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所有其他细分市场成员2023-01-012023-09-300001276187ET: 所有其他细分市场成员2022-01-012022-09-30
目录

美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
etlogoa05.jpg
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9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
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 10 月 27 日，注册人有 3,145,065,881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
11
合并财务报表附注
12
1。组织和演示依据
12
2。收购
12
3。现金和现金等价物
13
4。库存
14
5。公允价值测量
14
6。每个普通单位的净收入
17
7。债务义务
17
8。可赎回的非控股权益
18
9。股权
19
10。监管事务、承诺、突发事件和环境负债
22
11。收入
32
12。衍生资产和负债
33
13。可报告的细分市场
38
第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
41
最近的事态发展
41
运营结果
43
流动性和资本资源
57
现金分配
61
第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露
66
第 4 项。控制和程序
67
第二部分 — 其他信息
第 1 项。法律诉讼
69
第 1A 项。风险因素
69
第 6 项。展品
70
签名
71
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
《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计可赎回永久优先单位（目前为浮动利率证券）
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
3
目录
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）
9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
$514 $257 
应收账款，净额
9,612 8,466 
关联公司应收账款
101 93 
库存
2,590 2,461 
应收所得税
84 68 
衍生资产
14 10 
其他流动资产
508 726 
流动资产总额
13,423 12,081 
不动产、厂房和设备
109,411 105,996 
累计折旧和损耗
(28,538)(25,685)
不动产、厂房和设备，净额80,873 80,311 
对未合并关联公司的投资2,993 2,893 
非流动衍生资产
4 — 
租赁使用权资产，净额
820 819 
其他非流动资产，净额
1,690 1,558 
无形资产，净额
5,204 5,415 
善意
2,564 2,566 
总资产
$107,571 $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）
9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
$7,997 $6,952 
应付关联公司的账款
7 17 
衍生负债
4 23 
经营租赁流动负债
45 45 
应计负债和其他流动负债
3,696 3,329 
长期债务的当前到期日
1,006 2 
流动负债总额
12,755 10,368 
长期债务，减去当前到期日
47,075 48,260 
非流动衍生负债
— 23 
非流动经营租赁负债
775 798 
递延所得税
3,891 3,701 
其他非流动负债
2,016 1,341 
承付款和意外开支
可赎回的非控制性权益
498 493 
股权：
有限合伙人：
首选单位持有人6,083 6,051 
普通单位持有人27,014 26,960 
普通合伙人
(2)(2)
累计其他综合收益29 16 
合伙人资本总额
33,124 33,025 
非控股权益
7,437 7,634 
权益总额
40,561 40,659 
负债和权益总额
$107,571 $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
9月30日		九个月已结束
9月30日
2023202220232022
收入：
成品销售
$6,403 $6,647 $17,691 $20,043 
原油销售
6,587 5,773 17,298 17,758 
液化天然气销售额
3,760 4,823 11,409 15,828 
集合、交通和其他费用
2,824 2,830 8,412 8,288 
天然气销售
878 2,648 2,462 6,830 
其他
287 218 782 628 
总收入
20,739 22,939 58,054 69,375 
成本和支出：
销售产品的成本
16,059 18,516 44,761 56,169 
运营费用
1,105 973 3,224 2,982 
折旧、损耗和摊销
1,107 1,030 3,227 3,104 
销售、一般和管理
234 361 700 802 
减值损失和其他1 86 12 386 
成本和支出总额
18,506 20,966 51,924 63,443 
营业收入
2,233 1,973 6,130 5,932 
其他收入（支出）：
利息支出，扣除资本化利息
(632)(577)(1,892)(1,714)
未合并关联公司的收益权益103 68 286 186 
利率衍生品的收益32 60 47 303 
与营业外诉讼相关的损失(625)— (625)— 
其他，净额
13 (120)37 (117)
所得税支出前的收入1,124 1,404 3,983 4,590 
所得税支出77 82 256 159 
净收入1,047 1,322 3,727 4,431 
减去：归属于非控股权益的净收益451 304 1,080 793 
减去：归属于可赎回非控股权益的净收益
12 12 39 37 
归属于合作伙伴的净收益584 1,006 2,608 3,601 
普通合伙人在净收入中的利息— 1 2 3 
优先基金单位持有人在净收益中的权益118 106 340 317 
普通单位持有人在净收益中的权益 $466 $899 $2,266 $3,281 
每个普通单位的净收入：
基本
$0.15 $0.29 $0.73 $1.06 
稀释
$0.15 $0.29 $0.72 $1.06 
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
9月30日		九个月已结束
9月30日
2023202220232022
净收入$1,047 $1,322 $3,727 $4,431 
扣除税款的其他综合收益（亏损）：
可供出售证券价值的变化2 (4)2 (13)
与养老金和其他退休后福利计划相关的精算收益— — — 7 
外币折算调整— 13 (5)(6)
未合并关联公司其他综合收益的变化3 6 6 24 
5 15 3 12 
综合收入1,052 1,337 3,730 4,443 
减去：归属于非控股权益的综合收益451 307 1,080 787 
减去：归属于可赎回非控股权益的综合收益12 12 39 37 
归属于合作伙伴的综合收益$589 $1,018 $2,611 $3,619 
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 
分发给合作伙伴(952)(77)— — — (1,029)
对非控股权益的分配— — — — (428)(428)
其他综合收益，扣除税款— — — 5 — 5 
其他，净额13 — — — 3 16 
净收益，不包括归属于可赎回非控股权益的金额466 118 — — 451 1,035 
余额，2023 年 9 月 30 日$27,014 $6,083 $(2)$29 $7,437 $40,561 
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
合并权益表（续）
（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，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 
分发给合作伙伴(694)(80)(1)— — (775)
对非控股权益的分配— — — — (424)(424)
非控股权益的资本出资— — — — 7 7 
加拿大能源转移促销— — — (9)(337)(346)
扣除税款的其他综合亏损— — — 12 3 15 
其他，净额13 — — — 3 16 
净收益，不包括归属于可赎回非控股权益的金额899 106 1 — 304 1,310 
余额，2022 年 9 月 30 日$26,725 $6,077 $(3)$32 $7,737 $40,568 
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
合并现金流量表
（百万美元）
（未经审计）
九个月已结束
9月30日
20232022
经营活动：
净收入$3,727 $4,431 
净收入与经营活动提供的净现金的对账：
折旧、损耗和摊销3,227 3,104 
递延所得税187 158 
库存估值调整(113)(81)
非现金补偿费用99 88 
减值损失和其他12 386 
未归属奖励的分配(47)(37)
未合并关联公司的收益权益(286)(186)
来自未合并关联公司的分配286 182 
其他非现金(15)(120)
运营资产和负债的净变化，扣除收购和资产剥离的影响1,182 (212)
经营活动提供的净现金8,259 7,713 
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)(1,062)
资本支出，不包括施工期间使用的股权资金补贴(2,430)(2,493)
施工费用补助捐款38 50 
对未合并关联公司的捐款(5)— 
未合并关联公司的分配超过累计收益45 66 
出售加拿大能源转让利息的收益— 302 
出售其他资产的收益31 60 
其他，净额1 — 
用于投资活动的净现金(3,361)(3,077)
融资活动：
借款收益22,912 19,400 
偿还债务(23,095)(21,110)
非控股权益的资本出资3 404 
分发给合作伙伴(3,124)(2,118)
对非控股权益的分配(1,290)(1,177)
对可赎回的非控股权益的分配(37)(37)
债务发行成本(12)(9)
其他，净额2 1 
用于融资活动的净现金(4,641)(4,646)
现金和现金等价物的增加（减少）257 (10)
现金和现金等价物，期初257 336 
现金和现金等价物，期末$514 $326 
.
所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。
11
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
待收购克雷斯特伍德
2023年8月16日，合伙企业宣布签订最终合并协议，收购Crestwood Equity Partners LP（“Crestwood”）。根据合并协议的条款，克雷斯特伍德的普通单位持有人将获得 2.07每个 Crestwood 普通单位的能量传递通用单位。克雷斯特伍德拥有位于威利斯顿、特拉华州和波德河盆地的采集和加工资产。2023年10月30日，克雷斯特伍德的大多数单位持有人投票批准了合并。该交易预计将于2023年11月3日完成，但须遵守惯例成交条件。
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。

12
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
现金和现金等价物包括所有手头现金、活期存款和原始到期日不超过三个月的投资。我们认为现金等价物包括短期、高流动性的投资，这些投资易于兑换成已知金额的现金，价值变动风险微乎其微。截至2023年9月30日或2022年12月31日，合伙企业的合并资产负债表不包括任何实质性限制性现金。
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。

13
目录
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：
九个月已结束
9月30日
20232022
应收账款
$(1,125)$(999)
关联公司应收账款
(8)17 
库存
(3)(287)
其他流动资产
208 (176)
其他非流动资产，净额
(135)106 
应付账款
1,076 599 
应付关联公司的账款
(12)1 
应计负债和其他流动负债
562 585 
其他非流动负债
669 254 
衍生资产和负债，净额
(50)(312)
运营资产和负债的净变化，扣除收购和资产剥离的影响$1,182 $(212)
非现金投资和融资活动如下：
九个月已结束
9月30日
20232022
应计资本支出
$354 $454 
为换取新的租赁负债而获得的租赁资产26 37 
分销再投资
70 42 
4.库存
库存包括以下内容：
9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
$1,951 $1,802 
原油169 246 
备件和其他470 413 
库存总额$2,590 $2,461 
Sunoco LP的燃料库存采用后进先出（“LIFO”）方法，以成本或市场中较低的价格列报。截至2023年9月30日和2022年12月31日，Sunoco LP燃料库存的账面价值包括成本或市场储备中较低的美元3百万和美元116分别为百万。在截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月中，合伙企业的合并损益表不包括清算Sunoco LP的LIFO燃料库存所产生的任何重大收入。在截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月中，该合伙企业的产品销售成本包括有利的库存调整141百万美元和不利的库存调整为美元40分别为百万美元，与Sunoco LP的后进先出库存有关。在截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月中，该合作伙伴关系的产品销售成本包括有利的库存调整113百万美元和有利的库存调整81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
我们的大宗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” 来确定受公允价值衡量的资产和负债的公允价值。第一级输入是活跃市场中相同资产和负债的可观察报价。我们考虑通过清算交易的有价证券和大宗商品衍生品的估值

14
目录
经纪商将相应交易所的公布价格作为1级估值。第 2 级输入是相似资产和负债的可观测输入。我们将直接与第三方签订的场外大宗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的交易所报价的。此外，我们认为通过清算经纪人交易的期权具有2级输入，这是因为这些合约在交易所交易的活跃程度。我们的利率衍生品所采用的估值方法不需要进行实质性判断，这些投入是从活跃报价的公开市场中观察到的，因此被归类为第二级。3 级输入不可观察。在截至2023年9月30日的九个月中， 不转账是在公允价值层次结构中的任何级别之间进行的。
下表汇总了截至2023年9月30日和2022年12月31日以公允价值计量和记录的经常性金融资产和负债的公允价值总额，这些公允价值是根据用于得出公允价值的输入得出的：
公允价值测量值位于
2023年9月30日
公允价值总计第 1 级第 2 级
资产：
利率衍生品
$14 $— $14 
大宗商品衍生品：
天然气：
基差互换 IFERC/NYMEX
$3 $3 $— 
Swing Swaps IFERC
4 4 — 
固定掉期/期货
28 28 — 
远期实物合约
3 — 3 
功率：
前锋
46 — 46 
期货
6 6 — 
NGL — 远期/互换
256 256 — 
成品油—期货
27 27 — 
原油 — 远期/掉期
32 32 — 
商品衍生品总额
405 356 49 
其他非流动资产
28 18 10 
总资产
$447 $374 $73 
负债：
大宗商品衍生品：
天然气：
基差互换 IFERC/NYMEX
$(10)$(10)$— 
Swing Swaps IFERC
(5)(5)— 
固定掉期/期货
(2)(2)— 
功率：
前锋
(45)— (45)
期货
(5)(5)— 
NGL — 远期/互换
(306)(306)— 
成品油—期货
(35)(35)— 
原油 — 远期/掉期
(41)(41)— 
商品衍生品总额
(449)(404)(45)
负债总额
$(449)$(404)$(45)

15
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9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44.60十亿和美元48.08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。

16
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
9月30日		九个月已结束
9月30日
2023202220232022
净收入 $1,047 $1,322 $3,727 $4,431 
减去：归属于非控股权益的净收益451 304 1,080 793 
减去：归属于可赎回非控股权益的净收益
12 12 39 37 
净收益，扣除非控股权益584 1,006 2,608 3,601 
减去：普通合伙人在净收入中的利息— 1 2 3 
减去：优先基金单位持有人在净收入中的利息118 106 340 317 
普通单位持有人在净收益中的权益$466 $899 $2,266 $3,281 
每个普通单位的基本收入：
加权平均常用单位3,144.0 3,087.6 3,122.3 3,085.6 
每个普通单位的基本收入$0.15 $0.29 $0.73 $1.06 
每普通单位摊薄收益：
普通单位持有人在净收益中的权益$466 $899 $2,266 $3,281 
子公司股权薪酬的摊薄效应 (1)
1 — 2 2 
归属于普通单位持有人的摊薄收益$465 $899 $2,264 $3,279 
加权平均常用单位3,144.0 3,087.6 3,122.3 3,085.6 
未归属的限制性单位奖励的稀释效应 (1)
23.7 21.0 23.6 20.8 
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3,167.7 3,108.6 3,145.9 3,106.4 
每普通单位摊薄收益$0.15 $0.29 $0.72 $1.06 
(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 11 月 1 日，合作伙伴兑换了美元600百万其本金总额 4.502023年11月1日到期的优先票据百分比，使用下段所述优先票据发行的收益。
2023 年 10 月，该合伙企业发行了 $1.00十亿本金总额 6.052026年到期的优先票据百分比，美元500百万本金总额为 6.102028 年到期的优先票据百分比，美元1.00十亿本金总额 6.402030 年到期的优先票据百分比和美元1.50十亿本金总额 6.55% 2033 年到期的优先票据。合伙企业打算将净收益用于为现有债务再融资，包括其五年信贷额度（定义见下文）下的借款以及用于普通合伙目的的借款。
2023 年第三季度，合作伙伴兑换了 $500百万其本金总额 4.202023年9月到期的优先票据百分比，使用其五年期信贷额度的收益。
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 4.252023年3月到期的优先票据百分比，使用其五年期信贷额度的收益。

17
目录
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。
Sunoco LP 优先票据发行
2023 年 9 月，Sunoco LP 发行了 $500百万本金总额为 7.002028年到期的优先票据百分比，以私募方式向符合条件的买家发放。此次发行的净收益用于偿还Sunoco LP在其信贷额度下的部分现有借款。
长期债务的当前到期日
截至2023年9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。
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9月30日，五年期信贷额度为美元2.85十亿美元的未偿借款，其中 $1.55十亿美元由商业票据组成。可供未来借款的金额为 $2.12十亿美元，扣除未付信用证金额32百万。截至2023年9月30日，未偿还总额的加权平均利率为 6.29%.
Sunoco LP 信贷额度
截至2023年9月30日，Sunoco LP的信贷额度为美元6.47 亿未偿借款和美元6百万张备用信用证，将于2027年4月到期。截至2023年9月30日，可供未来借款的金额为美元847百万。截至2023年9月30日，未偿还总额的加权平均利率为 7.34%.
USAC 信贷额度
截至2023年9月30日，USAC的信贷额度将于2026年12月到期，其信贷额度为美元813数百万笔未偿还的借款，没有未偿还的信用证。截至 2023 年 9 月 30 日，USAC 有 $787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434百万。截至2023年9月30日，未偿还总额的加权平均利率为 7.99%.
遵守我们的盟约
截至2023年9月30日，我们及其子公司遵守了与债务协议有关的所有要求、测试、限制和契约。在截至2023年9月30日的季度中，根据与我们的五年信贷额度相关的契约计算，我们的杠杆比率为 3.11x.
8.可赎回的非控股权益
合伙企业子公司的某些可赎回非控股权益作为夹层权益反映在合并资产负债表上。截至2023年9月30日和2022年12月31日，可赎回的非控股权益余额为美元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21截至 2023 年 9 月 30 日，百万美元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。

18
目录
9.公平
能量传递常用单位
在截至2023年9月30日的九个月中，能量传输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5.5 
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0.7 
截至2023年9月30日的普通单位数量3,145.1 
能源转移回购计划
在截至2023年9月30日的九个月中，Energy Transfer没有根据其当前的回购计划回购任何普通单位。截至2023年9月30日，美元880根据目前的计划，仍有数百万美元可供回购。
能源转移分配再投资计划
在截至2023年9月30日的九个月中，分配额为美元70在分销再投资计划下进行了数百万美元的再投资。截至 2023 年 9 月 30 日，共有 6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 
2023年9月30日2023年10月30日2023年11月20日0.3125 
能量传输首选单位
截至2023年9月30日和2022年12月31日，Energy Transfer的未偿优先单位包括 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。

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目录
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 
分发给合作伙伴(22)(20)(12)(8)(15)— — — (77)
净收入23 10 11 10 15 8 27 14 118 
余额，2023 年 9 月 30 日$948 $546 $440 $436 $786 $504 $1,515 $908 $6,083 
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 
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 9 月 30 日$943 $547 $440 $434 $786 $504 $1,515 $908 $6,077 
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(1)
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 — — — 
2023年9月30日2023年11月1日2023年11月15日24.672 — 0.6489 0.6622 0.475 33.750 35.625 32.500
(1)请参阅下方有关 A 系列、C 系列和 D 系列发行版的更多信息。
(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日起（但不包括2023年8月15日），A系列优先单位应计浮动分配利率，每个季度分配期定为美元的百分比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。2023年8月15日及之后，A系列优先单位的浮动分配利率以三个月的SOFR为基础，再加上期限利差调整为 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。

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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日开始（但不包括2023年8月15日），C系列优先单位按浮动分配利率计算，每个季度分配期定为美元的百分比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%。
在 2023 年 8 月 15 日之前，D 系列优先单位的分配按固定利率累计 7.625每年 $ 清算优先权的百分比25。2023 年 8 月 15 日及之后，D 系列优先单位累积浮动分配率，将每个季度分配期设定为美元的百分比25清算优先权等于三个月的SOFR，加上期限利差调整为 0.26161%，加上 4.738每年%。
B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
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 
2023年9月30日2023年10月30日2023年11月20日0.8420 
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 
2023年9月30日2023年10月23日2023年11月3日0.525 
USAC 的认股权证
截至2023年9月30日和2022年12月31日，美国民航局对购买权进行了认证 10,000,000USAC 普通单位，行使价为 $19.59每个单位都非常出色。2023年10月27日，此类认股权证由持有人全面行使。认股权证的行使将以大约净额结算 2,360,000USAC 常用单位。

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累计其他综合收益
下表列出了扣除税后AOCI的组成部分：
9月30日
2023		十二月三十一日
2022
可供出售证券的未实现收益$11 $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19 13 
扣除税款后的合伙人资本中包含的AOCI总额
$29 $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必须在联邦地方法院（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诉讼。2022年5月24日，联邦地方法院下令暂缓执行FERC的执法案和地方法院的案件，等待美国最高法院的两起未决案件得到解决。这些案件的辩论是在2022年11月7日听取的。2023年4月14日，美国最高法院在这两起案件中均对政府作出不利裁决，认定联邦地方法院有权审理这些诉讼并解决双方的宪法质疑。这些案件被发回联邦地方法院重审。
2023年9月13日，地方法院下令，在美国最高法院审理的另一起案件得到解决之前，将暂停地方法院的案件，FERC执法案将继续中止。Energy Transfer和Rover打算大力捍卫这一说法
Rover — FERC-塔斯卡拉瓦斯
2017年年中，FERC执法人员开始了一项非公开调查，调查有关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。Rover和合作伙伴关系正在配合调查。2019年，执法人员根据FERC法规第1b.19条向罗弗发出通知，表示执法人员打算建议FERC对Rover及其合作伙伴采取执法行动。2021 年 12 月 16 日，FERC 发布了一项命令，要求说明拟议处罚的原因和通知（案卷编号IN17-4-000），命令Rover和Energy Transfer说明为何不应认定他们违反了《天然气法》第7（e）条、FERC法规第157.20条和罗孚管道证书令，并评估了为数美元的民事罚款40百万。
Rover 和 Energy Transfer 于 2022 年 3 月 21 日对该命令作出答复，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 日对该命令做出了秘密答复。负责塔斯卡瓦斯河场地HDD运营的主要承包商（和其中一个分包商）已同意向Rover和Partnershiptners进行此类硬盘驱动器业务所造成的任何和所有损失，包括政府机构的任何罚款和处罚。鉴于诉讼阶段，合伙企业目前无法对潜在结果或潜在责任范围（如果有）进行评估；但是，合伙企业认为

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上述赔偿将适用于执法人员提出的处罚，旨在大力捍卫自己免受有关索赔。
FERC 的其他诉讼程序
根据2019年1月16日发布的命令，联邦选举委员会根据《天然气法》第5条启动了对潘汉德尔当时的费率的审查，以确定Panhandle收取的费率是否公正合理，并将此事提交听证。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节的诉讼。行政法法官的初步裁决于2021年3月26日发布，联邦选举委员会于2022年12月16日发布了关于初步裁决的命令。2023年1月17日，潘汉德尔和密歇根州公共服务委员会分别要求重审FERC关于初步决定的命令，但截至2023年2月17日，该命令被法律驳回。2023年3月23日，潘汉德尔就这些命令向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院（“上诉法院”）提出上诉，密歇根州公共服务委员会随后也对这些命令提出上诉。2023年4月25日，上诉法院合并了潘汉德尔和密歇根州公共服务委员会的上诉，暂停了联合上诉程序，而FERC进一步考虑了重审其2022年12月16日命令的请求。2023 年 9 月 25 日，FERC 发布命令，处理有关复审和合规的争论，该命令驳回了我们的复审请求。Panhandle正在评估9月25日的命令，从该日起有六十天的时间向上诉法院对该命令提出上诉。
2022年12月1日，Sea Robin根据《天然气法》第4条提起了费率诉讼。根据2023年6月29日的命令，该诉讼中通过了修订后的程序时间表，将听证会定于2024年1月9日开始，初步决定预计将在2024年5月21日之前作出。随后，根据代理首席行政法法官的命令，程序时间表的最后期限被延长，包括修改后的听证开始日期和初步裁决截止日期，分别延长至2024年3月26日和2024年8月8日。
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规定的统一账户体系会计要求以及FERC的6号表格报告要求的情况。2023 年 9 月收到一份审计报告，指出没有任何问题会对伙伴关系的财务状况或经营业绩产生重大影响。
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。
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。

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我们有某些不可取消的通行权（“ROW”）承诺，这些承诺需要定期付款，要么在我们选择的放弃时到期，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包含在运营费用中的ROW支出：
三个月已结束
9月30日		九个月已结束
9月30日
2023202220232022
ROW 开支
$20 $16 $46 $44 
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9月30日和2022年12月31日，应计金额约为美元947百万和美元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200百万。
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（“地区法院”）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。随后对该案进行了修正，对USACE颁发的地役权提出质疑，该地役权允许管道穿越密苏里河附近的USACE拥有的土地。Dakota Access 和 Cheyenne River Sioux Tribe（“CRST”）进行了干预。奥格拉拉苏族部落（“OST”）和扬克顿苏族部落（“YST”）分别提起的诉讼与该诉讼合并，几名部落成员进行了干预（SRST和CRST共同称为 “部落”）。在三月

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2020年25日，地方法院将案件发回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日之前关闭达科他通道管道并清空石油。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日的命令的行政暂停，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）批准暂缓执行地方法院命令中要求Dakota Access关闭管道并清空其石油的部分，（2）驳回了在上诉法院就是否需要USACE准备EIS的案情做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出缓解令的动议在此上诉过程中。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。
2023 年 9 月 8 日，USACE 发布了 EIS 草案。USACE预计，最终环境影响评估和决策记录将在2024年发布。在EIS完成之前，该管道将继续运营。Energy Transfer无法确定未来的诉讼何时或如何解决，也无法确定这些诉讼可能对由达科他通道和能源转移原油管道组成的巴肯管道产生的影响；但是，能源转移公司预计，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。
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，声称产品责任、滋扰、侵入、疏忽、违反环境法和/或欺骗性商业行为

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索赔。原告寻求追回补偿性损失，在某些情况下，还寻求自然资源赔偿、禁令救济、惩罚性赔偿和律师费。
截至2023年9月30日，Sunoco的被告是以下被告 二案件：一宗由马里兰州提起，一宗由宾夕法尼亚联邦提起。提起的诉讼还将ETO、ETP Holdco Corporation和Sunoco Partners Marketing & Terminals L.P.（现名为能源转移营销与终端有限责任公司）列为被告。ETP Holdco Corporation和能量转移营销与终端有限责任公司是能源转移的全资子公司。
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。能源转让被告于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白。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日提交了答复摘要。特拉华州最高法院于2023年7月12日听取了口头辩论。
2023年10月10日，特拉华州最高法院予以确认。2023 年 10 月 25 日，能源转让被告提出了重新辩论的动议。因此，在特拉华州最高法院对该动议作出裁决之前，该授权不会发布。

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一旦授权下达，先前暂停执行的判决金额约为美元617百万美元将生效，外加额外的判决后利息。
Rover-俄亥俄州
2017年11月3日，俄亥俄州和俄亥俄州环境保护局（“俄亥俄州环保局”）对罗弗和其他被告（统称为 “被告”）提起诉讼，要求追回据称拖欠的约260万美元的民事罚款以及与许可证合规相关的某些禁令救济。被告提出了几项驳回动议，所有罪状均获得批准。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，确认了初审法院的裁决。俄亥俄州环保局要求俄亥俄州最高法院进行复审。2020年4月22日，俄亥俄州最高法院批准了复审。2022 年 3 月 17 日，俄亥俄州最高法院部分撤销，发回俄亥俄州审判法院。俄亥俄州最高法院同意罗弗的观点，即俄亥俄州已经放弃了《清洁水法》第401条规定的权利，但将其发回初审法院，以确定是否有任何指控不在豁免范围之内。
在押候审期间，俄亥俄州环保局自愿解雇了其他五名被告中的四名，并驳回了对罗弗的一项指控。俄亥俄州环保局在其第四次修正申诉中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弗或其他人共同行动的段落。在2022年6月2日的情况会谈中，初审法官为罗弗和其他剩余被告制定了提出动议以驳回第四修正申诉的时间表。2022年8月1日，罗弗和其他剩余被告分别提出了各自的动议。有关这些动议的简报已于2022年11月4日完成。根据2023年10月20日发布的命令，初审法官驳回了俄亥俄州环保局的第四次修正申诉。
关于管道建设的单位持有人诉讼
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。
另一位据称是能源转移的单位持有人，阿勒格尼县雇员退休制度（“ACERS”）以个人名义并代表所有其他处境相似的人，根据联邦证券法，对能源转移和能源转账的三位董事：凯尔西·沃伦、约翰·麦克雷诺兹和托马斯·朗提起诉讼。参见 Allegheny County Emps。”Ret。Sys. v. Energy Transfer LP，案例编号 2:20-00200-GAM（E.D. Pa.）。2020年6月15日，宏碁提出了修正申诉，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。修正后的申诉主张有人违反《交易法》第10（b）和20（a）条以及据此颁布的第10b-5条，主要涉及宾夕法尼亚州管道建设的事项。2020年8月14日，被告提出动议，要求驳回宏碁的修正申诉。2021年4月6日，法院部分批准并部分驳回了被告的驳回动议。法院认为，宏碁可以继续就修正后的申诉中存在争议的某些陈述提出索赔，同时也可以驳回基于其他陈述的索赔。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。发现正在进行中。2022年8月23日，法院部分批准了宏碁的等级认证动议，部分驳回了该动议。法院认证的类别包括在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。
2022年6月3日，另一位据称是能源转移单位持有人的迈克·维加据称代表一个阶层对能源转移以及沃伦、朗、麦克雷和怀特赫斯特先生提起诉讼。见 Vega 诉 Energy Transfer LP 等人，案例编号 1:22-cv-4614（S.D.N.Y.）。该诉讼指控违反1934年《证券交易法》第10（b）条和第20（a）条以及据此颁布的第10b-5条，主要涉及与该法有关的声明

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Rover 的建造。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，并将该诉讼移交给了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的修正申诉。
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，ETMT也无法预测解决上诉所需的时间和费用。ETMT一直积极而勤奋地就该命令所依据的终局性问题提出上诉，并就修改动议的驳回向第十巡回法院提起上诉，试图就终局性作出裁决。上诉已得到充分通报，口头辩论于2023年3月21日举行。2023年8月3日，第十巡回法院作出了有利于ETMT的裁决，并认定地方法院的分配计划（这是最终判决的一部分）并未满足所有终局性要求。法院认为，地方法院滥用了自由裁量权，驳回了ETMT的第60（b）（6）条修改动议，并推翻并发回重审。该案现已回到初审法院，因此地方法院可以在判决中确定终局性要求。此外，ETMT要求并追回存放给计划管理人的资金；集体法律顾问没有反对该动议。
在2023年9月28日的状态听证会上，集体法律顾问表示，在作出最终判决之前，它将寻求额外的利息。地区法院要求就额外利益问题进行简报，并举行了听证会

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2023 年 10 月 17 日，进一步解决这个问题，并就是否应在判决总额中增加额外利息作出裁决。在听证会上，地方法院裁定应在法庭上判处额外利息 12从先前的不当判决之日起至2023年10月17日止的法定税率％。但是，法官公布了计划管理人持有Sunoco资金期间（2022年11月2日至2023年10月10日期间）的利息流向。根据该裁决，该集体计算得出大约 $23应在最终判决中增加百万美元的额外利息。2023 年 10 月 19 日，地方法院作出了新的最终判决，并附上了更正后的分配计划。双方同意，这项新作出的判决解决了终局问题，并将允许就案情向第十巡回法院提出上诉。加上额外利息，判给原告的总金额约为 $104百万美元的实际损失和 $75百万的惩罚性赔偿。Sunoco打算对整个判决提出上诉。
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，能源传输和ETC德州管道有限公司（“ETC”，连同能源传输公司，“原告”）对库尔伯森中游有限责任公司（“库尔伯森”）、库尔伯森中游股票有限责任公司（“库尔伯森股权”）和月塔资源收集有限责任公司（“月塔”）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（“绕过GGPA”），根据该协议，库尔伯森将从其专用区域收集天然气，并将所有承诺的天然气专门运送给ETC。2018年10月18日，能源转移和库尔伯森股权也与绕行GGPA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通过看跌期权购买各自在库尔伯森的权益。值得注意的是，期权协议只有在双方遵守Bypass GGPA的前提下才能执行。2022年3月下旬，Culberson Equity和Moontower向能源转移提交了一份看跌通知，要求能源转移以约1美元的价格收购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程序和结论的异议。
2022年10月6日，Culberson、Culberson Equity和Moontower提出了即决判决动议，但法院将对该动议的审议推迟到进一步的文件发现和证词之后。2022年12月7日，原告修改了申请，将月塔资源运营有限责任公司和威斯康星州月塔资源有限责任公司列为被告，并以欺诈性诱因对所有被告提起诉讼。
被告于2023年5月5日重新提交了最新的即决判决动议，要求对以下问题进行即决判决：（1）原告的违反合同和在无证据基础上的宣告性判决索赔；（2）原告在无证据基础上的欺诈和改变自我索赔；（3）原告的传统欺诈索赔。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。
2023年6月5日，被告律师通过一封信通知法院，被告将继续就原告违约和宣告性判决索赔提交无证据动议的日期，并指出此类申请将与关于同一主题的传统即决判决动议一起重新安排。为此，2023年7月17日，被告Culberson Midstream, LLC提出了对原告违约和宣告性判决索赔进行即决判决的传统动议，而被告Culberson Midstream Equity, LLC和Moontower Resources Gathering提出了对违反期权协议的部分即决判决动议。此外，2023年7月25日，被告提出传统和无证据动议，要求就损害赔偿和撤销作出简易判决。反过来，原告ETC Texas Pipeline, Ltd.于2023年7月28日提出了一项传统动议，要求对违约行为作出部分即决判决和宣告性判决。

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2023年9月20日，法院就各种即决判决动议进行了口头辩论。经过口头辩论，法院于2023年9月26日对每项动议作出裁决。法院驳回了被告要求就欺诈行为进行部分即决判决的传统动议、被告就原告的欺诈和改变自我索赔提出的无证据即决判决动议、被告要求就损害赔偿和撤销进行部分即决判决的传统动议，以及原告ETC Texas Pipeline, Ltd.要求对违约行为进行部分即决判决的传统动议。法院批准了Culberson Midstream, LLC要求驳回原告违约和宣告性判决索赔的部分即决判决的传统动议，以及Culberson Midstream Equity, LLC和Moontower Resources Gethering, LLC关于违反期权协议的部分即决判决的动议。
此事的发现已经结束。剩余问题的审判目前定于2024年6月18日进行。原告无法预测该诉讼的最终结果，也无法预测解决该诉讼所需的时间和费用。
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环境响应活动相关的百万律师费。MA AG要求DPU开始调查NEG收取和调节可收回的环境成本的情况，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）毕晓普、伦敦和多兹律师事务所收取并自2005年以来通过追回机制通过的律师费 MA AG认为，只有较低（即50％）的复苏水平才有资格。受访者坚持认为，按费率计算，这些成本可以通过根据环境修复调整条款计划向NEG客户收取的费率来收回。在受访者对申诉作出答复并于2011年提出驳回动议后，听证官推迟了对驳回动议的裁决，并发布了在发现纠纷得到解决之前暂缓发现的决定，该争议后来于2013年6月24日解除，允许该案继续进行。但是，近七年来，MA AG未能采取任何进一步措施来起诉其索赔。直到2022年2月，听证官否决了驳回动议，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（该时间表在2022年8月22日略有修改）。当事方参与了发现和准备预先存档的证词。受访者于2022年7月11日提交了预先提交的证词。MA AG分别于9月9日、9月12日和9月20日向受访者提出了三组发现请求，受访者及时回复了这些请求。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-客户特权保护作出裁决。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 甚至没有向受访者提供回应机会，就批准了 MA AG 暂缓执行程序的请求。因此，之前的所有截止日期（包括MA总检察长于2022年10月7日提交直接预先提交的证词的最后期限）目前均暂停有效。2023年10月18日，DPU发布了关于总检察长强制动议的命令，对MA AG于2013年提出的强制动议中最初提出的问题作出裁决。2023 年 10 月 18 日的命令指示 NEG 再次审查其编辑内容，如果发票已完全编辑或经过大量编辑，则在 30 天内提供更轻微的编辑版本。2023年10月18日的命令还规定，MDPU将在NEG遵守命令中的指令后的某个时候就此事制定新的程序时间表。受访者无法预测该监管程序的最终结果，也无法预测解决这些索赔所需的时间和费用；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、州和地方环境与安全法律和法规的约束，这些法律和法规要求支出确保合规，包括与运营设施的空气排放和废水排放、当前和以前的设施以及废物处置场所的修复有关的支出。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将来不会产生重大影响，也无法保证未来遵守现有、修订或新的法律要求不会对我们的业务和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括遵守环境法律和法规以及安全标准。不遵守这些法律和法规可能会导致对行政、民事和

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刑事处罚, 履行调查, 补救和纠正行动义务, 自然资源损失, 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累计和（或）单独披露。但是，我们可能会根据事实和情况的变化或预期结果的变化在解决特定应急金额之前修改应计金额。
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。
•对于已确定为潜在责任方（“PRP”）的场地的补救费用，该伙伴关系可能要承担连带责任。截至2023年9月30日，该伙伴关系被命名为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事项相关的应计负债金额，这些负债被认为是可能且可以合理估计的。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。除上述事项外，我们没有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问题。
9月30日
2023		十二月三十一日
2022
当前$44 $54 
非当前240 228 
环境负债总额
$284 $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。

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在截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月中，该合作伙伴关系录得了美元23百万和美元8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。
如果客户支付的对价先于合伙企业履行履约义务，则合伙企业确认合同责任。某些合同包含要求客户支付固定的最低费用的条款，但允许客户对未来某个时间点提供的服务收取此类费用。这些金额将反映为递延收入，直到客户将缺陷费用用于所提供的服务，或者由于合同期到期，可以收取的费用或由于容量限制而无法使用这些费用实际无法使用费用来支付未来的服务。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。

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目录
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794 
确认的收入(836)
余额，2023 年 9 月 30 日$573 
余额，2021 年 12 月 31 日$459 
增补815 
确认的收入(688)
其他(13)
余额，2022 年 9 月 30 日$573 
Sunoco LP的合同资产余额如下：
9月30日
2023		十二月三十一日
2022
合同资产
$239 $200 
与客户签订的合同产生的应收账款
1,079 834 
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9月30日，分配给未履行（或部分履行的）履约义务的交易价格总额为美元39.83十亿。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
预计将根据截至2023年9月30日与客户签订的合同确认收入$2,176 $7,345 $6,247 $24,062 $39,830 
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（被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。在对冲之初，我们通过在现货市场或淡旺季购买天然气并签订金融合同来锁定利润。远期天然气价格和实物库存现货价格之间的价差变化会导致未实现的收益或亏损，直到标的实物天然气被提取并获得相关的指定价格为止

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目录
衍生品已结算。一旦提取天然气并结算了指定的衍生品，与这些头寸相关的先前未实现的收益或亏损就会变现。
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9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
330 2023-2024145 2023
基差互换 IFERC/NYMEX (1)
(44,800)2023-2024(39,563)2023
功率（兆瓦）：
前锋171,600 2023-2029— 2023-2029
期货(74,391)2023-2024(21,384)2023
期权 — 看跌期权68,800 2023-2024119,200 2023
选项 — 通话— 2023-2024— —
（非交易）
天然气 (bBTU)：
基差互换 IFERC/NYMEX48,393 2023-202542,440 2023-2024
Swing Swaps IFERC(72,220)2023-2025(202,815)2023-2024
固定掉期/期货(4,803)2023-2025(15,758)2023-2025
远期实物合约(2,145)2023-20252,423 2023-2024
ngLs (mbbL) — 远期/互换(14,238)2023-20266,934 2023-2025
原油（mBBL）——远期/掉期
(7,660)2023-2025795 2023-2024
成品油 (mbBL) — 期货(5,751)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(43,745)2023-2024(37,448)2023
固定掉期/期货(43,745)2023-2024(37,448)2023
对冲物品—库存43,745 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
9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 
USAC：
2025 年 4 月(3)
支付3.785％的固定利率并获得浮动利率（2023年4月生效）700 — 
(1)浮动利率基于SOFR。
(2)2024年7月的利率互换已终止并于2023年8月结算。
(3)2023年10月，美国加州航空局修改了其2025年4月的利率互换。终止日期从2025年4月1日延长至2025年12月31日。根据修改后的利率互换，USAC支付的固定利率为 3.9725％，并继续获得与一个月SOFR挂钩的浮动利率补助金。
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
9月30日
2023		十二月三十一日
2022		9月30日
2023		十二月三十一日
2022
被指定为对冲工具的衍生品：
大宗商品衍生品-保证金存款$23 $87 $(7)$(7)
23 87 (7)(7)
未被指定为对冲工具的衍生品：
大宗商品衍生品-保证金存款311 506 (371)(411)
商品衍生品
71 95 (71)(108)
利率衍生品
14 — — (23)
396 601 (442)(542)
衍生品总数
$419 $688 $(449)$(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9月30日
2023		十二月三十一日
2022		9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）$14 $— $— $(23)
抵消协议中的衍生品：
场外交易合约
衍生资产（负债）
71 95 (71)(108)
经纪商清算的衍生品
其他流动资产（负债）
334 593 (378)(418)
衍生品总额
419 688 (449)(549)
抵消协议：
交易对手净额结算
衍生资产（负债）
(67)(85)67 85 
交易对手净额结算
其他流动资产（负债）
(303)(359)303 359 
净衍生品总额
$49 $244 $(79)$(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
9月30日		九个月已结束
9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
$4 $22 $(6)$50 
大宗商品衍生品-非交易
销售产品的成本
(166)186 (106)(6)
利率衍生品
利率衍生品的收益32 60 47 303 
总计
$(130)$268 $(65)$347 
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。
我们将分部调整后的息税折旧摊销前利润和合并后的调整后息税折旧摊销前利润作为衡量分部业绩的指标。我们将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定义为扣除利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目前的合伙企业总收益，例如非现金补偿支出、资产处置损益、施工期间使用的权益基金备抵额、大宗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、债务清偿亏损和其他非营业收入或支出项目，以及某些非经常性的收益和损失。排除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后进先出存货的成本或市场储备较低值的变化。这些金额是未实现的估值调整，适用于期末Sunoco LP库存中剩余的燃料量。
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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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
9月30日		九个月已结束
9月30日
2023202220232022
收入：
州内运输和储存：
来自外部客户的收入$880 $2,081 $2,424 $5,550 
细分市场间收入93 302 646 668 
973 2,383 3,070 6,218 
州际运输和储存：
来自外部客户的收入562 533 1,720 1,591 
细分市场间收入9 16 35 54 
571 549 1,755 1,645 
中游：
来自外部客户的收入775 1,115 2,370 3,399 
细分市场间收入2,002 3,756 5,629 10,447 
2,777 4,871 7,999 13,846 
液化天然气和成品油运输和服务：
来自外部客户的收入4,369 5,169 13,210 16,644 
细分市场间收入891 906 2,654 3,265 
5,260 6,075 15,864 19,909 
原油运输和服务：
来自外部客户的收入7,289 6,415 19,321 19,640 
细分市场间收入— 1 1 2 
7,289 6,416 19,322 19,642 
对 Sunoco LP 的投资：
来自外部客户的收入6,317 6,577 17,395 19,767 
细分市场间收入3 17 32 44 
6,320 6,594 17,427 19,811 
在 USAC 的投资：
来自外部客户的收入212 176 605 503 
细分市场间收入5 3 16 11 
217 179 621 514 
所有其他：
来自外部客户的收入335 873 1,009 2,281 
细分市场间收入109 211 378 480 
444 1,084 1,387 2,761 
淘汰(3,112)(5,212)(9,391)(14,971)
总收入$20,739 $22,939 $58,054 $69,375 

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目录
三个月已结束
9月30日		九个月已结束
9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$244 $301 $869 $963 
州际运输和储存491 409 1,468 1,259 
中游631 868 1,851 2,578 
液化天然气和成品油运输和服务1,076 634 2,852 2,097 
原油运输和服务706 461 1,906 1,616 
投资 Sunoco LP257 276 728 681 
投资USAC130 109 373 313 
所有其他6 30 49 149 
调整后的息税折旧摊销前利润（合并）$3,541 $3,088 $10,096 $9,656 
三个月已结束
9月30日		九个月已结束
9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$1,047 $1,322 $3,727 $4,431 
折旧、损耗和摊销1,107 1,030 3,227 3,104 
利息支出，扣除资本化利息632 577 1,892 1,714 
所得税支出77 82 256 159 
减值损失和其他1 86 12 386 
利率衍生品的收益(32)(60)(47)(303)
非现金补偿费用35 27 99 88 
商品风险管理活动的未实现（收益）损失107 (76)182 (130)
库存估值调整（Sunoco LP）(141)40 (113)(81)
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润182 147 514 409 
未合并关联公司的收益权益(103)(68)(286)(186)
与营业外诉讼相关的损失625 — 625 — 
其他，净额4 (19)8 65 
调整后的息税折旧摊销前利润（合并）$3,541 $3,088 $10,096 $9,656 

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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；（ii）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表年度报告中包含的合并财务报表和管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析。本讨论包括存在风险和不确定性的前瞻性陈述。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不同。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”，“第二部分——第1A项。我们于2023年8月3日向美国证券交易委员会提交的截至2023年6月30日的季度10-Q表季度报告以及本10-Q表季度报告中的 “风险因素”。“前瞻性陈述” 中讨论了有关前瞻性陈述的其他信息。
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
待收购克雷斯特伍德
2023年8月16日，合伙企业宣布签订最终合并协议，收购Crestwood Equity Partners LP（“Crestwood”）。根据合并协议的条款，Crestwood的普通单位持有人将为每个Crestwood普通单位获得2.07个能量转移普通单位。克雷斯特伍德拥有位于威利斯顿、特拉华州和波德河盆地的采集和加工资产。2023年10月30日，克雷斯特伍德的大多数单位持有人投票批准了合并。该交易预计将于2023年11月3日完成，但须遵守惯例成交条件。
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10月，Energy Transfer宣布，截至2023年9月30日的季度，能源转移普通单位的季度分配为每单位0.3125美元（按年计算为1.25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讨论了受监管实体税率中联邦所得税补贴的处理问题。FERC发布了经修订的所得税处理政策声明（“修订后的政策声明”），表示它将不再允许有限合伙企业在服务成本税率中收回所得税减免。FERC发布了修订后的政策声明，以回应美国哥伦比亚特区巡回上诉法院在联合航空诉FERC案中的重审，在该声明中，联邦竞争委员会没有理由得出结论，即以主有限合伙企业形式组建的管道不会 “双重收回” 其服务成本中的所得税补贴并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辩和提供证据支持，证明其有权获得所得税减免，也不能证明其收回的所得税补贴不能

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导致投资者的所得税成本双重收回。2020年7月31日，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院发表意见，维持FERC拒绝单独收回所得税补贴主有限合伙企业的裁决，以及其不要求主有限合伙企业退还累计递延所得税余额的决定。鉴于复审令澄清了个人实体有权为恢复所得税补贴进行辩论，以及法院随后提出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的政策对所得税处理对我们可以为FERC监管的运输服务收取的费率的影响。
即使不适用FERC的费率制定相关政策声明和规则制定，FERC或我们的托运人也可能会对我们收取的服务成本费率提出质疑。FERC制定公正合理的费率基于许多组成部分，包括投资回报率和税收相关部分，还有其他管道成本，这些成本将继续影响FERC确定公正合理的服务成本费率。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、折扣费率和基于市场的费率。我们的许多州际管道，例如老虎管道、中部大陆快速管道和费耶特维尔快车管道，已经就客户为支持管道建设而签订的长期合同商定的市场费率。其他系统，例如佛罗里达天然气输送管道、Transwestern和Panhandle，混合了费率、贴现率和协议费率协议。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的降低，我们根据基于服务成本的费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收入减少程度（如果有）将取决于对我们所有服务成本组成部分的详细审查，以及FERC或我们的托运人对我们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，根据《税法》和FERC的修订政策声明，制定了评估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，联邦选举委员会开始根据《天然气法》第5条对潘汉德尔当时的费率进行审查，以确定Panhandle收取的费率是否公正合理，并将此事提交听证。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节的诉讼。行政法法官的初步裁决于2021年3月26日发布，联邦选举委员会于2022年12月16日发布了关于初步裁决的命令。2023年1月17日，潘汉德尔和密歇根州公共服务委员会分别要求重审FERC关于初步决定的命令，但截至2023年2月17日，该命令被法律驳回。2023年3月23日，潘汉德尔就这些命令向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院（“上诉法院”）提出上诉，密歇根州公共服务委员会随后也对这些命令提出上诉。2023年4月25日，上诉法院合并了潘汉德尔和密歇根州公共服务委员会的上诉，暂停了联合上诉程序，而FERC进一步考虑了重审其2022年12月16日命令的请求。2023 年 9 月 25 日，FERC 发布命令，处理有关复审和合规的争论，该命令驳回了我们的复审请求。Panhandle正在评估9月25日的命令，从该日起有六十天的时间向上诉法院对该命令提出上诉。
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。

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州际公共承运人法规
根据《州际商业法》（“ICA”），在州际商业中运输的液体管道作为普通承运人受到FERC的监管。根据ICA，FERC使用指数化费率方法，与目前一样，该方法允许普通航空公司在规定的上限范围内更改费率，该上限与制成品生产者价格指数（PPI-FG）的变化挂钩。许多现有管道每年都使用FERC液体指数来更改运输费率。指数化方法适用于现有利率，但不包括基于市场的利率。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，设立了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，在自2021年7月1日起至2026年6月30日止的五年期内，允许受FERC监管的收取指数费率的液体管道每年调整其指数上限，调整幅度为PPI-FG减去0.21％。FERC指示液体管道根据新的指数水平重新计算其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命令此类输油管道降低费率，使其符合重新计算的上限水平，将于2022年3月1日生效。一些政党要求与FERC重审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个上风州的发电厂和其他工业设施的氮氧化物污染，美国环保局认为，这些污染导致了国家环境空气质量标准（NAAQS）未能达到，并干扰了下风州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行业的规范性排放标准，包括用于天然气管道运输的某些新的和现有的一定尺寸的内燃机。EPA的最终规则将于2023年8月4日生效，规定的排放标准计划于2026年生效；但是，在伙伴关系范围内的九个州中，该规则的有效性目前在六个州暂停，还有待其他三个州的暂缓执行决定。此外，其他运营商和行业团体也在哥伦比亚特区巡回法院对该计划提出了质疑。尽管中止令被拒绝，但随后立即向美国最高法院提交了紧急中止申请，该申请仍在审理中。该伙伴关系目前估计，最终规则将要求在其州际和州内天然气运输和储存业务中改装或更换约240台发动机。该伙伴关系参与了在其足迹范围内受影响的九个州对该计划的实施提出质疑。遵守该计划（如果未暂停实施或以其他方式推迟）仍将需要大量资本支出，这可能会对我们的未来业务产生不利影响。但是，目前，我们仍在评估该规则的潜在成本，鉴于各州、华盛顿特区巡回法院和美国最高法院对该计划提出的多项法律质疑所带来的不确定性，我们无法确定地预测合伙计划的最终合规成本可能是多少。有关2015年臭氧NAAQS相关监管发展将如何影响我们的运营的更多信息，请参阅 “项目1。业务 — 法规 — 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与安全法律和法规的约束，可能导致我们承担巨额成本和责任” 的风险因素。风险因素——与合伙企业业务相关的风险——监管事项” 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
我们将分部调整后的息税折旧摊销前利润和合并后的调整后息税折旧摊销前利润作为衡量分部业绩的指标。我们将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定义为扣除利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目（例如非现金薪酬支出、损益）前的合伙企业总收益

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资产处置、施工期间使用的权益资金备抵金、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损失，以及某些非经常性损益。排除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后进先出存货的成本或市场储备较低值的变化。这些金额是未实现的估值调整，适用于期末Sunoco LP库存中剩余的燃料量。
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中的权益时使用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和合并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。应相应地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
9月30日		九个月已结束
9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$244 $301 $(57)$869 $963 $(94)
州际运输和储存491 409 82 1,468 1,259 209 
中游631 868 (237)1,851 2,578 (727)
液化天然气和成品油运输和服务1,076 634 442 2,852 2,097 755 
原油运输和服务706 461 245 1,906 1,616 290 
投资 Sunoco LP257 276 (19)728 681 47 
投资USAC130 109 21 373 313 60 
所有其他6 30 (24)49 149 (100)
调整后的息税折旧摊销前利润（合并）$3,541 $3,088 $453 $10,096 $9,656 $440 

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三个月已结束
9月30日		九个月已结束
9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$1,047 $1,322 $(275)$3,727 $4,431 $(704)
折旧、损耗和摊销1,107 1,030 77 3,227 3,104 123 
利息支出，扣除资本化利息632 577 55 1,892 1,714 178 
所得税支出77 82 (5)256 159 97 
减值损失和其他1 86 (85)12 386 (374)
利率衍生品的收益(32)(60)28 (47)(303)256 
非现金补偿费用35 27 8 99 88 11 
商品风险管理活动的未实现（收益）损失107 (76)183 182 (130)312 
库存估值调整（Sunoco LP）(141)40 (181)(113)(81)(32)
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润182 147 35 514 409 105 
未合并关联公司的收益权益(103)(68)(35)(286)(186)(100)
与营业外诉讼相关的损失625 — 625 625 — 625 
其他，净额4 (19)23 8 65 (57)
调整后的息税折旧摊销前利润（合并）$3,541 $3,088 $453 $10,096 $9,656 $440 
净收入。 在截至2023年9月30日的三个月和九个月中，与去年同期相比，净收入 下降 2.75 亿美元和 7.04 亿美元，分别占大约 21% 和 16%。在三个月和九个月期间，净收入都受到2023年第三季度6.25亿美元非经营诉讼相关亏损的确认以及利率衍生品收益减少以及折旧、损耗和摊销增加的重大影响；下文将进一步讨论所有这些项目。 前一时期确认的减值损失的影响部分抵消了这些减少的影响；下文还将进一步讨论这些减值。 净收入的变化还反映了调整后息税折旧摊销前利润的变化，下文对此进行了总结，并在 “分部经营业绩” 中进行了更详细的讨论。
调整后的息税折旧摊销前利润（合并）。在截至2023年9月30日的三个月和九个月中，与去年同期相比，调整后的息税折旧摊销前利润分别增加了4.53亿美元和4.4亿美元，这主要是受液化天然气和成品油运输和服务板块以及原油运输和服务板块增长的推动，但部分被中游细分市场不利的天然气和液化天然气价格的影响所抵消。其他多个细分市场调整后息税折旧摊销前利润的增加部分抵消了中游板块调整后息税折旧摊销前利润的下降。
有关截至2023年9月30日的三个月和九个月中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。截至2023年9月30日的三个月和九个月中，与去年同期相比，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9月30日的三个月和九个月中，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9月30日的三个月中，与去年同期相比，所得税支出有所减少，这是由于前一时期与出售加拿大能源转移相关的税收支出增加。在截至2023年9月30日的九个月中，与去年同期相比，由于合伙企业合并子公司的收益增加，所得税支出有所增加。

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减值损失及其他。 在截至2023年9月30日的三个月中，减值损失和其他损失包括USAC确认的与其压缩设备相关的总额为100万美元。在截至2023年9月30日的九个月中，减值损失和其他损失包括USAC确认的与其压缩设备相关的总额为1200万美元。
在截至2022年9月30日的三个月中，减值损失和其他损失包括加拿大能源转运公司分拆产生的8500万美元亏损，该亏损是在2022年8月完成出售时记录的。截至2022年9月30日的九个月金额还包括与加拿大能源转运公司于2022年3月记录的资产相关的3亿美元减值，其基础是预期出售这些资产的预期收益。截至2022年9月30日的三个月和九个月中，剩余的减值损失和其他损失来自USAC对其压缩设备相关的减值损失的确认。
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。库存估值调整表示对Sunoco LP库存采用后进先出法降低成本或市场储备的变化。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9月30日的三个月中，燃油价格的上涨使该期间成本或市场储备要求的较低值净减少了1.41亿美元，对净收入产生了有利影响。在截至2022年9月30日的三个月中，燃油价格的下跌使该期间成本或市场储备要求的较低值净增加了4000万美元，对净收入造成了不利影响。在截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月中，燃油价格的上涨使该期间成本或市场储备要求的较低额分别减少了1.13亿美元和8100万美元，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。
与营业外诉讼相关的损失。在截至2023年9月30日的三个月和九个月中确认的非经营性诉讼相关亏损代表与威廉姆斯诉讼相关的估计或有损失，该损失在 “项目1” 中的合并财务报表附注10中进行了讨论。财务报表。”
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。

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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
9月30日		九个月已结束
9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$39 $36 $3 $110 $109 $1 
MEP21 (1)22 68 (7)75 
白崖2 — 2 5 1 4 
探险者10 8 2 27 17 10 
其他31 25 6 76 66 10 
未合并关联公司收益中的权益总额$103 $68 $35 $286 $186 $100 
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$86 $86 $— $250 $245 $5 
MEP30 8 22 94 19 75 
白崖7 5 2 19 15 4 
探险者16 12 4 42 28 14 
其他43 36 7 109 102 7 
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$182 $147 $35 $514 $409 $105 
从未合并关联公司收到的分配：
柑橘$53 $52 $1 $123 $133 $(10)
MEP25 4 21 89 14 75 
白崖7 5 2 18 15 3 
探险者10 6 4 29 20 9 
其他27 27 — 72 66 6 
从未合并关联公司收到的分配总额$122 $94 $28 $331 $248 $83 
(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。这些是未实现金额，包含在销售产品成本中，用于计算分部利润。这些金额不包含在分部调整后的息税折旧摊销前利润中；因此，将未实现亏损加回来，减去未实现收益以计算分部衡量标准。

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•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
9月30日		九个月已结束
9月30日		 
20232022改变20232022改变
运输的天然气 (bbtu/d)
15,123 14,878 245 15,011 14,565 446 
从储存天然气库存 (bBTU) 中提款— — — 8,400 21,858 (13,458)
收入
$973 $2,383 $(1,410)$3,070 $6,218 $(3,148)
销售产品的成本
664 1,994 (1,330)2,119 5,008 (2,889)
细分市场利润
309 389 (80)951 1,210 (259)
商品风险管理活动的未实现亏损14 12 2 144 17 127 
运营费用，不包括非现金薪酬支出
(71)(93)22 (207)(251)44 
销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用
(13)(12)(1)(38)(37)(1)
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润
6 5 1 19 18 1 
其他
(1)— (1)— 6 (6)
分部调整后的息税折旧摊销前
$244 $301 $(57)$869 $963 $(94)
音量。在截至2023年9月30日的三个月中，与去年同期相比，运输量增加的主要原因是我们德克萨斯州内资产的利用率提高。在截至2023年9月30日的九个月中，与去年同期相比，运输量增加的主要原因是启用俄克拉荷马州内输电系统和德克萨斯系统的利用率提高，以及海恩斯维尔页岩产量的提高。

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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
9月30日		九个月已结束
9月30日		 
20232022改变20232022改变
交通费
$211 $202 $9 $636 $613 $23 
天然气销售及其他（不包括未实现的损益）
65 139 (74)311 423 (112)
剩余燃料收入（不包括未实现的损益）
19 59 (40)49 150 (101)
仓储利润率（不包括未实现损益和公允价值库存调整）28 — 28 99 40 59 
商品风险管理活动和公允价值库存调整的未实现亏损(14)(11)(3)(144)(16)(128)
分部利润总额
$309 $389 $(80)$951 $1,210 $(259)
分部调整后的息税折旧摊销前利润 在截至2023年9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板块相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所下降：
•已实现的天然气销售额和其他销售额减少了7,400万美元，这主要是由于管道优化程度降低；以及
•与天然气价格下跌有关的留存燃料收入减少了4,000万美元；部分抵消了
•存储利润增加了2,800万美元，这主要是由于有利的存储优化；
•运营费用减少了2,200万美元，这主要是由于天然气价格下跌导致燃料消耗成本减少了2,100万美元，而公用事业价格降低则减少了200万美元；以及
•运输费增加了900万美元，这主要是由于我们的德克萨斯州系统和海恩斯维尔资产签订了新合同。
分部调整后的息税折旧摊销前利润 在截至2023年9月30日的九个月中，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板块相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所下降：
•已实现的天然气销售额和其他销售额减少了1.12亿美元，这主要是由于管道优化程度降低；以及
•与天然气价格下跌有关的留存燃料收入减少了1.01亿美元；部分抵消了
•存储利润增加了5900万美元，这主要是由于更高的存储优化；
•运营费用减少了4,400万美元，这主要是由于天然气价格下跌导致燃料消耗成本减少了5,300万美元，但部分被最近收购的资产增加的400万美元、从价税增加200万美元和员工成本增加300万美元所抵消；以及
•运输费增加了2,300万美元，这主要是由于我们的德克萨斯州系统和海恩斯维尔资产签订了新合同。

49
目录
州际运输和储存
三个月已结束
9月30日		九个月已结束
9月30日
20232022改变20232022改变
运输的天然气 (bbtu/d)16,237 14,157 2,080 16,424 14,359 2,065 
天然气已售出 (bbtu/d)40 28 12 27 30 (3)
收入$571 $549 $22 $1,755 $1,645 $110 
销售产品的成本2 3 (1)5 24 (19)
细分市场利润569 546 23 1,750 1,621 129 
运营费用，不包括非现金薪酬、摊销和增值费用(178)(219)41 (567)(590)23 
销售、一般和管理费用，不包括非现金薪酬、摊销和增值费用(30)(37)7 (89)(100)11 
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润129 106 23 374 293 81 
其他1 13 (12)— 35 (35)
分部调整后的息税折旧摊销前$491 $409 $82 $1,468 $1,259 $209 
卷。在截至2023年9月30日的三个月和九个月中，运输量与去年同期相比有所增加，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、Rover、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9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2,300万美元，这主要是由于我们的Gulf Run系统于2022年12月投入使用，增加了4,400万美元，以及由于合同量增加和可中断利用率的提高，我们的几条州际管道的运输收入增加了2,800万美元。这些增长被FERC在费率范围内下达的订单导致的Panhandle系统费率下降的2,300万美元以及主要由于价格下跌导致的运营天然气销售减少而减少的2,700万美元部分抵消；
•运营费用减少了4,100万美元，这主要是由于系统气体的重估减少了；
•销售、一般和管理费用减少了700万美元，这主要是由于员工相关成本和专业费用降低；以及
•与未合并子公司相关的调整后息税折旧摊销前利润增加了2,300万美元，这主要是由于我们的Midcontinent Express Pipeline合资企业由于以更高的利率出售产能而增加；部分抵消了这一点
•其他项目减少了1,200万美元，这主要是由于在前一时期确认了与托运人破产有关的款项。
在截至2023年9月30日的九个月中，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1.29亿美元，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9,700万美元，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4900万美元，与托运人破产相关的增长了1,800万美元，停车和仓储收入增加了1300万美元，可中断利用率增加了500万美元。这些增长被价格下跌导致的运营天然气销售减少2200万美元、FERC在费率范围内下达订单导致的Panhandle系统费率降低而减少的2,300万美元以及价格下跌导致液体收入减少800万美元所部分抵消；
•运营费用减少了2,300万美元，这主要是由于系统气体重估减少了4,600万美元，但部分被2022年12月我们的Gulf Run系统投入使用的1,900万美元增量支出所抵消；

50
目录
•销售、一般和管理费用减少了1100万美元，这主要是由于专业费用和员工相关成本的降低；以及
•与未合并子公司相关的调整后息税折旧摊销前利润增加了8100万美元，这主要是由于我们的Midcontinent Express Pipeline合资企业增加了7,500万美元，这是由于以更高的费率出售产能导致收入增加，我们的东南供应头合资企业增加了500万美元；部分抵消了这一点
•其他项目减少了3,500万美元，这主要是由于前一时期确认了与托运人破产有关的某些款项。
中游
三个月已结束
9月30日		九个月已结束
9月30日
20232022改变20232022改变
收集的体积 (bbtu/d)
19,825 19,107 718 19,808 18,264 1,544 
生产的液化天然气 (mbbls/d)
869 814 55 848 795 53 
股票 NGL (mbbls/d)
42 43 (1)41 44 (3)
收入
$2,777 $4,871 $(2,094)$7,999 $13,846 $(5,847)
销售产品的成本
1,808 3,678 (1,870)5,124 10,418 (5,294)
细分市场利润
969 1,193 (224)2,875 3,428 (553)
运营费用，不包括非现金薪酬支出
(294)(275)(19)(890)(768)(122)
销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用
(50)(55)5 (152)(140)(12)
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润
5 5 — 14 20 (6)
其他
1 — 1 4 38 (34)
分部调整后的息税折旧摊销前
$631 $868 $(237)$1,851 $2,578 $(727)
卷。在截至2023年9月30日的三个月和九个月中，与去年同期相比，销量增加和液化天然气产量增长的主要原因是大多数地区的生产者活动增加。
分部利润。下表显示了我们中游板块利润率的组成部分。在截至2022年9月30日的三个月和九个月中，对先前报告的收费和非收费利润率进行了调整，以反映为符合本期列报而对某些金额的重新分类；这些变化并未影响分部总利润率。
三个月已结束
9月30日		九个月已结束
9月30日
20232022改变20232022改变
收集和处理收费收入$772 $772 $— $2,299 $2,175 $124 
非收费合约和处理（不包括未实现的损益）197 421 (224)576 1,253 (677)
分部利润总额$969 $1,193 $(224)$2,875 $3,428 $(553)
分部调整后的息税折旧摊销前利润 在截至2023年9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：
•由于天然气价格下降至1.57亿美元，液化天然气价格下降至6,800万美元，非收费利润率减少了2.24亿美元；以及
•运营费用增加了1,900万美元，原因是员工成本增加了900万美元，维护、维修和项目增加了700万美元，包括卡车运输和压缩需求以及定价上涨，以及增长和收购导致的从价税增加了600万美元；部分抵消了这一点

51
目录
•销售、一般和管理费用减少了500万美元，这主要是由于保险成本降低。
在截至2023年9月30日的九个月中，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：
•由于天然气价格下降了4.2亿美元，液化天然气价格下降了2.71亿美元，非收费利润率减少了6.91亿美元；
•运营费用增加了1.22亿美元，这是由于服务和材料（包括维修、合规和定价）增加了4,400万美元，员工成本增加了2,900万美元，收购伍德福德快车和我们的新工厂上线增加了1,700万美元，卡车运输和租赁定价和使用量增加了1,300万美元，从价税增加了1000万美元，环境保护区增加了600万美元；
•销售、一般和管理费用增加了1200万美元，这主要是由于公司拨款和法律费用增加；
•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
•其他项目减少3 400万美元，这主要是由于前一时期变现了与托运人破产有关的某些款项；部分抵消了
•由于二叠纪和南德克萨斯地区的加工量增加，非收费利润率增加了1400万美元；以及
•由于2022年9月对伍德福德快车的收购，以及所有地区的生产者活动的增加，收费利润率增加了1.24亿美元。
液化天然气和成品油运输和服务
三个月已结束
9月30日		九个月已结束
9月30日
20232022改变20232022改变
液化天然气运输量 (mbbls/d)2,161 1,892 269 2,101 1,852 249 
成品油运输量 (mbbls/d)551 543 8 535 522 13 
液化天然气和成品油终端容量 (mbbls/d)1,475 1,287 188 1,425 1,265 160 
液化天然气分馏量 (mbbls/d)1,029 940 89 985 895 90 
收入$5,260 $6,075 $(815)$15,864 $19,909 $(4,045)
销售产品的成本4,034 5,044 (1,010)12,365 16,921 (4,556)
细分市场利润1,226 1,031 195 3,499 2,988 511 
商品风险管理活动的未实现（收益）损失84 (126)210 34 (158)192 
运营费用，不包括非现金薪酬支出(235)(265)30 (667)(708)41 
销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用(33)(33)— (106)(96)(10)
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润34 27 7 92 71 21 
分部调整后的息税折旧摊销前$1,076 $634 $442 $2,852 $2,097 $755 
卷。在截至2023年9月30日的三个月和九个月中，液化天然气的运输量和码头量与去年同期相比有所增加，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输量增加。
运输量的增加以及第八台分馏塔于2023年8月投入使用，也使我们在德克萨斯州蒙特贝尔维尤分馏厂在截至2023年9月30日的三个月和九个月中分馏厂的分馏量与去年同期相比有所增加。

52
目录
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
9月30日		九个月已结束
9月30日
20232022改变20232022改变
运输利润$639 $553 $86 $1,778 $1,552 $226 
分馏塔和炼油厂服务利润率251 227 24 647 627 20 
终端服务利润率235 179 56 664 521 143 
存储空间78 72 6 232 211 21 
营销利润107 (126)233 212 (81)293 
商品风险管理活动的未实现收益（亏损）(84)126 (210)(34)158 (192)
分部利润总额$1,226 $1,031 $195 $3,499 $2,988 $511 
分部调整后的息税折旧摊销前利润 在截至2023年9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：
•营销利润率增加了2.33亿美元（不包括大宗商品风险管理活动的未实现损益），这主要是由于与2022年期间该活动的亏损相比，对冲液化天然气和成品油库存的优化在2023年期间产生的收益。M营销利润率还受益于700万美元的分段间收费，这些费用在我们的运输利润率中完全抵消；
•增加了 8600 万美元运输利润率主要是由于德克萨斯州管道系统的y级吞吐量提高和合同费率提高而增加了4100万美元，由于Mariner East管道系统的吞吐量增加而增加了2600万美元，进入荷兰码头的出口量增加了1500万美元，精炼产品管道吞吐量提高和合同费率提高增加了1300万美元，Mariner West管道的吞吐量提高增加了200万美元。这些增长被700万美元和600万美元的分段内费用部分抵消，这两笔费用分别在我们的营销和分割利润率中被完全抵消；
•增加了 5600 万美元码头服务利润率主要归因于合同费率上涨和吞吐量增加使我们的马库斯胡克码头增加了3,400万美元，荷兰码头装载的出口量增加增加了1,800万美元，鹰角码头的储罐租赁增加了300万美元；
•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的降低；
•增加了 2,400 万美元由于产量增加导致分馏厂和炼油厂服务利润率增加了1700万美元，600万美元的分段内费用被我们的运输利润率完全抵消，更有利的定价环境影响了我们的炼油服务业务，增加了200万美元；
•增加了 700 万美元与未合并子公司相关的调整后息税折旧摊销前利润主要是由于某些合资渠道的交易量增加；以及
•增加了 600 万美元存储利润率主要是由于出口量产生的费用增加了1000万美元。与洞穴开采时间相比减少了300万美元，部分抵消了这一增长。
在截至2023年9月30日的九个月中，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：
•增加销售利润率为2.93亿美元（不包括大宗商品风险管理活动的未实现损益），这主要是由于与2022年期间该活动的亏损相比，对冲液化天然气和成品油库存的优化在2023年期间的收益有所增加。营销利润率还受益于1,900万美元的分段间收费，这些费用在我们的运输利润率中完全抵消；
•运输利润率增加了2.26亿美元，这主要是由于年级增长导致1.17亿美元增长我们的德克萨斯州管道系统的粗糙度和合同费率上调，增加了7100万美元 这是由于我们的Mariner East管道系统的吞吐量增加，出口量的增加增加了3,300万美元 向我们的荷兰码头注资，由于我们精炼产品的吞吐量提高和合同费率的提高，增加了1500万美元

53
目录
管道，比我们东北地区管道的第三方补贴时间增加了1300万美元，而Mariner West管道的吞吐量提高增加了900万美元。这些增长被1,900万美元和1,200万美元的分段内费用部分抵消，这两笔费用分别在我们的营销和分割利润率中被完全抵消；
•增加了 1.43 亿美元码头服务利润率主要归因于合同费率上涨和吞吐量提高使我们的Marcus Hook码头增加了8900万美元，荷兰码头装载的出口量增加增加了4,800万美元，主要来自精炼产品营销终端吞吐量的提高，增加了600万美元；
•减少了 4100 万美元运营支出主要是由于降低电价节省了7,000万美元，但部分被员工成本增加的1,500万美元以及材料成本以及合同和维护劳动力的900万美元增加所抵消；
•增加了 2100 万美元存储利润主要来自出口量产生的费用；
•增加了 2100 万美元由于某些合资管道的交易量增加，与未合并的子公司相关的调整后息税折旧摊销前利润；以及
•增加了 2,000 万美元分馏厂和炼油厂服务利润率的主要原因是销量增加导致了1,900万美元的增长，以及1200万美元的分段内费用，这完全被我们的运输利润率所抵消。这些增长被影响炼油服务业务的不利定价环境造成的1,100万美元减少部分抵消；部分抵消了这些增长
•增加了 1000 万美元销售、一般和管理费用主要是由于管理费用增加了700万美元，保险成本增加了300万美元。
原油运输和服务
三个月已结束
9月30日		九个月已结束
9月30日
20232022改变20232022改变
原油运输量 (mbbls/d)5,640 4,575 1,065 5,056 4,369 687 
原油终端容量（mbbls/d）3,548 3,088 460 3,359 2,974 385 
收入$7,289 $6,416 $873 $19,322 $19,642 $(320)
销售产品的成本6,392 5,627 765 16,858 17,347 (489)
细分市场利润897 789 108 2,464 2,295 169 
商品风险管理活动的未实现（收益）损失14 2 12 26 (4)30 
运营费用，不包括非现金薪酬支出(183)(176)(7)(508)(467)(41)
销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用(29)(155)126 (90)(212)122 
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润6 1 5 12 3 9 
其他
1 — 1 2 1 1 
分部调整后的息税折旧摊销前$706 $461 $245 $1,906 $1,616 $290 
卷。在截至2023年9月30日的三个月和九个月中，与去年同期相比，由于二叠纪原油产量增加、采集量增加以及2023年收购资产的贡献，我们的德克萨斯管道系统的原油运输量有所增加。受巴肯原油产量持续增长的推动，我们的巴肯管道的产量也有所增加。由于墨西哥湾沿岸炼油厂需求持续强劲，在截至2023年9月30日的九个月中，我们的河口大桥管道的产量有所增加，而在截至2023年9月30日的三个月中，产量相对稳定。由于二叠纪和巴肯产量的增长、墨西哥湾沿岸炼油厂利用率的提高以及2023年收购的资产的贡献，原油码头的产量增加。

54
目录
分部调整后的息税折旧摊销前利润 在截至2023年9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1.2亿美元（不包括大宗商品风险管理活动的未实现损益），这主要是由于最近收购的资产增加了8100万美元，巴肯管道的销量增加增加了3,600万美元，德克萨斯州原油管道系统的产量增加增加了3,300万美元，但由于前一时期石油收益销售时机导致墨西哥湾沿岸码头减少了2,000万美元，以及减少了900万美元，部分抵消了这一点来自我们的原油收购和营销业务主要归因于降低成品油的销售利润率，以及因运输量增加而支付的加盟费增加；
•销售、一般和管理费用减少了1.26亿美元，这主要是由于前一时期与法律事务有关的费用；以及
•由于收购了资产，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500万美元；部分抵消了
•运营费用增加了700万美元，这主要是由于收购的资产增加了2100万美元，但部分被从价税减少的900万美元所抵消。
在截至2023年9月30日的九个月中，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1.99亿美元（不包括大宗商品风险管理活动的未实现损益），这主要是由于最近收购的资产增加了1.31亿美元，巴肯管道的销量增加增加了8500万美元，德克萨斯州原油管道系统的销量增加增加了6500万美元，但部分被原油收购和营销业务减少的1亿美元所抵消，这主要是由于成品油销售利润率下降以及由于上涨而支付的加盟费用增加运输量；
•销售、一般和管理费用减少了1.22亿美元，这主要是由于前一时期与法律事务有关的费用；以及
•由于收购了资产，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900万美元；部分抵消了
•运营费用增加了4,100万美元，这主要是由于收购的资产增加了3,700万美元。
投资 Sunoco LP
三个月已结束
9月30日		九个月已结束
9月30日
20232022改变20232022改变
收入$6,320 $6,594 $(274)$17,427 $19,811 $(2,384)
销售产品的成本5,793 6,261 (468)16,211 18,703 (2,492)
细分市场利润527 333 194 1,216 1,108 108 
商品风险管理活动的未实现（收益）损失(1)23 (24)(11)3 (14)
运营费用，不包括非现金薪酬支出(110)(98)(12)(310)(293)(17)
销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用(28)(29)1 (83)(78)(5)
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润2 2 — 8 7 1 
库存估值调整(141)40 (181)(113)(81)(32)
其他8 5 3 21 15 6 
分部调整后的息税折旧摊销前$257 $276 $(19)$728 $681 $47 
对Sunoco LP板块的投资反映了Sunoco LP的合并业绩。

55
目录
分部调整后的息税折旧摊销前利润在截至2023年9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下降，这主要是由于以下因素的净影响：
•汽车燃料销售利润减少2,200万美元，这主要是由于每售出加仑的利润下降了7％，但销售的加仑量增加部分抵消了这一点；以及
•运营成本增加了1,100万美元，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混料加工和终端设施导致成本增加；部分抵消了这一点
•非机动燃料的销售和租赁利润增加了1200万美元，这主要是由于最近的收购增加了吞吐量和存储利润率，并增加了租金收入。
在截至2023年9月30日的九个月中，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，这主要是由于以下方面的净影响：
•汽车燃料销售毛利增加4,200万美元，这主要是由于加仑销量增加了6.9％；以及
•非机动燃料销售和租赁利润增加2,400万美元，这主要是由于最近的收购提高了吞吐量和存储利润率，以及租金收入的增加；部分抵消了
•运营成本增加了2,200万美元，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以及混料处理和终端设施导致成本增加。
投资USAC
三个月已结束
9月30日		九个月已结束
9月30日
20232022改变20232022改变
收入
$217 $179 $38 $621 $514 $107 
销售产品的成本
35 28 7 104 78 26 
细分市场利润
182 151 31 517 436 81 
运营费用，不包括非现金薪酬支出
(39)(31)(8)(107)(90)(17)
销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用
(13)(11)(2)(37)(33)(4)
分部调整后的息税折旧摊销前
$130 $109 $21 $373 $313 $60 
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9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3,100万美元，这主要是由于对压缩服务的需求增加，创收能力的提高，新部署和重新部署的压缩机组的利率提高以及现有客户合同的平均费率提高；部分抵消了这一点
•运营费用增加了800万美元，这主要是由于与创收能力增加相关的员工成本增加以及零件和服务成本的增加。
在截至2023年9月30日的九个月中，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8,100万美元，这主要是由于压缩服务需求增加，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利率提高以及现有客户合同的平均费率提高；部分抵消了这一点
•运营费用增加了1,700万美元，这主要是由于与创收能力增加相关的员工成本增加以及零件和服务成本的增加。

56
目录
所有其他
三个月已结束
9月30日		九个月已结束
9月30日
20232022改变20232022改变
收入$444 $1,084 $(640)$1,387 $2,761 $(1,374)
销售产品的成本457 1,052 (595)1,354 2,548 (1,194)
细分市场利润(13)32 (45)33 213 (180)
商品风险管理活动的未实现（收益）损失(4)13 (17)(11)12 (23)
运营费用，不包括非现金薪酬支出(8)(17)9 (18)(75)57 
销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用(13)(11)(2)(33)(44)11 
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润
2 2 — 3 3 — 
其他和淘汰42 11 31 75 40 35 
分部调整后的息税折旧摊销前$6 $30 $(24)$49 $149 $(100)
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9月30日的三个月中，与去年同期相比，与所有其他板块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年出售加拿大能源转移局，减少了1100万美元；
•由于电力交易市场条件不佳，减少了1000万美元；以及
•由于汽油价格下跌和竞争加剧，我们的双驱动压缩业务减少了700万美元；部分抵消了这一点
•由于我们压缩机业务的销售利润率增加，增加了500万美元。
在截至2023年9月30日的九个月中，与去年同期相比，与所有其他板块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年出售加拿大能源转移局，减少了8000万美元；
•由于汽油价格下降和竞争加剧，我们的双驱动压缩业务减少了1900万美元；以及
•由于波动性降低，电力交易市场条件不佳，减少了1,600万美元；部分抵消了
•由于我们压缩机业务的销售利润率增加，增加了2000万美元。
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。

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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 $30 $40 
州际运输和储存250 300 160 170 
中游825 850 245 255 
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175 200 130 135 
所有其他（包括淘汰）25 50 55 60 
资本支出总额
$1,900 $2,100 $740 $790 
该伙伴关系预计，其增长资本支出将在未来时期每年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2600万美元的维护资本支出，并花费2.7亿至2.8亿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9月30日的九个月相比之下，截至2022年9月30日的九个月为九个月。2023年经营活动提供的现金为82.6亿美元，而2022年为77.1亿美元，2023年的净收入为37.3亿美元，2022年的净收入为44.3亿美元。截至2023年9月30日的九个月中，净收入与经营活动提供的净现金之间的差额主要包括11.8亿美元的运营资产和负债净变动（扣除收购和资产剥离的影响）和总额为31.1亿美元的非现金项目。
2023年和2022年的非现金活动主要包括分别为32.3亿美元和31.0亿美元的折旧、损耗和摊销，分别为9,900万美元的非现金补偿支出和8,800万美元的有利库存

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目录
估值调整分别为1.13亿美元和8100万美元，递延所得税分别为1.87亿美元和1.58亿美元，减值损失和其他分别为1,200万美元和3.86亿美元。净收入还包括2023年和2022年未合并关联公司收益中的权益，分别为2.86亿美元和1.86亿美元。
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，这些现金分配被视为从累计收益中支付，2023年的分配额为2.86亿美元，2022年为1.82亿美元。
截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月，扣除资本化利息后的现金分别为15.4亿美元和14.8亿美元。截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月中，利息资本化分别为5,300万美元和8,400万美元。
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9月30日的九个月，而截至2022年9月30日的九个月为九个月。 2023年用于投资活动的现金为33.6亿美元，而2022年为30.8亿美元。2023年的总资本支出（不包括施工期间使用的股权基金补贴和扣除建筑成本补助金）为23.9亿美元，而2022年为24.4亿美元。下表提供了与我们的资本支出有关的更多细节。
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，从真力时能源收购了16个精炼产品终端。2022年，我们支付了4.85亿美元的现金收购了伍德福德快车有限责任公司，我们支付了3.25亿美元的现金收购了Caliche Coastal Holdings, LLC（后来更名为能源转移Spindletop LLC），Sunoco LP支付了款项 2.52 亿美元的现金与其收购混音处理和终端设施有关。2022年，我们通过出售加拿大能源转移公司的权益获得了3.02亿美元的现金。
以下是截至2023年9月30日的九个月按应计制计算的资本支出摘要（仅包括我们在合资企业中的比例份额，扣除建筑费用援助缴款）：
期内记录的资本支出
成长保养总计
州内运输和储存$47 $38 $85 
州际运输和储存172 111 283 
中游498 165 663 
液化天然气和成品油运输和服务399 89 488 
原油运输和服务69 98 167 
投资 Sunoco LP
95 37 132 
投资USAC185 19 204 
所有其他（包括淘汰）27 44 71 
资本支出总额$1,492 $601 $2,093 
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9月30日的九个月，而截至2022年9月30日的九个月为九个月。2023年用于融资活动的现金为46.4亿美元，而2022年为46.5亿美元。2023年，我们的债务水平净减少了1.83亿美元，而2022年的净减少了17.1亿美元。在2023年和2022年，我们分别支付了1200万美元和900万美元的债务发行成本。

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目录
在2023年和2022年，我们分别向合作伙伴支付了31.2亿美元和21.2亿美元的分配。在2023年和2022年，我们分别向非控股权益支付了12.9亿美元和11.8亿美元的分配。在2023年和2022年，我们在两个时期向可赎回的非控股权益支付了3,700万美元的分配。
在2023年和2022年，我们分别从非控股权益中获得了300万美元和4.04亿美元的现金出资。
债务描述
我们的未偿合并债务如下：
9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)
$37,043 $39,468 
五年期信贷额度(2)
2,847 793 
子公司债务：
Transwestern250 250 
巴肯项目高级笔记1,850 1,850 
Sunoco LP 优先票据和租赁相关债务(2)
3,194 2,694 
USAC 高级笔记1,475 1,475 
HFOTCO 免税债券(2)
— 225 
Sunoco LP 信贷额度(2)
647 900 
USAC 信贷额度
813 646 
其他长期债务29 3 
未摊销的净保费、折扣和公允价值调整145 183 
递延债务发行成本(212)(225)
债务总额48,081 48,262 
减去：长期债务的当前到期日(3)
1,006 2 
长期债务，减去当前到期日$47,075 $48,260 
(1)截至2023年9月30日，该余额包括2024年9月30日当天或之前到期的总本金43.1亿美元的优先票据，这些票据被归类为长期票据，因为管理层有意且有能力对借款进行长期再融资。
(2)请参阅下文 “近期交易” 下的更多信息。
(3)截至2023年9月30日，反映在合伙企业合并资产负债表上的长期债务的当前到期日包括巴肯管道实体发行的10亿美元优先票据，这些票据将于2024年4月到期。该合伙企业在巴肯管道实体的比例所有权为36.4％。
最近的交易
高级票据
2023年11月1日，合伙企业使用下段所述优先票据发行的收益赎回了2023年11月1日到期的4.50％优先票据的本金总额为6亿美元。
2023年10月，合伙企业发行了10亿美元的本金总额，即2026年到期的6.05％的优先票据，本金总额为5亿美元，占2028年到期的6.10％的优先票据，本金总额为10亿美元，2030年到期的6.40％的优先票据，本金总额为15亿美元，占2033年到期的6.55％的优先票据。合伙企业打算将净收益用于为现有债务再融资，包括其五年信贷额度（定义见下文）下的借款以及用于普通合伙目的的借款。
2023年第三季度，合伙企业使用其五年信贷额度的收益赎回了2023年9月到期的4.20％优先票据的本金总额为5亿美元。

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目录
在2023年第一季度，合伙企业使用其五年信贷额度的收益赎回了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10亿美元本金总额。
HFOTCO 债务
2023年5月，该合伙企业使用新的10年期免税债券为所有2.25亿美元的HFOTCO免税债券本金进行了再融资。这些新债券通过哈里斯县工业发展公司发行，属于能源转移债务，按4.05％的固定利率计息，并可在2033年强制赎回。赎回后，这些免税债券可以在2050年11月1日的最终到期日之前以不同的条件进行再销售。
Sunoco LP 优先票据发行
2023年9月，Sunoco LP以私募方式向符合条件的买家发行了本金总额为5亿美元、利率为7.00％的优先票据。此次发行的净收益用于偿还Sunoco LP在其信贷额度下的部分现有借款。
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9月30日，五年期信贷额度有28.5亿美元的未偿借款，其中15.47亿美元为商业票据。扣除3,200万美元的未偿信用证后，可供未来借款的金额为21.2亿美元。截至2023年9月30日，未偿还总额的加权平均利率为6.29％。
Sunoco LP 信贷额度
截至2023年9月30日，Sunoco LP的信贷额度有6.47亿美元的未偿借款和600万美元的备用信用证，将于2027年4月到期。截至2023年9月30日，可供未来借款的金额为8.47亿美元。截至2023年9月30日，未偿还总额的加权平均利率为7.34％。
USAC 信贷额度
截至2023年9月30日，USAC的信贷额度将于2026年12月到期，有8.13亿美元的未偿借款，没有未偿信用证。截至2023年9月30日，USAC的信贷额度下有7.87亿美元的可用贷款，并且在遵守适用的财务契约的前提下，可用借款能力为4.34亿美元。截至2023年9月30日，未偿还总额的加权平均利率为7.99％。
遵守我们的盟约
截至2023年9月30日，我们及其子公司遵守了与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。

61
目录
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 
2023年9月30日2023年10月30日2023年11月20日0.3125 
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(1)
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 — — — 
2023年9月30日2023年11月1日2023年11月15日24.672 — 0.6489 0.6622 0.4750 33.75 35.625 32.50 
(1)请参阅下方有关 A 系列、C 系列和 D 系列发行版的更多信息。
(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每年6.250％的固定利率累计，清算优先权1,000美元。从2023年2月15日开始（但不包括2023年8月15日），A系列优先单位应计浮动分配利率，将每个季度分配期设定为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日起，A系列优先单位的浮动分配利率以三个月的SOFR为基础，加上0.26161％的期限利差调整，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，如果我们的普通合伙人宣布从合法可用资金中扣除用于该用途的资金，则按季度拖欠一次。
2023年5月15日之前，C系列优先单位的分配按25美元清算优先权中每年7.375％的固定利率累计。从2023年5月15日开始（但不包括2023年8月15日），C系列优先单位应计浮动分配利率，将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以三个月的SOFR为基础，加上0.26161％的期限利差调整，加上每年4.530％。
2023年8月15日之前，D系列优先单位的分配按每年7.625％的固定利率累积，即25美元的清算优先权。2023年8月15日及之后，D系列优先单位应计浮动分配利率，将每个季度分配期设定为25美元清算优先权的百分比，等于三个月的SOFR，再加上0.26161％的期限利差调整，每年加上4.738％。
B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
E 系列首选单位2024年5月15日5.161 %0.26161 %三个月的 SOFR

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目录
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）。
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 
2023年9月30日2023年10月30日2023年11月20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 
2023年9月30日2023年10月23日2023年11月3日0.525 
关键会计估计
该合伙企业的关键会计估算已在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表格后，我们没有对涉及关键会计估算的会计政策进行任何修改。“项目1” 中包含的合并财务报表附注中讨论了任何相关估计金额的变化。财务报表”，载于这份10-Q表季度报告中。
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；

63
目录
•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；
•网络和恶意软件攻击的可能性；
•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；
•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；

64
目录
•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；
•我们须遵守的法律法规的变化，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；
•法律和行政诉讼的费用和影响；以及
•与可能未能成功合并我们的业务与Crestwood的业务相关的风险。
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。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”，“第二部分——第1A项。我们于2023年8月3日向美国证券交易委员会提交的截至2023年6月30日的季度10-Q表季度报告以及本10-Q表季度报告中的 “风险因素”。我们在本10-Q表季度报告中做出的任何前瞻性陈述仅基于我们目前获得的信息，仅代表截至发表之日的信息。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。

65
目录
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9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330 $— $— 145 $— $— 
基差互换 IFERC/NYMEX (1)
(44,800)(6)1 (39,563)54 3 
功率（兆瓦）：
前锋
171,600 1 — — 1 — 
期货
(74,391)1 — (21,384)— — 
期权 — 看跌期权
68,800 — — 119,200 — — 
（非交易）
天然气 (bBTU)：
基差互换 IFERC/NYMEX
48,393 (3)2 42,440 (41)4 
Swing Swaps IFERC
(72,220)(1)2 (202,815)63 7 
固定掉期/期货
(4,803)12 2 (15,758)51 7 
远期实物合约
(2,145)3 1 2,423 8 1 
ngLs (mbbL) — 远期/互换
(14,238)(50)60 6,934 (41)63 
原油（mBBL）——远期/掉期
(7,660)(9)54 795 26 22 
成品油 (mbBL) — 期货
(5,751)(8)62 (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
(43,745)2 1 (37,448)22 2 
固定掉期/期货
(43,745)14 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％

66
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9月30日，我们和我们的子公司有49.1亿美元的浮动利率未偿债务。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4,900万美元。但是，由于我们的浮动利率债务工具中包含利率下限，我们在给定时期内利息支出的实际变化可能会减少。我们通过利用利率互换来管理部分利率敞口，包括通过预先启动的利率互换来锁定部分预期债务发行的利率。
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
9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 
USAC：
2025 年 4 月(3)
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)2024年7月的利率互换已终止并于2023年8月结算。
(3)2023年10月，美国加州航空局修改了其2025年4月的利率互换。终止日期从2025年4月1日延长至2025年12月31日。根据修改后的利率互换，USAC支付3.9725％的固定利率，并继续获得与一个月SOFR挂钩的浮动利率付款。
假设USAC的利率互换利率变动为100个基点，截至2023年9月30日，利率衍生品和收益（在利率衍生品损益中确认）的公允价值净变动为1100万美元。对于远期利率互换，假设利率100个基点的变化在互换结算之前不会影响现金流。
该合伙企业还拥有未偿还的A系列优先单位、C系列优先单位和D系列优先单位，清算优先权总额分别为9.5亿美元、4.5亿美元和4.45亿美元，其分配分别从2023年2月15日和2023年5月15日开始的浮动利率计算。假设利率变动100个基点，将导致A系列优先单位、C系列优先单位和D系列优先单位的优先单位分配净变化为每年1,800万美元。
截至2023年9月30日，该合伙企业有6亿美元的未偿浮动利率初级次级票据，以及A系列优先单位、C系列优先单位和D系列优先单位，每种单位的浮动利率均基于三个月的SOFR利率加上0.26161％的期限利差调整。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，该术语的定义见《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9月30日起生效，以确保记录、处理、汇总我们在根据《交易法》(1) 提交或提交的报告中要求披露的信息

67
目录
并在美国证券交易委员会规则和表格规定的时限内进行报告，并且（2）汇总并传达给管理层，包括我们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，能源转移收购了莲花中游运营有限责任公司（“莲花中游”），在截至2023年9月30日的三个月中，莲花中游对财务报告的某些内部控制受到为遵守能源转移现有控制和程序而做出的变更的影响。
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9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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目录
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9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。
2023年6月15日，PHMSA发布了可能违规通知、拟议民事处罚和拟议合规令（统称 “NOPV”），即CPF 4-2023-011-NOPV，确定了三种可能的违规行为，包括与其中两起相关的合规令行动和拟议的民事处罚，总金额为2473,912美元。NOPV与PHMSA事故调查部对2020年3月26日在堪萨斯州合伙企业博彻站发生的导致一人死亡的清猪事件的调查有关。该伙伴关系对PHMSA涉嫌的违规行为以及NOPV中包含的相关民事处罚和合规令行动提出质疑，并要求在PHMSA主持人面前举行行政听证会，听证会定于2024年4月24日举行。
2023年8月31日，美国司法部向德克萨斯州南区地方法院（科珀斯克里斯蒂分院）提起诉讼，标题为美国诉能源转移（R＆M）、LLC等案。第 2:23-cv-214 号民事诉讼，针对Sunoco和另外两方，要求追回据称美国环保局过去承担的超过50万美元的CERCLA答复费用以及与合规相关的某些宣告性救济。据称，Suntide Refiling Company（Sunoco作为继任者）已安排在德克萨斯州努埃斯县科珀斯克里斯蒂的盐水服务公司超级基金场地运输和处置含有危险物质的炼油厂废物。目前，我们无法确定在此事上承担任何责任的可能性；但是，Sunoco打算就诉讼指控进行辩护和异议，包括但不限于所寻求的连带责任裁定。该诉讼包含在我们讨论其他环境补救事项时描述的事项中。请参阅 “第一部分” 第 1 项。注意 10。监管事宜、承诺、突发事件和环境责任——环境问题——环境修复”。
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。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表年度报告中的风险因素”，来自 “第二部分——第1A项” 中描述的风险因素。合伙企业于2023年8月3日向美国证券交易委员会提交的截至2023年6月30日的季度10-Q表季度报告中的 “风险因素”。
对Crestwood的收购可能无法完成，即使收购完成，我们也可能无法成功合并业务，这可能会对我们未来的业绩产生不利影响。
Crestwood的收购预计将于2023年第四季度完成，但取决于我们无法控制的许多条件的满足，这些条件可能会阻止、延迟收购的完成或以其他方式对收购的完成产生重大不利影响。我们无法确定地预测这些条件是否以及何时会得到满足。在完成收购方面的任何延迟都可能导致我们无法意识到或延迟实现我们期望从收购中获得的部分或全部收益。此外，如果交易完成，我们可能无法将Crestwood的业务成功整合到我们的业务中，也无法通过交易实现预期的协同效应和价值创造，这可能会对我们的经营业绩产生不利影响。


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目录
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）
4.1
第二份补充契约，日期为2023年10月13日，由作为发行人的能源转移有限责任公司与作为受托人的美国银行信托公司全国协会（参照2023年10月13日提交的表格8-K附录4.2（文件编号1-32740）合并）
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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目录
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11月2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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