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目录

美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
表单 10-Q
ý根据第 13 或 15 (d) 条提交的季度报告
1934 年《证券交易法》
在截至的季度期间 2023年6月30日
要么
¨根据第 13 或 15 (d) 条提交的过渡报告
1934 年《证券交易法》
委员会档案编号 1-32740
etlogoa05.jpg
能量传输 LP
（注册人的确切姓名如其章程所示）
特拉华 30-0108820
（公司或组织的州或其他司法管辖区） （美国国税局雇主识别号）
威彻斯特大道 8111 号, 600 套房, 达拉斯, 德州75225
（主要行政办公室地址）（邮政编码）
(214) 981-0700
（注册人的电话号码，包括区号）
根据该法第12（b）条注册的证券：
每个班级的标题交易品种注册的每个交易所的名称
常用单位等纽约证券交易所
7.375% C 系列固定至浮动利率累积可赎回永久优先单位etPRC纽约证券交易所
7.625% D 系列固定至浮动利率累积可赎回永久优先单位eTPRD纽约证券交易所
7.600% E 系列固定至浮动利率累积可赎回永久优先单位etPre纽约证券交易所
用勾号指明注册人 (1) 是否在过去 12 个月内（或在要求注册人提交此类报告的较短时间内）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15 (d) 条要求提交的所有报告，以及 (2) 在过去的 90 天内是否受到此类申报要求的约束。是的  ý没有¨
用复选标记表明注册人是否在过去 12 个月内（或者在要求注册人提交此类文件的较短时间内）以电子方式提交了根据第 S-T 法规（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。是的  ý没有¨
用复选标记表明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型申报公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中 “大型加速申报人”、“加速申报公司”、“小型申报公司” 和 “新兴成长型公司” 的定义。
大型加速过滤器ý加速过滤器
☐
非加速过滤器¨规模较小的申报公司
☐
新兴成长型公司
☐
如果是新兴成长型公司，请用复选标记注明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）条规定的任何新的或修订的财务会计准则。 ¨
用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。是的☐没有ý
截至 2023 年 7 月 28 日，注册人已经 3,143,207,052未付的普通单位。

目录
表格 10-Q
能源传输有限责任公司和子公司
目录
第一部分 — 财务信息
第 1 项。财务报表（未经审计）
合并资产负债表
5
合并运营报表
7
综合收益综合报表
8
合并权益表
9
合并现金流量表
10
合并财务报表附注
11
1。组织和演示依据
11
2。收购
11
3。现金和现金等价物
12
4。库存
13
5。公允价值测量
13
6。每个普通单位的净收入
16
7。债务义务
16
8。可赎回的非控股权益
17
9。股权
17
10。监管事务、承诺、突发事件和环境负债
20
11。收入
29
12。衍生资产和负债
31
13。可报告的细分市场
35
第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
38
最近的事态发展
38
运营结果
40
流动性和资本资源
53
现金分配
57
第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露
61
第 4 项。控制和程序
62
第二部分 — 其他信息
第 1 项。法律诉讼
64
第 1A 项。风险因素
64
第 6 项。展品
65
签名
66

2
目录
定义
提及 “伙伴关系” 或 “能源转移” 是指 Energy Transfer LP。此外，以下是本文档中使用的某些缩略语和术语的列表：
/d每天
AOCI累计其他综合收益
bBtU十亿英制热单位
柑橘Citrus, LLC，一家50/50的合资企业，拥有佛罗里达天然气输送公司有限责任公司，该公司拥有佛罗里达天然气输送管道
达科他访问权限Dakota Access, LLC，能源传输和/或达科他接入管道的非全资子公司
加拿大能源转移加拿大能源转移 ULC 是能源转移的非全资子公司，直到 2022 年 8 月出售
能量传输首选单位统称为 A 系列首选单位、B 系列首选单位、C 系列首选单位、D 系列首选单位、E 系列首选单位、F 系列首选单位、G 系列首选单位和 H 系列首选单位
能量转移 R&MEnergy Transfer (R&M), LLC（前身为 Sunoco (R&M), LLC）
ETC SunocoETC Sunoco Holdings LLC（前身为 Sunoco, Inc.），Energy Transfer 的全资子公司
ETO
Energy Transfer Operating, L.P. 在2021年4月并入合伙企业之前，曾是Energy Transfer的非全资子公司
ETP HoldcoEnergy Transfer 的全资子公司 ETP Holdco Corporati
《交易法》经修订的 1934 年《证券交易法》
探险者探索者管道公司
FERC联邦能源监管委员会
GAAP美利坚合众国普遍接受的会计原则
普通合伙人LE GP, LLC，能源转移的普通合伙人
HFOTCOHFOTCO LLC，Energy Transfer 的全资子公司，拥有休斯敦码头
IFERC深入了解FERC的天然气市场报告
LIBOR伦敦银行同业拆借利率
mbbls千桶
MEP中大陆快线管道有限责任公司
NGL液态天然气，例如丙烷、丁烷和天然汽油
NYMEX纽约商品交易所
场外的非处方药
狭长地带Panhandle Eastern Pipe Line Company，LP，Energy Transfer 和/或 Panhandle
合作协议Energy Transfer的第三次修订和重述的有限合伙协议，迄今为止已修订
PHMSA管道和危险材料安全管理局
流浪者Rover Pipeline LLC，能源传输和/或罗孚管道的非全资子公司
海知更鸟Sea Robin 管道公司，Energy Transfer 的全资子公司
秒证券交易委员会
A 系列首选单位6.250% A系列固定至浮动利率累计可赎回永久优先单位（目前为浮动利率证券）
B 系列首选单位6.625% B 系列固定至浮动利率累积可赎回永久优先单位
C 系列首选单位7.375% C 系列固定至浮动利率累积可赎回永久优先股（目前为浮动利率证券）
D 系列首选单位7.625% D 系列固定至浮动利率累积可赎回永久优先单位
3
目录
E 系列首选单位7.600% E 系列固定至浮动利率累积可赎回永久优先单位
F 系列首选单位6.750% F 系列固定利率重置累积可赎回永久优先单位
G 系列首选单位7.125% G 系列固定利率重置累积可兑换永久优先单位
H 系列首选单位6.500% H 系列固定利率重置累积可赎回永久优先单位
软弱有担保的隔夜融资利率
SPLPSunoco Pipeline L.P.，Energy Transfer 的全资子公司
横贯西部Transwestern Pipeline Company, LLC，Energy Transfer 和/或
USACUSA Compression Partners，LP，一家上市合伙企业，也是能源转移的合并子公司
白崖White Cliffs Pipeline，L.L.C
4
目录
第一部分 — 财务信息
第 1 项。财务报表
能源传输有限责任公司和子公司
合并资产负债表
（百万美元）
（未经审计）
6月30日
2023		十二月三十一日
2022
资产
流动资产：
现金和现金等价物
$330 $257 
应收账款，净额
7,294 8,466 
关联公司应收账款
89 93 
库存
2,271 2,461 
应收所得税
82 68 
衍生资产
15 10 
其他流动资产
517 726 
流动资产总额
10,598 12,081 
不动产、厂房和设备
108,718 105,996 
累计折旧和损耗
(27,569)(25,685)
不动产、厂房和设备，净额81,149 80,311 
对未合并关联公司的投资3,007 2,893 
非流动衍生资产
3 — 
租赁使用权资产，净额
826 819 
其他非流动资产，净额
1,684 1,558 
无形资产，净额
5,301 5,415 
善意
2,564 2,566 
总资产
$105,132 $105,643 
所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。
5
目录
能源传输有限责任公司和子公司
合并资产负债表（续）
（百万美元）
（未经审计）
6月30日
2023		十二月三十一日
2022
负债和权益
流动负债：
应付账款
$6,169 $6,952 
应付关联公司的账款
10 17 
衍生负债
7 23 
经营租赁流动负债
45 45 
应计负债和其他流动负债
3,323 3,329 
长期债务的当前到期日
3,459 2 
流动负债总额
13,013 10,368 
长期债务，减去当前到期日
44,672 48,260 
非流动衍生负债
23 23 
非流动经营租赁负债
786 798 
递延所得税
3,839 3,701 
其他非流动负债
1,342 1,341 
承付款和意外开支
可赎回的非控制性权益
495 493 
股权：
有限合伙人：
首选单位持有人6,042 6,051 
普通单位持有人27,487 26,960 
普通合伙人
(2)(2)
累计其他综合收益24 16 
合伙人资本总额
33,551 33,025 
非控股权益
7,411 7,634 
权益总额
40,962 40,659 
负债和权益总额
$105,132 $105,643 
所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。
6
目录
能源传输有限责任公司和子公司
合并运营报表
（百万美元，单位数据除外）
（未经审计）
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
2023202220232022
收入：
成品销售
$5,834 $7,950 $11,288 $13,396 
原油销售
5,233 6,683 10,711 11,985 
液化天然气销售额
3,489 5,896 7,649 11,005 
集合、交通和其他费用
2,811 2,765 5,588 5,458 
天然气销售
685 2,429 1,584 4,182 
其他
268 222 495 410 
总收入
18,320 25,945 37,315 46,436 
成本和支出：
销售产品的成本
14,092 21,515 28,702 37,653 
运营费用
1,094 1,060 2,119 2,009 
折旧、损耗和摊销
1,061 1,046 2,120 2,074 
销售、一般和管理
228 211 466 441 
减值损失10 — 11 300 
成本和支出总额
16,485 23,832 33,418 42,477 
营业收入
1,835 2,113 3,897 3,959 
其他收入（支出）：
利息支出，扣除资本化利息
(641)(578)(1,260)(1,137)
未合并关联公司的收益权益95 62 183 118 
利率衍生品的收益35 129 15 243 
其他，净额
17 (18)24 3 
所得税支出前的收入1,341 1,708 2,859 3,186 
所得税支出108 86 179 77 
净收入1,233 1,622 2,680 3,109 
减去：归属于非控股权益的净收益308 284 629 489 
减去：归属于可赎回非控股权益的净收益
14 12 27 25 
归属于合作伙伴的净收益911 1,326 2,024 2,595 
普通合伙人在净收入中的利息1 1 2 2 
优先基金单位持有人在净收益中的权益113 105 222 211 
普通单位持有人在净收益中的权益 $797 $1,220 $1,800 $2,382 
每个普通单位的净收入：
基本
$0.25 $0.40 $0.58 $0.77 
稀释
$0.25 $0.39 $0.57 $0.77 
所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。
7
目录
能源传输有限责任公司和子公司
综合收益合并报表
（百万美元）
（未经审计）
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
2023202220232022
净收入$1,233 $1,622 $2,680 $3,109 
扣除税款的其他综合收益（亏损）：
可供出售证券价值的变化(1)(4)— (9)
与养老金和其他退休后福利计划相关的精算收益5 — — 7 
外币折算调整(6)(30)(5)(19)
未合并关联公司其他综合收益的变化3 6 3 18 
1 (28)(2)(3)
综合收入1,234 1,594 2,678 3,106 
减去：归属于非控股权益的综合收益308 270 629 480 
减去：归属于可赎回非控股权益的综合收益14 12 27 25 
归属于合作伙伴的综合收益$912 $1,312 $2,022 $2,601 
所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。
8
目录
能源传输有限责任公司和子公司
合并权益表
（百万美元）
（未经审计）
普通单位持有人首选单位持有人普通合伙人AOCI非控股权益总计
余额，2022 年 12 月 31 日$26,960 $6,051 $(2)$16 $7,634 $40,659 
分发给合作伙伴(920)(80)(1)— — (1,001)
对非控股权益的分配— — — — (441)(441)
非控股权益的资本出资— — — — 3 3 
扣除税款的其他综合亏损— — — (3)— (3)
其他，净额14 — — — 4 18 
净收益，不包括归属于可赎回非控股权益的金额1,003 109 1 — 321 1,434 
余额，2023 年 3 月 31 日27,057 6,080 (2)13 7,521 40,669 
分发给合作伙伴(942)(151)(1)— — (1,094)
对非控股权益的分配— — — — (421)(421)
其他综合收益，扣除税款— — — 1 — 1 
收购路特斯中游574 — — — — 574 
其他，净额1 — — 10 3 14 
净收益，不包括归属于可赎回非控股权益的金额797 113 1 — 308 1,219 
余额，2023 年 6 月 30 日$27,487 $6,042 $(2)$24 $7,411 $40,962 
普通单位持有人首选单位持有人普通合伙人AOCI非控股权益总计
余额，2021 年 12 月 31 日$25,230 $6,051 $(4)$23 $8,045 $39,345 
分发给合作伙伴(528)(80)— — — (608)
对非控股权益的分配— — — — (307)(307)
非控股权益的资本出资— — — — 373 373 
其他综合收益，扣除税款— — — 20 5 25 
其他，净额17 — — — 10 27 
净收益，不包括归属于可赎回非控股权益的金额1,162 106 1 — 205 1,474 
余额，2022 年 3 月 31 日25,881 6,077 (3)43 8,331 40,329 
分发给合作伙伴(603)(131)(1)— — (735)
对非控股权益的分配— — — — (446)(446)
非控股权益的资本出资— — — — 24 24 
扣除税款的其他综合亏损— — — (14)(14)(28)
其他，净额9 — — — 2 11 
净收益，不包括归属于可赎回非控股权益的金额1,220 105 1 — 284 1,610 
余额，2022 年 6 月 30 日$26,507 $6,051 $(3)$29 $8,181 $40,765 
所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。
9
目录
能源传输有限责任公司和子公司
合并现金流量表
（百万美元）
（未经审计）
六个月已结束
6月30日
20232022
经营活动：
净收入$2,680 $3,109 
净收入与经营活动提供的净现金的对账：
折旧、损耗和摊销2,120 2,074 
递延所得税134 107 
库存估值调整28 (121)
非现金补偿费用64 61 
减值损失11 300 
未归属奖励的分配(33)(27)
未合并关联公司的收益权益(183)(118)
来自未合并关联公司的分配182 108 
其他非现金(4)(38)
扣除收购影响的运营资产和负债的净变动887 (731)
经营活动提供的净现金5,886 4,724 
投资活动：
为收购 Lotus Midstream 支付的现金，扣除收到的现金(930)— 
为其他收购支付的现金，扣除收到的现金(111)(589)
资本支出，不包括施工期间使用的股权资金补贴(1,729)(1,458)
施工费用补助捐款30 35 
对未合并关联公司的捐款(1)— 
未合并关联公司的分配超过累计收益27 46 
出售资产的收益23 12 
用于投资活动的净现金(2,691)(1,954)
融资活动：
借款收益15,412 11,798 
偿还债务(15,549)(12,819)
非控股权益的资本出资3 397 
分发给合作伙伴(2,095)(1,343)
对非控股权益的分配(862)(753)
对可赎回的非控股权益的分配(24)(24)
债务发行成本(7)(9)
用于融资活动的净现金(3,122)(2,753)
现金和现金等价物的增加73 17 
现金和现金等价物，期初257 336 
现金和现金等价物，期末$330 $353 
所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。
10
目录
能源传输有限责任公司和子公司
合并财务报表附注
（表格中的美元和单位金额，除单位数据外，均以百万为单位）
（未经审计）
1.编排和列报依据
组织
此处列出的合并财务报表包含Energy Transfer LP及其子公司（“合伙企业”、“我们”、“我们的” 或 “能源转移”）的业绩。
演示基础
本10-Q表中包含的未经审计的财务信息的编制基础与合伙企业于2023年2月17日向美国证券交易委员会提交的截至2022年12月31日的10-K表年度报告中包含的经审计的合并财务报表的编制基础相同。合伙企业管理层认为，此类财务信息反映了根据公认会计原则公允列报此类过渡期间的财务状况和经营业绩所必需的所有调整。合并中删除了所有跨公司项目和事务。根据美国证券交易委员会的规章制度，通常包含在根据公认会计原则编制的年度合并财务报表中包含的某些信息和披露已被省略。
此处列出的合伙企业的合并财务报表包括我们控制的子公司的经营业绩，包括Sunoco LP和USAC。合伙企业拥有普通合伙人的权益、激励分配权和 28.5Sunoco LP 的百万个普通单位，以及普通合伙人的权益和 46.1USAC 的百万个普通单位。
某些前期金额已重新分类，以符合本期列报方式。这些重新分类对净收入或总权益没有影响。
估算值的使用
未经审计的合并财务报表是根据公认会计原则编制的，该原则要求使用管理层做出的估计和假设，这些估计和假设会影响合并财务报表发布之日存在的资产、负债、收入、支出以及或有资产和负债的应计和披露。尽管这些估计基于管理层对当前和未来预期事件的现有了解，但实际结果可能与这些估计有所不同。
2.收购
Lotus 中游收购
2023 年 5 月 2 日，Energy Transfer 收购了莲花中游运营有限责任公司（“Lotus Midstream”），总对价为美元1.50十亿美元，包括营运资金。对价包括 $930百万现金和大约 44.5百万个新发行的 Energy Transfer 普通单位，收购日的总公允价值为 $574百万。Lotus Midstream 拥有并经营 Centurion Pipeline Company LLC，这是一家位于二叠纪盆地的综合原油中游平台。

11
目录
下表汇总了购买价格在收购资产和假设负债中的假定分配：
2023 年 5 月 2 日
流动资产总额$61 
不动产、厂房和设备，净额1,263 
对未合并关联公司的投资138 
租赁使用权资产，净额10 
其他非流动资产4 
无形资产，净额75 
总资产1,551 
流动负债总额27 
其他非流动负债16 
负债总额43 
全部对价1,508 
收到的现金4 
总对价，扣除收到的现金$1,504 
Sunoco LP 的收购
2023 年 5 月 1 日，Sunoco LP 完成了 16Zenith Energy位于东海岸和中西部的精炼产品码头，价格为美元111百万，包括营运资金。购买价格主要分配给财产和设备。
3.现金和现金等价物
现金及现金等价物包括所有库存现金、活期存款和原始到期日为三个月或更短的投资。我们认为现金等价物包括短期、高流动性的投资，这些投资很容易转换为已知数量的现金，并且价值变动风险微乎其微。截至2023年6月30日或2022年12月31日，该合伙企业的合并资产负债表不包括任何大量的限制性现金。
我们将现金存款和临时现金投资存放在信用质量高的金融机构。有时，我们的现金和现金等价物可能没有保险，或者存入的存款账户超过了联邦存款保险公司的保险限额。
扣除收购的影响，包含在经营活动现金流中的运营资产和负债的净变动如下：
六个月已结束
6月30日
20232022
应收账款
$1,192 $(2,555)
关联公司应收账款
(23)(67)
库存
166 26 
其他流动资产
200 (333)
其他非流动资产，净额
(108)83 
应付账款
(761)2,029 
应付关联公司的账款
31 22 
应计负债和其他流动负债
212 252 
其他非流动负债
2 98 
衍生资产和负债，净额
(24)(286)
扣除收购影响的运营资产和负债的净变动$887 $(731)

12
目录
非现金投资和融资活动如下：
六个月已结束
6月30日
20232022
应计资本支出
$339 $595 
为换取新的租赁负债而获得的租赁资产13 32 
分销再投资
48 26 
4.库存
库存包括以下内容：
6月30日
2023		十二月三十一日
2022
天然气、液化天然气和精炼产品
$1,629 $1,802 
原油172 246 
备件和其他470 413 
库存总额$2,271 $2,461 
Sunoco LP的燃料库存使用后进先出（“LIFO”）方法按成本或市场中较低者列报。截至2023年6月30日和2022年12月31日，Sunoco LP燃料库存的账面价值包括较低的成本或市场储备金为美元144百万和美元116分别为百万。在截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月中，合伙企业的合并损益表不包括清算Sunoco LP后进先出燃料库存所产生的任何重大收入。在截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月中，合伙企业的产品销售成本包括不利的库存调整57百万美元和有利的库存调整1分别为百万美元与Sunoco LP的LIFO库存有关。在截至2023年6月30日和2022年6月30日的六个月中，合伙企业的产品销售成本包括不利的库存调整28百万美元和有利的库存调整121分别为百万美元，与Sunoco LP的LIFO库存有关。
5.公允价值衡量标准
我们的商品衍生品和利率衍生品在合并资产负债表中按公允价值计为资产和负债。我们使用尽可能高的投入 “水平” 来确定受公允价值计量约束的资产和负债的公允价值。一级输入是相同资产和负债的活跃市场中可观察到的报价。我们将通过清算经纪商交易的具有相应交易所公布价格的有价证券和商品衍生品的估值视为一级估值。二级输入是类似资产和负债中可观察到的输入。我们将直接与第三方签订的场外商品衍生品视为二级估值，因为这些衍生品的价值是在类似交易所报价的。此外，我们认为通过清算经纪商交易的期权具有2级输入，这是因为这些合约在交易所的活跃度很高。我们的利率衍生品所采用的估值方法不需要做出重大判断，这些输入是从报价活跃的公开市场中观察到的，因此归类为二级。第 3 级输入是不可观察的。在截至2023年6月30日的六个月中， 不在公允价值层次结构中的任何级别之间进行了转账.

13
目录
下表根据用于得出其公允价值的投入，汇总了截至2023年6月30日和2022年12月31日我们按公允价值计量和记录的金融资产和负债的公允价值总额：
公允价值测量值位于
2023年6月30日
公允价值总计第 1 级第 2 级
资产：
利率衍生品
$13 $— $13 
大宗商品衍生品：
天然气：
基差互换 IFERC/NYMEX
3 3 — 
Swing Swaps IFERC
5 5 — 
固定掉期/期货
38 38 — 
远期实物合约
4 — 4 
功率：
前锋
55 — 55 
期货
8 8 — 
选项 — 通话
1 1 — 
NGL — 远期/互换
670 670 — 
成品油—期货
9 9 — 
原油 — 远期/掉期
16 16 — 
商品衍生品总额
809 750 59 
其他非流动资产
29 19 10 
总资产
$851 $769 $82 
负债：
利率衍生品
$(23)$— $(23)
大宗商品衍生品：
天然气：
基差互换 IFERC/NYMEX
(11)(11)— 
Swing Swaps IFERC
(3)(3)— 
固定掉期/期货
(5)(5)— 
功率：
前锋
(54)— (54)
期货
(10)(10)— 
选项 — 通话
(1)(1)— 
NGL — 远期/互换
(644)(644)— 
成品油—期货
(16)(16)— 
原油 — 远期/掉期
(6)(6)— 
商品衍生品总额
(750)(696)(54)
负债总额
$(773)$(696)$(77)

14
目录
公允价值测量值位于
2022年12月31日
公允价值总计第 1 级第 2 级
资产：
大宗商品衍生品：
天然气：
基差互换 IFERC/NYMEX
$60 $60 $— 
Swing Swaps IFERC
75 75 — 
固定掉期/期货
113 113 — 
远期实物合约
10 — 10 
功率：
前锋
52 — 52 
期货
3 3 — 
NGL — 远期/互换
317 317 — 
成品油—期货
20 20 — 
原油 — 远期/掉期
38 38 — 
商品衍生品总额
688 626 62 
其他非流动资产
27 18 9 
总资产
$715 $644 $71 
负债：
利率衍生品
$(23)$— $(23)
大宗商品衍生品：
天然气：
基差互换 IFERC/NYMEX
(25)(25)— 
Swing Swaps IFERC
(12)(12)— 
固定掉期/期货
(4)(4)— 
远期实物合约
(2)— (2)
功率：
前锋
(51)— (51)
期货
(3)(3)— 
NGL — 远期/互换
(358)(358)— 
成品油—期货
(59)(59)— 
原油 — 远期/掉期
(12)(12)— 
商品衍生品总额
(526)(473)(53)
负债总额
$(549)$(473)$(76)
截至2023年6月30日，我们合并债务的总估计公允价值和账面金额为美元45.80十亿和美元48.13分别为十亿。截至2022年12月31日，我们合并债务的总公允价值和账面金额为美元45.42十亿和美元48.26分别为十亿。我们的合并债务的公允价值是基于相应债务对类似负债的可观察投入得出的二级估值。

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目录
6.每个普通单位的净收入
收入或亏损与用于计算每个普通单位基本和摊薄收益的加权平均单位的对账情况如下：
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
2023202220232022
净收入 $1,233 $1,622 $2,680 $3,109 
减去：归属于非控股权益的净收益308 284 629 489 
减去：归属于可赎回非控股权益的净收益
14 12 27 25 
净收益，扣除非控股权益911 1,326 2,024 2,595 
减去：普通合伙人在净收入中的利息1 1 2 2 
减去：优先基金单位持有人在净收入中的利息113 105 222 211 
普通单位持有人在净收益中的权益$797 $1,220 $1,800 $2,382 
每个普通单位的基本收入：
加权平均常用单位3,126.9 3,085.9 3,111.3 3,084.7 
每个普通单位的基本收入$0.25 $0.40 $0.58 $0.77 
每普通单位摊薄收益：
普通单位持有人在净收益中的权益$797 $1,220 $1,800 $2,382 
子公司股权薪酬的摊薄效应 (1)
— — 1 1 
归属于普通单位持有人的摊薄收益$797 $1,220 $1,799 $2,381 
加权平均常用单位3,126.9 3,085.9 3,111.3 3,084.7 
未归属的限制性单位奖励的稀释效应 (1)
21.3 19.8 21.7 19.5 
加权平均普通单位，假设未归属限制性单位奖励的摊薄效应3,148.2 3,105.7 3,133.0 3,104.2 
每普通单位摊薄收益$0.25 $0.39 $0.57 $0.77 
(1)对于本来会产生反稀释效应的时期，摊薄效应不包括在计算范围内。
7.债务义务
近期交易
高级票据
2023 年第一季度，合作伙伴关系兑换了 $350百万其本金总额 3.452023 年 1 月到期的优先票据百分比，美元800百万其本金总额 3.602023 年 2 月到期的优先票据百分比和 $1.00其本金总额为十亿美元 4.25% 使用其五年期信贷额度（定义见下文）的收益于2023年3月到期的优先票据。
HFOTCO 债务
2023年5月，该合伙企业为所有美元进行了再融资225百万未偿还的HFOTCO免税债券本金和新的10年期免税债券。这些新债券通过哈里斯县工业发展公司发行，是能源转移的债务，其应计利率为 4.05% 并在 2033 年强制兑换。赎回后，这些免税债券可能会在2050年11月1日的最终到期日之前按不同的条件进行再销售。
长期债务的当前到期日
截至2023年6月30日，合伙企业合并资产负债表上反映的长期债务的当前到期日包括 (i) $2.45十亿美元，相当于2024年6月30日当天或之前到期的Energy Transfer优先票据的金额，减去该伙伴关系五年期信贷额度的当前可用容量以及 (ii) 美元1.00Bakken Pipeline实体发行的数十亿张优先票据，将于2024年4月到期。

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目录
信贷额度和商业票据
五年期信贷额度
该合伙企业的循环信贷额度（“五年期信贷额度”）允许不超过美元的无抵押借款5.00十亿，将于 2027 年 4 月到期。五年期信贷额度包含手风琴功能，根据该功能，总承诺额可以增加到美元7.00在某些条件下为十亿。
截至2023年6月30日，五年期信贷额度为美元2.61十亿美元的未偿借款，其中 $862百万由商业票据组成。未来可用于借款的金额为美元2.36十亿美元，扣除未付信用证金额32百万。截至2023年6月30日，未偿还总额的加权平均利率为 6.33%.
Sunoco LP 信贷额度
截至2023年6月30日，Sunoco LP的信贷额度为美元9.9 亿未偿借款和美元7百万份备用信用证，将于2027年4月到期。截至2023年6月30日，可供未来借款的金额为美元503百万。截至2023年6月30日，未偿还总额的加权平均利率为 7.00%.
USAC 信贷额度
截至2023年6月30日，将于2026年12月到期的USAC的信贷额度为美元750百万笔未偿还的借款，没有未偿还的信用证。截至 2023 年 6 月 30 日，USAC 有 $850其信贷额度下的可用资金为百万美元，视适用的财务条款的遵守情况而定，可用借款能力为美元328百万。截至2023年6月30日，未偿还总额的加权平均利率为 7.74%.
遵守我们的盟约
截至2023年6月30日，我们和我们的子公司遵守了与我们的债务协议有关的所有要求、测试、限制和契约。在截至2023年6月30日的季度中，根据与我们的五年期信贷额度相关的契约计算，我们的杠杆率为 3.33x.
8.可赎回的非控股权益
合伙企业子公司的某些可赎回的非控股权益在合并资产负债表上反映为夹层股权。截至2023年6月30日和2022年12月31日，可赎回的非控股权益包括余额为美元477百万与USAC A系列首选单位有关。可赎回的非控股权益还包括余额18截至 2023 年 6 月 30 日的百万美元和16截至2022年12月31日，百万美元与合伙企业合并子公司之一的非控股权益持有人有关，他们可以选择将其权益出售给合伙企业。
9.公平
能量传递常用单位
在截至2023年6月30日的六个月中，能源转移普通单位的变化如下：
单位数量
截至2022年12月31日的普通单位数量3,094.4 
根据分销再投资计划发行的普通单位3.7 
为收购 Lotus Midstream 发行的普通单位44.5 
归属于股权激励计划和其他的普通单位0.6 
截至2023年6月30日的普通单位数量3,143.2 
能源转移回购计划
在截至2023年6月30日的六个月中，Energy Transfer没有根据其当前的回购计划回购其任何普通单位。截至2023年6月30日，$880根据目前的计划，仍有数百万美元可供回购。

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目录
能源转移分配再投资计划
在截至2023年6月30日的六个月中，分配额为美元48根据分销再投资计划，进行了百万美元的再投资。截至2023年6月30日，共有 8根据与分销再投资计划有关的现有注册声明，仍有百万套Energy Transfer普通单位可供发行。
能量转移普通单位的现金分配
2022年12月31日之后申报和/或支付的能源转移普通单位的分配情况如下：
季度已结束记录日期付款日期费率
2022年12月31日2023年2月7日2023年2月21日$0.3050 
2023年3月31日2023年5月8日2023年5月22日0.3075 
2023年6月30日2023年8月14日2023年8月21日0.3100 
能量传输首选单位
截至2023年6月30日和2022年12月31日，Energy Transfer的出色首选单位包括 950,000A 系列首选单位， 550,000 B 系列首选单位， 18,000,000C 系列首选单位， 17,800,000D 系列首选单位， 32,000,000E 系列首选单位， 500,000F 系列首选单位， 1,484,780G 系列首选单位和 900,000H 系列首选单位。
下表汇总了能量传输首选单位的变化：
首选单位持有人
A 系列B 系列C 系列D 系列E 系列 F 系列G 系列H 系列总计
余额，2022 年 12 月 31 日$958 $556 $440 $434 $786 $496 $1,488 $893 $6,051 
分发给合作伙伴(30)(18)(8)(9)(15)— — — (80)
净收入18 9 8 9 15 8 27 15 109 
余额，2023 年 3 月 31 日946 547 440 434 786 504 1,515 908 6,080 
分发给合作伙伴(21)— (8)(9)(15)(16)(53)(29)(151)
净收入22 9 9 9 15 8 26 15 113 
余额，2023 年 6 月 30 日$947 $556 $441 $434 $786 $496 $1,488 $894 $6,042 
首选单位持有人
A 系列B 系列C 系列D 系列E 系列 F 系列G 系列H 系列总计
余额，2021 年 12 月 31 日$958 $556 $440 $434 $786 $496 $1,488 $893 $6,051 
分发给合作伙伴(30)(18)(8)(9)(15)— — — (80)
净收入15 9 8 9 15 8 27 15 106 
余额，2022 年 3 月 31 日943 547 440 434 786 504 1,515 908 6,077 
分发给合作伙伴— — (8)(9)(15)(16)(53)(30)(131)
净收入15 9 8 9 15 8 26 15 105 
余额，2022 年 6 月 30 日$958 $556 $440 $434 $786 $496 $1,488 $893 $6,051 

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目录
能量转移优先单位的现金分配
能源转移优先单位申报的分布情况如下：
期限已结束记录日期付款日期
A 系列(1)
B 系列(2)
C 系列(1)
D 系列E 系列
F 系列(2)
G 系列(2)
H 系列(2)
2022年12月31日2023年2月1日2023年2月15日$31.250 $33.125 $0.4609 $0.4766 $0.475 $— $— $— 
2023年3月31日2023年5月1日2023年5月15日21.982 — 0.4609 0.4766 0.475 33.750 35.625 32.500 
2023年6月30日2023年8月1日2023年8月15日23.891 33.125 0.6294 0.4766 0.475 — — — 
(1)有关A系列和C系列发行版的更多信息，请参见下文。
(2)B 系列、F 系列、G 系列和 H 系列分配每半年支付一次。
在2023年2月15日之前，A系列优先单位的分配按固定利率累计 6.250每年 $ 清算优先权的百分比1,000。从 2023 年 2 月 15 日到（但不包括）2023 年 8 月 15 日，A 系列优先股累积浮动分配率，每个季度分配期按美元百分比设定1,000清算优先权等于当时的三个月伦敦银行同业拆借利率加上利差 4.028每年百分比。从2023年8月15日起，A系列优先单位的浮动分配利率基于三个月的SOFR，外加期利差调整 0.26161%，加上 4.028每年百分比。此前，A系列优先单位的分配每半年拖欠一次，直到2023年2月15日；在2023年2月15日之后，每季度拖欠一次，当我们的普通合伙人宣布从合法可用的资金中提取用于此类目的的资金时。
在2023年5月15日之前，C系列优先单位的分配按固定利率累计 7.375每年 $ 清算优先权的百分比25。从 2023 年 5 月 15 日到（但不包括）2023 年 8 月 15 日，C 系列优先单位累积浮动分配率，每个季度分配期按美元百分比设定25清算优先权等于当时的三个月伦敦银行同业拆借利率加上利差 4.530每年百分比。2023年8月15日及之后，C系列优先单位的浮动分配利率基于三个月的SOFR，再加上期限利差调整 0.26161%，加上 4.530每年%。
B系列优先单位、D系列优先单位和E系列优先单位的分配计划开始按浮动利率累计，如下所示：
浮动利率期的开始适用的点差期限点差调整浮动利率
B 系列首选单位2028年2月15日4.155 %0.26161 %三个月的 SOFR
D 系列首选单位2023年8月15日4.738 %0.26161 %三个月的 SOFR
E 系列首选单位2024年5月15日5.161 %0.26161 %三个月的 SOFR
非控股权益
该合伙企业的合并财务报表还包括Sunoco LP和USAC的非控股权益，两者均为主有限合伙企业，以及其他非全资合并合资企业。以下各节描述了我们的上市子公司Sunoco LP和USAC的现金分配，根据各自的合伙协议，这两个子公司都必须在每个季度结束后分配所有手头现金（不包括由各自普通合伙人董事会确定的不恰当储备金）。
Sunoco LP 现金分配
Sunoco LP在2022年12月31日之后申报和/或支付的Sunoco LP普通单位的分配情况如下：
季度已结束记录日期付款日期费率
2022年12月31日2023年2月7日2023年2月21日$0.8255 
2023年3月31日2023年5月8日2023年5月22日0.8420 
2023年6月30日2023年8月14日2023年8月21日0.8420 

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目录
USAC 现金分配
USAC 在 2022 年 12 月 31 日之后申报和/或支付的 USAC 普通单位的分配情况如下：
季度已结束记录日期付款日期费率
2022年12月31日2023年1月23日2023年2月3日$0.525 
2023年3月31日2023年4月24日2023年5月5日0.525 
2023年6月30日2023年7月24日2023年8月4日0.525 
USAC 的认股权证
截至 2023 年 6 月 30 日和 2022 年 12 月 31 日，USAC 持有购买权的认股权证 10,000,000USAC 普通单位，行使价为 $19.59每单位未偿还，持有人可以在2028年4月2日之前的任何时候行使。
累计其他综合收益
下表列出了扣除税后AOCI的组成部分：
6月30日
2023		十二月三十一日
2022
可供出售证券的未实现收益$9 $9 
外币折算调整
6 1 
与养老金和其他退休后福利有关的精算损失(7)(7)
对未合并关联公司的投资，净额16 13 
扣除税款后的合伙人资本中包含的AOCI总额
$24 $16 
10.监管事宜、承诺、突发事件和环境负债
FERC 诉讼程序
Rover — FERC-Stoneman House
2016年底，FERC执法人员开始了一项与罗孚购买和拆除可能具有历史意义的住宅（称为Stoneman House）有关的非公开调查，而罗孚申请建造新的711英里州际天然气管道和相关设施的许可申请尚待审理。2021 年 3 月 18 日，FERC 发布了一项命令，要求说明拟议处罚的原因和通知（备审案卷编号IN19-4-000)，命令 Rover 解释为什么它不应该支付 1 美元20因涉嫌违反FERC要求证书持有人直言不讳地向FERC提交信息而被处以百万美元的民事罚款。罗孚于 2021 年 6 月 21 日对该命令作出答复和拒绝，并于 2021 年 9 月 15 日作出答复。FERC 于 2022 年 1 月 20 日发布命令，将此事交由行政法法官审理。听证会定于2023年3月6日开始；如下文所述，该FERC程序已被暂停。
2022年2月1日，Energy Transfer和Rover向美国德克萨斯州北区地方法院（“联邦地方法院”）提起宣告性救济申诉，要求下令宣布FERC必须向联邦地方法院（而不是行政法法官）提起执法行动。同样在2022年2月1日，Energy Transfer和Rover向FERC行政法法官提出了加急请求，要求在联邦地方法院的案件得出结果之前暂停向FERC行政法法官提起诉讼。2022年5月24日，联邦地方法院下令暂停联邦竞争委员会的执法案件和地区法院的案件，等待美国最高法院待决的两起案件得到解决。2022年11月7日听取了这些案件的辩论。2023年4月14日，美国最高法院在这两起案件中都作出了不利于政府的裁决，认定联邦地区法院有权审理这些诉讼并解决各方的宪法质疑。这些案件已发回联邦地区法院进一步审理。Energy Transfer和Rover打算为这一说法辩护
Rover — FERC-塔斯卡拉瓦斯
2017年年中，FERC执法人员开始对塔斯卡拉瓦斯河水平定向钻探（“HDD”）作业的钻井泥浆中可能含有柴油的指控进行非公开调查。Rover 和 Partnership 正在配合调查。2019年，执法人员根据FERC法规第1b.19条向Rover发出通知，称执法人员打算建议FERC对Rover及其合伙企业采取执法行动。2021 年 12 月 16 日，FERC 发布了显示原因的命令

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拟议处罚通知（备审案件编号IN17-4-000），命令Rover and Energy Transfer说明为什么不应认定他们违反了《天然气法》第7（e）条、FERC 法规第 157.20 条和 Rover Pipeline 证书令，并评估了民事处罚 $40百万。
Rover 和 Energy Transfer 于 2022 年 3 月 21 日提交了对该命令的答复，执法人员于 2022 年 4 月 20 日提交了答复。Rover 和 Energy Transfer 于 2022 年 5 月 13 日对该命令进行了保密答复。负责塔斯卡拉瓦斯河场地HDD运营的主要承包商（也是分包商之一）已同意赔偿Rover和The Partnershipert因进行此类HDD运营而造成的任何和所有损失，包括政府机构的任何罚款和处罚。鉴于诉讼所处的阶段，合伙企业目前无法评估潜在责任的潜在结果或范围（如果有）；但是，合伙企业认为上述赔偿将适用于执法人员提出的处罚，并打算针对相关索赔进行有力辩护。
FERC 的其他诉讼程序
根据2019年1月16日发布的命令，联邦竞争委员会根据《天然气法》第5条启动了对潘汉德尔现有费率的审查，以确定潘汉德尔目前收取的费率是否公正合理，并将此事提交听证会。2019年8月30日，潘汉德尔根据《天然气法》第4条提起了一般费率诉讼。2019年10月1日，首席法官下令合并了《天然气法》第5条和第4条的诉讼。行政法法官的初步裁决于2021年3月26日发布。2021年4月26日，Panhandle提交了关于最初决定的例外情况的摘要。Panhandle向FERC提交了必要的合规文件，但在2022年12月16日，FERC就潘汉德尔的利率案发布了命令。2023年1月17日，Panhandle在诉讼中提出了重审请求，但截至2023年2月17日，该请求因法律的实施而被驳回。2023年3月23日，潘汉德尔向美国哥伦比亚特区上诉法院（“上诉法院”）对最初的裁决（以及2023年2月17日拒绝重审的通知）提出上诉。2023年4月25日，在FERC进一步考虑其2022年12月16日的命令期间，上诉法院暂停了上诉。
2022年7月1日，Transwestern根据《天然气法》第4条提起了利率诉讼。根据2022年9月9日的命令，该诉讼通过了程序时间表，将听证会的开始时间定为2023年6月22日，初步决定预计将于2023年11月15日作出。在随后于2023年2月14日发布的命令中，程序时间表被暂停，理由是参与者已原则上达成协议，以解决本诉讼中的所有问题，并于2023年4月5日向FERC提交了条款和协议，并于2023年6月30日获得FERC的批准。
2022年12月1日，Sea Robin根据《天然气法》第4条提起了利率诉讼。根据2023年6月29日的命令，该诉讼通过了修订后的程序时间表，将听证会的开始时间定为2024年1月9日，初步裁决预计将在2024年5月21日作出。
2021年5月，FERC开始对SPLP进行自2018年1月1日至今的审计，以评估SPLP遵守其FERC石油费率、FERC规定的统一会计制度的会计要求以及FERC的6号表格报告要求的情况。审计正在进行中。
美国国税局审计
美国国税局（“IRS”）目前正在审查合伙企业的2020年美国联邦所得税申报表。总的来说，Energy Transfer及其子公司在2017年和之前的纳税年度不再受到美国国税局和大多数州司法管辖区的审查。
美国国税局目前正在对USAC进行2019年和2020年的审查。美国国税局已经发布了初步的合伙企业审查变更，以及估算的少付工资计算。根据与美国国税局的讨论，USAC估计了潜在的损失范围，最高可达 $25百万。一旦确定了最终的合伙企业估算的少付款（如果有），USAC的普通合伙人可以选择直接向美国国税局支付估算的少付款（包括任何适用的罚款和利息），或者如果符合条件，就经审计和调整后的申报表向每位USAC单位持有人和前USAC单位持有人发布修订后的信息声明。
承诺
在正常业务过程中，Energy Transfer根据长期合同购买、加工和销售天然气，并签订长期运输和储存协议。此类合同包含业内惯用的条款。Energy Transfer认为，这些协议的条款在商业上是合理的，不会对合伙企业的财务状况或经营业绩产生重大不利影响。

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我们的合资协议要求我们在向未合并的关联公司出资中按比例提供资金。此类捐款将取决于未合并子公司的资本需求，例如为资本项目提供资金或偿还长期债务。
我们有某些不可取消的通行权（“ROW”）承诺，这些承诺需要固定付款，要么在我们选择放弃时到期，要么在未来的不同日期到期。下表反映了随附的合并运营报表中运营费用中包含的ROW支出：
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
2023202220232022
ROW 开支
$13 $14 $26 $28 
诉讼和突发事件
在正常业务过程中，我们可能会不时参与因我们的运营而产生的诉讼和索赔。由于天然气和原油的易燃和可燃性质，在运输、储存或使用过程中有可能造成人身伤害和/或财产损失。在正常业务过程中，我们有时会受到各种诉讼的威胁或被指定为被告，这些诉讼要求对产品责任、人身伤害和财产损失进行实际和惩罚性赔偿。我们与保险公司签订责任保险，其金额和承保范围及免赔额管理层认为是合理和谨慎的，并被业界普遍接受。但是，无法保证目前有效的保险保障水平将继续以合理的价格提供，也无法保证这些水平将来足以保护我们免受与产品责任、人身伤害或财产损失相关的物质支出。
我们或我们的子公司是与我们的业务相关的各种法律诉讼、仲裁和/或监管程序的当事方。对于每一个问题，我们都会评估案件的是非曲直、我们面对此事的风险、可能的法律或和解策略、出现不利结果的可能性以及保险的可用性。如果我们确定特定事项可能出现不利结果并且可以估计，则我们会累积或有债务以及与意外开支相关的任何预期保险可收回金额。随着新信息的出现，我们的估计可能会发生变化。这些变化的影响可能会在单一时期内对我们的经营业绩产生重大影响。
截至2023年6月30日和2022年12月31日，应计额约为美元245百万和美元200百万美元分别反映在我们与符合可能和合理估计标准的或有债务相关的合并资产负债表上。此外，我们可能会确认未来与 (i) 目前认为可能发生损失但不可能发生的或有事项相关的额外或有损失，和/或 (ii) 超过此类或有事项已计金额的损失。在其中一些情况下，我们无法估计可能的损失或超过应计金额的一系列可能损失。对于可以合理估计额外或有损失的事项，估计额外损失的范围最多约为美元800百万。
无法肯定地预测这些事项的结果，也无法保证某一特定事项的结果不会导致支付该事项尚未应计的款项。此外，在解决特定突发事件之前，我们可能会根据事实和情况的变化或预期结果的变化，修改应计金额或我们对合理可能的损失的估计。
以下各节描述了可能影响合伙企业未来财务状况、经营业绩和/或现金流的某些事项。以下各节还包括先前披露的某些事项的最新情况，即使预计这些事项不会对未来时期产生潜在的重大影响。除了以下各节中披露的事项外，合伙企业还参与了可能影响未来时期的多个其他事项，包括与合伙企业商业协议有关的其他诉讼和仲裁。关于此类事项，符合可能和合理估计标准的意外开支已列入上文披露的应计额，上文披露的额外损失范围也反映了此类事项的任何相关数额。
达科他接入管道
2016年7月27日，Standing Rock Sioux Tribe（“SRST”）向美国哥伦比亚特区地方法院（“地方法院”）提起诉讼，质疑美国陆军工程兵团（“USACE”）签发的允许Dakota Access在北达科他州奥阿赫湖穿越密苏里河的许可证。案子是

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随后进行了修订，对USACE签发的地役权提出质疑，该地役权允许该管道穿越密苏里河附近的USACE拥有的土地。Dakota Access 和夏安河苏族部落（“CRST”）进行了干预。Oglala Sioux Tribe（“OST”）和扬克顿苏族部落（“YST”）分别提起的诉讼与该诉讼合并，几名个人部落成员进行了干预（SRST和CRST，“部落”）。2020年3月25日，地区法院将案件发回USACE，以准备环境影响声明（“EIS”）。2020年7月6日，地方法院撤销了地役权，并下令在2020年8月5日之前关闭Dakota Access Pipeline并清空石油。Dakota Access和USACE向上诉法院提出上诉，上诉法院批准了对地方法院7月6日的命令的行政中止，并下令进一步通报是否完全暂停执行7月6日的命令。2020年8月5日，上诉法院（1）批准暂停执行地方法院命令中要求Dakota Access关闭管道并清空石油的部分，（2）驳回了在上诉法院就是否需要USACE准备EIS的案情作出裁决之前暂停执行3月25日命令的动议；（3）驳回了暂停地方法院撤销EIS命令的动议在此上诉程序中。8月5日的命令还指出，上诉法院希望USACE澄清其立场，即尽管地役权已撤出，但USACE是否打算允许管道继续运营，必要时地方法院可能会考虑额外的救济。
2020年8月10日，地方法院命令USACE在2020年8月31日之前提交一份状况报告，澄清其对管道持续运营的决策过程的立场。2020年8月31日，USACE提交了一份状况报告，表明它认为在没有地役权的情况下在奥阿赫湖过境点存在管道构成了对联邦土地的侵占，并且仍在考虑是否对这种侵占行使执法自由裁量权。部落随后提出了一项动议，要求发布禁令以停止管道的运营，USACE和Dakota Access都提交了反对禁令动议的摘要。截至2021年1月8日，禁令动议已得到全面简报。
2021年1月26日，上诉法院维持了地方法院2020年3月25日要求EIS的命令及其2020年7月6日取消地役权的命令。在1月26日的同一命令中，上诉法院还推翻了地方法院于2020年7月6日下达的关闭管道并清空石油的命令。Dakota Access于2021年4月12日申请集体重审，但被上诉法院驳回。2021 年 9 月 20 日，Dakota Access 向美国最高法院提交了一份审理此案的请愿书。反对意见由副检察长（2021年12月17日）和部落（2021年12月16日）提出。Dakota Access 于 2022 年 1 月 4 日提交了答复。2022 年 2 月 22 日，美国最高法院拒绝审理此案。
地方法院定于2021年2月10日举行情况会议，讨论上诉法院2021年1月26日命令对悬而未决的禁令救济动议的影响，以及USACE对其将如何处理地役权执法自由裁量权的预期。2021 年 5 月 3 日，USACE 告知地方法院，它没有改变其反对部落禁令动议的立场。2021 年 5 月 21 日，地方法院驳回了原告的禁令请求。2021 年 6 月 22 日，地方法院终止了合并诉讼，并无偏见地驳回了所有剩余的未决罪名。
在EIS完成之前，该管道将继续运营。USACE曾预计，它将在2023年6月发布EIS草案，最终的EIS和决定记录将在2024年初发布。但是，USACE推迟了EIS草案的发布，也没有提供此类发布的最新时间表。Energy Transfer无法确定未来的诉讼何时或如何解决，也无法确定它们可能对由Dakota Access和Energy Transfer原油管道组成的巴肯管道产生的影响；但是，Energy Transfer预计，在充分考虑法律和完整记录之后，任何此类诉讼都将以允许管道继续运营的方式得到解决。
此外，这种或类似性质的诉讼和/或监管程序或行为可能导致当前或未来项目的施工或运营中断，这些项目的完成延迟和/或项目成本增加，所有这些都可能对我们的业务和运营业绩产生不利影响。
贝尔维尤山事件
2016年6月26日，位于德克萨斯州贝尔维尤山的设施与Lone Star NGL Mont Belvieu LP（“Lone Star”）（现名为Energy Transfer Mont Belvieu NGLS LP）附近的另一家运营商设施上的一口碳氢化合物储存井经历了超压，导致地下释放。地下泄漏导致孤星南航站楼起火，并损坏了孤星在南航站楼和北航站楼的储油井作业。这些设施于2016年秋季恢复了正常运营，唯一的例外是Lone Star在北航站楼的一口储油井尚未恢复使用。Lone Star已为其向邻近运营商提交的大部分损失获得了赔偿。Lone Star继续量化未偿损失并寻求补偿。

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甲基叔丁基醚诉讼
ETC Sunoco和Energy Transfer R&M（统称为 “Sunoco 被告”）是指控甲基叔丁基醚（“MTBE”）污染地下水的诉讼的被告。原告，州级政府实体，主张产品责任、滋扰、侵入、疏忽、违反环境法和/或欺骗性商业行为索赔。原告寻求追回补偿性损害赔偿，在某些情况下，还要求自然资源赔偿、禁令救济、惩罚性赔偿和律师费。
截至 2023 年 6 月 30 日，Sunoco 的被告是 二案件：一起案件由马里兰州提起，一起由宾夕法尼亚联邦提起。提起的诉讼还被列为被告ETO、ETP Holdco和Sunoco Partners Marketins & Terminals L.P.，现名为能源转移营销和终端有限责任公司
在其余情况下，损失是合理的；但是，我们无法估计可能的损失或超过应计金额的损失范围。在任何此类不利裁决发生期间，对一起或多起甲基叔丁基醚案件的不利裁决可能会对经营业绩产生重大影响，但这种不利裁决可能不会对合伙企业的合并财务状况产生重大不利影响。
威廉姆斯提起的诉讼或针对威廉姆
2016年4月和5月，威廉姆斯公司公司（“威廉姆斯诉讼”）在特拉华州财政法院（“法院”）对Energy Transfer、LLC、Energy Transfer Corp LP、ETE Corp GP, LLC（统称为 “能源转移被告”）提起了两项诉讼（“威廉姆斯诉讼”），指控能源转移被告违规他们在Energy Transfer-Williams合并协议（“合并协议”）下的义务。总的来说，威廉姆斯声称，能源转让被告违反了合并协议，因为 (a) 未能做出商业上合理的努力从瑞生律师事务所（“瑞生”）获得有关《美国国税法》第721条（“721意见”）的税务意见，（b）发行合伙企业的A系列可转换优先股（“发行”），以及（c）作出涉嫌不真实的陈述和担保合并协议。威廉姆斯要求法院迫使能源转移被告完成合并或采取其他各种平权行动。
经过2016年6月20日和21日为期两天的审判，法院作出了有利于能源转移被告的裁决，并发布了一项宣告性判决，即由于瑞生无法提供所需的721意见，Energy Transfer可以在2016年6月28日之后终止合并。法院没有就威廉姆斯与发行有关的索赔或某些所谓的不真实陈述和保证作出裁决。2017年3月23日，特拉华州最高法院维持了对2016年6月审判的这一裁决。2016年9月，双方提交了经修正的书状。威廉姆斯提出了修改后的申诉，要求 $410百万美元终止费（“终止费”），基于涉嫌违反上述合并协议的行为。Energy Transfer被告提出了经修正的反诉和肯定性辩护，声称威廉姆斯严重违反了合并协议，除其他外，(a) 以不利于合并的方式修改和限定了董事会建议，(b) 未能尽最大努力完成合并，(c) 未能向Energy Transfer提供重要信息以纳入与合并相关的S-4表格，(d) 未能为合并的融资提供便利合并以及 (e) 违反合并协议的法庭选择条款.能量转移被告寻求 $1.48合并协议下的十亿美元终止费以及威廉姆斯的不当行为造成的额外损失。
2016年9月29日，威廉姆斯提出动议，要求驳回能源转移被告修改后的反诉，并驳回能源转移被告的某些肯定性辩护。2017年12月1日，法院发布了一份备忘录意见，部分批准了威廉姆斯的驳回动议，部分驳回了威廉姆斯的驳回动议。除其他外，法院驳回了能源转移被告对美元的索赔1.48十亿终止费。
2021年5月10日至17日，法院对所有剩余索赔进行了审判，2021年12月29日，法院作出了有利于威廉姆斯的裁决，并判给其终止费以及某些费用和开支，认为此次发行违反了合并协议，威廉姆斯并未实质性违反合并协议，尽管法院因威廉姆斯首席执行官故意破坏证据而对威廉姆斯进行了制裁。法院随后判给威廉姆斯大约 $190百万的律师费、开支和判决前利息。
2022 年 9 月 21 日，法院对能源转移被告作出了最终判决，金额约为 $601百万加上判决后的利息，利率为 3.5每年百分比，按季度复利。能源转移被告于2022年10月21日提交了上诉通知书，并于2022年12月30日提交了支持其上诉的开场摘要。威廉姆斯于2023年1月20日提交了答辩摘要，能源转移被告于2023年2月6日提交了答辩摘要。特拉华州最高法院于2023年7月12日听取了口头辩论。

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Rover-俄亥俄州
2017年11月3日，俄亥俄州和俄亥俄州环境保护署（统称 “俄亥俄州环保局”）对罗孚和其他五名被告提起诉讼，要求追回涉嫌应缴的民事罚款和与许可证合规有关的某些禁令救济。被告提出了几项驳回动议，所有罪名均获批准。俄亥俄州环保局提出上诉，2019年12月9日，第五地区上诉法院作出一致判决，确认初审法院的裁决。俄亥俄州环保局向俄亥俄州最高法院寻求复审，被告在2020年2月提交的简报中对此表示反对。2020年4月22日，俄亥俄州最高法院批准了俄亥俄州环保局的复审请求。2022年3月17日，俄亥俄州最高法院部分推翻并发回俄亥俄州初审法院。俄亥俄州最高法院同意罗弗的观点，即俄亥俄州放弃了《清洁水法》第401条规定的权利，但发回初审法院以确定是否有任何指控不属于豁免的范围。
在还押候审中，俄亥俄州环保局自愿解雇了另外五名被告中的四名，并驳回了对罗弗的一项指控。在第四次修正申诉中，俄亥俄州环保局删除了所有指控四名被解雇的被告违规行为的段落，包括被解雇的被告被指控与罗孚或其他人共同行动的段落。在2022年6月2日的情况会商上，初审法官制定了罗弗和其他剩余被告提出驳回第四次修正申诉的动议的时间表。这些议案的简报已于 2022 年 11 月 4 日完成。这些动议仍有待法院审理。
有关管道建设的股东诉讼
Energy Transfer的各种所谓单位持有人对Energy Transfer董事会LE GP, LLC和Energy Transfer的前任和现任成员提起了衍生诉讼，他们声称违反信托义务、不当致富、浪费公司资产、违反Energy Transfer的合作协议、侵权干预、滥用控制和严重管理不善，主要与宾夕法尼亚州和俄亥俄州管道建设有关的事项。他们还要求赔偿和改变Energy Transfer的公司治理结构。见 Bettiol 诉 LE GP，案件编号 3:19-cv-02890-x（N.D. Tex.）；戴维森诉 Kelcy L. Warren，Cause No.DC-20-02322（德克萨斯州达拉斯县第 44 司法区）；Harris 诉 Kelcy L. Warren 案，案件编号 2:20-cv-00364-GAM（宾夕法尼亚州 E.D.）；Barry King 诉 LE GP，案件编号 3:20-cv-00719-x（德克萨斯州）；Intermarketing Group USA, Inc. 诉 LE GP 等，案件编号 2022-0139-SG（Del.Ch.）；Elliot 诉 LE GP LLC，案件编号 3:22-cv-01527-b（N.D. Tex.）；Chapa 诉 Kelcy L. Warren 等人，索引编号 611307/2022（N.Y. Sup.Ct.）；Elliott 诉 LE GP 等人，Cause No.DC-22-14194（德克萨斯州达拉斯县）；以及 Charles King 诉 LE GP, LLC 等人，Cause No.DC-22-14159（德克萨斯州达拉斯县）。向美国德克萨斯州北区地方法院提起的巴里·金诉讼（案件编号 3:20-cv-00719-x）已与Bettiol的诉讼合并。2022年8月9日，向美国德克萨斯州北区地方法院提起的艾略特诉讼（案件编号 3:22-cv-01527-b）被自愿驳回。
另一位据称是Energy Transfer的单位持有人阿勒格尼县雇员退休制度（“ACERS”）个人和代表所有其他处境相似的人，根据联邦证券法，对Energy Transfer和Energy Transfer的三位董事：凯尔西·沃伦、约翰·麦克雷诺兹和托马斯·朗提起诉讼。见 Allegheny County Emps。”退休。Sys. v. Energy Transfer LP，案件编号 2:20-00200-GAM（E.D. Pa.）。2020年6月15日，宏碁提出了修改后的申诉，并将能源转移董事马歇尔·麦克雷和马修·拉姆齐以及迈克尔·亨尼根和约瑟夫·麦金列为其他被告。修正后的申诉声称，有人指控违反《交易法》第10（b）和20（a）条以及根据该法颁布的第10b-5条，主要与涉及宾夕法尼亚州管道建设的事项有关。2020年8月14日，被告提出动议，要求驳回ACERS修改后的申诉。2021年4月6日，法院部分批准了被告的驳回动议，部分驳回了被告的驳回动议。法院认为，ACERS可以继续就修正后的申诉提出的某些陈述提出索赔，同时也可以根据其他陈述驳回索赔。法院还毫无偏见地驳回了对被告麦克雷诺兹、麦金和亨尼根的指控。事实调查正在进行中。2022年8月23日，法院部分批准了ACERS的集体认证动议，部分驳回了ACERS的集体认证动议。法院认证了一个由在2017年2月25日至2019年11月11日期间购买或以其他方式获得能源转移普通单位的人组成的类别。
2022年6月3日，另一位据称是Energy Transfer的单位持有人迈克·维加对Energy Transfer先生和沃伦先生、朗先生、麦克雷先生和怀特赫斯特先生提起诉讼，据称是代表一个集体提起诉讼。见 Vega 诉 Energy Transfer LP 等人，案例编号 1:22-cv-4614（S.D.N.Y.）。该诉讼声称有人指控违反1934年《证券交易法》第10（b）和20（a）条以及根据该法颁布的第10b-5条，主要涉及与建造Rover有关的声明。2022年8月10日，法院任命新墨西哥州投资委员会和新墨西哥州公共雇员退休协会（“新墨西哥基金”）为主要原告。新墨西哥基金于2022年9月30日提出了修正后的申诉，并将能源转移董事约翰·麦克雷诺兹和马修·拉姆齐列为其他被告。2022年11月7日，法院批准了被告的移交动议

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将该诉讼移交给美国德克萨斯州北区地方法院。2023年1月27日，被告提出动议，要求驳回新墨西哥基金修正后的申诉。
被告无法预测这些诉讼的结果或在本申请之日之后可能提起的任何诉讼，也无法预测解决这些诉讼所需的时间和费用。但是，被告认为这些指控毫无根据，并打算对其进行激烈的质疑。
克莱恩集体诉讼
2017年7月7日，佩里·克莱恩在俄克拉荷马州东区对Sunoco, Inc.（R&M）, LLC（现称为Energy Transfer R&M）和能源转移营销与终端有限责任公司（统称为 “ETMT”）提起集体诉讼，指控ETMT未能及时支付俄克拉荷马州油井的石油和天然气收益，也未能为这些不合时宜的付款支付法定利息。2019年10月3日，地方法院认证了一个类别，包括所有在2012年7月7日当天或之后从俄克拉荷马州油井过早收到款项，并且尚未因过早付款而获得法定利息的人（“类别”）。该类别中不包括有权获得符合 “最低工资” 条件的收益支付者、前一时期调整和转账付款的人，以及政府机构和上市石油和天然气公司。
经过替补审判，约翰·吉布尼法官（来自弗吉尼亚东区）于2020年8月17日发布了一项意见，裁定集体实际损害赔偿为美元74.8百万美元用于支付已确认和身份不明的特许权使用费所有者的逾期付款利息和利息。该金额后来修改为 $80.7百万美元用于计入试用所产生的利息（“订单”）。吉布尼法官还裁定了惩罚性赔偿，金额为美元75百万。集体诉讼也在寻求律师费。
2020年8月27日，ETMT向第十巡回上诉法院（“第十巡回上诉法院”）提交了上诉通知书，并对该命令的全部内容提出了上诉。此事已得到全面通报，口头辩论定于2021年11月15日举行。但是，2021年11月1日，第十巡回法院驳回了上诉，原因是该命令的最终性存在管辖权问题。2021 年 11 月 29 日，对该决定的集体重审被驳回。2021年12月1日，ETMT向第十巡回法院提交了命令令状申请，以纠正管辖权问题并确保最终判决。2022年2月2日，第十巡回法院驳回了命令令状申请，理由是ETMT还有其他途径可以获得足够的救济。2022年2月10日，ETMT向初审法院提交了修改分配计划令并发布第58条判决的动议，要求地方法院根据规则作出最终判决。ETMT还向初审法院提交了禁令，禁止原告尽一切努力执行任何非最终判决。2022年3月31日，吉布尼法官驳回了修改分配计划的动议，重申了他的观点，即该命令构成最终判决。吉布尼法官部分批准了禁令（将执法工作暂停了60天），部分驳回了该禁令。此后，该禁令已被解除。
尽管ETMT的立场是该判决不是最终判决，也不能执行，但该集体还是参与了资产发现，并积极试图通过扣押程序向ETMT的客户收取判决。ETMT试图将资金存入地区法院的登记处，但未成功。因此，为了停止扣押程序，ETMT 于 2022 年 12 月 2 日电汇了大约 $161百万美元存入原告批准的计划管理人，相当于判决的全部金额以及律师费和判决后的利息。ETMT是在没有放弃其提起未决上诉的能力或对判决的案情提出上诉的权利的情况下这样做的。此后，原告驳回了扣押行动。
ETMT无法预测案件的结果，也无法预测解决上诉所需的时间和费用。移审令申请于2022年4月28日提交给美国最高法院，要求复审第十巡回法院驳回ETMT上诉的决定。最高法院于 2022 年 10 月 3 日驳回了 ETMT 的请愿书。尽管移审令申请被驳回，但ETMT仍在就该命令背后的终局性问题提出强烈上诉，并已就第十巡回法院修改动议的驳回提出上诉，以期就最终性作出裁决。第十巡回法院的上诉已得到全面简报，口头辩论已于2023年3月21日举行。
Energy Transfer LP 和 ETC 德州管道有限公司诉 Culberson Midstream LLC 等人
2022年4月8日，Energy Transfer和ETC Texas Pipeline, Ltd.（“ETC”，以及Energy Transfer，“原告”）对Culberson Midstream LLC（“Culberson”）、Culberson Midstream Equity, LLC（“Culberson Equity”）和Moontower Resources Gathering, LLC（“Moontower”）提起诉讼。2018年10月1日，ETC和Culberson签订了天然气收集和加工协议（“Bypass GGPA”），根据该协议，库尔伯森将从其专用土地上收集天然气，并将所有承诺的天然气专门运送给ETC。关于Bypass GGPA，Energy Transfer和Culberson Equity还于2018年10月18日签订了期权协议。根据期权协议，Culberson Equity和Moontower有权（但没有义务）要求Energy Transfer购买各自的股份

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通过看跌期权对库尔伯森的权益。值得注意的是，期权协议只有在双方遵守Bypass GGPA的情况下才能执行。2022年3月下旬，Culberson Equity和Moontower向Energy Transfer提交了看跌通知，要求Energy Transfer以约1美元的价格购买各自在库尔伯森的权益93百万。2022年4月8日，原告对Culberson、Culberson Equity和Moontower提起诉讼，声称他们要求作出宣告性判决和违反合同，辩称他们向第三方运送一些承诺的天然气，自2020年3月以来未能向原告运送任何天然气，从而严重违反了Bypass GGPA，因此Culberson Equity和Moontower的看跌通知无效。Culberson、Culberson Equity 和 Moontower 已经回答了诉讼。此外，库尔伯森以违反Bypass GGPA为由对ETC提起了反诉，要求追回损害赔偿金和律师费。Culberson Equity和Moontower还对Energy Transfer提起了反诉，理由是（1）违反了期权协议，（2）就Energy Transfer涉嫌购买库尔伯森权益的义务作出了宣告性判决。该诉讼正在德克萨斯州达拉斯县的第193司法地区法院（“法院”）待审。2022年4月27日，库尔伯森申请临时限制令、临时禁令和永久禁令，Culberson Equity和Moontower也加入了该请求。法院于4月28日就该申请举行了听证会，并驳回了禁令。5月初，库尔伯森提出动议，要求执行评估程序并确认其看跌价计算的有效性，但原告对此表示反对。2022年7月11日，法院就该动议举行了听证会，2022年7月19日，法院命令双方就看跌价进行评估程序。任命了一位独立评估师并于 2022 年 10 月 15 日发布了他的决定，得出的结论是，看跌价总计 $93百万。原告一直重申他们对评估过程和结论的异议。Culberson、Culberson Equity和Moontower提出了即决判决的动议，但法院将其推迟到进一步发现文件和作证之后。Culberson、Culberson Equity和Moontower随后修改了他们的即决判决动议，并提出了另外两项无证据动议，法院将在2023年6月8日之后的某个时候审理这些动议。2022年12月7日，原告修改了请愿书，将Moontower Resources Operating, LLC和威斯康星州Moontower Resources, LLC列为被告，并以欺诈性诱惑对所有被告提出索赔。被告于2023年5月5日重新提交了最新的即决判决动议，要求就以下内容作出即决判决：（1）原告在无证据基础上的违约和宣告性判决索赔；（2）原告在无证据基础上的欺诈和改变自我主张；以及（3）原告在传统基础上的欺诈索赔。原告于2023年6月6日作出回应。被告于2023年6月12日提交了支持即决判决的答复。这些动议仍待审理。
马萨诸塞州总检察长诉新英格兰天然气公司
2011年7月7日，马萨诸塞州总检察长（“MA AG”）就某些环境成本回收向马萨诸塞州公用事业部（“DPU”）对新英格兰天然气公司（“NEG”）提起监管申诉。NEG是南方联合公司（“SUG”）的运营部门，NEG资产是在2012年3月与Energy Transfer的合并交易中被收购的。合并后，SUG于2013年将NEG资产出售给了Liberty Utilities（“Liberty”，与NEG和SUG一起称为 “受访者”），并保留了某些潜在负债，包括与DPU未决投诉有关的环境成本回收。具体而言，MA AG要求向NEG的纳税人退还约美元18与SUG环境应对活动相关的百万美元律师费。MA AG要求DPU对NEG收取和核对可收回的环境成本展开调查，即：（1）自2005年以来由卡索维茨、本森、托雷斯和弗里德曼律师事务所收取并通过追回机制的律师费；（2）自2005年以来Bishop、London & Dodds律师事务所收取并通过追回机制的律师费；以及（3）通过追回机制的律师费 MA AG认为，只有资格获得较低（即50％）的复苏水平。受访者坚持认为，按费率计算，这些成本可以通过根据环境补救调整条款计划向NEG客户收取的费率收回。在受访者于2011年答复投诉并提出驳回动议后，听证官推迟了对驳回动议的决定，并发布了在发现争议解决之前暂停披露的决定，该争议后来于2013年6月24日撤销，允许该案继续审理。但是，近七年来，MA AG一直没有采取任何进一步措施来起诉其索赔。直到2022年2月，听证官驳回了驳回动议，该案基本处于休眠状态。在收到各方的意见后，听证官于2022年3月16日输入了程序时间表（该时间表于2022年8月22日略有修改）。双方参与了发现和准备预先提交的证词。受访者于2022年7月11日提交了他们预先提交的证词。MA AG分别于9月9日、9月12日和9月20日向受访者发出了三组发现请求，受访者及时回应了这些请求。2022年10月5日，MA AG要求DPU就受访者在律师费发票中编辑的信息是否受律师-委托人特权的保护作出裁决。同一天，MA AG还提出了一项动议，要求在就特权问题作出裁决之前暂停执行程序时间表。2022年10月6日，DPU甚至没有为受访者提供回应的机会，而是批准了MA AG关于暂停程序时间表的请求。因此，之前的所有截止日期（包括MA AG于2022年10月7日提交直接预先提交证词的最后期限）目前均暂停。受访者无法预测此次监管程序的最终结果，也无法预测时间

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以及解决这些索赔所需的费用；但是，受访者将大力为自己辩护，免受MA AG的索赔。
环境问题
我们的运营受广泛的联邦、部落、州和地方环境和安全法律和法规的约束，这些法律和法规要求开支来确保运营设施的合规，包括与空气排放和废水排放有关的合规，以及现有和以前的设施以及废物处置场的补救措施。从历史上看，我们的环境合规成本并未对我们的经营业绩产生重大不利影响，但无法保证此类成本在未来不会很大，也无法保证未来对现有、修订或新的法律要求的遵守不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。规划、设计、建造和运营管道、工厂和其他设施的成本必须包含对环境法律法规和安全标准的遵守情况。不遵守这些法律和法规可能导致评估行政、民事和刑事处罚，规定调查、补救和纠正行动义务，损害自然资源，在受影响地区发布禁令以及提起联邦授权的公民诉讼。与所有已知重大环境事项相关的或有损失均已计入和/或单独披露。但是，在解决特定意外开支之前，我们可能会根据事实和情况的变化或预期结果的变化修改应计金额。
由于未知因素，例如可能的污染程度、补救的时间和范围、我们与其他各方的责任比例的确定、清理技术的改进以及未来环境法律法规可能发生的变化程度等未知因素，因此环境暴露和责任难以评估和估计。尽管环境成本可能会对我们在任何单一时期的经营业绩产生重大影响，但我们认为此类成本不会对我们的财务状况产生重大不利影响。
根据目前获得的信息以及为确定潜在暴露而进行的审查，我们认为为环境问题预留的金额足以支付清理成本的潜在暴露量。
环境修复
我们的子公司负责某些场所的环境修复，包括：
•我们的某些州际管道对土壤和地下水进行修复，这些管道与过去使用多氯联苯（“PCB”）造成的污染有关。多氯联苯评估正在进行中，在某些情况下，根据合同，我们的子公司可能对其他方造成的污染负责。
•某些收集和处理系统负责修复与碳氢化合物释放有关的土壤和地下水。
•与Sunoco, Inc.相关的需要接受环境评估的遗留场地，包括以前拥有的码头和其他物流资产、合伙企业不再运营的零售场地、关闭和/或出售的炼油厂以及其他以前拥有的场地。
•该伙伴关系可能对其被确定为潜在责任方（“PRP”）的地点的补救费用承担连带责任。截至2023年6月30日，该合伙企业被命名为PRP，约为 31根据联邦和/或类似的州法律，已识别或可能可识别的 “超级基金” 网站。该合作伙伴关系通常是众多被认定为现场PRP的公司之一。合作伙伴关系已审查了其参与每个站点的性质和范围以及其他相关情况，并根据合作伙伴关系声称与这些网站的关系，认为其与此类网站相关的潜在责任不会很大。
在可估算的范围内，预期的修复成本包含在我们合并资产负债表中记录的环境事项金额中。在某些情况下，无法合理估算未来的成本，因为补救活动是在客户和以前的客户提出索赔时进行的。如果环境补救义务由适用监管会计政策的子公司记录，则预计可通过关税或税率收回的金额将在我们的合并资产负债表上记录为监管资产。
下表反映了我们的合并资产负债表中记录的与环境问题有关的应计负债金额，这些负债被认为是可能且可以合理估算的。目前，我们无法估计可能的损失或超过应计金额的一系列可能损失。除上面讨论的事项外，我们不会

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尽可能合理地评估任何需要在合并财务报表中披露的重大环境事项。
6月30日
2023		十二月三十一日
2022
当前$53 $54 
非当前236 228 
环境负债总额
$289 $282 
我们已经成立了一家全资自保公司，承担与某些已停止运营的场地相关的环境义务相关的某些风险。根据精算确定的全面理赔费用估算，支付给自保公司的保费包括已发生但未报告的环境索赔的估算值。在这种情况下，我们会根据折扣估算值累积可归因于未主张的索赔的损失，折扣估算值用于计算支付给自保公司的保费。
在截至2023年6月30日和2022年6月30日的六个月中，该合伙企业记录了美元18百万和美元6分别为百万美元与环境清理计划有关的支出。
我们的管道运营受美国交通部根据PHMSA的监管，根据该监管，PHMSA制定了与管道设施的设计、安装、测试、施工、运营、更换和管理有关的要求。此外，PHMSA通过管道安全办公室颁布了一项规则，要求管道运营商制定诚信管理计划以全面评估其管道，并采取措施保护位于该规则所谓的 “高后果区域” 的管道。这些诚信管理计划下的活动包括进行内部管道检查、压力测试或其他有效手段来评估这些受监管管道部分的完整性，这些法规要求立即采取行动，解决评估和分析中提出的完整性问题。将继续对所有这些资产进行完整性测试和评估，此类测试和评估的结果可能会导致我们将来为确保管道持续安全可靠运行所必需的维修或升级产生资本和运营支出。但是，目前无法估计此类支出的可能范围。
我们的运营还受《联邦职业安全与健康法》（“OSHA”）和规范员工健康和安全保护的类似州法律的要求的约束。此外，美国职业安全与健康管理局的危险通信标准要求保留有关我们在运营中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局以及公民。我们认为，我们过去用于职业安全与健康管理局所需活动的成本，包括一般行业标准、记录保存要求和对受管制物质的职业暴露的监测，并未对我们的经营业绩产生重大不利影响；但是，无法保证此类成本将来不会很大。
11.收入
收入分解
合伙企业的合并财务报表反映了八个应报告的细分市场，这也代表了合伙企业为披露目的汇总收入的水平。附注13描述了按分部分列的收入情况。
与客户的合同余额
合伙企业通过转让商品或服务以换取客户的报酬来履行其义务。履约时间可能不同于向客户支付或从客户那里收到相关对价的时机，从而导致合同资产或合同负债的确认。
合伙企业在向某些客户支付预付对价或在合同允许合伙企业为此类服务开具账单之前向客户提供服务时确认合同资产。
如果客户在合伙企业履行履约义务之前支付对价，则合伙企业承认合同责任。某些合同包含要求客户支付固定的最低费用的条款，但允许客户将此类费用用于将来提供的服务。这些金额将反映为递延收入，直到客户将差额费用应用于所提供的服务或变成

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目录
由于合同期到期，无法将费用用作未来服务的付款，或者由于容量限制，客户无法使用这些费用。此外，Sunoco LP维持一些特许经营协议，要求经销商为长期许可协议一次性预付款。Sunoco LP 在收到预付款时确认合同责任，并在许可期限内确认收入。
下表汇总了我们的合同负债的合并活动：
合同负债
余额，2022 年 12 月 31 日$615 
增补522 
确认的收入(564)
余额，2023 年 6 月 30 日$573 
余额，2021 年 12 月 31 日$459 
增补550 
确认的收入(441)
其他(11)
余额，2022 年 6 月 30 日$557 
Sunoco LP的合同资产余额如下：
6月30日
2023		十二月三十一日
2022
合同余额：
合同资产
$239 $200 
与客户签订的合同产生的应收账款
476 834 
履约义务
在合同开始时，合伙企业会评估与客户签订的合同中承诺的商品和服务，并确定每一项承诺的履约义务，即转让不同的商品或服务（或捆绑商品或服务）。为了确定履约义务，合伙企业会根据惯例考虑合同中承诺的所有商品或服务，无论是明确说明还是暗示。对于具有多项履约义务的合同，合伙企业根据独立的销售价格将其预计有权获得的合同对价总额分配给每项不同的履约义务。当履约义务得到履行时（或作为）履约义务得到履行时，即客户获得对商品或服务的控制权时，即确认收入。我们的某些合同包含可变部分，这些组成部分与固定部分结合使用时，被视为单一的履约义务。对于这些类型的联系人，下表中仅包括合同的固定组成部分。
截至2023年6月30日，分配给未履行（或部分履行）履约义务的交易价格总额为美元39.24十亿。合作伙伴希望在下表所示的时间段内将这笔金额确认为收入：
截至12月31日的年份
2023
（剩余部分）20242025此后总计
预计收入将根据截至2023年6月30日的现有客户签订的合同进行确认$3,848 $6,825 $5,789 $22,778 $39,240 

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目录
12.衍生资产和负债
大宗商品价格风险
我们面临与大宗商品价格波动相关的市场风险。为了管理这些价格波动的影响，我们使用各种交易所交易和场外交易大宗商品金融工具合约。这些合约主要包括期货、掉期和期权，并按公允价值记录在我们的合并资产负债表中。
我们使用期货和基差互换（指定为公允价值套期保值）来对冲存储在巴梅尔储存设施中的天然气库存。在套期保值之初，我们通过在现货市场或淡季购买天然气并签订金融合约来锁定利润。在提取标的实物天然气并结算相关的指定衍生品之前，远期天然气价格和实物库存现货价格之间利差的变化会导致未实现的收益或亏损。提取天然气并结算指定衍生品后，与这些头寸相关的先前未实现的收益或损失就会变现。
我们使用期货、互换和期权来对冲我们为州内运输和储存领域的费用以及州际运输和储存领域的运营天然气销售而保留的天然气的销售价格。出于会计目的，这些合约未被指定为套期保值。
我们使用液化天然气和原油衍生品互换合约对冲我们在中游细分市场以收取费用而保留的液化天然气和凝析油净值的预测销售量，我们的子公司通常代表生产商收集和加工天然气，以市场价格出售由此产生的残余气和液化天然气产量，然后根据残留气和液化天然气的指数价格将收益的商定百分比汇给生产商。出于会计目的，这些合约未被指定为套期保值。
我们利用掉期、期货和其他衍生工具来降低与天然气、精炼产品和液化天然气价格的市场走势相关的风险，以管理我们的储存设施以及购买和出售纯净液化天然气。出于会计目的，这些合约未被指定为套期保值。
我们使用期货和互换来实现原油购买的按税定价，将某些预期的精炼产品销售转换为固定或浮动价格，锁定某些成品油的利润，并锁定部分天然气购买或销售的价格。出于会计目的，这些合约未被指定为套期保值。
我们使用金融大宗商品衍生品在交易活动中利用市场机会，这些机会补充了州内运输和仓储部门的业务，并在合并运营报表中按销售的产品成本进行了净化。我们还在所有其他细分市场中开展与电力和天然气相关的贸易和营销活动，这些活动也计入了销售产品的成本。由于我们的交易活动以及在州内运输和仓储领域使用衍生金融工具，各时期可能出现的收益波动程度可能很大，无论是有利还是不利。我们试图通过使用向我们的风险监督委员会（包括高级管理层成员）提供的每日头寸和损益报告以及我们的大宗商品风险管理政策中规定的限额和授权来管理这种波动。

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目录
下表详细列出了我们未偿还的大宗商品相关衍生品：
2023年6月30日2022年12月31日
名义交易量成熟度名义交易量成熟度
按市值计价衍生品
（交易）
天然气 (bBTU)：
固定掉期/期货
(233)2023-2024145 2023
基差互换 IFERC/NYMEX (1)
(57,360)2023-2024(39,563)2023
功率（兆瓦）：
前锋— 2023-2029— 2023-2029
期货90,935 2023-2025(21,384)2023
期权 — 看跌期权18,400 2023-2024119,200 2023
选项 — 通话(124,000)2023-2024— —
（非交易）
天然气 (bBTU)：
基差互换 IFERC/NYMEX53,123 2023-202542,440 2023-2024
Swing Swaps IFERC(36,990)2023-2024(202,815)2023-2024
固定掉期/期货(2,350)2023-2025(15,758)2023-2025
远期实物合约(640)2023-20252,423 2023-2024
ngLs (mbbL) — 远期/互换(7,914)2023-20266,934 2023-2025
原油（mBBL）——远期/掉期
(47)2023-2025795 2023-2024
成品油 (mbBL) — 期货(3,308)2023-2025(3,547)2023-2024
公允价值套期保值衍生品
（非交易）
天然气 (bBTU)：
基差互换 IFERC/NYMEX(43,435)2023-2024(37,448)2023
固定掉期/期货(43,435)2023-2024(37,448)2023
对冲物品—库存43,435 2023-202437,448 2023
(1)包括与休斯顿船舶频道、Waha Hub、NGPL TexOk、路易斯安那西区和 Henry Hub 所在地相关的未平仓头寸总金额。
利率风险
我们面临利率变动的市场风险。为了维持具有成本效益的资本结构，我们混合使用固定利率债务和浮动利率债务来借款。我们还通过利用利率互换来管理利率敞口，以实现固定利率和浮动利率债务的理想组合。我们还利用远期起始利率互换来锁定部分预期债务发行的利率。

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目录
下表汇总了我们的未偿利率互换（包括USAC），出于会计目的，这些利率互换均未被指定为套期保值：
任期
类型(1)
名义未付金额
6月30日
2023		十二月三十一日
2022
能量传输：
2024 年 7 月(2)
向前支付平均固定利率为3.388％并获得浮动利率$400 $400 
USAC：
2025 年 4 月支付3.785％的固定利率并获得浮动利率（2023年4月生效）700 — 
(1)浮动利率以 SOFR 为基础。
(2)代表生效日期。这些先期互换的期限为30年，强制终止日期与生效日期相同。
信用风险
信用风险是指交易对手可能违约而导致合伙企业损失的风险。已经批准并实施了信贷政策，以管理合伙企业的交易对手组合，目的是减轻信贷损失。这些政策通过强制对现有和潜在交易对手的财务状况进行适当评估，监控机构的信用评级，以及实施根据交易对手风险状况限制风险敞口的信用惯例，在批准的容忍度内管理信用风险，从而制定了指导方针、控制措施和限额。此外，在某些情况下，合伙企业有时可能需要抵押品，以在必要时降低信用风险。该合伙企业还使用行业标准商业协议，允许将与根据单一商业协议执行的交易相关的风险敞口进行净额结算。此外，我们还利用主净额结算协议来抵消与单一交易对手或关联交易对手集团签订的多个商业协议中的信用风险。
我们的天然气运输和中游收入主要来自从事勘探和生产活动的公司。除石油和天然气生产商外，该伙伴关系的交易对手还包括能源行业的多元化客户组合，包括石化公司、商业和工业最终用户、市政当局、天然气和电力公用事业、中游公司和独立发电机。我们的总体风险敞口可能会受到宏观经济或监管变化的正面或负面影响，这些变化在某种程度上影响我们的交易对手。目前，管理层预计交易对手不履约不会对我们的财务状况或经营业绩产生重大不利影响。
该合伙企业向场外交易市场的某些交易对手提供维持保证金存款，主要是向独立系统运营商和清算经纪商存入维持保证金存款。当衍生品的价值超过我们与交易对手预先设定的信用额度时，需要支付保证金存款。保证金存款将在非交易所交易衍生品的结算日当天或前后退还给我们，对于交易所交易的交易，我们每天都会交换追加保证金。由于每天都向交易所经纪商发出追加保证金，因此金融衍生工具的公允价值被视为流动价值，在合并资产负债表中的其他流动资产中计入支付给供应商的存款。
对于金融工具，交易对手未能履行合同可能导致我们无法变现已记录在合并资产负债表上并计入净收益或其他综合收益的金额。

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目录
衍生品摘要
下表汇总了我们的衍生资产和负债：
衍生工具的公允价值
资产衍生品负债衍生品
6月30日
2023		十二月三十一日
2022		6月30日
2023		十二月三十一日
2022
被指定为对冲工具的衍生品：
商品衍生品（保证金存款）
$35 $87 $(12)$(7)
35 87 (12)(7)
未被指定为对冲工具的衍生品：
商品衍生品（保证金存款）
705 506 (667)(411)
商品衍生品
69 95 (71)(108)
利率衍生品
13 — (23)(23)
787 601 (761)(542)
衍生品总数
$822 $688 $(773)$(549)
下表列出了我们按毛额计算的已确认衍生资产和负债的公允价值以及受强制执行的主净结算安排或类似安排约束的合并资产负债表上的抵消金额：
资产衍生品负债衍生品
资产负债表地点6月30日
2023		十二月三十一日
2022		6月30日
2023		十二月三十一日
2022
没有抵消协议的衍生品
衍生资产（负债）$13 $— $(23)$(23)
抵消协议中的衍生品：
场外交易合约
衍生资产（负债）
69 95 (71)(108)
经纪商清算的衍生品
其他流动资产（负债）
740 593 (679)(418)
衍生品总额
822 688 (773)(549)
抵消协议：
交易对手净额结算
衍生资产（负债）
(64)(85)64 85 
交易对手净额结算
其他流动资产（负债）
(622)(359)622 359 
净衍生品总额
$136 $244 $(87)$(105)
我们在合并资产负债表上以公允价值将非交易所交易的金融衍生工具披露为衍生资产和负债，金额根据预期的结算日期分为流动或长期两类。

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目录
下表汇总了我们在合并运营报表中确认的衍生金融工具的地点和金额：
地点衍生品收益中确认的收益（亏损）金额
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
2023202220232022
未被指定为对冲工具的衍生品：
大宗商品衍生品 — 交易
销售产品的成本
$2 $11 $(10)$28 
大宗商品衍生品-非交易
销售产品的成本
(8)(175)60 (192)
利率衍生品
利率衍生品的收益35 129 15 243 
总计
$29 $(35)$65 $79 
13.可报告的细分市场
我们的应申报细分市场主要在美国开展业务，具体如下：
•州内运输和储存；
•州际运输和储存；
•中游;
•液化天然气和成品油的运输和服务；
•原油运输和服务；
•投资Sunoco LP；
•在USAC的投资；以及
•所有其他。
合并收入和支出反映了所有重大公司间交易的抵消。
我们州内运输和储存部门的收入主要反映在天然气的销售和采集、运输和其他费用中。我们的州际运输和仓储部门的收入主要反映在收集、运输和其他费用中。我们中游细分市场的收入主要反映在天然气销售、液化天然气销售和采集、运输和其他费用中。我们的液化天然气和成品油运输和服务板块的收入主要反映在液化天然气的销售和采集、运输和其他费用中。我们的原油运输和服务板块的收入主要反映在原油销售中。我们对Sunoco LP板块的投资收入主要反映在成品油销售上。我们在USAC板块的投资收入主要反映在采集、运输和其他费用中。我们所有其他细分市场的收入主要反映在天然气的销售和采集、运输和其他费用中。
我们报告了分部调整后的息税折旧摊销前利润和合并调整后的息税折旧摊销前利润以衡量分部业绩。我们将分部调整后的息税折旧摊销前利润和合并调整后息税折旧摊销前利润定义为扣除利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目之前的合伙企业总收益，资产处置损益，施工期间使用的股权资金备抵金，商品风险管理活动的未实现损益，库存估值调整，非现金减值费用，债务清偿损失和其他非营业收入或支出项目。不包括在调整后息税折旧摊销前利润计算之外的库存调整仅代表LIFO存货成本或市场储备的较低值的变化。这些金额是未实现的估值调整，适用于期末Sunoco LP库存中的剩余燃料量。
分部调整后的息税折旧摊销前利润和合并调整后息税折旧摊销前利润反映了未合并关联公司的金额，其确认和衡量方法与记录未合并关联公司收益权益的确认和衡量方法相同。已调整

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目录
与未合并关联公司相关的息税折旧摊销前利润与计算分部调整后息税折旧摊销前利润和合并调整后息税折旧摊销前利润不包括的项目相同，例如利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目。尽管这些金额不包括在与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润中，但此类排除不应理解为意味着我们可以控制此类关联公司的运营以及由此产生的收入和支出。我们不控制未合并的关联公司；因此，我们不控制此类关联公司的收益或现金流。因此，应限制使用与未合并关联公司相关的分部调整后息税折旧摊销前利润或调整后息税折旧摊销前利润作为分析工具。
下表按分部列出了财务信息：
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
2023202220232022
收入：
州内运输和储存：
来自外部客户的收入$730 $1,994 $1,544 $3,469 
细分市场间收入77 209 553 366 
807 2,203 2,097 3,835 
州际运输和储存：
来自外部客户的收入536 511 1,158 1,058 
细分市场间收入14 19 26 38 
550 530 1,184 1,096 
中游：
来自外部客户的收入786 1,153 1,595 2,284 
细分市场间收入1,682 3,897 3,627 6,691 
2,468 5,050 5,222 8,975 
液化天然气和成品油运输和服务：
来自外部客户的收入4,104 6,230 8,841 11,475 
细分市场间收入897 1,327 1,763 2,359 
5,001 7,557 10,604 13,834 
原油运输和服务：
来自外部客户的收入5,953 7,299 12,032 13,225 
细分市场间收入— 1 1 1 
5,953 7,300 12,033 13,226 
对 Sunoco LP 的投资：
来自外部客户的收入5,729 7,793 11,078 13,190 
细分市场间收入16 22 29 27 
5,745 7,815 11,107 13,217 
在 USAC 的投资：
来自外部客户的收入201 168 393 327 
细分市场间收入6 4 11 8 
207 172 404 335 
所有其他：
来自外部客户的收入281 797 674 1,408 
细分市场间收入118 165 269 269 
399 962 943 1,677 
淘汰(2,810)(5,644)(6,279)(9,759)
总收入$18,320 $25,945 $37,315 $46,436 

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三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
2023202220232022
部门调整后的息税折旧摊销前利润：
州内运输和储存$216 $218 $625 $662 
州际运输和储存441 397 977 850 
中游579 903 1,220 1,710 
液化天然气和成品油运输和服务837 763 1,776 1,463 
原油运输和服务674 562 1,200 1,155 
投资 Sunoco LP250 214 471 405 
投资USAC125 106 243 204 
所有其他— 65 43 119 
调整后的息税折旧摊销前利润（合并）$3,122 $3,228 $6,555 $6,568 
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
2023202220232022
净收益与调整后息税折旧摊销前利润的对账：
净收入$1,233 $1,622 $2,680 $3,109 
折旧、损耗和摊销1,061 1,046 2,120 2,074 
利息支出，扣除资本化利息641 578 1,260 1,137 
所得税支出108 86 179 77 
减值损失10 — 11 300 
利率衍生品的收益(35)(129)(15)(243)
非现金补偿费用27 25 64 61 
商品风险管理活动的未实现（收益）损失(55)(99)75 (54)
库存估值调整（Sunoco LP）57 (1)28 (121)
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润171 137 332 262 
未合并关联公司的收益权益(95)(62)(183)(118)
其他，净额(1)25 4 84 
调整后的息税折旧摊销前利润（合并）$3,122 $3,228 $6,555 $6,568 

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目录
第 2 项。管理层对财务状况的讨论和分析
和操作结果
（表格中的美元和单位金额，除单位数据外，均以百万为单位）
以下是对我们历史合并财务状况和经营业绩的讨论，应与 (i) 本10-Q表季度报告其他地方包含的历史合并财务报表及其附注一起阅读；(ii) 合并财务报表和管理层对截至2022年12月31日的合伙企业于2023年2月17日向美国证券交易委员会提交的截至2022年12月31日的10-K表年度报告中包含的财务状况和经营业绩的讨论和分析。本讨论包括受风险和不确定性影响的前瞻性陈述。由于 “第一部分——第 1A 项” 中讨论的许多因素，实际结果可能与我们在本节中所做的陈述有很大差异。我们于2023年2月17日向美国证券交易委员会提交的截至2022年12月31日的10-K表年度报告中的 “风险因素”。有关前瞻性陈述的其他信息在 “前瞻性陈述” 中讨论。
除非上下文另有要求，否则提及 “我们”、“我们的”、“合伙企业” 和 “能源转移” 是指Energy Transfer LP及其合并子公司。
最近的事态发展
Lotus 中游收购
2023年5月2日，Energy Transfer收购了路特斯中游运营有限责任公司（“Lotus Midstream”），总对价为15.0亿美元。Lotus Midstream 拥有并经营 Centurion Pipeline Company LLC，这是一家位于二叠纪盆地的综合原油中游平台。
Sunoco LP 的收购
2023年5月1日，Sunoco LP以1.11亿美元的价格完成了对Zenith Energy对位于东海岸和中西部的16个成品油终端的收购。Sunoco LP预计，此次收购将在获得所有权的第一年为其单位持有人带来更多收益。
季度现金分配
2023年7月，Energy Transfer宣布，截至2023年6月30日的季度，Energy Transfer普通单位的季度分配为每单位0.31美元（按年计算为1.24美元）。
监管更新
州际天然气运输法规
费率监管
自2018年1月起，2017年《减税和就业法》（“税法”）修改了联邦税法的多项条款，包括降低最高公司税率。2018年3月15日，FERC在一系列相关提案中解决了受监管实体税率中联邦所得税减免的处理问题。FERC发布了经修订的所得税待遇政策声明（“修订后的政策声明”），指出它将不再允许主有限合伙企业在其服务成本费率中收回所得税补贴。FERC发布了经修订的政策声明，以回应美国哥伦比亚特区巡回上诉法院在联合航空诉FERC案中的发回重审，在该案中，法院裁定，FERC没有理由得出结论，即根据现行政策，以主有限合伙企业形式组建的管道不会 “双重收回” 其税收，既可以在服务成本中纳入所得税补贴，又获得使用折扣现金流方法计算的股本回报率。2018年7月18日，FERC澄清说，在未来的诉讼中，不妨碍以主有限合伙企业形式组建的管道争论和提供证据支持，证明其收回的所得税补贴不会导致投资者所得税成本的双重回收。2020年7月31日，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院发布了一项意见，维持了FERC拒绝单独收回主有限合伙企业所得税减免的裁决，以及其不要求主有限合伙企业退还累积递延所得税余额的决定。鉴于复审令澄清了个人实体为支持收回所得税补贴而进行辩论的能力，以及法院随后发表的支持拒绝向主有限合伙企业提供所得税补贴的意见，目前尚不清楚FERC关于所得税待遇的政策对我们可以为受FERC监管的运输服务收取的费率的影响。

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即使不适用FERC最近与费率制定相关的政策声明和规则，FERC或我们的托运人也可能会对我们收取的服务成本费率提出质疑。FERC确立的公正合理的费率基于许多组成部分，包括投资回报率和税收相关部分，但也包括其他管道成本，这些成本将继续影响FERC对公正合理的服务成本费率的确定。此外，我们根据各种费率结构从管道中获得收入，包括服务成本费率、协议费率、折扣费率和市场费率。我们的许多州际管道，例如Tiger Pipeline、Midcontinent Express Pipeline和Fayetteville Express Pipeline，已经就客户在签订的支持管道建设的长期合同中商定的市场费率进行了谈判。其他系统，例如佛罗里达天然气输送管道、Transwestern和Panhandle，混合了关税税率、折扣率和谈判费率协议。由于FERC政策的变化以及《税法》中规定的企业联邦所得税税率降低，我们根据基于服务成本的税率提供的天然气运输服务获得的收入将来可能会减少。与我们的服务成本费率相关的任何收入减少的程度（如果有）将取决于对我们所有服务成本部分的详细审查，以及FERC或托运人对我们的费率提出任何质疑的结果。
2018年7月18日，FERC发布了一项最终规则，规定了根据《税法》和FERC修订后的政策声明评估FERC管辖区天然气管道收取的费率的程序。根据2019年1月16日发布的命令，联邦竞争委员会根据《天然气法》第5条启动了对潘汉德尔现有费率的审查，以确定潘汉德尔目前收取的费率是否公正合理，并将此事提交听证会。2019年8月30日，潘汉德尔根据《天然气法》第4条提起了一般费率诉讼。2019年10月1日，首席法官下令合并了《天然气法》第5条和第4条的诉讼。行政法法官的初步裁决于2021年3月26日发布。2021年4月26日，Panhandle提交了关于最初决定的例外情况的摘要。Panhandle向FERC提交了必要的合规文件，但在2022年12月16日，FERC就潘汉德尔的利率案发布了命令。2023年1月17日，Panhandle在诉讼中提出了重审请求，但截至2023年2月17日，该请求因法律的实施而被驳回。2023年3月23日，潘汉德尔向美国哥伦比亚特区上诉法院（“上诉法院”）对最初的裁决（以及2023年2月17日拒绝重审的通知）提出上诉。2023年4月25日，在FERC进一步考虑其2022年12月16日的命令期间，上诉法院暂停了上诉。
管道认证
FERC于2018年4月19日发布了调查通知（“管道认证NOI”），从而开始对其天然气管道认证政策的审查，包括审查其长期以来于1999年发布的《关于新州际天然气管道设施认证的政策声明》，该声明用于确定是否为新管道项目颁发证书。2021 年 2 月 18 日，FERC 发布了另一份 NOI（“2021 NOI”），重新开始对 1999 年政策声明的审查。对2021年NOI的评论截止日期为2021年5月26日；我们在FERC程序中提交了意见。2021 年 9 月，FERC 发布了与《天然气法》第 3 条和第 7 条批准的天然气基础设施项目相关的温室气体减排技术会议通知。2021 年 11 月 19 日举行了一次技术会议，并于 2022 年 1 月 7 日向 FERC 提交了技术会议后的意见。
2022 年 2 月 18 日，FERC 发布了两项新的政策声明：（1）关于新州际天然气设施认证的最新政策声明和（2）关于在天然气基础设施项目审查中考虑温室气体排放的政策声明（“2022 年政策声明”），将于当天生效。2022 年 3 月 24 日，FERC 发布了一项命令，将 2022 年政策声明指定为政策声明草案，并要求进一步征求意见。在就这些主题发布任何最终指导之前，FERC不会将现在的2022年政策声明草案适用于待处理的申请或向FERC提交的申请。对2022年政策声明的评论截止日期为2022年4月25日，回复意见的截止日期为2022年5月25日。我们无法预测2022年政策声明可能提出哪些可能影响我们的天然气管道或液化天然气设施项目的变更（如果有），也无法预测此类新政策（如果有）何时生效。我们预计，这些政策声明的任何变化对我们的影响都不会与在美国运营的任何其他天然气管道公司截然不同。
州际公共承运人法规
FERC采用了一种指数化汇率方法，该方法允许普通航空公司在规定的上限水平内更改其费率，该上限与制成品生产者价格指数（PPI-FG）的变化有关。许多现有的管道每年都使用FERC液体指数来改变运输率。指数化方法适用于现有汇率，不包括市场汇率。FERC的索引方法每五年审查一次。
2020年12月17日，FERC发布了一项命令，建立了PPI-FG加0.78％的新指数。FERC收到了重审其2020年12月17日命令的请求，并于2022年1月20日批准了重审并修改了石油指数。具体而言，

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在自2021年7月1日起至2026年6月30日止的五年内，允许FERC监管的按指数费率收取指数费率的液体管道每年调整其指数上限减去0.21％。FERC指示液体管道根据新的指数水平重新计算2021年7月1日至2022年6月30日的上限水平，以及2022年7月1日至2023年6月30日期间的上限水平。如果石油管道的申报费率超过其上限水平，FERC下令此类石油管道降低费率，使其符合重新计算的上限水平，自2022年3月1日起生效。一些政党要求与FERC重新审理1月20日的命令，但该命令于2022年5月6日被FERC拒绝。某些当事方已对1月20日和5月6日的命令提出上诉。此类上诉仍在哥伦比亚特区巡回法院待审。
2022年10月20日，FERC发布了关于适用于石油管道指数费率变动投诉的标准的政策声明，以制定有关FERC将如何评估托运人对石油管道指数加息的投诉的指导方针。具体而言，该政策声明采纳了FERC于2020年3月25日发布的先前调查通知中的提议，即取消 “大幅恶化测试”，因为初步筛选适用于针对指数加息的投诉，而是采用 “百分比比较测试” 作为针对指数加息的抗议和投诉的初步筛选。目前，我们无法确定FERC修改针对指数利率变动的投诉的初步筛选会产生什么影响，但是，修订后的筛选将使门槛与抗议指数加息的现有门槛保持一致。托运人提出的任何投诉或抗议都可能对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
空气质量标准
美国环保局最近敲定了《好邻居计划》（“计划”），该计划旨在减少来自23个逆风州的发电厂和其他工业设施的氮氧化物污染，美国环保局认定这导致了下风州无法达到国家环境空气质量标准（NAAQS），干扰了2015年臭氧NAAQS的维护。作为该计划的一部分，美国环保局宣布将发布多个领域的规范性排放标准，包括某些用于天然气管道运输的特定尺寸的新型和现有内燃机。美国环保局的最终规则将于2023年8月4日生效，规定的排放标准定于2026年生效；但是，在该伙伴关系覆盖范围内的九个州中，该规则的有效性目前在五个州保持不变，等待另一个州的暂停决定。该伙伴关系目前估计，最终规则将要求对其州际和州内天然气运输业务中的大约240台发动机进行改造或更换。尽管该伙伴关系参与了德克萨斯州对该计划的适用提出质疑，并打算很快在另外四个州提出与该计划的实施有关的法律质疑，一旦当前的行政和司法质疑取得进展，可能会有更多质疑，但遵守该计划（如果不暂停实施或以其他方式推迟实施）仍需要大量资本支出，这可能会对我们未来的业务产生不利影响。但是，目前，我们仍在评估该规则的潜在成本，鉴于各州对该计划提出的多项法律质疑所带来的不确定性，我们无法确定合规伙伴关系计划的最终成本是多少。有关与2015年臭氧NAAQS相关的监管发展如何影响我们的运营的更多信息，请参阅 “第1项。业务 — 监管 — 环境问题 — 空气排放” 以及 “第 1A 项” 中标题为 “我们的业务涉及危险物质、碳氢化合物和废物的产生、处理和处置，这些活动受环境和工人健康和安全法律法规的约束，可能导致我们承担巨额成本和负债” 的风险因素。风险因素——与合伙企业业务相关的风险——监管事宜” 包含在合伙企业于2023年2月17日向美国证券交易委员会提交的截至2022年12月31日止年度的10-K表年度报告中。
操作结果
我们报告了分部调整后的息税折旧摊销前利润和合并调整后的息税折旧摊销前利润以衡量分部业绩。我们将分部调整后的息税折旧摊销前利润和合并调整后息税折旧摊销前利润定义为扣除利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目之前的合伙企业总收益，资产处置损益，施工期间使用的股权资金备抵金，商品风险管理活动的未实现损益，库存估值调整，非现金减值费用，债务清偿损失和其他非营业收入或支出项目。不包括在调整后息税折旧摊销前利润计算之外的库存调整仅代表LIFO存货成本或市场储备的较低值的变化。这些金额是未实现的估值调整，适用于期末Sunoco LP库存中的剩余燃料量。
分部调整后的息税折旧摊销前利润和合并调整后息税折旧摊销前利润反映了未合并关联公司的金额，其确认和衡量方法与记录未合并关联公司收益权益的确认和衡量方法相同。与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润与计算分部调整后息税折旧摊销前利润和合并调整后息税折旧摊销前利润不包括的项目相同，例如利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目。尽管这些金额不包括在与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润中，但不应将此类排除理解为意味着我们可以控制运营和

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由此产生的此类关联公司的收入和支出。我们不控制未合并的关联公司；因此，我们不控制此类关联公司的收益或现金流。因此，应限制使用与未合并关联公司相关的分部调整后息税折旧摊销前利润或调整后息税折旧摊销前利润作为分析工具。
下表中每个细分市场的调整后息税折旧摊销前利润在标题为 “分部经营业绩” 的部分中对每个细分市场进行了分析。调整后的息税折旧摊销前利润是行业分析师、投资者、贷款人和评级机构用来评估合伙企业基本业务活动的财务业绩和经营业绩的非公认会计准则指标，不应孤立地考虑，也不应将其作为净收入、运营收入、经营活动现金流或其他公认会计原则指标的替代品。
合并业绩
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
20232022改变20232022改变
部门调整后的息税折旧摊销前利润：
州内运输和储存$216 $218 $(2)$625 $662 $(37)
州际运输和储存441 397 44 977 850 127 
中游579 903 (324)1,220 1,710 (490)
液化天然气和成品油运输和服务837 763 74 1,776 1,463 313 
原油运输和服务674 562 112 1,200 1,155 45 
投资 Sunoco LP250 214 36 471 405 66 
投资USAC125 106 19 243 204 39 
所有其他— 65 (65)43 119 (76)
调整后的息税折旧摊销前利润（合并）$3,122 $3,228 $(106)$6,555 $6,568 $(13)
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
20232022改变20232022改变
净收益与调整后息税折旧摊销前利润的对账：
净收入$1,233 $1,622 $(389)$2,680 $3,109 $(429)
折旧、损耗和摊销1,061 1,046 15 2,120 2,074 46 
利息支出，扣除资本化利息641 578 63 1,260 1,137 123 
所得税支出108 86 22 179 77 102 
减值损失10 — 10 11 300 (289)
利率衍生品的收益(35)(129)94 (15)(243)228 
非现金补偿费用27 25 2 64 61 3 
商品风险管理活动的未实现（收益）损失(55)(99)44 75 (54)129 
库存估值调整（Sunoco LP）57 (1)58 28 (121)149 
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润171 137 34 332 262 70 
未合并关联公司的收益权益(95)(62)(33)(183)(118)(65)
其他，净额(1)25 (26)4 84 (80)
调整后的息税折旧摊销前利润（合并）$3,122 $3,228 $(106)$6,555 $6,568 $(13)
净收入。 与去年同期相比，截至2023年6月30日的三个月和六个月中，净收入分别下降了3.89亿美元和4.29亿美元，分别下降了约24％和14％。营业收入减少了278美元

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分别为百万美元和6200万美元，这些业绩受到中游细分市场不利的天然气和液化天然气价格以及2023年多个细分市场运营支出增加的重大影响。在截至2023年6月30日的六个月中，营业收入的减少被前一时期确认的3亿美元减值亏损部分抵消。此外，截至2023年6月30日的三个月和六个月中，净收入与去年同期相比有所下降，这也反映了利息支出分别增加了6300万美元和1.23亿美元，利率衍生品收益分别减少了9400万美元和2.28亿美元，这主要是由于相应时期名义未偿还金额和远期利率的变化。三个月和六个月的所得税支出也分别增加了2200万美元和1.02亿美元。在三个月和六个月期间，未合并关联公司的净收益分别增加3,300万美元和6500万美元，部分抵消了净收入的下降。
调整后的息税折旧摊销前利润（合并）。在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，与去年同期相比，调整后的息税折旧摊销前利润分别下降了1.06亿美元和1,300万美元，这主要是由于我们中游细分市场不利的天然气和液化天然气价格的影响。中游板块调整后息税折旧摊销前利润的下降被其他多个细分市场的调整后息税折旧摊销前利润的增加部分抵消。
有关截至2023年6月30日的三个月和六个月与去年同期相比影响净收入和调整后息税折旧摊销前利润的变化的更多讨论见下文和 “分部经营业绩”。
折旧、损耗和摊销。与去年同期相比，截至2023年6月30日的三个月和六个月的折旧、损耗和摊销有所增加，这主要是由于最近投入使用的资产和最近的收购增加了折旧和摊销。
利息支出，扣除资本化利息。 截至2023年6月30日的三个月和六个月中，扣除资本化利息后的利息支出与去年同期相比有所增加，这主要是由于浮动利率债务的利率上升。
所得税费用。在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，与去年同期相比，由于合伙企业合并公司子公司的收益增加，所得税支出有所增加。
减值损失。 在截至2023年6月30日的三个月中，减值损失包括USAC确认的与其压缩设备相关的总额为1000万美元。此外，在截至2023年6月30日的六个月中，减值损失包括USAC确认的与其压缩设备相关的总额为1100万美元。
根据预计出售这些资产的预期收益，截至2022年6月30日的六个月中，3亿美元的减值亏损与加拿大能源转移公司在2022年3月记录的资产减值有关。此次拍卖已于 2022 年 8 月完成。
利率衍生品的收益。利率衍生品的收益源于远期利率的变化，这导致我们的远期起始掉期价值发生变化。相应时期的收益幅度也反映了前一时期未偿还的利率互换的名义总额增加。
商品风险管理活动的未实现（收益）损失。 我们的大宗商品风险管理活动的未实现损益包括大宗商品衍生品公允价值的变化以及指定公允价值套期保值关系中包含的套期保值库存。有关每个细分市场内未实现损益的信息包含在 “分部经营业绩” 中，有关大宗商品相关衍生品的更多信息，包括名义交易量、到期日和公允价值，可在 “第3项” 中找到。有关市场风险的定量和定性披露” 以及我们合并财务报表附注12中包含在 “第1项” 中。财务报表。”
库存估值调整。库存估值调整表示使用后进先出方法对Sunoco LP的库存进行成本或市场储备的较低值的变化。这些金额是未实现的估值调整，适用于期末库存中剩余的燃料量。在截至2023年6月30日的三个月中，燃油价格的下跌使该期间的成本或市场储备金需求减少净额增加了5700万美元，从而对净收入产生了不利影响。在截至2022年6月30日的三个月中，燃油价格上涨使该期间较低的成本或市场储备金需求减少了100万美元，从而对净收入产生了有利影响。在截至2023年6月30日的六个月中，燃油价格的下跌使该期间的成本或市场储备金需求减少净额增加了2,800万美元，从而对净收入产生了不利影响。在截至2022年6月30日的六个月中，燃油价格上涨使该期间较低的成本或市场储备金需求分别减少了1.21亿美元，从而对净收入产生了有利影响。
与未合并关联公司和未合并关联公司收益中的权益相关的调整后息税折旧摊销前利润。请参阅 “未合并关联公司的补充信息” 和 “分部经营业绩” 中的其他信息。

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其他，网络。其他，净额主要包括监管资产的摊销和其他收入和支出金额。
关于未合并关联公司的补充信息
下表列出了与未合并关联公司相关的财务信息：
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
20232022改变20232022改变
未合并关联公司的权益收益（亏损）：
柑橘$37 $39 $(2)$71 $73 $(2)
MEP22 (2)24 47 (6)53 
白崖2 1 1 3 1 2 
探险者9 5 4 17 9 8 
其他25 19 6 45 41 4 
未合并关联公司收益中的权益总额$95 $62 $33 $183 $118 $65 
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润(1):
柑橘$85 $82 $3 $164 $159 $5 
MEP30 6 24 64 11 53 
白崖6 5 1 12 10 2 
探险者13 9 4 26 16 10 
其他37 35 2 66 66 — 
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润总额$171 $137 $34 $332 $262 $70 
从未合并关联公司收到的分配：
柑橘$22 $21 $1 $70 $81 $(11)
MEP31 6 25 64 10 54 
白崖6 5 1 11 10 1 
探险者11 9 2 19 14 5 
其他22 23 (1)45 39 6 
从未合并关联公司收到的分配总额$92 $64 $28 $209 $154 $55 
(1)这些金额代表我们在未合并关联公司调整后息税折旧摊销前利润中所占的比例份额，基于我们在未合并关联公司的利息、折旧、损耗、摊销、非现金项目和税收中所占的比例进行了调整，调整了我们在未合并关联公司的收益或亏损中的权益。
分部经营业绩
我们根据细分市场调整后的息税折旧摊销前利润评估细分市场业绩，我们认为这是衡量我们业务核心盈利能力的重要绩效指标。该衡量标准是我们内部财务报告的基础，也是高级管理层在决定如何在业务部门之间分配资本资源时使用的绩效指标之一。
下表列出了分部调整后息税折旧摊销前利润的组成部分，计算公式如下：
•分部利润率、运营费用 和销售、一般和管理费用。这些金额代表我们合并财务报表中包含的归因于每个分部的金额。
•商品风险管理活动和库存估值调整的未实现收益或亏损。这些是未实现的金额，包含在产品销售成本中，用于计算细分市场利润率。这些金额不包括在内

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在分部调整后的息税折旧摊销前利润中；因此，将未实现亏损相加，减去未实现收益以计算分部衡量标准。
•非现金补偿费用。这些金额代表了记录在运营费用和销售、一般和管理费用中的非现金薪酬总额。该费用不包含在分部调整后的息税折旧摊销前利润中，因此将其加回来计算分部衡量标准。
•与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润。与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润不包括与未合并关联公司计算分部调整后息税折旧摊销前利润相同的项目，例如利息、税款、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目。尽管这些金额不包括在与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润中，但这种排除不应被理解为意味着我们可以控制此类关联公司的运营以及由此产生的收入和支出。我们不控制未合并的关联公司；因此，我们不控制此类关联公司的收益或现金流。
以下对细分市场经营业绩的分析包括对细分市场利润率的衡量标准。分部利润率是一项非公认会计准则财务指标，此处列出的目的是帮助分析细分市场的经营业绩，特别是为了便于了解销售收入的变化对分部调整后息税折旧摊销前利润的分部业绩指标的影响。分部利润率与衡量毛利率的公认会计原则类似，不同之处在于分部利润率不包括折旧、损耗和摊销费用。在合伙企业报告的GAAP指标中，与分部利润率最直接可比的指标是分部调整后的息税折旧摊销前利润；下表中列报了分部利润率的每个细分市场的分部利润率与分部调整后的息税折旧摊销前利润的对账。
此外，对于某些细分市场，以下部分包括按销售类型划分的分部利润率组成部分的信息，包括哪些组成部分是为了提供额外的分类信息，以便于分析分部利润率和分部调整后的息税折旧摊销前利润。例如，这些组成部分包括运输利润、仓储利润和其他利润。分部利润的这些组成部分的计算与分部利润率的计算一致；因此，这些组成部分还不包括折旧、损耗和摊销费用。
州内运输和储存
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日		 
20232022改变20232022改变
运输的天然气 (bbtu/d)
15,207 14,834 373 14,954 14,406 548 
从储存天然气库存 (bBTU) 中提款2,400 — 2,400 8,400 21,858 (13,458)
收入
$807 $2,203 $(1,396)$2,097 $3,835 $(1,738)
销售产品的成本
470 1,843 (1,373)1,455 3,014 (1,559)
细分市场利润
337 360 (23)642 821 (179)
商品风险管理活动的未实现（收益）损失(44)(41)(3)130 5 125 
运营费用，不包括非现金薪酬支出
(74)(95)21 (136)(158)22 
销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用
(11)(13)2 (25)(25)— 
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润
7 7 — 13 13 — 
其他
1 — 1 1 6 (5)
分部调整后的息税折旧摊销前
$216 $218 $(2)$625 $662 $(37)
音量。在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，与去年同期相比，运输量有所增加，这主要是由于我们的Enable Oklahoma州内输电系统的利用率提高以及海恩斯维尔页岩的产量增加。

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分部利润。我们的州内运输和仓储细分市场利润率的组成部分如下：
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日		 
20232022改变20232022改变
交通费
$209 $196 $13 $425 $411 $14 
天然气销售及其他（不包括未实现的损益）
70 75 (5)246 284 (38)
剩余燃料收入（不包括未实现的损益）
15 59 (44)30 91 (61)
仓储利润率（不包括未实现损益和公允价值库存调整）(1)(11)10 71 40 31 
商品风险管理活动和公允价值库存调整的未实现收益（亏损）44 41 3 (130)(5)(125)
分部利润总额
$337 $360 $(23)$642 $821 $(179)
分部调整后的息税折旧摊销前利润 在截至2023年6月30日的三个月中，与去年同期相比，由于以下因素的净影响，与我们的州内运输和仓储部门相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所下降：
•由于天然气价格下跌，留存燃料收入减少了4,400万美元；以及
•已实现的天然气销售额减少了500万美元，其他主要是由于管道优化程度降低；部分抵消了
•运营费用减少了2100万美元，这主要是由于天然气价格下跌导致燃料消耗成本降低；
•运输费增加了1300万美元，这主要是由于我们的德克萨斯州系统和海恩斯维尔资产的新合同；以及
•存储利润增加了 1000 万美元，这主要是由于有利的存储优化。
分部调整后的息税折旧摊销前利润 在截至2023年6月30日的六个月中，与去年同期相比，由于以下因素的净影响，与我们的州内运输和仓储部门相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所下降：
•由于天然气价格下跌，留存燃料收入减少了6100万美元；以及
•已实现的天然气销售额减少了3,800万美元，这主要是由于管道优化程度降低；部分抵消了
•存储利润增加了3100万美元，这主要是由于存储优化程度的提高；
•运营费用减少了2200万美元，这主要是由于天然气价格下跌导致燃料消耗成本减少了3100万美元，但最近收购的资产的增加、从价税的增加以及公用事业和员工支出的增加部分抵消了这一点；以及
•运输费增加了1400万美元，这主要是由于我们的德克萨斯州系统和海恩斯维尔资产的新合同。

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州际运输和储存
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
20232022改变20232022改变
运输的天然气 (bbtu/d)16,224 13,833 2,391 16,519 14,462 2,057 
天然气已售出 (bbtu/d)18 21 (3)20 31 (11)
收入$550 $530 $20 $1,184 $1,096 $88 
销售产品的成本1 2 (1)3 21 (18)
细分市场利润549 528 21 1,181 1,075 106 
运营费用，不包括非现金薪酬、摊销和增值费用(203)(200)(3)(389)(371)(18)
销售、一般和管理费用，不包括非现金薪酬、摊销和增值费用(28)(32)4 (59)(63)4 
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润124 99 25 245 187 58 
其他(1)2 (3)(1)22 (23)
分部调整后的息税折旧摊销前$441 $397 $44 $977 $850 $127 
卷。在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，与去年同期相比，运输量有所增加，这主要是由于我们的Gulf Run系统于2022年12月投入使用，以及需求增加导致我们的Transwestern、Tiger、Panhandle和Trunkline系统的运力增加和利用率的提高。
分部调整后的息税折旧摊销前利润 在截至2023年6月30日的三个月中，与去年同期相比，由于以下因素的净影响，与我们的州际运输和仓储板块相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所增加：
•细分市场利润率增加了2100万美元，这主要是由于我们的Gulf Run系统于2022年12月投入使用，增加了2400万美元，以及由于合同量增加和费率上涨，我们的几个州际管道系统的运输收入增加了900万美元。价格下跌导致的天然气运营销售减少了1400万美元，部分抵消了这些增长；
•销售、一般和管理费用减少了400万美元，这主要是由于兼并和收购开支的减少；以及
•与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润增加了2500万美元，这主要是由于我们的Midcontintinent Express Pipeline合资企业的产能以更高的利率出售；部分抵消了
•运营费用增加了300万美元，这主要是由于我们的Gulf Run系统于2022年12月投入使用的900万美元增量支出，但部分被400万美元的电费减少所抵消。
在截至2023年6月30日的六个月中，与去年同期相比，由于以下因素的净影响，与我们的州际运输和仓储板块相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所增加：
•细分市场利润率增加了1.06亿美元，这主要是由于合同量增加和费率上升，我们的几个州际管道系统的运输收入增加了5400万美元，我们的Gulf Run系统于2022年12月投入使用增加了5300万美元，停车收入增加了1200万美元。这些增长被我们的Rover Pipeline系统收入减少700万美元以及价格下跌导致的液体收入减少600万美元部分抵消；
•销售、一般和管理费用减少了400万美元，这主要是由于合并和收购开支的降低；以及
•调整后的息税折旧摊销前利润增加了5,800万美元，这主要是由于我们的Midcontintinent Express Pipeline合资企业增加了5300万美元，由于产能以更高的利率出售，我们的非运营的Southeast Supply Header管道合资企业增加了500万美元，以及由于收入增加和运营费用降低，我们的Citrus合资企业增加了400万美元。由于基金会托运人合同到期，我们的Fayetteville Express Pipeline合资企业减少了300万美元，部分抵消了这些增长；部分抵消了

46
目录
•运营费用增加了1,800万美元，这主要是由于2022年12月投入使用的Gulf Run系统增加了支出；以及
•减少了2300万美元，主要是由于2022年确认了与前一时期发生的托运人破产相关的金额。
中游
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
20232022改变20232022改变
收集的体积 (bbtu/d)
19,847 18,332 1,515 19,799 17,835 1,964 
生产的液化天然气 (mbbls/d)
863 813 50 837 786 51 
股票 NGL (mbbls/d)
42 46 (4)41 44 (3)
收入
$2,468 $5,050 $(2,582)$5,222 $8,975 $(3,753)
销售产品的成本
1,535 3,855 (2,320)3,316 6,740 (3,424)
细分市场利润
933 1,195 (262)1,906 2,235 (329)
商品风险管理活动的未实现亏损— 2 (2)— — — 
运营费用，不包括非现金薪酬支出
(308)(259)(49)(596)(493)(103)
销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用
(52)(41)(11)(102)(85)(17)
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润
4 6 (2)9 15 (6)
其他
2 — 2 3 38 (35)
分部调整后的息税折旧摊销前
$579 $903 $(324)$1,220 $1,710 $(490)
卷。在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，与去年同期相比，销量增加和液化天然气产量增加，这主要是由于大多数地区的增长，包括收购伍德福德快车。
分部利润。下表显示了我们中游细分市场利润率的组成部分。在截至2022年6月30日的三个月和六个月中，对先前报告的收费和非收费利润率进行了调整，以反映对某些金额的重新分类，以符合本期列报方式；这些变化并未影响细分市场的总利润率。
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
20232022改变20232022改变
收集和处理收费收入$769 $724 $45 $1,527 $1,404 $123 
非收费合约和处理（不包括未实现的损益）164 473 (309)379 831 (452)
商品风险管理活动的未实现亏损— (2)2 — — — 
分部利润总额$933 $1,195 $(262)$1,906 $2,235 $(329)
分部调整后的息税折旧摊销前利润 在截至2023年6月30日的三个月中，与去年同期相比，由于以下因素的净影响，与我们的中游板块相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所下降：
•由于不利的天然气价格为1.87亿美元，液化天然气价格为1.36亿美元，非收费利润率减少了3.23亿美元；
•运营费用增加了4,900万美元，这主要是由于维护、维修和项目增加了1700万美元，包括卡车运输和压缩需求，再加上定价上涨，与环境储备相关的1100万美元增加，员工成本增加了800万美元，收购伍德福德快车和我们的新工厂上线后增加了500万美元，以及从价税增加了300万美元；以及

47
目录
•销售、一般和管理费用增加了1100万美元，这主要是由于2022年退款和抵免导致的保险费用增加；部分被抵消
•由于包括收购伍德福德快车在内的大多数地区的增长，收费利润率增加了4,500万美元；以及
•由于大多数地区的处理量增加，非收费利润率增加了1400万美元。
在截至2023年6月30日的六个月中，与去年同期相比，由于以下因素的净影响，与我们的中游板块相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所下降：
•由于不利的天然气价格为2.63亿美元，液化天然气价格为2.03亿美元，非收费利润率减少了4.66亿美元；
•运营费用增加了1.03亿美元，主要是由于服务、材料、公用事业增加了4,400万美元，部分原因是维修、合规和定价；员工成本增加了2100万美元；收购和增建工厂，增加了1200万美元；卡车运输和租赁定价和使用量增加了900万美元，以及环境储备增加了700万美元；
•由于2022年退款和信贷导致的保险费用增加，以及公司拨款的增加，销售、一般和管理费用增加了1700万美元；
•由于该合伙企业在2022年出售了Ranch Westex JV LLC的会员权益，与未合并的关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润减少了600万美元；以及
•减少了3,500万美元，主要是由于在前一时期实现了与托运人破产有关的某些款项；部分由以下部分抵消
•由于2022年9月收购了Woodford Express，以及所有地区的生产者活动增加，收费利润率增加了1.23亿美元；以及
•由于大多数地区的处理量增加，非收费利润率增加了1400万美元。
液化天然气和成品油运输和服务
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
20232022改变20232022改变
液化天然气运输量 (mbbls/d)2,155 1,912 243 2,070 1,833 237 
成品油运输量 (mbbls/d)554 526 28 528 511 17 
液化天然气和成品油终端容量 (mbbls/d)1,453 1,311 142 1,399 1,246 153 
液化天然气分馏量 (mbbls/d)989 938 51 962 872 90 
收入$5,001 $7,557 $(2,556)$10,604 $13,834 $(3,230)
销售产品的成本3,929 6,521 (2,592)8,331 11,877 (3,546)
细分市场利润1,072 1,036 36 2,273 1,957 316 
商品风险管理活动的未实现收益(19)(27)8 (50)(32)(18)
运营费用，不包括非现金薪酬支出(211)(241)30 (432)(443)11 
销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用(35)(28)(7)(73)(63)(10)
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润30 23 7 58 44 14 
分部调整后的息税折旧摊销前$837 $763 $74 $1,776 $1,463 $313 
卷。在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，与去年同期相比，液化天然气运输量和码头量有所增加，这主要是由于来自二叠纪地区、我们的Mariner East管道系统以及通往荷兰码头的出口管道的运量增加。

48
目录
与去年同期相比，在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，运输量的增加也导致我们在德克萨斯州贝尔维尤山分馏设施的分馏量增加。
分部利润。我们的液化天然气和成品油运输和服务板块利润率的组成部分如下：
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
20232022改变20232022改变
运输利润$577 $520 $57 $1,139 $999 $140 
分馏塔和炼油厂服务利润率186 215 (29)396 400 (4)
终端服务利润率229 191 38 429 342 87 
存储空间75 67 8 154 139 15 
营销利润(14)16 (30)105 45 60 
商品风险管理活动的未实现收益19 27 (8)50 32 18 
分部利润总额$1,072 $1,036 $36 $2,273 $1,957 $316 
分部调整后的息税折旧摊销前利润 在截至2023年6月30日的三个月中，与去年同期相比，由于以下因素的净影响，与我们的液化天然气和成品油运输和服务板块相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所增加：
•运输利润率增加了5700万美元，这主要是由于运输利润率提高导致的2,800万美元增长我们的Mariner East管道的产量增加了2300万美元，这要归因于德克萨斯州管道系统的Y级吞吐量提高和费率的提高，由于我们的Mariner West管道的吞吐量增加，增加了700万美元，由于进入荷兰码头的出口量增加增加了700万美元，成品油管道的吞吐量增加了500万美元。这些增长被700万美元和600万美元的分段内费用部分抵消，这些费用分别在我们的营销利润率和分馏商利润率中完全抵消；
•增加了 3,800 万美元码头服务利润率主要是由于费率提高和吞吐量增加，我们的Marcus Hook码头增加了3000万美元，以及荷兰码头装载的出口量增加800万美元；
•减少了 3000 万美元运营支出主要是由于天然气和电力公用事业成本减少了4100万美元。这一减少被员工人数增加导致的500万美元增长、与销量和通货膨胀增加相关的外部服务费用增加300万美元以及从价税增加300万美元部分抵消；
•仓储利润增加了800万美元，这主要是由于出口量产生的费用；以及
•与未合并的关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润增加了700万美元，这主要是由于Explorer和White Cliffs管道的销量增加；部分抵消了
•营销利润率下降了3000万美元，这主要是由于优化液化天然气和成品油库存而减少了3,700万美元的收益，包括2023年第二季度对冲库存的减记5100万美元，我们预计这将被未来时期的套期保值收益完全抵消。这一减少被700万美元的分段内费用部分抵消，这些费用在我们的运输利润中完全抵消；
•减少了 2900 万美元尽管销量增加，但分馏厂和炼油厂服务利润率下降了2600万美元，这主要是由于本期天然气价格下跌导致的利率下降了2600万美元，以及由于不太有利的定价环境影响了我们的炼油服务业务，减少了700万美元。这些减少被600万美元的分段内费用部分抵消，这笔费用被我们的运输利润完全抵消；以及
•增加了 700 万美元销售、一般和管理费用主要是由于管理费用增加了300万美元，保险费用增加了200万美元。
在截至2023年6月30日的六个月中，与去年同期相比，由于以下因素的净影响，与我们的液化天然气和成品油运输和服务板块相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所增加：
•运输利润率增加了1.4亿美元，这主要是由于y-grade th提高导致运输利润增加了7500万美元在德克萨斯州管道系统的合同费率上涨的推动下，粗略产量和更高的利率，增加了4400万美元 这要归功于我们的 Mariner East 管道的吞吐量增加，出口量增加了 1,800 万美元

49
目录
向我们的荷兰码头供电，比第三方支付东北地区管道短缺款的时间增加了1100万美元，而我们的Mariner West管道吞吐量增加600万美元。这些增长被1200万美元和600万美元的分段内费用部分抵消，这些费用分别在我们的营销利润率和分馏商利润率中完全抵消；
•码头服务利润率增加了8700万美元，主要是由于合同费率上涨和吞吐量增加，我们的Marcus Hook码头增加了5500万美元，荷兰码头装载的出口量增加增加了3000万美元，以及我们的成品油营销终端吞吐量增加300万美元；
•营销利润率增加了6000万美元，这主要是由于东北地区的混合和优化增加了2900万美元，液化天然气和成品油库存的优化增加了2200万美元的收益，以及分段内费用减少了1200万美元，这些费用在我们的运输利润中完全抵消；
•仓储利润增加了1500万美元，这主要是由于出口量产生的费用；
•一个广告增加了 1,400 万美元由于Explorer和White Cliffs管道的销量增加，与未合并的关联公司相关的息税折旧摊销前利润；以及
•运营费用减少了1100万美元，主要是由于减少了4000万美元用于天然气和电力公用事业成本。这一下降被员工人数增加导致的1100万美元增长、与销量和通货膨胀增加相关的材料和外部服务增加1000万美元以及从价税增加400万美元部分抵消；部分抵消了
•增加销售、一般和管理费用为1000万美元，这主要是由于管理费用增加了500万美元，保险费用增加了400万美元ts；以及
•减少了 400 万美元在分馏厂和炼油厂服务方面，利润率主要是由于影响我们炼油服务业务的不利定价环境减少了1200万美元。600万美元的分段内费用部分抵消了这一下降，这笔费用完全抵消了我们的运输利润率，以及销量增加带来的200万美元增长。
原油运输和服务
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
20232022改变20232022改变
原油运输量 (mbbls/d)5,294 4,318 976 4,769 4,267 502 
原油终端容量（mbbls/d）3,520 3,056 464 3,231 2,911 320 
收入$5,953 $7,300 $(1,347)$12,033 $13,226 $(1,193)
销售产品的成本5,092 6,541 (1,449)10,466 11,720 (1,254)
细分市场利润861 759 102 1,567 1,506 61 
商品风险管理活动的未实现（收益）损失10 (17)27 12 (6)18 
运营费用，不包括非现金薪酬支出(172)(154)(18)(325)(291)(34)
销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用(30)(27)(3)(61)(57)(4)
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润5 1 4 6 2 4 
其他
— — — 1 1 — 
分部调整后的息税折旧摊销前$674 $562 $112 $1,200 $1,155 $45 
卷。在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，与去年同期相比，由于二叠纪原油产量增加以及2023年收购的资产的贡献，我们的德克萨斯州管道系统的原油运输量有所增加。我们的Bakken管道和Bayou Bridge管道的销量也有所增加。由于二叠纪产量的增长、墨西哥湾沿岸炼油厂的利用率提高以及2023年收购的资产的贡献，原油码头的销量有所增加。

50
目录
分部调整后的息税折旧摊销前利润 在截至2023年6月30日的三个月中，与去年同期相比，与我们的原油运输和服务板块相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所增加，这主要是由于以下因素的净影响：
•分部利润率增加了1.29亿美元（不包括大宗商品风险管理活动的未实现损益），这主要是由于我们的Bakken Pipeline的销量增加增加了6900万美元，比最近收购的资产增加了5100万美元，我们的德克萨斯原油管道系统收集量增加和新资产投入使用增加了3000万美元，墨西哥湾沿岸和二叠纪码头的吞吐量增加了300万美元由于交易量增加，渠道中有一部分被40美元抵消我们的原油收购和营销业务减少了百万美元，这主要是由于成品油销售利润率降低；部分被抵消
•运营费用增加了1,800万美元，这主要是由于最近收购的资产增加了1500万美元，以及从价税增加了700万美元，但维护项目成本减少的500万美元部分抵消了这一点。
在截至2023年6月30日的六个月中，与去年同期相比，与我们的原油运输和服务板块相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所增加，这主要是由于以下因素的净影响：
•分部利润率增加了7900万美元（不包括大宗商品风险管理活动的未实现收益和亏损），这主要是由于最近收购的资产增加了5100万美元，Bakken Pipeline的销量增加增加了4900万美元，由于我们的德克萨斯原油管道系统收集量增加和新资产投入使用增加了3,300万美元，墨西哥湾沿岸和二叠纪码头的吞吐量增加了700万美元 You Bridge Pipeline 由于交易量增加，但部分被较低的优化收益为3500万美元，减少4000万美元，原因是成品油销售利润率下降；部分被抵消
•运营费用增加了3,400万美元，主要是由于最近收购的资产增加了1500万美元，与销量增加和通货膨胀相关的外部服务和材料增加了1000万美元，由于员工人数增加而增加了600万美元，从价税增加了400万美元。
投资 Sunoco LP
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
20232022改变20232022改变
收入$5,745 $7,815 $(2,070)$11,107 $13,217 $(2,110)
销售产品的成本5,431 7,470 (2,039)10,418 12,442 (2,024)
细分市场利润314 345 (31)689 775 (86)
商品风险管理活动的未实现（收益）损失1 (11)12 (10)(20)10 
运营费用，不包括非现金薪酬支出(103)(98)(5)(200)(195)(5)
销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用(30)(27)(3)(55)(49)(6)
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润3 3 — 6 5 1 
库存估值调整57 (1)58 28 (121)149 
其他8 3 5 13 10 3 
分部调整后的息税折旧摊销前$250 $214 $36 $471 $405 $66 
对Sunoco LP板块的投资反映了Sunoco LP的合并业绩。
分部调整后的息税折旧摊销前利润在截至2023年6月30日的三个月中，与去年同期相比，与我们在Sunoco LP板块的投资相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所增加，这主要是由于以下因素的净影响：
•汽车燃料销售的利润增加了3,700万美元，这主要是由于每售出一加仑的利润增长了3％，销售的加仑增加了5％；以及
•非汽车燃料销售和租赁利润增长了700万美元，这主要是由于收购Gladieux和Zenith带来的租金收入增加、商品毛利增加以及吞吐量和存储利润率的提高；部分被抵消

51
目录
•运营成本增加了900万美元，包括其他运营费用、一般和管理费用以及租赁费用，这主要是由于收购精炼产品终端和transmix处理和码头设施导致成本增加。
在截至2023年6月30日的六个月中，与去年同期相比，与我们在Sunoco LP板块的投资相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所增加，这主要是由于以下因素的净影响：
•汽车燃料销售的毛利增加了6,400万美元，这主要是由于每售出一加仑的毛利增长了4％，销售的加仑增加了7％；以及
•非汽车燃料销售和租赁毛利增长了1200万美元，这主要是由于收购Gladieux和Zenith带来的租金收入增加、商品毛利增加以及吞吐量和存储利润率的提高；部分被抵消
•运营成本增加了1,200万美元，包括其他运营费用、一般和管理费用以及租赁费用，这主要是由于收购精炼产品终端和transmix处理和码头设施导致成本增加。
投资USAC
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
20232022改变20232022改变
收入
$207 $172 $35 $404 $335 $69 
销售产品的成本
35 25 10 69 50 19 
细分市场利润
172 147 25 335 285 50 
运营费用，不包括非现金薪酬支出
(36)(30)(6)(68)(59)(9)
销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用
(11)(11)— (24)(22)(2)
分部调整后的息税折旧摊销前
$125 $106 $19 $243 $204 $39 
USAC分部的投资反映了USAC的合并业绩。
分部调整后的息税折旧摊销前利润在截至2023年6月30日的三个月中，与去年同期相比，与我们在USAC板块的投资相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所增加，这主要是由于以下因素的净影响：
•细分市场利润率增加了2500万美元，这主要是由于压缩服务需求增加导致的创收能力增加、新部署和重新部署的压缩机组的基于市场的费率提高以及现有客户合同的平均费率上升；部分抵消了
•运营费用增加了600万美元，这主要是由于员工成本的增加。
在截至2023年6月30日的六个月中，与去年同期相比，与我们在USAC板块的投资相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所增加，这主要是由于以下因素的净影响：
•细分市场利润率增加了5000万美元，这主要是由于压缩服务需求增加导致的创收能力增加、新部署和重新部署的压缩机组的基于市场的费率提高以及现有客户合同的平均费率上升；部分抵消了
•运营费用增加了900万美元，这主要是由于员工成本的增加。

52
目录
所有其他
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
20232022改变20232022改变
收入$399 $962 $(563)$943 $1,677 $(734)
销售产品的成本395 882 (487)897 1,496 (599)
细分市场利润4 80 (76)46 181 (135)
商品风险管理活动的未实现收益(3)(5)2 (7)(1)(6)
运营费用，不包括非现金薪酬支出(4)(24)20 (10)(58)48 
销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用(11)(16)5 (20)(33)13 
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润
1 1 — 1 1 — 
其他和淘汰13 29 (16)33 29 4 
分部调整后的息税折旧摊销前$— $65 $(65)$43 $119 $(76)
反映在我们所有其他细分市场中的金额主要包括：
•我们的天然气营销业务；
•我们的全资天然气压缩业务；
•我们在煤炭处理设施方面的投资；以及
•我们在加拿大的业务，直到 2022 年 8 月这些资产被剥离。
分部调整后的息税折旧摊销前利润在截至2023年6月30日的三个月中，与去年同期相比，与所有其他细分市场相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所下降，这主要是由于以下因素的净影响：
•由于2022年出售了加拿大能源转移公司，减少了3,900万美元；
•我们的天然气营销子公司减少了1100万美元；
•我们的双硬盘压缩业务减少了800万美元；以及
•合并和收购费用增加了700万美元；部分抵消了
•由于我们压缩机业务的销售利润率提高，增加了1000万美元。
在截至2023年6月30日的六个月中，与去年同期相比，与所有其他细分市场相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所下降，这主要是由于以下因素的净影响：
•由于2022年出售了加拿大能源转移公司，减少了6900万美元；以及
•我们的双硬盘压缩业务减少了1100万美元；部分抵消了
•由于我们压缩机业务的销售利润率提高，增加了1500万美元。
流动性和资本资源
概述
我们履行债务和向单位持有人支付分配款项的能力将取决于我们未来的业绩，这将受到当前的经济、财务、商业和天气状况以及其他因素的影响，其中许多因素是管理层无法控制的。

53
目录
我们目前预计2023年的资本支出将在以下范围内（仅包括我们在合资企业中的比例份额，不包括与我们在Sunoco LP和USAC的投资相关的资本支出）：
成长保养
低高低高
州内运输和储存$50 $75 $50 $60 
州际运输和储存250 300 175 185 
中游825 850 190 200 
液化天然气和成品油运输和服务575 625 120 130 
原油运输和服务175 200 140 145 
所有其他（包括淘汰）25 50 65 70 
资本支出总额
$1,900 $2,100 $740 $790 
该伙伴关系预计，在未来时期，其增长资本支出通常将在每年20亿至30亿美元之间。
我们的天然气和液体业务中使用的资产，包括管道、收集系统和相关设施，通常是长期资产，不需要大量的维护资本支出。因此，我们对业务的维护资本支出没有任何重大的财务承诺。由于多种原因，我们的管道成本不时增加，包括但不限于钢厂的延误、能够及时生产大直径管道的钢厂选择有限、钢铁价格上涨以及我们无法控制的其他因素。但是，我们已将这些因素纳入每年的预期增长资本支出中。
我们通常使用运营活动产生的现金流为资本支出和分配提供资金。
Sunoco LP目前预计将在2023年全年花费约6500万美元的维护资本和至少1.5亿美元的增长资本。
USAC目前计划在2023年全年花费约2500万美元的维护资本支出，并花费2.6亿至2.7亿美元的扩张资本支出。
现金流
由于多种因素，我们的现金流将来可能会发生变化，其中一些因素是我们无法控制的。其中包括监管变化、我们产品和服务的价格、对此类产品和服务的需求、大宗商品价格重大变化产生的利润要求、运营风险、收购的成功整合以及其他因素。
经营活动
各期之间经营活动产生的现金流变化主要源于收益的变化（如 “经营业绩” 中所述），不包括非现金项目以及运营资产和负债变化的影响。非现金项目包括经常性非现金支出，例如折旧、损耗和摊销费用以及非现金补偿费用。在本报告所述期间，折旧、损耗和摊销费用的增加主要是由于资产的建造和收购，而非现金补偿支出的变化是由于授予单位数量的变化以及此类补助金估计的授予日公允价值的变化。来自经营活动的现金流也与收益不同，这是因为非现金费用可能不是经常性的，例如减值费用和施工期间使用的股票基金备抵金。在我们有大量州际管道建设进行的时期，施工期间使用的股权基金备抵额会增加。各期之间运营资产和负债的变化是由价格风险管理资产和负债价值的变化、应收账款收款的时间、应付账款的支付时间、购买和出售库存的时间以及从客户那里收到的预付款和存款的时间等因素造成的。
截至2023年6月30日的六个月与截至2022年6月30日的六个月相比。2023年经营活动提供的现金为58.9亿美元，而2022年为47.2亿美元，2023年的净收入为26.8亿美元，2022年的净收入为31.1亿美元。截至2023年6月30日的六个月中，净收入与经营活动提供的净现金之间的差额主要包括8.87亿美元的运营资产和负债净变动（扣除收购影响）以及总额为21.7亿美元的非现金项目。

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2023年和2022年的非现金活动主要包括分别为21.2亿美元和20.7亿美元的折旧、损耗和摊销，分别为6400万美元和6100万美元的非现金补偿支出，分别为2,800万美元的不利库存估值调整和1.21亿美元的有利库存估值调整，分别为1.34亿美元和1.07亿美元的递延所得税，以及分别为1100万美元和3亿美元的减值损失。净收入还包括未合并关联公司在2023年和2022年分别为1.83亿美元和1.18亿美元的收益权益。
经营活动提供的现金包括从未合并的关联公司收到的现金分配，这些分配被视为从累积收益中支付，2023年的分配额为1.82亿美元，2022年的分配额为1.08亿美元。
截至2023年6月30日、2023年6月30日和2022年6月30日的六个月中，扣除资本化利息后的利息支付的现金分别为11.0亿美元和11.0亿美元。截至2023年6月30日、2023年6月30日和2022年6月30日的六个月中，利息资本化分别为2500万美元和5500万美元。
投资活动
投资活动产生的现金流主要包括为收购支付的现金金额、资本支出、对合资企业的现金出资以及出售或出资产生的现金收益。此外，如果股权被投资者的分配被视为合伙企业的投资回报，则这些分配将包含在投资活动的现金流中。各期之间资本支出的变化主要是由于我们为建设和扩建项目提供资金的增长资本支出的增加或减少。
截至2023年6月30日的六个月，而截至2022年6月30日的六个月为六个月。 2023年用于投资活动的现金为26.9亿美元，而2022年为19.5亿美元。2023年的资本支出总额（不包括施工期间使用的股权基金备抵额和扣除建筑成本援助捐款）为17.0亿美元，而2022年为14.2亿美元。下表提供了与我们的资本支出相关的更多详细信息。2023年，我们为收购Lotus Midstream支付了9.3亿美元的现金，Sunoco LP支付了1.11亿美元的现金从Zenith Energy收购了16个精炼产品终端。2022年，我们支付了3.25亿美元的现金收购了Caliche Coastal Holdings, LLC（后来更名为Energy Transfer Spindletop LLC），Sunoco LP 支付了现金存款 2.64 亿美元与其收购转混处理和终端设施有关。
以下是截至2023年6月30日的六个月按权责发生制计算的资本支出（仅包括我们在合资企业中的比例份额，扣除建筑成本补助缴款）摘要：
期内记录的资本支出
成长保养总计
州内运输和储存$34 $27 $61 
州际运输和储存98 72 170 
中游366 106 472 
液化天然气和成品油运输和服务253 61 314 
原油运输和服务28 71 99 
投资 Sunoco LP
64 23 87 
投资USAC123 11 134 
所有其他（包括淘汰）15 28 43 
资本支出总额$981 $399 $1,380 
融资活动
各期之间融资活动现金流的变化主要源于借款和股票发行水平的变化，借款和股票发行水平主要用于为我们的收购和增长资本支出提供资金。根据未偿公用单位数量的增加或分配率的增加，各期之间的分配会增加。
截至2023年6月30日的六个月，而截至2022年6月30日的六个月为六个月。2023年用于融资活动的现金为31.2亿美元，而2022年为27.5亿美元。2023年，我们的债务水平净减少了1.37亿美元，而2022年的净减额为10.2亿美元。2023年和2022年，我们分别支付了700万美元和900万美元的债务发行成本。

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2023年和2022年，我们分别向合作伙伴支付了21.0亿美元和13.4亿美元的分配。2023年和2022年，我们分别向非控股权益支付了8.62亿美元和7.53亿美元的分配。2023年和2022年，我们在两个时期都向可赎回的非控股权益支付了2400万美元的分配。
2023年和2022年，我们分别从非控股权益获得了300万美元和3.97亿美元的现金出资。
债务描述
我们的未偿合并债务如下：
6月30日
2023		十二月三十一日
2022
能量转移债务：
票据和债券(1) (2)
$37,543 $39,468 
五年期信贷额度
2,612 793 
子公司债务：
Transwestern250 250 
Bakken 高级笔记1,850 1,850 
Sunoco LP 优先票据和租赁相关债务2,694 2,694 
USAC 高级笔记1,475 1,475 
HFOTCO 免税债券(2)
— 225 
Sunoco LP 信贷额度990 900 
USAC 信贷额度750 646 
其他长期债务22 3 
未摊销的净保费、折扣和公允价值调整158 183 
递延债务发行成本(213)(225)
债务总额48,131 48,262 
减去：长期债务的当前到期日(3)
3,459 2 
长期债务，减去当前到期日$44,672 $48,260 
(1)截至2023年6月30日，该余额包括2024年6月30日或之前到期的本金总额为23.6亿美元的优先票据，这些票据被归类为长期票据，因为管理层有意图和能力长期为借款再融资。
(2)请参阅下文 “近期交易” 下的更多信息。
(3)截至2023年6月30日，该合伙企业合并资产负债表上反映的长期债务的当前到期日包括（i）24.5亿美元，相当于2024年6月30日当天或之前到期的能源转移优先票据的金额，减去合伙企业五年信贷额度的当前可用容量，以及（ii）Bakken Pipeline实体发行的10亿美元优先票据，将于2024年4月到期。该合伙企业在Bakken Pipeline实体的比例所有权为36.4％。
最近的交易
高级票据
2023年第一季度，合伙企业使用其五年期信贷额度（定义见下文）的收益赎回了2023年1月到期的3.45％优先票据的本金总额为3.5亿美元，2023年2月到期的3.60％优先票据的本金总额为8亿美元，以及2023年3月到期的4.25％优先票据的本金总额为10亿美元。
HFOTCO 债务
2023年5月，该合伙企业用新的10年期免税债券为HFOTCO免税债券的全部2.25亿美元未偿还本金进行了再融资。这些新债券通过哈里斯县工业发展公司发行，是能源转移的债券，按4.05％的固定利率累积利息，可以强制赎回

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2033。赎回后，这些免税债券可能会在2050年11月1日的最终到期日之前按不同的条件进行再销售。
信贷额度和商业票据
五年期信贷额度
该合伙企业的循环信贷额度（“五年期信贷额度”）允许高达50亿美元的无抵押借款，并将于2027年4月到期。五年期信贷额度包含手风琴功能，根据该功能，在某些条件下，总承诺额可增加到70亿美元。
截至2023年6月30日，五年期信贷额度有26.1亿美元的未偿借款，其中8.62亿美元为商业票据。扣除未偿信用证的3 200万美元后，可供未来借款的金额为23.6亿美元。截至2023年6月30日，未偿还总额的加权平均利率为6.33％。
Sunoco LP 信贷额度
截至2023年6月30日，Sunoco LP的信贷额度有9.9亿美元的未偿借款和700万美元的备用信用证，将于2027年4月到期。截至2023年6月30日，可供未来借款的金额为5.03亿美元。截至2023年6月30日，未偿还总额的加权平均利率为7.00％。
USAC 信贷额度
截至2023年6月30日，USAC的信贷额度将于2026年12月到期，有7.5亿美元的未偿借款，没有未偿信用证。截至2023年6月30日，USAC的信贷额度有8.5亿美元的可用资金，在遵守适用的财务契约的前提下，可用借贷能力为3.28亿美元。截至2023年6月30日，未偿还总额的加权平均利率为7.74％。
遵守我们的盟约
截至2023年6月30日，我们和我们的子公司遵守了与我们的债务协议有关的所有要求、测试、限制和契约。
现金分配
通过能源转移支付的现金分配
根据其合作协议，Energy Transfer将在每个财政季度结束后的50天内分配合作伙伴协议中定义的所有可用现金。就任何季度而言，可用现金通常是指该季度末的所有手头现金减去我们的普通合伙人为满足未来现金需求而根据合理的自由裁量权所必需或适当的现金储备金额。
能量转移普通单位的现金分配
2022年12月31日之后申报和/或支付的能源转移普通单位的分配情况如下：
季度已结束记录日期付款日期费率
2022年12月31日2023年2月7日2023年2月21日$0.3050 
2023年3月31日2023年5月8日2023年5月22日0.3075 
2023年6月30日2023年8月14日2023年8月21日0.3100 

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目录
能量转移优先单位的现金分配
能源转移优先单位申报的分布情况如下：
期限已结束记录日期付款日期
A 系列(1)
B 系列(2)
C 系列(1)
D 系列E 系列
F 系列(2)
G 系列(2)
H 系列(2)
2022年12月31日
2023年2月1日2023年2月15日$31.250 $33.125 $0.4609 $0.4766 $0.475 $— $— $— 
2023年3月31日2023年5月1日2023年5月15日21.982 — 0.4609 0.4766 0.475 33.750 35.625 32.500 
2023年6月30日2023年8月1日2023年8月15日23.891 33.125 0.6294 0.4766 0.475 — — — 
(1)有关A系列和C系列发行版的更多信息，请参见下文。
(2)B 系列、F 系列、G 系列和 H 系列分配每半年支付一次。
在2023年2月15日之前，A系列优先股的分配按每年6.250％的固定利率累计，清算优先权为1,000美元。从2023年2月15日开始，至2023年8月15日（但不包括2023年8月15日），A系列优先单位的浮动分配率设定为每个季度分配期的1,000美元清算优先权的百分比，等于当时的三个月伦敦银行同业拆借利率加上每年4.028％的利差。从2023年8月15日开始，A系列优先股的浮动分配利率基于三个月的SOFR，外加0.26161％的期限利差调整，再加上每年4.028％。此前，A系列优先单位的分配每半年拖欠一次，直到2023年2月15日；在2023年2月15日之后，每季度拖欠一次，当我们的普通合伙人宣布从合法可用的资金中提取用于此类目的的资金时。
在2023年5月15日之前，C系列优先股的分配按每年7.375％的固定利率累计，清算优先权为25美元。从2023年5月15日至2023年8月15日（但不包括2023年8月15日），C系列优先单位累积浮动分配利率，每个季度分配期设定为25美元清算优先权的百分比，等于当时的三个月伦敦银行同业拆借利率加上每年4.530％的利差。2023年8月15日及之后，C系列优先单位的浮动分配利率基于三个月的SOFR，外加0.26161％的期限利差调整，外加每年4.530％。
B系列优先单位、D系列优先单位和E系列优先单位的分配计划开始按浮动利率累计，如下所示：
浮动利率期的开始适用的点差期限点差调整浮动利率
B 系列首选单位2028年2月15日4.155 %0.26161 %三个月的 SOFR
D 系列首选单位2023年8月15日4.738 %0.26161 %三个月的 SOFR
E 系列首选单位2024年5月15日5.161 %0.26161 %三个月的 SOFR
能量传输首选单位的描述
与能源转移优先单位相关的分配和赎回权摘要包含在 “第 1 项” 的注释9中。财务报表。”
子公司支付的现金分配
该合伙企业的合并财务报表包括Sunoco LP和USAC，两者都是主有限合伙企业，以及其他非全资合并合资企业。以下各节描述了我们的上市子公司Sunoco LP和USAC的现金分配，根据各自的合伙协议，这两个子公司都必须在每个季度结束后分配所有手头现金（不包括由各自普通合伙人董事会确定的不恰当储备金）。

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目录
由 Sunoco LP 支付的现金分配
Sunoco LP在2022年12月31日之后申报和/或支付的Sunoco LP普通单位的分配情况如下：
季度已结束记录日期付款日期费率
2022年12月31日2023年2月7日2023年2月21日$0.8255 
2023年3月31日2023年5月8日2023年5月22日0.8420 
2023年6月30日2023年8月14日2023年8月21日0.8420 
USAC 支付的现金分配
USAC 在 2022 年 12 月 31 日之后申报和/或支付的 USAC 普通单位的分配情况如下：
季度已结束记录日期付款日期费率
2022年12月31日2023年1月23日2023年2月3日$0.525 
2023年3月31日2023年4月24日2023年5月5日0.525 
2023年6月30日2023年7月24日2023年8月4日0.525 
关键会计估计
该合伙企业的关键会计估算在2023年2月17日向美国证券交易委员会提交的10-K表年度报告中进行了描述。在提交10-K表格之后，没有发生任何重大变化。
前瞻性陈述
本季度报告包含各种前瞻性陈述和信息，这些陈述和信息基于我们和普通合伙人的信念，以及我们做出的假设和目前可用的信息。这些前瞻性陈述被确定为与历史或当前事实不严格相关的任何陈述。在本季度报告中使用诸如 “预期”、“项目”、“期望”、“计划”、“目标”、“预测”、“估计”、“打算”、“可能”、“相信”、“可能”、“将” 等词语以及有关我们未来运营计划和目标的类似表达方式和陈述，旨在识别前瞻性陈述。尽管我们和我们的普通合伙人认为此类前瞻性陈述所依据的预期是合理的，但我们和我们的普通合伙人都无法保证此类预期将被证明是正确的。前瞻性陈述受各种风险、不确定性和假设的影响。如果这些风险或不确定性中的一项或多项成为现实，或者如果基本假设被证明不正确，我们的实际结果可能与预期、估计、预测或预期存在重大差异。可能直接影响我们的经营业绩和财务状况的关键风险因素包括：
•我们的子公司向我们分配现金的能力，这取决于其经营业绩、现金流和财务状况；
•我们的子公司向我们分配的实际现金金额；
•我们子公司的管道和收集系统运输的数量；
•我们子公司加工和处理设施的吞吐量水平；
•我们的子公司收取的费用以及他们在收集、处理、加工、储存和运输服务中获得的利润；
•天然气和液化天然气的价格和市场需求以及它们之间的关系；
•一般的能源价格；
•世界卫生事件的影响；
•天然气和液化天然气的价格与替代燃料和竞争燃料的价格比较；
•石油产品需求的总体水平以及液化天然气供应的供应和价格；
•国内石油、天然气和液化天然气产量；
•进口石油、天然气和液化天然气的供应情况；
•外国石油和天然气生产国采取的行动；

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•石油生产国的政治和经济稳定;
•天气状况对石油、天然气和液化天然气需求的影响；
•当地、州内和州际交通系统的可用性；
•继续有能力寻找和签订新的天然气供应来源；
•竞争性燃料的供应和营销；
•节能工作的影响；
•能源效率和技术趋势；
•政府监管和税收；
•与我们的子公司州际和州内管道相关的费率和运营要求监管的变更和适用；
•收集、处理、加工和运输天然气和液化天然气所附带的危险或运营风险；
•来自其他中游公司和州际管道公司的竞争；
•关键人员的流失；
•主要天然气生产商或分馏服务提供商的损失；
•减少与我们的子公司管道和设施相连的第三方管道的容量或分配；
•风险管理政策和程序的有效性以及我们的子公司液体营销对手履行其财务承诺的能力；
•我们子公司的客户不付款或不履约；
•与开发新基础设施项目或其他增长项目相关的风险，包括未能取得足够的进展以证明继续开发是合理的，延迟获得客户，融资和监管成本增加，可能影响这些项目的时间和成本的环境、政治和法律不确定性；
•与修建新管道、处理和加工设施或其他设施，或增加我们子公司现有管道及其设施相关的风险，包括难以获得许可和通行权或其他监管批准以及第三方承包商的履约；
•资本的可用性和成本以及我们的子公司获得某些资本来源的能力；
•信贷和资本市场的恶化;
•与我们的子公司拥有非控股权益的实体的资产和运营相关的风险，包括与我们的子公司可能无法控制或施加影响的此类实体的管理行为相关的风险；
•能够成功识别和完成以可增加我们财务业绩的收购价格进行战略收购，并成功整合收购的业务；
•我们所受法律法规的变化，包括税收、环境、交通和就业法规或监管机构对此类法律法规的新解释；以及
•法律和行政诉讼的费用和影响。
您不应过分依赖任何前瞻性陈述。在考虑前瞻性陈述时，请查看 “第一部分——第1A项” 中描述的风险。风险因素” 见我们于2023年2月17日向美国证券交易委员会提交的截至2022年12月31日的10-K表年度报告。我们在本10-Q表季度报告中作出的任何前瞻性陈述均仅基于我们目前可用的信息，并且仅代表截至发表之日。我们没有义务公开更新可能不时发表的任何前瞻性陈述，无论是书面还是口头陈述，无论是由于新信息、未来发展还是其他原因。

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第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露
第3项中包含的信息更新了合伙企业于2023年2月17日向美国证券交易委员会提交的截至2022年12月31日的10-K表年度报告中第二部分——第7A项中规定的信息，以及随附的附注和管理层对本10-Q表季度报告第1和2项中提出的财务状况和经营业绩的讨论和分析，应与这些信息一起阅读。我们关于市场风险的定量和定性披露与我们在截至2022年12月31日的10-K表年度报告中讨论的披露一致。自 2022 年 12 月 31 日以来，我们的主要市场风险敞口或这些风险敞口的管理方式没有发生任何重大变化。
大宗商品价格风险
下表汇总了我们与大宗商品相关的金融衍生工具和公允价值，包括与我们的合并子公司相关的衍生品，以及假设大宗商品基础价格变动10％的影响。美元金额以百万计。
2023年6月30日2022年12月31日
名义交易量公允价值资产（负债）假设 10% 变化的影响名义交易量公允价值资产（负债）假设 10% 变化的影响
按市值计价衍生品
（交易）
天然气 (bBTU)：
固定掉期/期货(233)$— $— 145 $— $— 
基差互换 IFERC/NYMEX (1)
(57,360)(9)1 (39,563)54 3 
功率（兆瓦）：
前锋
— 1 — — 1 — 
期货
90,935 (2)1 (21,384)— — 
期权 — 看跌期权
18,400 — — 119,200 — — 
选项 — 通话
(124,000)— — — — — 
（非交易）
天然气 (bBTU)：
基差互换 IFERC/NYMEX
53,123 4 1 42,440 (41)4 
Swing Swaps IFERC
(36,990)2 — (202,815)63 7 
固定掉期/期货
(2,350)7 2 (15,758)51 7 
远期实物合约
(640)4 1 2,423 8 1 
ngLs (mbbL) — 远期/互换
(7,914)26 37 6,934 (41)63 
原油（mBBL）——远期/掉期
(47)10 10 795 26 22 
成品油 (mbBL) — 期货
(3,308)(7)34 (3,547)(39)37 
公允价值套期保值衍生品
（非交易）
天然气 (bBTU)：
基差互换 IFERC/NYMEX
(43,435)(3)1 (37,448)22 2 
固定掉期/期货
(43,435)26 14 (37,448)58 17 
(1)包括与休斯顿船舶频道、Waha Hub、NGPL TexOk、路易斯安那西区和 Henry Hub 所在地相关的未平仓头寸总金额。
初级商品相关财务状况的公允价值是使用独立的第三方价格、现成的市场信息和适当的估值技术确定的。非交易头寸抵消了现货市场的实物敞口；这些抵消性实物风险敞口均未包含在上表中。价格风险敏感度的计算方法是，无论工具的合约价格与标的商品价格之间的期限或历史关系如何，理论上的价格变动（上涨或下跌）为10％。业绩以绝对值列报，代表净收益或其他综合收益的潜在收益或亏损。如果即时天然气价格实际变动了10％，则由于诸如以下因素的影响，我们的衍生品投资组合总额的公允价值可能不会变动10％

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目录
金融工具结算和金融工具的关联地点（即基差互换）以及即期月和远期月份之间的关系。
利率风险
截至2023年6月30日，我们和我们的子公司有49.5亿美元的未偿浮动利率债务。假设100个基点的变化将导致每年利息支出的最大潜在变化为5000万美元；但是，由于我们的浮动利率债务工具中包含了利率下限，在给定时期内，我们的利息支出的实际变化可能会更少。我们通过利用利率互换来管理部分利率敞口，包括前瞻性利率互换，以锁定部分预期发行的债务的利率。
下表汇总了我们的未偿利率互换（包括USAC），出于会计目的，这些利率互换均未被指定为套期保值（美元金额以百万计）：
任期
类型(1)
名义未付金额
6月30日
2023		十二月三十一日
2022
能量传输：
2024 年 7 月(2)
向前支付平均固定利率为3.388％并获得浮动利率$400 $400 
USAC：
2025 年 4 月支付3.785％的固定利率并获得浮动利率（2023年4月生效）700 — 
(1)浮动利率以 SOFR 为基础。
(2)代表生效日期。这些先期互换的期限为30年，强制终止日期与生效日期相同。
假设这些利率互换的利率变化为100个基点，截至2023年6月30日，利率衍生品的公允价值和收益（计入利率衍生品的损益）为7400万美元。对于预先启动的利率互换，假设的100个基点的利率变化在掉期结算之前不会影响现金流。
该合伙企业还有未偿还的A系列优先单位和C系列优先单位，清算优先权总额分别为9.5亿美元和4.5亿美元，其分配分别基于2023年2月15日和2023年5月15日开始的浮动利率。假设利率变动100个基点将导致A系列优先单位和C系列优先单位的优先单位分配总额每年净变动1400万美元。
截至2023年6月30日，该合伙企业有6亿美元的未偿还浮动利率初级次级票据，以及A系列优先单位和C系列优先单位，每个单位的浮动利率均基于三个月伦敦银行同业拆借利率加点差。在从2023年7月1日或之后开始的适用浮动利率重置期内，更新了每种证券的浮动利率，用三个月的SOFR利率加上0.26161％的期限利差调整取代了适用的伦敦银行同业拆借利率。此类期限利差调整将是对每个系列优先单位和浮动利率初级次级票据的适用利差的补充。
第 4 项。控制和程序
评估披露控制和程序
我们已经建立了披露控制和程序，以确保在我们根据《交易法》提交或提交的报告中要求我们（包括我们的合并实体）披露的信息是在美国证券交易委员会规则和表格规定的期限内记录、处理、汇总和报告的。
在包括普通合伙人联席首席执行官（联席首席执行官）和首席财务官（首席财务官）在内的高级管理层的监督和参与下，我们评估了我们的披露控制和程序，该术语的定义载于《交易法》颁布的第13a—15（e）条。根据这项评估，我们普通合伙人的联席首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序自2023年6月30日起生效，以确保我们在根据《交易法》(1) 提交或提交的报告中要求披露的信息得到记录、处理、汇总和报告

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在美国证券交易委员会规则和表格规定的时间内，以及 (2) 经过累积并传达给管理层，包括我们的普通合伙人的联席首席执行官和首席财务官，以便及时就所需的披露做出决定。
财务报告内部控制的变化
2023年5月2日，Energy Transfer收购了Lotus Midstream Operations, LLC（“Lotus Midstream”），我们目前正在整合收购的业务。Lotus Midstream对财务报告的某些内部控制已经受到为符合Energy Transfer的现有控制和程序而进行的变更的影响。
收购Lotus Midstream所产生的任何变化都不是为了应对我们对财务报告的内部控制存在任何已发现的缺陷或薄弱。除了收购 Lotus Midstream 带来的变化外，还有在此期间，我们对财务报告的内部控制（定义见《交易法》第 13 (a) -15 (f) 条或第 15d-15 (f) 条）没有变化三个月已结束 2023年6月30日对我们的财务报告内部控制产生了重大影响或有理由可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的行为。

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第二部分 — 其他信息
第 1 项。法律诉讼
有关法律诉讼的信息，请参阅我们于2023年2月17日向美国证券交易委员会提交的10-K表年度报告和 “第1项” 中的注释10。财务报表” 载于截至2023年6月30日的季度10-Q表季度报告。
此外，根据与向环境排放材料或保护环境有关的各种联邦、州和地方规定，我们收到了违规行为和可能处以罚款的通知。尽管我们认为，即使以下任何一项或多项环境诉讼是针对我们的裁决，也不会对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大影响，但如果我们有理由认为此类诉讼可能导致超过30万美元的金钱制裁，我们就必须报告政府诉讼程序。
2022年6月29日，在田纳西州亨德森附近，Mid Valley Pipeline Company LLC（“Mid Valley”）的一家割草承包商在割草时撞上了直径为22英寸的霍恩斯比至丹佛线路段的裸露部分。割灌机割草机切断了管道，估计向周边地区释放了4,345桶原油。在最初的补救活动中，回收了大约3,343桶原油，剩余量包含在材料中，根据适用的环境法律和法规进行了清理和处置。根据田纳西州环境与保护部（“TDEC”）的补救司——自愿行动计划（“VAP”），纠正措施正在完成。2023年5月23日，Mid Valley收到了TDEC关于与该事件相关的纠正措施工作的不采取进一步行动的信。Mid Valley收到了有关该事件的联邦利益通知，正在等待联邦机构（美国环境保护署和美国鱼类和野生动物管理局）及其与该事件有关的顾问开具最终发票。Mid Valley还应要求向PHMSA提供了信息。政府机构没有采取任何其他行动。地下水监测井于2023年6月12日被废弃，这结束了与事故现场相关的环境相关活动。该事件没有造成人员伤亡。
根据10-Q表的指示，本第二部分第1项中披露的事项包括任何应报告的法律程序 (i) 在本报告所涉期间终止，(ii) 在本报告所涉期间成为应报告的事件，或 (iii) 在本报告所涉期间取得重大进展的任何应报告法律程序。
有关本项目所需的其他信息，请参阅 “第1项” 合并财务报表附注10中 “诉讼和突发事件” 和 “环境事务” 标题下的披露。财务报表”，这些信息以引用方式纳入本项目。
第 1A 项。风险因素
以下风险因素应与 “第一部分 — 第 1A 项” 中描述的风险因素一起阅读。风险因素” 载于该合伙企业于2023年2月17日向美国证券交易委员会提交的截至2022年12月31日止年度的10-K表年度报告。
如果根据联邦《清洁空气法》对EPA的 “好邻居计划” 提出的法律质疑最终没有成功，那么遵守该计划可能会使我们的资本成本增加、运营延误和运营成本增加。
美国环保局最近敲定了《好邻居计划》（“计划”），该计划旨在减少来自23个逆风州的发电厂和其他工业设施的氮氧化物污染，美国环保局认定这导致了下风州无法达到国家环境空气质量标准（NAAQS），干扰了2015年臭氧NAAQS的维护。作为该计划的一部分，美国环保局宣布将发布多个领域的规范性排放标准，包括某些用于天然气管道运输的特定尺寸的新型和现有内燃机。美国环保局的最终规则将于2023年8月4日生效，规定的排放标准定于2026年生效；但是，在该伙伴关系覆盖范围内的九个州中，该规则的有效性目前在五个州保持不变，等待另一个州的暂停决定。该伙伴关系目前估计，最终规则将要求对其州际和州内天然气运输业务中的大约240台发动机进行改造或更换。尽管该伙伴关系参与了德克萨斯州对该计划的适用提出质疑，并打算很快在另外四个州提出与该计划的实施有关的法律质疑，一旦当前的行政和司法质疑取得进展，可能会有更多质疑，但遵守该计划（如果不暂停实施或以其他方式推迟实施）仍需要大量资本支出，这可能会对我们未来的业务产生不利影响。但是，目前，我们仍在评估该规则的潜在成本，鉴于各州对该计划提出的多项法律质疑所带来的不确定性，我们无法确定合规伙伴关系计划的最终成本是多少。除其他外，遵守该计划可能需要对我们的某些设备安装新的排放控制措施，从而延长许可期限或对许可证或项目施加新的限制或禁令，并大大增加我们的资本支出和运营成本，这可能会对我们的业务产生不利影响。从历史上看，我们能够满足影响压缩机组的更严格的氮氧化物减排要求

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在未达到臭氧水平的地区，成本合理，但无法保证我们将来不会为满足新的、更严格的臭氧标准而产生材料成本。
第 6 项。展品
如上所示，以下物证索引中列出的证物是作为本报告的一部分归档或提供的：
展品编号
描述
3.1
能源转让股权有限合伙企业证书，L.P.（参照 2005 年 9 月 2 日提交的 S-1 表格（文件编号 333-128097）附录 3.2 注册成立）
3.2
截至2018年10月19日的能源转让股权有限合伙企业证书修正证书（参照2018年10月19日提交的表格8-K（文件编号1-32740）附录3.1纳入）
3.3
能源转让股权有限合伙企业第三次修正协议修订版，L.P.，日期为 2006 年 2 月 8 日（参照 2006 年 2 月 14 日提交的 8-K 表（文件编号 1-32740）附录 3.1 纳入）
3.4
2006 年 11 月 1 日能源转让股权有限合伙企业第三次修订和重述协议第 1 号修正案（参照 2006 年 11 月 29 日提交的 10-K 表（文件编号 1-32740）附录 3.3.1 纳入其中）
3.5
2007 年 11 月 9 日能源转让股权有限合伙企业第三次修订和重述协议第 2 号修正案（参照 2007 年 11 月 13 日提交的 8-K 表（文件编号 1-32740）附录 3.3.2 纳入）
3.6
2010 年 5 月 26 日能源转让股权有限合伙企业第三次修订和重述协议第 3 号修正案（参照 2010 年 6 月 2 日提交的 8-K 表（文件编号 1-32740）附录 3.1 纳入）
3.7
2013年12月23日能源转让股权有限合伙企业第三次修订和重述协议第4号修正案（参照2013年12月27日提交的表格8-K（文件编号1-32740）附录3.1纳入）
3.8
2016年3月8日能源转移股权有限合伙企业第三次修订和重述协议第5号修正案（参照2016年3月9日提交的表格8-K（文件编号1-32740）附录3.1纳入）
3.9
2018 年 10 月 19 日能源转移股权有限合伙企业第三次修订和重述协议第 6 号修正案（参照 2018 年 11 月 8 日提交的 10-Q 表（文件编号 1-32740）附录 3.9 纳入）
3.10
2019年8月6日能源转移有限合伙企业第三次修订和重述协议第7号修正案（参照2019年8月8日提交的10-Q表（文件编号1-32740）附录3.10纳入其中）
3.11
2021年4月1日能源转移有限合伙企业第三次修订和重述协议的第8号修正案（参照2021年4月1日提交的表格8-K（文件编号1-32740）附录3.1纳入）
3.12
2021年6月15日能源转移有限合伙企业第三次修订和重述协议第9号修正案（参照2021年6月15日提交的表格8-K（文件编号1-32740）附录3.1纳入）
22.1
注册证券的发行人和担保人（参照2021年8月5日提交的10-Q表格（文件编号1-32740）附录22.1注册成立）
31.1*
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条，根据1934年《证券交易法》第13a-14（a）条或第15d-14（a）条对联席首席执行官进行认证
31.2*
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条，根据1934年《证券交易法》第13a-14（a）条或第15d-14（a）条对联席首席执行官进行认证
31.3*
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条，根据1934年《证券交易法》第13a-14（a）条或第15d-14（a）条对首席财务官进行认证
32.1**
根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18章第1350条对联席首席执行官进行认证
32.2**
根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18章第1350条对联席首席执行官进行认证
32.3**
根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18条第1350条对首席财务官进行认证
101*
根据S-T法规第405条的交互式数据文件：（i）我们的合并资产负债表；（ii）我们的合并运营报表；（iii）我们的合并综合收益表；（iv）我们的合并权益表；（v）我们的合并现金流量表；（vi）我们的合并财务报表附注
104封面交互式数据文件（格式为行内 XBRL，包含在附录 101 中）
*随函提交
**随函提供

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签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使经正式授权的下列签署人代表其签署本报告。
能量传输 LP
来自：LE GP, LLC，其普通合伙人
日期：2023年8月3日来自：/s/A. Troy Sturrock
A. Troy Sturrock
集团高级副总裁、财务总监兼首席会计官

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