年来，美国陆军工程兵团(“兵团”)一直根据名为“全国许可12”(“NWP 12”)的简化全国许可计划授权管道的建设、维护和维修。环保组织不时对石油和天然气管道项目使用NWP 12提出质疑。2020年4月，蒙大拿州联邦地区法院在认定军团的NWP 12未能遵守《濒危物种法》下的咨询要求后，将其撤销，尽管地区法院的命令随后在上诉时受到限制。2021年1月，兵团公布了重新发放的第12个国家工作人员许可证，但这一许可证正在联邦法院受到挑战，理由与2020年4月案件中提起诉讼的理由相同。最近，该兵团宣布将于2022年5月开始对NWP 12进行正式审查。虽然目前尚不清楚这些最新发展的全部范围和影响，但如果我们被迫向兵团寻求个人许可，我们根据新WP 12或其他一般许可获得保险的能力的任何中断都可能导致成本增加和项目延误。
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此外，联邦政府根据《清洁水法》对包括湿地在内的美国水域(“WOTUS”)的适用管辖权仍然存在不确定性。自2015年以来，奥巴马、特朗普和拜登政府领导下的环保局和军团一直在寻求多项规则制定，试图确定这种影响的范围，在几个案例中，联邦法院已经撤销了这些规则制定。联邦地区法院的两项裁决取消了特朗普政府2020年的规则，该规则导致恢复到2015年奥巴马政府修订规则之前的保护措施。环保局和军团最近发布了一项最终规则，将于2023年3月20日生效，根据更广泛的2015年前标准定义WOTUS，并进行额外更新，以纳入最高法院现有的裁决和机构指导。然而，这项新规定已经受到了挑战，德克萨斯州和行业组织于2023年1月18日分别向德克萨斯州联邦法院提起诉讼。此外，环境保护局和兵团已经宣布打算制定一项后续规则，进一步修订WOTUS的定义。此外，预计最高法院还将在2023年年中就用于确定湿地是否为WOTUS的法律测试做出裁决，这一裁决可能会影响监管定义及其更广泛的实施。因此，WOTUS定义的现行边界和实质内容及其对《禁止酷刑公约》范围的影响目前仍不确定。此外，在2020年4月的一项裁决中，美国最高法院裁定，在某些情况下，, 从点源向地下水的排放可能属于CWA的范围，需要获得许可。最高法院驳回了环境保护局和环境保护局的主张，即地下水应完全排除在CWA之外。如果任何新的规则或司法裁决扩大了CWA在我们或我们的客户开展业务的地区的管辖权范围，这种发展可能会推迟、限制或停止项目的批准或开发，导致许可时间延长，或者增加我们和我们客户的运营的合规支出或缓解成本，这可能会降低运营商的生产率。

濒临灭绝的物种

联邦濒危物种法(“欧空局”)和类似的州法律可能会限制可能影响濒危和受威胁物种或其栖息地的勘探、开发和生产活动。欧空局为在美国被列为受威胁或濒危物种的鱼类、野生动物和植物物种提供广泛保护，并禁止捕捞受保护物种。根据《候鸟条约法》、加拿大的《濒危物种法》以及其他类似的州和省法律法规，对候鸟也提供了类似的保护。根据欧空局，联邦机构必须确保它们授权、资助或实施的任何行动不太可能危及列入名单或濒危物种的继续存在，或修改它们的关键栖息地。根据这些法律和其他法律，包括《国家环境政策法》，新项目可能需要审批和环境分析。由此产生的费用和债务与冗长的监管审查和批准要求有关，可能会对这类项目的可行性产生重大负面影响。

其他规例

《交通规则》

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

美国的州际液体法规。根据《州际商法》(ICA)，美国联邦能源管理委员会(FERC)对我们的跨州液体运输共同运输管道业务的费率进行了监管。除非有豁免，否则ICA要求我们在FERC对我们管道上的液体跨州运输保持关税。这些关税规定了我们提供运输服务的费率以及管理这些服务的规章制度。ICA要求液体管道的关税税率，包括原油管道和石油产品管道，是公正和合理的，而不是不适当的歧视性。不遵守《公民权利和政治权利国际公约》的要求可能导致施加民事或刑事处罚，如下所述。

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根据1992年《能源政策法》(《能源政策法》)，在截至《能源政策法》颁布之日止的365天期间内有效的液体管道费率，如果在该365天期间内没有受到投诉、抗议或调查，则根据《能源协议》被认为是公正和合理的。一般而言，只有在申诉人能够证明自《环境保护法》颁布以来，液体管道的经济状况或作为费率基础的服务的性质发生了重大变化的情况下，才能对这种“祖辈”费率提出申诉。EPAct对对液体管道关税规定的质疑没有这种限制，也没有对过分歧视或优惠的规则进行限制。许多FERC监管的液体管道也使用FERC索引方法来改变其费率。对于那些使用FERC索引方法的管道，FERC每五年审查一次索引公式，以确定是否需要改变方法，如果不需要，则确定随后五年期间的适当指数。2022年1月20日，FERC在重审其2020年12月17日的命令时发布了一项命令，建立指数水平，其中委员会降低了本五年期间使用的输油管道的石油定价指数系数。因此，计算了2021年7月1日至2022年6月30日的最高水平，以及2022年7月1日至2023年6月30日的最高水平，以及我们某些液体管道目前有效的最终费率，以考虑到适当的指数系数。一些当事人要求FERC重新审理2022年1月20日的命令，但FERC于2022年5月6日拒绝了这一请求。某些各方已对2022年1月20日和2022年5月6日的FERC命令提出上诉，上诉仍在DC巡回法院待决。FERC还保留了服务成本费率的制定, 以市场为基础的利率和结算利率，作为某些特定情况下可能使用的指数化方法的替代办法。

由于下一个五年指标期的指数化方法在一定程度上与通货膨胀指数挂钩，而不是基于我们的具体成本，因此指数化方法可能会阻碍我们收回成本增加的能力。我们在美国的大部分管道利润都是基于部分或通过与一个或多个托运人达成协议而制定的费率。这些费率仍然由FERC管理，并受到FERC根据ICA提出的质疑或审查和修改。FERC批准利率的方法的变化可能会对我们产生不利影响。此外，对我们的监管利率的挑战可能会向FERC提出，FERC未来就我们的监管利率做出的决定可能会对我们的现金流产生不利影响。

2005年能源政策法“(”EP2005法“)授权联邦能源委员会对违反ICA和FERC条例的行为处以民事处罚，最高金额每年根据通货膨胀进行调整，2023年的最高金额相当于每次违规行为每天15,662美元。如果我们不遵守FERC管理的适用法规、规则、法规和命令，我们可能会受到重罚和罚款。

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

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

卡车运输法规

美国

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

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加拿大

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

有轨电车监管

我们在美国和加拿大拥有并运营多个轨道车辆装卸设施。在这些铁路终点站，我们拥有和租赁了相当数量的火车车厢。我们的轨道车辆运营受交通部联邦铁路管理局(“FRA”)、OSHA以及其他联邦和州监管机构以及加拿大监管机构在加拿大运营的监管管辖。这些监管机构可不时制定新的法规，或修订和更新与有轨电车运输石油和天然气有关的现有法规。

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

土著保护

我们的部分行动涉及历史上分配给各美洲原住民/第一民族部落(“原住民”)的土地，他们可能对自己的土地行使重大管辖权和主权。土著人民还可能有某些条约权利，以及就可能影响到这些土地的项目进行协商的权利。如果这些部落政府被发现对我们活动的土地拥有这种管辖权并选择采取行动，我们的行动可能会受到影响。

运输安全管理局安全指令

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

跨境监管

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

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市场反操纵监管

2009年11月，联邦贸易委员会(“FTC”)根据2007年的“能源独立和安全法案”发布了法规，旨在禁止石油行业的市场操纵。违反规定的人将面临每次违规行为每天高达约140万美元的民事罚款，这取决于联邦贸易委员会的年度通胀调整。2010年7月，美国国会通过了《多德-弗兰克法案》，扩大了商品期货交易委员会(CFTC)的权力，禁止在CFTC监管的市场操纵市场。在原油掉期和期货合约方面，这一权力类似于授予联邦贸易委员会在原油买卖方面的反操纵权力。2011年7月，CFTC发布了最终规则，以实施他们新的反操纵权力。这些规定将对违规者处以最高约123万美元的民事罚款，取决于CFTC的年度通胀调整，或每一次违规行为给个人带来的货币收益的三倍。

操作危险和保险

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

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

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

人力资本

一般信息

我们的主要人力资本管理目标是吸引、留住和发展一支高素质的员工队伍，使我们能够保持和加强符合我们核心价值观的文化。为了支持这一目标，我们寻求通过有竞争力的薪酬、福利和其他计划来吸引、奖励和支持员工；发展员工并鼓励内部人才流动，为员工为未来的关键角色和领导职位做好准备；促进发展多样化、参与性和包容性的工作场所文化；通过投资于技术和系统并提供工具和资源，使员工能够在工作中工作，从而促进效率和高绩效文化。

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作为有限合伙企业，我们没有直接的管理人员和员工。我们的业务和活动由Plains All American GP LLC(“GP LLC”)管理，该公司雇用我们的管理和运营人员(不包括我们的加拿大人员，他们受雇于我们的子公司PMCULC)。截至2022年12月31日，GP LLC和PMCULC在北美雇佣了大约4100人，其中约2900人在美国，约1200人在加拿大。我们大约69%的员工(大约2800名员工)是现场员工，其中包括我们卡车部门的大约800名员工。我们的员工遍布美国25个州和加拿大4个省。大约185名员工被六个独立的集体谈判协议覆盖，这些协议可以在2023年、2024年和2025年重新谈判。

健康与安全

我们的员工是我们最宝贵的资产。我们把员工的健康和安全放在首位，我们致力于保护我们的员工，并以安全、可靠和负责任的方式开展业务。我们通过广泛的教育和培训以及在必要的设备、系统、流程和其他资源上的投资来支持我们对健康和安全的承诺，我们有许多安全计划和活动在我们的运营中共享，例如“危险ID/险些未命中预期计划”沟通、定期和特定情况的安全站台、经验教训分享和所有员工的停工授权。我们也有许多专注于员工健康的计划，包括为员工提供免费精神和行为支持的员工援助计划。此外，为了激励在安全和环境责任领域的绩效，我们的绩效年度奖金计划包括基于可记录伤害率降低的安全部分，以及与我们经历的联邦可报告释放数量减少挂钩的环境责任部分。2022年，我们对这两个领域的目标是基于我们2020年业绩的减排，我们实现或超过了我们的目标，分别削减了约18%和35%，自2018年以来，对于这些指标，我们累计实现了50%以上的减排。此外，我们在2021年成立了新的HSES董事会委员会，为HSES和ESG事务提供额外的监督和视角。

多样性和包容性

我们致力于提供一个专业的工作环境，让所有员工都得到尊重和尊严，并为他们提供平等的机会。为此，我们努力在我们的劳动力中发展包容和多样化的文化，并渴望雇用一支反映我们开展业务的社区多样性的劳动力。截至2022年12月31日，我们总劳动力的大约21%是女性(46%不包括现场员工)，代表性不足的群体约占我们美国劳动力的34%(不包括现场员工39%)。

我们把招聘工作的重点放在了扩大潜在的新招聘人员队伍上，以吸引更多元化的员工队伍。我们正在招聘的学校传统上拥有更多样化的学生群体，并使用招聘工具，允许我们发布空缺职位，以扩大我们的触角，覆盖更大、更多样化的潜在员工候选人群体。

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

培训和领导力发展

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

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优势

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

税务考虑事项摘要

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

合伙状态；现金分配

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

伙伴关系分配

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

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共同单位的基础

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

合伙企业损失扣除的限制

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

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

对于2020年12月31日之后至2029年1月1日之前的纳税年度，公司以外的纳税人的“超额业务损失”限制进一步限制了此类纳税人对损失的扣除。超额业务亏损是指纳税人在该课税年度可归因于该纳税人的行业或业务的扣除总额(不考虑超额业务亏损限额而厘定)，超过该纳税人在该课税年度可归因于该等行业或业务的总收入或收益加上一个起征额。起征额等于250,000美元，或如果纳税人提交联合报税表，则为500,000美元，每种情况下均按适用的通货膨胀调整数增加。不允许的超额业务亏损被视为净营业亏损结转到下一个纳税年度。我们产生的分配给单位持有人的任何损失，如果不受基础、风险或被动损失限制的限制，将包括在确定该单位持有人的交易或业务扣减总额时。因此，我们产生的任何不受其他方面限制的损失将只能用于抵消单位持有人的其他贸易或业务收入加上相当于适用门槛金额的非贸易或业务收入。因此，除门槛金额外，我们的损失不受其他方面的限制，不能抵消单位持有人的非贸易或业务收入(如工资、费用、利息、股息和资本利得)。这一超额业务损失限额将在被动活动损失限额之后适用。

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利息扣除的限制

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

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

第754条选举

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

共同单位的处分

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

州、地方和其他税收方面的考虑

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

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

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免税组织和某些其他投资者对共同单位的所有权

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

根据适用于上市合伙企业的规则，对非美国人的分配须按适用的最高有效税率预扣。此外，对非美国人的分配也将对超过我们累计净收入的任何分配金额征收10%的预扣税。由于计算的复杂性和不清楚如何适用于我们，我们没有为这些目的计算我们的累计净收入，因此我们打算将我们的所有分配视为超过我们的累积净收入，并缴纳10%的预扣税。因此，对非美国人的分配将适用等于最高适用有效税率和10%的综合预扣税率。

此外，在从事美国贸易或业务的合伙企业中，权益的受让人通常被要求扣留转让人变现金额的10%，除非转让人证明该权益不是外国人。虽然合伙人的“变现金额”的确定通常包括合伙人在合伙企业负债中所占份额的任何减少，但财政部条例规定，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”通常是支付给代表转让人进行适用转让的经纪人的总收益金额，因此在确定时将不考虑该合伙人在上市合伙企业的负债中所占份额的任何减少。对于在2023年1月1日或之后通过经纪人进行的上市合伙企业中的利益转移，转让人的经纪人负有扣留义务。潜在的外国单位持有人应咨询他们的税务顾问，了解这些规则对我们共同单位投资的影响。

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

可用信息

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


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第1A项。风险因素

除文意另有所指外，此处所指的我们的“设施”包括我们拥有的所有管道、终端、存储和其他资产。所指的“PAgP实体”包括PAgP、PAgP、Plains All American GP LLC、AAP和PAA GP LLC。根据上下文的需要，对我们的“普通合伙人”的提及包括PAgP实体的任何或全部。所提及的“平原实体”包括我们、我们的子公司和PAGP实体。

风险因素摘要

与我们的业务相关的风险

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

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

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与法律法规相关的风险

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

在美国投资的内在风险

我们的伙伴关系结构存在固有风险，包括但不限于：

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

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

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

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与我们的业务相关的风险

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

钻探活动、原油产量和基准原油价格可能会随着时间的推移而大幅波动，原因很多，包括当前的经济状况、消费者对碳氢化合物最终产品的需求减少、竞争加剧、不利的天气条件、突发公共卫生事件以及影响价格和生产水平的政府法律法规。由于国内或外国石油生产商的行动，原油价格也可能下降--他们可能会采取行动，造成原油供应过剩，并降低基准原油价格。如果生产商减少钻探活动，以应对未来此类价格的下跌、资本市场准入的减少、融资成本的增加或不利的政府或监管行动，包括例如出于环境、地震或其他原因限制钻探活动的联邦、州或地方法律或法规，可能会对当前或未来的产量水平产生不利影响。反过来，这种发展可能会导致我们管道和其他设施的吞吐量减少，这取决于产量下降的程度，可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。

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

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

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

我们在业务的各个方面都面临竞争，不能保证我们将能够有效地与我们的竞争对手竞争。一般而言，竞争来自各种各样的参与者，包括新进入者和现有参与者，以及与日常业务、投资资本项目、收购和合资活动有关的参与者。我们的一些竞争对手拥有比我们多很多倍的资本资源，或者控制着更多的原油、天然气或天然气供应。此外，其他产能严重过剩和财务杠杆较高的竞争对手可能会有动机将运费降至接近可变运营成本的水平，而不考虑它们的投资是否产生了可接受的回报。这些竞争风险使我们更难吸引新客户，使我们面临比现有客户更高的合同续签和客户保留风险，并使以优惠的费率和数量进行再承包更具挑战性，例如，包括我们的某些长距离二叠纪管道。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

我们和我们的某些服务提供商不时受到网络攻击。预计网络攻击的频率和规模将会增加，攻击者正变得更加老练。我们可能无法预测、检测或预防未来的攻击，特别是在攻击者使用的方法经常变化或在启动之前无法识别的情况下，我们可能无法调查或补救事件，因为攻击者越来越多地使用旨在规避控制、避免检测以及移除或混淆法医证据的技术和工具。

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

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

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我们的业务、经营结果、财务状况、现金流和单价可能会受到流行病、流行病或其他公共卫生事件的不利影响。

我们的业务、经营结果、财务状况、现金流和单价可能会受到流行病、流行病或其他公共卫生事件的不利影响。此类事件可能会造成广泛的经济混乱，并导致对原油、天然气和其他石油产品的需求大幅减少，进而可能导致发运、加工、购买、储存、分馏和/或通过使用我们的许多资产而运输、加工、购买、储存、分离和/或收集的原油和天然气数量大幅下降。公共卫生事件的影响取决于我们无法控制的各种因素，包括病毒或病原体的临床严重性和传播性；治疗方法和疫苗的开发、部署、采用和有效性；医疗保健系统和公共卫生基础设施的能力；以及受此类事件影响地区的公共卫生当局、政府和个人的应对措施。

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

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

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

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

机构投资者对我们行业和我们的治理结构的社会和环境成本越来越关注，这可能会对我们从这类投资者那里筹集资金的能力产生不利影响。

近年来，某些金融利益攸关方，包括公共养老基金等机构投资者，越来越重视ESG事项的影响和社会成本。ESG因素在投资者的投资决策中发挥着越来越重要的作用，涉及某些行业或具有某些治理结构的公司，如主有限合伙企业，正受到越来越多的审查。

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


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所有行业的企业都面临着与其ESG实践相关的利益相关者越来越多的关注。不适应或不遵守投资者或利益相关者持续发展的期望和标准的企业，或者被认为没有对日益关注的ESG问题做出适当反应的企业，无论是否有法律要求这样做，都可能遭受声誉损害，并且此类企业实体的业务、财务状况和/或股权价值可能受到实质性和不利的影响。对气候变化的日益关注、社会对公司应对气候变化的期望、投资者对自愿ESG相关披露的期望、强制性ESG披露的增加以及消费者对替代能源形式的需求可能会导致成本增加、对我们处理的服务或产品的需求减少、利润减少、立法和司法审查增加、调查和诉讼、声誉损害，以及对我们进入资本市场的负面影响。我们还可能受到额外的政府调查、私人诉讼或维权运动的影响，因为单位持有人可能试图改变我们的业务或治理做法。

2022年3月，美国证券交易委员会发布了一项拟议规则，要求所有在美上市的上市公司广泛披露气候相关风险，包括财务影响、有形和过渡风险、气候相关治理和战略以及温室气体排放。美国证券交易委员会没有达到自己设定的2022年10月发布最终规则的最后期限，大多数评论人士现在预计最终规则将在2023年发布。虽然这一规则的最终形式和实质及其要求尚不清楚，其对我们业务的最终影响也不确定，但如果最终确定遵守拟议的规则，将导致额外的法律、会计和财务合规成本。此外，加强与气候有关的披露要求可能会加速某些利益攸关方和贷款人限制或寻求对其在某些碳密集型部门的投资提出更严格条件的趋势。

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

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

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

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

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

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

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

我们可能会进入与我们的战略相关的新业务，以参与新兴能源机遇。如果我们不能执行这一战略或有效运营这些新的业务线，我们未来的增长可能会受到限制。这些新的业务可能永远不会发展，或者可能带来我们无法有效管理的风险。

作为我们战略的一部分，我们打算评估重新利用某些未得到充分利用的资产以替代新兴能源机会的潜力。这可能涉及进入新的业务领域，这带来了不同的挑战和风险。我们可能无法执行我们的业务计划，对这些新服务的需求可能不会有大规模或经济规模的发展，或者我们可能无法有效地运营这些业务。此外，我们可能无法与那些也计划进入这些新业务的公司竞争，这些公司可能比我们更大，可能有更多的财政资源投入到这些业务中。这些新业务还可能在法律、税收、安全或环境政策以及其他我们可能无法有效管理的领域提出新的问题。管理层对这些新业务线的风险评估可能不准确，也不能确定或解决我们将面临的所有问题。如果我们不能有效地或根本不能进入这些新的业务线，如果这些新兴能源业务增长并成为能源行业更重要的一部分，可能会限制我们未来的增长。

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

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

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在我们正常的业务活动中，我们面临客户和其他交易对手的信用风险。

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

我们有许多最低数量的承诺合同来支持我们的管道。此外，我们拥有合资企业权益的某些管道拥有最低数量承诺合同。根据这类合同，托运人有义务支付最低运量的运输服务费，无论这种运费是否实际发运(通常称为欠款)，条件是收到的信用证如果在某一日期前没有使用，通常会失效。虽然这种合同提供了更大的收入确定性，但如果适用的托运人未能运输所需的最低数量并被要求支付欠款，根据适用的会计规则，与这种欠款相关的收入可能在适用的运输信用到期或使用之前无法确认。与托运人在最低数量合同下不履行合同相关的递延收入可能会很大，并可能对我们的盈利能力和收益产生不利影响。

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

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

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

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

收购和资产剥离涉及可能对我们的业务产生不利影响的风险。

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

收购还涉及潜在风险，包括：

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

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

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

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

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

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

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

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

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

虽然我们将保险范围维持在我们认为合理和审慎的水平，但我们不能保证我们目前的保险水平足以弥补我们已经发生或未来可能发生的任何损失，无论是由于免赔额、承保范围挑战或其他限制。此外，过去几年来，随着我们业务活动的规模和范围不断扩大，现有保险市场的广度和深度都出现了收缩。由于这些因素和其他市场状况，以及我们过去经历了几次事故，某些保单的保费和免赔额大幅增加。因此，我们不能保证我们将来能够以我们认为在商业上合理的费率或其他条件维持足够的保险。此外，尽管我们认为我们目前保持了足够的保险范围，但保险不会涵盖可能发生的许多类型的中断或事件，也不会涵盖与我们的运营相关的所有风险。此外，任何此类保险的收益可能不会及时支付，如果发生此类事件，可能会不足。如果发生重大事件，其后果不在保险范围之内或没有得到充分保险，或者重大保险索赔的支付出现重大延误或被拒绝，都可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。关于我们901行事故保险应收帐款的讨论，请阅读第7项。“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--关键会计政策和估计--第901行应收意外保险”和合并财务报表附注19。

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

截至2022年12月31日，我们未偿还的综合债务的面值约为85亿美元(不包括未摊销折扣和约4600万美元的债务发行成本)，其中包括约73亿美元的长期债务面值(包括优先票据和融资租赁债务)和约12亿美元的短期借款。截至2022年12月31日，我们拥有约30亿美元的可用流动资金，包括现金和现金等价物以及我们的高级无担保循环信贷安排和高级担保对冲库存安排下的可用借款能力，但须继续遵守公约。较低的调整后EBITDA可能会增加我们的杠杆率，并有效地降低我们产生额外债务的能力。

我们目前或未来的债务数额可能会对我们的业务产生重大影响，其中包括：

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

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

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

利率上升可能会对我们的业务和我们单位的交易价格产生不利影响。

截至2022年12月31日，我们合并债务的面值约为85亿美元(不包括约4600万美元的未摊销折扣和债务发行成本)，基本上所有债务都是以固定利率计算的。由于我们的商业票据借款的短期性质以及我们的信贷安排的浮动利率，我们面临着市场风险。我们的经营业绩、现金流和财务状况可能会受到利率高于当前水平的大幅上升的不利影响。此外，利率上升可能会增加与储存对冲原油和NGL库存相关的利息成本，从而对我们的商业活动产生不利影响。此外，我们B系列优先股的分配在每个分配期内按清算优先选项的百分比累积，该百分比等于适用的三个月LIBOR(或，如果终止，则由计算代理确定的替代或后续利率)，外加4.11%的利差。此外，我们共同单位的交易价格可能对利率的变化很敏感，任何利率上升都可能对该交易价格产生不利影响。

货币汇率的变化可能会对我们的经营业绩产生不利影响。

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

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

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

长期资产的减值可能会减少我们的收益。

截至2022年12月31日，我们拥有约153亿美元的净财产和设备，9.61亿美元的线材，31亿美元的按权益会计方法计入的投资，以及约21亿美元的无形资产净资产在资产负债表上资本化。公认会计准则要求在某些情况下评估减值，包括当有迹象表明财产和设备的账面价值可能无法追回时。如果我们确定我们的任何财产和设备、管线填充、无形资产或权益法投资受损，我们可能被要求立即计入收益，这可能会对我们的经营业绩产生不利影响，相应地减少合作伙伴的资本，并增加以债务与总资本之比衡量的资产负债表杠杆。见第7项。“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--关键会计政策和估计”，以进一步讨论我们的会计政策和与减值相关的估计的使用。在截至2022年12月31日的年度内，我们确认了约3.3亿美元的非现金减值费用，与加州某些长期原油资产的减记有关。有关这些减值的更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注6。

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我们的某些业务依赖于第三方资产的使用或可用性。

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

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

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

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

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

我们并不拥有我们的管道和设施所在的所有土地，这可能会导致我们的运营中断。

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

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

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

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

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供应链中断以及商品、材料、产品和运输价格上涨，可能会使及时以可接受的价格获得足够数量的高质量材料变得更具挑战性。如果我们无法获得这些材料，可能会对我们建设新基础设施以及运营和维护现有资产的能力产生实质性的不利影响。

此外，我们业务中使用的一些材料是进口的。现有和未来的进口关税和配额可能大幅增加我们采购进口或国产钢材的成本，和/或在采购符合我们要求的技术规格的足够数量的钢材方面造成短缺或困难。我们的建造和维护成本大幅增加，或我们完成基础设施项目的能力出现任何重大延误，都可能对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生重大不利影响。

与法律法规相关的风险

我们的业务必须遵守与保护环境(人员、财产和自然资源)、业务安全、气候变化和可能使我们承担重大成本和责任的相关事项有关的法律和法规。影响我们业务的现行法律法规可能会发生变化，未来我们可能会受到额外的法律、行政命令和法规的约束，这可能会对我们的业务产生不利影响。

我们的业务涉及液态碳氢化合物的储存、处理、加工和运输，包括原油、NGL和精炼产品，必须遵守严格的联邦、州和地方法律法规，以管理向环境排放材料。我们的业务还受到与环境保护、自然资源、业务安全、气候变化和相关事项有关的法律和法规的约束。遵守这些法律法规可能会增加我们开展业务的总体成本，包括我们建造、维护和升级设备和设施的资本成本。此外，新的或额外的法律法规、对现有要求的新解释或我们运营中的变化可能会引发适用于我们运营的新的许可要求，这可能会导致我们开发计划的成本增加、延迟或实施权利被剥夺。不遵守任何此类法律和法规可能会导致对行政、民事和刑事处罚的评估，施加调查或补救义务或招致资本支出。任何此类失败也可能导致在批准或执行项目方面施加限制、延误或取消，或发布禁令，使我们受到额外的业务要求和限制，或要求对财产或人员进行损害赔偿。适用于我们业务的法律和法规可能会受到相关政府机构的更改和解释，包括我们目前有资格获得的豁免可能会以需要我们产生大量额外合规成本的方式进行修改或更改。我们的业务和运营也可能受到新的或额外的法律或法规的约束。例如, 总裁·拜登已将应对温室气体排放引发的气候变化作为其政府的一项优先事项，并已经发布、并可能继续发布行政命令或其他监管举措，以追求他的监管议程，这些监管议程可能会限制石油和天然气的生产和运输。潜在的例子包括限制油井和天然气井压裂的法律、规则、行政命令或法规，限制在天然气生产期间对联邦财产进行燃烧和排放，限制或禁止在联邦土地和近海水域租赁石油和天然气，增加对管道基础设施和液化天然气出口设施的建设和许可的要求，以及进一步限制石油和天然气设施的温室气体排放。任何对我们不利的新法律、行政命令或法规，或对现有法律或法规的更改或解释，都可能对我们的运营、收入、费用和盈利产生重大不利影响。

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

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

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

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

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

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

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

我们的加拿大管道受到CER和省级当局的监管。根据加拿大能源监管法案，CER可以在提交通行费或关税申请或提交书面投诉后主动调查与管辖管道有关的费率或服务条款和条件。如果CER发现与这类管道有关的费率或服务条款不公平或不合理或不公正的歧视性，CER可以要求我们更改费率，向其他托运人提供准入，或更改我们的服务条款。省级当局可以应托运人或其他相关方的申请，调查与我们的省级监管的专有管道有关的关税费率或我们的服务条款和条件。如果它发现我们的费率或服务条款违反了法定要求，它可以施加它认为合适的条件。省级当局可以宣布一条管道为公共运输管道，并要求我们改变费率，向其他托运人提供通道，或以其他方式改变我们的服务条款。关税税率的任何降低都将导致收入和现金流减少。
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我们的一些业务跨越了美国/加拿大边境，受到跨境监管。

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

我们买卖原油、天然气和天然气，以及对冲活动，使我们面临潜在的监管风险。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

水力压裂是一种重要而常见的做法，用于从非常规地质地层中刺激碳氢化合物的生产。这一过程涉及在压力下向地层中注入水、沙子和化学物质，以压裂围岩并刺激生产，通常由国家和省级石油和天然气委员会监管。水力压裂仍然是一种有争议的做法，导致了对水力压裂过程的更严格的审查和监管，包括联邦和州机构以及地方市政当局。我们不进行水力压裂，但我们资产上流动的大部分产量都是在水力压裂的好处下生产的。已经有各种立法和监管建议来禁止、限制或更严格地监管各种形式的水力压裂；例如，加利福尼亚州州长在2021年4月发布了一项命令，指示保护部地质能源管理部启动监管行动，在2024年1月之前停止发放新的水力压裂许可证。此外，拜登政府推行的政策举措导致暂停新的石油和天然气租赁，更严格的排放和运营法规，以及提高联邦土地和水域上石油和天然气作业的特许权使用费。这些行动以及限制水力压裂或以其他方式限制生产商钻探或完井能力的任何其他立法、行政命令或监管举措可能会减少美国或加拿大的原油和天然气产量，从而可能导致对我们的运输、终端和存储服务以及我们的商人活动的需求减少。

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

我们和我们的客户的运营受到一系列风险的影响，这些风险来自气候变化的威胁、节能措施或刺激替代能源需求的举措，这些举措可能导致运营成本增加，对可能发生石油和天然气生产的地区进行限制，以及对原油和天然气的需求减少。气候变化威胁带来的风险、燃料节约措施、政府对可再生能源的要求、消费者对替代能源日益增长的需求，以及燃油经济性和能源发电设备方面的技术进步，可能会创造新的竞争条件，导致对我们客户生产的原油和天然气以及我们提供的服务的需求减少。通过和实施任何国际、联邦、地区或州立法、行政行动、法规或其他监管和政策倡议，对石油和天然气行业的温室气体排放施加更严格的标准，限制该行业可能生产原油和天然气或产生温室气体排放的领域，加强对环境许可的审查或推迟此类许可审查，或要求加强此类温室气体排放和其他与气候有关的信息的披露，可能会导致合规成本增加，如果传递给客户，还可能导致化石燃料消费成本增加，从而减少对原油和天然气的需求。我们的服务也是如此。对原油和天然气服务和产品需求变化的潜在影响可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。此外，政治、金融和诉讼风险可能会导致我们限制, 推迟或取消开发活动和新项目，对气候变化造成的基础设施损坏承担赔偿责任，或损害继续以经济方式运作的能力。

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随着一些城市、地方政府和其他原告向州或联邦法院对各种石油和天然气公司提起诉讼，诉讼风险也在增加，指控这些公司生产导致气候变化及其影响(如海平面上升)的燃料，从而造成公共滋扰，从而对道路和基础设施造成破坏，或者指控这些公司意识到气候变化的不利影响已有一段时间，但通过未能充分披露这些影响欺骗了投资者。如果Plains成为任何此类诉讼的目标，我们可能会招致责任，在涉及社会压力或政治或其他因素的情况下，可以施加责任，而不考虑所声称的损害的原因或贡献，或其他减轻因素。卷入此类案件可能会产生不利的声誉影响，任何此类案件的不利裁决都可能对我们的运营和财务状况产生不利影响。

具有重大物理影响的气候变化，如风暴、干旱、洪水和其他气候事件的频率和严重程度增加，以及温度和降水模式的变化，可能会对我们的资产造成有形损害或扰乱我们的供应链，从而可能对我们的运营产生不利影响。此外，气象条件的变化，特别是温度的变化，可能会导致对能源或我们客户生产的需求的数量、时间或地点的变化，这可能会减少对我们服务的需求。虽然我们对气候条件变化的考虑和在设计中纳入安全系数的目的是为了减少气候变化和其他事件可能带来的不确定性，但我们减轻这些事件不利影响的能力在一定程度上取决于我们设施的有效性，特别是那些位于沿海或洪水易发地区的设施，以及我们的备灾和应对措施以及业务连续性规划，这些可能没有考虑到或准备好应对每一次可能发生的情况。

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

与保护受威胁和濒危物种或关键栖息地、湿地和自然资源有关的法律和法规可能会延误、限制或禁止我们和我们客户的运营，并导致我们或我们的客户产生巨额成本，可能对我们的运营结果产生重大不利影响。

在美国，制定了《濒危物种法》(“ESA”)和类似的州法律来保护濒危和受威胁的物种。根据欧空局，如果一个物种被列为受威胁或濒危物种，可能会对可能对该物种的栖息地造成不利影响的活动施加限制。根据《候鸟条约法》、加拿大的《濒危物种法》和类似的省级法律法规，候鸟也得到了类似的保护。我们的一些行动是在已知存在受保护物种或其栖息地的地区进行的，我们的发展计划不时在这些地区受到影响。我们可能有义务制定和实施计划，以避免对受保护物种及其栖息地产生潜在的不利影响，并且我们可能会被推迟、限制或禁止在某些地点或某些季节进行作业，例如繁殖和筑巢季节，当我们的作业可能对物种产生不利影响的时候。此外，在我们或我们的客户开展业务的地区，指定以前未受保护的物种或将未受保护的物种重新指定为受威胁或濒危物种，可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或者可能导致我们客户的开发和生产活动受到延误、限制或禁止，从而可能对我们的运营结果产生重大不利影响。

在美国投资的内在风险

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

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

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现金分配不受保证，可能会随着我们的业绩和财务储备的建立而波动。

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

我们的首选单位拥有不同于我们共同单位持有人的权利、优惠和特权，而且优先于我们共同单位持有人的权利。

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

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

单位持有人可能无法删除我们的普通合伙人，即使他们希望这样做。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

我们的普通合伙人和我们或单位持有人之间可能会产生利益冲突。

这些冲突可能包括以下方面：

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

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

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

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

与投资我们的债务证券有关的风险

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

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

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我们的杠杆可能会限制我们借入额外资金、遵守债务条款或利用商机的能力。

与我们合作伙伴的资本相比，我们的杠杆作用很大。截至2022年12月31日，我们未偿长期债务总额的面值约为73亿美元，未偿短期债务总额的面值约为12亿美元。我们将被禁止在我们的任何债务违约期间进行现金分配。我们的信贷安排和其他债务工具的各种限制可能会降低我们产生额外债务、进行某些交易和利用商业机会的能力。对我们当前债务的任何后续再融资或任何新的债务都可能有类似或更大的限制。

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

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

由于缺乏有组织的交易市场，转让我们的债务证券的能力可能会受到限制。

我们的债务证券没有在任何证券交易所或证券市场上市交易，我们目前也不打算申请任何此类上市。任何债务证券市场的流动资金，将视乎持有该等债务证券的人数、证券交易商买卖该等债务证券的兴趣，以及其他因素而定。因此，我们不能保证任何债务证券市场的发展、持续或流动性。

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

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

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

与公司不同的是，我们的合伙协议要求我们每季度将可用现金的100%分配给我们的单位持有人。可用现金通常被定义为我们在每个季度末手头的所有现金和现金等价物减去我们普通合伙人为未来需求而建立的准备金。我们的可用现金还包括季度结束后借款产生的手头现金。我们的普通合伙人将决定此类分配的金额和时间，并拥有广泛的自由裁量权，可以建立和增加我们的准备金或我们经营合伙企业的准备金，数额由普通合伙人根据其合理酌情权确定为必要或适当的：

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

单位持有人的税务风险

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

对我们部门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美国联邦所得税目的的合伙企业。像我们这样的上市合伙企业可以被视为符合美国联邦所得税目的的公司，除非它满足1986年修订后的美国国税法第7704节所定义的“合格收入”要求。根据我们目前的业务和现行的财政部法规，我们相信我们满足了合格的收入要求。然而，对于我们作为合伙企业在美国联邦所得税方面的待遇，还没有也不会要求做出任何裁决。不符合资格收入要求或现行法律的变化可能会导致我们被视为美国联邦所得税目的的公司，或以其他方式使我们作为一个实体纳税。

如果出于美国联邦所得税的目的，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美国联邦所得税，并可能按不同的税率缴纳州所得税。我们对单位持有人的分配通常会像公司分配一样再次征税，任何收入、收益、损失或扣减都不会流向我们的单位持有人。由于我们作为一家公司将被征税，可用于分配给我们单位持有人的现金将大幅减少。因此，将我们作为一家公司对待将导致我们单位持有人的现金流和税后回报大幅减少，可能导致我们单位的价值大幅下降。

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

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

目前美国联邦所得税对包括我们在内的上市合伙企业或对我们单位的投资的待遇，可能随时会因行政、立法或司法变化或不同的解释而被修改。国会议员提议并考虑对现行美国联邦所得税法进行实质性修改，这些修改将影响公开交易的合伙企业，包括取消我们有资格享受合伙企业税收待遇的提议。
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此外，财政部已经发布了法规，未来也可能发布，解释那些影响公开交易合伙企业的法律。不能保证美国联邦所得税法或财政部对合格收入规则的解释不会进一步改变，从而可能影响我们未来作为合伙企业的资格。

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

非美国单位持有者将在拥有我们单位的收入和收益方面受到美国税收和扣缴。

非美国单位持有人通常对与美国贸易或企业有效相关的收入(“有效相关收入”)征税，并遵守美国的所得税申报要求。分配给我们单位持有人的收入和出售我们单位的任何收益通常被认为与美国的贸易或业务“有效相关”。因此，对非美国单位持有人的分配将被征收适用的最高有效税率的预扣，出售或以其他方式处置单位的非美国单位持有人也将就出售或处置该单位所实现的收益缴纳美国联邦所得税，前提是该收益实际上与非美国单位持有人的美国交易或业务有关。除了对有效关联收入的分配征收预扣税外，对非美国单位持有人的分配也将对超过我们累计净收入的任何分配金额征收10%的预扣税。由于计算的复杂性和不清楚如何适用于我们，我们没有为这些目的计算我们的累计净收入，因此我们打算将我们的所有分配视为超过我们的累积净收入，并缴纳10%的预扣税。因此，对非美国单位持有人的分配将被征收等于最高适用有效税率和10%之和的综合预扣税率。

此外，在从事美国贸易或业务的合伙企业中，权益的受让人通常被要求扣留转让人变现金额的10%，除非转让人证明该权益不是外国人。虽然合伙人的“变现金额”的确定通常包括合伙人在合伙企业负债中所占份额的任何减少，但“财政条例”规定，在转让上市合伙企业的权益时，“变现金额”通常是支付给代表转让人进行适用转让的经纪人的总收益金额，因此在确定时将不考虑该合伙人在上市合伙企业的负债中所占份额的任何减少。对于在2023年1月1日或之后通过经纪人进行的上市合伙企业的权益转让，转让人的经纪人负有扣留义务。潜在的外国单位持有人应咨询他们的税务顾问，了解这些规则对投资我们单位的影响。

普通单位持有人的税务风险

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

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

美国国税局尚未就我们作为美国联邦所得税合伙企业的地位或任何其他影响我们的问题做出决定。国税局或国税局可能会采取与我们不同的立场，或对我们进行的国家间分配提出质疑。可能有必要诉诸行政或法院程序来维持我们所采取的部分或全部立场。法院可能不会同意我们的部分或全部立场。与美国国税局或CRA的任何竞争都可能对我们共同单位的市场及其交易价格产生实质性的不利影响。此外，我们与美国国税局或CRA竞争的任何成本以及需要支付的任何增值税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销或偿债的现金。有关公司间交易的CRA挑战的其他信息，请参见附注15。

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

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

出售我们共同单位的应税收益或亏损可能比预期的要多或少。

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

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

单位持有人扣除我们所产生的利息支出的能力可能受到限制。

一般来说，我们有权扣除在我们的纳税年度内可适当分配给我们的贸易或业务的债务所支付或应计的利息。然而，在2017年12月31日之后的纳税年度中，我们对“业务利息”的扣除仅限于我们的业务利息收入和“调整后的应税收入”的30%之和。就这一限制而言，我们的调整后应纳税所得额的计算不考虑任何业务利息支出或业务利息收入。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

由于没有具体的规则来规范借出合伙企业权益的美国联邦所得税后果，因此其共同单位是证券贷款标的的单位持有人可能被视为已处置了借出的单位。在这种情况下，在向卖空者提供贷款期间，单位持有人可能不再因税务目的而被视为那些共同单位的合伙人，单位持有人可以确认从这种处置中获得的收益或损失。此外，在贷款期间，我们与这些共同单位有关的任何收入、收益、损失或扣除可能不会被单位持有人报告，单位持有人收到的关于这些共同单位的任何现金分配可能会像普通收入一样全额纳税。希望确保其作为合伙人的地位并避免从证券贷款中获得承认的风险的单位持有人应咨询税务顾问，以确定是否可取地修改任何适用的经纪账户协议，以禁止他们的经纪人借入他们的共同单位。
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我们通常在每个月的第一天，根据我们单位的所有权，而不是根据特定单位的转让日期，在我们单位的转让人和受让人之间按比例分配我们的收入、收益、损失和扣除项目。美国国税局可能会对这种待遇提出质疑，这可能会改变我们的单位持有人之间收入、收益、损失和扣除项目的分配。

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

我们非美国业务的应税收入没有资格享受合格上市合伙企业收入20%的扣除额。

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

B系列优先股持有人的税务风险

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

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

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

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

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

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

项目1B。未解决的员工意见

没有。

第三项。法律诉讼

本项目所需资料载于本公司合并财务报表附注19，并以引用方式并入本文。

第四项。煤矿安全信息披露

不适用。

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第II部

第五项。注册人普通单位、相关单位持有人事项和发行人购买股权证券的市场

市场信息、持有者和分配

我们的共同单位在纳斯达克全球精选市场上市和交易，代码为“PAA”。截至2023年2月14日，共有698,390,006个普通单位未结清，约有103,000个记录保持者和实益所有者(以街道名义持有)。

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

第一季度第二季度第三季度第四季度
2022$0.2175 $0.2175 $0.2175 $0.2675 
2021$0.1800 $0.1800 $0.1800 $0.1800 

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

性能图表

下图比较了我们普通单位的总单位收益表现与以下表现：(I)标准普尔500指数(S&P500)和(Ii)Alerian Midstream Energy Index(AMNA)。AMNA是由北美能源基础设施公司组成的基础广泛的复合体，为投资者提供了这一资产类别的全面基准。该图表假设从2017年12月31日开始，向我们的共同单位和每个比较指数投资了100美元，所有分配都按季度进行了再投资。

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1070423/000107042323000006/paa-20221231_g5.jpg

12/31/201712/31/201812/31/201912/31/202012/31/202112/31/2022
PAA$100.00 $102.34 $100.01 $49.18 $60.09 $81.52 
S&P 500$100.00 $95.62 $125.72 $148.85 $191.58 $156.89 
安纳$100.00 $86.71 $107.56 $82.43 $114.10 $138.67 

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

最近出售的未注册证券

没有。

发行人购买股票证券

没有。

现金分配政策

根据我们的合伙协议，在向我们的优先股持有者分配后，我们将在每个季度结束后45天内将剩余的可用现金分配给我们的普通单位持有者。可用现金通常被定义为，在清算前的任何季度结束时，我们在每个季度末手头的所有现金和现金等价物减去我们普通合伙人合理酌情建立的准备金，以：

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

我们的可用现金还包括季度结束后借款产生的手头现金。

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

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

项目6.保留

第7项。   管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析

引言

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

我们的讨论和分析包括以下几点：

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

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项目7对我们2021年至2020年的业务结果和业绩衡量进行了比较讨论。我们于2022年3月1日向美国证券交易委员会提交的截至2021年12月31日的10-K表格年度报告中包含了《管理层对财务状况和经营成果-经营成果的讨论和分析》。

执行摘要

公司概述

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

市场概述与展望

原油和其他石油液体由世界各地的生产商供应给全球市场，其中大部分来自石油输出国组织(欧佩克)、俄罗斯联邦和北美生产商等。下图描绘了自2018年初以来全球原油和其他石油液体的供应与需求之间的关系，以及美国能源情报署(EIA)截至2023年1月的短期能源展望：

世界液体燃料生产与消费平衡(1)
(以百万桶/天为单位)
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1070423/000107042323000006/paa-20221231_g6.jpg
(1)每季度生产和消费的桶。

2022年底的全球原油需求接近COVID之前的水平，EIA和其他第三方预测，到2023年下半年，需求将超过2019年的水平，并在可预见的未来继续增长。我们认为，这种需求增长，再加上多年来上游投资减少、欧佩克继续遵守纪律以及西方对俄罗斯石油实施制裁的背景，可能会进一步加剧2022年出现的许多供应担忧。这包括全球市场吃紧和大宗商品价格持续波动。因此，我们预计北美能源供应将在满足全球需求方面发挥关键的长期作用，二叠纪盆地将在未来几年推动美国产量增长的绝大多数。

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正是在这种宏观背景下，我们预计在我们现有的资产基础和综合业务模式的支持下，我们将在多年的基础上产生显著的正自由现金流。我们的财务战略和长期资本分配框架专注于通过以下方式产生有意义的多年自由现金流和提高股东回报：(I)增加股权持有人的资本回报，主要是通过增加分配；(Ii)进行有纪律的增值投资；(Iii)保持投资级信用状况并确保资产负债表的灵活性。

经营成果一览

在2022年期间，我们通过采取行动进一步优化我们的资产基础和精简运营，继续积聚动力并加强我们的长期定位。在截至2022年12月31日的一年中，我们确认PAA的净收入为10.37亿美元，而在截至2021年12月31日的一年中，PAA的净收入为5.93亿美元。与2021年同期相比，我们2022年的运营业绩有所增长，这主要是由于我们的NGL部门的利润率更有利，以及由于更高的关税数量和更高的产量和大宗商品价格导致的更高的亏损准备金收入，来自我们原油管道的收益增加。然而，这些项目被受益于2021年期间的期货溢价对冲货币化、2021年第三季度出售我们的天然气储存设施以及2022年期间现场运营成本上升的影响部分抵消，主要是由于(I)与901线事件相关的估计成本增加，以及(Ii)2021年第一季度确认的2021年2月极端冬季天气事件(“冬季风暴URI”)导致的对冲电力成本的相关收益。

此外，2022年的业绩包括2.69亿美元的资产出售和资产减值净亏损，主要与我们某些加州原油资产的减值有关，而2021年的业绩中包括5.92亿美元的资产销售和资产减值净亏损，其中大部分与我们天然气储存设施的减记有关，这些设施被归类为第二季度持有待售，并在第三季度出售。2022年期间还包括约3.46亿美元的净收益，主要与我们之前持有的仙人掌II的65%权益重新计量为公允价值有关，这与我们于2022年11月收购仙人掌II额外5%的权益有关。

有关进一步讨论，请参阅下面的“-运营结果”部分。

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经营成果

合并结果

下表概述了我们根据GAAP计算的综合财务结果(单位为百万，单位数据除外)：

截至十二月三十一日止的年度：方差
20222021$%
产品销售收入$55,948 $40,883 $15,065 37 %
服务收入1,394 1,195 199 17 %
采购及相关费用(53,176)(38,504)(14,672)(38)%
现场运营成本(1,315)(1,065)(250)(23)%
一般和行政费用(325)(292)(33)(11)%
折旧及摊销(965)(774)(191)(25)%
资产出售和资产减值收益/(损失)，净额(269)(592)323 55 %
未合并实体的权益收益403 274 129 47 %
对未合并实体的投资收益/(亏损)，净额346 2 344 **
利息支出，净额(405)(425)20 5 %
其他收入/(支出)，净额(219)19 (238)**
所得税费用(189)(73)(116)(159)%
净收入1,228 648 580 90 %
可归因于非控股权益的净收入(191)(55)(136)(247)%
可归因于PAA的净收入$1,037 $593 $444 75 %
普通单位的基本和摊薄净收入$1.19 $0.55 $0.64 **
未偿还的基本和稀释加权平均公用事业单位701 716 (15)**
**表示差异作为百分比没有意义。

收入和购买量

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

我们的大部分销售和购买都与西德克萨斯中质油(WTI)挂钩。下表列出了过去两年NYMEX WTI原油基准价格的范围(以美元/桶为单位)：

纽约商品交易所西德克萨斯中质原油
原油价格
于截至十二月三十一日止年度内，低高平均值
2022$71 $124 $94 
2021$48 $85 $68 

与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度产品销售收入和购买量有所增加，这主要是由于2022年价格上涨。

69
目录表
财务报表索引

与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度来自服务的收入增加，主要原因是2022年的价格和销量增加(其中一部分与最近完成的收购和合资交易的贡献有关)，但被2021年第三季度出售我们的天然气储存设施的影响部分抵消。

关于净收入(收入减去采购和相关成本)的进一步讨论见下文“-经营部门分析”部分。

现场运营成本

见下文“--业务部门分析”一节中关于现场业务成本的讨论。

一般和行政费用

与截至2021年12月31日止年度相比，截至2022年12月31日止年度的一般及行政开支增加，主要是由于(I)与员工有关的成本，包括因计划假设的改变及较高的共同单价(其中一部分不包括在经调整EBITDA及分部经调整EBITDA的计算中)而增加的按权益指数计算的薪酬开支，(Ii)由于进行中的系统整合工作而增加的信息系统成本及(Iii)因上一年度的营运成本减少而导致的写字楼租金上升，但被(Iv)上一年度与成立二叠纪合资公司有关的成本部分抵销。

折旧及摊销

与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度的折旧和摊销费用增加，主要是由于以下资产的折旧和摊销费用：(I)Oryx Midstream Holdings LLC(“Oryx Midstream”)在组建二叠纪合资企业时贡献的折旧和摊销费用，以及(Ii)与我们收购仙人掌II额外权益有关的合并。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注7。

资产销售收益/(亏损)和资产减值净额

2022年资产出售和资产减值的净亏损主要包括(I)2022年第四季度确认的与加州某些原油资产有关的3.3亿美元非现金减值费用，(Ii)出售加州长滩以及903号线901号线和西斯夸克至宾特兰部分土地和相关资产确认的收益，其中一部分涉及向购买者转移资产报废义务。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注6和附注7。

2021年资产出售和资产减值的净亏损主要包括(I)由于市场状况变化导致对我们服务的需求减少，在第三季度确认的与某些原油储存终端资产减记有关的约2.2亿美元非现金减值费用，(Ii)与分类为待售的松树草原和南松天然气储存设施减值有关的约4.75亿美元非现金减值费用(这些资产于2021年8月出售)，及(Iii)与资产交换协议(“资产交易所”)有关的收益1.06亿元，该协议涉及出售我们在加拿大的一条原油管道，以换取若干Empress天然气加工厂的额外权益。

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

未合并实体的权益收益

见下文“--经营分部分析”中关于未合并实体的权益收益的讨论。

未合并实体投资收益/(亏损)，净额

于2022年第四季度，吾等确认(I)与我们于2022年11月收购仙人掌II额外5%权益而将先前持有的仙人掌II的65%权益重新计量至公允价值相关的收益3.7亿美元，及(Ii)与二叠纪合营公司为换取Omog额外权益而贡献的资产的公允价值与历史账面价值之间的差额相关的亏损2500万美元。有关这些交易的更多信息，请参阅我们的合并财务报表的附注7和附注9。

70
目录表
财务报表索引

利息支出，净额

利息支出主要受以下因素影响：

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

下表汇总了影响利息费用差异的组件(除百分比外，以百万计)：

平均值
Libor/Sofr
加权平均
利率(1)
截至2021年12月31日止年度的利息开支$425 0.1 %4.2 %
优先票据作废的影响(22)
资本化利率下降的影响13 
利率互换的影响(7)
其他(4)
截至2022年12月31日止年度的利息开支$405 1.9 %4.3 %
(1)不包括承诺费和其他费用。

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

其他收入/(支出)，净额

下表汇总了影响其他收入/(支出)、净额(以百万为单位)的组成部分：

截至十二月三十一日止的年度：
20222021
优先分配率重置期权嵌入衍生工具按市价调整的收益/(损失)(1)
$(189)$14 
外币重估净收益/(亏损) (2)
(36)3 
其他6 2 
$(219)$19 
(1)有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注13。
(2)本报告所述期间的活动主要与美元兑加元汇率变化对公司间非长期净投资部分的影响有关。

所得税(费用)/福利

与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度的净不利所得税差异主要是由于受我们加拿大业务按市值计价的衍生品估值波动的影响，收入同比增加所致。

71
目录表
财务报表索引

非控制性 利益

截至2022年12月31日止年度的非控股权益应占金额较截至2021年12月31日止年度增加，原因是(I)二叠纪合营公司于2021年10月成立及(Ii)仙人掌II于2022年11月合并。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注7。

非公认会计准则财务指标

为了补充我们根据公认会计原则提供的财务信息，管理层在评估过去业绩和未来前景时使用了称为“非公认会计原则财务衡量标准”的额外衡量标准，并评估了可用于分配、债务偿还、普通股回购和其他一般合伙目的的现金数额。管理层使用的主要额外计量为经调整EBITDA、归属于PAA的经调整EBITDA、隐含可分配现金流量(“DCF”)、自由现金流量和分配后自由现金流量。

经调整EBITDA定义为未计利息、税项、折旧及摊销之利润(包括我们按比例摊销之折旧及摊销，包括与取消项目及未合并实体之减值相关之撇账)、资产出售损益及资产减值、商誉减值亏损及未合并实体投资之损益或减值，并按若干影响可比性之选定项目作出调整。

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

绩效衡量标准

管理层认为，列报调整后的EBITDA、可归因于PAA的调整后EBITDA和隐含的DCF为投资者提供了有关我们经营业绩和结果的有用信息，因为当这些指标用于补充相关的GAAP财务指标时，(I)提供有关我们的核心经营业绩以及通过我们业务产生的现金向我们的单位持有人分配资金的能力的额外信息，(Ii)为投资者提供相同的财务分析框架，管理层根据这些财务分析框架做出财务、运营、薪酬和计划/预算决策，以及(Iii)投资者、评级机构和债券持有人所表示的指标在评估我们和我们的经营结果时有用。这些非公认会计准则措施可排除，例如，(1)预计将通过发行权益工具结清的债务的费用，(2)与另一时期的基础活动有关的衍生工具的损益(或从上一时期冲销此类调整)，与投资活动(如购买管线填充物)或购买长期存货有关的衍生工具的损益，以及适用的存货估值调整，(3)长期存货成本调整, (Iv)不能反映我们的核心经营业绩的项目和/或(V)我们认为在理解我们的核心经营业绩时应剔除的其他项目。这些措施可能会进一步调整，以计入与最低数量承诺相关的亏空金额，据此，我们已向交易对手支付亏空债务，并在我们的综合财务报表中将此类金额确认为“其他流动负债”中的递延收入。我们还对权益法投资的金额进行了调整，这些金额与最低承诺量下的亏损有关。这类金额是在扣除后来确认为收入的适用金额后列报的。我们将所有这类项目定义为“影响可比性的选定项目”。我们不一定认为我们选定的影响可比性的所有项目都是非经常性、罕见或不寻常的，但我们相信，了解这些影响可比性的选定项目对于评估我们的经营业绩和前景至关重要。

虽然我们列出了管理层在评估我们的业绩时考虑的影响可比性的选定项目，但您也应该意识到，所展示的项目并不代表影响所展示的期间之间的可比性的所有项目。我们经营业绩的变化也是由数量、价格、汇率、机械中断、收购、资产剥离、投资资本项目和许多其他因素的变化造成的，如“-经营部门分析”中所述。

下表列出了调整后的EBITDA、可归因于PAA的调整后EBITDA和来自净收入的隐含DCF(以百万为单位)的非GAAP财务业绩衡量标准的对账：
72
目录表
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截至十二月三十一日止的年度：方差
20222021$%
净收入$1,228 $648 $580 90 %
利息支出，净额405 425 (20)(5)%
所得税费用189 73 116 159 %
折旧及摊销965 774 191 25 %
(收益)/资产出售和资产减值损失，净额269 592 (323)(55)%
(收益)/对未合并实体的投资损失，净额(346)(2)(344)**
未合并实体的折旧和摊销(1)
85 123 (38)(31)%
影响可比性的精选项目：
衍生活动和存货计价调整(280)(271)(9)**
长期存货成本调整(4)(94)90 **
最低数量承诺下的不足之处，净额7 (7)14 **
权益指数化薪酬支出32 19 13 **
外币重估4 (4)8 **
901线路事故95 15 80 **
与交易相关的巨额费用— 16 (16)**
影响可比性的部分项目--分部调整后的EBITDA(2)
(146)(326)180 **
优先分配率重置期权嵌入衍生品的按市值计价调整(3)
189 (14)203 **
外币重估 (4)
37 (3)40 **
影响可比性的部分项目--调整后的EBITDA (5)
80 (343)423 **
调整后的EBITDA(5)
$2,875 $2,290 $585 26 %
可归因于非控股权益的调整后EBITDA(6)
(365)(94)(271)(288)%
可归因于PAA的调整后EBITDA$2,510 $2,196 $314 14 %

截至十二月三十一日止的年度：方差
20222021$%
调整后的EBITDA(5)
$2,875 $2,290 $585 26 %
扣除某些非现金项目后的利息支出 (7)
(391)(401)10 2 %
维修资本(8)
(211)(168)(43)(26)%
非控制性权益投资资本(9)
(69)(9)(60)**
当期所得税支出(84)(50)(34)(68)%
来自未合并实体的分配超过/(少于)调整后的股本收益(10)
(28)16 (44)**
对非控股权益的分配(11)
(298)(14)(284)**
隐含DCF$1,794 $1,664 $130 8 %
优先单位现金分配(11)
(198)(198)
普通单位持有人可使用的隐含DCF$1,596 $1,466 
普通单位现金分配 (11)
(584)(517)
隐含的贴现现金流过剩(12)
$1,012 $949 
**表示差异作为百分比没有意义。
(1)在审核调整后EBITDA时，我们剔除了我们在未合并实体折旧和摊销费用(包括与取消项目和减值相关的减记)中的比例份额，类似于我们的合并资产。
73
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(2)有关这些影响可比性的选定项目的更详细讨论，请参阅我们合并财务报表附注20中的分部调整后EBITDA调节表的脚注。
(3)我们的A系列优先股的优先分配率重置选项作为嵌入衍生工具入账，并在我们的合并财务报表中按公允价值记录。相关的收益和损失不是我们结果的组成部分，因此被归类为影响可比性的选定项目。有关首选分配率重置选项的更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注13。
(4)于本报告所述期间，加元兑美元的价值出现波动，导致结算外币交易的汇兑损益以及以外币计值的货币资产和负债重估。相关的收益和损失不是我们结果的组成部分，因此被归类为影响可比性的选定项目。
(5)其他收入/(支出)，在我们的综合经营报表上的净额，经影响可比性的选定项目调整后(“调整后的其他收入/(支出)，净额”)包括在调整后的EBITDA中，不包括在部门调整后的EBITDA中。
(6)反映可归因于二叠纪合资企业、仙人掌二号和红河的非控股权益的金额。
(7)不包括某些影响利息支出的非现金项目，如债务发行成本的摊销和终止的利率互换。
(8)维护资本支出被定义为替换和/或翻新部分或全部折旧资产的资本支出，以维持我们现有资产的运营和/或盈利能力。
(9)可归因于非控股权益的投资资本支出，减少了PAA普通股持有人可获得的隐含DCF。
(10)由从未合并实体收到的现金分配减去未合并实体的权益收益(根据我们按比例分摊的折旧和摊销，包括与取消项目相关的减记以及影响未合并实体可比性的部分项目进行调整)组成。
(11)列报所列期间内支付的现金分配。
(12)为偿还债务、未来分配、普通股回购、资本支出和其他合伙目的保留超额贴现现金流以建立准备金。

运营细分市场的分析

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

我们将分段调整后的EBITDA定义为未合并实体的收入和权益收益减去(A)采购和相关成本，(B)现场运营成本和(C)部门一般和行政费用，加上(D)我们在未合并实体折旧和摊销费用(包括与取消项目和减值有关的减记)中的比例份额，进一步调整(E)某些选定项目，包括(I)与另一个时期的基础活动相关的衍生工具的损益(或从上一时期冲销此类调整)，与投资活动(如购买管线填充物)或购买长期存货有关的衍生工具的损益，以及适用的存货估值调整，(2)长期存货成本调整，(3)预计将通过发行股本工具结清的债务的费用，(4)与最低数量承诺有关的亏空金额，扣除随后确认为收入的适用金额，以及(V)我们的首席运营官认为对了解我们的核心部门经营业绩不可或缺的其他项目，以及(F)剔除可归因于非控股权益的所有先前项目的部分(“可归因于非控股权益的调整后EBITDA”)。有关分段调整后EBITDA与可归因于PAA的净收益/(亏损)的对账，请参阅我们的合并财务报表附注20。

74
目录表
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就我们的商人活动而言，我们的原油和NGL部门可能会就产品的购买或销售以及产品的运输、终端或储存等服务进行部门间交易。部门间交易的费率与向第三方收取的费率或我们认为接近市场的费率相似。合并中取消了部门间活动，我们认为关于这些比率的估计是合理的。此外，我们的部门运营及一般和行政费用反映了每个部门应占的直接成本；然而，我们也根据管理层对该期间业务活动的评估在各部门之间分配某些运营费用以及一般和行政管理费用。按部门划分的比例分配需要管理层作出判断，今后可能会根据每个期间存在的业务活动进行调整。我们认为，有关这些拨款的估计数是合理的。

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

原油段

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

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

75
目录表
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下表列出了我们原油部门的经营业绩：

经营业绩(1)
(单位：百万)
截至十二月三十一日止的年度：方差
20222021$%
收入$55,080 $40,470 $14,610 36 %
采购及相关费用(52,088)(37,540)(14,548)(39)%
现场运营成本(1,003)(824)(179)(22)%
分部一般和行政费用 (2)
(250)(221)(29)(13)%
未合并实体的权益收益
403 274 129 47 %
调整(3):
未合并实体的折旧和摊销
85 123 (38)(31)%
衍生活动和存货计价调整(11)(252)241 **
长期存货成本调整
(3)(67)64 **
最低数量承诺下的不足之处，净额
7 (7)14 **
权益指数化薪酬支出
32 19 13 **
外币重估
3 (3)6 **
901线路事故
95 15 80 **
与交易相关的巨额费用
— 16 (16)**
可归因于非控股权益的调整后EBITDA(364)(94)(270)**
分部调整后的EBITDA$1,986 $1,909 $77 4 %
维修资本$112 $100 $12 12 %

平均材积截至十二月三十一日止的年度：方差
20222021卷数%
原油管道运价(按地区)(4)
二叠纪盆地(5)
5,638 4,412 1,226 28 %
其他(5)
1,927 1,793 134 7 %
原油管道总运价7,565 6,205 1,360 22 %
商业原油储存能力(5) (6)
72 73 (1)(1)%
原油租赁采购量 (4) (7)
1,382 1,330 52 4 %
**表示差异作为百分比没有意义。
(1)收入、成本和支出包括部门间金额。
(2)分部的一般和行政费用反映了每个分部的直接成本以及分部的其他费用分配。按部门进行的比例分配需要管理层作出判断，并以每个期间存在的业务活动为基础。
(3)代表我们的CODM在评估分部结果时使用的绩效衡量中包含的调整。有关此类调整的其他讨论，请参阅我们的合并财务报表附注20。
(4)日均成交量以每天数千桶为单位，计算方法为全年总成交量(归因于我们对未合并实体拥有的资产或通过未分割的共同权益拥有的资产的权益)除以一年中的天数。与收购相关的交易量是我们实际拥有资产的天数除以期间的天数的总交易量。
(5)包括来自未合并实体拥有的资产的数量(可归因于我们的利益)。
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目录表
财务报表索引

(6)月平均产能(以百万桶/天为单位)，计算方法为全年总产量除以全年月数。
(7)其中，截至2022年和2021年12月31日的年度，二叠纪盆地的日购买量分别约为1,073桶和1,038,000桶。

分部调整后的EBITDA

与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度，原油部门调整后的EBITDA受到了有利的影响，原因是我们管道的运量增加，有利的加拿大原油差价和更高的亏损准备金收入。这些有利影响被以下各项部分抵销：(I)期货溢价对冲货币化，令2021年期间受惠；(Ii)于2021年8月出售我们的天然气储存设施(已于我们的原油分部报告)；及(Iii)与2021年第一季度确认的冬季风暴URI所产生的对冲电力成本有关的收益。

以下是与截至2021年12月31日的年度相比，对截至2022年12月31日的年度影响分部调整后EBITDA的重要因素的更详细讨论。

•二叠纪JV。2021年10月，我们完成了与Oryx Midstream的交易，将我们各自的二叠纪盆地资产(我们的长途管道系统和某些盆地内资产除外)合并到二叠纪合资企业中。我们在二叠纪盆地地区关税数量的同比大幅增长主要来自二叠纪合资企业资产，这主要是由于Oryx Midstream贡献的管道产量增加以及产量增加和新的连接。我们扣除可归因于Oryx Midstream在二叠纪合资企业中35%权益的部分财务业绩，以确定分部调整后EBITDA，这部分抵消了与2021年相比2022年分部调整后EBITDA业务量增长的有利影响。

•管道项目。卡普林管道逆转项目和Wink至Webster管道项目二期于2022年第一季度投入使用，这对未合并实体的股权收益和我们2022年的关税收入产生了有利影响。

与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日止年度未合并实体权益收益的差异，也是由于确认我们在2021年第二季度被取消的资本项目相关成本的按比例核销部分对上期的不利影响(这影响了未合并实体权益收益，但不包括在分段调整后EBITDA中，因此在上表中反映为“调整”为“未合并实体折旧及摊销”)。

•管道损失津贴收入。与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度管道损失津贴收入增加，原因是2022年价格上涨和产量增加。

•市场机会。我们截至2022年12月31日的年度业绩得益于有利的加拿大原油差价以及在原油价格较高的环境下出售多余的管线填充物和库存；然而，与截至2021年12月31日的年度相比，这些有利的差异被截至2021年12月31日的年度期货溢价对冲货币化的好处所抵消。

•天然气储存资产。我们于2021年8月出售了天然气储存设施，影响了截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度的业绩比较。截至2021年12月31日的年度，我们天然气储存设施的净收入约为7600万美元，其中包括与冬季风暴URI相关的枢纽活动带来的有利利润率，如下所述。

•冬季风暴乌里。2021年第一季度，冬季风暴URI对我们的产量产生了负面影响；然而，这种影响在2021年期间被与对冲电力成本相关的收益(反映在股权收益和现场运营成本中)以及冬季风暴URI导致的天然气储存设施枢纽活动的有利利润率所抵消。

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目录表
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•2000号线管道。2022年第三季度，作为一项预防措施，我们在进行例行检查后暂时停止了加利福尼亚州2000号线的服务，这对我们截至2022年12月31日的年度业绩与截至2021年12月31日的年度业绩产生了不利影响。2000线于2023年第一季度恢复服务。

•现场运营成本。与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度的现场运营成本增加的主要原因是：(I)与901号线事故相关的估计成本增加(影响现场运营成本，但不包括在分段调整后的EBITDA中，因此在上表中反映为“调整”)，(Ii)2021年第一季度确认的冬季风暴URI产生的对冲电力成本相关收益的影响，(Iii)来自二叠纪合资企业的增量运营成本，(Iv)由于容量增加而增加的公用事业。(V)第三方卡车运输量增加和(Vi)燃料价格上涨导致的成本增加，但因(Vii)2021年8月出售我们的天然气储存设施而部分抵消。

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

维修资本。维护资本包括替换和/或翻新部分或全部折旧资产的资本支出，以维持我们现有资产的运营和/或盈利能力。与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度维护资本支出增加的主要原因是正在进行的空间站升级、完整性项目和储罐维护，但部分被某些项目完成后成本降低所抵消。

NGL网段

我们的NGL部门业务涉及天然气加工和NGL分馏、储存、运输和终止。我们的NGL收入主要来自(I)向第三方客户收费提供收集、分离、存储和/或终止服务，以及(Ii)从我们Empress跨座式工厂加工的气流中提取NGL混合物，以及获得NGL混合物，然后运输、储存和分级成成品并出售给客户。

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

我们的NGL业务对天气相关的需求非常敏感，尤其是在11月至3月大约五个月的采暖旺季期间，期间之间的温差可能会对NGL需求产生重大影响，从而影响我们的财务业绩，以及将五个月采暖旺季一分为二的财务报告期之间的比较业绩的影响。
78
目录表
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下表列出了我们NGL部门的运营结果：

经营业绩(1)
(单位：百万)
截至十二月三十一日止的年度：方差
20222021$%
收入$2,761 $1,968 $793 40 %
采购及相关费用
(1,587)(1,324)(263)(20)%
现场运营成本
(312)(241)(71)(29)%
分部一般和行政费用(2)
(75)(71)(4)(6)%
调整(3):
衍生活动
(269)(19)(250)**
长期存货成本调整
(1)(27)26 **
外币重估
1 (1)2 **
分部调整后的EBITDA
$518 $285 $233 82 %
维修资本
$99 $68 $31 46 %

截至十二月三十一日止的年度：方差
平均产量(以每天数千桶为单位)(4)
20222021卷数%
NGL分馏
137 129 8 6 %
NGL管道运价192 179 13 7 %
丙烷和丁烷销售(5)
94 110 (16)(15)%
**表示差异作为百分比没有意义。
(1)收入、成本和支出包括部门间金额。
(2)分部的一般和行政费用反映了每个分部的直接成本以及分部的其他费用分配。按部门进行的比例分配需要管理层作出判断，并以每个期间存在的业务活动为基础。
(3)代表我们的CODM在评估分部结果时使用的绩效衡量中包含的调整。有关此类调整的其他讨论，请参阅我们的合并财务报表附注20。
(4)日均成交量计算为全年总成交量(归因于通过不可分割的共同权益拥有的资产的权益)除以一年中的天数。
(5)在2022年第四季度，我们修改了报告的销售量，仅包括丙烷和丁烷的销售额。在2022年第四季度之前，我们报告的销售量包括其他NGL产品，主要是乙烷，这些产品在我们的NGL总销售量中占很大比例，但对细分调整后的EBITDA没有显著贡献。本文列出的较早时期的销售量已被重新预测，仅包括丙烷和丁烷。

分部调整后的EBITDA

截至2022年12月31日止年度，NGL分部经调整EBITDA较截至2021年12月31日止年度增加，主要是由于天然气价格与提取的NGL之间的已实现分馏价差(“裂解价差”)增加，以及我们跨地工厂生产的NGL混合物增加所带来的有利影响。

以下更详细地讨论了分段调整后EBITDA各组成部分中的重大差异：

79
目录表
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净收入。与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度，我们NGL业务的净收入(不包括衍生活动、库存估值和长期库存成本调整的影响)出现增长，主要原因是已实现的裂解价差增加，我们的跨站工厂生产的NGL混合增加，以及作为我们商业协议的一部分，我们的Empress跨站工厂的现场运营成本回收增加，主要与公用事业相关成本增加有关。这部分被由于低利润率枢纽活动减少而导致的NGL销售量下降所抵消。此外，在截至2022年12月31日的一年中，净收入包括皇后跨国工厂所有权的增加以及我们某些NGL设施产品收益的增加。

现场运营成本。与截至2021年12月31日止年度相比，截至2022年12月31日止年度的现场营运成本增加，主要是由于公用事业相关成本增加，原因包括(I)皇后部分跨座工厂的产量增加，(Ii)我们对皇后跨座工厂的拥有量增加，以及(Iii)2022年期间公用事业相关价格上升。与公用事业有关的费用的增加在很大程度上被通过商业协议实现的经营成本回收所带来的净收入收益所抵消。

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

维修资本。与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度的维护资本支出增加，主要是由于(I)我们的皇后设施在2022年期间扭亏为盈，(Ii)我们的联合教育管道系统的各种维护资本项目。2022年没有发生2021年发生的某些费用，包括萨斯喀彻温堡设施的维修费用，这部分抵消了这一增加。

流动性与资本资源

一般信息

我们的主要流动性来源是(I)经营活动的现金流和(Ii)我们信贷安排或商业票据计划下的借款。此外，我们可以用出售资产所得的收益来补充这些主要的流动性来源，并在过去利用出售股权和债务证券所得的资金。我们的主要现金需求包括但不限于：(I)正常业务用途，例如支付与购买原油、NGL和其他产品有关的金额、其他费用和未偿债务的利息支付，(Ii)投资和维护资本活动，(Iii)收购资产或业务，(Iv)偿还我们长期债务的本金，以及(V)向我们的单位持有人和非控制权益分配。此外，我们可以使用现金回购普通股。我们通常希望通过商业票据计划或信贷安排下的经营活动和/或借款产生的现金流，为我们的短期现金需求提供资金。此外，我们一般期望通过各种来源(单独或组合)为我们的长期需求提供资金，例如通过投资资本活动或收购以及为我们的长期债务进行再融资而产生的那些需求，其中可能包括上述来源作为短期需求的资金和/或发行额外的股本或债务证券和出售资产。

截至2022年12月31日，尽管我们有5.36亿美元的营运资本赤字，但我们有大约30亿美元的流动资金可用于满足我们持续的运营、投资和融资需求，条件是继续遵守公约，如下所示(以百万计)：

自.起
2022年12月31日
优先无担保循环信贷安排下的可获得性(1) (2)
$1,317 
高级担保套期保值库存工具下的可用性(1) (2)
1,281 
商业票据计划下的未偿还金额— 
小计2,598 
现金和现金等价物(3)
378 
总计$2,976 
(1)代表在我们的商业票据计划下的未偿还借款生效之前的可用性，这些借款减少了设施下的可用能力。
(2)我们的高级无担保循环信贷安排和高级担保对冲库存安排下的可用容量分别减少了3300万美元和6900万美元的未偿还信用证。
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(3)不包括2300万美元的受限现金。

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

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

信贷协议、商业票据计划和契约

我们有三种主要的信贷安排，用来满足我们的短期现金需求。其中包括我们于2027年到期的13.5亿美元优先无担保循环信贷安排，2025年到期的13.5亿美元优先担保对冲库存安排，以及由我们的循环信贷安排和我们的对冲库存安排支持的27亿美元无担保商业票据计划。我们循环信贷安排的信贷协议(这会影响我们获得商业票据计划的能力，因为它们提供了支持我们短期信用评级的财务支持)和管理我们优先票据的契约包含交叉违约条款。根据我们的信用协议或契约违约，将允许贷款人加快未偿债务的到期日。只要我们遵守我们的信贷协议中的规定，我们分发可用现金的能力就不受限制。截至2022年12月31日，我们遵守了信贷协议和契约中包含的契约。

流动性措施

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

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

截至十二月三十一日止的年度：
20222021
经营活动提供的净现金$2,408 $1,996 
对业务活动提供的现金净额与自由现金流进行调整：
投资活动提供/(用于)的现金净额(526)386 
非控制性权益的现金贡献26 1 
支付给非控制性权益的现金分配(1)
(298)(14)
自由现金流$1,610 $2,369 
现金分配(2)
(782)(715)
分配后自由现金流$828 $1,654 
(1)列报所列期间内支付的现金分配。
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(2)在本报告所述期间，向我们优先和普通单位持有人支付的现金分配。

经营活动现金流

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

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

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

截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度，经营活动提供的净现金分别约为24亿美元和20亿美元，主要来自我们的运营收益。此外，正如下面进一步讨论的，在这些期间，作为我们对冲活动的一部分，我们的库存水平和相关保证金余额的变化影响了我们经营活动的现金流。

在2022年，由于年内库存清算的机会，我们减少了原油库存量，作为我们对冲活动的一部分，我们的保证金余额也较低，这两者都减少了短期债务所需的资金。2022年底，由于冬季取暖季节的库存增加，NGL数量增加，部分抵消了这些下降。

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

投资活动

资本支出

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

截至十二月三十一日止的年度：
20222021
投资资本(1) (2) (3)
$334 $237 
维修资本(1) (3)
211 168 
收购资本(2) (4)
284 32 
$829 $437 
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(1)为扩大我们资产的现有运营和/或盈利能力而进行的资本支出被归类为“投资资本”。为保持现有资产的运营和/或盈利能力而更换和/或翻新部分或全部折旧资产的资本支出被归类为“维护资本”。
(2)按照权益会计方法入账的未合并实体与投资资本项目有关的出资，在“投资资本”中确认。对未合并实体的初始投资或额外权益的收购包括在“收购资本”中。
(3)2022年，投资资本和维护资本(扣除我们的利息)分别约为2.65亿美元和2.02亿美元。
(4)2022年的收购资本包括(I)在我们的NGL部门中包括的若干跨国工厂的额外所有权权益，(Ii)购买仙人掌II额外5%的权益，以及(Iii)Advantage Pipeline Holdings LLC剩余50%的权益。2021年的收购资本是作为资产交换交易的一部分支付的现金对价。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注7。

投资资本项目

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

截至十二月三十一日止的年度：
项目20222021
互补的二叠纪盆地项目(1)
$191 $73 
二叠纪盆地外卖管道项目(2)
33 75 
选定的设施/下游项目 (3)
28 41 
其他项目82 48 
总计$334 $237 
(1)包括与二叠纪合资企业中包括的资产相关的项目。
(2)代表具有二叠纪盆地外卖能力的管道项目，包括对我们在Wink to Webster管道和仙人掌II管道项目中的比例份额的投资。
(3)包括我们在圣詹姆斯、库欣和萨斯喀彻温堡航站楼的项目。

预计2023年资本支出。截至2023年12月31日的一年，总投资资本目前预计约为4.2亿美元(我们的利息净额为3.25亿美元)。我们预计大约一半的投资资本支出将投资于二叠纪合资企业资产。此外，2023年的维护资本目前预计为2.05亿美元(我们的利息净额为1.95亿美元)。我们预计将主要通过留存现金流为2023年的投资和维护资本支出提供资金。

资产剥离

出售资产所得收益一般用于资助我们的投资资本项目和降低债务水平。下表汇总了过去两年从资产剥离中获得的收益(单位：百万)：

截至十二月三十一日止的年度：
20222021
资产剥离所得收益(1)
$60 $875 
(1)代表扣除交易成本后的收益，包括营运资本调整。

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与战略交易有关的持续活动

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

我们通常在签署最终协议后才会宣布交易。在某些情况下，为了保护我们的商业利益或出于其他原因，我们可能会将交易的公开宣布推迟到交易结束或更晚的日期。过去的经验表明，关于潜在交易的讨论和谈判可能会在短时间内推进或终止。此外，我们已达成最终协议的任何交易的完成可能会受到惯例和其他完成条件的制约，这些条件可能最终不会得到满足或放弃。因此，我们不能保证我们目前或未来在任何此类交易方面的努力将会成功，我们也不能保证我们对此类交易的财务预期最终会实现。见第1A项。风险因素--与我们业务相关的风险--收购和剥离涉及可能对我们业务产生不利影响的风险。“

融资活动

我们的融资活动主要涉及为投资资本项目、收购和债务到期日的再融资，以及短期营运资本(包括纽约商品交易所和洲际交易所保证金存款的借款)以及与我们的NGL业务和期货溢价市场活动相关的对冲库存借款提供资金。

信贷安排下的借款和还款

在截至2022年12月31日的一年中，我们的信贷安排或商业票据计划没有净借款或偿还。

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

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

高级附注

偿还优先债券。2022年，我们全额偿还了以下优先无担保票据(单位：百万)：

年描述还款日
2022总值7.5亿美元的优先债券，利率3.65厘，2022年6月到期2022年3月
(1)
(1)根据我们的商业票据计划，我们用手头的现金和借款偿还了这些优先票据。

2023年1月31日，我们赎回了2.85%、4亿美元的优先票据。我们利用手头的现金和我们商业票据计划下的借款来偿还这些优先票据。我们还打算利用经营活动的现金流、资产出售收益和我们商业票据计划下的借款来偿还2023年10月到期的3.85%、7亿美元的票据。

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注册声明

我们定期进入资本市场进行股权和债务融资。我们已经向美国证券交易委员会提交了一份通用货架登记声明，根据该声明，根据使用时的有效性，我们可以发行最多特定数量的债务或股权证券(“传统货架”)，根据该声明，截至2022年12月31日，我们有大约11亿美元的未售出证券可用。我们还可以访问通用货架注册声明(“WKSI货架”)，该声明使我们能够根据市场状况和我们的资本需求提供和出售无限量的债务和股权证券。

普通股回购计划

2020年11月，PAgP董事会批准了一项5亿美元的普通股回购计划(“计划”)，作为向投资者返还资本的另一种方式。本计划授权根据适用的法规要求，通过公开市场购买或协商交易，不时回购最多5亿美元的我们的普通股和/或PAGP A类股票。最终，潜在回购活动的金额、时间和速度将由许多因素决定，包括市场状况、我们的财务表现和灵活性、分配后的实际和预期自由现金流、我们的普通股和PAgP A类股的绝对和相对股权价格，以及我们在多大程度上能够实现和保持我们的目标杠杆率。本计划未设定完成时间限制，本计划可随时暂停或中止。本计划不要求我们或PAgP购买特定数量的普通股或PAgP A类股票。任何回购的普通股或PAgP A类股将被注销。

在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内，我们根据该计划回购了普通单位，总购买价分别为7400万美元和1.78亿美元，包括佣金和费用。截至2022年12月31日，该计划下的剩余可用容量为1.98亿美元。

分发给我们的单位持有人

根据我们的合伙协议，在向我们的优先股持有者分配后，我们将在每个季度结束后45天内将剩余的可用现金分配给我们的普通单位持有者。可用现金通常被定义为我们在每个季度末手头的所有现金和现金等价物减去我们普通合伙人为未来需求而建立的准备金。我们的财务储备水平是由我们的普通合伙人建立的，包括为我们的业务的正确开展(包括未来的资本支出和预期的信贷需求)、遵守法律或合同义务以及为我们的A系列和B系列优先单位持有人提供未来分配资金所需的储备。我们的可用现金还包括季度结束后借款产生的手头现金。参见第5项。“注册人普通单位市场、相关单位持有人事项和发行人购买股票证券--现金分配政策”，以了解有关分配的更多讨论。

分发给我们的A系列首选单位持有人。我们A系列优先股的持有者有权获得每单位0.525美元(年化每单位2.1美元)的季度分配，这取决于惯例的反稀释调整。在一定的限制下，在2021年1月28日之后，我们A系列优先股的持有者有权一次性选择重新设定分配率。2023年1月，我们收到通知，A系列优先单位持有人选择了优先分配率重置选项。从2023年1月31日起，新的A系列优先单位分销率相当于原始发行价的9.375%(约为每单位年化2.46美元)。将于2023年5月支付的季度分配将反映按比例计算的每单位0.58516美元的金额。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注12。

分发给我们的B系列首选单位持有人。我们B系列优先股的持有者有权在我们的普通合伙人宣布的情况下，从合法可用资金中获得适用的累积现金分配。到2022年11月15日(包括该日)，持有者有权获得相当于每单位每年61.25美元的分配，每半年在5月和11月15日拖欠一次。在2022年11月15日及之后，B系列单位的分配按浮动利率累加，该浮动利率等于适用的三个月LIBOR(如果终止，则为计算代理确定的替代利率或后续利率)加上4.11%的利差，并在2月、5月、8月和11月的15天按季度支付。2023年2月15日支付的季度分配率为8.71614%(每个B系列首选单元22.27美元)。有关我们的B系列优先股的进一步讨论，请参阅我们的合并财务报表附注12。

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分配给我们共同的单位持有人。2023年2月14日，我们支付了每普通单位0.2675美元的季度分配(年化基础上每普通单位1.07美元)。截至2022年12月31日的季度，向登记在册的普通单位持有人支付了总计1.87亿美元的分配。有关截至2022年12月31日的三年内支付的分配细节，请参阅我们的合并财务报表附注12。

对非控股权益的分配

对非控股权益的分配是指就非我们拥有的合并实体的利息支付的金额。于2022年12月31日，我们附属公司的非控股权益包括(I)二叠纪合营公司35%权益、(Ii)仙人掌II 30%权益及(Iii)Red River 33%权益。有关截至2022年12月31日的三年内支付给非控股权益的分配细节，请参阅我们的合并财务报表附注12。

或有事件

有关可能影响我们的或有事项的讨论，请参阅我们的合并财务报表附注19。

承付款

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

购买义务

在正常经营过程中，我们根据合同向第三方购买原油和天然气，其中大部分合同的期限从30天常绿到5年不等，剩余期限长达12年的合同数量有限。我们通过进行各种类型的实物和金融销售和交换交易来为这些购买建立保证金，通过这些交易，我们寻求在购买与销售和未来交付义务之间保持基本平衡的头寸。我们预计不会使用大量内部资本来履行这些义务，因为这些义务将通过向我们认为有信誉的实体或提供我们认为足够的信贷支持的实体进行相应的销售来提供资金。

下表包括我们截至2022年12月31日的最佳估计和这些付款的时间(单位：百万)：

202320242025202620272028年及其后总计
原油、天然气和其他购买(1)
$22,660 $19,940 $18,528 $17,568 $15,582 $41,216 $135,494 

(1)金额主要基于2022年12月期间平均活动的估计数量和市场价格。实际购买量和实际结算价格将与表中使用的假设有所不同。这些估计涉及的不确定因素包括井口的产量水平、天气条件、市场价格变化以及其他我们无法控制的条件。

信用证。关于我们的商人活动，我们向某些供应商提供不可撤销的备用信用证，以确保我们有义务购买和运输原油、天然气和天然气。在购买产品的当月，我们与这些购买义务有关的负债记录在资产负债表上的应付帐款中。一般来说，这些信用证的签发期限最长为70天，在每笔交易完成后终止。此外，我们还签发信用证，以支持保险计划、衍生品交易，包括与对冲相关的保证金义务，以及建筑活动。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们分别拥有约1.02亿美元和9800万美元的未偿还信用证。

表外安排

我们没有S-K规则第303项定义的表外安排。

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对未合并实体的投资

我们投资了没有在我们的财务报表中合并的实体。截至2022年12月31日，这些实体都没有未偿债务。我们可以在任何时候选择向这些实体中的任何一个提供额外的资本金。下表列出了截至2022年12月31日有关这些实体的精选信息(未经审计，百万美元)：

实体运营类型我们的
所有权
利息		总计
实体
资产		现金总额
和
受限
现金
BridgeTex管道公司原油管道20%$792 $26 
卡普林管道公司原油管道54%$1,268 $33 
钻石管道有限责任公司
原油管道(1)
50%$896 $1 
鹰福特管道有限责任公司
原油管道(1)
50%$779 $25 
鹰福特码头公司Corpus Christi LLC
原油码头和码头 (1)
50%$214 $5 
Omog合资有限责任公司
原油管道(1)
57%$434 $13 
萨德尔霍恩管道公司原油管道30%$612 $19 
白色悬崖管道有限责任公司原油管道36%$407 $7 
从眨眼到韦伯斯特管道有限责任公司原油管道16%$2,129 $83 
其他投资$519 $24 
(1)我们是资产的经营者。

关键会计政策和估算

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

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

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

确定收购资产和负债的公允价值，以及与客户关系、面积分配和其他合同等项目有关的无形资产的公允价值，涉及专业判断，最终依据收购模式和管理层对收购资产价值的评估，并在可获得的情况下，根据第三方评估。


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2022年11月，我们和安桥(“恩布里奇”)购买了西部中游合伙公司(“WES”)在仙人掌二期管道有限公司(“仙人掌二期”)15%的权益，总金额为2.65亿美元。Enbridge收购了10%的股份，我们收购了仙人掌II 5%的股份，每个人都支付了一定比例的收购价格。我们和Enbridge现在是仙人掌II的唯一所有者，分别拥有70%和30%的所有权权益。我们之前将我们在仙人掌II中65%的权益作为股权方法投资。除了所有权的变化外，治理方面的变化也导致了控制权的变化。我们现在控制仙人掌II，并在我们的合并财务报表中将仙人掌II反映为一家合并子公司，Enbridge的30%权益反映为非控股权益。有关厘定所收购资产及负债的公允价值及确认相关无形资产所采用的方法、假设及估计，请参阅综合财务报表附注7。

2021年10月，我们和Oryx Midstream完成了二叠纪合资企业的组建。有关厘定所收购资产及负债的公允价值及确认相关无形资产所采用的方法、假设及估计，请参阅综合财务报表附注7。

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

我们A系列优先股的首选分配率重置选项是一种嵌入衍生品，以公允价值记录在我们的综合资产负债表中。用于这一嵌入式衍生品的估值模型包含多个输入，其中一些涉及管理层判断，包括我们的共同单价、10年期美国国债利率、违约概率和时机估计，以最终计算我们的A系列优先股的公允价值，包括优先分配率重置选项和不带优先分配率重置选项。

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

应计项目和或有负债。除其他事项外，我们记录环境补救、潜在的法律索赔或和解以及与或有损失相关的法律服务费用和奖金等应计项目或负债。当我们的评估表明负债很可能已经发生，并且负债金额可以合理估计时，就会进行应计项目。我们的估计是基于当时所有已知的事实和我们对最终结果的评估。在影响我们估计的许多不确定性中，包括对我们的环境补救计划进行必要的监管批准和可能的修改、对土壤或水污染的影响进行初步评估时可获得的数据数量有限、与环境补救服务和设备相关的成本的变化、自然资源损害评估的持续时间和确定的最终损害金额、罚款和罚款的确定和计算、现有法律索赔引发额外索赔的可能性以及与诉讼、索赔和其他事项相关的法律服务的性质、范围和成本。我们对或有负债应计项目的估计会随着获得更多信息或得到解决而增加或减少。我们对上文讨论的应计项目和或有负债的总体估计中的假设差异为5%，将对收益产生高达约1600万美元的影响。虽然这些不确定性的解决在历史上并没有对我们的经营结果或财务状况产生实质性影响，但我们不能保证实际金额不会与估计金额有很大差异。

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

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财务报表索引

我们记录与有形长期资产相关的报废债务，是基于与清理、净化相关的成本估计，在某些情况下，完全移走资产并将土地恢复其原始状态。此外，我们的估计包括对潜在债务的一个或多个结算日期的确定，这可能是或可能不是可确定的。影响这些估计数的不确定因素包括与这些活动相关的费用以及产生这些费用的时间。假设我们对上文讨论的退休债务的总估计有5%的差异，将对高达约600万美元的收益产生影响。虽然这些不确定性的解决在历史上并没有对我们的经营结果或财务状况产生实质性影响，但我们不能保证实际金额不会与估计金额有很大差异。

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

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

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

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

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

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

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

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财务报表索引

库存估值。存货，包括长期存货，主要由原油和NGL组成，按成本或可变现净值中较低者计价，成本采用特定库存池内的平均成本法确定。在每个报告期结束时，我们会评估存货的账面价值，并在作出任何必要的调整以将账面价值降至可变现净值时使用估计和判断。在影响我们估计的不确定性中，包括要包括在我们的可实现净值分析中的适用质量和区位差异。此外，我们还估计了即将到来的库存清算时间。对出售时间的假设的变化可能会对可变现净值产生重大影响。于截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度内，我们并无记录任何与存货估值调整有关的费用。在截至2020年12月31日的年度内，我们记录了2.33亿美元的费用，与由于价格下降而对我们的原油库存进行估值调整有关。有关库存的进一步讨论，请参阅我们的合并财务报表附注5。

第901行应收意外保险。2015年5月，我们经历了从加利福尼亚州圣巴巴拉县的拉斯弗洛雷斯至加维奥塔管道(901号线)的原油泄漏。我们估计，我们已经发生或将发生的901线路事故的总成本约为7.4亿美元，其中包括实际和预计的紧急响应和清理成本、自然资源损害评估、根据同意法令应支付的罚款和罚款、某些第三方索赔和解、与我们剩余的901线路诉讼和索赔相关的估计成本，以及某些法律费用和法定利息的估计(如果适用)。截至2022年12月31日，我们已经确认了大约2.25亿美元的长期应收账款，用于我们认为可能从保险中收回的释放成本部分，扣除免赔额和已经收取的金额。2022年第四季度，负责我们剩余保险范围大部分的保险公司正式发出了拒绝承保的通知。我们打算积极寻求从我们的保险公司追回我们要求偿还的所有金额。我们相信，我们对保险公司的赔偿要求很高，而且我们最终很有可能收回这些金额。各种因素可能会影响我们应收保险的收回时间和金额，包括对我们对保险索赔强度的评估产生不利影响的未来事态发展。, 与我们的保险索赔有关的任何争议解决程序的结果，以及保险公司未来可能破产的程度。我们不能保证实际应收金额不会与我们的估计金额有很大差异。有关901线路事故和我们的相关应收保险的进一步讨论，请参阅我们的合并财务报表附注19。

近期会计公告

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

第7A项。关于市场风险的定量和定性披露

我们面临着各种市场风险，包括大宗商品价格风险和利率风险。我们使用各种衍生工具来管理此类风险，并在某些情况下，在动荡的市场条件下实现增量保证金。我们的风险管理政策和程序旨在通过监控我们的交易所结算头寸和场外交易头寸，以及实物交易量、等级、地点、交付时间表和存储容量，帮助确保我们的对冲活动应对我们的风险。我们拥有风险管理职能，对我们的风险政策、围绕商业活动的相关控制以及公司风险管理的某些方面拥有直接责任和权力。我们的风险管理职能部门还通过正式程序批准所有新的风险管理战略。下面的讨论涉及每一类风险。

商品价格风险

我们使用衍生品工具对冲与以下商品相关的价格风险：
•原油

我们利用原油衍生品来对冲管道、终端和商人活动中固有的大宗商品价格风险。我们对这些衍生品的目标包括对冲预期的购买和销售、库存和基差。我们通过各种工具管理这些风险敞口，包括期货、远期、掉期和期权。

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财务报表索引

•天然气

我们利用天然气衍生品来对冲我们的天然气加工资产(裂解价差中的天然气购买部分)固有的大宗商品价格风险。此外，我们利用天然气衍生品来对冲与我们的天然气加工和NGL分馏工厂相关的预期运营燃料气需求。我们通过各种工具管理这些风险敞口，包括期货、掉期和期权。

•NGL和其他

我们利用NGL衍生品，主要是丙烷和丁烷衍生品，来对冲我们商业活动中固有的商品价格风险，包括销售从我们的天然气加工资产中提取的个别规格产品(销售裂解价差中的规格NGL产品)，以及主要在我们拥有的NGL存储终端持有的NGL库存的其他净销售。我们对这些衍生品的目标包括对冲预期的购买和销售以及储存的库存。我们通过各种工具管理这些风险敞口，包括期货、远期、掉期和期权。

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

我们的大宗商品衍生品的公允价值以及预计价格上涨或下跌10%将导致的截至2022年12月31日的公允价值变化如下表所示(单位：百万)：

公允价值
10%的效果
涨价
10%的效果
降价
原油$(2)$(54)$55 
天然气(1)$13 $(13)
NGL和其他225 $(47)$47 
总公允价值$222 

上表所列公允价值仅反映衍生工具的敏感性，并不包括相关对冲商品的影响。价格风险敏感性是通过假设价格全面上涨或下跌10%来计算的，无论工具的合同价格与基础商品价格之间的条款或历史关系如何。如果近期大宗商品价格实际变化10%，我们衍生品投资组合的公允价值变化通常会小于表中显示的变化，因为短期价格的变化通常不会反映在更远的交割月份。

利率风险

我们使用可变利率债务和任何预期发行的固定利率债务都会使我们面临利率风险。因此，我们不时使用利率衍生工具来对冲与预期利息支付相关的利率风险，并在某些情况下对冲未偿还债务工具。我们所有的优先票据都是固定利率的票据，因此不会受到利率风险的影响。截至2022年12月31日，我们没有任何未偿还的浮动利率债务。在截至2022年12月31日的年度内，未偿还浮动利率债务的平均利率为1.9%，这是根据年内的实际利率计算的。截至2022年12月31日，我们利率衍生品的公允价值为1.2亿美元。截至2022年12月31日，如果远期LIBOR曲线增加10%，我们利率衍生品的公允价值将增加1800万美元。截至2022年12月31日，如果远期LIBOR曲线下降10%，将导致我们利率衍生品的公允价值减少1800万美元。有关我们的利率风险对冲活动的讨论，请参阅我们的合并财务报表附注13。

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首选分配率重置选项
 
我们A系列优先股的首选分配率重置选项是一种嵌入式衍生品，必须从相关的主机合同、我们的合作伙伴协议中分离出来，并以公允价值记录在我们的综合资产负债表中。用于这一嵌入式衍生品的估值模型包含多个输入，包括我们的共同单价、10年期美国国债利率、违约概率和时机估计，以最终计算我们的A系列优先股的公允价值，包括优先分配率重置选项和不带优先分配率重置选项。截至2022年12月31日，这一嵌入式衍生品的公允价值为1.89亿美元。截至2022年12月31日的10年期美国国债利率为3.88%。在其他投入保持不变的情况下，10年期美国国债利率曲线增加10%，将导致支出和我们的负债增加3300万美元。在其他投入保持不变的情况下，10年期美国国债利率曲线下降10%，将导致支出和我们的负债减少3900万美元。有关嵌入衍生品的讨论，请参阅我们的合并财务报表附注13。2023年1月，我们收到通知，A系列优先单位持有人选择了优先分配费率重置选项，该选项将对2023年5月支付的分配生效。有关更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注12。

第八项。财务报表和补充数据

见F-1页“合并财务报表索引”。

第九项。会计与财务信息披露的变更与分歧

没有。

第9A项。控制和程序

披露控制和程序

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

适用的美国证券交易委员会规则要求对我们的DCP的有效性进行评估。管理层在首席执行官和首席财务官的监督下，评估了截至2022年12月31日，也就是本报告所述期间结束时，我们的DCP的有效性，根据评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的DCP是有效的。

财务报告的内部控制

管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制。“财务报告内部控制”是指由我们的首席执行官和首席财务官设计或监督，并由我们的董事会、管理层和其他人员实施的程序，以提供关于财务报告的可靠性和根据GAAP为外部目的编制财务报表的合理保证。我们的管理层，包括首席执行官和首席财务官，已经评估了截至2022年12月31日我们对财务报告的内部控制的有效性。见我们合并财务报表F-2页的“管理层关于财务报告的内部控制报告”。

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

财务报告内部控制的变化

我们对财务报告的内部控制在2022年第四季度没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。

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财务报表索引

证书

根据交易所法案规则13a-14(A)和15d-14(A)的规定，我们的首席执行官和首席财务官的证书作为附件31.1和31.2与本报告一起存档。根据《美国法典》第18编第1350条，我们的首席执行官和首席财务官的证书作为附件32.1和32.2随本报告一起提供。

项目9B。其他信息

在2022年第四季度的Form 8-K报告中，没有以前没有报告过的要求披露的信息。

项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露

不适用。
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第三部分

第10项。我们普通合伙人和公司治理的董事和高管
本项目所需信息将在2023年年会委托书中列出，委托书将在截至2022年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会，并通过引用并入本文。
董事及行政人员
截至提交本报告之日，以下个人担任我们的执行干事和/或董事：
名字主要职业或就业
蒋介石(1)(2)
董事会主席兼首席执行官
哈里·N·佩法尼斯(1)(2)
总裁
克里斯·R·钱德(1)
常务副总裁兼首席运营官
艾尔·斯旺森(1)
常务副总裁兼首席财务官
杰里米·L·戈贝尔(1)
常务副总裁兼首席商务官
理查德·K·麦基(1)
常务副秘书长、总法律顾问总裁
克里斯·赫伯德(1)
高级副总裁，财务兼首席会计官
格雷格·L·阿姆斯特朗(2)
首席执行官高级顾问(前董事长兼首席执行官)
维克多·伯克(2)
Alvarez and Marsal高级顾问
艾伦·R·德桑克蒂斯(2)
前高级副总裁、康菲石油
凯文·麦卡锡(2)
Kayne Anderson Capital Advisors，L.P.副主席
加里·R·彼得森(2)
EnCap Investments L.P.管理合伙人
亚历山德拉·D·普朗纳(2)
Perella Weinberg Partners高级顾问
约翰·雷蒙德(2)
能源和矿产集团管理合伙人兼首席执行官
鲍比·S·沙科尔斯(2)
伯灵顿资源公司前董事长兼首席执行官。
克里斯托弗·M·坦普尔(2)
总裁，Deltex Capital LLC
劳伦斯·M·齐恩巴(2)
前执行副总裁总裁，炼油，菲利普斯66岁
(1)执行干事(为S-K条例第401(B)项的目的)
(2)董事

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

第11项。高管薪酬
本项目所需信息将在2023年年会委托书中列出，委托书将在截至2022年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会，并通过引用并入本文。

第12项。某些实益所有人的担保所有权以及管理和相关单位持有人事项
本项目所需信息将在2023年年会委托书中列出，委托书将在截至2022年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会，并通过引用并入本文。

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目录表
财务报表索引

第13项。某些关系和相关交易，以及董事的独立性
本项目所需信息将在2023年年会委托书中列出，委托书将在截至2022年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会，并通过引用并入本文。

第14项。首席会计师费用及服务
本项目所需信息将在2023年年会委托书中列出，委托书将在截至2022年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会，并通过引用并入本文。
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目录表
财务报表索引

第四部分

第15项。展品和财务报表附表

(a) (1)    财务报表

见F-1页所载“合并财务报表索引”。

(2)    财务报表明细表

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

(3)    陈列品

证物编号：描述
2.1*—
截至2016年7月11日，由PAA GP Holdings LLC、Plains GP Holdings，L.P.、Plains All American GP LLC、Plains AAP，L.P.、PAA GP LLC和Plains All American Pipeline，L.P.签订的简化协议(通过引用我们2016年7月14日提交的当前报告的8-K表的附件2.1并入)。
2.2*—
截至2021年7月12日，Plains Pipeline，L.P.，Plains Marketing，L.P.，Oryx Midstream Holdings LLC，MidCadence Holdings LLC，POP HoldCo LLC，Oryx Wink Oil Marketing LLC，Oryx Wink Oil Marketing LLC，Plains Oryx二叠纪盆地有限责任公司，Plains Oryx二叠纪盆地营销有限责任公司和Plains Oryx二叠纪盆地管道有限责任公司之间的合并协议和计划(通过引用附件2.1合并到我们2021年7月13日提交的当前报告的8-K表中)。
3.1—
第七次修订和重新签署的《平原所有美国管道有限合伙企业协议》，L.P.，日期为2017年10月10日(通过引用附件3.1并入我们于2017年10月12日提交的当前8-K表报告中)。
3.2—
第三次修订和重新签署的普莱恩斯营销有限合伙协议，L.P.，日期为2004年4月1日(通过引用附件3.2并入我们截至2004年3月31日的Form 10-Q季度报告中)。
3.3—
2010年12月31日对第三次修订和重新签署的Plains Marketing，L.P.有限合伙协议的第1号修正案(通过参考我们截至2010年12月31日的Form 10-K年度报告的附件3.9而并入)。
3.4—
2011年1月1日对第三次修订和重新签署的Plains Marketing，L.P.有限合伙协议的第2号修正案(通过引用附件3.10并入我们截至2010年12月31日的Form 10-K年度报告中)。
3.5—
2011年6月30日对第三次修订和重新签署的Plains Marketing，L.P.有限合伙协议(通过参考我们截至2013年12月31日的Form 10-K年度报告的附件3.7并入)的第3号修正案。
3.6—
2013年1月1日对第三次修订和重新签署的Plains Marketing，L.P.有限合伙协议(通过参考我们截至2013年12月31日的Form 10-K年度报告的附件3.8并入)的第4号修正案。
3.7 —
第五号修正案，日期为2019年12月1日，对第三次修订和重新签署的Plains Marketing，L.P.有限合伙协议(通过引用我们截至2019年12月31日的Form 10-K年度报告的附件3.7而并入。)
3.8—
截至2004年4月1日的第三次修订和重新签署的平原管道有限合伙协议L.P.(通过引用附件3.3并入我们截至2004年3月31日的Form 10-Q季度报告中)。
3.9—
2013年1月1日对第三次修订和重新签署的平原管道有限合伙协议的第1号修正案(通过参考我们截至2013年12月31日的Form 10-K年度报告的附件3.10而并入)。
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3.10—
第七次修订和重新签署了2016年11月15日修订和重新签署的Plains All American GP LLC有限责任公司协议(通过引用附件3.3并入我们于2016年11月21日提交的8-K表格的当前报告中)。
3.11—
第八次修订和重新签署的Plains AAP，L.P.有限合伙协议，日期为2016年11月15日(通过引用附件3.4并入我们于2016年11月21日提交的当前8-K表格报告中)。
3.12—
2018年9月26日对Plains AAP，L.P.第八次修订和重新签署的有限合伙协议的第1号修正案(通过引用附件3.1并入我们于2018年10月2日提交的当前8-K表格报告中)。
3.13—
2019年5月23日对Plains AAP，L.P.第八次修订和重新签署的有限合伙协议的第2号修正案(通过引用附件3.1并入我们于2019年5月30日提交的8-K表格的当前报告中)。
3.14—
PAA财务公司注册证书(太平洋能源财务公司，PAA财务公司合并后的继承人)(参考附件3.10并入本公司截至2006年12月31日的10-K表格年度报告)。
3.15—
PAA财务公司章程(f/k/a太平洋能源财务公司，PAA财务公司的合并继承人)(参考附件3.11并入本公司截至2006年12月31日的10-K表格年度报告内)。
3.16—
2007年12月28日签署的PAA GP LLC有限责任公司协议(通过参考我们2008年1月4日提交的8-K表格当前报告的附件3.3并入)。
3.17—
Plains GP Holdings，L.P.有限合伙证书(通过参考2013年7月29日提交的PAGP注册声明S-1(333-190227)的附件3.1合并而成)。
3.18—
截至2016年11月15日的第二次修订和重新签署的Plains GP Holdings，L.P.有限合伙协议(通过引用2016年11月21日提交的PAGP当前报告8-K表的附件3.2并入)。
3.19—
2020年4月6日对Plains GP Holdings，L.P.第二次修订和重新签署的有限合伙协议的第1号修正案(通过引用2020年4月9日提交的PAGP当前报告8-K表的附件3.1并入)。
3.20—
PAA GP Holdings LLC的成立证书(通过参考2013年7月29日提交的PAGP注册声明S-1(333-190227)的附件3.3合并而成)。
3.21—
PAA GP Holdings LLC于2021年8月19日生效的第四份经修订及重订的有限责任公司协议(于截至2021年12月31日止年度的Form 10-K年度报告中参考附件3.21并入本公司)。
4.1—
作为受托人的Plains All American Pipeline，L.P.、PAA Finance Corp.和Wachovia Bank National Association于2002年9月25日签订的契约(通过参考我们截至2002年9月30日的10-Q表格季度报告的附件4.1注册成立)。
4.2—
日期为2006年5月12日的第六份补充契约(A系列和B系列6.70%优先债券，2036年到期)由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.，其中指定的附属担保人，以及作为受托人的美联银行(Wachovia Bank，National Association)作为受托人(通过引用附件4.1并入我们2006年5月12日提交的当前8-K表格报告中)。
4.3—
日期为2006年10月30日的第十次补充契约(A系列和B系列6.650%高级债券，2037年到期)由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.，其中指定的附属担保人和作为受托人的美国银行全国协会(通过参考我们2006年10月30日提交的当前报告8-K表的附件4.2并入)。
4.4—
日期为2012年3月22日的第21期补充契约(5.15%高级票据，2042年到期)由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过参考我们2012年3月26日提交的当前8-K表格报告的附件4.3并入)。
4.5—
日期为2012年12月10日的第二十二次补充契约(2.85%高级票据，2023年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会作为受托人(通过参考我们2012年12月12日提交的当前8-K表格报告的附件4.1并入)。
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4.6—
日期为2012年12月10日的第23期补充契约(4.30%高级票据，2043年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过参考我们2012年12月12日提交的当前8-K表格报告的附件4.3并入)。
4.7—
日期为2013年8月15日的第24次补充契约(3.85%高级票据到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会作为受托人(通过参考我们2013年8月15日提交的当前8-K表格报告的附件4.1并入)。
4.8—
日期为2014年4月23日的第25号补充契约(4.70%优先债券，2044年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会作为受托人(通过参考我们2014年4月29日提交的当前8-K表格报告的附件4.1并入)。
4.9—
日期为2014年9月9日的第26份补充契约(3.60%优先债券，2024年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会作为受托人(通过参考我们2014年9月11日提交的当前8-K表格报告的附件4.1并入)。
4.10—
日期为2014年12月9日的第二十八份补充契约(4.90%优先债券，2045年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过参考我们2014年12月11日提交的当前8-K表格报告的附件4.3合并)。
4.11—
日期为2015年8月24日的第29份补充契约(4.65%优先债券，2025年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会作为受托人(通过参考我们2015年8月26日提交的当前8-K表格报告的附件4.1并入)。
4.12—
日期为2016年11月22日的第三十份补充契约(4.50%优先债券，2026年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会作为受托人(通过参考我们2016年11月29日提交的当前8-K表格报告的附件4.1并入)。
4.13—
日期为2019年9月16日的第31号补充契约(3.55%高级债券到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会作为受托人(通过参考我们2019年9月17日提交的当前8-K表格报告的附件4.1并入)。
4.14—
日期为2020年6月11日的第三十二份补充契约(3.80%优先债券，2030年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会作为受托人(通过参考我们2020年6月11日提交的当前8-K表格报告的附件4.1并入)。
4.15—
2009年9月3日由Plains All American Pipeline，L.P.和Vulcan Gas Storage LLC签订的注册权协议(通过引用我们S-3表格注册声明的附件4.1，文件编号333-162477并入)。
4.16—
截至2016年1月28日，Plains All American Pipeline，L.P.与其中指定的购买者之间的注册权协议(通过参考我们于2016年2月2日提交的8-K表格的当前报告的附件4.1并入)。
4.17—
由Plains All American Pipeline，L.P.及其定义的持有人之间签订的登记权协议，日期为2016年11月15日(通过引用附件10.4并入我们于2016年11月21日提交的当前8-K表格报告中)。
4.18 †—
我们证券的描述。
10.1—
截至2021年8月20日，作为借款人的Plains All American Pipeline，L.P.和Plains Midstream Canada ULC之间的信贷协议；作为指定借款人的Plains All American Pipeline，L.P.的某些子公司；作为行政代理和摆动额度贷款人的美国银行；作为信用证发行人的美国银行、花旗银行、摩根大通银行和富国银行全国协会；和其其他贷款人(通过参考我们2021年8月26日提交的当前8-K表格报告的附件10.1而并入)。
98
目录表
财务报表索引

10.2—
截至2022年8月22日的信贷协议第一修正案：Plains All American Pipeline，L.P.和Plains Midstream Canada ULC作为借款人；Plains All American Pipeline，L.P.的某些子公司作为其不时指定的借款人；美国银行，N.A.作为行政代理和摇摆线贷款人；美国银行，N.A.，花旗银行，N.A.，摩根大通银行和富国银行，国家协会，作为信用证发行人；和其其他贷款人(通过参考我们2022年8月25日提交的当前8-K表格报告的附件10.1而并入)。
10.3—
截至2021年8月20日，在Plains Marketing，L.P.和Plains Midstream Canada ULC之间，作为借款人；Plains All American Pipeline，L.P.，作为担保人；美国银行，N.A.，作为行政代理和摇摆线贷款人；作为信用证发行人的美国银行，N.A.，JPMorgan Chase Bank，N.A.和Wells Fargo Bank，National Association；以及作为信用证发行人的其他贷款人之间，签署了第四份修订和重新签署的信贷协议。(通过引用附件10.2，将其纳入我们2021年8月26日提交的当前报告的8-K表中)。
10.4—
截至2022年8月22日的第四次修订和重新签署的信贷协议的第一修正案，借款人为Plains Marketing，L.P.和Plains Midstream Canada ULC；Plains All American Pipeline，L.P.，作为担保人；美国银行，N.A.，作为行政代理和摇摆线贷款人；美国银行，N.A.，Citibank，N.A.，JPMorgan Chase Bank，N.A.和Wells Fargo Bank，National Association，作为信用证发行人；和其其他贷款人(通过参考我们2022年8月25日提交的当前8-K表格报告的附件10.2而并入)。
10.5—
由Plains AAP，L.P.和PAA GP LLC于2007年12月28日签署的出资和承担协议(通过引用附件10.2并入我们于2008年1月4日提交的当前8-K表格报告中)。
10.6—
PAA GP Holdings LLC、Plains GP Holdings，L.P.、Plains All American GP LLC、Plains AAP，L.P.、PAA GP LLC和Plains All American Pipeline，L.P.于2016年11月15日签订的综合协议(通过引用附件10.1并入我们于2016年11月21日提交的当前8-K表格报告中)。
10.7—
由PAA GP Holdings LLC、Plains GP Holdings，L.P.、Plains All American GP LLC、Plains AAP，L.P.、PAA GP LLC和Plains All American Pipeline，L.P.于2016年11月15日修订和重新签署的行政协议(通过引用附件10.2并入我们于2016年11月21日提交的当前8-K表格报告中)。
10.8**—
修订和重新签署了Plains All American GP LLC和Greg L.Armstrong于2001年6月30日签订的雇佣协议(通过引用附件10.1并入我们截至2001年9月30日的Form 10-Q季度报告中)。
10.9**—
Plains All American GP LLC和Greg L.Armstrong于2008年12月4日修订和重新签署的雇佣协议第一修正案(通过引用附件10.49并入我们截至2008年12月31日的Form 10-K年度报告中)。
10.10**—
Plains All American GP LLC与Greg L.Armstrong于2010年12月23日签订的豁免协议(参考附件10.31并入截至2010年12月31日的Form 10-K年度报告)。
10.11**—
格雷格·L·阿姆斯特朗(Greg L.Armstrong)于2001年6月30日修订和重新签署的就业协议的2013年10月21日的豁免协议(通过引用附件10.2并入我们于2013年10月25日提交的当前8-K表格报告中)。
10.12**—
Plains All American GP LLC和Greg L.Armstrong于2018年10月1日生效的第二次修订和重新签署的雇佣协议(通过引用附件10.6并入我们截至2018年9月30日的Form 10-Q季度报告中)。
10.13**—
Plains All American GP LLC和Greg L.Armstrong于2020年1月1日生效的第三次修订和重新签署的雇佣协议(通过引用附件10.31并入我们截至2019年12月31日的Form 10-K年度报告中。
10.14**—
Plains All American GP LLC与Greg L.Armstrong于2021年12月31日生效的第三次修订和重新签署的雇佣协议的第1号修正案(通过引用附件10.12并入我们截至2021年12月31日的Form 10-K年度报告中)。
10.15**—
Plains All American GP LLC和Harry N.Pefanis于2001年6月30日签署的修订和重新签署的雇佣协议(通过引用附件10.2并入我们截至2001年9月30日的Form 10-Q季度报告中)。
99
目录表
财务报表索引

10.16**—
Plains All American GP LLC与Harry N.Pefanis于2008年12月4日修订并重新签署的雇佣协议的第一修正案(通过引用附件10.50并入我们截至2008年12月31日的Form 10-K年度报告中)。
10.17**—
2019年8月15日对Harry Pefanis修订和重新签署的雇佣协议的第2号修正案(通过引用附件10.1并入我们截至2019年9月30日的Form 10-Q季度报告中)。
10.18**—
Plains All American GP LLC与Harry N.Pefanis于2010年12月23日签署的豁免协议(在截至2010年12月31日的Form 10-K年度报告中引用附件10.32)。
10.19**—
根据Harry N.Pefanis于2001年6月30日修订及重订的雇佣协议(于2013年10月25日提交的8-K表格中的附件10.3并入)，于2013年10月21日订立豁免协议。
10.20**—
Plains All American GP LLC与Willie Chiang于2015年7月10日签订的雇佣协议(通过引用附件10.53并入我们截至2015年12月31日的Form 10-K年度报告)。
10.21**—
Plains All American GP LLC与Willie Chiang于2018年10月1日生效的修订和重新签署的雇佣协议(通过引用附件10.7并入我们截至2018年9月30日的Form 10-Q季度报告中)。
10.22**—
平原第一修正案AAP，L.P.乙类限制单位协议日期为2016年8月25日(蒋伟强)(通过参考附件10.8并入我们截至2016年9月30日的Form 10-Q季度报告中)。
10.23**—
2018年3月22日对Plains AAP，L.P.B类限制单位协议(Willie Chiang)的第二次修正案(通过引用附件10.1纳入我们截至2018年3月31日的季度报告Form 10-Q)。
10.24**—
LTIP资助函日期为2018年8月16日(Willie Chiang)，引用附件10.8并入我们截至2018年9月30日的Form 10-Q季度报告中)。
10.25**—
Plains All American 2021长期激励计划(通过参考我们于2021年4月12日提交的最终委托书的附件A并入)。
10.26**—
Plains All American 2013长期激励计划(通过引用我们于2013年10月3日提交的最终委托书的附件A并入)。
10.27**—
普莱恩斯全美巴新继任者长期激励计划(通过参考我们2013年12月31日提交的S-8(333-193139)表格注册声明的附件4.4并入)。
10.28**—
PAA天然气储存，L.P.2010年长期激励计划(通过引用PNG于2010年5月11日提交的8-K表格当前报告的附件10.2并入)。
10.29**—
Plains GP Holdings，L.P.长期激励计划(通过引用PAGP于2013年10月25日提交的8-K表格当前报告的附件10.3并入)。
10.30**—
普莱恩斯AAP，L.P.B类限制单位协议表格(通过引用附件10.1并入我们于2008年1月4日提交的当前8-K表格报告中)。
10.31**—
2013年10月18日的平原AAP，L.P.B类限制单位协议修正案表格(通过引用附件10.4并入我们于2013年10月25日提交的8-K表格的当前报告中)。
10.32**—
修订表格AAP，L.P.乙类限制单位协议日期为2016年8月25日(参考附件10.6并入我们于2016年11月8日提交的截至2016年9月30日的Form 10-Q季度报告)。
10.33**—
2018年3月22日修订和重新修订的Plains AAP，L.P.B类限制单位协议于2016年8月25日的第一修正案表格(人员)(通过参考我们截至2018年3月31日的Form 10-Q季度报告的附件10.2并入)。
10.34**—
LTIP资助函表格日期为2019年8月15日(人员)(参考附件10.2并入我们截至2019年9月30日的季度报告Form 10-Q)。
100
目录表
财务报表索引

10.35**—
LTIP授权书表格日期为2019年8月15日(董事)(于截至2019年9月30日的季度报告Form 10-Q中引用附件10.3并入)。
10.36**—
董事长期投资促进计划授权书(2020年1月)(参考我们截至2019年12月31日的10-K表格年度报告的附件10.72)。
10.37**—
LTIP资助函表格日期为2020年8月13日(人员)(参考附件10.1并入我们截至2020年9月30日的季度报告Form 10-Q中)。
10.38**—
LTIP授权书表格日期为2020年8月13日(董事)(参考附件10.1并入我们截至2020年9月30日的Form 10-Q季度报告)。
10.39**—
日期为2019年11月20日的特别保留长期保留金授权书表格(参考附件10.53并入本公司截至2020年12月31日止年度的Form 10-K年报)。
10.40**—
LTIP于2021年8月19日发出的授权书表格(名为行政人员)(于截至2021年9月30日的季度报告Form 10-Q中参考附件10.3并入)。
10.41**—
LTIP授权书表格日期为2021年8月19日(董事)(参照本公司截至2021年9月30日止季度报告10-Q表格的附件10.4)。
10.42**—
日期为2022年2月24日的经修订及重订的特别保留长期租约授权书表格(参考附件10.1并入截至2022年3月31日的Form 10-Q季度报告)。
10.43**—
LTIP于2022年8月18日发出的授权书表格(名为行政人员)(于本公司截至2022年9月30日的季度报告Form 10-Q中参考附件10.4并入)。
10.44**—
LTIP授权书表格日期为2022年8月18日(董事)(于本公司截至2022年9月30日的季度报告Form 10-Q中引用附件10.5)。
21.1 †—
Plains All American Pipeline，L.P.子公司名单
23.1 †—
普华永道会计师事务所同意。
31.1 †—
根据《交易法》规则13a-14(A)和15d-14(A)对首席执行官进行认证。
31.2 †—
根据《交易法》规则13a-14(A)和15d-14(A)对首席财务官进行认证。
32.1 ††—
根据《美国法典》第18编第1350条对首席执行官的认证。
32.2 ††—
根据《美国法典》第18编第1350条对首席财务官的认证。
101. INS†—XBRL实例文档-实例文档不显示在交互数据文件中，因为它的XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。
101.SCH†—内联XBRL分类扩展架构文档
101.CAL†—内联XBRL分类扩展计算链接库文档
101.DEF†—内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档
101.LAB†—内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档
101.PRE†—内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档
104†—封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)
†    现提交本局。
††    随信提供。
*根据S-K规则第601(B)(2)项，某些附表已被略去。如有任何遗漏的时间表，应要求将作为美国证券交易委员会的补充提供。
101
目录表
财务报表索引

**管理层补偿计划或安排。

第16项。表格10-K摘要

没有。

102
目录表
财务报表索引

签名

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

普莱恩斯全美管道，L.P.
发信人：PAA GP LLC，
其普通合伙人
发信人：普莱恩斯AAP，L.P.
它的唯一成员
发信人：Plains All American GP LLC，
其普通合伙人
发信人：/s/江威利
蒋介石，
Plains All American GP LLC首席执行官
(首席行政主任)
2023年2月28日
发信人：/s/Al Swanson
艾尔·斯旺森
普莱恩斯执行副总裁总裁和首席财务官全美GP LLC
(首席财务官)
2023年2月28日
发信人：/s/克里斯·赫伯德
克里斯·赫伯德
高级副总裁，Plains All American GP LLC财务兼首席会计官
(首席会计主任)
2023年2月28日

103
目录表
财务报表索引

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

名字标题日期
/s/江威利PAA GP Holdings LLC董事会主席兼Plains All American GP LLC首席执行官(首席执行官)2023年2月28日
蒋介石
哈里·N·佩法尼斯友邦保险控股有限公司的董事和Plains的总裁都是美国有限责任公司2023年2月28日
哈里·N·佩法尼斯
/s/Al Swanson普莱恩斯执行副总裁总裁和首席财务官All American GP LLC(首席财务官)2023年2月28日
艾尔·斯旺森
/s/克里斯·赫伯德高级副总裁，Plains All American GP LLC财务兼首席会计官(首席会计官)2023年2月28日
克里斯·赫伯德
/s/Greg L.Armstrong董事--友邦保险控股有限公司2023年2月28日
格雷格·L·阿姆斯特朗
/s/维克多·伯克董事--友邦保险控股有限公司2023年2月28日
维克多·伯克
/s/Ellen R.DeSanctis董事--友邦保险控股有限公司2023年2月28日
艾伦·R·德桑克蒂斯
凯文·麦卡锡董事--友邦保险控股有限公司2023年2月28日
凯文·麦卡锡
/s/Gary R.Petersen董事--友邦保险控股有限公司2023年2月28日
加里·R·彼得森
/s/Alexandra D.Pruner董事--友邦保险控股有限公司2023年2月28日
亚历山德拉·D·普朗纳
约翰·T·雷蒙德董事--友邦保险控股有限公司2023年2月28日
约翰·雷蒙德
/s/鲍比·S·沙科尔斯董事--友邦保险控股有限公司2023年2月28日
鲍比·S·沙科尔斯
克里斯托弗·M·坦普尔董事--友邦保险控股有限公司2023年2月28日
克里斯托弗·M·坦普尔
/s/劳伦斯·M·齐恩巴董事--友邦保险控股有限公司2023年2月28日
劳伦斯·M·齐恩巴

104
目录表
财务报表索引

普莱恩斯全美管道公司、L.P.及其子公司
合并财务报表索引
页面
合并财务报表
管理层关于财务报告内部控制的报告
F-2
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID：238)
F-3
截至2022年和2021年12月31日的合并资产负债表
F-5
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的综合业务报表
F-6
2022年、2021年和2020年12月31日终了年度综合全面收益/(亏损)表
F-7
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度累计其他全面收益/(亏损)综合变动表
F-7
截至2022年、2021年和2020年12月31日的合并现金流量表
F-8
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度合伙人资本变动表
F-9
合并财务报表附注：
F-10
1.合并列报的组织和依据
F-10
2.主要会计政策摘要
F-12
3.应收收入和应收账款
F-14
4.每个普通单位的净收益/(亏损)
F-19
5.库存、管线填充和长期库存
F-20
6.财产和设备
F-21
7.收购、资产剥离和其他交易
F-24
8.商誉
F-29
9.对未合并实体的投资
F-29
10.无形资产，净额
F-32
11.债务
F-33
12.合伙人的资本和分配
F-36
13.衍生工具和风险管理活动
F-40
14.租契
F-45
15.所得税
F-48
16.主要客户及信贷风险集中度
F-50
17.关联方交易
F-51
18.按权益指数化的薪酬计划
F-52
19.承付款和或有事项
F-53
20.细分市场信息
F-60

F-1
目录表
财务报表索引

管理层关于财务报告内部控制的报告

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

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

管理层使用了特雷德韦委员会赞助组织委员会(“COSO”)发布的题为“内部控制--综合框架”(2013年)的报告中提出的框架，以评价伙伴关系对财务报告的内部控制的有效性。根据这一评价，管理层得出结论，伙伴关系对财务报告的内部控制自2022年12月31日起有效。

截至2022年12月31日，合伙企业对财务报告的内部控制的有效性已由独立注册会计师事务所普华永道会计师事务所审计，其报告载于F-3页。
 
/s/江威利
蒋介石
Plains All American GP LLC首席执行官
(首席行政主任)
/s/Al Swanson
艾尔·斯旺森
普莱恩斯执行副总裁总裁和首席财务官全美GP LLC
(首席财务官)
2023年2月28日

F-2
目录表
财务报表索引

独立注册会计师事务所报告

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

关于财务报表与财务报告内部控制的几点看法

我们审计了Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司(“合伙企业”)截至2022年12月31日和2021年12月31日的合并资产负债表，以及截至2022年12月31日的三个年度的相关综合经营表、全面收益(亏损)表、累计其他全面收益(亏损)变动表、合作伙伴资本和现金流量变动表，包括相关附注(统称为“综合财务报表”)。我们还审计了合伙企业截至2022年12月31日的财务报告内部控制，根据内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。

我们认为，上述合并财务报表按照美利坚合众国普遍接受的会计原则，公平地列报了伙伴关系截至2022年12月31日和2021年12月31日的财务状况，以及2022年12月31日终了三年期间每年的业务成果和现金流量。我们还认为，截至2022年12月31日，伙伴关系在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由COSO发布。

意见基础

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

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

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

财务报告内部控制的定义及局限性

公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)与保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关；(2)提供合理保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；以及(Iii)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产提供合理保证。

F-3
目录表
财务报表索引

由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。

关键审计事项

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

首选分配率重置选项的公允价值

如综合财务报表附注13所述，合伙企业的A系列优先股的优先分配率重置选择权是从相关主合同中分离出来并按公允价值记录的内嵌衍生工具。截至2022年12月31日的公允价值为1.89亿美元，计入其他长期负债和递延信贷。管理层根据蒙特卡罗估值模型确定公允价值，该模型估计A系列优先股的公允价值，包括优先分配率重置选项和不包含优先分配率重置选项。该模型依赖于对10年期美国国债利率、合作伙伴共同单价和违约概率的预测假设，这些假设影响了期权何时行使的时间估计。

我们确定执行与优先分配率重置期权公允价值相关的程序是一项关键审计事项的主要考虑因素是管理层在使用蒙特卡罗估值模型制定优先分配率重置期权的公允价值估计时的重大判断。这反过来又导致审计师在执行程序和评估蒙特卡罗估值模型和管理层与10年期美国国债利率预测相关的重大假设时具有高度的判断力、主观性和努力。此外，审计工作还涉及使用具有专门技能和知识的专业人员。

处理这一问题涉及执行程序和评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。这些程序包括测试与优先分配率重置期权的公允价值有关的控制措施的有效性，包括蒙特卡罗估值模型、重要假设和制定公允价值估计所使用的数据的适当性。除其他外，这些程序还包括(I)测试估值模型中使用的A系列优先单位协议的合同信息的完整性和准确性，(Ii)评估用于估计优先分配率重置期权公允价值的投入的合理性和准确性，以及(Iii)让拥有专业技能和知识的专业人士参与，通过开发(A)独立的蒙特卡罗估值模型和(B)使用独立开发的对10年期美国国债利率的预测并将独立的公允价值范围与管理层的估计进行比较来帮助评估管理层估计的合理性。

/s/ 普华永道会计师事务所
休斯敦，得克萨斯州
2023年2月28日
自1998年以来，我们一直担任该伙伴关系的审计师。
F-4
目录表
财务报表索引


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

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$401 $449 
应收贸易账款和其他应收账款净额3,907 4,705 
库存729 783 
其他流动资产318 200 
流动资产总额5,355 6,137 
财产和设备20,020 19,257 
累计折旧(4,770)(4,354)
财产和设备，净额15,250 14,903 
其他资产
对未合并实体的投资3,084 3,805 
无形资产，净额2,145 1,960 
线型填充物961 907 
长期经营性租赁使用权资产净额349 393 
长期库存284 253 
其他长期资产，净额464 251 
总资产$27,892 $28,609 
负债和合伙人资本
流动负债
应付贸易帐款$4,044 $4,810 
短期债务1,159 822 
其他流动负债688 600 
流动负债总额5,891 6,232 
长期负债
高级票据，净额7,237 8,329 
其他长期债务，净额50 69 
长期经营租赁负债308 339 
其他长期负债和递延信贷1,081 830 
长期负债总额8,676 9,567 
承付款和或有事项(附注19)
合伙人资本
A系列首选单位持有人(71,090,468和71,090,468分别为未完成的单位)
1,505 1,505 
B系列首选单位持有人(800,000和800,000分别为未完成的单位)
787 787 
普通单位持有人(698,354,498和704,991,540分别为未完成的单位)
7,765 7,680 
不包括非控制性权益的合伙人资本总额10,057 9,972 
非控制性权益3,268 2,838 
合伙人资本总额13,325 12,810 
总负债和合伙人资本$27,892 $28,609 

附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-5
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财务报表索引

普莱恩斯全美管道公司、L.P.及其子公司
合并业务报表
(单位为百万，单位数据除外)

截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
收入
产品销售收入$55,948 $40,883 $22,058 
服务收入1,394 1,195 1,232 
总收入57,342 42,078 23,290 
成本和开支
采购及相关费用53,176 38,504 20,431 
现场运营成本1,315 1,065 1,076 
一般和行政费用325 292 271 
折旧及摊销965 774 653 
(净收益)/资产出售和资产减值损失(附注6，附注7)269 592 719 
商誉减值损失(附注8)— — 2,515 
总成本和费用56,050 41,227 25,665 
营业收入/(亏损)1,292 851 (2,375)
其他收入/(支出)
未合并实体的权益收益403 274 355 
未合并实体投资收益(亏损)/(减值)净额(附注7，附注9)346 2 (182)
利息支出(净额为#美元的资本化利息5, $18及$24，分别)
(405)(425)(436)
其他收入/(支出)，净额(219)19 39 
税前收益/(亏损)1,417 721 (2,599)
当期所得税支出(84)(50)(51)
递延所得税(费用)/福利(105)(23)70 
净收益/(亏损)1,228 648 (2,580)
可归因于非控股权益的净收入(191)(55)(10)
可归因于PAA的净收益/(亏损)$1,037 $593 $(2,590)
每普通单位净收益/(亏损)(附注4)：
分配给普通单位持有人的净收益/(亏损)--基本收益和稀释收益$831 $393 $(2,790)
未偿还的基本和稀释加权平均公用事业单位701 716 728 
每个普通单位的基本和摊薄净收益/(亏损)$1.19 $0.55 $(3.83)

附注是这些合并财务报表的组成部分。

F-6
目录表
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普莱恩斯全美管道公司、L.P.及其子公司
综合全面收益/(亏损)表
(单位：百万)

截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
净收益/(亏损)$1,228 $648 $(2,580)
其他综合收益/(亏损)(101)65 15 
综合收益/(亏损)1,127 713 (2,565)
可归属于非控股权益的全面收益(191)(55)(10)
可归因于PAA的综合收益/(亏损)$936 $658 $(2,575)

附注是这些合并财务报表的组成部分。

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

导数
仪器		翻译
调整		其他总计
2019年12月31日的余额$(259)$(674)$— $(933)
改叙调整11 — — 11 
套期保值未实现亏损(10)— — (10)
货币换算调整— 17 — 17 
其他— — (3)(3)
2020年活动1 17 (3)15 
2020年12月31日余额$(258)$(657)$(3)$(918)
改叙调整31 — — 31 
套期保值的未实现收益19 — — 19 
货币换算调整— 15 — 15 
2021年活动50 15 — 65 
2021年12月31日的余额$(208)$(642)$(3)$(853)
改叙调整7 — — 7 
套期保值的未实现收益94 — — 94 
货币换算调整— (204)— (204)
其他— — 2 2 
2022年活动101 (204)2 (101)
2022年12月31日的余额$(107)$(846)$(1)$(954)

附注是这些合并财务报表的组成部分。

F-7
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普莱恩斯全美管道公司、L.P.及其子公司
合并现金流量表
(单位：百万)
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
经营活动的现金流
净收益/(亏损)$1,228 $648 $(2,580)
将净收益/(亏损)与经营活动提供的现金净额进行核对：
折旧及摊销965 774 653 
(净收益)/资产出售和资产减值损失(附注6，附注7)269 592 719 
商誉减值损失(附注8)— — 2,515 
权益指数化薪酬支出40 23 15 
存货计价调整(附注5)— — 233 
递延所得税费用/(福利)105 23 (70)
(收益)/管线填充物销售亏损(35)— 1 
(外币重估损益)41 (7)(16)
利率套期保值工具终止结算42 — (100)
优先分配率重置期权的公允价值变动(附注13)189 (14)(20)
未合并实体的权益收益(403)(274)(355)
未合并实体收益的分配488 431 472 
(收益)未合并实体投资的损失/减值，净额(附注7，附注9)(346)(2)182 
其他16 29 23 
资产和负债变动，扣除收购：
应收贸易账款及其他649 (2,179)1,432 
库存(10)(18)(304)
应付贸易账款和其他(830)1,970 (1,286)
经营活动提供的净现金2,408 1,996 1,514 
投资活动产生的现金流
因收购而支付的现金，扣除收购现金后的净额(附注7)(149)(32)(310)
对未合并实体的投资(附注9)(14)(94)(461)
物业、设备和其他方面的附加费(455)(336)(738)
出售资产所得款项(附注7)60 881 429 
从销售管线填充物收到的现金72 3 3 
购买管线填充物所支付的现金(84)(37)(14)
其他投资活动44 1 (2)
投资活动提供/(用于)的现金净额(526)386 (1,093)
融资活动产生的现金流
商业票据计划下的净借款/(还款)(附注11)— (545)456 
高级担保对冲库存安排项下的净借款/(偿还)(附注11)— (167)(160)
偿还GO区定期贷款(附注11)— (200)— 
发行优先债券所得款项(附注11)— — 748 
偿还优先债券(附注11)(750)— (617)
回购公用单位(附注12)(74)(178)(50)
支付给A系列优先单位持有人的分配(注12)(149)(149)(149)
支付给B系列优先单位持有人的分配(附注12)(49)(49)(49)
支付给普通单位持有人的分配(附注12)(584)(517)(655)
支付给非控股权益的分配(附注12)(298)(14)(10)
非控股权益的贡献(附注12)26 1 12 
其他融资活动(53)(166)39 
用于融资活动的现金净额(1,931)(1,984)(435)
翻译调整的效果(3)(5)(8)
现金及现金等价物和限制性现金净增加/(减少)(52)393 (22)
期初现金和现金等价物及限制性现金453 60 82 
现金及现金等价物和受限现金，期末$401 $453 $60 
支付的现金：
利息，扣除资本化金额后的净额$393 $401 $428 
所得税，扣除退还金额后的净额$112 $76 $111 

附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-8
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财务报表索引

普莱恩斯全美管道公司、L.P.及其子公司
合并合伙人资本变动表
(单位：百万)

有限合伙人不包括非控制性权益的合伙人资本非控制性
利益		总计
合作伙伴的
资本
优先单位持有人普通单位持有人
A系列B系列
2019年12月31日的余额$1,505 $787 $10,770 $13,062 $133 $13,195 
净收益/(亏损)149 49 (2,788)(2,590)10 (2,580)
分发(注12)(149)(49)(655)(853)(10)(863)
其他综合收益— — 15 15 — 15 
权益指数化薪酬支出— — 19 19 — 19 
回购公用单位(附注12)— — (50)(50)— (50)
非控股权益的贡献(附注12)— — — — 12 12 
其他— — (10)(10)— (10)
2020年12月31日余额$1,505 $787 $7,301 $9,593 $145 $9,738 
净收入149 49 395 593 55 648 
分发(注12)(149)(49)(517)(715)(14)(729)
其他综合收益— — 65 65 — 65 
权益指数化薪酬支出— — 19 19 — 19 
回购公用单位(附注12)— — (178)(178)— (178)
非控股权益的贡献(附注12)— — — — 1 1 
Plains Oryx二叠纪盆地有限责任公司合资成立(注7)— — 605 605 2,651 3,256 
其他— — (10)(10)— (10)
2021年12月31日的余额$1,505 $787 $7,680 $9,972 $2,838 $12,810 
净收入149 52 836 1,037 191 1,228 
分发(注12)(149)(52)(584)(785)(298)(1,083)
其他综合损失— — (101)(101)— (101)
权益指数化薪酬支出— — 32 32 — 32 
回购公用单位(附注12)— — (74)(74)— (74)
非控股权益的贡献(附注12)— — — — 26 26 
Plains Oryx二叠纪盆地有限责任公司合资成立(注7)— — (10)(10)(16)(26)
仙人掌II管道有限责任公司交易(注7)— — — — 526 526 
其他— — (14)(14)1 (13)
2022年12月31日的余额$1,505 $787 $7,765 $10,057 $3,268 $13,325 

附注是这些合并财务报表的组成部分。

F-9
目录表
财务报表索引
普莱恩斯全美管道公司、L.P.及其子公司
合并财务报表附注

注1-合并和列报的组织和依据

组织

Plains All American Pipeline，L.P.(“PAA”)是特拉华州的一家有限合伙企业，成立于1998年。我们的业务直接或间接地通过我们的主要运营子公司进行。如本表格10-K所用，除文意另有所指外，“合伙”、“我们”及类似的术语均指PAA及其附属公司。

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

我们的非经济普通合伙人权益由特拉华州有限责任公司PAA GP LLC(“PAA GP”)持有，其唯一成员是特拉华州有限合伙企业Plains AAP，L.P.(“AAP”)。除了拥有PAA GP的所有权外，截至2022年12月31日，AAP还通过其拥有的约241.0百万个我们共同的单位(大约31占我们未偿还的普通单位总数和A系列优先单位总数的百分比)。位于特拉华州的有限责任公司Plains All American GP LLC(“GP LLC”)是AAP的普通合伙人。Plains GP Holdings，L.P.(“PAGP”)是GP LLC的唯一管理成员，于2022年12月31日拥有大约81AAP的有限合伙人权益百分比。PAA GP Holdings LLC(“PAgP”)是PAgP的普通合伙人。

作为GP LLC的唯一成员，PAGP有责任开展我们的业务和管理我们的运营；但是，PAGP的董事会对管理PAGP、AAP和我们的业务和事务负有最终责任。GP LLC雇用我们的国内官员和人员；我们的加拿大官员和人员受雇于我们的子公司Plains Midstream Canada ULC。

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

F-10
目录表
财务报表索引
普莱恩斯全美管道公司、L.P.及其子公司
合并财务报表附注
定义

以下注释中使用了其他定义的术语，其含义如下：

AOCI=累计其他综合收益/(亏损)
ASC=会计准则编撰
ASU=会计准则更新
Bcf=十亿立方英尺
BTU=英制热量单位
计算机辅助设计=加元
CODM=首席运营决策者
DERS=分销等价权
EBITDA=未计利息、税项、折旧及摊销前收益
环境保护局=美国环境保护局
FASB=财务会计准则委员会
公认会计原则=美国公认会计原则
冰=洲际交易所
ISDA=国际掉期和衍生工具协会
伦敦银行同业拆借利率=伦敦银行间同业拆借利率
LTIP=长期激励计划
麦克夫=千立方英尺
Mmbls=百万桶
MLP=主有限合伙
NGL=天然气液体，包括乙烷、丙烷和丁烷
纽约商品交易所=纽约商品交易所
美国证券交易委员会=美国证券交易委员会
TWh=太瓦时
美国=美国
美元=美元
WTI=西德克萨斯中质油

合并和列报的基础

随附的财务报表和相关附注列出并讨论了我们截至2022年、2022年和2021年12月31日的综合财务状况，以及截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度的综合运营结果、现金流、合作伙伴资本、全面收益和累计其他全面收益/(亏损)的变化。所有重大的公司间结余和交易已在合并中注销，并对前几年的信息进行了某些重新分类，以符合当前的列报方式。

随附的合并财务报表包括PAA及其所有全资子公司和其控制的实体的账目。对我们有重大影响但没有控制权的实体的投资按权益法入账。我们对我们拥有不可分割的共同利益的管道和其他资产实行比例合并。

后续事件

后续事件已在财务报表印发之日进行了评估，并酌情列入以下脚注。

F-11
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财务报表索引
普莱恩斯全美管道公司、L.P.及其子公司
合并财务报表附注
注2-重要会计政策摘要

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

采购及相关费用

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

外地业务费用以及一般和行政费用

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

外币交易/折算

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

我们的某些子公司也进行交易，并拥有以实体各自功能货币以外的货币计价的货币资产和负债。外币交易及货币资产和负债重估的损益一般计入综合业务报表。然而，属于长期投资性质的公司间外币交易产生的收益和损失以与换算调整相同的方式报告。在2022年、2021年和2020年12月31日终了年度，外币交易和货币资产及负债的重估导致确认净亏损#美元41百万美元，净收益为$7百万美元，净收益为$16在我们的综合经营报表中分别为100万美元。

现金和现金等价物

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

根据我们的政策，除非它们可以由存款资金支付，否则未付支票将被归类为应付贸易账款，而不是负现金。截至2022年和2021年12月31日，应付贸易账款包括美元25百万美元和美元19从现金和现金等价物中重新分类的未偿还支票分别为100万张。

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

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

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

我们的合同或监管义务中有一小部分与不活跃的资产或我们计划停止使用的资产有关，虽然我们无法确切地知道偿还这些义务的最终时间和成本，但我们已经对这些义务进行了合理的估计。下表列出了截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的资产报废债务负债的变化，这些变化基本上都反映在我们的综合资产负债表上的“其他长期负债和递延信贷”中(以百万计)：

十二月三十一日，
202220212020
期初余额$143 $135 $137 
已发生的负债2 2 12 
已结清的债务(1)
(26)(1)(1)
吸积费用4 4 5 
对估计现金流量的修订(1)3 (18)
期末余额$122 $143 $135 
(1)2022年的数额主要用于向第三方购买者转移与出售901号线和903号线至彭特兰管道的锡斯科至彭特兰部分有关的债务。有关更多信息，请参见附注7和19。

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

F-13
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其他重要会计政策

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

近期会计公告
2021年10月，FASB发布了ASU 2021-08，企业合并(主题805)：从与客户的合同中核算合同资产和合同负债。本指导意见要求购买方按照专题606“与客户签订合同的收入”确认和计量在企业合并中取得的合同资产和合同负债，就好像是它发起了合同一样。该指南在2022年12月15日之后开始的中期和年度内预期有效，并允许提前采用。我们从2023年1月1日起采用了这一指导方针，预计我们的采用不会对我们的财务状况、运营结果或现金流产生实质性影响。

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

2020年8月，FASB发布了ASU 2020-06，债务--可转换债务和其他期权(分专题470-20)和衍生工具和套期保值--实体自有权益的合同(分专题815-40)：实体自有权益的可转换工具和合同的会计它简化了某些具有负债和权益特征的金融工具的会计处理，包括可转换工具和关于实体自身权益的合同，取消了三种模式中的两种，即需要对嵌入的转换特征和实体为确定合同是否符合股权分类而需要进行的结算评估进行单独会计处理。本指南在2021年12月15日之后开始的中期和年度期间有效，并允许提前采用。我们从2022年1月1日起采用了这一指导方针，我们的采用并未对我们的财务状况、运营结果或现金流产生实质性影响。

2020年3月，FASB发布了ASU 2020-04，参考汇率改革(主题848)：促进参考汇率改革对财务报告的影响提供了可选的权宜之计和例外，用于将GAAP应用于参考LIBOR或其他参考利率(预计将因参考利率改革而终止)的合同、套期保值关系和其他交易。该指导意见自发布之日起至2022年12月31日生效。2022年12月，FASB发布了ASU 2022-06，参考汇率改革(主题848)：推迟主题848的日落日期，将主题848的日落日期从2022年12月31日推迟到2024年12月31日。我们将继续对合同修改适用的权宜之计和例外情况适用至2024年12月31日。

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


F-14
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注3-应收收入和应收账款

收入确认

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

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

截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
来自与客户的合同的原油部门收入
销售额$53,822 $39,635 $21,250 
交通运输745 484 570 
终止、存储和其他362 431 507 
从与客户的合同中获得的原油部门总收入$54,929 $40,550 $22,327 

截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
NGL部门与客户签订合同的收入
销售额$2,414 $2,292 $1,350 
交通运输30 25 29 
终止、存储和其他100 82 96 
来自与客户的合同的NGL部门总收入$2,544 $2,399 $1,475 

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

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

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

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

截至2022年12月31日的年度原油NGL总计
与客户签订合同的收入$54,929 $2,544 $57,473 
收入中的其他项目151 217 368 
可报告部门的总收入$55,080 $2,761 $57,841 
部门间收入抵销(499)
总收入$57,342 

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

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

最小成交量承诺。我们有某些协议，要求交易对手在商定的期限内运输或吞吐量最低数量。其中一些协议包括，如果没有达到最低数量，就有补充权。我们在提供服务期间或交易发生时记录来自交易对手的应收账款，包括与最低数量承诺相关的交易对手欠款债务金额。如果交易对手拥有与缺额相关的补充权，我们将递延应占交易对手补充权的收入作为合同负债，并随后在缺额数量交付或装运时、补充权到期时或确定交易对手利用补充权的能力较低时(以较早者为准)确认收入。

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

十二月三十一日，
对手方缺陷财务报表分类20222021
开票和收款其他流动负债$104 $63 
未开票(1)
不适用1 16 
总计$105 $79 
(1)金额与交易对手未达到其合同最低承诺额的不足有关，由于我们尚未开具或收取此类金额，因此没有反映在我们的合并财务报表中。

合同余额。我们的合同余额包括与我们尚未完成相关履约义务的服务或销售相关的已收到金额。下表列出与客户合同有关的负债余额变动情况(单位：百万)：

合同责任
2020年12月31日余额$501 
确认为收入的金额(1)
(393)
加法33 
2021年12月31日的余额$141 
确认为收入的金额(26)
加法(2)
145 
其他(31)
2022年12月31日的余额$229 
(1)包括大约$361与与储存安排和未来库存交换一起签订的原油销售协议有关的100万美元。这笔金额在2021年第一季度被确认为收入。
(2)包括大约$122与购买某些跨界工厂的额外所有权权益同时签订的天然气加工协议相关的100万欧元。这笔金额预计将在一年内确认为收入50年学期。有关更多信息，请参见注释7。
                        
剩余履约义务。以下资料包括分配给截至期末的合同规定的部分和全部未履行的剩余履约债务的对价金额，以及对这些剩余履约债务进行收入确认的时间。某些合同符合作为剩余履约义务列报的要求。这些安排包括固定的最低服务水平，通常是设定的服务量，并且不包含除有限范围内的预期定时之外的任何可变性。下表列出了截至2022年12月31日与符合列报要求的外部客户签订的合同的剩余履约义务相关的对价金额(单位：百万)：

202320242025202620272028年及其后
由最低产量承诺和产能协议支持的管道收入(1)
$329 $337 $370 $130 $94 $228 
终止、存储和其他协议收入
254 195 121 94 84 704 
总计$583 $532 $491 $224 $178 $932 
(1)计算方法为合同下的承诺量乘以当前适用的关税税率。
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上述列报不包括(1)没有最低数量承诺的传统托运人的预期收入，包括没有或有限替代管道运输选择的管道；(2)部门间收入；(3)与某些创收合同有关的对价金额，这些合同包括一个固定的最低服务水平，这些合同要么不在ASC 606的范围内，要么不符合作为剩余履约义务列报的要求。以下是由于不在ASC 606的范围内或不符合提交要求而未包括在上表中的合同的示例：

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

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

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

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

为了降低与应收账款相关的信用风险，我们采用了严格的信用审查流程。我们密切关注市场状况，并对每个客户进行信用审查，以确定将向任何给定客户提供的未结信用额度(如果有)以及我们所需的财务业绩保证的形式和金额。此类财务保证通常以预付现金、备用信用证、信用保险或父母担保的形式提供给我们。此外，为了减轻信用风险，我们与交易对手的交易中有很大一部分是以现金净额结算的。对于这些净现金安排中的大多数，我们还签订了净额结算协议(合同协议，允许我们在资产负债表上与交易对手相互冲销应收账款和应付款)。
 
出售原油的应收账款一般在行业结算日与交易对手结算，结算日通常是所有权转移月份的下一个月。否则，我们通常在产品或服务提供后30天内向客户开具发票，并通常要求在开具发票之日起30天内付款。我们每月审查所有未付应收账款余额，并记录扣除预期信贷损失后的应收账款。我们不会注销应收账款余额，直到我们用尽了基本上所有的收款努力。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们几乎所有的应收贸易账款都少于30超过发票日期的天数。我们预期的信贷损失是微不足道的。虽然我们认为我们的信贷程序足以减轻任何重大信贷损失，但当前和未来信贷损失的实际金额可能与估计金额有很大差异。

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以下是来自与客户的合同收入的应收贸易账款与应收贸易账款和其他应收账款总额的对账，显示在我们的综合资产负债表上(以百万为单位)：
十二月三十一日，
20222021
来自与客户的合同收入的应收贸易账款
$4,141 $4,031 
其他贸易应收账款和其他应收账款(1)
7,216 5,126 
与对手方抵消的合同权利所产生的影响(7,450)(4,452)
应收贸易账款和其他应收账款净额$3,907 $4,705 
(1)余额主要包括与不在ASC 606范围内的买卖安排有关的应收账款。

注4-每个普通单位的净收益/(亏损)

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

我们计算每个普通单位的基本和摊薄净收益/(亏损)的方法是，将PAA应占的净收益/(亏损)(扣除分配给优先单位持有人和参与证券的金额)除以该期间已发行的基本和摊薄加权平均普通股数量。

普通股的稀释加权平均数量是根据普通股的加权平均数加上该期间潜在稀释证券的影响来计算的，其中包括(I)我们的A系列优先股和(Ii)我们的股票指数补偿计划奖励。有关我们的A系列首选设备的更多信息，请参见注释12。有关我们的股权指数薪酬计划奖励的完整讨论，请参阅附注18。在应用FASB指南规定的IF转换方法时，可能转换的大约71在计算截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度的稀释净收益/(亏损)时，在加权平均基础上剔除了100万个A系列优先股，因为这种影响在所有时期都是反稀释的。我们考虑发行普通单位的股权指数薪酬计划奖励被认为是潜在的摊薄，除非(I)它们仅在满足业绩条件时才被授予，以及(Ii)尚未满足业绩条件。年内被视为摊薄的股权指数化补偿计划奖励，根据财务会计准则委员会发布的指导意见中库存股方法所规定的剩余未摊销公允价值，通过假设普通单位回购而减少。截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度，大约2.0百万，0.5百万美元和0.3在计算每共同单位的摊薄净收入/(亏损)时，在加权平均基础上分别扣除了100万个按权益指数编制的补偿计划奖励金，因为这一影响不改变每共同单位摊薄净收入/(亏损)的列报方式，或者其影响是反摊薄的。

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

截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
每个普通单位的基本和稀释净收益/(亏损)
可归因于PAA的净收益/(亏损)$1,037 $593 $(2,590)
分配给A系列首选单位持有人(149)(149)(149)
分配给B系列首选单位持有人(52)(49)(49)
分配给参与证券的金额(5)(2)(2)
分配给普通股持有人的净收益/(亏损)(1)
$831 $393 $(2,790)
未偿还的基本和稀释加权平均公用事业单位701 716 728 
每个普通单位的基本和摊薄净收益/(亏损)$1.19 $0.55 $(3.83)
(1)我们根据与当期净收入有关的分配计算分配给普通单位持有人的净收入/(损失)。在对适当期间的分配进行调整后，剩余的未分配收益或超过收益的分配(即未分配损失)(如果有)将根据我们在该期间有效的合伙协议的合同条款和两级法下的进一步规定分配给普通单位持有人和参与证券。
注5-库存、管线填充和长期库存

库存，包括长期库存，主要包括管道、储存设施和火车车厢中的原油和天然气，以成本或可变现净值中的较低者估值，成本采用特定库存池内的平均成本法确定。在每个报告期结束时，我们会评估存货的账面价值，并作出任何必要的调整，以将账面价值降至适用的可变现净值。由此产生的任何调整都是我们随附的综合经营报表中“采购和相关成本”的一个组成部分。不是在截至2022年12月31日或2021年12月31日的年度内录得调整。在截至2020年12月31日的年度内，我们记录的费用为233百万美元(其中40百万美元与我们的长期库存相关)与我们的原油和天然气库存因价格下降而减记有关。部分库存估值调整被确认用于对冲未来原油和NGL库存销售的衍生工具的收益所抵消。这些收益在我们所附的综合经营报表中记入了“产品销售收入”。有关我们的衍生工具和风险管理活动的讨论，请参阅附注13。

我们拥有的资产中的管线填充物按历史成本入账，包括原油和NGL。我们归类为管线填充物(I)用于填充我们所拥有的管道的桶的比例份额，即当增加的桶被泵入或进入管道时，它会迫使产品从另一个位置出来，以及(Ii)代表我们所拥有的储罐和洞穴中最低工作要求的桶。根据财务会计准则对长期资产的减值或处置进行会计处理的指导意见，对线性填充物的账面价值进行减值审查。预计不能通过未来现金流量收回的账面金额减记为估计公允价值。有关长期资产减值的进一步讨论，请参阅附注6。在2022年、2021年和2020年期间，我们没有发现任何线材填充物的实质性损害。

在确定运营库存的平均成本时，我们商业运营所需的第三方资产和我们资产中的其他工作库存的最低工作库存要求被包括在库存(流动资产)中的特定库存池中。在每个期间结束时，我们将不会在接下来的12个月内清算的存货重新分类，按照适用的存货池的平均成本从“存货”中取出，归入“长期存货”，在综合资产负债表的“其他资产”项下作为一个单独的项目反映。

F-20
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库存、管线填充物和长期库存包括以下内容(桶以千计，账面价值以百万计)：

2022年12月31日2021年12月31日
卷数单位
量测		携带
价值
价格/
单位(1)
卷数单位
量测		携带
价值
价格/
单位(1)
库存
原油6,713 桶$452 $67.33 8,041 桶$544 $67.65 
NGL7,285 桶270 $37.06 6,982 桶234 $33.51 
其他不适用7 不适用不适用5 不适用
库存小计729 783 
线型填充物
原油15,480 桶906 $58.53 15,199 桶862 $56.71 
NGL1,876 桶55 $29.32 1,633 桶45 $27.56 
线条填充小计961 907 
长期库存
原油3,102 桶246 $79.30 2,973 桶209 $70.30 
NGL1,066 桶38 $35.65 1,135 桶44 $38.77 
长期库存小计284 253 
总计$1,974 $1,943 
(1)每单位价格由与不同等级、质量和地点相关的加权平均值组成。因此，这些价格可能与任何已公布的此类产品基准不一致。

注6-财产和设备

根据我们的资本化政策，为扩大我们资产的现有运营和/或盈利能力而进行的支出以及与此类资产建设直接相关的某些成本，包括相关的内部劳动力成本、工程成本和利息成本，都是资本化的。我们还将替换和/或翻新部分或全部折旧资产的支出资本化，以维持我们现有资产的运营和/或盈利能力。为维持我们现有资产的日常运营而发生的维修和维护支出在发生时计入费用。

财产和设备净额按成本列报，由下列部分组成(以百万为单位)：

估计有用
寿命(年)
十二月三十一日，
20222021
管道和相关设施(1)
10 - 50
$13,643 $12,765 
仓库、航站楼和铁路设施
10 - 50
5,067 5,100 
卡车运输设备和其他
2 - 15
471 502 
在建工程不适用201 248 
办公物业和设备
2 - 50
312 312 
土地和其他不适用326 330 
财产和设备，毛额20,020 19,257 
累计折旧(4,770)(4,354)
财产和设备，净额$15,250 $14,903 
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(1)我们将无形资产的通行权包括在我们的管道和相关设施中，并将其计入财产和设备。

我们使用直线折旧法，根据资产的估计使用寿命和残值来计算折旧。截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日止年度的折旧费用为707百万，$652百万美元和美元563分别为100万美元。

截至2022年、2021年和2020年12月31日，我们产生的负债为46百万，$48百万美元和美元51尚未支付的在建工程费用分别为100万美元。

长期资产减值(持有和使用)

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

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

此外，当我们评估财产和设备以及其他长期资产的可回收性时，可能也有必要审查相关的折旧估计和方法。
F-22
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合并财务报表附注

2022年第三季度，作为一项常规检查后的预防措施，我们暂时停止了加州一条原油管道的服务，并启动了一项额外的测试和检查计划。在评估了此类测试的结果和加州资产不断变化的运营状况后，我们确定，由于对某些资产未来现金流的影响，我们发生了触发事件，要求我们评估在原油部门报告的加州原油资产(包括暂时闲置的管道)的账面价值的可回收性。作为我们减值审查的结果，我们注销了这些长期资产的账面价值中超出其公允价值的部分。我们确认了大约1美元的非现金损失。330百万美元，这一数字反映在“(收益)/资产出售和资产减值损失，净额“关于我们的综合经营报表。我们的估计公允价值(我们认为这是公允价值等级中的第三级计量)是基于贴现现金流量法，利用各种假设并应用大约15%，这代表我们对理论上的市场参与者对资产组的资本成本的估计。该等假设包括(但不限于)(I)未来商品数量(与历史资料及对未来钻井及完井活动的估计一致)、(Ii)关税税率、(Iii)估计固定及变动成本、(Iv)资产营运时间及(V)资产组内资产可出售的金额。

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

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

在我们2020年的减值损失中，约为415百万美元与我们位于中大陆地区的原油部门的某些管道资产有关。2020年发生的宏观经济和地缘政治条件，包括新冠肺炎疫情导致需求下降和供应过剩导致油价暴跌，以及不断变化的市场状况和预期某些地区原油产量将下降，导致我们某些资产的未来现金流预期下降，这是一个触发事件，要求我们评估此类长期资产的账面价值的可恢复性。作为我们减值审查的结果，我们注销了这些长期资产的账面价值中超出其公允价值的部分。我们的估计公允价值(我们认为这是公允价值等级中的第三级计量)是基于贴现现金流量法，利用各种假设并应用大约14%，这代表了我们对理论市场参与者的资本成本的估计。该等假设包括(但不限于)(I)未来商品数量(与历史资料及对未来钻井及完井活动的估计一致)、(Ii)关税税率、(Iii)未来商品价格(根据相关指数及适用的质量及地点差异)及(Iv)估计固定及变动成本。

剩余的2020年减值亏损与闲置或未充分利用的资产有关，主要是在我们的原油部门，包括位于西部地区的某些管道和其他长期资产，对于这些资产，已确定未来不太可能存在收回我们对这些资产的投资的机会。我们基本上注销了这些资产的所有账面价值。

F-23
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合并财务报表附注
注7-收购、资产剥离和其他交易

收购

仙人掌II

2022年11月，我们和安桥(“恩布里奇”)收购了西部中流合伙公司(“WES”)15仙人掌II管道有限责任公司(“仙人掌II”)的%权益，总金额为$265百万美元。Enbridge已被收购10%，我们获得了5%的仙人掌II，每人支付一定比例的份额($177百万美元和美元88分别为总购买价格的100万美元)。我们和Enbridge现在是仙人掌II的唯一所有者，70%和30%各自的所有权权益。我们将继续担任运营商。我们之前解释了我们的65仙人掌II的%权益作为权益法投资。除了所有权的变化外，治理方面的变化也导致了控制权的变化。我们现在控制着仙人掌II，并将仙人掌II作为合并子公司反映在我们的合并财务报表中，与Enbridge的30反映为非控股权益的%权益。

利用会计的收购方法，此次收购被记为分阶段实现的业务合并，或“阶段性收购”。作为多数股东和控股实体，我们被视为收购方，仙人掌II的前身业务是根据收购的资产和承担的负债的公允价值进行记录的，Enbridge的30仙人掌II的%权益为$526百万美元被确认为合伙人资本的非控股权益。

由于我们获得了对仙人掌II的控制权，我们之前持有的65仙人掌II的%权益被重新计量为其公允价值#美元。1.140亿美元，基于收购之日被收购业务的估值。我们在决定以前持有的权益法投资的公允价值时考虑了多个因素，包括：(I)与WES就其15仙人掌II的%权益及(Ii)贴现现金流量法。贴现现金流方法利用的贴现率为13.8%，基于理论上市场参与者将分配给企业的风险估计。在收购之前，我们通过我们的一家合并合资企业与仙人掌II建立了预先存在的关系，签订了某些容量租赁协议。与这些协议相关的仙人掌II的公允价值部分在合并中被剔除。考虑到这种影响，我们对仙人掌II的投资按公允价值重新计量，产生了#美元的收益。370百万美元。这一收益已在我们的综合经营报表中的“非合并实体投资收益(损失)/(减值)净额”项目中确认

根据适用的会计指引，收购后仙人掌II的公允价值被用作收购价格分配的转移对价。转移的对价为$1.556十亿不包括与上述容量租赁协议相关的价值，因为此类价值在我们的合并财务报表中已被剔除。

所取得的资产和承担的负债的公允价值的确定是根据适用的会计准则估计的。该分析是基于反映市场参与者假设的估计进行的。下表反映了我们对这些资产和负债的公允价值的确定(单位：百万)：

取得的可确认资产和承担的负债：估计可用寿命
(单位：年)		已确认金额
财产和设备
3-50
$1,174 
无形资产20428 
营运资本及其他资产和负债不适用(46)
$1,556 

有形资产的公允价值是公允价值等级中的第三级计量，是采用路权的市场法和其他有形资产的成本法确定的，这是根据最近类似建筑项目发生的成本确定的。无形资产的公允价值也是公允价值层次中的第三级计量，并通过应用贴现现金流量法确定。这种方法利用了大约18%，基于我们对理论市场参与者将分配给各自无形资产的风险的估计。对未来原油运输量的预测和估计的运输关税税率也是评估无形资产的关键假设。预计未来销售量和估计关税税率是以现有合同为基础的，并对预期费率上升和合同续签作出了假设。

F-24
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合并财务报表附注
无形资产的公允价值由将在其使用年限内摊销的客户关系组成，其剩余加权平均年限约为20好几年了。根据余额递减法，分配给该等无形资产的价值将摊销至收益。摊销费用约为$13截至2022年12月31日的年度内为百万美元，到2027年的未来摊销费用估计如下(以百万为单位)：

2023$61 
2024$51 
2025$47 
2026$32 
2027$32 

假设STEP收购发生在STEP收购当年之前的日历年年初的备考财务信息，以及自STEP收购日期以来的期间产生的收入和收益，对于披露目的而言并不重要。

其他收购

在截至2022年12月31日的年度内，我们还完成了以下收购：

•2022年7月收购剩余股份50$在Advantage Pipeline Holdings LLC(“Advantage”)中的%权益74百万美元，包括为营运资本支付的现金。作为这笔交易的结果，我们现在拥有100%的Advantage及其附属公司及此类实体在我们的综合财务报表中作为合并附属公司反映。

•2022年10月在非现金交易中收购了我们NGL部门包括的某些跨国工厂的额外所有权权益，据此我们同意在50年在特定的条款和条件下的期限。这笔交易作为资产收购入账。收购的跨国工厂资产和承担的负债的公允价值约为#美元。122百万美元，我们确认了一项同样可抵销的合同负债，该负债将以直线方式摊销为“服务收入”。50年协议的期限。

2020年2月，我们从Felix Energy Holdings II，LLC手中以约1美元的价格收购了Felix Midstream LLC，即现在的FM Gathering LLC300百万美元，扣除营运资本和其他调整后的净额。FM Gathering拥有并运营特拉华州盆地新建的原油收集系统，具有相关的原油储存和卡车卸货能力，并得到长期种植面积的支持。收购的资产包括在我们的原油部门。本次收购采用收购会计方法进行会计核算，收购资产和承担负债的公允价值的确定是根据适用的会计准则确定的。收购的资产主要包括公允价值为#美元的财产和设备。115百万美元和公允价值为#美元的无形资产187百万美元。有形资产的公允价值是公允价值等级中的第三级计量，是采用成本法确定的。费用办法是根据最近类似建筑项目发生的费用计算的。无形资产的公允价值也是公允价值层次中的第三级计量，并通过应用贴现现金流量法确定。这种方法利用的贴现率从18%至19%，基于我们对理论市场参与者将分配给各自无形资产的风险的估计。

资产交换

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

F-25
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合并财务报表附注
合资企业交易

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

合资企业的成立按企业合并会计收购法入账。作为多数股东及控股实体，吾等被视为收购方，而将我们的前身业务转移至合资企业的事项按历史成本入账，而Oryx Midstream前身业务则根据所收购资产及承担的负债的公允价值入账。根据适用的会计准则，Oryx Midstream在合资企业中的所有权权益的公允价值为3.230以10亿作为收购价格分配的转移对价。

上文讨论的历史成本和公允价值的组合导致合资企业的净资产约为#美元。7.529形成数十亿美元。Oryx Midstream的35二叠纪合资公司净资产的%权益被确认为合伙人资本中的非控制性权益。已确认的非控股权益与Oryx Midstream收购的资产和承担的负债的公允价值之间的差额被记录为不包括非控股权益的合伙人资本的增加。

下表列出了在与这笔交易有关的合伙人资本中确认的金额(以百万为单位)：

已确认金额
非控制性权益$2,635 
合伙人的资本，不包括非控制权益595 
$3,230 

美元的公允价值3.23010亿对价是公允价值体系中的第三级计量，是通过评估Oryx Midstream的二叠纪盆地业务的企业价值和我们对合资企业贡献的二叠纪盆地资产的企业价值来确定的。Oryx Midstream的二叠纪盆地业务的企业价值是通过加权(I)贴现现金流法和(Ii)上市公司指导性方法(“GPCM”)的结果来计算的。我们为合资企业贡献的二叠纪盆地资产的价值是基于GPCM的。贴现现金流方法利用的贴现率为11.75%，基于我们对理论上的市场参与者将分配给业务的风险的估计。对未来原油采集量和运输量的预测也是贴现现金流方法中的一个关键假设，并基于相关区域的预测钻井活动。GPCM将市盈率应用于估计收益，以得出公允价值。Oryx Midstream的二叠纪盆地业务和我们为合资企业贡献的二叠纪盆地资产的GPCM价值假设市场倍数范围为9.5至11.0，这是根据类似业务的市场倍数假设得出的。

所取得的资产和承担的负债的公允价值的确定是根据适用的会计准则估计的。该分析是基于反映市场参与者假设的估计进行的。下表反映了我们对这些资产和负债的公允价值的确定(单位：百万)：

取得的可确认资产和承担的负债估计可用寿命
(单位：年)		已确认金额
财产和设备
3-30
$1,886 
无形资产201,247 
对未合并实体的投资不适用103 
营运资本及其他资产和负债不适用(6)
$3,230 
F-26
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合并财务报表附注

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

无形资产的公允价值由将在其使用年限内摊销的客户关系组成，其剩余加权平均年限约为20好几年了。根据余额递减法，分配给该等无形资产的价值将摊销至收益。摊销费用约为$142百万美元和美元282022年12月31日和2021年12月31日终了年度分别为百万美元，到2026年的未来摊销费用估计如下(百万美元)：

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

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

从二叠纪合资企业到US和Oryx Midstream的可用现金分配受分级修改后的分享安排(MSA)的约束，最高可达十年。根据二叠纪合资公司的管理文件的条款，MSA将于2031年10月终止，如果Oryx Midstream通过向我们发送书面通知随时行使其终止MSA的权利，MSA将在更早的时间终止。在MSA终止后，每月将支付可用现金分配65%至PAA和35%到Oryx。到2022年第三季度，二叠纪合资企业按季度分发，但从2022年12月开始，在重新谈判MSA后，二叠纪合资企业开始每月向成员分发分发。

根据MSA，分配将如下(以百万为单位)：

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

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

备考及其他财务业绩

自二叠纪合资公司成立之日起，该合资公司的财务业绩已计入原油部门的经营业绩。披露Oryx Midstream前身业务于合营企业成立后一段期间的收入及收益并不可行，因为该业务并非作为独立附属公司营运。以下精选的未经审计的预计运营业绩来自PAA和Oryx Midstream的历史财务报表，并使合资企业的成立生效，就像它发生在2020年1月1日一样。预计的运营结果不包括二叠纪合资企业可能产生的任何成本节约或其他协同效应，也不包括我们为整合Oryx Midstream资产而已经或将产生的任何估计成本。这些结果不一定表明如果合并发生在2020年1月1日，实际可能发生的结果；此外，本财务信息并不是对未来结果的预测(以百万计，但按单位金额除外)：
F-27
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合并财务报表附注

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

资产剥离

在截至2022年12月31日的年度内，我们出售了若干非核心资产，总收益为60百万美元。出售的资产主要包括加利福尼亚州长滩的土地和相关资产，以及903号线的901号线和西斯夸克至宾特兰部分。这些资产此前在我们的原油部门中报告。我们确认了$的收益61600万美元与这些资产出售有关，其中一部分与向买方转让资产报废债务有关。这些金额包括在我们的综合经营报表上的“(资产出售收益/资产减值损失，净额)”中。

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

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

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

持有待售资产

2022年12月，我们达成了一项最终协议，出售我们的21将Keyera Fort Saskatchewan设施中未运营/未分割的共同权益以约加元的价格转让给Keyera Corporation365百万美元。截至2022年12月31日，我们将与此次交易相关的资产(主要是NGL部门的“财产和设备”)归类为账面价值或公允价值减去出售成本中较低者，价值约为$130百万美元，作为综合资产负债表(“其他流动资产”)上的待售资产。这笔交易于2023年2月完成。

F-28
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合并财务报表附注
注8-商誉

于2020年第一季度，我们录得减值亏损$2.515与商誉相关的10亿美元。我们的市值在第一季度大幅下降，原因是2020年发生的宏观经济和地缘政治状况，包括新冠肺炎疫情导致的需求下降和供应过剩导致的油价暴跌，以及不断变化的市场状况和预期某些地区原油产量下降，导致我们某些资产的未来现金流预期下降，我们得出的结论是，这是一个触发事件，要求我们使用现金流贴现方法，从2020年3月31日起执行量化减值测试。我们采用的贴现率约为14在确定我们每个报告单位的公允价值时，这代表了我们对理论上的市场参与者截至2020年3月31日的资本成本的估计。作为减值测试的结果，我们得出的结论是，我们每个报告单位的账面价值超过了各自的公允价值，导致每个报告单位的全部商誉余额计入减值费用。

注9-对未合并实体的投资

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

我们对未合并实体的投资包括以下内容(除百分比数据外，以百万计)：

所有权
利息于12月31日，
2022
投资余额
十二月三十一日，
实体(1)
运营类型20222021
BridgeTex管道公司，LLC(“BridgeTex”)原油管道20%$403 $406 
仙人掌II(2)
原油管道—%— 737 
卡普林管道公司原油管道54%539 531 
钻石管道有限责任公司(“钻石”)原油管道50%460 464 
鹰福特管道有限责任公司(“鹰福特管道”)原油管道50%371 363 
鹰福特码头公司Corpus Christi LLC(《鹰福特码头》)
原油码头和码头50%118 120 
Omog JV LLC(“Omog”)(3)
原油管道57%211 102 
马鞍峰原油管道30%197 209 
白色悬崖管道有限责任公司原油管道36%150 171 
WINK to Webster管道有限责任公司(“W2W管道”) (4)
原油管道16%357 345 
其他投资(5)
278 357 
对未合并实体的总投资$3,084 $3,805 
(1)这些实体的财务结果在我们的原油部分报告。
(2)2022年11月，我们又获得了一个5在仙人掌II的%权益，再加上治理方面的变化，导致我们获得了该实体的控制权。我们现在将仙人掌II作为一家合并子公司反映在我们的合并财务报表中。有关更多信息，请参见注释7。
(3)2022年11月，我们获得了Omog的额外权益。虽然我们拥有Omog 50%以上的股份，但由于合资伙伴仍保留实质性参与权，因此我们使用股权法对投资进行核算。
(4)虽然我们持有W2W管道不到20%的股份，但我们使用权益法对投资进行核算，因为我们相信我们对公司的财务和运营决策具有重大影响。
F-29
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合并财务报表附注
(5)2022年7月，我们收购了剩余的50在Advantage中的%利息。在收购之前，我们的50优势权益的百分比计入权益法投资。有关更多信息，请参见注释7。

收购

2022年第四季度，通过一项非货币交易，我们获得了Omog的额外权益，以换取以下部分的贡献二管道系统。交易完成后，我们在Omog的所有权权益增加到57自%40%。我们继续将Omog作为股权投资方法进行核算。这笔交易造成了大约#美元的损失。25百万美元，代表所贡献资产的公允价值和历史账面价值之间的差额。这一亏损反映在我们的综合经营报表上的“非合并实体投资收益(损失)/(减值)净额”中。

减值

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

堆叠。于二零二零年第三季，吾等确定，由于钻探活动持续减少，以及其作业区内相关的原油产量持续下降，故我们于Stack Pipeline LLC的投资出现非暂时性减值。我们确认了一笔$的损失。91百万美元与我们的投资账面价值超出其公允价值部分的减记有关。估计公允价值(我们认为这是公允价值等级中的第三级计量)是基于贴现现金流量法，利用各种假设并应用大约14%，这代表了我们对理论上市场参与者的资本成本的估计。该等假设包括(但不限于)(I)产量(与历史资料及对未来钻井及完井活动的估计一致)、(Ii)关税税率、(Iii)未来商品价格(根据相关指数及适用的质量及地点差异)及(Iv)估计固定及变动成本。

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

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

资产剥离

萨德尔霍恩。2020年2月，我们出售了一台10拥有Saddlehorn的%所有权权益，收益约为$78百万美元。我们录得大约$的收益。21与这次出售有关的100万美元，包括在我们的综合经营报表上的“非合并实体投资的收益(损失)/(减值)净额”中。我们继续为我们的剩余部分提供资金30按权益会计法计算的萨德尔霍恩的%权益。

分配

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

F-30
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合并财务报表附注
投稿

我们通常通过出资为我们权益法投资的开发、建设或资本投资项目的我们部分提供资金。在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内，我们的现金捐款为13百万，$82百万美元和美元445百万美元，分别支付给我们的某些权益法被投资人。我们将为开发和建设中的项目向未合并实体提供捐助所产生的利息成本资本化。我们对这些实体的贡献(包括资本化利息成本)增加了我们投资的账面价值，并作为投资活动中使用的现金反映在我们的合并现金流量表中。

基差

我们对未合并实体的投资比我们在这些实体净资产中的基础权益份额高出#美元。204百万美元和美元223分别为2022年12月31日和2021年12月31日。此类基差已计入我们综合资产负债表上投资的账面价值。应占折旧或摊销资产的基础差额部分在相关资产的估计使用年限内按直线摊销，这减少了我们综合经营报表中的“未合并实体的权益收益”。可归因于商誉的基差部分未摊销。2022年12月31日和2021年12月31日的基差主要归因于与我们在BridgeTex和Capline LLC的所有权权益有关的商誉，其余基差主要与我们未合并实体的资产建设过程中产生的资本化利息有关。

未合并主体财务信息汇总

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

十二月三十一日，
20222021
流动资产$471 $509 
非流动资产$7,579 $8,879 
流动负债$252 $366 
非流动负债$8 $15 

截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
收入$1,726 $1,320 $1,360 
营业收入$1,004 $505 $828 
净收入$1,011 $506 $826 

F-31
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合并财务报表附注
附注10-无形资产，净额

扣除累计摊销后的无形资产由以下部分组成(单位：百万)：

2022年12月31日2021年12月31日
估计有用
寿命(年)		成本累计
摊销		网络成本累计
摊销		网络
客户合同和关系(1)
1 – 29
$2,817 $(695)$2,122 $2,445 $(510)$1,935 
其他协议
1 – 70
35 (12)23 36 (11)25 
无形资产(2)
$2,852 $(707)$2,145 $2,481 $(521)$1,960 
(1)2022年与客户合同和关系有关的无形资产增加主要与仙人掌II合并时确认的资产有关。更多信息见附注7。
(2)我们包括路权，这是我们正在筹备中的无形资产，以及财产和设备中的相关设施金额。关于财产和设备的讨论见附注6。

当事件或情况显示账面价值可能无法收回时，具有有限寿命的无形资产将进行减值测试。在截至2022年12月31日的三年内，我们没有确认任何有限寿命无形资产的减值。

我们的大部分有限年限无形资产是根据余额递减法摊销的。截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的有限寿命无形资产摊销费用为#美元。254百万，$122百万美元和美元90分别为100万美元。我们估计，未来五年与有限寿命无形资产相关的摊销费用如下(以百万为单位)：

2023$296 
2024$266 
2025$241 
2026$207 
2027$186 

F-32
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注11-债务

债务由以下部分组成(单位：百万)：

十二月三十一日，
2022		十二月三十一日，
2021
短期债务
高级笔记：
3.652022年6月到期的优先债券百分比
$— $750 
2.852023年1月到期的优先债券
400 — 
3.852023年10月到期的优先债券
700 — 
其他59 72 
短期债务总额1,159 822 
长期债务
高级笔记：
2.852023年1月到期的优先债券
— 400 
3.852023年10月到期的优先债券
— 700 
3.602024年11月到期的优先债券
750 750 
4.652025年10月到期的优先债券
1,000 1,000 
4.502026年12月到期的优先债券
750 750 
3.552029年12月到期的优先债券
1,000 1,000 
3.802030年9月到期的优先债券百分比
750 750 
6.702036年5月到期的优先债券百分比
250 250 
6.652037年1月到期的优先债券
600 600 
5.152042年6月到期的优先债券
499 499 
4.302043年1月到期的优先债券
348 348 
4.702044年6月到期的优先债券
687 687 
4.902045年2月到期的优先债券
649 649 
未摊销折扣和债务发行成本(46)(54)
优先票据，扣除未摊销折扣和债务发行成本后的净额7,237 8,329 
其他长期债务：
其他50 69 
长期债务总额7,287 8,398 
债务总额(1)
$8,446 $9,220 
(1)我们的固定利率优先票据的面值约为$。8.410亿美元9.1分别为2022年12月31日和2021年12月31日的10亿美元。我们估计这些票据的总公允价值约为$7.610亿美元9.9分别为2022年12月31日和2021年12月31日的10亿美元。我们的固定利率优先票据在机构之间交易，这些交易通常由报告服务机构发布。我们对公允价值的确定是基于报告期末报告的交易活动。我们估计，根据我们的信贷安排和商业票据计划，未偿还借款的账面价值接近公允价值，因为利率反映了当前的市场利率。我们的优先票据、信贷安排和商业票据计划的公允价值估计基于可观察到的市场数据，并被归类为公允价值等级的第二级。

F-33
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商业票据计划

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

信贷协议

高级担保套期保值库存工具。我们有一项信贷协议，规定优先担保对冲库存安排，承诺借款能力为#美元。1.35十亿美元。在获得额外或增加的贷款人承诺以及其他条款和条件的情况下，该贷款的承诺能力可能会增加到#美元。1.9十亿美元。信贷协议规定签发最高可达#美元的信用证。400百万美元。该融资机制的收益主要用于为购买或存储的对冲库存提供资金，包括纽约商品交易所和洲际交易所的保证金存款。承诺贷款项下的这类债务由融资存货和相关应收账款担保，并从出售融资存货的收益中偿还。在吾等选择的情况下，借款应根据信贷协议中定义的某些浮动利率指数计息，在每一种情况下，外加基于吾等在适用时间的信用评级的保证金。修订后的信贷协议还规定一或更多一年制延期，取决于适用的批准和其他条款和条件。2022年8月，我们修改了这项协议，其中包括将现有贷款机构的贷款到期日延长至2025年8月。

优先无担保循环信贷安排。我们有一项信贷协议，规定优先无担保循环信贷安排，承诺借款能力为#美元。1.35亿美元，其中400一百万元可用于签发信用证。在获得额外或增加的贷款人承诺以及其他条款和条件的情况下，承诺能力可能会增加到#美元2.1十亿美元。在吾等选择的情况下，借款应根据信贷协议中定义的某些浮动利率指数计息，在每一种情况下，外加基于吾等在适用时间的信用评级的保证金。信贷协议规定一或更多一年制延期，取决于适用的批准和其他条款和条件。2022年8月，我们修改了这项协议，其中包括将现有贷款机构的贷款到期日延长至2027年8月。

GO区定期贷款。2021年8月，关于出售Southern Pines天然气储存设施，我们偿还了#美元200一百万美元的定期贷款(“GO区定期贷款”)，这些贷款最初是与我们收购该融资机制有关的。有关更多信息，请参见注释7。

高级附注

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

优先债券发行。下表汇总了截至2022年12月31日的三年内我们发行的优先无担保票据(单位：百万)：

年描述成熟性面值付息日期
2020
3.80发行的优先债券百分比99.794面值的百分比
2030年9月$750 3月15日和9月15日

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优先债券偿还。 在截至2022年12月31日的三年内，我们全额偿还了以下优先无担保票据(以百万计)：

年描述还款日
2022
$750百万3.652022年6月到期的优先债券百分比
2022年3月
(1)
2020
$600百万5.002021年2月到期的优先债券百分比
2020年11月
(2)
(1)根据我们的商业票据计划，我们用手头的现金和借款偿还了这些优先票据。
(2)我们用我们的收益偿还了这些优先票据3.802020年6月发行的优先票据和手头现金的百分比。

2023年1月31日，我们赎回了我们的2.85%, $400百万张高级票据。我们利用手头的现金和我们商业票据计划下的借款来偿还这些优先票据。

到期日

截至2022年12月31日，我们的未偿还优先票据的加权平均到期日约为9好几年了。下表列出了这类优先票据在未来五年及以后按合同安排的到期日总额。列报的数额不包括未摊销折扣和债务发行成本。

历年
付款
(单位：百万)
2023$1,100 
2024$750 
2025$1,000 
2026$750 
2027$— 
此后$4,783 

契诺和遵约

我们循环信贷安排的信贷协议(这会影响我们获得商业票据计划的能力，因为它们提供了支持我们短期信用评级的财务支持)和管理我们优先票据的契约包含交叉违约条款。如果任何违约或违约事件持续，我们的信用协议禁止申报或支付对单位的分配，或购买或赎回单位。此外，这些协议包含各种公约，限制了我们的能力，其中包括：

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

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

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根据我们的信用协议或契约违约，将允许贷款人加快未偿债务的到期日。只要我们遵守我们的信贷协议中的规定，我们分发可用现金的能力就不受限制。截至2022年12月31日，我们遵守了信贷协议和契约中包含的契约。

借款和还款

截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度，我们的信贷安排和商业票据计划的借款总额约为$25.0亿，美元32.510亿美元29.3分别为10亿美元。根据我们的信贷安排和商业票据计划，总还款额约为$25.0亿，美元33.210亿美元29.0截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度分别为10亿美元。总借款和还款总额的差异受各种业务和财务因素的影响，包括但不限于一般合伙企业借款活动的时间、平均期限和方法。

信用证

关于我们的商人活动，我们向某些供应商提供不可撤销的备用信用证，以确保我们有义务购买和运输原油和天然气。这些信用证是在我们的优先无担保循环信贷安排和我们的优先担保对冲库存安排下签发的，我们与这些购买义务有关的负债记录在我们购买原油或NGL当月的资产负债表上的应付账款中。一般来说，这些信用证的签发期限最长为七十天并且在每个交易完成时被终止。此外，我们还签发信用证，以支持保险计划、衍生品交易，包括与对冲相关的保证金义务，以及建筑活动。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们的未偿还信用证金额为$。102百万美元和美元98分别为100万美元。

发债成本

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

附注12-合伙人的资本和分配

未完成的单位

截至2022年12月31日，合伙人资本由未偿还的普通股以及A系列和B系列优先股组成，这代表了我们的有限合伙人权益，并使其持有人有权参与分配，并行使我们的合伙协议中概述的其他权利或特权。我们的普通合伙人对我们有非经济利益。

A系列首选单位

我们的A系列优先股于2016年以私募方式发行，发行价为1美元。26.25每单位(“发行价”)。A系列优先股代表我们的有限合伙人权益，与我们的B系列优先股并列，在分配权和清算权利方面优先于我们的普通单位和我们的其他类别或系列的股权证券。A系列优先股的持有者将根据惯例的反摊薄调整获得累计季度分配，分配给在以下时间内登记的单位持有人45每个季度结束后的几天。

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最初的系列A优先单位分布等于$0.525每单位(美元)2.10每单位年化)。有一段时间30在(A)A系列优先股于2016年1月28日发行日(“发行日”)五周年和(B)发行日之后的每个周年日之后的几天内，A系列优先股持有者以多数票表决的方式可作出一-时间选举，将A系列优先单位分配利率重置为等于当时适用的10年期美国国债加5.85%(“首选分配率重置选项”)。首选分配率重置选项将作为嵌入派生项入账。有关其他信息，请参阅附注13。如果A系列优先股的持有人已行使优先分配率重置选择权，则在下列任何时间30于发行日六周年后六天内，我们可赎回全部或任何部分A系列优先股，以换取现金、普通单位(价值为95在我们的合伙协议中指定的交易日期间，我们的共同单位的成交量加权平均价格的百分比)或现金和共同单位的组合，赎回价格等于110发行价格的%，外加任何应计和未支付的分派。2023年1月，我们收到通知，A系列优先单位持有人选择了优先分配率重置选项。自2023年1月31日起，新的A系列首选单元分配率等于9.375按原来发行价计算的年息百分比(约$2.46每单位年化)。将于2023年5月支付的季度分配将反映按比例分配的金额为#美元。0.58516每单位。

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

B系列首选单位

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

B系列优先股的清算优先权为#美元。1,000每单位。我们B系列优先股的持有者有权在我们的普通合伙人宣布从合法可用资金中为此目的获得累计半年或季度现金分配(视情况而定)。到2022年11月15日，B系列优先股的分配每半年支付一次，在5月15日和11月15日拖欠。在2022年11月15日之后，分配在每年的2月、5月、8月和11月的15天按季度支付欠款。从2017年10月10日起至2022年11月15日(含该日)的B系列首选单元的初始分配率为6.125每单位每年清算优先权的百分比(等于$61.25每单位每年)。在2022年11月15日及之后，B系列优先股的分配在每个分配期内按清算优先选项的百分比累积，该百分比等于适用的三个月LIBOR(或，如果终止，则由计算机构确定的替代或后续利率)加上4.11%。2023年2月15日支付的季度分配率为8.71614% ($22.27每个B系列首选单元)。

在任何时候，我们都可以选择全部或部分赎回B系列优先股，赎回价格为$1,000按B系列优先股加一笔金额，相当于截至赎回日(但不包括赎回日)的所有累积和未付分派，不论是否宣布。

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下表列出了我们的首选单位和通用单位的活动：

有限合伙人
A系列
首选单位
B系列
首选单位		公共单位
截至2019年12月31日未偿还
71,090,468 800,000 728,028,576 
普通股回购计划下普通单位的回购和注销
— — (6,222,748)
股权指数化薪酬计划下共同单位的发行
— — 574,588 
截至2020年12月31日未偿还
71,090,468 800,000 722,380,416 
普通股回购计划下普通单位的回购和注销— — (18,061,583)
股权指数化薪酬计划下共同单位的发行
— — 672,707 
截至2021年12月31日的未偿还债务
71,090,468 800,000 704,991,540 
普通股回购计划下普通单位的回购和注销— — (7,251,361)
股权指数化薪酬计划下共同单位的发行
— — 614,319 
在2022年12月31日未偿还
71,090,468 800,000 698,354,498 

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

于截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度内，我们透过公开市场购买计划下的普通单位，总购买价为$74百万，$178百万美元和美元50分别为百万美元，包括佣金和手续费。回购的普通股在收购后立即注销，我们持有的与回购的普通股相关的PAgP C类股票也是如此。截至2022年12月31日，该计划下的剩余可用容量为$198百万美元。

收入分配

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

为了确定每普通单位的基本和稀释净收入，收入按照财务会计准则委员会在计算每单位收益时规定的规定进行分配，包括从普通单位持有人可用收入中扣除可归因于我们的A系列和B系列优先单位的分配。有关更多信息，请参见注释4。

分派给单位持有人

根据我们的合伙协议，在向我们的优先股持有者分配后，我们将剩余的可用现金分配给在以下时间内登记在册的普通股持有人45每个季度结束后的几天。可用现金通常被定义为我们在每个季度末手头的所有现金和现金等价物，减去我们普通合伙人为未来需求而建立的准备金。我们的可用现金还包括季度结束后借款产生的手头现金。

F-38
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首选单位分布

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

现金分配
年首轮优先股持有人B系列优先单位持有人
2022$149 $49 
2021$149 $49 
2020$149 $49 

2023年2月14日，我们支付了现金分配$37百万美元给我们的首轮首选单位持有人。于2022年12月31日，该金额应计为综合资产负债表中“其他流动负债”的应付分派。2023年2月15日，我们支付了现金分配美元18百万美元给我们的B系列首选单位持有人。在2022年12月31日，大约是$9向我们的B系列优先单位持有人支付的应计分配中，有100万美元包括在我们综合资产负债表的“其他流动负债”中。

公共单位分布

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

已支付的分配
分配单位：
公共单位
年公众AAP总计
2022$383 $201 $584 $0.8325 
2021$341 $176 $517 $0.7200 
2020$432 $223 $655 $0.9000 

2023年1月9日，我们宣布现金分配为$0.2675在我们杰出的共同单位中的每个单位。总分发额为$1872023年2月14日，在2022年10月1日至2022年12月31日期间，向2023年1月31日收盘时登记在册的单位持有人支付了100万英镑。在这笔钱中，大约有$65向AAP支付了100万美元。

附属公司的非控股权益

截至2022年12月31日，我们子公司的非控股权益包括：(I)35二叠纪合资公司的%权益，(Ii)a30仙人掌II及(Iii)a的%权益33红河管道有限责任公司(“红河”)的%权益。导致确认二叠纪合资企业和仙人掌二期非控股权益的交易如下所述。

2022年11月，我们又获得了一个5在仙人掌II的%权益，再加上治理方面的变化，导致我们获得了该实体的控制权。我们拥有70占仙人掌II的百分比，并在我们的合并财务报表中反映该实体为合并子公司，Enbridge30%的权益占非控股权益。这笔交易导致确认合伙人的资本可归因于非控股权益约#美元。526百万美元。有关这项交易的更多详情，请参阅附注7。

2021年10月，我们与Oryx Midstream成立了一家合资企业--二叠纪合资企业。我们拥有65%的二叠纪合资企业和基于控制的整合，与Oryx Midstream的35%的权益占非控股权益。这笔交易导致确认合伙人的资本可归因于非控股权益约#美元。2.610亿美元，并增加我们合作伙伴的资本，不包括非控股权益约为$595百万美元。有关这项交易的更多详情，请参阅附注7。

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对非控股权益的分配

根据二叠纪合资企业的管理文件的条款，除了在2022年第一季度支付的首次分配外，来自二叠纪合资企业的可用现金的分配须遵守经修订的分级分享安排。有关更多信息，请参见注释7。可供分配的现金是手头的现金减去为正常业务和资本项目提供资金所需的现金数额。仙人掌二号和红河的分配按每个所有者在实体中的权益比例支付。下表详细说明了在所列年度内支付给非控股权益的分配(单位：百万)：

202220212020
二叠纪合资企业(1)
$273 $— $— 
仙人掌II4 — — 
红河21 14 10 
$298 $14 $10 
(1)来自二叠纪合资企业的初始分配是在2022年第一季度支付的，大约为#美元。54支付给非控股权益的百万美元。

非控制性权益的贡献

在截至2022年12月31日的年度内，我们收到了一笔$26来自与收购剩余股份相关的二叠纪合资企业的非控股权益50在Advantage中的%利息。有关更多信息，请参见注释7。

于截至二零二零年十二月三十一日止年度内，本公司收到红河之非控股权益所提供之捐款$12100万美元与管道运力扩张有关。

注13-衍生品与风险管理活动

我们确定核心业务活动背后的风险，并在确定这样做有价值时，使用风险管理策略来缓解这些风险。我们使用各种衍生工具来优化我们的利润，同时管理我们对大宗商品价格风险和利率风险的敞口。我们的商品价格风险管理政策和程序旨在通过监控我们的衍生品头寸以及实物数量、等级、地点、交货时间表和存储容量，帮助确保我们的对冲活动解决我们的风险。我们的利率风险管理政策和程序旨在监控我们的衍生品头寸，并确保这些头寸与我们的目标和批准的策略一致。我们的政策是将衍生工具用于风险管理目的，而不是为了投机商品价格或利率的变化。当我们应用套期保值会计时，我们的政策是正式记录套期保值工具和被套期保值项目之间的所有关系，以及我们进行对冲的风险管理目标。这一过程包括对套期保值工具和被套期保值交易的具体识别、被套期保值风险的性质以及如何评估套期保值工具的有效性。 在对冲关系开始时，我们评估所采用的衍生品在抵消预期对冲交易的现金流变化方面是否非常有效。在整个套期保值关系中，追溯和预期的套期保值效果是在定性的基础上进行评估的。

我们在资产负债表上将所有未平仓衍生品记录为按公允价值计量的资产或负债。除非符合特定的对冲会计准则，衍生品的公允价值变动目前在收益中确认。对于被指定为现金流量对冲的衍生品，公允价值的变化在AOCI中递延，并在相关对冲交易在收益中确认的期间在收益中确认。未在套期保值关系中指定用于会计目的的衍生品在每个期间的收益中确认。与我们的衍生活动相关的现金结算与我们的综合现金流量表中的相关对冲项目被归类在同一类别。

我们的金融衍生品用于对冲风险，通过ISDA主协议和清算经纪协议进行管理。这些协议包括关于我们或我们的交易对手违约时抵销权的规定。如果发生违约，双方都有权将应付和应收款项净额纳入双方之间的单一净结算额。
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合并财务报表附注

截至2022年12月31日及2021年12月31日，我们的未偿还衍生品均未包含任何与信用风险相关的或有特征，这些特征会在我们的信用评级发生任何变化时对我们造成重大不利影响。虽然吾等可能被要求就透过结算经纪账户进行交易的交易所买卖衍生工具提交保证金，但吾等并不要求未结算的衍生工具交易对手向吾等提交抵押品。

商品价格风险对冲

我们的核心业务活动涉及某些与商品价格相关的风险，我们通过各种方式管理这些风险，包括使用衍生品工具。我们的政策是(I)只购买我们有销售市场的库存，(Ii)安排我们的销售合同，使价格波动不会对我们的运营收入产生重大影响，以及(Iii)不收购和持有材料实物库存或衍生品以投机大宗商品价格变化。下文描述了我们业务活动中固有的与大宗商品相关的重大风险。

在我们正常的运营过程中，我们购买和销售商品。我们使用衍生品来管理相关风险并优化利润。截至2022年12月31日，与这些活动相关的净衍生品头寸包括：
•净多头头寸3.9与我们的原油购买相关的100万桶，2023年1月按比例平仓，以匹配月平均定价。
•净短时间价差头寸为6.4100万桶，这对冲了我们预期的原油租赁收集购买的一部分，直到2024年12月。
•净原油基础价差头寸为2.6到2024年12月，多个地点的石油产量将达到100万桶。这些衍生品使我们能够锁定等级和区位基准差异。
•净空头头寸18.4截至2024年6月的百万桶与原油和NGL库存的预期净销售相关。

我们购买天然气用于加工和运营需要。此外，我们购买用于分馏的NGL混合物，并销售由此产生的个别规格产品(包括乙烷、丙烷、丁烷和冷凝油)。结合这些活动，我们对冲与购买天然气和随后销售个别规格产品相关的价格风险。下表汇总了截至2022年12月31日，我们用于对冲与我们的天然气加工和NGL分馏活动相关的预期购买和销售相关的价格风险的未平仓衍生品头寸。

名义体积
(短)/长		剩余男高音
购买天然气
47.7Bcf
2024年12月
丙烷销量
(9.1)MMbls
2024年12月
丁烷销售量
(2.1)MMbls
2024年12月
凝析油销售
(0.8)MMbls
2024年12月
燃料气规定(1)
7.3Bcf
2023年12月
电源要求(1)
0.4TWh
2023年12月
(1)对我们加拿大天然气加工和分馏工厂的部分电力供应和燃料气需求进行对冲的头寸。

符合衍生工具定义但不符合或未指定为正常购买及正常销售范围例外的实物商品合约，按公允价值计入资产负债表，公允价值变动于收益中确认。我们已确定，我们的几乎所有实物商品合同都符合正常购买和正常销售范围的例外条件。

F-41
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合并财务报表附注
出于会计目的，我们的商品衍生品没有被指定为对冲关系；因此，公允价值的变化在收益中报告。下表汇总了我们在收益中确认的大宗商品衍生品的影响(单位：百万)：

截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
产品销售收入$179 $(710)$(302)
现场运营成本59 71 5 
商品衍生品交易的净收益/(亏损)$238 $(639)$(297)

我们的会计政策是，当存在主净额结算安排时，与同一交易对手签订的衍生品资产和负债相互抵销。因此，我们也用与现金保证金相关的金额抵销衍生资产和负债。我们的交易所交易衍生品通过结算经纪账户进行交易，并受各自交易所制定的保证金要求的约束。每天，我们的账户权益(包括我们的现金余额和我们未平仓衍生品的公允价值之和)与我们的初始保证金要求进行比较，从而支付或返还差异保证金。下表提供了我们的经纪人应收/(应付)净额的组成部分(以百万为单位)：

十二月三十一日，
20222021
初始利润率$93 $133 
差额边际已过帐/(已退回)(236)173 
信用证(25)(47)
应收经纪人净额/(应付)$(168)$259 

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

2022年12月31日2021年12月31日
抵押品净额结算的效果资产负债表列示的账面净值抵押品净额结算的效果资产负债表列示的账面净值
商品衍生品商品衍生品
资产负债资产负债
衍生资产
其他流动资产$300 $(71)$(168)$61 $90 $(210)$259 $139 
其他长期资产，净额9 (5)— 4 3 — — 3 
衍生负债
其他流动负债2 (13)— (11)4 (24)— (20)
其他长期负债和递延信贷— — — — 3 (9)— (6)
总计$311 $(89)$(168)$54 $100 $(243)$259 $116 

利率风险对冲

我们使用利率衍生品来对冲因债务发行而产生的利息支付相关的基准利率。我们用来管理这一风险的衍生品工具包括远期起始利率互换和国库锁定。这些衍生品被指定为现金流对冲。因此，公允价值变动在AOCI中递延，并因产生与相关债务相关的利息支出而重新分类为利息支出。

F-42
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下表汇总了截至2022年12月31日的未偿还利率衍生品的条款(名义金额以百万为单位)：

对冲交易
数量和类型
使用的衍生品
概念上的
金额
预期
终止日期
锁定的平均速率
会计核算
治疗
预期利息支出
8远期起始掉期
(30-年)
$200 6/15/20231.38 %现金流对冲
预期利息支出
4远期起始掉期
(30-年)
$100 6/14/20240.74 %现金流对冲

截至2022年12月31日，净亏损为1美元。107在AOCI递延的百万美元。预计在AOCI记录的递延净亏损将与与相关债务工具相关的利息支出应计项目同时重新分类为未来收益。在截至2022年12月31日的年度内，我们终止了$100此前预计将于2024年6月终止的百万名义利息对冲工具的收益为#美元42百万美元。提前终止并未对套期保值工具与被套期保值项目之间的关系造成影响。我们估计，由于基础对冲交易影响收益，到2054年，几乎所有剩余的递延亏损都将重新归类为收益。其中一部分是基于截至2022年12月31日的市场价格；因此，需要重新分类的实际金额将有所不同，并可能因市场状况的变化而发生重大变化。

下表汇总了在AOCI中确认的衍生品未实现净收益/(亏损)(单位：百万)：

截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
利率衍生工具，净额$94 $19 $(10)

截至2022年12月31日，我们的利率套期保值的公允价值净额，包括在我们综合资产负债表上的“其他流动资产”和“其他长期资产，净额”，合计为#美元。75百万美元和美元45分别为100万美元。截至2021年12月31日，这些套期保值的公允净值总计为#美元。65并被计入“其他长期资产，净额”。

首选分配率重置选项
 
如果嵌入的衍生品的经济特征和风险与主合同的经济特征和风险没有明确和密切的联系，则不符合衍生品的全部定义的合同中的衍生品特征必须分开并单独核算。我们A系列优先股的首选分配率重置选项是一种嵌入式衍生品，必须从相关的主机合同、我们的合作伙伴协议中分离出来，并以公允价值记录在我们的综合资产负债表中。出于会计目的，这种嵌入衍生工具不在套期关系中指定，公允价值的相应变化在我们的综合经营报表的“其他收入/(费用)，净额”中确认。截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日止年度，我们确认净亏损为189百万美元，净收益为$14百万美元，净收益为$20分别为100万美元。首选分配率重置选项的公允价值，包括在“其他长期负债和递延信贷“在我们的综合资产负债表上，总额为$189百万美元及以下1分别为2022年12月31日和2021年12月31日。2023年1月，我们收到通知，A系列优先单位持有人选择了优先分配费率重置选项，该选项将对2023年5月支付的分配生效。有关A系列首选设备和首选分配率重置选项的更多信息，请参见注释12。

F-43
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合并财务报表附注
经常性公允价值计量

衍生金融资产和负债

下表按公允价值层级列出了按公允价值经常性核算的金融资产和负债(以百万计)：

截至2022年12月31日的公允价值截至2021年12月31日的公允价值
经常性公允价值计量(1)
1级2级3级总计1级2级3级总计
商品衍生品$(7)$229 $— $222 $(17)$(124)$(2)$(143)
利率衍生品— 120 — 120 — 65 — 65 
首选分配率重置选项— — (189)(189)— — — — 
衍生工具净资产/(负债)总额$(7)$349 $(189)$153 $(17)$(59)$(2)$(78)
(1)衍生工具资产及负债按净额列示，但不包括相关现金保证金存款。

1级

公允价值等级的第一级包括交易所交易的商品衍生品和场外商品合约，如期货和掉期。交易所交易商品衍生品和场外商品合约的公允价值是基于活跃市场的未调整报价。

2级

公允价值等级的第二级包括交易所清算的商品衍生品和场外商品和利率衍生品，这些衍生品在交易量和交易频率低于活跃市场的可观察市场进行交易。此外，它还包括某些实物商品合约。这些衍生品的公允价值与市场可观察到的投入相印证。

3级

公允价值层次的第3级包括某些实物商品和其他合约、场外期权以及我们的合伙协议中包含的优先分配率重置选项，该选项被归类为嵌入衍生品。

我们的3级实物商品及其他合约和场外期权的公允价值是基于利用重大时机估计的估值模型，其中涉及管理层判断，以及来自可观察和不可观察市场的定价投入，但成交量和交易频率低于活跃市场。与这些估计和投入的重大偏离可能导致公允价值的重大变化。我们在我们的合并经营报表中报告与这些合同相关的未实现损益为产品销售收入.

我们的合作协议中包含的A系列优先股的优先分配率重置选项的公允价值是基于蒙特卡罗估值模型，该模型估计了A系列优先股在有和没有优先分配率重置选项的情况下的公允价值。该模型依赖于对10年期美国国债利率、我们的公共单价和违约概率的预测假设，这些假设影响了期权何时行使的时间估计。总体而言，十年期美国国债利率的增加将增加该功能的公允价值以及我们的负债和费用。对未来的影响其他收入/(支出)，净额“这取决于投入之间的关系如何变化。

F-44
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合并财务报表附注
3级净资产/(负债)前滚

下表对分类为3级的衍生品的期初和期末余额的公允价值变化进行了对账(以百万为单位)：

截至十二月三十一日止的年度：
20222021
期初余额$(2)$(29)
计入收益的当期净收益/(亏损)(189)15 
聚落2 12 
期末余额$(189)$(2)
期末仍持有的与3级衍生品有关的收益中包括的未实现收益/(亏损)的变化
$(189)$15 

附注14-租契

承租人
我们评估所有签订或修改的协议，这些协议向我们传达了在一段时间内使用财产或设备的情况，以确定协议是否为或包含租赁。在确定我们是否获得指示使用已确定的财产或设备的权利时，需要作出重大判断。我们根据不可取消和可取消的经营和融资租赁租赁某些财产和设备。我们的经营租赁主要涉及轨道车、办公空间、土地、车辆和储油罐，我们的融资租赁主要涉及拖拉机拖车、土地、储油罐和车辆。我们的其中一份融资租赁是为一家股权投资公司拥有的储油罐提供的，我们在该公司拥有50%的利息。对于初始期限大于12个月的租赁，我们在资产负债表上确认使用权资产和租赁负债。初始期限为12个月或以下的租约不计入资产负债表。我们选择了非租赁成分分离，对于我们作为承租人的某些类别的资产来说，这是切实可行的权宜之计。我们的租赁协议剩余的租赁条款包括一年到大约58好几年了。如果适用，此范围包括与租赁相关的附加条款，我们有理由确定将对这些条款行使续签选择权，并且此类续订选择权被确认为我们使用权资产和租赁负债的一部分。我们有续订租约的选择，条款范围从一年至25未被确认为我们使用权资产或租赁负债的一部分的年份，因为我们已确定我们不能合理地确定行使续期选择权。

我们的某些租约有可变租金，其中许多是基于市场指数的变化，如消费物价指数。我们的拖拉机拖车租赁协议包含相当于租赁期结束时拖拉机拖车公平市场价值的剩余价值担保，如果我们选择不以等于公允价值的金额购买资产。我们的租赁协议不包含任何实质性的限制性契约。

在确定租赁付款的现值时，我们使用租赁中隐含的贴现率，当贴现率很容易确定时；然而，对于我们的大多数租赁来说，这个贴现率并不容易确定。对于贴现率不能轻易确定的租赁，我们利用反映抵押借款的递增借款利率以及反映我们租赁组合的付款和条款，根据租赁开始日的信息对租赁付款进行贴现。

下表列出了租赁费用的组成部分，包括在收入中确认的金额和资本化的金额(以百万计)：

截至十二月三十一日止的年度：
租赁费202220212020
经营租赁成本$91 $96 $111 
短期租赁成本18 19 31 
其他(1) (2)
15 14 8 
总租赁成本$124 $129 $150 
F-45
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合并财务报表附注
(1)包括融资租赁成本、可变租赁成本和转租收入。
(2)包括大约$8百万，$8百万美元，以及$6于截至二零二二年、二零二一年及二零二零年十二月三十一日止年度，分别与权益法被投资人拥有的租赁储油罐有关连，而吾等在该权益法投资公司拥有50%的利息。

下表列出了与租赁交易产生的现金流有关的信息(单位：百万)：

截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
为计量租赁负债所包括的金额支付的现金：
经营租赁的经营现金流$92 $91 $108 
融资租赁的营运现金流$6 $7 $5 
融资租赁的现金流融资$12 $11 $19 
因获得新的使用权资产或修改而产生的租赁负债的非现金变化：
经营租约$43 $94 $5 
融资租赁 (1)
$2 $1 $32 
(1)包括$25截至2020年12月31日的年度，与权益法被投资人拥有的租赁储罐相关的百万美元，我们在该公司拥有50%的利息。

与加权平均剩余租赁期限和贴现率相关的信息如下表所示：

十二月三十一日，
20222021
加权-平均剩余租期(以年为单位)：
经营租约1211
融资租赁99
加权平均贴现率：
经营租约4.3 %4.2 %
融资租赁12.3 %11.6 %

F-46
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合并财务报表附注
下表显示了我们的经营和融资租赁使用权资产和负债在我们的综合资产负债表上的金额和位置(以百万为单位)：

十二月三十一日，
租契资产负债表位置20222021
资产
经营性租赁使用权资产长期经营性租赁使用权资产净额$349 $393 
融资租赁使用权资产 (1)
财产和设备$124 $136 
累计折旧(41)(37)
财产和设备，净额$83 $99 
租赁使用权资产总额$432 $492 
负债
经营租赁负债
当前其他流动负债$71 $77 
非电流长期经营租赁负债308 339 
经营租赁负债总额$379 $416 
融资租赁负债(1)
当前短期债务$10 $12 
非电流其他长期债务，净额50 59 
融资租赁负债总额$60 $71 
租赁总负债$439 $487 
(1)包括$的使用权资产30百万美元和美元33百万美元，租赁负债为$35百万美元和美元35截至2022年12月31日和2021年12月31日，分别与权益法被投资人拥有的租赁储罐相关，而我们在该储罐中拥有50%的利息。

下表列出了截至2022年12月31日不可撤销租赁项下未来最低租赁付款的未贴现现金流的到期日，并与我们综合资产负债表上的租赁负债进行了对账(金额以百万为单位)：

运营中
金融(2)
未来最低租赁付款 (1):
2023$83 $16 
202470 15 
202559 12 
202645 7 
202739 6 
此后231 54 
总计527 110 
减去：现值折扣(148)(50)
租赁负债$379 $60 
F-47
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合并财务报表附注
(1)不包括我们综合资产负债表中未包括的短期和其他非实质性租赁的未来最低付款。
(2)包括大约#美元的付款6在截至2023年至2027年的每一年中，51之后与权益法被投资人拥有的租赁储油罐相关的百万美元，我们在该公司拥有50%的利息。

出租人

我们评估所有签订或修改的协议，将财产或设备的使用期限转给他人，以确定协议是否为租约或包含租约。在确定客户是否获得指示使用已确定的财产或设备的权利时，需要作出重大判断。与这些协议相关联的基础资产将被评估，以供未来在租赁期之后使用。我们选择了非租赁成分分离，对于我们作为出租人的所有资产类别都是可行的权宜之计。

我们签订协议，开展与(I)主要为原油和NGL提供储存服务以及(Ii)运输原油和NGL相关的活动。这些协议中的某些协议赋予交易对手指导实际不同资产运营的权利。此类协议包括(I)固定对价，该对价是根据期间的可用容量乘以协议中的费率来衡量的，或(Ii)固定月费和基于使用量的可变对价。这些协议通常包括在事先通知的情况下延长或终止租约的选项。这些协议是经营租赁。

下表列出了我们在所示期间的租赁收入(以百万为单位)：

截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
经营租赁收入(1)
$29 $28 $19 
(1)这些金额包括在“服务收入关于我们的综合经营报表。

下表列出了截至2022年12月31日生效的经营租赁协议的租赁付款到期日。本报告包括最低固定租赁付款，不包括可变租赁对价的估计数。这些协议的剩余租赁条款范围为一年至19好几年了。下表列出了与这些协议有关的预计收到的未贴现现金流(单位：百万)：

20232024202520262027此后
未来最低租赁收入$35 $27 $25 $21 $18 $168 

附注15-所得税

所得税开支按本公司经营所在司法管辖区内有关期间内有效或将会生效的税率估计。递延所得税资产和负债按财务报告和税务目的的资产和负债基础之间的暂时性差异确认，并按预期在实际支付或追回税款时生效的制定税率列报。在我们不认为递延税项资产更有可能收回的范围内，设立估值免税额。税法的变更计入该等变更生效期间的相关计算。我们根据与我们目前的税务状况有关的更可能的标准来审查或有税项负债的估计风险。

根据FASB关于所得税不确定性会计处理的指引，只有在税务机关根据税务状况的技术优点以及税务机关过去的行政做法和先例进行审查后更有可能维持税务状况的情况下，我们才可能确认来自不确定税收状况的税收利益。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们没有确认任何与所得税不确定性相关的重大金额。

F-48
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合并财务报表附注
美国的联邦税和州税

作为一家MLP，我们不需要缴纳美国联邦所得税；相反，我们运营的税收效果会转嫁给我们的单位持有人。虽然我们在一些州需要缴纳州所得税，但这对截至2022年、2021年和2020年12月31日的年份的影响是微不足道的。

加拿大联邦税和省税

我们在加拿大的所有业务都是由实体进行的，这些实体被视为公司，用于加拿大的税收目的(流经美国所得税目的)，并且需要缴纳加拿大联邦和省的税。此外，从我们的加拿大实体向其他Plains实体支付的利息和股息需缴纳加拿大预扣税，作为所得税费用处理。

税种构成

所得税费用的构成如下(单位：百万)：

截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
当期所得税支出：
州所得税$1 $2 $— 
加拿大联邦和省所得税83 48 51 
当期所得税支出总额$84 $50 $51 
递延所得税费用/(福利)：
加拿大联邦和省所得税$105 $23 $(70)
递延所得税支出/(收益)合计$105 $23 $(70)
所得税总支出/(收益)$189 $73 $(19)

基于法定联邦所得税税率的所得税支出与我们的有效所得税支出之间的差额汇总如下(以百万为单位)：

截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
税前收益/(亏损)$1,417$721$(2,599)
合伙企业(收益)/亏损不受加拿大现行税收的影响(686)(370)2,221
$731$351$(378)
加拿大联邦和省的公司税率24%24%24%
按法定税率计算的所得税费用/(福利)$175$84$(91)
加拿大永久性差异和利率变化$13$(13)$72
州所得税12—
所得税总支出/(收益)$189$73$(19)

截至2020年12月31日止年度的加拿大永久性差额及汇率变动主要与年内确认的商誉减值有关。减值的部分商誉没有加拿大所得税的基础，因此在确定应纳税所得额时不是可扣除的费用，导致加拿大税收方面的永久性差异。 有关此减值的更多信息，请参见附注8。

F-49
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合并财务报表附注
递延税项资产和负债由适用的纳税实体和司法管辖区汇总，其结果如下(以百万为单位)：

十二月三十一日，
20222021
递延税项资产：
衍生工具$— $39 
租赁负债45 48 
净营业亏损— 2 
其他16 17 
递延税项资产总额61 106 
递延税项负债：
超过税值的财产和设备(515)(531)
衍生工具(46)— 
租赁资产(42)(47)
其他(3)(3)
递延税项负债总额(606)(581)
递延税项净负债$(545)$(475)
递延税项资产/(负债)资产负债表分类：
其他长期资产，净额$— $2 
其他长期负债和递延信贷(545)(477)
$(545)$(475)

一般来说，我们加拿大实体的纳税申报单从2016年到2022年都是开放审计的。我们的美国和州纳税年度通常从2019年到2022年开放审查。

截至2022年12月31日，关于2008至2017纳税年度，我们已收到加拿大税务局和艾伯塔省税务及税务管理局(“加拿大税务当局”)发出的主要与跨境公司间融资交易相关的转让定价有关的重新评估通知(“通知”)。这些通知包括与这些转让定价事项有关的评估，包括罚款和利息，总额约为#美元。142百万美元(根据截至2022年12月31日的汇率计算)。提交反对通知书，对重新评估提出异议，需要支付一部分评估。因此，我们已汇出约#美元。115与分摊有关的100万欧元(根据2022年12月31日的汇率)，列入我们综合资产负债表上的“其他长期资产净额”。我们不同意这些通知，并对重新评估提出了异议。我们打算积极捍卫我们的立场，我们计划寻求所有可用的补救措施，以成功解决这些问题，包括与加拿大税务当局的行政补救措施，以及必要时的司法补救措施。截至2022年12月31日，我们认为，我们与这些事项相关的税收状况“更有可能”持续下去，尚未确认任何与这些通知相关的所得税不确定性金额。

附注16-大客户与信用风险集中度

埃克森美孚公司及其子公司20%, 15%和12分别占我们截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度收入的6%。马拉松石油公司及其子公司12%和13分别占我们截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度收入的6%。BP P.L.C.和它的子公司占了10在截至2021年12月31日的一年中，我们的收入占总收入的1%。在截至2022年12月31日的三年中，没有其他客户占我们收入的10%或更多。来自这些客户的大部分收入与我们的原油部门商人活动有关，向这些客户的销售发生在多个地点。如果我们失去一个或多个这样的客户，我们就有可能无法以可比的利润率识别和进入替代市场。

F-50
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合并财务报表附注
可能使我们面临集中信用风险的金融工具主要是应收贸易账款。我们的应收账款主要来自原油的购买者和托运人，其次是NGL的购买者。这种行业集中度有可能影响我们的整体信用风险敞口，因为客户可能会受到经济、行业或其他条件变化的类似影响。我们审查交易对手的信用风险敞口和财务信息，并通常要求对被认为不可信的客户的应收账款开具信用证，除非信用风险可以通过其他方式降低。关于我们的应收账款和我们对信用风险的审查，请参阅附注3。

附注17-关联方交易

PAgP C类股份的所有权

截至2022年和2021年12月31日，我们拥有528,442,538和534,596,831分别为PAgP的C类股。每股C类股份代表PAgP的非经济有限合伙人权益。我们拥有的C类股份数量等于有权与PAgP A类和B类股票持有人按比例投票选举合格PAgP董事的已发行普通股和A系列优先股的数量。在董事选举中，C类股票起到了“传递”投票机制的作用，我们通过该机制在普通单位持有人和A系列优先单位持有人的指导下进行投票，并作为他们的代理进行投票。AAP持有的普通单位和B系列优先单位无权在董事选举中投票。

我们的普通合伙人及其附属公司的报销

我们的普通合伙人提供管理和运营我们的业务、财产和资产所需的服务，包括雇用或留住人员。我们不向普通合伙人支付管理费，但我们会报销普通合伙人因此而产生的所有直接和间接成本或代表我们支付的款项，包括员工、高级管理人员和董事薪酬和福利的成本，以及开展我们业务所需或适当的所有其他费用。我们在普通合伙人产生这些成本的期间按应计制记录这些成本。我们的合伙协议规定，我们的普通合伙人将以其认为唯一合理的方式确定应分配给我们的费用。截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度，我们向普通合伙人报销的总成本为$476百万，$467百万美元和美元553分别为100万美元。

总括协议

普莱恩斯实体于2016年11月15日签署了一项综合协议，其中规定：

•除所得税外，吾等将支付PAGP任何实体的所有直接或间接开支，包括但不限于(I)PAGP董事的薪酬、(Ii)董事及高级职员责任保险、(Iii)上市交易所费用、(Iv)投资者关系开支及(V)与法律、税务、金融咨询及会计服务有关的费用。在截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日终了的年度内，代表PAGP实体支付的款项不是实质性的；

•PAGP发行额外的A类股票并使用其净收益从AAP购买同等数量的AAP单位的能力，以及AAP使用由此获得的净收益从我们购买同等数量的普通股的相应能力；以及

•PAGP将其未来产生的任何债务的收益借给AAP的能力，以及AAP将该等收益借给我们的相应能力，在每种情况下，条款均与PAGP所产生的基本相同。

与其他关联方的交易

吾等的其他关联方包括(I)我们持有投资并按权益会计方法核算的实体(有关该等实体的资料见附注9)及(Ii)主要业主及其关联实体。我们承认在PAGP董事会中有指定代表和/或拥有超过10AAP的有限合伙人权益的%。AAP的这种有限合伙人权益转化为PAA的间接所有权权益要小得多。我们也认为与主要所有者有关联关系的子公司或基金是关联方。截至2022年12月31日，没有实体符合被承认为主要所有者的标准。

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合并财务报表附注
2021年8月，PAGP董事会批准并通过了一项对PAGP有限责任公司协议的修正案(“修正案”)，该修正案取消了之前谈判达成的所有“董事”指定权利，并要求所有董事必须接受公开选举，包括Kayne Anderson Capital Advisors，L.P.(“Kayne Anderson”)的传统合同权利，指定一名个人在PAGP董事会任职，而不经历公开选举。修正案还取消了之前谈判的所有权利，包括Kayne Anderson在某些情况下任命PAGP董事会观察员的权利。由于这些变化，我们不再承认凯恩·安德森及其附属公司为关联方。

在截至2022年12月31日的三年内，我们确认了销售和运输收入，购买了石油产品，并利用了关联方的运输和储存服务。这些交易是以公布的关税税率或我们认为接近市场的价格进行的。

这些交易对我们的综合业务报表的影响如下(以百万为单位)：

截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
关联方收入(1)
$45 $33 $46 
从关联方购买和支付相关费用 (1)
$365 $385 $451 
(1)根据买入/卖出交易，作为库存交换一部分的原油购买计入相关销售，任何利润均在我们的综合经营报表中的“购买及相关成本”中列示。

我们在合并资产负债表上反映的与这些关联方的应收账款和应付账款如下(单位：百万)：

十二月三十一日，
20222021
应收贸易账款和其他应收账款，关联方净额(1)
$45 $41 
应付关联方的贸易账款(1) (2)
$79 $72 
(1)包括与原油买卖、运输和储存服务有关的金额，以及与我们担任建设经理的权益法被投资人的投资资本项目有关的欠我们的金额或预付款。
(2)我们达成协议，将原油储存在设施中，并运输原油，或利用股权法投资者拥有的管道上的产能。我们对运输的部分承诺得到原油买卖或与第三方签订的其他相应数量协议的支持。

附注18-股权指数化薪酬计划

我们的股权指数薪酬计划主要包括LTIP。虽然在某些LTIP下也考虑了其他类型的奖励，但目前未完成的奖励仅限于“幻影单位”和“跟踪单位”，“幻影单位”成熟为在归属时获得PAA公共单位(或现金等价物)的权利，而“跟踪单位”在归属时表示有权根据PAA公共单位在归属时的市场价值获得现金支付。一些奖励还包括DERS，根据适用的归属标准，受赠人有权获得等同于尚未完成的PAA共同单位支付的现金分配的现金支付。DER随着基础LTIP裁决的归属或没收而终止。

普莱恩斯全美2021年长期激励计划。2021年5月，PAA单位持有人批准了Plains All American 2021长期激励计划，该计划对Plains All American 2013长期激励计划进行了修订、重新声明和更名，并授权20在授予根据该计划授予的奖励时，可交付100万个PAA公共单位。

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合并财务报表附注
我们的LTIP奖励包括负债分类奖励和股权分类奖励。根据财务会计准则委员会有关股份支付的指引，负债分类LTIP奖励的公允价值是根据相关PAA单位于每个资产负债表日的收市价计算，并根据归属期间估计于相关单位发生的任何分派的现值作出调整，而奖励接受者将不会收到该分派。股权分类奖励的公允价值在各自的授予日以类似的方式计算。这些公允价值被确认为服务期内的补偿费用。我们已选择在发生奖品丧失时予以承认。

我们的LTIP奖励包含(I)基于时间的归属标准、(Ii)业绩条件、(Iii)市场条件或(Iv)基于时间的归属标准和业绩条件的组合。对于有绩效条件的奖励，只有当绩效条件被认为可能发生时，才会在服务期间累计费用。当具有以前被认为不太可能的业绩条件的奖励变得可能时，我们在概率评估改变的期间产生额外的费用。这是必要的，以便将与这些赔偿有关的应计债务提高到如果我们从赠款之日起就为这些赔偿累算的情况下的水平。对于有市场条件的奖励，可能的结果是在计算公允价值的相应日期确定的，由此产生的费用在服务期内应计。

以下是截至2022年12月31日我们的LTIP授权的奖项摘要(单位：百万)：

LTIPLTIP
授权的裁决
普莱恩斯全美2021长期激励计划28.8 
普莱恩斯全美巴新继任者长期激励计划1.3 
Plains All American GP LLC 2006年长期激励跟踪单位计划13.4 
总计(1)
43.5 
(1)中的43.5授权的奖项总数为百万，19.7目前有100万个奖项可供未来发放。剩余余额已经归属或目前尚未清偿。

截至2022年12月31日，12.9有100万个LTIP奖项悬而未决。在尚未颁发的奖项中，10.2百万美元包括相关的DER。截至2022年12月31日，一些尚未完成的LTIP裁决被认为可能会归属，预计这些裁决将在2023年1月至2026年8月期间的不同日期归属。截至2022年12月31日，被认为可能归属的未完成裁决的剩余未确认公允价值约为$65百万美元。

附注19-承付款和或有事项

承付款

我们有与房地产、设备和运营设施相关的承诺(其中一些是租约)。我们还会产生与租赁土地、通行权、许可证和监管费用相关的成本。截至2022年12月31日与这些项目有关的未来不可取消承付款摘要如下(以百万为单位)：

20232024202520262027此后总计
租契(1)
$99 $85 $71 $52 $45 $285 $637 
其他承诺(2)
345 320 307 233 205 529 1,939 
总计$444 $405 $378 $285 $250 $814 $2,576 
(1)包括财务会计准则指引所界定的营运租赁和融资租赁。租赁主要用于(一)火车车厢、(二)办公空间、(三)土地、(四)车辆、(五)储油罐和(六)拖拉机拖车。有关其他信息，请参阅附注14。
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合并财务报表附注
(2)主要包括储存、运输和管道吞吐量协议，以及某些路权地役权。与我们的存储、运输和管道吞吐量协议相关的费用约为$336百万，$270百万美元和美元2652022年、2021年和2020年分别为100万。大部分储存、运输和管道吞吐量承诺与协议有关，这些协议将原油储存在设施中，并以我们认为接近市场的公布税率或价格在权益法投资者拥有的管道上运输原油。我们对运输的部分承诺得到原油买卖或与第三方签订的其他相应数量协议的支持。

或有损失--总则

就我们能够评估意外情况负面结果的可能性而言，我们对这种可能性的评估从很小到很可能不等。如果我们确定可能出现负面结果，并且损失金额可以合理估计，我们将产生与估计金额相等的未贴现负债。如果一个可能损失金额的范围能够被合理地估计，并且该范围内的任何金额都不是比任何其他金额更好的估计，那么我们将产生等于该范围内的最小金额的未贴现负债。此外，我们估计我们预计与或有损失相关的法律费用，并在这些费用是实质性的和可能发生的时候应计这些费用。

当损失的可能性很大，但金额无法合理估计，或者损失的可能性被认为只有合理的可能性或很小的时候，我们不会记录或有负债。对于可能出现不利结果且对我们的综合财务报表有重大影响的或有事项，吾等会披露或有事项的性质，并在可行的情况下，披露对可能的损失或损失范围的估计。

法律程序-一般法律程序

在正常业务过程中，我们涉及各种法律程序，包括因监管和环境问题而引起的法律程序。在确定与该等法律程序相关的损失概率以及与之相关的任何潜在损失是否可估测时，我们会考虑我们认为所有相关的已知事实和情况，以及我们认为关于将这些事实和情况应用于现有协议、法律和法规的合理假设。虽然我们投保了各种风险，但不能保证此类保险的性质和金额在任何情况下都足以充分保障我们免受当前或未来法律程序造成的损失。

因此，我们不能保证我们目前参与或未来将参与的各种法律诉讼的结果不会单独或总体上对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。

环境--总则

我们目前拥有或租赁，过去曾拥有和租赁过正在或曾经处理包括碳氢化合物在内的危险液体的财产。这些财产及其上处置的危险液体或相关废物可能受到修订后的美国联邦综合环境反应、补偿和责任法案、修订后的美国联邦资源保护和回收法案以及州和加拿大的联邦和省级法律法规的约束。根据这些法律和法规，我们可能被要求清除或补救危险液体或相关废物(包括以前的所有者或经营者处置或释放的废物)，并清理受污染的财产(包括受污染的地下水)。我们已经获得或将在未来获得的资产可能具有环境补救责任，我们不会对这些责任进行赔偿或投保。

尽管我们在我们的维护和完整性计划上进行了大量投资，但我们已经经历过(未来可能还会经历)从我们的管道、铁路、存储和其他设施运营中释放到环境中的碳氢化合物产品。这些释放可能是由事故或不可预测的人为或自然力量造成的，并可能到达地表水水体、地下水含水层或其他敏感环境。我们还可能发现过去释放的气体对环境的影响，而这些影响以前是无法确定的。与我们现有或未来资产的任何此类释放相关的损害和负债可能是重大的，并可能对我们的综合财务状况、运营业绩或现金流产生重大不利影响。

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合并财务报表附注
当可能进行环境评估和/或补救措施并且可以合理估计金额时，我们会记录环境责任。一般来说，我们对这些应计项目的记录与我们完成可行性研究或承诺正式行动计划的时间一致。我们不会将我们的环境补救责任等同于现值。我们亦根据被收购公司过往经营所产生的环境责任的估计公允价值，记录在企业合并中承担的环境责任。我们在我们确定成本可能收回的期间，记录我们认为可以从保险或根据赔偿协议从第三方收回的金额的应收账款。
 
与当前业务或未来收入有关的环境支出按照我们的财产和设备资本化政策进行支出或资本化。对过去业务造成的现有状况进行补救而产生的支出，以及对当前或未来盈利能力没有贡献的支出，将计入费用。

截至2022年12月31日，我们估计的环境负债未贴现准备金(不包括与901线事故有关的负债，如下所述)总计为#美元。55100万美元，其中10百万美元被归类为短期和美元45百万美元被归类为长期贷款。截至2021年12月31日，我们估计的环境负债未贴现准备金(不包括与901线事件有关的负债)总计为$57100万美元，其中11百万美元被归类为短期和美元46百万美元被归类为长期贷款。这种短期负债反映在“其他流动负债“而长期负债反映在”其他长期负债和递延信贷在我们的综合资产负债表上。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们已记录的应收账款(不包括与901线路事件有关的应收账款)总额为#美元4百万美元和美元11根据保险和根据赔偿协议可能从第三方追回的金额分别为百万美元1其中100万美元在每个期间反映在“其他长期资产，净额”中，其余反映在综合资产负债表上的“应收贸易账款和其他应收账款，净额”中。

在某些情况下，与这些负债有关的实际现金支出可能在三年或更长时间内不会发生。我们在确定这些储量时所用的估计是基于我们目前掌握的信息和我们对最终结果的评估。在影响我们估计的许多不确定因素中，包括对我们的补救计划进行必要的监管批准和可能的修改、对土壤或水污染影响的初步评估可获得的数据量有限、与环境补救服务和设备相关的成本的变化以及现有或未来的法律索赔可能导致额外的责任。因此，虽然我们相信储备金是足够的，但实际发生的成本(最终可能包括目前无法合理估计的或有成本，或目前认为亏损可能性仅为合理可能或微乎其微的或有成本)可能超过储备金，并可能对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。

具体的法律、环境或监管事项

901线路事故。2015年5月，我们经历了从加利福尼亚州圣巴巴拉县的拉斯弗洛雷斯至加维奥塔管道(901号线)的原油泄漏。部分释放的原油通过排水暗渠到达里福吉奥州立海滩的太平洋。在释放之后，我们关闭了管道，并启动了我们的应急计划。为应对工作成立了一个统一司令部，其中包括美国海岸警卫队、环境保护局、加利福尼亚州鱼类和野生动植物部、加利福尼亚州溢油预防和响应办公室以及圣巴巴拉应急管理办公室。联合司令部已确定关于受影响的海岸线和其他地区的清理和补救行动已完成，联合司令部已解散。根据相关事实、数据和信息，并如下文所述的同意法令所述，我们对漏油量的估计约为2,934在这个数量中，我们估计598石油运抵太平洋。

由于901号线事件，几个政府机构和监管机构对901号线事件展开了调查，对我们提出了各种索赔，对我们提起了一些诉讼，其中大部分已经得到解决。以下是目前悬而未决或最近得到解决的行动和事项的简要摘要。
 
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作为901号线事故的“责任方”，我们有责任根据《石油污染法》承担各种费用和某些自然资源损害。在这方面，在901号线事件发生后，我们与法律指定或授权担任美国和加利福尼亚州自然资源受托人的联邦和州机构(统称为受托人)进入了自然资源损害评估(NRDA)合作程序。此外，各政府机构寻求根据适用的州和联邦法规收取民事罚款和罚款。2020年3月13日，美国和加利福尼亚州人民对Plains All American Pipeline，L.P.和Plains Pipeline L.P.提起民事诉讼，以及由美国司法部、环境和自然资源司、美国运输、管道和危险材料安全管理局、EPA、CDFW、加州公园和娱乐部、加州土地委员会、加州林业和消防局、州消防局办公室签署的事先谈判的和解协议(同意法令)。中央海岸地区水质控制委员会和加州大学的董事会成员。这项同意法令于2020年10月14日由加州中区联邦地区法院批准并进入。根据同意法令的条款，普莱恩斯支付了$24民事罚款100万美元和美元22.325赔偿因901线事故造成的自然资源的伤害、破坏、损失或使用损失。同意法令解决了与这起事件相关的所有监管索赔，还包含实施某些商定的禁令救济的要求，以及可能重新启动901号线和903号线的塞斯夸克至本特兰部分的要求。2022年10月13日，Plains将903号线的901号线和西斯夸克至宾特兰部分出售给了太平洋管道公司，后者是埃克森美孚公司的间接全资子公司。根据同意法令的条款，买方承担了遵守同意法令的责任，因为该同意法令涉及901号线和903号线西斯夸克至本特兰部分的未来所有权和运营。

经过调查和大陪审团程序，2016年5月，加利福尼亚州大陪审团根据向圣巴巴拉县加州高等法院提交的起诉书(“2016年5月起诉书”)指控PAA与901号线事件有关，违反了加州法律。2016年5月起诉书中的15项指控是圣巴巴拉县加州高等法院陪审团审判的主题，陪审团于2018年9月7日做出裁决，根据裁决，我们(I)被判有罪一重罪释放数和八轻罪计数(包括一报告计数，一严格的责任免除计数和六(Ii)被裁定无罪。一严格责任的动物收受也算数。其余的指控后来被法院驳回。2019年4月25日，PAA被判处罚款和罚款总额略低于#美元。3.352018年9月陪审团裁决(“2019年判决”)涵盖的定罪人数为100万美元。与2019年判决相关的罚款和处罚已经支付。2021年9月，高等法院结束了一系列听证会，讨论是否有漏油事件的“直接受害者”根据适用的刑法有权获得赔偿。通过在初审法院一级发布的一系列最后命令，在不影响索赔人根据民法享有的任何权利的情况下，法院驳回了绝大多数索赔，并裁定根据适用的刑法，索赔人无权获得赔偿。法院确实判给了总额不到#美元的赔偿。150,000在听证会之前，我们与大约40名索赔人达成和解，以进行不重要的综合考虑。检方和某些单独代表的索赔人已对法院的裁决提出上诉。

此外，在其他各种单位持有人衍生品诉讼被驳回或合并后，一衍生品诉讼在特拉华州衡平法院进行。一般而言，衍生品诉讼中的原告声称，PAGP的董事会未能对PAA的管道完整性努力进行适当的监督。2022年4月，Plains达成和解协议，以了结这起诉讼，但须经法院批准并通知所有PAA单位持有人(“衍生品和解”)。经法院初步批准，我们于2022年5月23日向美国证券交易委员会提交了最新的8-K表格报告。我们还在我们的网站上发布了通知，并将通知的副本邮寄给了截至2022年8月10日的PAA共同单位的所有记录保持者。衍生品和解的关键条款包括我们的保险公司支付原告律师费，金额约为#美元。1.0以及Plains同意遵守关于执行或继续执行某些关于管道完整性的董事会监督做法的各项公约。在2022年11月1日举行的和解听证会上，特拉华州衡平法院批准了衍生品和解的条款。

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合并财务报表附注
我们还收到了来自公司、政府机构和个人的几起个人诉讼和索赔，声称901号线事件造成了损害。这些诉讼和索赔通常寻求恢复原状、补偿性和惩罚性赔偿和/或禁令救济。这些诉讼中的大多数都已被法院解决或驳回。除本文披露的其他诉讼外，仍有以下诉讼：(I)向加利福尼亚州中区美国地区法院提起的诉讼，该诉讼被发回圣巴巴拉县加州高级法院，要求赔偿一家前石油生产商声称的收入或利润损失，该生产商在901号线事件后宣布破产并关闭其海上生产平台；(Ii)加利福尼亚州土地委员会在圣巴巴拉县加州高级法院提起的诉讼，要求赔偿901号线关闭后的特许权使用费损失以及与停用此类平台相关的费用，以及(Iii)各种公司和个人向圣巴巴拉县加州高级法院提起的诉讼，这些公司和个人提供与901号线事件后中断的石油生产活动相关的劳动力、货物或服务。我们正在积极地为这些剩余的诉讼辩护，并相信我们有强大的辩护理由，包括缺乏对索赔人的义务，没有保持901线的服务。

此外，在901号线事故发生后不久，我们建立了索赔热线，并鼓励任何因释放而受损的各方与我们联系，讨论他们的损失索赔。我们通过索赔行收到了一些索赔，我们已经处理了这些索赔，并酌情支付了款项。九对我们提起了集体诉讼；然而，在各种索赔被驳回或合并后，二加利福尼亚州中心区的美国地区法院的诉讼程序仍然悬而未决。

在第一起诉讼中，原告寻求宣告性判决，即Plains的路权协议将不允许Plains在不支付额外赔偿的情况下铺设新管道，以取代901线和/或903线的非运营段。该诉讼尚未确定审判日期，901号线和903号线西斯夸克至宾特兰部分的买方将作为共同被告加入这一诉讼，涉及其在此类收购管道中的权益。

在第二起诉讼中，原告声称，此次泄漏损害了两类不同的索赔人：(I)在南加州海岸附近水域的某些特定渔区捕捞鱼类的商业渔民，或者转售在这些地区捕获的商业海鲜的个人或企业；以及(Ii)住宅海滨物业的业主和承租人，也就是拥有私人地役权的海滩物业的所有者和承租人，原告要求从泄漏中获得的石油被冲上海滩。2022年，为了全面和最终解决这两类人的所有索赔和诉讼，我们达成了一项协议，解决这一案件，以换取#美元。230百万美元(“集体诉讼和解”)。2022年9月20日，初审法院正式批准了集体诉讼和解协议，我们做出了2302022年10月27日支付百万和解金。Plains于2022年11月7日正式向我们的保险公司提交了集体诉讼和解的补偿索赔。到目前为止，我们已经收到了大约#美元的付款3.6来自一家保险公司的100万美元，这是该保险公司的最后付款义务，使从该计划下的所有保险公司收取的总金额达到$275百万美元500截至2022年12月31日的百万保单限制。保险公司负责$185剩余的百万美元225百万险正式传达了拒绝承保集体诉讼和解的声明，一般声称集体诉讼和解所涵盖的部分或全部损害不在其保单范围内，以及美元的全部或部分275Plains已经收到保险补偿的100万美元并没有适当地耗尽支付这些金额的基本保单。负责最后一美元的保险公司40此类保险计划下的百万保额尚未满足我们的报销要求。我们打算积极寻求从我们的保险公司追回我们要求偿还的所有金额。我们相信，我们要求保险公司偿还我们的集体诉讼和解款项的要求很强，我们最终很有可能收回这些金额。我们的信念是基于：(I)我们对适用于构成我们索赔的事实和情况的基础保险单条款的分析；(Ii)我们在提交成本和及时收集#美元索赔方面的经验。275根据与被拒索赔相同的保险计划，(Iii)我们对保险公司拒绝承保的索赔基础进行了广泛的法律审查和评估，审查和评估包括在这类事件中经验丰富的外部法律顾问的建议，并坚定地支持我们的信念，即我们的保险公司必须根据保单条款和我们索赔的性质提供保险，以及(Iv)由独立信用评级机构确定的保险公司的财务实力。各种因素可能会影响我们应收保险的收回时间和金额，包括对我们对保险索赔强度的评估产生不利影响的未来事态发展，与我们保险索赔有关的任何争议解决程序的结果，以及保险公司未来可能资不抵债的程度。一个不利的解决方案可能会对我们的运营结果产生实质性影响。

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鉴于上述情况，包括集体诉讼和解和衍生产品和解，我们已对901行的总估计成本以及我们认为有可能从保险公司收回的部分成本(扣除免赔额)进行了调整。自2022年12月31日起生效，我们估计我们已经或将会因901线事故而产生的总成本约为$740这包括实际和预计的紧急反应和清理成本、自然资源损害评估、根据同意法令应付的罚款和罚金、某些第三方索赔和解(包括集体诉讼和解和衍生和解)、与上文所述的901剩余诉讼和索赔相关的估计成本，以及某些法律费用和法定利息的估计(如适用)。我们在综合业务报表中将总成本的这种估计计入“实地业务成本”。这一估计考虑了我们以前在环境调查和补救事项方面的经验，以及我们的环境和其他专家提供并咨询的现有数据，以及目前可用的事实和目前颁布的法律法规。我们的假设是：(I)解决某些第三方索赔和诉讼，但不包括损失不可能和合理估计的索赔和诉讼，不包括未来的索赔和诉讼，以及(Ii)与901号线事件相关的所有诉讼、索赔和其他需要法律或专家意见的事项所需的法律服务的性质、范围和费用。我们的估计不包括与901或903号线关闭相关的任何收入损失，也不包括目前无法合理估计的任何负债或成本，或与我们目前认为损失可能性只有合理可能或很小的意外情况有关的任何负债或成本。我们相信，我们已经为所有可能和合理估计的成本积累了足够的金额；然而，这一估计受到与我们所做假设相关的不确定性的影响。例如, 对于我们认为只有合理可能或极小的潜在损失，我们已根据我们对相关事实以及适用法律和先例的评估，对我们的法律地位的强度做出了假设；如果我们对这类事项的假设被证明是不准确的(即，在我们认为损失的可能性仅为合理可能或很小的情况下，我们被发现负有责任)，我们可能要对目前没有包括在我们的估计和应计项目中的重大成本和费用负责。此外，对于我们认为可能发生的任何潜在损失，并且我们已对潜在损失进行了估计，我们对损害赔偿、法律费用、法院费用和利息的估计可能被证明是不准确的，我们造成的实际损失可能远远高于我们的估计和应计金额。此外，我们解决所有当前和未来与901号线事件有关的诉讼和索赔所需的时间可能会比我们想象的要长得多，因此我们为法律服务产生的成本可能会比我们估计的要高得多。因此，我们的假设和估计可能会被证明是不准确的，我们的总成本可能会被证明是实质性的更高；因此，我们不能保证我们不会在未来因901线事件而产生重大的额外成本。

于截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度内，我们确认成本(扣除可能从保险公司收回的金额)为$95百万美元和美元15分别为100万美元。我们做到了不确认截至2020年12月31日的年度内的任何此类成本。截至2022年12月31日，我们的未贴现总负债约为$105与901线事件有关的总金额，反映在我们综合资产负债表的“流动负债”中。如上所述，在发生此类责任的情况下，我们维持保险范围，但受某些免责条款和免赔额的限制。截至2022年12月31日，我们为901号线事件支付的费用已超过我们的保险限额$500与我们2015年适用于901号线事故的保险计划相关的100万美元240百万美元。截至2022年12月31日，我们在习惯保留的情况下，已经收集了大约#美元280百万美元中的505我们认为可能从保险公司(包括2015年的保险计划和我们的董事和高级管理人员(D&O)保单)收回的释放成本，扣除免赔额后的净额。因此，截至2022年12月31日，我们已确认长期应收账款约为美元225对于我们认为可能从保险中收回的部分释放成本，扣除免赔额和已经收取的金额后的净额。我们预计，执行我们关于集体诉讼和解的保险索赔的过程将需要时间，因此，已将该金额确认为我们综合资产负债表上的“其他资产”中的长期资产。

我们已经完成了联合司令部确定的必要的清理和补救工作，联合司令部已经解散；但我们预计将在未来支付额外的法律、专业和监管费用。考虑到我们已经包括在901号线事件总成本估计中的成本，并考虑到我们认为对901号线剩余诉讼中的索赔提出的非常强有力的辩护，我们认为这些剩余诉讼的最终解决不会对我们的综合财务状况、运营结果或现金流产生实质性的不利影响。

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其他诉讼事项。2022年7月19日，Hartree Natural Gas Storage，LLC(“Hartree”)向特拉华州高级法院提起诉讼，要求PAA Natural Gas Storage，L.P.和PAA就2021年将Pine Prairie Energy Center天然气储存设施出售给Hartree的会员权益购买协议提出索赔。我们相信这些索赔是没有根据的，诉讼的结果不会对我们的财务状况、运营结果或现金流产生实质性的不利影响。我们打算对这起诉讼中提出的索赔进行有力的辩护。

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

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

F-59
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附注20-细分市场信息

由于我们的原油和NGL业务通常受到不同市场基本面的影响，需要使用不同的资产和业务策略，因此我们的运营部门原油和NGL也是我们的可报告部门，是按产品组织的。原油业务包括我们的原油管道、原油储存和海运码头以及相关的原油营销活动。NGL部门包括我们的NGL管道、NGL存储、天然气加工和NGL分馏设施以及相关的NGL营销活动。我们的原油和NGL营销活动被包括在各自的报告分部，因为它们的主要目的是通过进行交易来支持我们的资产的利用，以促进我们的资产处理量的增加，从而为我们的每个部门带来额外的收益。

我们的CODM(我们的首席执行官)根据包括部门调整后EBITDA(定义如下)和维护资本在内的衡量标准来评估部门业绩。分部调整后EBITDA指标构成了我们内部财务报告的基础，也是我们的CODM在评估业绩和在我们的运营部门之间分配资源时使用的主要业绩指标。我们将分段调整后的EBITDA定义为未合并实体的收入和权益收益减去(A)采购和相关成本，(B)现场运营成本和(C)部门一般和行政费用，加上(D)我们在未合并实体折旧和摊销费用(包括与取消项目和减值有关的减记)中的比例份额，进一步调整(E)某些选定项目，包括(I)与另一个时期的基础活动相关的衍生工具的损益(或从上一时期冲销此类调整)，与投资活动(如购买管线填充物)或购买长期存货有关的衍生工具的损益，以及适用的存货估值调整，(2)长期存货成本调整，(3)预计将通过发行股本工具结清的债务的费用，(4)与最低数量承诺有关的亏空金额，扣除随后确认为收入的适用金额，以及(V)我们的CODM认为对了解我们的核心部门经营业绩不可或缺的其他项目，以及(F)剔除可归因于非控股权益的所有先前项目的部分(“可归因于非控股权益的调整后EBITDA”)。

分部调整后的EBITDA不包括折旧和摊销。作为MLP，我们每季度向我们的单位持有人分配我们的“可用现金”(根据我们的合伙协议中的定义)。我们将每个时期的非现金折旧和摊销前收益视为衡量部门业绩的重要指标。不包括折旧和摊销费用可被视为限制了分段调整后EBITDA作为业绩衡量标准的有用性，因为它没有计入本期因年龄相关的下降和损耗导致的资本资产(如管道和设施)价值的隐含减少。我们通过认识到折旧和摊销在很大程度上被维修和维护投资所抵消，以部分抵消我们主要固定资产价值的老化和损耗，以弥补这一限制。这些维护投资是包括在分部调整后EBITDA或维护资本中的现场运营成本的组成部分，具体取决于成本的性质。为扩大我们资产的现有运营和/或盈利能力而进行的资本支出被归类为投资资本。为保持我们现有资产的运营和/或盈利能力而更换和/或翻新部分或全部折旧资产的资本支出被归类为维护资本，在确定“可用现金”时扣除。为维持我们现有资产的日常运营而发生的维修和维护支出在发生时计入费用。我们的CODM没有对资产进行分段审查；因此，不提供此类信息。

F-60
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下表反映了每个细分市场的某些财务数据(单位：百万)：

原油NGL部门间收入
淘汰		总计
截至2022年12月31日的年度
收入(1):
产品销售$53,840 $2,575 $(467)$55,948 
服务1,240 186 (32)1,394 
总收入$55,080 $2,761 $(499)$57,342 
未合并实体的权益收益$403 $— $403 
分部调整后的EBITDA$1,986 $518 $2,504 
投资和收购资本支出(2) (3)
$461 $157 $618 
维修资本支出(3)
$112 $99 $211 
截至2022年12月31日
对未合并实体的投资$3,084 $— $3,084 

原油NGL部门间收入
淘汰		总计
截至2021年12月31日的年度
收入(1):
产品销售$39,395 $1,829 $(341)$40,883 
服务1,075 139 (19)1,195 
总收入$40,470 $1,968 $(360)$42,078 
未合并实体的权益收益$274 $— $274 
分部调整后的EBITDA$1,909 $285 $2,194 
投资和收购资本支出(2) (3)
$212 $57 $269 
维修资本支出(3)
$100 $68 $168 
截至2021年12月31日
对未合并实体的投资$3,805 $— $3,805 

原油NGL部门间收入
淘汰		总计
截至2020年12月31日的年度
收入(1):
产品销售$21,089 $1,218 $(249)$22,058 
服务1,110 142 (20)1,232 
总收入$22,199 $1,360 $(269)$23,290 
未合并实体的权益收益$355 $— $355 
分部调整后的EBITDA$2,216 $327 $2,543 
投资和收购资本支出(2) (3)
$1,182 $49 $1,231 
维修资本支出(3)
$171 $45 $216 
截至2020年12月31日   
对未合并实体的投资$3,764 $— $3,764 
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(1)分部收入包括在采购和相关成本中扣除的分部间金额。部门间活动按公布的税率(如适用)进行，或以与向第三方收取的费率相似的费率或我们认为与协议执行或重新谈判时的市场大致相同的费率进行。
(2)投资和收购资本支出，包括对未合并实体的投资。
(3)这些金额加在一起代表资本支出总额。

分段调整后的EBITDA对账

下表将分段调整后的EBITDA与可归因于PAA的净收益/(亏损)进行核对(以百万为单位)：

截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
分部调整后的EBITDA$2,504 $2,194 $2,543 
调整(1):
未合并实体的折旧和摊销(2)
(85)(123)(73)
衍生活动和存货计价调整(3)
280 271 (480)
长期存货成本调整(4)
4 94 (44)
最低数量承诺下的不足之处，净额(5)
(7)7 (74)
权益指数化薪酬支出(6)
(32)(19)(19)
外币重估(7)
(4)4 3 
901线路事故(8)
(95)(15)— 
与交易相关的巨额费用(9)
— (16)(3)
可归因于非控股权益的调整后EBITDA(10)
364 94 14 
折旧及摊销(965)(774)(653)
资产出售和资产减值收益/(损失)，净额(269)(592)(719)
商誉减值损失— — (2,515)
未合并实体投资损益/(减值)净额346 2 (182)
利息支出，净额(405)(425)(436)
其他收入/(支出)，净额(219)19 39 
税前收益/(亏损)1,417 721 (2,599)
所得税(费用)/福利(189)(73)19 
净收益/(亏损)1,228 648 (2,580)
可归因于非控股权益的净收入(191)(55)(10)
可归因于PAA的净收益/(亏损)$1,037 $593 $(2,590)
(1)代表我们的CODM在评估分部结果时使用的调整。
(2)包括我们在未合并实体折旧和摊销费用(包括与取消项目和减值有关的减值)中的比例份额。
(3)我们将衍生工具用于风险管理目的，我们的相关流程包括对基础对冲交易的对冲工具进行具体识别。尽管我们为我们达成的每一项衍生工具确定一项相关交易，但该工具与相关交易之间可能不存在会计对冲关系。在评估业绩的过程中，吾等确认衍生工具及相关交易的盈利在时间上的差异，并剔除在厘定分部调整后EBITDA时的相关损益，以使衍生工具及相关交易的收益影响同期的分部调整后EBITDA。此外，我们不包括与(I)投资活动有关的衍生工具的损益，例如购买LINFILE和(II)购买长期存货。我们还排除了相应的存货估值调整的影响，如适用。
F-62
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(4)我们拥有原油和天然气库存，包括第三方资产的最低工作库存要求和我们商业运营所需的其他工作库存。我们认为这一库存是开展业务所必需的，我们打算在可预见的未来继续进行这一库存。因此，我们在资产负债表上将这一库存归类为长期库存，并不使用衍生品工具(类似于我们自己资产中的LINFIL)对库存进行对冲。我们不包括长期存货平均成本变动(由市场价格波动引起)的影响，以及因分部调整后EBITDA价格下降而导致的此类存货减记的影响。
(5)我们和我们的某些权益法被投资人有某些协议，要求交易对手在商定的期限内交付、运输或吞吐量最低数量。基本上所有此类协议都是与交易对手签订的，以在经济上支持我们建设相关资产所需的资本支出回报。其中一些协议包括，如果没有达到最低数量，就有补充权。我们在提供服务期间或交易发生时记录来自交易对手的应收账款，包括与最低数量承诺相关的交易对手欠款债务金额。如果交易对手拥有与缺额相关的补充权，我们将递延应归属于交易对手补充权的收入，并随后在缺额数量交付或装运时、补充权到期时或确定交易对手利用补充权的能力较低时确认收入。我们将向交易对手支付欠款债务的金额的影响，扣除随后确认为收入的适用金额，作为影响可比性的选定项目包括在内。我们的CODM认为，计入与该期间相关的合同承诺收入对分部调整后EBITDA有意义，因为相关资产已经建立，随时准备提供承诺的服务，固定运营成本已计入当期业绩。
(6)我们的总权益指数薪酬支出包括与将以单位结算的奖励和将以现金结算的奖励相关的费用。当达到适用的业绩标准时，将以单位结算的奖励包括在我们的单位摊薄净收入计算中。我们在确定分段调整后EBITDA时不包括与这些奖励相关的补偿费用，因为未偿还奖励的稀释影响包括在我们的单位摊薄净收入计算中(如适用)。与将以现金结算的奖励相关的薪酬支出部分不包括在确定分段调整后的EBITDA中。有关我们的股权指数薪酬计划的信息，请参阅附注18。
(7)于本报告所述期间，加元兑美元的价值出现波动，导致结算外币交易的汇兑损益以及以外币计值的货币资产和负债重估。这些损益不是我们核心经营业绩的组成部分，因此在确定分部调整后的EBITDA时不包括在内。
(8)包括在2015年5月发生的901号线事故相关期间确认的成本，扣除我们认为可能从保险中收回的金额。有关901号线事故的更多信息，请参见注释19。
(9)包括与2021年的二叠纪合资公司交易和2020年收购Felix Midstream LLC相关的费用。有关更多讨论，请参见注释7。这些非经常性支出的调整包括在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度的分段调整EBITDA计算中，因为我们的CODM不认为这些费用是了解我们核心部门运营业绩所不可或缺的。
(10)反映二叠纪合资企业(从2021年10月开始)、仙人掌二号(从2022年11月开始)和红河的非控股权益的金额。
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地理数据

我们在美国和加拿大都有业务。以下是可归因于这些地理区域的收入和长期资产(单位：百万)：

截至十二月三十一日止的年度：
收入 (1)
202220212020
美国$46,903 $34,458 $17,942 
加拿大10,439 7,620 5,348 
$57,342 $42,078 $23,290 
(1)收入主要根据提供服务或产品发货的地区分配给每个地区。

十二月三十一日，
长寿资产(1)
20222021
美国$18,655 $18,273 
加拿大3,802 4,094 
$22,457 $22,367 
(1)不包括长期衍生资产和长期递延税项资产。

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