错误2023财年0001061219Http://fasb.org/us-gaap/2023#RevenuesHttp://fasb.org/us-gaap/2023#RevenuesHttp://fasb.org/us-gaap/2023#RevenuesHttp://fasb.org/us-gaap/2023#InterestExpenseHttp://fasb.org/us-gaap/2023#InterestExpenseHttp://fasb.org/us-gaap/2023#InterestExpenseHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherAssetsNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherLiabilitiesCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherLiabilitiesNoncurrent3400010612192023-01-012023-12-3100010612192023-06-3000010612192024-01-3100010612192023-12-3100010612192022-12-310001061219美国-公认会计准则:非关联方成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:关联方成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:关联方成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:非关联方成员2023-12-3100010612192022-01-012022-12-3100010612192021-01-012021-12-3100010612192021-12-3100010612192020-12-310001061219Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2020-12-310001061219美国-公认会计准则:有限合作伙伴成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:财政部股票公用金成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:有限合作伙伴成员2020-12-310001061219美国-公认会计准则:有限合作伙伴成员2021-12-310001061219美国-公认会计准则:财政部股票公用金成员2020-12-310001061219美国-公认会计准则:财政部股票公用金成员2021-12-310001061219美国公认会计准则:非控制性利益成员2022-12-310001061219美国公认会计准则:非控制性利益成员2020-12-310001061219Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-12-310001061219Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-12-310001061219美国公认会计准则:非控制性利益成员2021-12-310001061219美国-公认会计准则:有限合作伙伴成员2021-01-012021-12-310001061219美国公认会计准则:非控制性利益成员2023-01-012023-12-310001061219美国-公认会计准则:有限合作伙伴成员2022-01-012022-12-310001061219美国-公认会计准则:财政部股票公用金成员2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:非控制性利益成员2022-01-012022-12-310001061219美国公认会计准则:非控制性利益成员2021-01-012021-12-310001061219美国-公认会计准则:有限合作伙伴成员2023-01-012023-12-310001061219Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-01-012021-12-310001061219美国-公认会计准则:财政部股票公用金成员2021-01-012021-12-310001061219Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-01-012022-12-310001061219Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2023-01-012023-12-310001061219美国-公认会计准则:财政部股票公用金成员2022-01-012022-12-310001061219美国-公认会计准则:有限合作伙伴成员2023-12-310001061219美国公认会计准则:非控制性利益成员2023-12-310001061219Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2023-12-310001061219美国-公认会计准则:财政部股票公用金成员2023-12-3100010612192023-10-012023-12-310001061219美国-美国公认会计准则:普通股成员SRT:关联实体成员2023-12-310001061219US-GAAP:AllowanceForCreditLossMember2022-12-310001061219US-GAAP:AllowanceForCreditLossMember2021-12-310001061219US-GAAP:AllowanceForCreditLossMember2020-12-310001061219US-GAAP:AllowanceForCreditLossMember2023-01-012023-12-310001061219US-GAAP:AllowanceForCreditLossMember2021-01-012021-12-310001061219US-GAAP:AllowanceForCreditLossMember2022-01-012022-12-310001061219US-GAAP:AllowanceForCreditLossMember2023-12-310001061219SRT:最大成员数epd:主要投资成员2023-12-310001061219epd:MinorInvestmentMemberSRT:最大成员数2023-12-310001061219SRT:最小成员数epd:MinorInvestmentMember2023-12-310001061219SRT:最小成员数epd:主要投资成员2023-12-310001061219SRT:最大成员数2023-01-012023-12-310001061219SRT:最小成员数2023-01-012023-12-310001061219美国-公认会计准则:为环境成本预留成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:为环境成本预留成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:一般和行政费用成员2021-01-012021-12-310001061219美国公认会计准则:运营费用成员2021-01-012021-12-310001061219美国-公认会计准则:一般和行政费用成员2022-01-012022-12-310001061219美国-公认会计准则:一般和行政费用成员2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:运营费用成员2022-01-012022-12-310001061219美国公认会计准则:运营费用成员2023-01-012023-12-310001061219SRT:最小成员数环保署:植物管道及设施成员2023-12-310001061219SRT:最小成员数Epd:UndergroundAndOtherStorageFacilitiesMember2023-12-310001061219SRT:最大成员数环保署:终点站设施成员2023-12-310001061219美国通用会计准则:天然气加工厂成员SRT:最大成员数2023-12-310001061219美国-公认会计准则:运输设备成员SRT:最小成员数2023-12-310001061219美国-GAAP:OfficeEquipmentMembersSRT:最小成员数2023-12-310001061219SRT:最大成员数环保署:植物管道及设施成员2023-12-310001061219US-GAAP:MarineServicesEquipmentMemberSRT:最大成员数2023-12-310001061219美国-GAAP:OfficeEquipmentMembersSRT:最大成员数2023-12-310001061219环保署:化验室及购物设备成员SRT:最小成员数2023-12-310001061219美国-GAAP:BuildingMembersSRT:最小成员数2023-12-310001061219美国-公认会计准则:管道成员SRT:最小成员数2023-12-310001061219环保署:地底储存设施成员SRT:最大成员数2023-12-310001061219美国-公认会计准则:运输设备成员SRT:最大成员数2023-12-310001061219SRT:最小成员数环保署:终点站设施成员2023-12-310001061219SRT:最大成员数环保署:沃特威尔斯议员2023-12-310001061219SRT:最小成员数美国通用会计准则:天然气加工厂成员2023-12-310001061219美国-GAAP:BuildingMembersSRT:最大成员数2023-12-310001061219SRT:最大成员数Epd:UndergroundAndOtherStorageFacilitiesMember2023-12-310001061219SRT:最小成员数us-gaap:ContainersMember2023-12-310001061219SRT:最小成员数环保署:沃特威尔斯议员2023-12-310001061219SRT:最大成员数us-gaap:ContainersMember2023-12-310001061219SRT:最小成员数环保署:地底储存设施成员2023-12-310001061219US-GAAP:MarineServicesEquipmentMemberSRT:最小成员数2023-12-310001061219美国-公认会计准则:管道成员SRT:最大成员数2023-12-310001061219环保署:化验室及购物设备成员SRT:最大成员数2023-12-310001061219SRT:权重平均成员epd:资本化主要维护成员2023-01-012023-12-310001061219美国-公认会计准则:运输设备成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:本土成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:本土成员2023-12-310001061219环保署:植物管道及设施成员2022-12-310001061219Epd:UndergroundAndOtherStorageFacilitiesMember2022-12-310001061219美国-美国公认会计准则:建设正在进行成员2023-12-310001061219美国-美国公认会计准则:建设正在进行成员2022-12-310001061219US-GAAP:MarineServicesEquipmentMember2023-12-310001061219环保署:植物管道及设施成员2023-12-310001061219US-GAAP:MarineServicesEquipmentMember2022-12-310001061219Epd:UndergroundAndOtherStorageFacilitiesMember2023-12-310001061219美国-公认会计准则:运输设备成员2023-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Member2023-01-012023-12-310001061219epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member2021-01-012021-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Member2022-01-012022-12-310001061219epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member2023-01-012023-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Member2021-01-012021-12-310001061219epd:CoalBedNaturalGatheringSystem及相关ValVerdeTreatingFacilityMemberepd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member2021-01-012021-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2022-01-012022-12-310001061219epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member2022-01-012022-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2023-01-012023-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员2021-01-012021-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2021-01-012021-12-310001061219epd:海洋运输业务会员epd:石油化工及精炼产品服务会员2021-01-012021-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员2023-01-012023-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员2022-01-012022-12-310001061219美国-公认会计准则:衡量投入贴现率成员epd:海洋运输业务会员epd:石油化工及精炼产品服务会员2021-12-310001061219Us-gaap:MeasurementInputLongTermRevenueGrowthRateMemberepd:石油化工及精炼产品服务会员epd:海洋运输业务会员2021-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Memberepd:SeawayCrudeHoldingsLLC成员2023-12-310001061219epd:KDSPromixLlcMemberepd:NglPipelinesAndServices Member2023-12-310001061219epd:Front RangePipelineLlcMemberepd:NglPipelinesAndServices Member2023-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员epd:运输4LLCMember2023-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Memberepd:EschleFordTerminalsCorpusChristiLLCMember2023-12-310001061219epd:SkellyBelvieuPipelineCompanyLlcMemberepd:NglPipelinesAndServices Member2023-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Memberepd:EPDleFordPipelineMember2023-12-310001061219epd:VeniceEnergyServiceCompanyLlcMemberepd:NglPipelinesAndServices Member2023-12-310001061219epd:德克萨斯州聚会Llc成员epd:NglPipelinesAndServices Member2023-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员epd:BatonRouge丙烯浓缩液Llc成员2023-12-310001061219epd:WhiteRiverHubLlcMemberepd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member2023-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Member环保署:巴吞鲁日分馏厂LlcMember2023-12-310001061219环保署:德克萨斯快速管道有限公司成员epd:NglPipelinesAndServices Member2023-12-310001061219epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member环保署:旧海洋管道有限公司成员2023-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Memberepd:EPDleFordPipelineMember2022-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Memberepd:德克萨斯州聚会Llc成员2022-12-310001061219epd:SeawayCrudeHoldingsLLC成员epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2022-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Memberepd:SkellyBelvieuPipelineCompanyLlcMember2022-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Memberepd:VeniceEnergyServiceCompanyLlcMember2022-12-310001061219环保署:德克萨斯快速管道有限公司成员epd:NglPipelinesAndServices Member2022-12-310001061219epd:WhiteRiverHubLlcMemberepd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member2022-12-310001061219环保署:旧海洋管道有限公司成员epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member2022-12-310001061219epd:BatonRouge丙烯浓缩液Llc成员epd:石油化工及精炼产品服务会员2022-12-310001061219epd:运输4LLCMemberepd:石油化工及精炼产品服务会员2022-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Memberepd:Front RangePipelineLlcMember2022-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Memberepd:EschleFordTerminalsCorpusChristiLLCMember2022-12-310001061219epd:KDSPromixLlcMemberepd:NglPipelinesAndServices Member2022-12-310001061219环保署:巴吞鲁日分馏厂LlcMemberepd:NglPipelinesAndServices Member2022-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Member2023-12-310001061219美国-公认会计准则:合同权利成员epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member2023-12-310001061219epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member2023-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员2022-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices MemberUS-GAAP:客户关系成员2023-12-310001061219epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices MemberUS-GAAP:客户关系成员2022-12-310001061219epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices MemberUS-GAAP:客户关系成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:合同权利成员epd:NglPipelinesAndServices Member2023-12-310001061219US-GAAP:客户关系成员epd:石油化工及精炼产品服务会员2022-12-310001061219US-GAAP:客户关系成员epd:NglPipelinesAndServices Member2022-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2023-12-310001061219epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member美国-公认会计准则:合同权利成员2022-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员美国-公认会计准则:合同权利成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:合同权利成员epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2023-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices MemberUS-GAAP:客户关系成员2023-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Member美国-公认会计准则:合同权利成员2022-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices MemberUS-GAAP:客户关系成员2022-12-310001061219epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member2022-12-310001061219美国-公认会计准则:合同权利成员epd:石油化工及精炼产品服务会员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:合同权利成员epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2022-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2022-12-310001061219US-GAAP:客户关系成员epd:石油化工及精炼产品服务会员2023-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员2023-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Member2022-12-310001061219US-GAAP:客户关系成员epd:三娟聚会会员2023-12-310001061219epd:石油储罐合作伙伴LP成员US-GAAP:客户关系成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:合同权利成员epd:DelawareBasinGasProcessingLLC成员2023-12-310001061219环保署:JonahGatheringMembers美国-公认会计准则:合同权利成员2023-12-310001061219US-GAAP:客户关系成员环保署:StateLineand FairplayMembers2023-12-310001061219环保署:Navitas Midstream PartnersLLCM成员美国-公认会计准则:合同权利成员2023-12-310001061219环保署:EagleFordMidstream AssetsMemberUS-GAAP:客户关系成员2023-12-310001061219US-GAAP:客户关系成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:合同权利成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:衡量投入贴现率成员环保署:Navitas Midstream PartnersLLCM成员美国-公认会计准则:合同权利成员2022-02-170001061219美国-公认会计准则:合同权利成员环保署:Navitas Midstream PartnersLLCM成员2023-01-012023-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员2021-12-310001061219epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member2021-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2021-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Member2021-12-310001061219环保署:环保署高级职员注:环保署成员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环境保护署高级职员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:EpoSeniorNotesJ成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环保署高级职员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环保署高级职员备注:2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环保署高级职员2023-12-310001061219环保署:环境保护署高级职员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环境保护署高级人员注CCCM成员2023-12-310001061219环保署:环保署高级职员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环保署高级职员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员epd:EpoSeniorNotesGgMember2023-12-310001061219epd:EpoSeniorNotesHhMember美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员epd:EPOSeniorNotesUUUMission2023-12-310001061219epd:EpoSeniorNotesZMember美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员epd:EpoSeniorNotesIiMember2022-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环保署高级职员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员epd:EPOSeniorNotesWWMember2023-12-310001061219epd:EpoJunior SubordinatedNotesCMember美国-公认会计准则:从属负债资格成员2023-12-310001061219EPO Junior SubordinatedNotesDMEET美国-公认会计准则:从属负债资格成员2022-12-310001061219环保署:EpoSeniorNotesJ成员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2022-12-310001061219epd:EpoMultiYearRevolvingCreditFacilityMember美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2022-12-310001061219环保署:环保署高级职员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2022-12-310001061219环保署:环保署高级职员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-12-310001061219环保署:环保署高级职员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环境保护署高级职员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环保署成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:从属负债资格成员环保署:环保署成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环保署高级职员2023-12-310001061219环保署:环境保护署高级官员注DDDMembers美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员epd:EPOSeniorNotesUUUMission2022-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环境保护署高级人员注CCCM成员2022-12-310001061219环保署:环保署成员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2022-12-310001061219环保署:环境保护署高级职员备注:美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环保署高级职员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员epd:EpoSeniorNotesHhMember2022-12-310001061219环保署:环境保护署高级职员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环保署高级职员2022-12-310001061219epd:EpoSeniorNotesZMember美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员epd:EpoMultiYearRevolvingCreditFacilityMember2023-12-310001061219环保署:商业报章注意事项成员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员epd:EpoSeniorNotesDdMember2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员epd:EPOSeniorNotesZZMember2023-12-310001061219美国-公认会计准则:从属负债资格成员epd:TeppcoJuniorSubordinatedNotesMember2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员epd:EPOSeniorNotesFFF Member2022-12-310001061219环保署:环境保护署高级官员注DDDMembers美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2022-12-310001061219EPO Junior SubordinatedNotesDMEET美国-公认会计准则:从属负债资格成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环境保护署高级职员备注:2023-12-310001061219epd:EPOSeniorNotesAAAMDED美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:从属负债资格成员环保署:EPO Junior SubordinatedNotesEMECTS2022-12-310001061219美国-公认会计准则:从属负债资格成员环保署:环保署成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环保署高级职员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环保署成员2022-12-310001061219epd:EpoJunior SubordinatedNotesCMember美国-公认会计准则:从属负债资格成员2022-12-310001061219环保署:环保署高级职员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2022-12-310001061219epd:EpoSeniorNotesDMEMORE美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-12-310001061219环保署:商业报章注意事项成员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员epd:EPOSeniorNotesGGG Member2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环境保护署高级职员2023-12-310001061219epd:EPOSeniorNotesAAAMDED美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环保署成员2023-12-310001061219epd:EpoSeniorNotesIiMember美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2022-12-310001061219环保署:环保署高级职员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环保署高级职员注:环保署成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员epd:EPOSeniorNotesGGG Member2022-12-310001061219epd:EPOSeniorNotesQQ会员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员epd:EpoSeniorNotesDdMember2022-12-310001061219epd:TeppcoJuniorSubordinatedNotesMember美国-公认会计准则:从属负债资格成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员环保署:环保署高级职员备注:2022-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员epd:EPOSeniorNotesZZMember2022-12-310001061219epd:EpoSeniorNotesGgMember美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2022-12-310001061219epd:EPOSeniorNotesBBB Member美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2022-12-310001061219epd:EpoSeniorNotesDMEMORE美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2022-12-310001061219epd:EPOSeniorNotesFFF Member美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员epd:EPOSeniorNotesWWMember2022-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员epd:EPOSeniorNotesQQ会员2023-12-310001061219环保署:EPO Junior SubordinatedNotesEMECTS美国-公认会计准则:从属负债资格成员2023-12-310001061219环保署:环境保护署高级职员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员epd:EPOSeniorNotesBBB Member2023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:从属负债资格成员EPO Junior SubordinatedNotesDMEET2023-01-012023-12-310001061219epd:EpoJunior SubordinatedNotesCMember美国-公认会计准则:从属负债资格成员2023-01-012023-12-310001061219美国-公认会计准则:从属负债资格成员环保署:环保署成员2023-01-012023-12-310001061219环保署:EPO Junior SubordinatedNotesEMECTS美国-公认会计准则:从属负债资格成员2023-01-012023-12-310001061219epd:TeppcoJuniorSubordinatedNotesMember美国-公认会计准则:从属负债资格成员2023-01-012023-12-310001061219美国-公认会计准则:从属负债资格成员2023-01-012023-12-310001061219美国-GAAP:老年人注意事项成员2023-01-012023-12-310001061219epd:EPOSeniorNotesGGG Member美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-01-012023-01-310001061219美国-GAAP:老年人注意事项成员2023-01-012023-01-310001061219美国-GAAP:老年人注意事项成员2021-01-012021-12-310001061219epd:EPOSeniorNotesFFF Member美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-01-012023-01-310001061219epd:EpoSeniorNotesHhMember美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-03-012023-03-310001061219SRT:最大成员数EPO Junior SubordinatedNotesDMEET美国-公认会计准则:从属负债资格成员2023-12-310001061219SRT:最小成员数美国-公认会计准则:从属负债资格成员EPO Junior SubordinatedNotesDMEET2023-12-310001061219epd:TeppcoJuniorSubordinatedNotesMember美国-公认会计准则:从属负债资格成员SRT:最小成员数2023-12-310001061219环保署:商业报章注意事项成员SRT:最小成员数美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:从属负债资格成员SRT:最大成员数epd:EpoJunior SubordinatedNotesCMember2023-12-310001061219SRT:最大成员数环保署:商业报章注意事项成员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:从属负债资格成员epd:EpoJunior SubordinatedNotesCMemberSRT:最小成员数2023-12-310001061219SRT:最大成员数美国-公认会计准则:从属负债资格成员epd:TeppcoJuniorSubordinatedNotesMember2023-12-310001061219环保署:商业报章注意事项成员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-01-012023-12-310001061219美国-公认会计准则:老年人债务责任成员epd:EpoMultiYearRevolvingCreditFacilityMember2023-01-012023-12-310001061219环保署:环保署成员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2023-01-012023-12-310001061219美国-公认会计准则:初级或从属债务成员2023-12-310001061219美国-GAAP:商业纸张成员2023-12-310001061219美国-GAAP:老年人注意事项成员2023-12-310001061219美国-GAAP:资本单位成员2020-12-310001061219美国-GAAP:资本单位成员2022-01-012022-12-310001061219美国-GAAP:资本单位成员2021-01-012021-12-310001061219美国-GAAP:资本单位成员2023-01-012023-12-310001061219美国-GAAP:资本单位成员2022-12-310001061219美国-GAAP:资本单位成员2021-12-310001061219美国-GAAP:资本单位成员2023-12-310001061219环保署:登记处成员2023-12-310001061219环保署:雇员单位采购计划成员2023-12-310001061219Epd:DistributionReinvestmentAndEmployeeUnitPurchasePlansMember2021-01-012021-12-310001061219Epd:DistributionReinvestmentAndEmployeeUnitPurchasePlansMember2022-01-012022-12-310001061219Epd:DistributionReinvestmentAndEmployeeUnitPurchasePlansMember2023-01-012023-12-310001061219环保署:雇员单位采购计划成员2022-01-012022-12-310001061219环保署:雇员单位采购计划成员2021-01-012021-12-310001061219环保署:雇员单位采购计划成员2023-01-012023-12-310001061219US-GAAP:PhantomShareUnitsPSUsMembers2021-01-012021-12-310001061219US-GAAP:PhantomShareUnitsPSUsMembers2023-01-012023-12-310001061219US-GAAP:PhantomShareUnitsPSUsMembers2022-01-012022-12-310001061219epd:分销再投资计划成员2023-12-310001061219epd:pk1019BuybackMember2023-01-012023-12-310001061219epd:pk1019BuybackMember2021-01-012021-12-310001061219epd:pk1019BuybackMember2022-01-012022-12-310001061219epd:pk1019BuybackMember2023-12-310001061219美国-GAAP:资本单位成员2020-01-012020-12-310001061219美国-GAAP:首选类别成员2020-09-3000010612192020-09-300001061219SRT:关联实体成员2021-01-012021-12-310001061219epd:累计净增益损失从项目属性到家长成员2021-12-310001061219Us-gaap:AccumulatedNetGainLossFromDesignatedOrQualifyingCashFlowHedgesMemberUS-GAAP:InterestRateContractMembers2021-12-310001061219epd:累计净增益损失从项目属性到家长成员2022-12-310001061219US-GAAP:InterestRateContractMembersUs-gaap:AccumulatedNetGainLossFromDesignatedOrQualifyingCashFlowHedgesMember2022-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员Us-gaap:AccumulatedNetGainLossFromDesignatedOrQualifyingCashFlowHedgesMember2021-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员Us-gaap:AccumulatedNetGainLossFromDesignatedOrQualifyingCashFlowHedgesMember2022-12-310001061219epd:累计净增益损失从项目属性到家长成员2022-01-012022-12-310001061219epd:累计净增益损失从项目属性到家长成员2023-01-012023-12-310001061219US-GAAP:InterestRateContractMembersUs-gaap:AccumulatedNetGainLossFromDesignatedOrQualifyingCashFlowHedgesMember2023-01-012023-12-310001061219Us-gaap:AccumulatedNetGainLossFromDesignatedOrQualifyingCashFlowHedgesMember美国-公认会计准则:商品合同成员2023-01-012023-12-310001061219Us-gaap:AccumulatedNetGainLossFromDesignatedOrQualifyingCashFlowHedgesMemberUS-GAAP:InterestRateContractMembers2022-01-012022-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员Us-gaap:AccumulatedNetGainLossFromDesignatedOrQualifyingCashFlowHedgesMember2022-01-012022-12-310001061219Us-gaap:AccumulatedNetGainLossFromDesignatedOrQualifyingCashFlowHedgesMemberUS-GAAP:InterestRateContractMembers2023-12-310001061219epd:累计净增益损失从项目属性到家长成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员Us-gaap:AccumulatedNetGainLossFromDesignatedOrQualifyingCashFlowHedgesMember2023-12-310001061219Us-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMemberUS-GAAP:InterestRateContractMembersUs-gaap:AccumulatedNetGainLossFromDesignatedOrQualifyingCashFlowHedgesMember2022-01-012022-12-310001061219Us-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMemberUS-GAAP:InterestRateContractMembersUs-gaap:AccumulatedNetGainLossFromDesignatedOrQualifyingCashFlowHedgesMember2023-01-012023-12-310001061219Us-gaap:AccumulatedNetGainLossFromDesignatedOrQualifyingCashFlowHedgesMember美国-公认会计准则:商品合同成员Us-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-01-012022-12-310001061219Us-gaap:AccumulatedNetGainLossFromDesignatedOrQualifyingCashFlowHedgesMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember美国-公认会计准则:商品合同成员2023-01-012023-12-310001061219Us-gaap:AccumulatedNetGainLossFromDesignatedOrQualifyingCashFlowHedgesMemberUs-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2023-01-012023-12-310001061219Us-gaap:ReclassificationOutOfAccumulatedOtherComprehensiveIncomeMemberUs-gaap:AccumulatedNetGainLossFromDesignatedOrQualifyingCashFlowHedgesMember2022-01-012022-12-310001061219环保署:西部天然气合作伙伴LPM成员环保署:怀特霍恩管道公司LLCM成员2023-12-310001061219Epd:EnterpriseNavigatorEthyleneTerminalLLCMemberepd:Navigator EthyleneTerminalsLLC Member2023-12-310001061219epd:AltusMidstreamProcessingLP Memberepd:BrevilobaLLCMember2023-12-310001061219epd:子公司成员2023-12-310001061219环保署:怀特霍恩管道公司LLCM成员2022-12-310001061219epd:BrevilobaLLCMember2022-12-310001061219Epd:EnterpriseNavigatorEthyleneTerminalLLCMember2022-12-310001061219epd:子公司成员2022-12-310001061219环保署:怀特霍恩管道公司LLCM成员2023-12-310001061219Epd:EnterpriseNavigatorEthyleneTerminalLLCMember2023-12-310001061219epd:BrevilobaLLCMember2023-12-310001061219美国公认会计准则:现金分配成员epd:第二季度2021分销成员2021-01-012021-12-310001061219美国公认会计准则:现金分配成员epd:第三季度2023分销成员2023-01-012023-12-310001061219epd:第四季度2023分销成员美国公认会计准则:现金分配成员2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:现金分配成员epd:第三季度2022分销会员2022-01-012022-12-310001061219美国公认会计准则:现金分配成员epd:第一季度2021分销成员2021-01-012021-12-310001061219美国公认会计准则:现金分配成员epd:SecondQuarter2022分销成员2022-01-012022-12-310001061219美国公认会计准则:现金分配成员环保署:第三季度2021分销会员2021-01-012021-12-310001061219epd:SecondQuarter2023分销成员美国公认会计准则:现金分配成员2023-01-012023-12-310001061219epd:第四季度2021分销会员美国公认会计准则:现金分配成员2021-01-012021-12-310001061219epd:第四季度2022分销会员美国公认会计准则:现金分配成员2022-01-012022-12-310001061219美国公认会计准则:现金分配成员epd:第一季度2023分销成员2023-01-012023-12-310001061219epd:第一季度2022分销成员美国公认会计准则:现金分配成员2022-01-012022-12-310001061219epd:第四季度2023分销成员美国公认会计准则:现金分配成员2024-02-142024-02-140001061219美国公认会计准则:次要事件成员epd:第四季度2023分销成员2024-02-142024-02-140001061219美国-GAAP:石油和天然气服务成员epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member2021-01-012021-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Memberepd:MidstreamServices和TerminalsMember2022-01-012022-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member美国-GAAP:石油和天然气服务成员2022-01-012022-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员epd:MidstreamServices和TerminalsMember2023-01-012023-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Member环保署:运输员2023-01-012023-12-310001061219epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Memberepd:SalesOfNaturalGasMember2023-01-012023-12-310001061219epd:SalesOfCrudeOilMemberepd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2022-01-012022-12-310001061219美国-GAAP:石油和天然气服务成员epd:石油化工及精炼产品服务会员2023-01-012023-12-310001061219epd:MidstreamServices和TerminalsMemberepd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2021-01-012021-12-310001061219美国-GAAP:石油和天然气服务成员epd:NglPipelinesAndServices Member2022-01-012022-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Memberepd:MidstreamServices和TerminalsMember2023-01-012023-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Member环保署:运输员2021-01-012021-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员环保署:运输员2022-01-012022-12-310001061219环保署:销售量及相关产品成员epd:NglPipelinesAndServices Member2022-01-012022-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices MemberEpd:NaturalGasProcessingAndFractionationMember2023-01-012023-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员epd:MidstreamServices和TerminalsMember2021-01-012021-12-310001061219美国-GAAP:石油和天然气服务成员epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member2022-01-012022-12-310001061219环保署:运输员epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2021-01-012021-12-310001061219美国-GAAP:石油和天然气服务成员epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2023-01-012023-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Member美国-GAAP:石油和天然气服务成员2021-01-012021-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member美国-GAAP:石油和天然气服务成员2021-01-012021-12-310001061219epd:MidstreamServices和TerminalsMemberepd:NglPipelinesAndServices Member2021-01-012021-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Memberepd:MidstreamServices和TerminalsMember2023-01-012023-12-310001061219epd:SalesOfCrudeOilMemberepd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2021-01-012021-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品销售Memberepd:石油化工及精炼产品服务会员2021-01-012021-12-310001061219epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Memberepd:SalesOfNaturalGasMember2021-01-012021-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices MemberEpd:NaturalGasProcessingAndFractionationMember2021-01-012021-12-310001061219epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member环保署:运输员2022-01-012022-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员美国-GAAP:石油和天然气服务成员2021-01-012021-12-310001061219epd:SalesOfCrudeOilMemberepd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2023-01-012023-12-310001061219epd:SalesOfNaturalGasMemberepd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member2022-01-012022-12-310001061219epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member环保署:运输员2021-01-012021-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员美国-GAAP:石油和天然气服务成员2022-01-012022-12-310001061219环保署:运输员epd:NglPipelinesAndServices Member2022-01-012022-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员epd:中游服务分馏和异构成员2023-01-012023-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员环保署:运输员2023-01-012023-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Member美国-GAAP:石油和天然气服务成员2023-01-012023-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员epd:石油化工及精炼产品销售Member2022-01-012022-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员epd:MidstreamServices和TerminalsMember2022-01-012022-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品销售Memberepd:石油化工及精炼产品服务会员2023-01-012023-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Memberepd:MidstreamServices和TerminalsMember2022-01-012022-12-310001061219epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member环保署:运输员2023-01-012023-12-310001061219环保署:运输员epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2023-01-012023-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Member环保署:销售量及相关产品成员2023-01-012023-12-310001061219环保署:运输员epd:石油化工及精炼产品服务会员2021-01-012021-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices MemberEpd:NaturalGasProcessingAndFractionationMember2022-01-012022-12-310001061219epd:中游服务分馏和异构成员epd:石油化工及精炼产品服务会员2021-01-012021-12-310001061219环保署:运输员epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2022-01-012022-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员epd:中游服务分馏和异构成员2022-01-012022-12-310001061219美国-GAAP:石油和天然气服务成员epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member2023-01-012023-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Member环保署:销售量及相关产品成员2021-01-012021-12-310001061219美国-公认会计准则:其他当前资产成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:其他当前资产成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:其他当前负债成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:其他当前负债成员2022-12-310001061219美国公认会计准则:其他责任成员2023-12-310001061219美国公认会计准则:其他责任成员2022-12-3100010612192027-01-012023-12-3100010612192028-01-012023-12-3100010612192025-01-012023-12-3100010612192029-01-012023-12-3100010612192026-01-012023-12-3100010612192024-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:运营部门成员epd:石油化工及精炼产品服务会员2022-01-012022-12-310001061219美国公认会计准则:运营部门成员epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member2022-01-012022-12-310001061219美国公认会计准则:运营部门成员epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member2021-01-012021-12-310001061219美国公认会计准则:运营部门成员epd:NglPipelinesAndServices Member2021-01-012021-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员美国公认会计准则:运营部门成员2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:运营部门成员epd:NglPipelinesAndServices Member2023-01-012023-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member美国公认会计准则:运营部门成员2021-01-012021-12-310001061219美国公认会计准则:运营部门成员epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2022-01-012022-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Member美国公认会计准则:运营部门成员2022-01-012022-12-310001061219epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member美国公认会计准则:运营部门成员2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:运营部门成员epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:运营部门成员epd:石油化工及精炼产品服务会员2021-01-012021-12-310001061219US-GAAP:部门间消除成员2021-01-012021-12-310001061219US-GAAP:部门间消除成员2023-01-012023-12-310001061219US-GAAP:部门间消除成员2022-01-012022-12-310001061219美国-公认会计准则:材料对帐项目成员2022-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member美国公认会计准则:运营部门成员2022-12-310001061219美国公认会计准则:运营部门成员epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member2023-12-310001061219美国-公认会计准则:材料对帐项目成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:材料对帐项目成员2021-12-310001061219美国公认会计准则:运营部门成员epd:NglPipelinesAndServices Member2023-12-310001061219美国公认会计准则:运营部门成员epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member2023-12-310001061219美国公认会计准则:运营部门成员epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member2022-12-310001061219epd:NglPipelinesAndServices Member美国公认会计准则:运营部门成员2021-12-310001061219美国公认会计准则:运营部门成员epd:石油化工及精炼产品服务会员2022-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员美国公认会计准则:运营部门成员2021-12-310001061219美国公认会计准则:运营部门成员epd:NglPipelinesAndServices Member2022-12-310001061219epd:Onshore NaturalGasPipelinesAndServices Member美国公认会计准则:运营部门成员2021-12-310001061219epd:Onshore Crude OilPipelinesAndServices Member美国公认会计准则:运营部门成员2021-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品服务会员美国公认会计准则:运营部门成员2023-12-310001061219epd:VitolHoldingBV Member2023-01-012023-12-310001061219epd:VitolHoldingBV Member2022-01-012022-12-310001061219美国-GAAP:SalesRevenueNetMembersUS-GAAP:客户集中度风险成员epd:VitolHoldingBV Member2022-01-012022-12-310001061219US-GAAP:客户集中度风险成员美国-GAAP:SalesRevenueNetMembersepd:VitolHoldingBV Member2023-01-012023-12-310001061219环保署:Navitas Midstream PartnersLLCM成员2022-01-012022-12-310001061219环保署:Navitas Midstream PartnersLLCM成员2022-02-170001061219环保署:Navitas Midstream PartnersLLCM成员美国-公认会计准则:合同权利成员2022-02-170001061219环保署:Navitas Midstream PartnersLLCM成员2023-01-012023-12-310001061219epd:利润奖励会员2022-01-012022-12-310001061219epd:利润奖励会员2021-01-012021-12-310001061219epd:利润奖励会员2023-01-012023-12-310001061219epd:LongTermIncentivePlan 2008 Member2023-12-310001061219US-GAAP:PhantomShareUnitsPSUsMembers2023-12-310001061219US-GAAP:PhantomShareUnitsPSUsMembers2020-12-310001061219US-GAAP:PhantomShareUnitsPSUsMembers2021-12-310001061219US-GAAP:PhantomShareUnitsPSUsMembers2022-12-310001061219US-GAAP:PhantomShareUnitsPSUsMembersSRT:最大成员数2023-01-012023-12-310001061219SRT:最大成员数US-GAAP:PhantomShareUnitsPSUsMembers2022-01-012022-12-310001061219SRT:最大成员数US-GAAP:PhantomShareUnitsPSUsMembers2021-01-012021-12-310001061219SRT:最小成员数US-GAAP:PhantomShareUnitsPSUsMembers2023-01-012023-12-310001061219SRT:最小成员数US-GAAP:PhantomShareUnitsPSUsMembers2021-01-012021-12-310001061219SRT:最小成员数US-GAAP:PhantomShareUnitsPSUsMembers2022-01-012022-12-310001061219US-GAAP:PhantomShareUnitsPSUsMembers环保署:会员2023-12-310001061219epd:EPCOUnitIIMESTIIMESTIMERSepd:利润奖励会员2023-12-310001061219epd:利润奖励会员epd:EPD2018UnitIVMember2023-12-310001061219epd:EPD2018UnitIVMemberepd:利润奖励会员2023-01-012023-12-310001061219epd:EPCOUnitIIMESTIIMESTIMERSepd:利润奖励会员2023-01-012023-12-310001061219epd:EPCOUnitIIMESTIIMESTIMERSSRT:最小成员数epd:利润奖励会员2023-01-012023-12-310001061219SRT:最大成员数epd:利润奖励会员epd:EPCOUnitIIMESTIIMESTIMERS2023-01-012023-12-310001061219SRT:最小成员数epd:利润奖励会员epd:EPD2018UnitIVMember2023-01-012023-12-310001061219SRT:最大成员数epd:EPD2018UnitIVMemberepd:利润奖励会员2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:现金流量对冲成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMemberepd:库务锁2024年1月B成员2024-01-020001061219US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember美国公认会计准则:现金流量对冲成员环保署:库务署锁定2024年1月2024-01-020001061219美国公认会计准则:现金流量对冲成员环保署:库务署2023年第四季US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2023-12-310001061219美国公认会计准则:现金流量对冲成员美国-公认会计准则:财务锁定成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2023-01-030001061219环保署:提前启动掉期成员美国公认会计准则:现金流量对冲成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2021-01-012021-12-310001061219美国公认会计准则:现金流量对冲成员环保署:提前启动掉期成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2021-03-012021-03-310001061219环保署:提前启动掉期成员美国公认会计准则:现金流量对冲成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2021-03-310001061219美国公认会计准则:现金流量对冲成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember环保署:提前启动掉期成员2021-03-310001061219美国公认会计准则:现金流量对冲成员epd:ForwardStartingSwaps2MemberUS-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2021-03-310001061219美国-公认会计准则:非指定成员epd:MarkToMarketMember2019-01-012019-12-310001061219US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember美国-公认会计准则:财务锁定成员美国公认会计准则:现金流量对冲成员2023-01-012023-01-310001061219美国公认会计准则:现金流量对冲成员epd:财务处锁已结清2024年1月成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2024-01-012024-01-310001061219美国-美国公认会计准则:长期成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember美国公认会计准则:现金流量对冲成员epd:Octane增强产品预测销售额Octane增强产品成员2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:成员较短epd:精炼产品市场预测采购量Of精炼产品会员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember美国公认会计准则:现金流量对冲成员2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:现金流量对冲成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMemberEpd:NglMarketingForecastedSalesOfNglsAndRelatedHydrocarbonProductsMember美国-美国公认会计准则:长期成员2023-01-012023-12-310001061219Epd:NaturalGasProcessingForecastedSalesOfNglsMember美国公认会计准则:现金流量对冲成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember美国公认会计准则:成员较短2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:公允价值对冲成员Epd:NaturalGasMarketingNaturalGasStorageInventoryManagementActivitiesMemberUS-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember美国公认会计准则:成员较短2023-01-012023-12-310001061219环保署:天然气体风险管理活动成员epd:MarkToMarketMember美国-公认会计准则:非指定成员美国公认会计准则:成员较短2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:成员较短环保署:油污管理活动成员epd:MarkToMarketMember美国-公认会计准则:非指定成员2023-01-012023-12-310001061219美国-公认会计准则:非指定成员epd:精炼产品风险管理活动成员美国公认会计准则:成员较短epd:MarkToMarketMember2023-01-012023-12-310001061219US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember美国公认会计准则:现金流量对冲成员美国-美国公认会计准则:长期成员epd:精炼产品市场预测采购量Of精炼产品会员2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:成员较短epd:MarkToMarketMember美国-公认会计准则:非指定成员epd:NGL风险管理活动成员2023-01-012023-12-310001061219US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember环保署:天然气市场预测天然气及相关碳氢化合物产品采购量成员美国公认会计准则:现金流量对冲成员美国-美国公认会计准则:长期成员2023-01-012023-12-310001061219epd:MarkToMarketMember美国-公认会计准则:非指定成员epd:NGL风险管理活动成员美国-美国公认会计准则:长期成员2023-01-012023-12-310001061219US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember美国公认会计准则:现金流量对冲成员Epd:NglMarketingForecastedSalesOfNglsAndRelatedHydrocarbonProductsMember美国公认会计准则:成员较短2023-01-012023-12-310001061219环保署:油污管理活动成员美国-美国公认会计准则:长期成员美国-公认会计准则:非指定成员epd:MarkToMarketMember2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:成员较短美国公认会计准则:现金流量对冲成员Epd:NaturalGasProcessingForecastedNaturalGasPurchasesForPlantThermalReductionPtrMemberUS-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2023-01-012023-12-310001061219US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember美国公认会计准则:成员较短美国公认会计准则:现金流量对冲成员Epd:CrudeOilMarketingForecastedSalesOfCrudeOilMember2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:成员较短Epd:PetrochemicalMarketingForecastedSalesOfPetrochemicalProductsMember美国公认会计准则:现金流量对冲成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2023-01-012023-12-310001061219环保署:天然气市场预测天然气及相关碳氢化合物产品采购量成员美国公认会计准则:成员较短美国公认会计准则:现金流量对冲成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2023-01-012023-12-310001061219US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember美国公认会计准则:现金流量对冲成员epd:原油市场预测原油会员采购量美国公认会计准则:成员较短2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:现金流量对冲成员美国公认会计准则:成员较短epd:Octane增强产品预测销售额Octane增强产品成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:成员较短美国公认会计准则:现金流量对冲成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMemberepd:NaturalGasProcessingForecastedSalesOfNaturalGasMember2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:现金流量对冲成员美国-美国公认会计准则:长期成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember环保署:商业能源预测购买电力相关资产运营成员2023-01-012023-12-310001061219US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember美国公认会计准则:现金流量对冲成员环保署:商业能源预测购买电力相关资产运营成员美国公认会计准则:成员较短2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:其他资产成员美国-公认会计准则:商品合同成员美国-公认会计准则:非指定成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2023-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员美国-公认会计准则:非指定成员美国公认会计准则:其他资产成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:非指定成员美国-公认会计准则:商品合同成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMemberepd:当前资产成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:非指定成员美国-公认会计准则:商品合同成员epd:当前资产成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员美国-公认会计准则:非指定成员epd:当前资产成员2023-12-310001061219美国公认会计准则:其他资产成员美国-公认会计准则:商品合同成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2023-12-310001061219美国-公认会计准则:非指定成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:非指定成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:非指定成员美国-公认会计准则:商品合同成员2022-12-310001061219US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2022-12-310001061219epd:当前资产成员US-GAAP:InterestRateContractMembersUS-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2023-12-310001061219epd:当前资产成员美国-公认会计准则:商品合同成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2022-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember美国公认会计准则:其他资产成员2022-12-310001061219US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2023-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2022-12-310001061219US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMemberepd:当前资产成员US-GAAP:InterestRateContractMembers2022-12-310001061219美国公认会计准则:其他责任成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember美国-公认会计准则:商品合同成员2022-12-310001061219epd:当前负债成员美国-公认会计准则:商品合同成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2022-12-310001061219epd:当前负债成员US-GAAP:InterestRateContractMembersUS-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2023-12-310001061219epd:当前负债成员美国-公认会计准则:商品合同成员美国-公认会计准则:非指定成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员美国-公认会计准则:非指定成员epd:当前负债成员2023-12-310001061219美国公认会计准则:其他责任成员美国-公认会计准则:非指定成员美国-公认会计准则:商品合同成员2023-12-310001061219美国公认会计准则:其他责任成员美国-公认会计准则:商品合同成员美国-公认会计准则:非指定成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员epd:当前负债成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2023-12-310001061219US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember美国-公认会计准则:商品合同成员美国公认会计准则:其他责任成员2023-12-310001061219US-GAAP:InterestRateContractMembersepd:当前负债成员US-GAAP:DesignatedAsHedgingInstrumentMember2022-12-310001061219US-GAAP:InterestRateContractMembers2022-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员2022-12-310001061219US-GAAP:InterestRateContractMembers2023-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员美国-公认会计准则:非指定成员美国公认会计准则:运营费用成员2021-01-012021-12-310001061219美国-公认会计准则:非指定成员2023-01-012023-12-310001061219美国-公认会计准则:非指定成员2021-01-012021-12-310001061219美国公认会计准则:公允价值对冲成员美国-公认会计准则:商品合同成员2021-01-012021-12-310001061219美国-美国公认会计准则:销售成员美国-公认会计准则:商品合同成员美国-公认会计准则:非指定成员2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:公允价值对冲成员2022-01-012022-12-310001061219美国公认会计准则:运营费用成员美国-公认会计准则:商品合同成员美国-公认会计准则:非指定成员2022-01-012022-12-310001061219美国公认会计准则:公允价值对冲成员2021-01-012021-12-310001061219美国-公认会计准则:非指定成员美国-公认会计准则:商品合同成员美国-美国公认会计准则:销售成员2021-01-012021-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员美国公认会计准则:公允价值对冲成员2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:公允价值对冲成员美国-公认会计准则:商品合同成员2022-01-012022-12-310001061219美国-公认会计准则:非指定成员2022-01-012022-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员美国-美国公认会计准则:销售成员美国-公认会计准则:非指定成员2022-01-012022-12-310001061219美国公认会计准则:公允价值对冲成员2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:运营费用成员美国-公认会计准则:商品合同成员美国-公认会计准则:非指定成员2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:公允价值对冲成员美国-公认会计准则:商品合同成员美国-美国公认会计准则:销售成员2021-01-012021-12-310001061219美国-美国公认会计准则:销售成员美国-公认会计准则:商品合同成员美国公认会计准则:公允价值对冲成员2022-01-012022-12-310001061219美国公认会计准则:公允价值对冲成员美国-公认会计准则:商品合同成员美国-美国公认会计准则:销售成员2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:现金流量对冲成员US-GAAP:InterestRateContractMembers2023-01-012023-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员美国-美国公认会计准则:销售成员美国公认会计准则:现金流量对冲成员2021-01-012021-12-310001061219美国公认会计准则:现金流量对冲成员2021-01-012021-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员美国公认会计准则:现金流量对冲成员美国公认会计准则:运营费用成员2023-01-012023-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员美国公认会计准则:现金流量对冲成员美国-美国公认会计准则:销售成员2023-01-012023-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员美国公认会计准则:现金流量对冲成员美国-美国公认会计准则:销售成员2022-01-012022-12-310001061219美国公认会计准则:现金流量对冲成员2023-01-012023-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员美国公认会计准则:运营费用成员美国公认会计准则:现金流量对冲成员2022-01-012022-12-310001061219美国公认会计准则:现金流量对冲成员2022-01-012022-12-310001061219美国公认会计准则:运营费用成员美国公认会计准则:现金流量对冲成员美国-公认会计准则:商品合同成员2021-01-012021-12-310001061219美国公认会计准则:现金流量对冲成员US-GAAP:InterestRateContractMembers2021-01-012021-12-310001061219US-GAAP:InterestRateContractMembers美国公认会计准则:现金流量对冲成员2022-01-012022-12-310001061219US-GAAP:InterestRateContractMembers美国公认会计准则:现金流量对冲成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员美国公认会计准则:现金流量对冲成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:商品合同成员美国-公认会计准则:非指定成员2023-01-012023-12-310001061219美国-公认会计准则:公允价值输入级别2成员美国-GAAP:公允价值衡量递归成员2022-12-310001061219美国-GAAP:公允价值衡量递归成员美国-公认会计准则:公允价值输入级别1成员2022-12-310001061219美国-GAAP:公允价值衡量递归成员2022-12-310001061219美国-GAAP:公允价值衡量递归成员美国-公认会计准则:公允价值投入级别3成员2022-12-310001061219美国-公认会计准则:公允价值输入级别1成员美国-GAAP:公允价值衡量递归成员2023-12-310001061219美国-GAAP:公允价值衡量递归成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:公允价值投入级别3成员美国-GAAP:公允价值衡量递归成员2023-12-310001061219美国-公认会计准则:公允价值输入级别2成员美国-GAAP:公允价值衡量递归成员2023-12-310001061219Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2022-12-310001061219Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则:公允价值输入级别2成员2022-12-310001061219Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则:公允价值输入级别2成员2023-12-310001061219Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2023-12-310001061219US-GAAP:EquityMethodInvestee成员epd:SeawayCrudeHoldingsLLC成员2022-01-012022-12-310001061219US-GAAP:EquityMethodInvestee成员2022-01-012022-12-310001061219epd:SeawayCrudeHoldingsLLC成员US-GAAP:EquityMethodInvestee成员2021-01-012021-12-310001061219US-GAAP:EquityMethodInvestee成员epd:KDSPromixLlcMember2021-01-012021-12-310001061219US-GAAP:EquityMethodInvestee成员2023-01-012023-12-310001061219US-GAAP:EquityMethodInvestee成员epd:KDSPromixLlcMember2022-01-012022-12-310001061219US-GAAP:EquityMethodInvestee成员epd:SeawayCrudeHoldingsLLC成员2023-01-012023-12-310001061219US-GAAP:EquityMethodInvestee成员epd:KDSPromixLlcMember2023-01-012023-12-310001061219US-GAAP:EquityMethodInvestee成员2021-01-012021-12-310001061219SRT:关联实体成员环保署:行政服务员2022-01-012022-12-310001061219环保署:行政服务员SRT:关联实体成员2021-01-012021-12-310001061219环保署:行政服务员SRT:关联实体成员2023-01-012023-12-310001061219epd:VeniceEnergyServiceCompanyLlcMemberUS-GAAP:EquityMethodInvestee成员2021-01-012021-12-310001061219SRT:关联实体成员2022-01-012022-12-310001061219SRT:关联实体成员2023-01-012023-12-310001061219epd:管理员FeesMemberUS-GAAP:EquityMethodInvestee成员2022-01-012022-12-310001061219epd:相关方运营租赁成员SRT:关联实体成员2023-01-012023-12-310001061219US-GAAP:EquityMethodInvestee成员环保署:德克萨斯快速管道有限公司成员2023-01-012023-12-310001061219epd:相关方运营租赁成员SRT:关联实体成员2021-01-012021-12-310001061219epd:管理员FeesMemberUS-GAAP:EquityMethodInvestee成员2023-01-012023-12-310001061219epd:VeniceEnergyServiceCompanyLlcMemberUS-GAAP:EquityMethodInvestee成员2022-01-012022-12-310001061219US-GAAP:EquityMethodInvestee成员epd:管理员FeesMember2021-01-012021-12-310001061219环保署:德克萨斯快速管道有限公司成员US-GAAP:EquityMethodInvestee成员2021-01-012021-12-310001061219SRT:关联实体成员epd:相关方运营租赁成员2022-01-012022-12-310001061219epd:VeniceEnergyServiceCompanyLlcMemberUS-GAAP:EquityMethodInvestee成员2023-01-012023-12-310001061219环保署:德克萨斯快速管道有限公司成员US-GAAP:EquityMethodInvestee成员2022-01-012022-12-310001061219SRT:关联实体成员2022-12-310001061219SRT:关联实体成员2023-12-310001061219US-GAAP:EquityMethodInvestee成员2023-12-310001061219US-GAAP:EquityMethodInvestee成员2022-12-310001061219SRT:最小成员数2023-12-310001061219SRT:最大成员数2023-12-310001061219美国-公认会计准则:从属负债资格成员2023-12-310001061219epd:NaturalGasLiquidsMember2023-12-310001061219epd:ServicePaymentCommittsMember2023-12-310001061219epd:EstimatedPaymentObjectionMember2023-12-310001061219epd:石油化工及精炼产品Member2023-12-310001061219epd:NaturalGasMember2023-12-310001061219SRT:CrudeOilMember2023-12-310001061219环保署:资本支出承诺成员2023-12-310001061219美国公认会计准则:能源设备成员2023-12-310001061219epd:ESTA BuildingAndWarehouse Member2023-12-310001061219epd:Fashion AssetSalesMember2022-01-012022-12-310001061219epd:Recovery Of PDH1建筑成本成员2021-01-012021-12-310001061219epd:CoalBedNaturalGatheringSystem及相关ValVerdeTreatingFacilityMember2023-01-012023-12-310001061219epd:Recovery Of PDH1建筑成本成员2023-01-012023-12-310001061219epd:Fashion AssetSalesMember2023-01-012023-12-310001061219epd:CoalBedNaturalGatheringSystem及相关ValVerdeTreatingFacilityMember2021-01-012021-12-310001061219epd:Recovery Of PDH1建筑成本成员2022-01-012022-12-310001061219epd:CoalBedNaturalGatheringSystem及相关ValVerdeTreatingFacilityMember2022-01-012022-12-310001061219epd:Fashion AssetSalesMember2021-01-012021-12-310001061219环保署:非自愿转换成员2022-01-012022-12-310001061219环保署:非自愿转换成员2021-01-012021-12-310001061219环保署:非自愿转换成员2023-01-012023-12-310001061219美国公认会计准则:次要事件成员环保署:环境保护署高级职员注三美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2024-01-310001061219美国公认会计准则:次要事件成员环保署:环境保护署高级职员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2024-01-310001061219美国公认会计准则:次要事件成员环保署:环境保护署高级职员注三美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2024-01-012024-01-310001061219环保署:环境保护署高级职员美国公认会计准则:次要事件成员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2024-01-012024-01-310001061219美国公认会计准则:次要事件成员美国-GAAP:老年人注意事项成员2024-01-012024-01-310001061219SRT:情景预测成员环保署:EpoSeniorNotesJ成员美国-公认会计准则:老年人债务责任成员2024-02-012024-02-290001061219环保署:PanolaPipeline Company LLCM成员US-GAAP:场景计划成员2024-04-010001061219美国公认会计准则:次要事件成员环保署:企业EF78LLCM成员2024-02-160001061219美国公认会计准则:次要事件成员环保署:怀特霍恩管道公司LLCM成员2024-02-160001061219US-GAAP:场景计划成员2024-04-012024-04-010001061219美国公认会计准则:次要事件成员2024-02-162024-02-16ISO 4217:美元Xbrli:共享ISO 4217:美元Xbrli:共享Xbrli:纯环保署:分部Utr:bblUtr:ft3Utr:TWh
美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区,20549
表格10-K
☑根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告
截至本财政年度止2023年12月31日
12/31
或
☐根据第13或15(D)条提交的过渡报告
1934年《证券交易法》
关于从_年到月__日的过渡期。
委托书档号:1-14323
企业产品合作伙伴L.P.
(注册人在其章程中指定的确切名称)
特拉华州 |
|
76-0568219 |
(法团或组织的州或其他司法管辖区) |
|
(国际税务局雇主身分证号码) |
路易斯安那街1100号,10楼, 休斯敦, 德克萨斯州 77002 |
(主要行政办公室地址,包括邮政编码) |
(713) 381-6500 |
(注册人的电话号码,包括区号) |
根据1934年《证券交易法》第12(B)条登记的证券:
每个班级的标题 |
交易代码 |
注册的每个交易所的名称 |
公共单位 |
环保署 |
纽约证券交易所 |
第12条(g)款规定的证券:没有。
用复选标记表示注册人是否为证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人。是 ☑ *否☐
如果注册人不需要根据法案第13条或第15条(d)款提交报告,则用复选标记进行标记。 是的 ☐ 不是 ☑
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)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90天内是否符合此类提交要求。是 ☑编号:☐
在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内),注册人是否以电子方式提交了根据S—T法规第405条要求提交的所有交互式数据文件。 是 ☑ 不是☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的申报公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器 ☑加速文件管理器☐**非加速文件管理器版本☐另一家规模较小的报告公司。☐ 一家新兴的成长型公司。☐
如果是一家新兴的成长型公司,用复选标记表示注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告,证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国法典》第15编第7262(B)节)第404(B)条对编制或发布其审计报告的注册会计师事务所的财务报告内部控制的有效性进行了评估。☑
如果证券是根据该法第12(B)条登记的,应用勾号表示登记人在备案中的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。*是☐ 编号:☑
截至2023年6月30日(注册人最近完成的第二财季的最后一个营业日),非关联公司持有的我们共同单位的总市值为$38.72 10亿美元,基于纽约证券交易所综合股票代码带上每普通股26.35美元的收盘价。2,168,245,238截至2024年1月31日,未偿还的普通单位。
企业产品合作伙伴L.P.
目录
|
|
页面 |
|
|
数 |
第一部分 |
项目1和2。 |
商业和地产。 |
3 |
第1A项。 |
风险因素。 |
33 |
项目1B。 |
未解决的员工评论。 |
56 |
项目1C。 |
网络安全 |
56 |
第三项。 |
法律诉讼。 |
58 |
第四项。 |
煤矿安全信息披露。 |
58 |
|
|
|
第II部 |
第五项。 |
注册人普通股市场,关联单位持有人 事项和发行人购买股票证券。 |
59 |
第六项。 |
保留。 |
60 |
第7项。 |
管理层对财务状况和财务状况的探讨与分析 运营结果。 |
60 |
第7A项。 |
关于市场风险的定量和定性披露。 |
89 |
第八项。 |
财务报表和补充数据。 |
91 |
第九项。 |
关于会计和会计的变更和与会计师的分歧 财务披露。 |
91 |
第9A项。 |
控制和程序。 |
91 |
项目9B。 |
其他信息。 |
94 |
项目9C。 |
披露妨碍检查的外国司法管辖区。 |
94 |
|
|
|
第三部分 |
第10项。 |
董事、执行干事和伙伴关系治理。 |
94 |
第11项。 |
高管薪酬。 |
105 |
第12项。 |
某些实益所有人和管理层的担保所有权 及相关单位持有人事宜。 |
114 |
第13项。 |
某些关系和相关交易,以及董事的独立性。 |
117 |
第14项。 |
首席会计师费用及服务费。 |
120 |
|
|
|
第四部分 |
第15项。 |
展品、财务报表明细表。 |
121 |
第16项。 |
表格10-K摘要。 |
130 |
|
|
|
签名 |
|
131 |
关于前瞻性信息的警示声明
本截至2023年12月31日止年度的10—K表格年报(“年报”)包含基于我们和普通合伙人的信念、我们作出的假设和我们目前可获得的信息的各种前瞻性陈述和信息。 当在本文档中使用时,诸如"预期"、"项目"、"预期"、"计划"、"寻求"、"目标"、"估计"、"预测"、"打算"、"可能"、"应该"、"将"、"相信"、"可能"、"预定"、"待定"等词语,""潜在"及有关我们未来业务计划和目标的类似表述和声明旨在识别未来—期待声明。 虽然我们和我们的普通合伙人认为,我们在该等前瞻性陈述中反映的期望(包括本年报中引用的任何前瞻性陈述/第三方的期望)是合理的,但我们和我们的普通合伙人都不能保证该等期望将被证明是正确的。
前瞻性陈述受各种风险、不确定性和假设影响,详见本年报第一部分第1A项。 如果一个或多个该等风险或不确定性成为现实,或如果相关假设被证明不正确,我们的实际结果可能与预期、估计、预测或预期有重大差异。 您不应过分依赖任何前瞻性陈述。 本年度报告中的前瞻性陈述仅限于本报告日期。 除联邦和州证券法要求外,我们没有义务公开更新或修订任何前瞻性陈述,无论是由于新信息、未来事件或任何其他原因。
本报告使用的关键参考文献
除文义另有所指外,本年报内所提述“我们”、“我们”或“我们的”均指Enterprise Products Partners L.P.及其合并附属公司的业务及营运。
提及的“合伙企业”或“企业”是指独立的企业产品合作伙伴L.P.。
提及“EPO”是指企业产品运营有限责任公司(Enterprise Products Operating LLC),该公司是合伙企业的间接全资子公司及其合并子公司,合伙企业通过这些子公司开展业务。 我们由普通合伙人Enterprise Products Holdings LLC(“Enterprise GP”)管理,该公司为德克萨斯州私人控股有限责任公司Dan Duncan LLC的全资附属公司。
Dan Duncan LLC之股东权益由一项投票信托拥有,其现时受托人(“DDLLC受托人”)为:(i)Randa Duncan Williams,彼亦为Enterprise GP董事会(“董事会”)之董事兼主席;(ii)Richard H. H.彼亦为董事及董事会副主席;及(iii)W。Randall Fowler,也是Enterprise GP的董事兼联席首席执行官和首席财务官。 邓肯·威廉姆斯女士、巴赫曼和福勒先生目前也担任丹·邓肯有限责任公司的经理。
“EPCO”指的是企业产品公司,一家私人控股的德克萨斯公司,及其私人控股的附属公司。 EPCO的未行使投票权股本由一个投票信托拥有,其现时受托人(“EPCO受托人”)为:(i)Duncan Williams女士,担任EPCO主席;(ii)Bachmann先生,担任EPCO总裁兼首席执行官;及(iii)Fowler先生,担任EPCO执行副总裁兼首席财务官。 Duncan Williams女士和Bachmann先生和Fowler先生目前也担任EPCO的董事。
我们、Enterprise GP、EPCO和Dan Duncan LLC是DD LLC受托人和EPCO受托人共同控制下的关联公司。 截至2023年12月31日,EPCO及其私人控股子公司拥有该合伙企业约32.4%的未偿普通股。
如能源行业和本年度报告中通常使用的,以下简称具有以下含义:
/d |
= |
每天一次 |
MMBPD |
= |
每天百万桶 |
布图什 |
= |
十亿英制热量单位 |
MMBtus |
= |
百万英热单位 |
Bcf |
= |
十亿立方英尺 |
MMCF |
= |
百万立方英尺 |
BPD |
= |
每天的桶数 |
MWac |
= |
兆瓦,交流电 |
mbpd |
= |
每天千桶 |
mwdc |
= |
兆瓦,直流 |
Mmbbls |
= |
百万桶 |
TBTus |
= |
兆英热单位 |
第一部分
项目1和2. 业务及物业
一般信息
我们是一家上市的特拉华有限合伙企业,其普通股在纽约证券交易所(“NYSE”)上市,股票代码为“EPD”。 我们的首选单位不公开交易。 我们于一九九八年四月成立,拥有及经营EPCO的若干液化天然气(“液化天然气”)相关业务,是北美领先的中游能源服务供应商,为天然气、液化天然气、原油、石化产品及精炼产品的生产商及消费者提供服务。 从经济角度来看,我们由有限合伙人(优先和共同单位持有人)拥有。Enterprise GP拥有我们的非经济性普通合伙人权益,管理我们的合作关系。 我们通过EPO及其合并子公司进行几乎所有的业务运营。
我们完全整合的中游能源资产网络(或“价值链”)将来自美国一些最大供应盆地的天然气、天然气和原油生产商联系在一起,加拿大和墨西哥湾与国内消费者和国际市场。 我们的中游能源业务包括:
|
• |
NGL运输、分馏、储存和海运终端(包括用于出口液化石油气(“LPG”)和乙烷的终端); |
|
• |
丙烯生产设施(包括丙烷脱氢(“PDH”)设施)、丁烷异构化、辛烷强化、异丁烷脱氢(“iBDH”)和高纯度异丁烯(“HPIB”)生产设施; |
|
• |
石化和精炼产品运输、仓储和海运码头(包括用于出口乙烯和聚合物级丙烯(“PGP”)的码头);以及 |
|
• |
该公司是一家在美国主要内陆和沿海航道系统运营的海上运输公司。 |
我们的业务策略旨在管理这些业务,以:
|
• |
把握所有能源供应和需求周期的预期趋势和机会,为客户提供增值服务; |
|
• |
维持多元化的中游能源资产组合,并通过增长型资本项目和增加性收购补充资产,以提升我们的整体价值链,扩大这一资产基础;以及 |
|
• |
通过企业或与战略合作伙伴(包括那些在我们的系统上提供增量容量的合作伙伴)的联盟来分担资本成本和风险。 |
我们的财务状况、经营业绩及现金流量取决于我们在综合中游能源资产网络中处理的能源商品的供应及需求。 见"当前展望“载于本年报第II部分第7项,以供管理层就2023年中游能源供应和需求基本面的意见。
业务细分
以下各节概述我们的业务分类,包括有关生产的主要产品及╱或提供的服务以及拥有的物业的资料。 我们的业务分为四个业务部门:NGL管道和服务,原油管道和服务,天然气管道和服务以及石化和精炼产品服务。
我们的每个业务分部均受益于我们营销活动的支持作用。 我们营销活动的主要目的是通过增加中游能源资产网络的资产处理量,支持资产的利用和扩展,从而为每个业务分部带来额外的收费收益。 在履行该等支援角色时,我们的营销活动亦寻求参与供求机会,作为分部经营毛利率的补充来源。 我们营销工作的财务业绩因处理数量及整体市况变动而波动,而该变动受买卖产品的现行及远期市价影响。
我们的财务状况、经营业绩及现金流量承受若干风险。有关此类风险的信息,请参见"风险因素"载于本年报第一部分第1A项。 此外,我们的业务活动受各种联邦、州和地方法律法规的约束,涉及各种主题,包括商业、运营、环境、安全和其他事项。 有关该等法律法规对我们业务活动的主要影响的讨论,请参阅“监管事项"在第一部分,项目1和2的讨论中。
有关管理层对我们的经营业绩、流动资金和资本资源以及资本投资计划的讨论和分析,请参阅本年报第二部分第7项。
有关我们业务分部的详细财务资料(包括主要客户资料),请参阅本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注附注10。
NGL管道和服务
此业务分部包括我们的天然气加工及相关NGL营销活动、NGL管道、NGL分馏设施、NGL及相关产品储存设施以及NGL海运码头。
天然气加工和相关的NGL营销活动
我们天然气加工业务的核心是位于科罗拉多州、路易斯安那州、密西西比州、新墨西哥州、得克萨斯州和怀俄明州的加工设施。
天然气在其原始形式下,在井口(特别是与原油生产有关)生产的天然气含有不同量的天然气,如乙烷和丙烷。 含有NGL和其他杂质的天然气物流通常不被接受用于下游天然气输送管道的运输或作为燃料的商业用途;因此,未经处理的天然气物流必须被输送至天然气加工设施以去除NGL和其他杂质。 一旦天然气经处理并去除NGL和杂质,剩余天然气符合下游天然气管道和商业质量规范。
一般而言,在能源当量的基础上,天然气液化石油气作为石油化工和汽油生产的原料比作为天然气物流的组分具有更大的经济价值。 NGL的典型用途包括:
|
• |
乙烷主要用于石油化工行业,作为生产乙烯的原料,乙烯是各种塑料和其他化学产品的基本组成部分之一。 |
|
• |
丙烷用于加热,作为发动机和工业燃料,并作为乙烯和丙烯生产中的石化原料。 |
|
• |
正丁烷被用作生产乙烯和丁二烯(合成橡胶的关键成分)的石化原料,作为汽油的混合原料,并通过异构化生产异丁烷。 |
|
• |
异丁烷从混合丁烷(正丁烷和异丁烷的混合物流)中分馏或通过异构化过程由正丁烷生产,并用于炼油厂烷基化以提高汽油的辛烷含量,用于生产异辛烷和其他辛烷添加剂,以及用于生产环氧丙烷。 |
|
• |
天然汽油是戊烷和重质烃的混合物,主要用作汽油的混合料、原油中的稀释剂以帮助运输,以及作为石化原料。 |
天然气加工的经营业绩主要取决于我们从开采天然气液化气所赚取的收入(按现金加工费及╱或任何保留天然气液化气的价值计算)与天然气成本及与该等开采活动有关的其他经营成本之间的差额。
天然气加工利用收费、商品或两者结合的服务合同。我们以商品为基础的合约包括保整、保证金带、流动性合约、收益合约及以商品及收费为基础的合约。 在我们保留全部或部分提取的天然气液化液作为我们加工服务的代价的情况下,我们将该等数量称为我们的“权益天然气液化液等效生产”。
如果天然气加工设施的运营成本高于将被提取的NGL的增量值,那么某些NGL的回收水平,主要是乙烷,可能会有目的地降低。 这种情况通常被称为"乙烷排斥",并导致我们可用于后续运输、分馏、储存和销售的NGL体积减少。
我们的NGL营销活动包括我们通过天然气加工活动(即,我们的股权NGL等效生产)和公开市场和合同采购。 NGL营销的经营业绩主要取决于NGL销售价格与相关采购及其他成本(包括营销集团使用我们其他资产应占的成本)之间的差额。 天然气液化石油的市场价格会因供求变动以及我们无法控制的各种额外因素而波动。 我们试图透过使用商品衍生工具减低这些价格风险。 有关我们的商品套期保值计划的讨论,请参阅本年报第二部分第7A项。
下表呈列有关我们于二零二四年二月一日的天然气加工资产的选定资料:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
净气体 |
总天然气 |
|
|
生产 |
|
不是的。的 |
正在处理中 |
正在处理中 |
|
|
区域 |
所有权 |
正在处理中 |
容量 |
容量 |
资产描述 |
位置 |
服侍 |
利息 |
火车(1) |
(MMcf/d) |
(MMcf(d)(2) |
落基山脉 |
|
|
|
|
|
|
Meeker |
科罗拉多州 |
piceance |
100.0% |
2 |
1,600 |
1,600 |
拓荒者 |
怀俄明州 |
绿河 |
100.0% |
2 |
1,100 |
1,100 |
查科 |
新墨西哥州 |
圣胡安 |
100.0% |
2 |
700 |
700 |
南得克萨斯州 |
|
|
|
|
|
|
Yoakum |
德克萨斯州 |
鹰福特 |
100.0% |
3 |
900 |
900 |
汤普森维尔 |
德克萨斯州 |
鹰福特 |
100.0% |
1 |
330 |
330 |
索普 |
德克萨斯州 |
鹰福特 |
100.0% |
1 |
280 |
280 |
阿姆斯特朗 |
德克萨斯州 |
鹰福特 |
100.0% |
2 |
250 |
250 |
圣马丁 |
德克萨斯州 |
鹰福特 |
100.0% |
1 |
200 |
200 |
索诺拉 |
德克萨斯州 |
施特朗 |
100.0% |
3 |
90 |
90 |
特拉华州盆地 |
|
|
|
|
|
|
奥拉 |
德克萨斯州 |
特拉华州 |
100.0% |
3 |
900 |
900 |
薄荷糖 |
德克萨斯州 |
特拉华州 |
100.0% |
2 |
600 |
600 |
南涡 |
新墨西哥州 |
特拉华州 |
100.0% |
1 |
200 |
200 |
娃哈哈 |
德克萨斯州 |
特拉华州 |
100.0% |
1 |
150 |
150 |
查帕拉尔 |
新墨西哥州 |
特拉华州 |
100.0% |
1 |
40 |
40 |
米德兰盆地 |
|
|
|
|
|
|
波塞冬 |
德克萨斯州 |
米德兰 |
100.0% |
1 |
300 |
300 |
纽伯里 |
德克萨斯州 |
米德兰 |
100.0% |
2 |
260 |
260 |
莱克尔 |
德克萨斯州 |
米德兰 |
100.0% |
1 |
200 |
200 |
三叉戟 |
德克萨斯州 |
米德兰 |
100.0% |
1 |
200 |
200 |
泰勒 |
德克萨斯州 |
米德兰 |
100.0% |
1 |
200 |
200 |
路易斯安那州和密西西比州 |
|
|
|
|
|
帕斯卡古拉 |
密西西比州 |
墨西哥湾 |
75.0% (3) |
2 |
750 |
1,000 |
海王星 |
路易斯安那州 |
墨西哥湾 |
66.0% (4) |
2 |
429 |
650 |
威尼斯 |
路易斯安那州 |
墨西哥湾 |
13.1% (5) |
2 |
98 |
750 |
迦太基 |
|
|
|
|
|
|
斗牛犬 |
德克萨斯州 |
棉谷 |
100.0% |
1 |
200 |
200 |
帕诺拉 |
德克萨斯州 |
棉谷 |
100.0% |
1 |
120 |
120 |
其他 |
|
|
|
|
|
|
印第安斯普林斯 |
德克萨斯州 |
威尔科克斯伍德拜恩 |
75.0% (4) |
1 |
75 |
100 |
*总计 |
|
|
|
|
10,172 |
11,320 |
(1) |
我们的每个天然气加工资产由一个或多个天然气加工单元(称为“加工机组”)组成,可用于处理输送至每个设施的未加工天然气。 每个加工系列的加工能力将有所不同。 |
(2) |
总气体处理能力指各设施所有处理列的合并气体处理能力。 实际的处理能力可能会与实际的处理能力不同,这是由于多种因素造成的,包括压缩限制、被处理气体的质量和成分。 |
(3) |
我们通过我们的控股子公司Pascagoula Gas Processing LLC拥有Pascagoula设施75%的合并权益。 |
(4) |
我们按比例合并我们于该等经营资产的未分割权益。 |
(5) |
我们于Venice的13. 1%股权乃透过权益法投资于Venice Energy Services Company,L.L.C.而间接持有。 |
我们经营我们所有的天然气加工资产,除了威尼斯。 按加权平均基准计算,截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度,我们天然气加工设施的利用率分别约为69. 6%、66. 5%及58. 1%。
中部盆地天然气加工。 我们支持米德兰盆地客户生产的天然气加工资产包括六条天然气加工列,其中包括我们于2022年2月收购的四条天然气加工列,第五条天然气加工列,我们于2022年3月完成建设并投入使用的第六条天然气加工列(“Poseidon”),我们于二零二三年七月完成建造并投入使用。 有关上述收购之更多资料,请参阅本年报第二部分第8项综合财务报表附注附注12。
为应对产量增加,我们正在建设第七条天然气加工机组(“Leonidas”)和第八条天然气加工机组(“Orion”),预计将分别于二零二四年第一季度和二零二五年下半年投入使用。 这些列车中的每一列将有能力处理300 MMcf/d的天然气,并提取超过40 MBPD的天然气液化石油,并得到长期面积专用协议的支持。
特拉华盆地天然气加工。 我们的天然气加工资产支持特拉华盆地的客户生产,包括八条天然气加工设备,包括位于芒通的第二条天然气加工设备,该设备已于2023年10月投入使用。
为应对产量增加,我们正于芒通新建一条天然气加工列车,并于芒通西部地区新建另一条天然气加工列车,预计将于二零二四年第一季度及二零二五年下半年投入使用。 这些天然气加工机组中的每一个将具有处理300 MMcf/d天然气和提取超过40 MBPD的天然气液化气的能力,并得到长期面积专用协议和最低产量承诺的支持。
我们的NGL营销活动使用了大约510辆轨道车的车队,其中大部分是从第三方租赁的。 这些轨道车用于向我们的设施输送原料,并在美国和加拿大部分地区分销NGL。 我们在亚利桑那州、堪萨斯州、路易斯安那州、明尼苏达州、密西西比州、纽约州、北卡罗来纳州和得克萨斯州的某些码头设施拥有铁路装卸能力。 这些设施为我们的铁路运输和我们的客户提供服务。我们的NGL营销活动还使用了约160辆牵引拖车油罐车的车队,用于为我们和代表第三方运输液化石油气。 我们租赁和运营这些卡车的大部分。
NGL管道
我们的NGL管道将混合的NGL从天然气加工设施、炼油厂和海运码头运输到下游分馏厂和储存设施;收集和分配纯净的NGL产品到分馏厂、储存和终端设施、石化厂、炼油厂和出口设施;并将丙烷和乙烷输送到我们管道系统沿线的目的地。
我们的NGL管道的运营业绩主要取决于运输的NGL数量(或预留容量)以及我们就该等运输服务收取的相关费用。 向托运人收取的运输费是根据政府机构(包括联邦能源管理委员会(“FERC”))监管的关税或合同安排而定。 见"监管事项"在本部分第1和2项中,以了解有关我们液体管道的政府监管的信息。
下表呈列有关我们于2024年2月1日的NGL管道的选定资料:
|
|
|
管道 |
|
|
所有权 |
长度 |
资产描述 |
拍摄地点(S) |
利息 |
(英里) |
中美洲管道系统(1) |
美国中西部和西部 |
100.0% |
7,850 |
南德克萨斯NGL管道系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
1,957 |
迪克西管道(1) |
美国南部和东南部 |
100.0% |
1,300 |
Seminole NGL管道(1) |
德克萨斯州 |
100.0% |
1,245 |
ATEX(1) |
德克萨斯州至美国中西部和东北部 |
100.0% |
1,224 |
Chaparral NGL系统 |
德克萨斯州新墨西哥州 |
100.0% |
1,080 |
路易斯安那州管道系统(1) |
路易斯安那州 |
100.0% |
874 |
新橡树天然气管道 |
德克萨斯州 |
67.0% (3) |
668 |
德克萨斯快速管道(1) |
德克萨斯州 |
35.0% (4) |
593 |
斯凯利-贝尔维尤管道(1) |
德克萨斯州,俄克拉何马州 |
50.0% (5) |
572 |
前排油管(1) |
科罗拉多州,俄克拉何马州,德克萨斯州 |
33.3% (6) |
452 |
休斯顿航道管道系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
304 |
帕诺拉管道(1) |
德克萨斯州 |
55.0% (7) |
253 |
格兰德河输油管道(1) |
德克萨斯州 |
100.0% |
248 |
乙烷宙斯盾管道(1) |
德克萨斯州,路易斯安那州 |
100.0% |
232 |
Lou-Tex天然气管道(1) |
德克萨斯州,路易斯安那州 |
100.0% |
209 |
ProMix NGL采集系统 |
路易斯安那州 |
50.0% (8) |
191 |
三国天然气管道(1) |
阿拉巴马州密西西比州路易斯安那州 |
83.3% (9) |
168 |
德克萨斯州快速收集系统 |
德克萨斯州 |
45.0% (10) |
138 |
其他(9个系统)(2) |
五花八门 |
各种(11) |
523 |
*总计 |
|
|
20,081 |
(1) |
在这些液体管道上提供的州际运输服务,全部或部分由联邦政府机构监管。 |
(2) |
包括位于路易斯安那州沿海地区的Belle Rose和Wilprise管道;位于德克萨斯州东南部阿瑟港附近的两条管道;位于德克萨斯州东部的San Jacinto管道;位于新墨西哥州的Permian NGL支线管道;位于德克萨斯州西部和新墨西哥州的Leveret管道;德克萨斯州的Enterprise Ethane管道;以及位于科罗拉多州的一条与我们Meeker设施相关的管道。 Wilprise和Leveret管道提供的运输服务由联邦政府机构管理。 |
(3) |
我们通过我们的多数股权子公司Breviloba,LLC拥有Shin Oak NGL管道67%的合并权益。 |
(4) |
我们于Texas Express Pipeline的35%所有权权益乃透过我们于Texas Express Pipeline LLC的权益法投资间接持有。 |
(5) |
我们于Skelly—Belvieu管道的50%拥有权权益乃透过我们于Skelly—Belvieu管道公司,L.L.C.的权益法投资间接持有。 |
(6) |
本公司于Front Range Pipeline的33. 3%拥有权权益乃透过本公司于Front Range Pipeline LLC的权益法投资间接持有。 |
(7) |
我们通过我们的多数股权附属公司Panola PipelCompany,LLC(“Panola”)拥有Panola Pipel55 %的综合权益。 于2024年2月16日,Enterprise的一间附属公司订立最终协议,收购Panola的额外股权。 有关详情,请参阅本年报第二部分第8项下综合财务报表附注20。 |
(8) |
我们于Promix NGL集气系统的50%所有权权益乃透过我们于K/D/S Promix,L.L.C.的权益法投资间接持有。 |
(9) |
我们通过我们的多数股权附属公司Tri—States NGL Pipe,L.L.C.拥有Tri—States NGL Pipe 83.3%的综合权益。 |
(10) |
我们于Texas Express Gathering System的45%所有权权益乃透过我们于Texas Express Gathering LLC的股权法投资间接持有。 |
(11) |
我们按比例巩固了阿瑟港管道45英里段50%的未分割权益。 其余这些NGL管道为全资拥有。 |
我们的NGL管道每天可以运输的最大桶数取决于每个系统不同部分之间在给定时间点达到的运行率(例如,每个注入和交付点的需求水平以及正在运输的产品组合)。因此,我们根据我们的所有权权益,以净吞吐量来衡量我们的NGL管道的利用率。总计,在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度内,这些管道的净吞吐量分别为4040 Mbpd、3703 Mbpd和3412 Mbpd。
我们运营我们的NGL管道,但德克萨斯快递收集系统除外。以下信息描述了我们的主要NGL管道:
|
• |
这个中美管道系统是一个NGL管道系统,由3,111英里长的落基山管道、2,020英里长的康威北管道、628英里长的乙烷-丙烷(EP)混合管道和2,091英里长的康威南管道组成。落基山管道将混合的天然气管道从落基山逆冲和圣胡安盆地的产区输送到位于德克萨斯州和新墨西哥州边界的霍布斯天然气管道枢纽。康威北段将位于堪萨斯州康威的天然气管道枢纽连接到中西部上部的炼油厂、石化厂和丙烷市场。天然气天然气管道枢纽为买家和卖家提供了一个存储和定价产品的集中地点。同时还提供到州内和/或州际管道的连接。EP Mix部分将EP混合物从Conway枢纽输送到爱荷华州和伊利诺伊州的石化工厂。Conway South管道将Conway枢纽与堪萨斯州炼油厂连接起来,并在Conway和Hobbs枢纽之间提供NGL的双向运输。在霍布斯NGL枢纽,中美管道系统与我们的Seminole NGL管道和Hobbs NGL分馏和储存设施互连。中美洲管道系统还连接到18个非监管的NGL终端,其中17个是我们拥有和运营的。 |
考虑到我们的德克萨斯西部产品系统,一家全资子公司租用了落基山管道679英里的运力,将精炼产品从我们位于德克萨斯州西部的二叠纪盆地终端输送到位于新墨西哥州和犹他州的终端。石化和成品油服务部门-成品油管道“在本第一部分中,第1项和第2项是关于德克萨斯州西部产品系统的其他信息。
|
• |
这个南德克萨斯NGL管道系统是一个位于德克萨斯州南部的NGL收集和运输管道网络,从天然气加工设施(由我们或第三方拥有)收集混合的NGL,并将其输送到我们位于德克萨斯州南部和德克萨斯州钱伯斯县的NGL分馏塔。此外,该系统还将纯度NGL产品从我们的南得克萨斯州NGL分馏塔输送到位于德克萨斯州科珀斯克里斯蒂和德克萨斯州休斯敦之间以及德克萨斯州科珀斯克里斯蒂地区的炼油厂和石化厂,以及与其他NGL管道和我们的钱伯斯县存储综合体互连。此外,南得克萨斯州NGL管道系统将我们的乙烷集管系统从德克萨斯州钱伯斯县扩展到德克萨斯州科珀斯克里斯蒂。 |
|
• |
这个迪克西管道Dixie管道将丙烷和其他NGL从德克萨斯州东南部、路易斯安那州南部和密西西比州的地点输送到美国东南部的市场。Dixie管道在七个州运营:阿拉巴马州、佐治亚州、路易斯安那州、密西西比州、北卡罗来纳州、南卡罗来纳州和德克萨斯州,并连接到我们拥有和运营的八个不受监管的丙烷终端。 |
|
• |
阿巴拉契亚到德克萨斯的快车,或ATEX,管道将南向服务中的乙烷从位于俄亥俄州、宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州的第三方拥有的NGL分馏工厂输送到我们的钱伯斯县储存设施。这些分馏设施中产生的乙烷来自马塞卢斯和尤蒂卡页岩产区。TATEX在九个州运营:阿肯色州、伊利诺伊州、印第安纳州、路易斯安那州、密苏里州、俄亥俄州、宾夕法尼亚州、德克萨斯州和西弗吉尼亚州。 |
|
• |
这个Chaparral NGL系统将混合NGL从位于德克萨斯州西部和新墨西哥州的天然气加工设施输送到我们的NGL管道,该管道的目的地将是我们在德克萨斯州钱伯斯县的设施。该系统由901英里长的Chaparral管道和179英里长的Quanah管道组成。查帕拉尔管道提供的州内运输服务受到监管;但夸纳管道提供的运输服务不受监管。 |
考虑到我们的德克萨斯州西部产品系统,一家全资子公司租用了查帕拉尔管道481英里的运力,以方便精炼产品从我们位于德克萨斯州钱伯斯县的储存设施运输到我们位于德克萨斯州马丁县的Seminole NGL管道,在那里它将继续连接到我们在德克萨斯州西部的二叠纪盆地终端。石化和成品油服务部门-成品油管道“在本第一部分中,第1项和第2项是关于德克萨斯州西部产品系统的其他信息。
|
• |
这个路易斯安那州管道系统是一个NGL管道网络,将源自路易斯安那州和德克萨斯州的NGL输送到位于路易斯安那州南部密西西比河走廊沿线的炼油厂和石化厂。该系统还为我们位于路易斯安那州的天然气加工设施、NGL分馏塔和其他资产提供运输服务。 |
|
• |
这个塞米诺尔天然气管道将天然气从霍布斯枢纽和二叠纪盆地输送到德克萨斯州东南部的市场,包括我们钱伯斯县的天然气分馏设施。源自中美管道系统的天然气管道是塞米诺尔天然气管道产量的重要来源。 |
2024年1月,378英里年,米德兰至回声2号管道的米德兰至Sealy段从原油服务转换回NGL服务(作为我们塞米诺尔NGL管道的一部分)以提供增量NGL运输服务,直到巴伊亚NGL管道建设完成。我们保留了灵活性,根据未来的市场状况,将这条管道保持在NGL服务中,或将其转换为原油或其他液态碳氢化合物服务。
此外,考虑到我们的德克萨斯州西部产品系统,一家全资子公司已经租用了我们65英里的Seminole NGL管道的运力,以促进精炼产品从我们位于德克萨斯州马丁县的Chaparral管道连接到我们位于德克萨斯州西部的二叠纪盆地终端。石化和成品油服务部门-成品油管道“在本第一部分中,第1项和第2项是关于德克萨斯州西部产品系统的其他信息。
|
• |
这个新橡树天然气管道将天然气生产从二叠纪盆地的得克萨斯州奥拉输送到我们钱伯斯县的天然气分馏和储存设施。 |
|
• |
这个德克萨斯快递管道从德克萨斯州的斯凯利敦延伸到我们钱伯斯县的NGL分馏和储存综合体。来自落基山脉、二叠纪盆地和中大陆地区生产油田的混合NGL通过与我们靠近Skellytown的中美管道系统的互联被输送到德克萨斯快速管道。此外,德克萨斯快速管道运输由德克萨斯快速收集系统收集的混合NGL。此外,来自科罗拉多州丹佛-朱尔斯堡(DJ)盆地的混合NGL也使用前射程管道输送到德克萨斯快速管道。 |
|
• |
这个斯凯利-贝尔维尤管道将混合NGL从德克萨斯州斯凯利敦输送到德克萨斯州钱伯斯县。斯凯利-贝尔维尤管道通过与我们位于斯凯利敦的中美管道系统的互联,接收大量NGL。 |
|
• |
这个前排射程管道将混合NGL从位于科罗拉多州DJ盆地的天然气处理设施输送到与我们位于德克萨斯州Skellytown的德克萨斯快速管道、中美管道系统和其他第三方设施的互联。 |
|
• |
这个休斯顿航道管道系统将我们德克萨斯州钱伯斯县的资产连接到我们在休斯顿航道上的海运码头,并连接到区域石化厂、炼油厂和其他管道。 |
|
• |
这个帕诺拉管道将混合NGL从德克萨斯州迦太基附近的注入点运输到德克萨斯州钱伯斯县,并为海恩斯维尔和科顿谷原油和天然气产区提供支持。 |
|
• |
这个里奥格兰德输油管道将混合的NGL从德克萨斯州敖德萨附近运输到德克萨斯州埃尔帕索南部墨西哥边境的管道互联。 |
|
• |
这个宙斯盾乙烷管道(“宙斯盾”)向位于德克萨斯州东南部和路易斯安那州墨西哥湾沿岸的石化设施输送纯度乙烷。当宙斯盾与我们的企业乙烷管道和南得克萨斯州天然气天然气管道系统的一部分相结合时,形成一个从德克萨斯州科珀斯克里斯蒂延伸到路易斯安那州密西西比河的乙烷集管系统。 |
|
• |
这个Lou-Tex天然气管道在路易斯安那州和德克萨斯州市场之间运输混合的NGL、纯度NGL产品和炼油级丙烯(“RGP”)。 |
巴伊亚天然气管道公司。2023年10月,我们宣布计划建设550英里长的巴伊亚NGL管道,将不断增长的NGL产量从二叠纪盆地输送到我们位于德克萨斯州钱伯斯县的NGL分馏综合体。巴伊亚NGL管道的设计能力为每日600 Mb,将由特拉华州盆地的一段直径24英寸的管段组成,在那里它将连接从米德兰盆地到钱伯斯县的一段直径30英寸的管段。该项目预计将于2025年上半年投入使用。
NGL分馏及相关设施
我们的NGL分馏塔将混合NGL分离成纯NGL产品,供第三方客户和我们的NGL营销活动使用。国内天然气处理设施提取的混合NGL是我们NGL分馏塔处理的数量最大的来源。根据行业数据,我们相信在可预见的未来,将有足够数量的混合NGL可供分馏,特别是那些来自德克萨斯州西部天然气处理设施的混合NGL。
我们NGL分馏业务的运营结果通常取决于所分馏的混合NGL的数量和收取的分馏费用水平。*根据基于费用的分馏合同,客户保留我们为他们处理的NGL的所有权。
下表列出了有关我们在2024年2月1日的NGL分馏设施的精选信息:
|
|
|
网络工厂 |
全厂 |
|
|
所有权 |
容量 |
容量 |
资产描述 |
位置 |
利息 |
(MBPD) (1) |
(MBPD) (2) |
NGL分馏设施: |
|
|
|
|
钱伯斯县: |
|
|
|
|
Fracs 1、2和3 |
德克萨斯州 |
75.0% (3) |
189 |
245 |
Fracs 4、5、6、9、10、11和12 |
德克萨斯州 |
100.0% |
770 |
770 |
Fracs 7和8 |
德克萨斯州 |
75.0% (4) |
128 |
170 |
钱伯斯县共计 |
|
|
1,087 |
1,185 |
舒普和阿姆斯特朗 |
德克萨斯州 |
100.0% |
97 |
97 |
霍布斯 |
德克萨斯州 |
100.0% |
75 |
75 |
诺科公司 |
路易斯安那州 |
100.0% |
75 |
75 |
Promix |
路易斯安那州 |
50.0% (5) |
73 |
145 |
特博内 |
路易斯安那州 |
100.0% |
30 |
30 |
巴吞鲁日 |
路易斯安那州 |
32.2% (6) |
19 |
60 |
*总计 |
|
|
1,456 |
1,667 |
(1) |
工厂的大约净产能不一定与我们在每个工厂的所有权权益相对应。产能是基于各种因素,例如业主在工厂加工的数量水平以及与共同所有者的合同安排。 |
(2) |
工厂的总产能反映了我们分馏设施的铭牌产能。实际的分馏产能通常会超过铭牌产能,但可能会根据操作条件的不同而变化,包括正在处理的NGL的组成。 |
(3) |
我们按比例合并这些分馏器75%的不可分割权益。 |
(4) |
我们通过我们的控股子公司Enterprise EF78 LLC拥有NGL分馏塔7和8的75%的合并股权。2024年2月16日,我们收购了Enterprise EF78 LLC剩余的25%股权。有关详细信息,请参阅本年报第II部分第8项下的合并财务报表附注20。 |
(5) |
我们在ProMix NGL分馏塔的50%股权是通过我们对K/D/S ProMix,L.L.C.的股权投资间接持有的。 |
(6) |
我们在巴吞鲁日分馏塔的32.2%所有权权益是通过我们对巴吞鲁日分馏塔有限责任公司的股权投资间接持有的。 |
以加权平均数计算,于截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度内,天然气精馏塔的整体使用率(以铭牌产能计算)分别为106.0%、100.0%及93.8%。
以下信息描述了我们的主要NGL分馏塔,我们都在运营这些分馏塔:
|
• |
我们拥有并运营位于德克萨斯州钱伯斯县的NGL分馏塔。这些分馏塔处理来自北美几个主要NGL供应盆地的混合NGL,包括二叠纪盆地、落基山脉、鹰滩页岩、中大陆和圣胡安盆地。我们的钱伯斯县NGL分馏塔连接到我们的NGL供应和分配管道网络,大约有170 MMBbls的地下盐丘存储能力,并通过我们位于休斯顿船道的海运码头进入国际市场。 |
2023年7月,我们位于得克萨斯州钱伯斯县的第12个NGL分馏塔(“Frac 12”)投入使用。Frac 12的铭牌产能增加了150 Mb/d,使我们在Chambers县的NGL分馏能力达到约1.2 Mb/d。
2023年10月,我们宣布计划在得克萨斯州钱伯斯县建造NGL分馏塔14(“Frac 14”)和相关的脱丁烷塔(“DIB”)装置。Frac 14的设计铭牌能力将为每日150 Mb,预计将能够分馏至多195 Mb的NGL,并于2025年下半年投入使用。
|
• |
这个舒普和阿姆斯特朗南得克萨斯州的NGL分馏塔处理由区域天然气加工设施供应的混合NGL。这些分馏塔的纯度NGL产品通过我们的南得克萨斯州NGL管道系统运输到科珀斯克里斯蒂地区的当地市场和德克萨斯州的钱伯斯县。 |
|
• |
这个霍布斯NGL分馏塔为西德克萨斯州、新墨西哥州、科罗拉多州和怀俄明州的NGL生产商提供服务。该分馏塔接收来自几个主要供应盆地的混合天然气液化液,包括中部大陆、二叠纪盆地、圣胡安盆地和落基山脉。 该设施位于我们的中美洲管道系统和塞米诺尔NGL管道的连接处,从而为客户提供了通往康威枢纽和钱伯斯县,德克萨斯州。 |
|
• |
这个诺科公司NGL分馏塔从位于路易斯安那州南部以及密西西比州和阿拉巴马州墨西哥湾沿岸的炼油厂和天然气加工设施接收混合NGL,包括我们的帕斯卡古拉和威尼斯设施。 |
我们还拥有并经营一个60 MBPD天然汽油加氢处理设施在我们的钱伯斯县综合体以及相关的储存和管道基础设施,旨在降低天然汽油的硫含量。
NGL及相关产品储存设施
我们利用地下盐丘储存洞穴和地上储存罐来储存我们和我们的客户拥有的混合和纯天然气液化石油、石化产品和相关产品。 我们的仓储设施的运营结果取决于客户预留的仓储容量水平、交付和撤出仓储的产品数量以及与各项活动相关的费用。
下表呈列有关我们于二零二四年二月一日的NGL及相关产品储存资产的选定资料:
|
|
|
可用净 |
|
|
|
存储 |
|
|
所有权 |
容量 |
资产描述 |
位置 |
利息 |
(MMBbls) (1) |
钱伯斯县仓库综合体 |
德克萨斯州 |
100.0% |
169.5 |
阿尔梅达和马卡姆(2) |
德克萨斯州 |
租赁 |
12.4 |
Breaux Bridge,Anse La Butte和Sorrento(3) |
路易斯安那州 |
100.0% |
11.0 |
花瓣(4) |
密西西比州 |
100.0% |
5.4 |
哈钦森(5) |
堪萨斯州 |
100.0% |
4.0 |
其他(6) |
五花八门 |
五花八门 |
14.4 |
*总计 |
|
|
216.7 |
(1) |
净可用存储容量基于我们的所有权权益或合同使用权。 |
(2) |
这些储存设施与我们的南德克萨斯NGL管道系统连接使用。 |
(3) |
这些储存设施与我们的路易斯安那州管道系统连接使用。 |
(4) |
该储存设施用于我们的迪克西管道。 |
(5) |
该储存设施用于我们的中美洲管道系统。 |
(6) |
主要包括我们主要管道系统的运营储存容量,包括中美洲管道系统、迪克西管道和TE产品管道。 我们拥有几乎所有的存储容量。 |
我们经营几乎所有的NGL和相关产品储存设施。
我们最大的地下储存设施位于德克萨斯州钱伯斯县。该设施由37个地下盐丘洞穴组成,用于储存和重新输送混合和纯天然气液化石油、石化产品和相关产品。 该设施的总可用储存容量为169.5 MMBbls,一个盐水系统具有约36 MMBbls的地上盐水储存容量和三口用于盐水生产的井。
NGL海运码头及相关业务
我们拥有并经营处理NGL的海运码头(进出口)。我们的NGL海运码头(所有这些码头均位于休斯顿船舶海峡)的运营业绩主要取决于处理量(装卸)的水平以及我们就该等服务收取的相关费用。
以下信息介绍了我们的休斯顿船舶通道终端:
|
• |
这个企业碳氢化合物码头(“EHT”)为出口商、销售商、分销商、化工公司和主要综合石油公司提供终端服务。 EHT拥有广泛的海滨通道,包括八个深水船坞和一个驳船船坞。 该码头可容纳吃水高达45英尺的船只,包括苏伊士型油轮,这是最大的油轮,可以航行休斯顿船舶海峡。 我们相信,我们位于休斯顿船舶海峡的位置使我们能够处理比竞争对手更大的船只,因为我们的海滨有更少的吃水和横梁(宽度)限制。 我们海滨的规模和结构使我们能够为客户接收和卸载产品,并提供码头服务。 |
EHT可以将低乙烷丙烷和/或丁烷(统称为LPG)的冷藏货物同时装载到多艘油轮上。 我们的液化石油气出口服务继续受益于国内页岩油生产的NGL供应量增加、作为乙烯和丙烯生产原料的丙烷的国际需求,以及用于发电和加热用途。 目前估计EHT的液化石油气最大装载量约为每小时835 MBPD。 EHT有能力同时装载多达六艘超大型气体运输船,同时保持在装载丙烷和丁烷之间切换的选择。 EHT可以在不到24小时的时间内装载单个VLGC,为我们的客户创造更高的效率和成本节约。 截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度,EHT的液化石油气平均装载量分别为623百万分/年、555百万分/年及501百万分/年。
EHT的主要客户是我们的NGL营销团队,他们使用终端来满足出口客户的需求。 NGL营销与这些客户进行交易,使用长期销售合同与支付条款和/或交换协议。 近年来,美国已成为世界上最大的液化石油气出口国,其中源自EHT的货物起着关键作用。
EHT还包括一个NGL进口终端。 该进口码头可根据产品的不同,以高达每小时8,000桶的速度从油轮上卸下NGL。 我们过去三年的NGL进口量是最少的。
EHT还提供涉及原油、丙烯和精炼产品的终端服务。 EHT与原油终端和储存相关的资产和活动是我们原油管道和服务业务部门的组成部分。 EHT涉及丙烯和精炼产品的活动是我们的石化和精炼产品服务业务部门的组成部分。
|
• |
这个Morgan's Point乙烷出口终端位于休斯顿船舶海峡,具有约每小时10,000桶完全冷冻乙烷的装载能力,是世界上同类产品中最大的。该终端通过为全球石化行业提供低成本原料选择和供应多样化机会,支持美国页岩气田的国内乙烷生产。 由终端处理的乙烷体积来自我们的钱伯斯县NGL分馏和存储综合体。 截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度,码头的乙烷装载量平均分别为198 MB PD、168 MB PD及157 MB PD。 |
Neches River乙烷/丙烷出口设施。 2022年4月,我们宣布计划建设一个新的乙烷/丙烷出口设施,该设施将位于德克萨斯州奥兰治县的Neches河。 为应对日益增长的LPG出口需求,该项目将扩大我们在美国墨西哥湾沿岸的乙烷和丙烷出口能力。 该多阶段项目预计将于二零二五年下半年及二零二六年上半年完成。
原油管道及服务
此业务分部包括原油管道、原油储存及海运码头,以及相关原油营销活动。
原油管道
我们在俄克拉荷马州、新墨西哥州和德克萨斯州拥有原油集输管道。 我们的原油管道的运营业绩主要取决于原油运输量(或预留容量)以及我们就该等运输服务收取的相关费用。 向托运人收取的运输费是根据包括联邦能源管理委员会在内的政府机构规定的关税或合同安排而定的。 见"监管事项"在本部分第1和2项中,以了解有关我们液体管道的政府监管的信息。
下表呈列有关我们于二零二四年二月一日的原油管道及相关业务的选定资料:
|
|
|
可操作的 |
|
|
|
|
存储 |
管道 |
|
|
所有权 |
容量 |
长度 |
资产描述 |
拍摄地点(S) |
利息 |
(MMBbls) (2) |
(英里) |
海洋管道(1) |
德克萨斯州,俄克拉何马州 |
50.0% (3) |
9.7 |
1,273 |
西德克萨斯州系统(1) |
德克萨斯州新墨西哥州 |
100.0% |
1.7 |
1,081 |
中部至欧共体系统 |
德克萨斯州 |
各种(4) |
3.7 |
938 |
盆地管道(1) |
德克萨斯州新墨西哥州俄克拉荷马州 |
13.0% (5) |
5.2 |
601 |
南德克萨斯原油管道系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
5.6 |
508 |
CFS中游系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
0.3 |
500 |
Eagle Ford原油管道系统 |
德克萨斯州 |
50.0% (6) |
4.5 |
390 |
*总计 |
|
|
30.7 |
5,291 |
(1) |
在这些液体管道上提供的运输服务全部或部分由联邦政府机构监管。 |
(2) |
业务储存容量按毛额列报。 |
(3) |
我们于SeawayPipe的50%拥有权权益乃透过我们于SeawayCrude Holdings LLC(“Seaway”)的权益法投资间接持有。 |
(4) |
我们通过我们的多数股权子公司Whitethorn管道有限责任公司拥有米德兰至ECHO 1管道417英里的米德兰至西利段80%的合并权益。 于2024年2月16日,我们收购Whitethorn PipelCompany LLC剩余20%股权。 有关详情,请参阅本年报第二部分第8项下综合财务报表附注20。 此外,我们按比例巩固了我们29%的未分割权益,在521英里的米德兰至韦伯斯特管道,我们称之为米德兰至ECHO 3管道。 |
(5) |
我们按比例合并我们在盆地管道13%的未分割权益。 |
(6) |
我们于Eagle Ford原油管道系统的50%拥有权权益乃透过我们于Eagle Ford PipelLLC的权益法投资间接持有。 |
我们的原油管道每天可以输送的最大桶数取决于每个系统的不同部分之间在给定时间点达到的运行速率(例如,每个交付点的需求水平和所运输的原油的等级)。 因此,我们以净吞吐量(基于我们的所有权权益)衡量原油管道的利用率。 于截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度,该等管道的净吞吐量分别为2,461百万元、2,222百万元及2,088百万元。
我们经营我们的原油管道,盆地管道,鹰福特原油管道系统和米德兰至ECHO 3管道除外。以下资料介绍了我们的主要原油管道:
|
• |
这个米德兰-TO-ECHO系统通过为生产商和其他托运人提供既具成本效益又操作灵活的运输解决方案,支持二叠纪盆地原油生产。*在我们的米德兰码头聚合原油后,该系统有能力运输多种等级的原油,包括西德克萨斯中质原油(WTI)、WTI轻质原油通过使用Echo终端,Midland-to-Echo系统上的托运人可以访问德克萨斯州休斯敦、博蒙特和亚瑟港的每一家炼油厂以及我们的原油出口终端设施。 |
米德兰至ECHO 1管道始发于我们的米德兰终端,长达417英里,到达我们的Sealy存储终端。然后,到达Sealy的天然气通过兰乔II管道输送到我们的ECHO终端,该管道是我们南得克萨斯原油管道系统的组成部分。根据某些运营变量的不同,米德兰至回声1号管道的大约最大输送能力高达每日620 Mb。
米德兰到Echo的3号管道从德克萨斯州的米德兰延伸到我们的Echo终端,再从Echo延伸到德克萨斯州韦伯斯特的第三方终端(统称为米德兰到韦伯斯特的管道)。米德兰到韦伯斯特的管道的最大运输能力约为每日450 Mb。
从2019年1月到2024年1月,我们的米德兰到回声系统包括米德兰到回声2管道,该管道起源于我们的米德兰航站楼,并延伸到我们的Sealy航站楼,到达Sealy的原油数量使用兰乔II管道运输到我们的回声航站楼。米德兰到回声2管道是在2019年1月通过将我们两条Seminole NGL管道之一的米德兰到Sealy段从NGL服务转换为原油服务而创建的。2024年1月,米德兰至回声2管道的米德兰至Sealy段已从原油服务转换回NGL服务(作为我们Seminole NGL管道的一部分)。之前由米德兰至回声2管道运输的原油将使用我们米德兰至回声系统内的其他管道进行运输。我们保留了灵活性,根据未来的市场状况,将这条管道保持在NGL服务中,或将其转换为原油或其他液态碳氢化合物服务。
|
• |
这个海路管道连接俄克拉荷马州库欣的原油中心和德克萨斯州东南部的市场。Seaway管道由长途运输系统、自由港系统和德克萨斯州城市系统组成。库欣中心是纽约商品交易所(NYMEX)WTI原油的行业交易中心和价格结算点。 |
长途运输系统由两条约500英里长的管道(Seaway I和Seaway Loop)组成,这两条管道将原油从北向南从库欣枢纽输送到位于德克萨斯州自由港附近的Seaway的Jones Creek码头。长途运输系统的总运输能力约为每日950 Mb,这取决于正在运输的原油的类型和组合以及其他变量。Jones Creek码头通过管道连接到我们的ECHO码头,这使Seaway能够为包括博蒙特/亚瑟港地区在内的得克萨斯州墨西哥湾沿岸上游的各种客户提供服务。
自由港系统包括一个便于原油进出口的海运码头,以及往返于德克萨斯州自由港和Jones Creek码头的原油管道。
德克萨斯城系统由一个海运码头和储油罐、各种管道和相关基础设施组成,用于将原油输送到德克萨斯州城市地区的炼油厂,以及往返于德克萨斯州加莱纳公园地区的码头、我们的回声码头和休斯顿航道沿线的位置。德克萨斯州城市系统还从墨西哥湾的某些近海开发项目接收生产。自由港系统和德克萨斯州城市系统的州内管道运输能力分别约为每日480 Mb和800 Mb。
Seaway的德克萨斯城海运码头有两个码头,一个45英尺长的吃水,全长1,125英尺,一个200英尺长的横梁(宽度)和以每小时35,000桶的速度装载原油的能力。我们已经使用Seaway的德克萨斯城码头部分装载超大型原油运输船(VLCC),其余容量随后使用墨西哥湾的驳船作业装载到此类船只上。
|
• |
这个西德克萨斯系统将德克萨斯州西部和新墨西哥州东南部的原油收集系统连接到我们位于德克萨斯州米德兰的码头设施。 西德克萨斯系统,包括Loving County管道,是我们战略原油聚集计划的关键部分,旨在支持二叠纪盆地生产商的运输能力超过600 MBPD。 在米德兰,托运人可以获得仓储和码头服务,以及与多种运输替代品的连接,如卡车运输和管道基础设施,这些基础设施提供了进入包括墨西哥湾沿岸在内的各种下游市场的通道。 |
|
• |
这个盆地管道从德克萨斯州西部和新墨西哥州南部的二叠纪盆地输送原油到库欣枢纽。 |
|
• |
这个CFS中游系统通过提供凝析油收集和加工服务以及相关天然气的收集、处理和压缩服务,为Eagle Ford页岩的生产商提供服务。 CFS中游系统包括500英里的集输管道、11个中央集输厂,其综合凝析油储存能力为0.3 MMBbls,凝析油稳定能力为201 MBPD,相关天然气处理能力为1.0 Bcf/d。 |
|
• |
这个南德克萨斯原油管道系统该公司有能力向休斯顿地区的客户输送约450 MBPD的原油和凝析油。 该系统包括位于德克萨斯州利西、米尔顿、马歇尔和西利的存储终端资产。 南德克萨斯原油管道系统还包括我们的Rancho II管道,该管道从Sealy码头延伸到我们的ECHO码头89英里。 从ECHO,我们可以连接炼油厂客户和德克萨斯州墨西哥湾沿岸的海运码头。 |
|
• |
这个Eagle Ford原油管道系统为德克萨斯州南部的生产商输送原油和凝析油。 该系统是有效的循环系统,能够输送超过600 MBPD的轻质和中等品位原油,由390英里的原油和凝析油管道组成,从得克萨斯州Gardendale开始,延伸到得克萨斯州科珀斯克里斯蒂。 该系统与德克萨斯州威尔逊县的南德克萨斯原油管道系统和科珀斯克里斯蒂海运码头互连。 |
原油码头
除了与我们的原油管道相关的运营储存能力外,我们还拥有和经营位于德克萨斯州休斯顿、米德兰和博蒙特以及俄克拉荷马州库欣的原油码头,用于为我们和我们的客户储存原油。 结合我们中游网络的其他方面,我们的原油码头为墨西哥湾沿岸炼油厂提供了一个综合系统,其特点是供应多样化、显著的储存能力和高容量的管道分配系统。 我们的系统拥有约800万吨/d的总精炼能力。
原油码头作业的结果主要取决于储存量的水平和储存时间的长短,包括保留的固定储存量的水平、泵出量和与每项活动有关的费用。 如果码头提供海上服务,这些活动的运营结果主要取决于处理量(装卸)的水平和我们就此类服务收取的相关费用。
下表呈列有关我们于2024年2月1日原油码头的选定资料:
|
|
|
数量 |
净存储 |
|
|
所有权 |
地上 |
容量 |
资产描述 |
位置 |
利息 |
坦克在役 |
(Mmbbls) |
EHT(原油) |
德克萨斯州 |
100.0% |
81 |
24.0 |
欧共体人道处(1) |
德克萨斯州 |
100.0% |
15 |
6.6 |
米德兰(2) |
德克萨斯州 |
100.0% |
13 |
5.2 |
博蒙特海洋西 |
德克萨斯州 |
100.0% |
12 |
4.2 |
库欣 |
俄克拉荷马州 |
100.0% |
19 |
3.5 |
克里斯蒂语料库 |
德克萨斯州 |
50.0% (3) |
4 |
0.7 |
*总计 |
|
|
144 |
44.2 |
(1) |
储罐数量和储存容量不包括用于运营我们的米德兰至ECHO 1管道的三个储罐和Seaway拥有的三个储罐。 |
(2) |
储罐数量和储存容量不包括在我们的米德兰至ECHO 1管道运行中使用的三个储罐。 |
(3) |
我们于码头的50%所有权权益乃透过我们于Eagle Ford Terminals Corpus Christi LLC的权益法投资间接持有。 |
以下信息介绍了我们的主要原油码头,除科珀斯克里斯蒂码头外,我们运营的所有这些码头。
|
• |
这个EHT位于休斯顿船舶海峡的海运码头包括出口资产,其原油装载量可达290万吨/日,或每月880万吨/日。 EHT的原油码头是墨西哥湾沿岸最大的此类设施之一。 如前所述,EHT可以容纳吃水最高为45英尺的船只,包括苏伊士型油轮,这是最大的油轮,可以航行休斯顿船舶海峡。 |
|
• |
这个回波该码头位于得克萨斯州休斯顿,为仓储客户提供通往位于休斯敦,得克萨斯市和博蒙特/阿瑟港地区的主要炼油厂的通道。 自2022年3月开始,ECHO终端成为在洲际交易所(“ICE”)交易的Midland WTI美国墨西哥湾沿岸期货合约(“HOU”)的两个实物交割点之一。 ECHO还与包括EHT在内的海运码头建立了连接,这些码头为美国墨西哥湾沿岸和国际市场的任何炼油厂提供了通道。 |
|
• |
这个博蒙特海洋西 码头位于德克萨斯州博蒙特附近的内切斯河上。 该码头包括三个深水码头和一个驳船码头,为原油和相关产品的进出口提供便利。 |
|
• |
这个库欣 该码头位于俄克拉荷马州的库欣枢纽,提供原油储存、泵送和贸易文件服务。 这个终端是我们的海道管道的起点之一。 |
|
• |
这个米德兰码头提供原油储存,泵送和贸易文件服务。 米德兰终端是我们米德兰至回声管道的起点。 |
|
• |
这个克里斯蒂语料库位于得克萨斯州科珀斯克里斯蒂的一个码头,能够为远洋船舶装载原油或凝析油。 该码头包括一个深水船坞,并通过与我们的Eagle Ford原油管道系统的连接为Eagle Ford页岩和二叠纪盆地生产商提供服务。 |
海港石油码头。 2019年1月,我们向运输部海事局提交了墨西哥湾海港石油码头(“SPOT”)的监管许可申请。 SPOT将包括拟议的陆上和海上设施,包括一个位于距德克萨斯州海岸约30海里、约115英尺水下的固定平台。 SPOT设计用于装载VLCC和其他原油油轮,速度约为每小时85,000桶。 该平台将通过两条36英寸的双向管道连接到德克萨斯州Brazoria县的一个陆上储存设施,容量约为4.8百万磅。 SPOT项目包括最先进的管道控制、蒸汽回收和泄漏检测系统,旨在最大限度地减少排放。 SPOT将为客户提供综合出口解决方案,利用我们在墨西哥湾沿岸广泛的供应、储存和分销网络。
2022年11月,我们根据1974年《深水港法》的规定,收到了运输部海事局的有利决定记录(“ROD”)。 收到ROD是根据《深水港法》获得SPOT许可证过程中的一个重要里程碑。 我们相信,我们已经完成了ROD中作为获得许可证先决条件的所有条件,因此我们预计海事局将在2024年颁发许可证。 然而,我们不能保证该项目何时或是否最终获得批准开始建设或运营。
我们继续将该项目商业化,以支持最终投资决策,这取决于长期客户合同的执行以及获得建设和运营设施的许可。
原油销售活动
我们的原油营销活动来自直接从生产商或公开市场其他人购买的原油和凝析油的销售和交付收入。 我们原油营销活动的经营业绩主要取决于原油及凝析油销售价格与相关采购及其他成本(包括使用我们资产应占的该等成本)之间的差额或差价。 一般而言,相关合约所指之销售价格乃以市场为基础,并包括交货地点或原油品质等因素之定价差异。 我们使用衍生工具以减轻与原油营销活动相关的商品价格风险。 有关我们的商品套期保值计划的讨论,请参阅本年报第二部分第7A项。
我们的原油管道和服务部门还包括一支由约250辆牵引拖车油罐车组成的车队,其中大部分是我们拥有和运营的,用于运输原油。
天然气管道及服务
该业务分部包括我们的天然气管道系统,提供天然气的收集、处理和运输。 该分部还包括我们的天然气营销活动。
天然气管道及相关储存资产
我们的天然气集输管道将天然气从生产开发区收集、处理和输送至区域天然气厂进行进一步加工。 我们的天然气输送管道将天然气从区域加工设施输送至下游发电厂、当地天然气分销公司、工业和市政客户、储存设施或其他连接管道。
我们的天然气管道及相关储存资产的运营业绩主要取决于天然气收集、处理、运输或储存量、托运人所作的固定或可中断容量预留水平以及与各项活动相关的费用。 向托运人收取的运输费是根据包括联邦能源管理委员会在内的政府机构规定的关税或合同安排而定的。 见"监管事项"在本部分第1和2项中,以了解有关政府对我们天然气管道的监管的信息。
下表列出了截至2024年2月1日有关我们的天然气管道和相关基础设施的精选信息:
|
|
|
|
净运力(1) |
|
|
|
管道 |
管道 |
天然气 |
可用 |
|
|
所有权 |
长度 |
容量 |
治疗 |
存储 |
资产描述 |
拍摄地点(S) |
利息 |
(英里) |
(MMcf/d) |
(MMcf/d) |
(Bcf) |
德克萨斯州州内系统(2) |
德克萨斯州 |
各种(5) |
6,719 |
7,328 |
– |
12.9 |
奥地利燃气系统(2) |
路易斯安那州 |
100.0% (6) |
1,409 |
4,825 |
– |
1.2 |
乔纳集水系统 |
怀俄明州 |
100.0% |
786 |
2,360 |
– |
– |
特拉华盆地集输系统 |
德克萨斯州新墨西哥州 |
100.0% |
1,772 |
2,300 |
– |
– |
米德兰盆地集输系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
1,818 |
1,900 |
– |
– |
Piceance盆地集输系统 |
科罗拉多州 |
100.0% |
195 |
1,800 |
– |
– |
White River Hub(3) |
科罗拉多州 |
50.0% (7) |
10 |
1,500 |
– |
– |
BTA采集系统(4) |
德克萨斯州 |
100.0% (8) |
804 |
1,420 |
240 |
– |
海恩斯维尔集气系统 |
路易斯安那 |
100.0% |
364 |
1,300 |
810 |
– |
圣胡安集输系统 |
新墨西哥州 |
100.0% |
5,568 |
1,200 |
– |
– |
印第安泉集水系统(4) |
德克萨斯州 |
80.0% (9) |
145 |
160 |
– |
– |
Delmita集气系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
201 |
145 |
– |
– |
南德克萨斯集气系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
524 |
143 |
320 |
– |
旧海洋管道 |
德克萨斯州 |
50.0% (10) |
240 |
80 |
– |
– |
大灌木丛收集系统(4) |
德克萨斯州 |
100.0% |
234 |
60 |
– |
– |
中央处理设施 |
科罗拉多州 |
100.0% |
– |
– |
200 |
– |
*总计 |
|
|
20,789 |
26,521 |
1,570 |
14.1 |
(1) |
净容量金额乃根据我们的所有权权益或合约使用权计算。 |
(2) |
在这些管道系统上提供的运输服务,全部或部分由联邦和州政府机构监管。 |
(3) |
White River Hub提供的服务由联邦政府机构监管。 |
(4) |
在这些系统上提供的运输服务部分由州政府机构管理。 |
(5) |
我们按比例巩固了我们不可分割的利益,范围从22%到80%,在1469英里的德克萨斯州内部系统。 德克萨斯州州内系统还包括我们的威尔逊天然气储存设施,该设施由位于德克萨斯州沃顿县的地下盐丘储存洞穴网络组成,总可用储存容量为12.9Bcf。 |
(6) |
阿卡迪亚天然气系统包括位于路易斯安那州拿破仑维尔的一个租赁的1.2Bcf地下盐丘天然气储存洞穴。 |
(7) |
我们于White River Hub的50%所有权权益乃透过我们于White River Hub,LLC的权益法投资间接持有。 |
(8) |
该系统包括大约56英里的租赁管道。 |
(9) |
我们按比例巩固了我们在印第安泉收集系统80%的未分割权益。 |
(10) |
我们于Old Ocean Pipe的50%拥有权权益乃透过权益法投资于Old Ocean Pipe,LLC间接持有。 |
按加权平均基准计算,截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度,我们天然气管道的整体利用率分别约为65. 0%、65. 0%及60. 4%。 这些利用率代表实际交付的天然气量占我们名义交付能力的百分比,并不反映确定的容量预留协议,即无论发货人是否实际使用该容量,容量费均应赚取。
我们经营天然气管道和储存设施,但White River Hub、Old Ocean管道和德克萨斯州内部系统的某些部分除外。 以下信息介绍了我们的主要天然气管道:
|
• |
这个德州州际系统由6,071英里的德克萨斯州企业管道系统和648英里的海峡管道系统组成。德克萨斯州内部系统收集,运输和储存来自德克萨斯州供应盆地的天然气,包括二叠纪盆地和鹰福特和巴尼特页岩,以输送给当地天然气分销公司,电力厂和工业和市政消费者。该系统还连接到区域天然气处理设施和其他州内和州际管道。 德克萨斯州内部系统服务于德克萨斯州的许多商业市场,包括科珀斯克里斯蒂,圣安东尼奥/奥斯汀,博蒙特/奥兰治和休斯顿,包括休斯顿船舶海峡工业市场。 |
|
• |
这个印度天然气系统在路易斯安那州运输、储存和销售天然气。 哥伦比亚天然气系统由1006英里长的哥伦比亚管道、292英里长的哥伦比亚海尼斯维尔延伸管道、83英里长的Gillis Lateral管道和28英里长的Enterprise Pelican管道组成。 哥伦比亚天然气系统连接来自路易斯安那州的天然气供应(例如,该公司的主要业务包括来自Haynesville页岩供应盆地)和墨西哥湾的海上开发项目,与当地天然气分销公司、电力公司和主要位于巴吞鲁日/新奥尔良/密西西比河走廊的工业客户合作。 此外,哥伦比亚天然气系统将天然气生产从Haynesville页岩通过Gillis Lateral管道输送到南路易斯安那州的液化天然气市场。 |
于2023年5月,我们完成了位于哥伦比亚的Haynesville支线天然气管道扩建工程。 这一扩建增加了约400 MMcf/d的Haynesville天然气外卖,这将使洪都拉斯Haynesville支线的总天然气运输能力从约2.1Bcf/d增加到2.5Bcf/d。
|
• |
这个乔纳集水系统位于怀俄明州西南部的大绿河盆地。 该系统收集来自乔纳和派恩代尔供应油田的天然气,输送至区域天然气处理设施,包括我们的先锋设施。 |
|
• |
这个Piceance盆地集输系统我们将科罗拉多州西北部的皮恩斯盆地生产的天然气收集到我们的米克尔天然气处理设施。 |
|
• |
这个米德兰盆地集输系统位于得克萨斯州西部,从米德兰盆地收集天然气,然后运往我们的米德兰盆地加工设施。我们于2022年2月收购了该系统,以及我们的米德兰盆地加工设施。有关此次收购的更多信息,请参阅本年度报告第II部分第8项下合并财务报表附注12。 |
|
• |
这个特拉华盆地集输系统由1130英里的卡尔斯巴德管道系统、585英里的Waha管道系统、34英里的Orla管道系统和23英里的Mentone管道系统组成。特拉华州盆地收集系统从特拉华州盆地收集天然气,然后输送到地区天然气加工设施,包括我们的特拉华州盆地天然气加工设施,并将残渣和处理后的天然气输送到我们的德克萨斯州内系统和第三方管道。 |
|
• |
这个白河枢纽是为Piceance盆地的生产商服务的天然气枢纽设施。该设施使生产商能够访问六条州际天然气管道,总吞吐能力为3Bcf/d天然气。 |
|
• |
这个BTA采集系统位于德克萨斯州东部,收集和处理海恩斯维尔页岩和博西耶、棉花谷和特拉维斯山顶地层的天然气。该系统包括我们的Fairplay收集系统。 |
|
• |
这个圣胡安集输系统收集和处理新墨西哥州北部和科罗拉多州南部圣胡安盆地生产的天然气,并将天然气直接输送到州际管道或地区天然气工厂,包括我们的查科设施,在通过州际管道运输之前进行加工。 |
|
• |
这个印度泉水采集系统,以及大型纸币采集系统,从德克萨斯州东部的Woodbine、Wilcox和Ygua产区收集天然气。 |
|
• |
这个Delmita集气系统从南得克萨斯州的Frio-Vicksburg地层收集天然气,然后输送到我们的南得克萨斯州天然气加工设施。 |
|
• |
这个南德克萨斯集气系统从Olmos和Wilcox地层收集天然气,然后输送到我们的南得克萨斯州天然气加工设施。 |
|
• |
这个旧海洋管道将天然气从德克萨斯州梅珀尔附近德克萨斯州内部系统的注入点运输到德克萨斯州斯威尼的管道互联。第三方担任管道运营商,该管道的总天然气运输能力为160MMcf/d。 |
|
• |
这个中央处理设施位于科罗拉多州里奥布兰科县,为Piceance盆地的生产商提供服务。输送到处理设施的天然气经过处理以去除杂质,并运输到我们的Meeker加工列车进行进一步加工。 |
天然气营销活动
我们的天然气营销活动通过销售和交付从生产商、地区天然气加工设施和公开市场购买的天然气获得收入。我们的天然气营销客户包括当地的天然气分销公司和电力公用事业工厂。我们天然气营销活动的经营结果主要取决于天然气销售价格与相关购买和其他成本之间的差额或价差,包括可归因于使用我们资产的成本。通常,标的合同中参考的销售价格是基于市场的,可能包括交付地点等因素的定价差异。
我们面临商品价格风险的程度是,我们在与我们的天然气营销活动和某些州内天然气运输合同相关的天然气产量方面拥有所有权。此外,我们为使用我们的圣胡安、皮肯斯、米德兰盆地、特拉华盆地和约拿收集系统的某些生产商以及我们的阿卡迪亚天然气和德克萨斯州内系统的某些部分购买和转售天然气。此外,我们的几个天然气收集系统虽然不提供营销服务,但通过与托运人的运输安排,存在一些与商品价格波动相关的风险。例如,我们圣胡安集气系统产生的几乎所有运输收入都是基于地区天然气价格指数的百分比。该指数可能会根据各种因素而波动,包括天然气供应和消费者需求的变化。我们试图通过使用大宗商品衍生品工具来缓解这些价格风险。有关我们大宗商品对冲计划的讨论,请参阅本年度报告第二部分第7A项。
石化及成品油服务
该业务部门包括我们的:
|
• |
丙烯生产设施,包括丙烯分馏装置和PDH设施,以及相关的管道和营销活动; |
丙烯生产设施及相关作业
我们的丙烯生产设施和相关业务包括丙烯分馏(或分离器)装置、PDH设施、丙烯管道、丙烯出口资产和相关石化营销活动。
丙烯生产及相关营销活动丙烯是石化工业使用的主要原料。丙烯有三种牌号:聚合物级丙烯(PGP),最低纯度为99.5%;化学级丙烯(CGP),最低纯度约为93-94%;和炼油级丙烯(RGP),纯度约为70%。丙烯分馏装置将RGP(丙烷和丙烯的混合物)分离成PGP或CGP。我们的PDH设施使用丙烷原料生产PGP。对PGP的需求主要涉及聚丙烯的制造,其终端用途包括包装薄膜、地毯和室内装饰的纤维、家用电器的模塑塑料部件以及汽车、家居和医疗产品。CGP是一种用于制造塑料、合成纤维和泡沫的基本石化产品。
在我们为客户分离RGP的程度上,我们达成了通行费处理安排。在我们的石化营销活动中,我们在公开市场上购买RGP,在我们的分离器单元进行分离,并以市场为基础的价格将产生的PGP出售给客户。此营销活动的结果主要取决于PGP的销售价格与相关购买和其他成本之间的差额或价差,包括使用我们的丙烯生产资产和相关基础设施的成本。为了限制这些营销活动对价格风险的暴露,我们试图将我们购买原料的时间和价格与最终产品的销售时间和价格相匹配。
我们的石化营销活动还包括为我们的PDH设施购买丙烷,以加工成PGP,然后根据长期销售合同(按需付费安排)出售给客户,这些合同具有最低数量承诺和将我们的商品价格风险降至最低的合同定价。
下表列出了有关我们在2024年2月1日的丙烯生产设施的精选信息:
|
|
|
网络工厂 |
全厂 |
|
|
所有权 |
容量 |
容量 |
资产描述 |
位置 |
利息 |
(MBPD) |
(MBPD) |
丙烯分馏设施: |
|
|
|
|
钱伯斯县(6个单位) |
德克萨斯州 |
各种(1) |
82 |
95 |
BRPC(一个单位) |
路易斯安那州 |
30.0% (2) |
7 |
23 |
*总计 |
|
|
89 |
118 |
|
|
|
|
|
PDH设施: |
|
|
|
|
PDH1 |
德克萨斯州 |
100.0% |
25 |
25 |
PDH2 |
德克萨斯州 |
100.0% |
25 |
25 |
*总计 |
|
|
50 |
50 |
(1) |
我们按比例合并了其中三个丙烯分离装置66.7%的未分割权益,这些装置的总产能为40 MBPD。 其余三个丙烯分馏装置为全资拥有。 |
(2) |
我们于BRPC设施的30%所有权权益乃透过我们于巴吞鲁日丙烯浓缩有限责任公司(“BRPC”)的权益法投资间接持有。 |
我们在钱伯斯县工厂生产PGP,在我们的BRPC工厂生产CGP。 按加权平均基准计算,截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度,丙烯生产设施的整体利用率分别约为72. 9%、90. 0%及88. 7%。
全球对丙烯的需求正在增加;然而,美国炼油厂使用轻质原油原料和蒸汽裂化装置使用乙烷的增加,这些传统来源的丙烯产量减少。 这导致我们开发了更多“专用”丙烯生产设施,例如位于德克萨斯州钱伯斯县的PDH设施,其中第二个设施已于二零二三年七月投入使用。 我们的每一个PDH设施的建设均由长期、收费的合同承保,这些合同的特点是最低数量承诺。 这些设施中的每一个都有能力每年生产高达16.5亿磅或约25 MBPD的PGP。 在该丙烷生产率下,每个设施升级约35 MBPD的丙烷作为原料。 这些PDH设施与我们传统的钱伯斯县丙烯分馏装置集成在一起,这为我们的PDH设施和分馏装置提供了操作可靠性和灵活性。 我们的集成系统每年可生产总计110亿磅丙烯。
丙烯管道. 我们的石化管道的运营业绩主要取决于运输的产品数量以及我们就该等运输服务收取的相关费用。 下表列出了截至2024年2月1日有关丙烯管道的选定信息:
|
|
所有权 |
长度 |
资产描述 |
拍摄地点(S) |
利息 |
(英里) |
德克萨斯州RGP集气系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
708 |
Lou—Tex丙烯管道 |
德克萨斯州,路易斯安那州 |
100.0% |
267 |
北迪安管道系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
254 |
丙烯分流器PGP分配系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
152 |
金牛座管道 |
德克萨斯州 |
70.0% (1) |
115 |
路易斯安那州RGP集气系统 |
路易斯安那州 |
100.0% |
63 |
查尔斯湖PGP管道 |
德克萨斯州,路易斯安那州 |
50.0% (2) |
27 |
|
德克萨斯州,路易斯安那州 |
100.0% |
24 |
La Porte PGP管道 |
德克萨斯州 |
80.0% (3) |
20 |
总计 |
|
|
1,630 |
(1) |
通过我们的控股子公司Steor LLC,我们拥有金牛座管道70%的综合权益。 |
(2) |
我们按比例巩固我们在查尔斯湖PGP管道中50%的不可分割权益。 |
(3) |
我们通过控股子公司La Porte Pipeline Company L.P.和La Porte Pipeline GP L.L.C.拥有La Porte PGP管道80%的综合权益。 |
我们的石化管道每天可以运输的最大桶数取决于每个系统不同部分之间在给定时间点实现的运行率(例如,每个交付点的需求水平和正在运输的产品组合)。因此,我们根据我们的所有权权益,以净吞吐量来衡量我们石化管道的利用率。*截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度,总净吞吐量分别为161 Mb/d、163 Mb/d和152 Mb/d。
除了路易斯安那州的查尔斯湖PGP管道外,我们运营着我们所有的丙烯生产资产和相关管道。
我们的EHT海运码头位于休斯顿航道,包括出口资产,能够以每小时3,000桶或每天72 Mb的速度装载半冷冻丙烯。
异构化及相关操作
我们拥有并运营位于德克萨斯州钱伯斯县的三个异构化装置,总处理能力为116 Mb/d,构成了美国最大的商业异构化设施。我们还拥有并运营一条83英里长的管道系统,用于将高纯度异丁烷从德克萨斯州钱伯斯县输送到德克萨斯州的内切斯港和德克萨斯州的Channelview。
商业异构化服务的需求取决于能源行业对异丁烷和高纯度异丁烷的需求,这些异丁烷和高纯度异丁烷超过了通过NGL分馏和炼油厂操作产生的异丁烷。异构化装置将正常丁烷原料转化为混合丁烷,混合丁烷是异丁烷和正丁烷的流动。我们拥有并运营位于钱伯斯县综合体的10个DIB装置,然后将异丁烷从正丁烷中分离出来。然后,DIB过程产生的任何剩余的(或残留的)正丁烷通过异构化过程循环,直到它被转化为不同等级的异丁烷。包括高纯度异丁烷。异丁烷的主要用途是生产环氧丙烷、异辛烷、异丁烯和车用汽油烷基化油。我们还使用我们的某些DIB装置将来自NGL分馏活动、进口和其他来源的混合丁烷分馏为异丁烷和正丁烷。我们的多个独立DIB提供的操作灵活性使我们能够抓住不同类型丁烷需求和价格波动带来的市场机会。
我们异构化业务的运营结果通常取决于加工的正常丁烷和混合丁烷的数量以及向客户收取的通行费水平。
我们的异构化资产提供加工服务,以满足第三方客户和我们其他业务的需求,包括我们的NGL营销活动和辛烷值提升生产设施。*在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度内,我们的异构化设施的加权平均利用率分别约为96.6%、93.1%和73.3%。
辛烷强化和相关操作
我们拥有并经营位于德克萨斯州钱伯斯县的辛烷值提高生产设施,该设施旨在生产异丁烯和异辛烷或甲基叔丁基醚(“MTBE”)。 该设施生产的产品被炼油厂用于提高重新配制的车用汽油混合物的辛烷值。 这些产品生产过程中消耗的高纯度异丁烷原料由我们的异构化装置提供。
我们以市场价格销售辛烷值增强产品。 我们尝试透过订立商品衍生工具来减低与该等产品相关的价格风险。 我们生产的甲基叔丁基醚仅销往出口市场。 我们根据异辛烷、异丁烯及甲基叔丁基醚的合并产量衡量辛烷值提高设施的利用率,截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度,其平均产量分别为27百万年、26百万年及14百万年。
我们亦拥有及经营位于休斯顿船舶航道的设施,该设施生产高达约4 MBPD的HPIB,并包括一个相关储存设施,其储存容量为0. 6 MMBLs。 该工厂的主要原料是异丁烷/异丁烯混合物,由我们的辛烷值提高和iBDH设施生产。 HPIB用于生产聚异丁烯,聚异丁烯用于生产润滑油和橡胶。 一般而言,我们以市场为基础的价格销售HPIB,并以成本为基础。 按加权平均基准计算,截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度,该设施的使用率分别为112. 3%、106. 9%及91. 9%。
异丁烷脱氢装置。 我们拥有并运营一个位于德克萨斯州钱伯斯县的iBDH设施,该设施每年能够将大约25 MBPD的丁烷加工成近10亿磅异丁烯。 iBDH工厂的生产使我们能够优化我们的甲基叔丁基醚和高纯度异丁烯资产,满足不断增长的异丁烯市场需求。
蒸汽裂化器和炼油厂历史上一直是下游使用丙烷和丁烷烯烃的主要来源;然而,随着乙烷等轻质原料的使用增加,对"目的"烯烃生产的需求也增加了。 与我们的PDH设施一样,iBDH设施有助于满足传统供应减少的市场需求。 iBDH工厂增加了我们高纯度和低纯度异丁烯的产量,这两种产品都用作生产润滑油、橡胶产品和燃料添加剂的原料。 按加权平均基准计算,截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度,该设施的使用率分别为86. 0%、86. 7%及88. 9%。
本集团辛烷值提升、HPIB及iBDH设施的经营业绩一般取决于产量水平以及产品销售价格与相关原料采购成本及其他经营开支之间的差异或差价。
精细产品服务
我们的精炼产品服务业务包括精炼产品管道、终端及相关营销活动。
成品油管道. 我们拥有并经营 TE产品管道这是一个3,026英里的管道系统,包括2,910英里的受监管的州际管道和116英里的不受监管的德克萨斯州内管道。 该系统主要将精炼产品从德克萨斯州墨西哥湾沿岸上游运输到印第安纳州西摩。TE产品管道的部分从西摩延伸到伊利诺伊州芝加哥、俄亥俄州利马、纽约州塞尔柯克以及宾夕法尼亚州费城附近的一个地点。 位于印第安纳州西摩市东部的TE Products Pipeline主要用于NGL运输服务。TE产品管道运输的精炼产品由炼油厂生产,包括车用汽油和馏分油。
该管道系统的运营结果取决于运输的产品数量和向发货人收取的费用水平。 对这些服务收取的关税要么是合同性的,要么是由政府机构,包括联邦能源管理委员会(FERC)监管的。见"监管事项"在本第一部分第1和2项中讨论有关政府对我国液体管道的监管,包括对运输服务征收的关税的信息。
我们的TE产品管道每天可以运输的最大桶数取决于在给定时间点系统各个部分之间实现的运行平衡(例如,每个交付点的需求水平和所运输的产品的组合)。 因此,我们根据吞吐量来衡量该管道的利用率。 TE产品管道按产品类型划分的总吞吐量于所示年度如下:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
成品运输(MBPD) |
|
|
502 |
|
|
|
447 |
|
|
|
464 |
|
石油化工运输(MBPD) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
170 |
|
NGL运输(MBPD) |
|
|
51 |
|
|
|
56 |
|
|
|
52 |
|
TE Products Pipe系统包括5个非监管的精炼产品卡车码头,总存储容量约为21.2百万磅。
德克萨斯西部产品系统
2022年4月,我们宣布了德克萨斯西部产品系统的计划,该公司将利用新的和现有的资产,主要将精炼产品从美国墨西哥湾沿岸运输到西德克萨斯州,新墨西哥州,科罗拉多州和犹他州的市场。
运往这些西方市场的精制产品将在德克萨斯州博蒙特和德克萨斯州贝敦附近的码头采购,并储存在德克萨斯州钱伯斯县的综合大楼。 在我们位于德克萨斯州钱伯斯县的仓储综合体集中精炼产品后,精炼产品将在我们位于德克萨斯州西部的二叠纪码头、位于新墨西哥州的Jal和Moriarty码头以及位于犹他州的Grand Junction码头运输和销售给客户。 为了促进这些精炼产品的运输和交付,德克萨斯西部产品系统租赁了约1,225英里的现有管道资产的容量,并建造了20个储罐,总储存容量为200万立方米。 我们预计目前处于调试阶段的德克萨斯西部产品系统第一阶段将于2024年第一季度开始运营。 该系统的其余部分预计将于2024年上半年完成并投入使用。 该管道系统的运营结果将取决于其服务的市场对精炼产品的需求水平。
成品海运码头。 我们拥有并经营位于德克萨斯州博蒙特附近的内切斯河上的海运码头,处理精炼产品和原油。 我们的博蒙特设施包括五个深水船坞、三个驳船码头,以及约10.5百万磅的总精炼产品储存能力。
我们还在休斯顿船舶频道的EHT经营精炼产品。 除了为精炼产品提供船舶装卸服务外,EHT的精炼产品业务还包括通过使用20个地上储罐的300万立方米的总储存容量。
该等海运码头的营运业绩主要取决于处理量、相关仓储及我们收取的其他费用。
精细产品营销活动。 我们的精炼产品营销活动来自于公开市场销售及交付精炼产品的收入。 我们精炼产品营销活动的经营业绩主要取决于产品销售价格与相关采购及其他成本(包括使用我们其他资产应占的该等成本)之间的差额或差价。 一般而言,我们以市场价格销售精炼产品,其中可能包括等级和交货地点等因素的定价差异。 我们使用衍生工具以减轻与精炼产品营销活动相关的商品价格风险。 有关我们的商品套期保值计划的讨论,请参阅本年报第二部分第7A项。
乙烯出口终端及相关业务
我们的乙烯出口码头位于休斯顿船舶海峡的摩根点工厂,拥有两个码头,每年可装载100万吨乙烯,以及一个冷藏储罐,可处理6600万磅乙烯。 乙烯是各种消费品的主要原料,包括手机和电脑零件、食品包装、服装、纺织品和个人防护设备。 我们拥有Enterprise Navigator乙烯终端有限责任公司50%的合并成员权益,该公司拥有出口设施。 2022年4月,我们宣布计划扩大Morgan's Point设施的乙烯出口产能。 该扩建项目分两期完成,将于二零二四年将现有产能扩大50%,并于二零二五年将现有产能扩大一倍以上。
我们的乙烯系统作为乙烯行业的开放市场储存和交易中心,通过整合储存能力、连接多个乙烯管道和大批量出口能力。 为了支持我们的乙烯业务,我们的钱伯斯县存储综合体包括一个高容量的地下乙烯存储井,其存储容量超过6亿磅乙烯。 储存井连接到我们的摩根点乙烯出口终端,并通过58英里长的管道系统进一步连接到德克萨斯州的贝波特。
我们还在德克萨斯州南部运营Baymark乙烯管道,该管道是新型乙烯裂解装置和相关设施的领先增长区。 Baymark管道得到了客户长期承诺的支持,从Bayport开始,延伸93英里至德克萨斯州的Markham。 我们拥有Baymark管道70%的合并权益通过我们的控股子公司Baymark管道有限责任公司。 使用Baymark管道的客户可以通过管道进入我们在钱伯斯县的大容量乙烯储存井和我们在摩根点的出口终端。
海洋运输
我们的海上运输业务包括64艘拖船和158艘油罐驳船,用于在美国主要的内陆和沿海航道系统运输精炼产品、原油、沥青、凝析油、重质燃料油、液化石油气和其他石油产品。 海上运输业使用拖船作为动力来源,油轮作为货运能力。我们经营的海上运输资产为密西西比河沿岸的炼油厂和仓储码头客户提供服务,德克萨斯州和佛罗里达州之间的沿海水道以及田纳西州—汤比格比水道系统。 我们拥有并经营位于路易斯安那州的Houma和Morgan City的造船厂和维修设施,以及位于路易斯安那州的Baddle和德克萨斯州的Elviewview的海上运输设施。
海运业务之经营业绩一般取决于运输石油产品所收取之费用水平。
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度,我们的船队平均利用率分别为95. 8%、92. 3%及85. 2%。
我们的海上运输业务受美国运输部(“DOT”)、国土安全部、美国商务部和美国海岸警卫队(“USCG”)的监管。 有关这些法规的信息,请参见"管理事项—联邦海洋作业条例“在第一部分,项目1和2的讨论中。
监管事项
以下资料说明监管对我们营运的主要影响,包括涉及安全及环境事宜的监管,以及我们向客户收取运输服务费用的费用。
环境、安全和保护
我们的管道和其他资产的安全运行是重中之重。 我们致力于以安全及环保的方式开展业务活动,以保护环境、公众及代表我们工作的人士的健康及安全。
职业安全与健康
我们的某些设施受《联邦职业安全与健康法》(经修订)和类似州法规的一般行业要求的约束。 我们相信我们严格遵守职业安全与健康管理局和类似的州要求,包括一般行业标准、记录保存要求和员工职业暴露监控。
我们的某些设施还受OSHA过程安全管理(“PSM”)法规的约束,该法规旨在防止或尽量减少有毒、反应性、易燃或易爆化学品灾难性释放的后果。 本规章适用于涉及某些化学品、易燃气体或液体的任何工艺,这些工艺达到或超过规定的临界值(如规章所定义)。 此外,我们在某些设施须遵守美国环境保护署(“EPA”)的风险管理计划规定。 这些法规旨在补充OSHA PSM法规。 这些EPA法规要求我们制定和实施风险管理计划,其中包括五年事故历史报告、场外后果分析流程、预防计划和应急响应计划。 我们相信,我们的运作符合OSHA PSM法规和EPA的风险管理计划要求。
OSHA危险沟通标准、联邦超级基金修正案和再授权法案第三章下的社区知情权法规以及类似的州法规要求我们组织和披露有关我们运营中使用的危险材料的信息。 这些信息的某些部分必须根据要求报告给联邦、州和地方政府当局和当地公民。 这些法律和《综合环境反应、赔偿和责任法》(“CERCLA”)的规定要求我们在某些情况下报告危险化学品的泄漏和释放。
管道安全
根据美国法典第49篇的各项条款以及与我们管道和相关设施(包括分支罐和储气设施)的设计、安装、测试、施工、操作、更换和管理相关的州法规,我们受到交通部的广泛监管。 这些法规要求拥有或运营管道和相关设施的公司(i)遵守这些法规,(ii)允许查阅和复制相关记录,(iii)提交某些报告,(iv)提供美国运输部长要求的信息。 交通部通过其管道和危险材料安全管理局(“PHMSA”)管理天然气和危险液体管道,在许多情况下,执法权被授予国家机构。 不遵守这些要求可能会导致重大处罚。 我们相信我们严格遵守DOT法规。
国会定期修订管道安全法,使之更加严格,适用范围更广。 同样地,PHMSA近年来采取了若干行动,以提高其规章的适用性和严格性。 目前或即将实施的《PHMSA》条例中具体规定的管道安全法所管辖的主题领域类型的一些例子包括:(一)遵守管道分支罐和地下天然气储存设施的安全行业共识标准;(二)维持和更新天然气和危险液体管道设施的检查和维护计划;(三)泄漏检测和维修要求;(三)对泄漏的检测和维修要求;(三)对管道安全的要求;(三(iv)根据管道设施的设计、状况、检查历史和材料等因素管理管道设施的最大压力;以及(v)在指定的“高后果区域”(如人口稠密地区、异常敏感地区和商业通航水道)进行额外的完整性管理、检查和其他活动。
根据实施管道安全法所有要求的法规制定和/或实施更严格的要求,以及根据该法规实施PHMSA规则或任何国家机构对其指导的重新解释,可能会导致我们为遵守该等标准而产生重大和意外开支。 在任何拟议的法规最终确定之前,对我们的运营产生的影响(如果有的话)尚不清楚。
环境问题
我们的业务受各种环境和安全要求以及广泛的联邦、州和地方法律法规下的潜在责任的约束。这些法律包括但不限于:《环境保护法》、《资源保护和恢复法》、《联邦清洁空气法》、《清洁水法》、《1990年石油污染法》、《OPA》、《OPA》、《OSHA》、《应急规划和社区知情权法》、《国家历史保护法》以及类似或类似的州和地方法律法规。 该等法律及法规影响我们现时及未来营运的多个方面,一般要求我们取得及遵守有关废气排放、水质、废水排放及固体及危险废物管理的各种环境注册、牌照、许可证、检查及其他批准。 未能遵守该等规定可能会使我们面临罚款、处罚及╱或业务中断,从而可能对我们的财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。
如果我们拥有、运营或以其他方式使用的任何设施发生危险物质的泄漏、溢出或释放,或者我们将材料送往处理或处置的地方,我们可能会对由此产生的所有责任负责,包括调查、补救和清理费用。 同样,我们可能被要求清除以前处置的废物或修复受污染的财产,包括地下水受到影响的情况。 任何或所有该等发展可能对我们的财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。
我们相信,我们的业务已严格遵守现行环境及安全法律及法规,遵守该等法规不会对我们的财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。 然而,环境和安全法律法规可能会有所变化。 环境条例的趋势是对可能被认为影响环境的活动施加更多的限制和限制,因此无法保证今后用于遵守环境条例或补救的支出数额或时间。 新订或经修订的法规导致合规成本增加或额外经营限制,特别是当该等成本无法从客户处全数收回时,可能会对我们的财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。
有时,我们会被政府当局就涉及环境事宜的行政或司法程序评估金钱制裁。 更多信息见本年度报告第一部分第3项。
空气质量
我们的业务与受管制、许可的空气污染物排放有关。 因此,我们受CAA和类似的州法律和法规,包括州空气质量实施计划。 该等法律及法规规管来自各种工业来源(包括我们的若干设施)的空气污染物排放,并施加各种监测及报告要求。 该等法律及法规亦可能要求我们(i)就建造或修改预期会产生废气排放或导致现有废气排放水平增加的若干项目或设施取得预先批准,(ii)取得并严格遵守载有各种排放及营运限制的空气许可证要求,或(iii)采用特定排放控制技术限制排放。
环保团体越来越多地质疑获得、修改或延长许可证的请求,并寻求对申请人适用更严格的规定。 我们未能遵守适用要求可能会对我们的经营行为施加罚款、禁令、条件或限制,包括执法行动,而我们无法续期或获得对现有许可证所需的修改,可能会对我们的经营造成不利影响。 我们亦可能须就取得及维持空气排放许可证及批准而就空气污染控制设备产生若干资本开支。
水质
CWA和类似的州法律对石油及其衍生物排放到受管制水域实行严格控制。 《化学品法》规定了对排放石油产品的处罚,并对清除石油或其他有害物质的费用规定了重大潜在责任。 控制水污染的州法律还规定了对石油或其衍生物排放到通航水域或地下水的情况的不同民事和刑事处罚和赔偿责任。联邦溢漏预防控制和对策授权要求适当的密封护堤和类似结构,以帮助防止油罐泄漏影响受管制水域。 环保署还通过了一些法规,要求我们必须有许可证,才能排放受管制的雨水径流。 我们运营所在的某些州也可能要求获得雨水排放许可证,并可能施加监控和其他要求。 CWA禁止在美国湿地和其他水域排放疏浚和填料,除非获得适当颁发的许可证授权。 我们相信,我们遵守该等CWA规定的成本不会对我们的财务状况、经营业绩和现金流量造成重大不利影响。
原油泄漏责任的主要联邦法律是OPA,它涉及原油污染的三个主要领域:预防、遏制和清理以及责任。 OPA适用于受管制船舶、深水港口、海上生产平台和陆上设施,包括码头、管道和转运设施。 为了处理、储存或运输超过某些临界值的原油,陆上设施必须酌情向USCG、DOT管道安全办公室(“OPS”)或EPA提交溢油反应计划。 许多州已经制定了类似于OPA的法律。 根据OPA和类似的州法律,排放原油的受监管设施的责任方可能承担补救费用,包括对周围自然资源的损害。 任何未经许可的石油或其他污染物从我们的管道或设施释放可能导致罚款或处罚以及重大的补救成本。
石油产品溢漏或泄漏造成的污染是管道行业的固有风险。 就我们的管道系统或其他设施因过往营运而存在需要补救的地下水污染而言,我们相信任何该等污染都可以得到控制或补救;然而,该等成本是特定地点的,且无法保证整体影响不会是重大的。
环保组织已经就美国陆军工兵部队颁发的某些全国性许可证提起诉讼。这些许可证允许简化审批管道项目。 如果这些诉讼成功,未来管道建设项目的时间表可能会受到不利影响。
危险和无害废物的处置
在我们的正常运营中,我们产生危险及无害固体废物,这些废物须遵守联邦RCRA及类似州法规的规定,这些法规对固体废物的处理、储存、处理及处置作出了详细规定。 我们亦采用废物最小化及回收流程,以减少固体废物的体积。
《环境、环境、赔偿和责任法》又称"超级基金",它对某些类别的人规定了责任,往往不考虑其过失或原始行为的合法性。 这些人员包括发生泄漏的设施的所有者或经营者,以及处置或安排处置在设施中发现的危险物质的公司。 根据《环境、环境和赔偿责任法》,潜在责任方可能对清理已释放到环境中的危险物质的费用、对自然资源的损害以及某些健康研究的费用承担连带责任。 根据执行条款,环境保护局和在某些情况下第三方可以采取行动,应对对公众健康或环境的威胁,并寻求向责任方收回所产生的费用。 邻近土地所有者和其他第三方就据称因有害物质或其他污染物释放到环境中造成的人身伤害和财产损失提出索赔并不罕见。 在我们的日常运营过程中,我们的管道系统和其他设施产生的废物可能属于CERCLA定义的“危险物质”或符合CERCLA和RCRA补救要求。 根据CERCLA或RCRA,我们可能会承担补救责任,或补偿补救费用,在我们目前拥有或经营的场地,无论是由于我们或我们的前任的业务,在我们以前拥有或经营的场地,或在我们以前使用的处置设施,即使该等处置在进行时是合法的。
濒临灭绝的物种
经修订的联邦《濒危物种法》和类似的州法律可能会限制影响濒危和受威胁物种及其栖息地的商业或其他活动。 我们目前或未来计划中的一些设施可能位于指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区,如果是这样,可能会限制设施建设或运营成本增加。 此外,指定以前未识别的濒危或受威胁物种可能会导致我们产生额外成本,或在受影响地区受到运营限制或禁令。
FERC法规—液体管道
我们的某些NGL、精炼产品和原油管道系统提供州际公共运输工具,这些运输工具受FERC根据州际商业法(“ICA”)的监管。 提供此类输送的管道(称为“州际液体管道”)包括但不限于:Aegis Ethane管道、Dixie管道、Front Range管道、Mid—America管道、Seaway管道、Seminole NGL管道和Texas Express管道。 这些管道由受FERC法规约束的法律实体拥有,包括定期报告要求。
ICA规定,我们对这些州际液体管道运输收取的费用必须公正合理,适用于我们服务的规则不得对任何托运人进行不当歧视或给予任何不适当的优惠。联邦能源管理委员会执行ICA的条例进一步要求州际液体管道运输费率和规则提交给联邦能源管理委员会。 《国际竞争法》允许有关人士对拟议的新的或更改的费率或规则提出质疑,并授权联邦能源监督委员会调查这些更改,并暂停其效力,最长为七个月。 在完成此类调查后,联邦能源管理委员会可能要求退还超出其认为公正合理水平的金额,连同利息。 联邦能源管理委员会还可以根据投诉或自行决定,调查承运人的费率和已经生效的相关规则。 如果联邦能源管理委员会在就此类投诉举行听证会后得出结论,认为被质疑的费率或规则不公正和合理,它可以命令承运人改变费率或规则,并支付损害赔偿金(即,在提出申诉之前,由于实施这一比率或规则而造成的损失,最多可达两年。
我们的州际液体管道服务收取的费率通常基于联邦能源管理委员会批准的索引方法,该方法允许管道收取的费率高达规定的上限水平,该上限水平每年根据联邦能源管理委员会颁布的年度指数调整而变化。 在指数费率上限内的费率增加被推定为公正和合理,除非抗议方能够证明费率增加大大超过管道运营成本的变化。 FERC规定的年度指数调整反映了美国制成品生产者价格指数(“PPI”)的逐年变化,加上或减去预定百分比(“指数水平”)。 指数水平每五年进行一次检讨和修订。 2020年12月17日,FERC发布了一项最终规则,将从2021年7月1日开始至2026年6月30日结束的五年期的指数水平设定为PPI加0.78%。 2022年1月20日,联邦能源管理委员会批准对最终规则的某些方面进行复审,并将指数水平修订为PPI减0.21%,自2022年3月1日至2026年6月30日生效。 联邦能源管理委员会下令根据PPI减0.21%的标准,申请利率超过其指数上限水平的管道,以于2022年3月1日起申请利率下调。 Enterprise和其他一些中游公司目前正在美国哥伦比亚特区巡回上诉法院对这一指数变化提出异议。 这一呼吁可能导致对指数的进一步修改。 作为此索引方法的替代方案,我们还可以选择支持基于服务成本方法的费率的变化,通过获得FERC的事先批准收取"基于市场的费率",或通过收取所有受影响托运人同意的"结算费率"。 我们的某些管道已被联邦能源管理委员会授予基于市场的费率授权,包括航道。
联邦能源管理委员会批准率方法的变化可能会对我们产生不利影响。 我们认为,目前我们州际液体管道收取的运输费率符合ICA和适用的FERC法规。 然而,我们无法预测未来我们将获准就这些管道的运输服务收取多少费用。
FERC法规—天然气管道及相关事项
我们的某些州内天然气管道,包括德克萨斯州内系统和哥伦比亚天然气系统,根据1978年天然气政策法案(“NGPA”),就其根据NGPA第311条提供的运输和储存服务而言,受FERC的监管。 根据第311条,以及联邦能源管理委员会的实施条例,州内管道可以“代表”州际管道公司或任何由州际管道服务的当地分销公司运输天然气,而不受联邦能源管理委员会根据1938年《天然气法》(“NGA”)更广泛的监管权力的约束。 这些服务必须在公开和非歧视的基础上提供,并且这些服务的收费不得超过FERC在定期收费程序中确定的“公平和公平”的水平。
我们相信,我们天然气管道目前收取的运输费率和提供的服务均符合NGPA和FERC法规的适用要求。 然而,我们无法预测未来我们将被允许为我们的管道运输服务收取的费率。
天然气在州际商业中的转售受FERC法规的约束。 为了提高天然气市场的透明度,FERC制定了规则,要求每年报告天然气销售数据。 联邦能源管理委员会还制定了禁止操纵能源市场的法规。 违反FERC规定的行为可能会使我们受到民事和刑事处罚、暂停或失去履行服务或销售天然气的授权、剥夺不正当利润或FERC施加的其他适当的非金钱救济。 根据2005年的《能源政策法案》,截至2024年1月,任何违反NGA、NGPA或FERC任何规则、法规或命令的潜在民事处罚约为每天150万美元。 联邦贸易委员会和商品期货交易委员会(“CFTC”)也颁布了禁止操纵能源市场的规则和条例。 我们相信,我们的天然气销售活动符合所有适用的监管要求。
国家管道运输服务管理条例
我们的州内液体和天然气管道提供的运输服务受许多州的监管,包括伊利诺伊州,堪萨斯州,路易斯安那州,明尼苏达州,新墨西哥州和得克萨斯州。 虽然适用的州法律和法规差异很大,但它们通常要求州内管道公布适用于州内服务的所有费率、规则和条例的关税,并通常要求管道费率和做法是合理的和非歧视性的。
联邦海洋作业条例
拖船、驳船和海上设备的操作产生了《一般海事法》规定的涉及财产、人员和货物的义务。 这些义务造成了各种风险,其中包括碰撞和碰撞风险,这可能导致对人身伤害、货物、合同、污染、第三方索赔和船舶和设施财产损失提出索赔。
我们受《琼斯法案》和其他联邦法律的约束,这些法律限制美国出发点和目的地之间的海上运输,仅限于在美国建造和注册、由美国公民拥有和驾驶的船只。 由于这一所有权要求,我们负责监控我们共同单位和其他合伙利益的外国所有权。 如果我们不遵守这些要求,我们将被禁止在美国沿海贸易中运营我们的船只,在某些情况下,我们将被视为进行未经批准的外国转让,导致严厉的处罚,包括永久丧失我们船只的美国沿海贸易权,罚款或没收船只。 此外,USCG和美国航运局维持着世界上最严格的船舶检查制度,这往往导致美国更高的监管合规成本。悬挂国旗的经营者,而不是悬挂外国方便旗注册的船只的船东。 我们的海上业务也受1936年《商船法》的约束,该法案在某些条件下允许美国政府在国家紧急情况下征用我们的海上资产。
气候变化讨论
关于全球变暖和气候变化,包括温室气体排放对环境的影响及其对全球气候、海洋和生态系统的相关后果,有大量讨论。气候变化可能对我们的业务产生长期影响。 例如,我们位于路易斯安那州和得克萨斯州沿海地区等低洼地区的设施可能因洪水、海平面上升或更频繁和更恶劣的天气事件而导致运营中断而面临更大风险。 如果干旱变得更加频繁或严重,供水有限地区的设施可能会受到影响。 气候或天气的变化可能会阻碍勘探和生产活动或增加石油和天然气资源的生产成本,从而影响进入我们系统的碳氢化合物产品的数量。 气候或天气的变化也可能影响消费者对能源的需求或改变整体能源结构。
政府、科学界和公众关注的问题是,某些气体,通常称为温室气体,包括与石油和天然气生产有关的气体,如二氧化碳、甲烷和一氧化二氮等,会导致地球大气层变暖和其他不利的环境影响,为此,各政府当局考虑或采取行动减少温室气体的排放。 例如,美国环保署已根据CAA采取行动来管制温室气体排放。 此外,某些国家(单独或区域合作),包括我们部分设施或业务所在的国家,已采取或提议采取措施减少温室气体排放。此外,美国国会不时提出立法措施,对温室气体的排放施加限制或要求征收费用或碳税。 其中一项适用于我们某些业务的此类费用已由2022年的《通货膨胀减少法案》征收,称为“甲烷排放和废物减少奖励计划”。
国际一级也采取了行动,美国也参与其中。 所讨论的各种政策和办法包括设定排放上限、要求采取增效措施、或为减少排放提供奖励、使用可再生能源或使用碳含量较低的替代燃料等,目前正在讨论之中,这些政策和办法已经并可能继续导致涉及温室气体的额外行动。
这些联邦、地区和州的措施一般适用于工业来源(包括石油和天然气行业的设施)以及燃料供应商和分销商,并可能增加我们的管道、天然气加工设施、分馏厂和其他设施的运营和合规成本,以及某些销售和分销活动的成本。 该等法规亦可能影响矿物燃料的价格或减少对矿物燃料的需求,或为竞争性燃料及能源提供竞争优势,从而对我们中游网络所处理产品的市场需求及定价产生不利影响。 我们的营运成本的潜在增加可能包括运营及维护我们的设施、在我们的设施上安装新的排放控制、获取授权我们温室气体排放的津贴、支付与我们温室气体排放相关的税款或费用,或管理和管理温室气体排放计划的成本。 虽然我们可能能够将部分或全部此类增加的成本纳入我们的管道或其他设施收取的费率中,但此类成本的回收是不确定的,并可能取决于我们无法控制的事件,包括FERC未来费率诉讼的结果以及任何最终法规的规定。
除了上述对排放的直接管制外,还扩大了报告温室气体排放和其他气候变化相关事项的要求和奖励措施。 例如,美国证券交易委员会(“SEC”)的2022年气候披露提案、加州立法机构于2023年颁布的扩大温室气体和气候变化相关报告要求,以及商业对手方的定期要求。 我们目前为某些设施和设备提交温室气体排放报告,受EPA报告规定的约束。 然而,我们并不公开报告我们的直接或间接温室气体排放总量,而且在不依赖估计的情况下量化所有类型的排放量可能并不可行。 如果我们被要求全面确定并公开报告我们的全部直接和间接温室气体排放量,或某些其他与气候变化有关的事项,那么这可能会带来巨大的成本和行政负担,并成为潜在责任和负面宣传的来源。 或者,如果我们不作出该等公开披露,我们可能会被阻止向某些市场经营或供应产品,或与某些交易对手进行交易。
最后,监管政策或市场偏好的变化导致对被视为产生温室气体的碳氢化合物产品的需求减少,或限制其使用,可能会减少我们可用于加工、运输、营销和储存的数量。
竞争
NGL管道和服务
在各自的市场领域,我们的天然气加工设施和相关的NGL营销活动主要面临来自独立加工商、大型综合石油公司和拥有商品交易平台的金融机构的竞争。 我们的每个营销竞争对手拥有不同水平的财务和人力资源,竞争通常围绕价格、客户服务质量以及与客户和其他市场中心的距离展开。 在我们的NGL管道服务的市场上,我们与许多州内和州际管道公司(包括那些附属于主要石油,石化和天然气公司的公司)以及驳船,铁路和卡车车队运营竞争。 一般而言,我们的NGL管道在运输费用、可靠性及客户服务质量方面与该等实体竞争。
我们在NGL和相关产品储存业务的主要竞争对手是主要的综合石油公司、化工公司和其他储存和管道公司。 我们与其他存储服务提供商的竞争主要在收费、提供的管道连接数量和运营可靠性方面。 我们的出口码头业务与主要石油和天然气及化工公司以及其他中游服务供应商经营的码头业务竞争,主要在装卸吞吐能力以及相关管道和储存基础设施的接入方面。
我们与堪萨斯州、路易斯安那州、新墨西哥州和得克萨斯州的许多NGL分馏塔竞争。 对这类服务的竞争主要基于收取的分割费。 然而,NGL分馏塔接收客户的混合NGL并储存和分配所得纯度NGL产品的能力也是一个重要的竞争因素,并且是具有必要的管道和储存基础设施的功能。
原油管道及服务
在各自的市场范围内,我们的原油管道、储存和海运码头以及相关的营销活动与其他原油管道公司、铁路运输公司、主要综合石油公司及其营销附属公司、拥有商品交易平台的金融机构以及独立原油集销公司竞争。 原油业务的特点是井口原油供应激烈竞争。 竞争主要基于客户服务质量、有竞争力的价格以及接近客户和市场中心。
天然气管道及服务
在我们的天然气收集业务中,我们在获取天然气供应(尤其是新供应)的合同方面遇到竞争。 天然气集输领域的竞争在很大程度上取决于声誉、效率、系统可靠性、集输系统容量和定价安排。 我们在天然气收集业务的主要竞争对手包括独立的天然气收集商和主要的综合能源公司。 我们的天然气营销活动主要与其他天然气管道公司及其营销附属公司以及独立的天然气营销和贸易公司竞争。 天然气营销业务的竞争主要基于具有竞争力的定价、接近客户和市场枢纽以及客户服务质量。
石化及成品油服务
我们与许多PGP生产商竞争,其中包括许多位于墨西哥湾沿岸的主要炼油厂和石化公司,在收费处理费水平以及管道和存储基础设施的使用方面。 我们的石化营销活动面临着来自各大综合石油公司和各石化公司的竞争,这些公司的财务和人力资源水平不一,竞争通常围绕产品价格、客户服务质量、物流和地点展开。
在异构化业务方面,我们主要与位于堪萨斯州、路易斯安那州和新墨西哥州的工厂竞争。 影响该业务的竞争因素包括收取的收费处理费水平、可生产的异丁烷的质量以及获得支持管道和储存基础设施的机会。 我们与其他辛烷值添加剂制造公司的竞争主要是基于价格。
关于我们的TE产品管道,该管道最重要的竞争对手是其产品交付区域的第三方管道。 共同输送管道之间的竞争主要基于运输费用、客户服务质量和接近最终用户。 卡车、驳船和铁路以竞争激烈的方式向TE Products Pipeline和内河码头服务的部分市场运送产品。 TE产品管道还面临着来自加拿大的天然气液化液的铁路和管道运输以及沿东海岸上游的码头的水路进口的竞争。
我们的海运业务与其他内陆海运公司以及其他运输方式的供应商竞争,如铁路罐车、牵引拖车罐车以及有限的管道。 海运业务内部的竞争主要基于性能和价格。 此外,大量建造内河船舶可能会造成供过于求,加剧我们海运业务的竞争。
有关涉及竞争的一般风险的讨论,请参阅"我们的中游能源业务面临来自第三方的竞争“在本年度报告第一部分,项目1A。
季节性
虽然我们的大部分业务不受季节性影响,但我们的若干业务仍受季节性变化影响,例如热带天气事件、与供暖及制冷需求有关的能源需求以及夏季驾驶季节。 例如:
|
• |
我们在墨西哥湾沿岸的业务,包括我们在钱伯斯县综合体的业务,可能会受到飓风和热带风暴等天气事件的影响,这些天气事件通常发生在夏季和秋季。 |
|
• |
住宅对天然气的需求通常在冬季达到高峰,这与供暖需求有关,夏季则是空调发电需求。这些季节性趋势影响我们天然气管道的吞吐量以及相关的天然气储存水平和营销结果。 |
|
• |
由于农村地区的供暖需求,住宅对丙烷的需求通常在冬季达到高峰。这些季节性趋势可能会影响TE Products Pipeline、Dixie Pipeline和Mid—America Pipeline系统以及相关码头的吞吐量。 |
|
• |
由于对生产车用汽油所用燃料添加剂的需求增加,我们的异构化和辛烷值提高业务在夏季驾驶季节(通常发生在春季和夏季月份)的需求增加。 同样,精炼产品和正丁烷的运输由于用于汽车燃料而经历了类似的需求变化。 |
|
• |
冬季的极端温度和结冰可能会对我们的天然气加工资产产生负面影响,因为它们可能会经历冻结。 此外,这些条件可能会对我们在密西西比河和伊利诺伊河上游的卡车运输和内陆海上作业产生负面影响。 |
劳动力及相关事项
像许多上市公司一样,我们没有直接员工。 我们的所有管理、行政和运营职能均由EPCO员工根据行政服务协议(“ASA”)或其他服务提供商履行。 我们的员工文化是拥有权、诚信和机会。我们认可员工队伍中为推进我们目标而努力的个人的辛勤工作和贡献。 我们提倡一种环境,让员工觉得为我们工作不仅仅是一份工作;这是一个紧密团结的社区,互相照顾。 我们尊重员工的差异,相信每个人都应该得到公平和尊重。我们重视多元化的理念和观点,并致力于促进安全和包容的员工队伍。
截至2024年2月1日,大约有 7,500将全部或大部分时间用于我们业务的EPCO人员。 从多样性的角度来看,大约 14这些人员中有%是女性, 32其中有%是少数族裔。 我们相信,与相关能源行业相比,我们的劳动力的多样性是有利的。
代表我们工作的人的健康和安全是最高优先事项。我们提倡所有员工对健康和安全都有相同承诺的文化,我们认识到降低风险的重要性。 根据我们对安全的承诺,我们与各级员工和管理层、董事会、承包商以及各种外部实体和组织进行合作。 我们努力实现零事故和伤害的目标。 我们透过监控我们的总可记录事故率(TRIR)来追踪我们的安全表现,TRIR是OSHA的一项衡量标准,一般反映每100名全职员工在一年内可记录事故的数量。 我们于二零二三年的TRR为0. 42,较过去七年中游行业的平均TRR为有利。 我们致力于逐年改善我们的安全表现。
物业的标题
我们持有的不动产可分为两个基本类别:(i)我们和我们的非合并附属公司拥有的收费地块(例如,(ii)我们及我们未合并附属公司的权益来自土地拥有人或政府当局的租约、地役权、通行权、许可证或许可证,以允许使用该等土地作我们的业务。 本公司重要设施所在的收费地盘多年来一直由本公司或其前任拥有业权,并无就该等资产所在土地的业权提出任何重大质疑,而本公司相信本公司对该等收费地盘拥有令人满意的业权。 吾等及吾等的联属公司并不知悉吾等持有的任何重大租赁、地役权、通行权、许可证或许可证的相关费用所有权或吾等根据任何重大租赁、地役权、通行权、许可证或许可证的权利有任何重大挑战,吾等相信吾等根据吾等所有重大租赁、地役权、通行权、许可证及许可证拥有令人满意的权利。
可用信息
作为一家公开交易的合伙企业,我们以电子方式向SEC提交某些文件。 我们以表格10—K提交年度报告;以表格10—Q提交季度报告;以表格8—K提交当前报告(视情况而定);以及任何相关修订和补充。 偶尔,我们也可能提交与股权或债券发行有关的注册声明和相关文件。 SEC有一个网站, Www.sec.gov其中包含以电子方式向美国证券交易委员会提交的注册人的报告和其他信息。
我们提供免费电子访问我们网站上的定期和最新报告,Www.enterpriseproducts.com在我们以电子方式将这些材料存档或提供给美国证券交易委员会后,这些报告将在合理可行的情况下尽快提供。您也可以联系我们的投资者关系部,电话:(866)230-0745免费索取这些报告的纸质副本。
项目1A.风险因素。
关键风险因素总结
对我们共同单位或债务证券的投资涉及一定的风险。如果发生以下任何关键风险,可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流以及我们维持或提高分销水平的能力产生实质性的不利影响。*在任何此类和下文描述的其他情况下,我们证券的交易价格可能会下降,您可能会损失部分或全部投资。
与我们的业务相关的风险
|
• |
全球公共卫生危机或国外冲突对全球石油和天然气市场的影响可能会对总体经济、金融和商业状况产生重大不利影响,并可能对我们的业务、财务状况、运营结果和流动性以及我们的客户、供应商和其他交易对手的业务产生实质性的不利影响。 |
|
• |
价格水平的变化可能会对我们的收入和/或支出产生负面影响,这可能会对我们的业务产生不利影响。 |
|
• |
碳氢化合物产品的需求、价格和生产的变化可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。 |
|
• |
我们的债务水平可能会限制我们未来的财务和运营灵活性。 |
|
• |
如果我们遇到缺乏流动性的资本市场或对投资机会的竞争加剧,我们可能无法充分执行我们的增长战略。 |
|
• |
我们的新资产建设受到运营、监管、环境、政治、地缘政治、法律和经济风险的影响,这些风险可能导致延误、成本增加或现金流减少。 |
|
• |
我们的一些资产已经使用多年,需要大量支出来维护它们。因此,未来维护或维修成本的增加或完成必要的维护或维修活动的延迟可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。 |
|
• |
无法继续使用第三方和政府机构拥有的土地可能会对我们的运营产生不利影响,并对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。 |
|
• |
如果我们没有成功地整合和管理我们收购的业务,或者如果我们大幅增加我们的债务和或有负债来进行收购,我们的增长战略可能会对我们的运营结果产生不利影响。 |
|
• |
自然灾害、灾难、恐怖袭击或其他非常事件可能导致严重的人身伤害、财产损失和环境破坏,这可能会限制我们的业务,并对我们的财务状况、业务结果和现金流产生重大不利影响。 |
|
• |
对我们的信息技术(“IT”)或运营技术(“OT”)系统的网络攻击可能会影响我们的业务和资产,并对我们的财务状况、经营业绩和现金流量造成重大不利影响。 |
|
• |
我们的业务需要广泛的信贷风险管理,可能不足以防范客户拖欠款项。 |
|
• |
使用衍生金融工具可能会给我们造成重大的财务损失。 |
|
• |
我们的风险管理政策无法消除所有商品价格风险。 此外,任何不遵守我们的风险管理政策可能导致重大财务损失。 |
|
• |
联邦、州或地方监管措施(包括与气候、环境、健康、安全和管道完整性相关的措施)可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。 |
|
• |
我们受规管资产的费率须接受联邦和州监管机构的审查和可能的调整,这可能会对我们的收入造成不利影响。 |
|
• |
我们的独立经营现金流主要来自我们从EPO收到的现金分配。 |
|
• |
管理层估计和假设的变动可能会对我们的财务报表和财务表现产生重大影响。 |
与我们的合作伙伴关系结构相关的风险
|
• |
在建立现金储备及支付费用及开支后,我们可能没有足够的经营现金流支付当前水平的现金分派。 |
|
• |
我们的普通合伙人及其关联公司对我们的合伙关系承担有限的受托责任,并存在利益冲突,这可能使其有利于自身利益而损害您的利益。 |
|
• |
基金单位持有人的投票权有限,无权选举我们的普通合伙人或其董事。 此外,即使基金单位持有人不满意,他们也不能轻易解雇我们的普通合伙人。 |
|
• |
我们的合伙协议限制持有20%或以上普通单位的单位持有人的投票权。 |
|
• |
我们的普通合伙人拥有有限的认购权,可能要求普通单位持有人在不合适的时间或价格出售其普通单位。 |
|
• |
如果法院认定有限合伙人的行为构成对我们业务的控制,我们的共同基金单位持有人可能不承担有限责任。 |
|
• |
我们的普通合伙人在我们的权益以及我们的普通合伙人的控制权可能未经单位持有人同意而转移给第三方。 |
普通单位持有人的税务风险
|
• |
我们的税务待遇取决于我们作为联邦所得税目的的合伙企业的地位,这可能会受到潜在的立法、司法或行政变更以及不同的解释,可能会追溯。 |
|
• |
美国国税局就我们采取的联邦所得税头寸以及我们在确定基金单位持有人收入、收益、亏损和扣除分配时采用的若干估值方法成功的竞争,可能会对我们普通基金单位的市场造成不利影响,任何国税局竞争的成本将减少我们可分配给基金单位持有人的现金。 |
|
• |
如果国税局对我们的所得税申报表进行审计调整,它(和某些州)可能会直接从我们评估和收取因此类审计调整而产生的任何税款(包括任何适用的罚款和利息),在这种情况下,我们将直接向国税局支付税款,我们可分配给基金单位持有人的现金可能会大幅减少。 |
|
• |
我们的基金单位持有人可能须就其在我们收入中的份额缴税,即使他们没有收到我们的任何现金分派。 |
|
• |
处置我们共同单位的税务收益或亏损可能比预期的多或少。 |
|
• |
我们对待每一个购买我们共同单位的购买者享有相同的税务优惠,而不考虑购买的共同单位。 国税局可能会质疑这种处理方式,这可能会对我们共同单位的价值产生不利影响。 |
|
• |
我们的共同单位持有人可能会在他们不因投资我们的共同单位而居住的州接受州和地方税和报税表的要求。 |
关键风险因素的讨论
以下讨论按类别提供有关本公司每项主要风险因素的额外资料:与本公司业务有关的风险、与本公司合伙结构有关的风险及共同基金单位持有人的税务风险。
与我们的业务相关的风险
全球公共卫生危机或国外冲突对全球石油和天然气市场的影响可能会对总体经济、金融和商业状况产生重大不利影响,并可能对我们的业务、财务状况、运营结果和流动性以及我们的客户、供应商和其他交易对手的业务产生实质性的不利影响。
碳氢化合物产品的供求变化影响我们采购及销售的产品数量以及我们向客户提供的服务水平,进而影响我们的财务状况、经营业绩及现金流量。
全球及美国经济已普遍从新型冠状病毒病疫情的负面经济影响中复苏,该疫情扰乱全球供应链、减少消费活动、扰乱旅游,并对金融及商品市场造成重大波动及扰乱。 尽管世界卫生组织于2023年5月宣布结束全球新冠肺炎突发公共卫生事件,但未来的全球公共卫生危机可能导致类似的破坏和相关的经济影响。 任何经济放缓或衰退的恢复期,或我们处理的碳氢化合物的需求或价格回到低迷期,可能对我们的财务状况以及我们的客户、供应商和其他对手方的财务状况造成重大不利影响,并可能削弱我们的流动性,并对我们管道和其他设施处理的产品量产生负面影响。
类似地,外国冲突,包括乌克兰正在进行的战争和对俄罗斯的相关制裁以及以色列—哈马斯战争,可能严重扰乱原油、天然气和碳氢化合物产品的供应链。 尽管截至本报告日期,我们尚未因该等冲突而对我们的经营业绩、财务状况或现金流量造成任何重大不利影响,但我们无法预测该等战争或其他外国冲突的持续将如何影响未来需求水平、对国内定价的影响以及对美国石油和天然气生产的影响。 主要国际市场的任何经济放缓或衰退,包括因该等供应链中断或制裁而导致的,亦可能影响需求并压低我们所处理的原油、天然气或其他产品的价格,这可能对我们的财务状况以及我们客户、供应商及其他交易对手的财务状况造成重大不利影响。并可能减少我们的流动性,并对我们管道和其他设施处理的产品量产生负面影响。
此类事件对我们的财务状况、经营业绩及现金流量的潜在影响,主要取决于我们无法控制的事态发展,包括公共卫生危机的持续时间及应对措施、对整体经济活动的相关影响以及对原油及其他产品需求的潜在长期影响,所有这些都无法确切预测。
价格水平的变化可能会对我们的收入和/或支出产生负面影响,这可能会对我们的业务产生不利影响。
我们的资产营运及资本项目的执行需要大量的人力、材料、物业、设备及服务开支。 因此,这些成本可能在一般商业通胀期间增加,包括由于商品价格上涨、供应链中断和劳动力市场紧张。 最近影响整体经济和能源工业的通货膨胀压力增加了我们的开支和资本成本,而且这些成本可能会继续增加。 虽然我们服务的大部分长期合同包含基于指数的变化和通货膨胀调整,但我们可能无法将所有这些增加的成本以我们服务的费用增加的形式转嫁给客户。 此外,我们使用FERC基于PPI的价格指数方法来确定我们管道服务的某些市场的关税税率。 在普遍的价格通缩时期,联邦能源管理委员会基于PPI的价格指数方法提供的上限水平可能会下降,这就要求我们降低基于指数的利率,即使我们运营资产的实际成本增加。 因此,我们的收入和经营利润率受到价格水平变化的影响。 在调整适用费率之前,材料成本增加可能会影响我们的经营利润率,即使随后期间的利润率可能会在适用费率调整后正常化。 因此,一般业务通胀期间的成本增加(不会转嫁给客户或被其他因素抵销)可能对我们的财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。
碳氢化合物产品的需求、价格和生产的变化可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
我们主要经营中游能源行业,包括收集、运输、加工、分馏和储存天然气、天然气、原油、石化和成品油。因此,碳氢产品价格和碳氢产品之间的相对价格水平的变化可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生实质性的不利影响。价格的变化可能会影响对碳氢产品的需求,这反过来可能会影响生产、需求和我们提供服务的产品的数量。此外,需求的下降可能是由其他因素造成的,包括当前的经济状况,消费者对碳氢化合物产品最终产品的需求减少,竞争加剧,恶劣天气条件,突发公共卫生事件,国外冲突,以及影响价格和生产水平的政府法规。如果客户没有履行与我们的天然气、NGL、丙烯、精炼产品和/或原油营销以及长期按需付费协议相关的义务,我们还可能招致信用和价格风险。
近年来,原油和天然气价格一直波动。例如,在截至2023年12月31日的三年期间,原油价格(基于纽约商品交易所衡量的WTI)从每桶123.70美元的高点到每桶47.62美元的低点。2024年1月1日至2024年1月31日期间,WTI价格从最高的每桶78.01美元到最低的每桶70.38美元不等。在截至2023年12月31日的三年里,天然气价格(根据纽约商品交易所的Henry Hub计算)从每MMBtu 9.68美元的高点到每MMBtu的1.99美元的低点。Henry Hub的天然气价格从2024年1月1日到2024年1月31日的高点每MMBtu 3.31美元到最低点2.08美元。
一般而言,碳氢化合物产品的价格受供应、需求、市场不确定性和各种其他不可控因素变化的影响,这些因素包括:(1)国内生产和消费产品需求的水平;(2)进口原油和天然气的供应情况以及外国原油和天然气生产国,包括石油输出国组织(“欧佩克”)成员国和俄罗斯(统称为“欧佩克+”集团)所采取的行动;(3)是否有足够运力的运输系统;(4)是否有有竞争力的燃料;(V)对原油、天然气、天然气和其他碳氢化合物产品的波动和季节性需求,包括石化、炼油和供暖行业对天然气和天然气产品的需求;(Vi)保护工作的影响;(Vii)政府对生产的监管和征税;(Viii)由于突发公共卫生事件而对碳氢化合物的需求减少;(Ix)当前的经济状况。
根据我们的某些天然气加工和收集以及NGL分馏合同,我们面临天然气和NGL商品价格风险,这些合同规定费用根据地区天然气或NGL价格指数计算,或通过获得天然气或NGL的所有权以实物支付。*天然气和NGL价格的下降可能导致这些合同的利润率较低,这可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。天然气和NGL价格的波动可能导致乙烷拒绝,从而导致可用于运输、分馏和现金流的数量减少仓储和营销。这些大宗商品价格的波动也可能对我们的许多客户产生影响,进而可能对他们履行对我们的义务的能力产生负面影响。
我们设施目前运输、收集或加工的原油、天然气和NGL主要来自国内现有的资源盆地,这些资源盆地随着时间的推移自然枯竭。为了抵消这种自然下降,我们的设施需要获得新发现的资产的生产。许多我们无法控制的经济和商业因素可能会对生产商勘探和开发新储量的决定产生不利影响。这些因素可能包括相对较低的原油和天然气价格、设备和劳动力的成本和可用性、监管变化、资本预算限制。缺乏可用资金或成功发现碳氢化合物的可能性。*我们设施和其他能源物流资产所在地区勘探和开发活动的减少可能导致我们资产处理量的减少,这可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
有关我们目前对2024年行业基本面的展望的讨论,请阅读管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析--当前展望“列入本年度报告第二部分第7项下。
我们在中游能源业务中面临来自第三方的竞争。
即使我们的资产服务的地区存在原油和天然气储量,这些地区的生产商可能也不会选择我们来收集、运输、加工、分离、储存或以其他方式处理提取的碳氢化合物。我们与其他公司,包括原油和天然气生产商,基于许多因素竞争任何此类生产,包括但不限于地理上接近生产、连接成本、可用产能、费率和市场准入。
我们的NGL、成品油和海运业务可能会在其服务的地区与其他管道和海运公司竞争。我们还在我们服务的某些地区与铁路和第三方卡车运输业务竞争。竞争压力可能会对我们的费率或发货量产生不利影响。此外,大量新建内河海运船舶可能会造成供应过剩,加剧我们海运业务的竞争。
原油集销业务的特点可以是井口原油供应的激烈竞争。*国内原油产量下降可能加剧采集者和营销者之间的这种竞争。我们的原油运输业务在此类管道系统输送原油的地区与大型石油公司、大型独立管道公司、拥有大宗商品交易平台的金融机构和其他公司拥有和运营的公共承运人和专有管道竞争。
在我们的天然气收集业务中,我们在获得收集天然气供应的合同方面遇到竞争,特别是新的供应。天然气收集方面的竞争在很大程度上基于声誉、效率、系统可靠性、收集系统容量和定价安排。我们在天然气收集业务中的主要竞争对手包括独立的天然气收集公司和主要的综合能源公司。我们服务的生产商有其他替代收集设施,这些生产商也可能选择建设专有的天然气收集系统。
我们和我们的竞争对手都在新能源基础设施上进行了大量投资,以满足预期的市场需求。我们项目的成功取决于我们资产的利用。对我们新项目的需求可能会在建设过程中发生变化,我们的竞争对手可能会进行额外的投资或重新部署与我们的项目和现有资产竞争的资产。如果我们的投资或竞争对手在我们服务的市场上的建设导致产能过剩,我们的设施和资产可能没有得到充分利用,这可能导致我们降低服务费率。利率降低可能会导致我们的投资回报降低,从而降低我们的资产价值。
中游能源行业的竞争显著加剧,包括我们的竞争对手建造新资产或重新部署现有资产,可能会对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生重大不利影响。
我们的债务水平可能会限制我们未来的财务和运营灵活性。
截至2023年12月31日,我们有263亿美元的综合优先长期债务本金未偿还,23亿美元的次级次级债务本金未偿还。我们未来的债务金额可能对我们的运营产生重大影响,其中包括:
|
• |
我们现金流的很大一部分可能用于支付未来债务的本金和利息,可能无法用于其他目的,包括支付我们共同单位的分配和资本投资; |
|
• |
信用评级机构可能对能源行业或我们的综合债务水平持负面看法; |
|
• |
我们现有和未来的信贷和债务协议中的契约将要求我们继续满足财务测试,这些测试可能会对我们在规划和应对业务变化方面的灵活性产生不利影响,包括可能的收购机会; |
|
• |
我们获得额外融资(如有必要)以用于营运资金、资本投资、收购或其他目的的能力可能会受损,或此类融资可能无法以优惠条件获得; |
|
• |
与负债较少的同类公司相比,我们可能处于竞争劣势;以及 |
|
• |
由于我们的巨额债务水平,我们可能更容易受到不利的经济和行业状况的影响。 |
我们的公共债务契约目前不限制我们可以产生、承担或担保的未来债务金额。*尽管我们的信贷协议限制我们产生超过某些水平的额外债务的能力,但我们可能产生的任何债务仍可能是巨额的。有关我们长期债务的信息,请参阅本年度报告第II部分第8项下的综合财务报表附注7。
我们的信用协议和与我们的公共债务工具相关的每个契约包括传统的金融契约和其他限制。例如,如果此类分配会导致违约事件或以其他方式违反我们信用协议下的契约,我们被禁止向我们的合作伙伴进行分配。*如果我们违反这些限制中的任何一项,可能允许我们的贷款人或票据持有人(视情况而定)宣布这些债务协议下的所有未偿还金额立即到期和支付,并在我们的信用协议的情况下,终止所有进一步发放信用的承诺。
我们以有利的条件进入资本市场筹集资金的能力可能会受到我们的债务水平、此类债务到期时以及当前市场状况的影响。此外,如果评级机构下调能源部门或我们的信用评级,我们可能会经历借贷成本上升、难以评估资本市场和/或我们证券的市场价格下降。这样的发展可能会对我们获得营运资本、资本投资或收购的融资或为现有债务进行再融资的能力产生不利影响。如果我们未来无法以有利的条件进入资本市场,我们可能被迫寻求延长我们的一些短期债务义务,或者通过银行信贷为我们的一些债务义务再融资,而不是通过长期公共债务证券或股权证券。我们可能获得此类延期或额外银行信贷的价格和条款(如果有的话)可能比现有债务协议中包含的更繁琐。任何此类安排反过来可能会增加我们的杠杆可能对我们未来的财务和运营灵活性产生不利影响的风险,从而影响我们以预期水平支付现金分配的能力。
如果我们遇到缺乏流动性的资本市场或对投资机会的竞争加剧,我们可能无法充分执行我们的增长战略。
我们的增长战略考虑开发和收购广泛的中游和其他能源基础设施资产,同时保持强劲的资产负债表。该战略包括构建和收购额外的资产和业务,以增强我们的有效竞争能力和多样化我们的资产组合,从而为我们提供更稳定的现金流。我们考虑和寻求潜在的合资企业、收购、独立项目和其他交易,我们认为这些交易可能带来机会来扩大我们的业务,提高我们的市场地位,并实现运营协同效应。
我们将需要大量新资本来为未来资产和业务的发展和收购提供资金。例如,我们2023年的资本投资反映了33亿美元的现金支付,用于资本项目、收购和其他投资。*根据现有信息,我们预计2024年我们的总资本投资,扣除合资伙伴的贡献,约为38亿至43亿美元。这包括32.5亿至37.5亿美元的增长资本项目和5.5亿美元的持续资本支出。这些金额不包括与我们拟建的深水近海原油码头(海港石油码头或“现货”)相关的资本投资,这仍有待交通部海事管理局颁发现货许可证。2022年11月,我们收到了海事局对现货的有利许可;然而,我们不能保证该项目最终将于何时或是否获得授权开始建设或运营。我们获得资本的任何限制都可能削弱我们执行这一增长战略的能力。*如果我们的债务或股权资本成本变得过于昂贵,我们开发或获得增值资产的能力将受到限制。*我们也可能无法以令人满意的条件筹集必要的资金,如果完全没有的话。
信贷市场的任何持续收紧都可能对我们产生实质性的不利影响,其中包括降低我们以优惠条件为增长资本项目或业务收购融资的能力,以及施加越来越严格的借款契约。此外,我们可能发行的任何新股的分配收益率可能高于历史水平,从而使额外的股票发行成本更高。因此,股本和债务成本的增加将使资本支出的回报率在单位基础上增加较少。
我们还可能在收购能源基础设施资产方面与第三方竞争,这些资产补充了我们现有的资产基础。对有限资产池的竞争加剧可能导致我们比过去更频繁地输给其他竞标者,或者以不那么有吸引力的价格收购资产。这两种情况都可能限制我们全面执行增长战略的能力。我们无法执行增长战略可能会对我们未来维持或支付更高现金分配的能力造成实质性不利影响。
我们的实际建设、开发和采购成本可能会大大超过预期金额。
我们已经宣布并正在参与多个重大建设项目,这些项目涉及我们已经花费或将花费大量资本的现有和新资产。这些项目涉及巨大的后勤、技术和人员配置挑战。我们可能无法以我们在每个项目启动时估计的成本或我们目前估计的成本完成我们的项目。同样,美国墨西哥湾沿岸的飓风等不可抗力事件可能会导致这些建设和开发项目延误、熟练劳动力短缺和额外费用。
如果资本投资大幅超过预期,那么我们未来的现金流可能会减少,这反过来可能会减少我们预期可用于分配的现金数量。此外,项目成本的大幅增加可能会导致新建资产投入使用后的整体盈利能力下降。
我们的新资产建设受到运营、监管、环境、政治、地缘政治、法律和经济风险的影响,这些风险可能导致延误、成本增加或现金流减少。
我们打算发展业务的方式之一是通过建设新的中游能源基础设施资产。*新资产的建设涉及许多我们无法控制的运营、监管、环境、政治、地缘政治、法律和经济风险,可能需要大量资本支出。这些潜在风险包括,其中包括:
|
• |
我们可能无法如期或按预算成本完成建设项目,原因是无法获得所需的建筑人员,供应链中断(包括公共卫生紧急情况限制或地缘政治事件,如俄罗斯入侵乌克兰或中东持续的冲突)、事故、天气状况或无法获得必要的许可,导致无法获得或延迟获得必要的材料; |
|
• |
在项目完成之前,我们不会获得运营现金流的任何实质性增长,即使我们可能在建设阶段花费了相当大的资金,这可能会延长; |
|
• |
我们可能会建造设施,以捕捉预期的未来产量增长,而该等增长并没有实现; |
|
• |
由于我们并非从事原油或天然气储量的勘探和开发,我们在某地区建造设施前,可能无法取得第三方对该地区储量的估计。 因此,我们可能会在储量远低于我们预期的地区建造设施; |
|
• |
在我们确实依赖第三方储备估计来决定建造资产的情况下,这些估计可能被证明不准确; |
|
• |
我们建设项目的完成或成功可能取决于第三方建设项目的完成(例如,下游原油精炼厂扩建或新建石化设施),而这些设施并不受我们控制,且可能受到许多自身潜在风险、延误和复杂性的影响;以及 |
|
• |
我们可能无法取得兴建额外管道的道路权,或兴建额外管道所需的费用可能并不经济。 |
任何该等风险的实现可能会对我们实现现金流量水平增长或从扩张机会或建设项目中实现利益的能力造成不利影响,从而可能影响我们支付予基金单位持有人的现金分派水平。
我们的一些资产已经使用多年,需要大量支出来维护它们。因此,未来维护或维修成本的增加或完成必要的维护或维修活动的延迟可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
我们的管道、码头和仓储资产一般都是长期资产,其中许多已经服役多年。 我们资产的年限和状况可能导致未来的维护或维修开支增加。 此外,由于供应链中断(包括公共卫生紧急情况限制或地缘政治事件,如俄罗斯入侵乌克兰或中东持续冲突),我们可能无法完成必要的材料供应,这可能导致受影响资产的运营暂停,直至该等活动完成。 该等开支大幅增加或延迟完成必要保养或维修,均可能对我们的经营业绩、财务状况或现金流量,以及我们向基金单位持有人作出现金分派的能力造成不利影响。
无法继续使用第三方和政府机构拥有的土地可能会对我们的运营产生不利影响,并对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
我们在第三方拥有的若干土地上运营管道系统的能力将取决于我们能否维持现有的道路权以及在该等土地上取得新的道路权。 我们是授权土地使用的道路权协议、许可证和许可证的缔约方,与众多各方,包括私人土地所有者、政府实体、美洲原住民部落、铁路运输公司、公用事业公司和其他各方。 我们有能力确保现有协议、许可证及执照的延期,对我们的持续业务营运至关重要,而确保额外的路权对我们进行扩张项目的能力至关重要。 吾等无法保证吾等将能够于现有授出届满时继续使用所有现有道路权、所有道路权将及时取得或吾等将于需要时取得新道路权。
特别是,美国内政部内的多个联邦机构,特别是印第安人事务局、土地管理局和自然资源收入办公室,以及每个美洲原住民部落,颁布和执行与美洲原住民部落土地上的天然气和石油业务有关的法规。 这些法规和批准要求涉及钻探和生产要求以及环境标准等事项。此外,每个美洲原住民部落都是一个主权国家,有权执行法律和条例,并独立于联邦、州和地方法规和条例批准。 这些部落法律和条例包括各种税收、费用、雇用美洲原住民部落成员的要求以及适用于在美洲原住民部落土地上开展业务的经营者和承包商的其他条件。 这些因素中的一个或多个可能会增加我们在美洲原住民部落土地上开展业务的成本,并影响我们在这些土地上开展业务的可行性,或阻止或延迟我们在这些土地上开展业务的能力。
此外,我们是否拥有管道征用权因州而异,这取决于管道的类型、特定州的法律以及我们寻求进入的土地的所有权。 当我们行使征用权或谈判私人协议时,我们必须就土地所有者使用其财产进行补偿,在征用权诉讼中,此类补偿可能由法院决定。 倘我们失去使用或占用管道所在物业的权利,则无法行使征用权可能对我们的业务造成负面影响。
我们可能会面临来自不同团体的反对,反对我们的管道和设施的建设和运营。
我们可能会面临环保团体、土地所有者、部落团体、地方团体和其他倡导者对我们的管道和设施的运营的反对。 该等反对可能采取多种形式,包括有组织的抗议、企图阻止或破坏我们的建筑活动和运营、干预涉及我们资产的监管或行政程序,或旨在阻止、扰乱或延迟我们资产和业务运营的诉讼或其他行动。 例如,修复我们的管道往往涉及获得个别土地所有者的同意,以获取其财产;一个或多个土地所有者可能抵制我们进行必要的修复,这可能导致受影响管道或设施的运行中断一段时间,比其他情况下的情况要长得多。 此外,破坏行为或生态恐怖主义行为可能对人员、财产或环境造成重大损害或伤害,或导致我们的业务长期中断。 任何此类事件中断了我们的运营产生的收入,或导致我们作出不属于保险范围的重大支出,可能会减少我们可用于向合作伙伴支付分派的现金,从而对我们的财务状况和证券的市场价格产生不利影响。
如果我们没有成功地整合和管理我们收购的业务,或者如果我们大幅增加我们的债务和或有负债来进行收购,我们的增长战略可能会对我们的运营结果产生不利影响。
我们的增长战略包括进行增值收购。 我们不时评估和收购我们认为可以补充现有业务的额外资产和业务。 我们可能无法成功整合和管理我们未来收购的业务。 我们可能会产生重大开支或遇到与我们的增长策略有关的延误或其他问题,可能会对我们的财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。 此外,收购和业务扩张涉及许多风险,例如:
|
• |
在吸收所收购资产或业务的业务、技术、服务和产品方面的困难; |
|
• |
建立我们根据2002年《萨班斯—奥克斯利法案》(Sarbanes—Oxley Act)需要维护的内部控制和程序; |
|
• |
遭遇不可预见的运营中断或关键员工、客户或供应商的流失; |
|
• |
由于不熟悉新资产及其相关业务,包括与其市场相关的业务,可能导致效率低下和复杂; |
|
• |
将管理层和其他人员的注意力从日常业务转移到开发或收购新业务和其他商机上。 |
如果完成,任何收购或投资也可能导致债务和或有负债,以及利息支出和折旧、摊销和增值费用的增加。*因此,我们的资本化和经营业绩可能在重大收购后发生重大变化。*我们的负债和或有负债的大幅增加可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。*此外,重大收购的任何预期好处,如预期的成本节约或其他协同效应,可能无法完全实现。
尽管收购似乎增加了我们的运营现金流,但可能会减少我们每单位的运营现金流。
即使我们进行了我们认为将增加我们的运营现金流的收购,这些收购最终也可能导致单位运营现金流的减少,例如,如果我们对新收购的资产或业务的假设没有成为现实,或者发生了不可预见的风险。因此,根据当时可获得的信息最初被视为增值的收购可能被证明不是增值的。可能导致收购最终不增值的风险例子包括我们无法实现预期的运营和财务预测,或无法成功整合被收购的业务,承担我们承担责任的未知债务,如果我们完成未来的任何收购,我们的资本和运营结果可能会发生重大变化,我们的单位持有人将没有机会评估我们在做出此类决定时将会获得的经济、财务和其他相关信息。*由于上述风险,我们可能无法实现我们从重大收购中预期的全部收益,这可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
自然灾害、灾难、恐怖袭击或其他非常事件可能导致严重的人身伤害、财产损失和环境破坏,这可能会限制我们的业务,并对我们的财务状况、业务结果和现金流产生重大不利影响。
我们的一些业务涉及人身伤害、财产损失和环境破坏的风险,这可能会限制我们的业务,并以其他方式对我们的现金流产生实质性的不利影响。例如,天然气设施在高压下运行,有时超过每平方英寸1100磅。此外,我们的海洋运输业务还面临额外的风险,包括可能发生海洋事故和泄漏事件。此外,我们的辛烷值增强设施可能会不时产生用于出口的MTBE,这可能会使我们面临泄漏事件的额外风险。我们几乎所有的业务都暴露在潜在的自然灾害和恶劣天气中,包括飓风、龙卷风、风暴、极端冬季事件、洪水和/或地震。由于我们的资产和客户资产在美国墨西哥湾沿岸地区的位置,使他们特别容易受到飓风或热带风暴风险的影响。此外,恐怖分子可能会攻击我们的物理设施,电脑黑客可能会攻击我们的电子系统。
如果我们拥有或向我们交付产品的一个或多个设施或向我们供应设施的电子系统受到恶劣天气或任何其他灾难、事故、灾难、恐怖袭击或其他特殊事件的破坏,我们的运营可能会严重中断。这些中断可能涉及对人员、财产或环境的重大破坏,维修可能需要从一周或更少的轻微事故到六个月或更长时间的重大中断。我们有义务赔偿客户在我们拥有产品期间发生的任何损坏或伤害的部分存储合同。如果任何事件中断了我们的运营所产生的收入,或导致我们进行不在保险覆盖范围内的重大支出,可能会减少我们可用于支付分配的现金,并相应地对我们公共单元的市场价格产生不利影响。
我们相信,EPCO代表我们维持足够的保险范围;然而,保险不会覆盖可能发生的所有类型的中断,不会覆盖最高可适用免赔额的金额,也不会覆盖与我们业务的性质和范围相关的所有风险。*由于市场状况,某些类型的保险(如一般责任保单)的保费和免赔额可能大幅增加,在某些情况下,此类保险可能变得不可用或仅在承保金额减少时才可用。
未来可能会出现这样的情况,即EPCO可能无法代表我们续签现有保单,或无法以商业合理的条款购买其他理想的保险。如果我们承担重大责任,而我们没有完全投保,可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。此外,任何此类保险的收益可能无法及时支付,如果发生此类事件,可能会出现资金不足的情况。
对我们的IT或OT系统的网络攻击可能会影响我们的业务和资产,并对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
我们依赖我们的IT和OT系统以及第三方供应商的系统来开展业务。这些系统包括用于运营我们资产的信息,以及基于云的服务。这些系统可能会受到安全漏洞和网络攻击。
网络攻击正变得越来越复杂,美国政府警告称,包括管道在内的基础设施资产可能是某些组织的专门目标。这些攻击包括但不限于恶意软件、勒索软件、试图未经授权访问数据的尝试,以及其他电子安全漏洞。由于地缘政治事件(包括俄罗斯入侵乌克兰或中东持续的冲突),这些攻击可能会增加,可能是国家支持的团体、“黑客活动家”、犯罪组织或私人(包括员工渎职)实施的。这些网络安全风险包括针对我们和向我们提供实质性服务的第三方的网络攻击。除了中断运营外,网络安全漏洞还可能影响我们运营或控制设施的能力,使数据或系统无法使用,或导致敏感、机密或客户信息被盗。这些事件还可能损害我们的声誉,并导致补救行动的损失、业务损失或对第三方的潜在责任。
我们不专门为网络安全事件投保;但是,我们的某些保单可能允许承保此类事件造成的相关损害。/如果我们承担未完全投保的重大责任,可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。此外,任何此类保险的收益可能无法及时支付,如果发生此类事件,可能会出现不足。
我们的失败危急关头IT或OT系统可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流以及我们支付现金分派的能力产生不利影响。
我们依赖IT和OT系统来运营我们的资产和管理我们的业务。 我们依赖这些系统来处理、传输和存储电子信息,包括财务记录和个人识别信息,如员工、客户、投资者和工资单数据,并管理或支持各种业务流程,包括我们的供应链、管道和存储操作、收集和处理操作、金融交易、银行业务和许多其他流程和交易。 其中一些IT和OT系统是专为我们的业务定制设计的,而另一些则基于或驻留在商业上可用的技术。
我们制定了旨在保护我们关键系统的政策和程序。 我们的网络安全策略与人员、技术和流程(如灾难恢复、事件响应和业务连续性)战略性分层。然而,无法消除关键系统因不可预见的重大中断而失效的风险。
这些IT或OT系统的故障,无论是由于电源故障、网络安全事件或其他原因,都可能导致关键的运营或财务控制被破坏,并导致意外的成本和我们的运营、商业活动或财务流程中断。该等失败可能会对我们的经营业绩、财务状况或现金流以及我们及时支付现金分派的能力造成不利影响。 州和联邦网络安全立法也可能对我们提出新的要求,这可能会增加我们的经营成本。
我们的业务需要广泛的信贷风险管理,可能不足以防范客户拖欠款项。
倘客户未能履行与我们销售天然气、天然气液化液、原油、石化产品及精炼产品有关的责任,以及具有最低量承诺或固定需求费用的长期合约,则我们可能会产生信贷风险。 客户不付款及不履约的风险是我们业务的主要考虑因素,而我们的信贷程序及政策可能不足以充分消除客户信贷风险。 此外,本行业的不利经济状况可能增加客户(尤其是投资级别次信贷评级或规模较小的公司)不付款及不履约的风险。 我们透过客户多元化、信贷分析、信贷审批、信贷限额及监控程序管理信贷风险,并就若干交易可能使用信用证、预付款项、净额协议及担保。 然而,该等程序及政策并未完全消除客户信贷风险。
我们服务的主要市场为美国墨西哥湾沿岸、西南部、落基山脉、东北部和中西部地区。我们的应收贸易账款结余集中于国内和国际主要综合石油和天然气公司、独立石油和天然气公司以及在这些市场经营的其他管道和批发商。 该等市场领域的集中可能影响我们的整体信贷风险,因为客户可能同样受到经济、监管或其他因素变动的影响。
有关我们的信贷亏损拨备的资料,请参阅本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注附注2。
使用衍生金融工具可能会给我们造成重大的财务损失。
从历史上看,我们一直试图通过使用衍生工具来限制能源商品价格和利率变动所造成的部分不利影响。 衍生工具通常包括期货、远期合约、掉期、期权及其他具有类似特性的工具。 我们绝大部分衍生工具均用于非交易活动。
在对冲商品价格及利率风险的范围内,我们将放弃商品价格或利率对我们有利的变动,否则我们将获得的利益。 此外,对冲活动可能导致可能对我们的财务状况、经营业绩及现金流量构成重大损失。 该等亏损可能在不同情况下发生,包括交易对手不履行其在对冲安排下的责任、对冲未能有效减轻相关风险或我们的风险管理政策及程序未获遵守的情况。 不利的经济条件(例如,能源商品价格大幅下跌,对石油和天然气生产商的现金流产生负面影响)增加了我们对冲对手方不付款或履约的风险。
有关衍生工具及相关对冲活动的讨论,请参阅本年报第二部分第7A项及本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注14。
我们的风险管理政策无法消除所有商品价格风险。 此外,任何不遵守我们的风险管理政策可能导致重大财务损失。
于从事市场推广活动时,我们的政策是维持实物商品头寸,使其在采购与销售或未来交付责任之间的价格风险方面保持大致平衡。 透过该等交易,我们寻求透过销售商品以实物交付予第三方用户(如生产商、批发商、本地分销商、独立炼油厂、营销公司或主要综合石油及天然气公司),赚取所购买商品的利润。 然而,这些政策和做法不能消除所有价格风险。 例如,任何扰乱我们预期实物供应的事件可能使我们面临价格变动导致的损失风险,如果我们需要获取替代供应以支付销售交易。 当商品以一种定价指数买入,以另一种指数卖出时,我们亦面临基差风险。 此外,我们面临一些未被对冲的风险,包括我们拥有的产品的价格风险,例如管道填充物,必须维护管道填充物,以促进我们管道中的商品运输。 此外,我们的营销业务涉及不遵守风险管理政策的风险。 我们无法向您保证,我们的流程和程序将发现并防止所有违反我们风险管理政策的行为,特别是如果涉及欺骗或其他故意不当行为。 倘我们蒙受与商品价格风险有关的重大亏损,包括不遵守我们的风险管理政策,则可能对我们的财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。
我们的浮息债务(包括可能透过利率掉期转换为浮息的固定利率债务责任)使我们容易受到利率上升的影响,而利率上升可能对我们的财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。
于2023年12月31日,我们有280亿美元的未偿还综合定息债务(包括其当前到期日)。 此外,截至2023年12月31日,我们有10亿美元的可变利率债务,其中包括我们的未偿还商业票据。 由于商业票据的短期性质,我们认为就该等工具收取的利率为可变的。
美联储理事会在2019年和2020年分别三次和两次下调基准利率。 基准利率于二零二一年维持接近零,但于二零二二年上升了七倍,二零二三年上升了四倍,预期直至二零二四年才会下降。 倘利率大幅上升,偿还债务所需的现金数额(包括我们固定利率债务工具的任何未来再融资)将增加。 此外,我们可能不时订立利率掉期安排,这可能会增加我们面对浮动利率的风险。 因此,利率大幅上升可能对我们的财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。
利率上调也可能导致对总体股权证券的需求相应下降,特别是对以收益为基础的股权证券,如我们的共同单位。*对我们共同单位的需求减少可能导致其交易价格下降。
我们的管道完整性计划以及对管道安全法律法规的遵守可能会给我们带来巨大的成本和责任。
如果我们产生与管道完整性计划或管道安全法律法规相关的材料成本,这些成本可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
DOT要求管道运营商制定完整性管理计划,以全面评估其管道,并采取措施保护位于HCA中的管段。遵守该完整性管理规则的大部分成本与管道完整性测试和此类测试结果所发现的任何必要修复有关。此外,管道检查工具的进步等变化,识别管道完整性的其他威胁以及确定位于HCA中的管道数量的变化可能会对执行完整性测试和维修的成本产生重大影响。*我们将继续我们的管道完整性测试计划,以评估和维护我们的管道的完整性。这些测试的结果可能会导致我们产生大量和意想不到的资本和运营支出,用于维修或升级被认为是确保管道持续安全可靠运行所需的费用。
总体而言,截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度,我们的管道完整性成本分别为1.04亿美元、1.05亿美元和1.14亿美元。其中,我们在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度运营成本和支出中分别计入5500万美元、6100万美元和6200万美元。其余年度管道完整性成本被资本化,并被视为可持续资本项目。我们预计2024年管道完整性计划的成本约为1.01亿美元,无论此类成本是资本化还是支出。
有关管道安全法规的更多信息,请参见监管事项-环境、安全和保护-管道安全“列入本年度报告第一部分第1和第2项。
环境、健康和安全成本和负债,以及不断变化的环境、健康和安全法规,可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
我们的运营受到各种环境、健康和安全要求以及广泛的联邦、州和地方法律法规的潜在责任。此外,我们不能确保现有的环境、健康和安全法规不会修改,或者新的法规不会通过或适用于我们。政府当局有权强制遵守适用的法规和许可证,并对违规者进行民事和刑事处罚,包括巨额罚款、禁令或两者兼而有之。此外,某些环境法,包括CERCLA和类似的州法律和法规,可能会施加严格的、对清理和修复已处置或以其他方式释放有害物质或碳氢化合物的场地所需的费用承担连带责任。此外,包括邻近土地所有者在内的第三方也可能有权采取法律行动,强制执行合规或就据称因向环境中排放危险物质、碳氢化合物或其他废物产品而造成的人身伤害和财产损失进行赔偿。如果不遵守这些要求,我们可能会面临罚款、处罚和/或我们的运营中断,这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
此外,未来环境、健康和安全法律的发展,如更严格的法律、法规、许可或执法政策,可能会显著增加我们的一些运营成本。未来环境、健康和安全法律可能发展的领域包括以下事项。
气候变化。作为对有关全球变暖和气候变化问题的报道的回应,美国国会不时考虑并通过旨在减少温室气体排放或要求与温室气体排放或碳税相关的费用的立法。此外,某些州,包括我们的设施或业务所在的州,已经单独或在地区合作中采取或提出了减少温室气体排放的措施。2021年11月通过的《基础设施投资和就业法案》规定,除其他外,75亿美元用于在美国建设全国电动汽车(EV)充电器网络,作为加速采用电动汽车的计划的一部分,以及为电动校车和用于公共交通的低排放和零排放公交车提供资金的计划的一部分。2022年8月通过的2022年通胀削减法案包括多项额外的激励措施,以促进清洁能源、电动汽车、电池和能源储存,并从2024年开始对根据EPA的温室气体报告计划第98部分(W部分)法规要求报告其温室气体排放的来源的甲烷排放征收首次费用。以及其他各种政策和方法,包括设立排放上限,要求提高能效措施,或为减少污染提供激励。正在讨论使用可再生能源或使用碳含量较低的替代燃料,并已导致并可能继续导致涉及温室气体的更多行动。
通过和实施任何联邦、州或地方法规,对我们的设备和运营施加报告义务或限制温室气体排放,可能会要求我们产生大量成本,以减少与我们的运营相关的温室气体排放,或者可能对我们运输、储存或以其他方式处理与我们的中游服务相关的原油、天然气或其他碳氢化合物产品的需求产生不利影响。我们运营成本的潜在增加可能包括运营和维护我们的设施的成本,在我们的设施上安装新的排放控制,获得批准温室气体排放的许可(无论是我们的运营排放的,还是与我们供应给市场的燃料有关的),支付与温室气体排放相关的税费,并管理和管理温室气体排放计划。我们可能无法通过客户价格或费率收回增加的成本,这可能会限制我们进入或以其他方式减少我们对某些市场活动的参与。此外,监管政策的变化导致对被认为会导致温室气体排放的碳氢化合物产品需求的减少,或对其使用的限制,可能会减少我们可用于加工、运输、营销和存储的数量。这些事态发展可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
此外,世界上许多国家已经或正在考虑通过法律或法规来减少温室气体排放。我们不可能知道可再生能源技术的发展速度有多快,但如果制定了重大的额外立法和法规,可再生能源的使用增加最终可能会减少未来对碳氢化合物的需求。这些发展可能会对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生实质性的不利影响。
我们正在探索和开发机会,以利用与温室气体排放有关的法律和市场动态的变化,例如与碳捕获和封存以及氢气生产和使用有关的项目。这些类型的项目对我们构成各种风险,包括:(I)我们可能高估了市场对此类服务的需求的时机或程度,从而将资本从更有利可图的机会中分流出来;(Ii)我们可能依赖临时补贴或类似的市场扭曲来获得越来越多的收入,这种依赖可能会降低我们相关业务的长期经济可持续性;(Iii)所考虑项目的交易对手可能与我们很多现有客户的信用状况不同;及。(Iv)该等项目可能涉及较传统机会聘用的较短期合约,因而对我们构成更大风险。
除了上述对排放的直接管制外,还扩大了与报告温室气体排放和其他与气候变化有关的事项的要求和奖励。例如,美国证券交易委员会的2022年气候披露提案,加州立法机构2023年颁布的扩大温室气体和气候变化相关报告要求,以及商业交易对手的定期请求。我们目前根据环保局的报告规定,为某些设施和设备提交温室气体排放报告。然而,我们不公开报告我们的直接或间接温室气体排放总量,如果不依赖估计,量化所有类型的排放可能是不可行的。如果我们被要求全面确定并公开报告我们的全部直接和间接温室气体排放,或某些其他与气候变化有关的事项,那么这可能会带来巨大的成本和行政负担,并可能成为潜在责任和负面宣传的来源。或者,如果我们不公开披露,我们可能会被阻止经营或向某些市场供应产品,或与某些交易对手打交道。
水力压裂。我们几乎所有的生产商客户都采用水力压裂技术(通常称为“水力压裂”)来刺激非常规地质地层(包括页岩地层)的天然气和原油生产,这需要向井筒注入加压压裂液(包括水、砂和某些化学品)。 美国联邦政府以及一些州和地方已经通过,其他州和地方正在考虑通过,可能在某些情况下限制水力压裂,或将对此类活动征收更高的税收,费用或特许权使用费的法规或法令。 加强对水力压裂工艺的监管和关注可能会导致对使用水力压裂技术的原油和天然气钻探活动的更大反对,包括增加诉讼。 额外的立法或法规也可能导致我们的客户在原油和天然气(包括页岩气田,如二叠纪,Eagle Ford,Haynesville,Barnett,Marcellus和Utica页岩)生产中的运营延迟和/或运营成本增加,或者可能使水力压裂更难进行。 倘该等立法及监管措施导致新井钻探及相关服务活动大幅减少,则可能影响中游业务可获得的碳氢化合物产品数量,并对财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。
请参阅“监管事项”,请参阅本年报第I部第1及2项,以了解有关环境、健康及安全法律及规例以及成本及负债的更多资料及具体披露。
联邦、州或地方监管措施可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。
联邦能源管理委员会根据ICA管理州际液体管道。 州监管机构监管我们的许多资产,包括州内天然气和NGL管道,州内储存设施和集输管线。
我们的州内液体和天然气管道受许多州的监管,包括伊利诺伊州、堪萨斯州、路易斯安那州、明尼苏达州、新墨西哥州和得克萨斯州。 在我们的州内天然气管道从事州际运输的范围内,它们也受FERC根据NGPA第311条的监管,并要求在不过分歧视的基础上并根据公平和公平的费率提供服务。 我们在路易斯安那州和德克萨斯州也有天然气地下储存设施。 虽然州法规的范围通常不如联邦能源管理委员会的法规全面,但我们的服务通常被要求在非歧视的基础上提供,并且也会受到抗议和投诉的质疑。
虽然我们的天然气收集系统一般不受NGA下FERC监管,但如果我们的天然气收集业务受到联邦费率和服务监管,或如果我们业务所在的州采取对天然气收集业务施加更繁重的监管的政策,我们的天然气收集业务可能会受到不利影响。 州和联邦层面不时考虑和采纳与我们资产有关的其他规则、决定和立法。 我们无法预测该等监管变动及法例可能对我们的营运产生何种影响(如有),但我们可能需要额外的资本开支。
有关适用于我们资产的联邦、州和地方法规的一般概述,请参阅"监管事项“包括在本年报第一部分第1和2项内。 此监管监督可能影响我们业务及产品市场的某些方面,并可能对我们的财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。
我们受规管资产的费率须接受联邦和州监管机构的审查和可能的调整,这可能会对我们的收入造成不利影响。
根据ICA(经修订)、1992年《能源政策法》及其颁布的规则和命令,FERC对我们州际公共运载液体管道业务的关税率和服务条款和条件进行了规范。 为了在ICA下合法,州际关税税率、服务条款和条件必须公正合理,不得有不当的歧视性,并且必须在联邦能源管理委员会备案。 此外,管道不得给予任何托运人任何不当优惠。 发货人可以抗议(联邦能源管理委员会可以调查)新的或改变的关税税率的合法性。 联邦能源管理委员会可以暂停这些关税税率长达7个月。 它还可以要求退还根据最终被认定为非法的费率收取的款项,并规定未来的新费率。 联邦能源管理委员会和有关各方也可以对已经成为最终和有效的关税税率提出质疑。 联邦能源管理委员会还可以命令新的利率预期生效,并命令对超过公正合理水平的过去利率进行赔偿,最多在投诉日期前两年。 由于利率制定的复杂性,任何利率的合法性都无法得到保证。 成功挑战我们的利率可能会对我们的收入产生不利影响。
联邦能源管理委员会使用规定的费率方法来批准州际液体管道的受管制关税率变化。 联邦能源管理委员会的指数化方法目前允许管道收取的费率高达规定的上限,该上限每年根据联邦能源管理委员会公布的年度指数调整而变化。 FERC规定的年度指数调整反映了美国制成品生产者价格指数(“PPI”)的逐年变化,加上或减去预定百分比(“指数水平”)。 指数水平每五年进行一次检讨和修订。 2020年12月17日,联邦能源管理委员会发布了一项最终规则,将从2021年7月1日开始至2026年6月30日结束的五年期指数设定为PPI加0.78%。 2022年1月20日,联邦能源管理委员会批准对最终规则的某些方面进行复审,并将指数水平修订为PPI减0.21%,自2022年3月1日至2026年6月30日生效。 联邦能源管理委员会下令根据PPI减0.21%的标准,申请利率超过其指数上限水平的管道,以于2022年3月1日起申请利率下调。 等待上诉审查可能导致指数的进一步修改。 作为此索引方法的替代方案,我们也可以选择支持费率的变化,基于服务成本方法,或通过获得FERC的事先批准收取“基于市场的费率”,或通过收取所有受影响托运人同意的“结算费率”。 这些方法所施加的要求可能会限制我们根据实际成本设定费率的能力,或可能会延迟我们收取反映成本增加的费率的能力。 联邦能源管理委员会与我们的利率有关的不利决定可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
关于我们根据NGPA第311条提供服务的州内天然气管道,FERC根据NGPA规范与此类服务相关的运营条件声明,要求公平和公平的费率,以及不适当歧视性的服务条款和条件。 联邦能源管理委员会要求管道提供第311条服务,以支持他们每五年在公平和公平的基础上提交的费率。 托运人可以抗议(联邦能源管理委员会可能调查)新的或更改的服务条款和条件以及第311条费率的合法性,如果最终被发现是非法的,可以退款。 由于利率制定的复杂性,任何利率的合法性都无法得到保证。 成功挑战我们的利率可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流量造成不利影响。
我们提供的州内液体和天然气管道运输服务受适用于我们收取的费率以及我们提供服务的条款和条件的各种州法律和法规的约束。 我们收取的费率和提供的服务可能会在州一级受到质疑,任何不利的决定都可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流造成不利影响。
采纳及实施衍生工具交易的新法定及监管规定可能会对我们对冲业务相关风险的能力造成不利影响,并增加进行该等活动的营运资金要求。
于二零一零年颁布的《多德—弗兰克华尔街改革及消费者保护法案》(“多德—弗兰克法案”)为掉期及其他衍生交易(包括金融及若干实物石油及天然气对冲交易)规定了法定及监管要求。 根据《多德—弗兰克法案》,CFTC通过了法规,要求掉期交易商和主要掉期参与者进行注册,强制性掉期清算,某些合格公司为任何未清算的掉期选择最终用户例外,记录保存和报告要求,商业行为标准和头寸限制等要求。 其中几项要求,包括头寸限额规则,允许CFTC实施可能对我们对冲业务相关风险的能力产生不利影响的控制措施,并可能增加我们开展这些活动的营运资金要求。
根据对CFTC颁布的最终规则的评估,我们确定我们不是掉期交易商、主要掉期参与者或金融实体,因此我们确定我们目前符合最终用户的资格。 此外,我们绝大多数的衍生交易目前都是通过衍生交易结算组织进行的,我们相信我们在日常基础上可能没有必要使用最终用户例外。 我们亦将采取合理必要措施,避免成为掉期交易商、主要掉期参与者或金融实体,并采取其他措施,以保留我们在必要时选择最终用户例外情况的能力,以保持我们作为最终用户的地位。 然而,不可清算的衍生品交易,以及可清算但我们选择选择最终用户例外的交易,均须遵守记录和报告要求,以及潜在的额外信贷支持安排,包括现金保证金或抵押品。 额外的现金保证金或抵押品可能会影响我们的流动性,并降低我们将现金用于资本投资或其他公司用途的能力。
虽然我们相信,我们的大部分对冲交易将符合多德—弗兰克法案中列出的一个或多个善意对冲类别,但该规则可能对我们对冲与我们业务相关的若干风险的能力产生不利影响,并可能影响我们的盈利能力。
随着时间的推移,行政部门、美国国会和CFTC本身可能会表示有兴趣修改一些影响金融市场和机构的法律和监管条款,并重新评估一些现有的法规和监管提案。 此外,CFTC及其主席的组成定期变化,通常是每年一次,因为CFTC的一个席位的任期每年到期。 这些人事变动也可能影响监管议程。 目前尚不清楚法律的哪些变更(如有)可获得足够支持以制定,或现有法规的哪些变更(如有)可能向前推进并采纳,或任何该等变更将如何影响我们的对冲活动。
我们的独立经营现金流主要来自EPO的现金分配.
在独立的基础上,合伙企业是一家控股公司,没有业务运营,并通过其全资子公司EPO开展其所有业务。 因此,我们依赖EPO及其子公司和未合并附属公司的盈利和现金流,以及他们向我们分配的现金流,以履行我们的义务,并允许我们向基金单位持有人进行现金分配。
EPO及其子公司和未合并关联公司可以分配给我们的现金数额主要取决于其运营产生的现金流量。 该等经营现金流量根据(其中包括)以下因素波动:(i)其集输管道运输的碳氢化合物产品数量;(ii)其加工及处理业务的吞吐量;(iii)其各种储存、终端、加工及运输服务收取的费用及实现的利润;(iv)天然气、原油、天然气液化石油及其他产品的价格;(v)天然气、原油、天然气及其他产品价格之间的关系,包括区域市场之间的差异;(vi)营运资金需求的波动;(vii)营运成本的水平;(viii)当时的经济状况;及(ix)业务所面对的竞争程度。 此外,EPO及其子公司和未合并附属公司可供分配的实际现金数额将取决于以下因素:(i)所产生的可持续资本支出的水平;(ii)其扩张的现金支出(或增长)资本项目和收购;(iii)现有和未来债务的规定中包括的偿债要求和限制,组织文件,适用的国家商业组织法和其他适用的法律法规。 由于这些因素,我们每个季度可能没有足够的可用现金继续支付目前水平的分派。
管理层估计和假设的变更可能会对我们的财务报表和财务业绩产生重大影响.
在编制我们根据《交易法》提交的财务报表和定期报告时,我们的管理层必须根据适用的规则和法规(包括会计准则)在指定日期作出估计和假设。 该等估计及假设乃基于管理层截至该日之最佳估计及经验,并受重大风险及不确定性影响。 实际结果可能会因情况改变及其他资料而有重大差异。 需要管理层作出重大估计和假设的领域包括:我们资产的可使用经济年期和剩余价值;基于合同的无形资产的经济年期;物业、厂房和设备的减值以及对联营公司的投资;估计负债的应计费用,包括诉讼准备金;以及涉及某些天然气加工设施的收入和成本、管道运输收入、分馏收入,销售收入和相关采购,以及电力和公用事业成本。 估计或假设或假设所依据的信息的变化,例如合伙企业业务计划的变化、总体市场状况和管理层对商品价格的展望的变化,可能会对资产、负债、收入或支出的报告金额产生重大影响。
与我们的合作伙伴关系结构相关的风险
我们可能会在未经共同基金单位持有人批准的情况下发行额外证券。
在任何时候,我们可以不经我们的单位持有人批准而发行无限数量的任何类型的有限合伙人权益(向我们的联属公司以外的各方)。 我们的合伙协议并不赋予我们的共同基金单位持有人批准发行股本证券的权利,包括优先于我们的共同基金单位的股本证券。 发行额外普通股或其他同等或高级级别的股本证券将产生以下影响:(i)紧接发行前单位持有人的所有权权益将减少;(ii)每个普通股可供分派的现金数额可能减少;(iii)应课税收入与分派的比率可能增加;(iii)应课税收入与分派的比率可能增加;(iv)每个过往未行使的普通股的相对投票权可能会减少;及(v)我们的普通股的市价可能会下跌。
在建立现金储备及支付费用及开支后,我们可能没有足够的经营现金流支付当前水平的现金分派。
由于我们共同单位的现金分派取决于我们产生的现金数额,分派可能会根据我们的表现和资本需求而波动。 我们不能保证我们将继续在每个季度的当前水平支付分派。 每个季度可分配的现金实际数额将取决于许多因素,其中一些因素超出了我们的控制范围,也超出了我们的普通合伙人的控制范围。 该等因素包括但不限于:(i)我们处理的产品数量及我们就服务收取的价格;(ii)我们的经营成本水平;(iii)我们业务的竞争水平;(iv)当时的经济状况,包括原油、天然气、天然气及我们运输、储存及销售的其他产品的价格及需求;(v)我们所作的资本投资水平;(vi)我们可筹集的资本金额及成本与我们的资本投资金额及偿债要求的比较;(vii)我们债务协议所载的限制;(viii)我们营运资金需求的波动;(ix)天气波动;(x)收购的现金支出(如有);及(Xi)我们的普通合伙人全权酌情要求的现金储备金额(如有)。
此外,我们可供分配的现金金额并不单单是盈利能力的函数,盈利能力会受到折旧、摊销和资产减值准备等非现金项目的影响。 我们的现金流量亦受信贷协议及类似安排项下的借贷影响。 因此,我们可能能够在录得亏损的期间进行现金分配,但可能无法在录得净收入的期间进行现金分配。 吾等无力向基金单位持有人支付现金分派可能对吾等的财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。
我们的普通合伙人及其关联公司对我们的合伙关系承担有限的受托责任,并存在利益冲突,这可能使其有利于自身利益而损害您的利益。
我们的普通合伙人及其关联公司的董事和高级管理人员有责任以对其成员有利的方式管理我们的普通合伙人。 同时,我们的普通合伙人有责任以对我们有利的方式管理我们的合伙关系。 因此,我们的普通合伙人对我们的责任可能与其高级管理人员和董事对其成员的责任相冲突。 这些冲突除其他外可能包括:
|
• |
我们的合伙协议或任何其他协议都不要求我们的普通合伙人或EPCO追求有利于我们的商业战略; |
|
• |
我们的普通合伙人关于资产购买和出售的金额和时间、现金支出、借款、额外单位的发行以及在任何季度建立额外准备金的决定,可能会影响可用于向我们的单位持有人支付季度分配的现金水平; |
|
• |
根据我们的合伙协议,我们的普通合伙人决定它及其附属公司发生的哪些费用可以由我们报销; |
|
• |
我们的普通合伙人被允许解决涉及我们和我们的普通合伙人及其附属公司的任何利益冲突,并可在解决利益冲突时考虑除我们以外的各方的利益,如EPCO,这将使其受托责任限于我们的单位持有人; |
|
• |
我们的普通合伙人对利益冲突的任何解决方案都不是出于恶意,而且对我们是公平合理的,对合伙人具有约束力,并不违反我们的合伙协议; |
|
• |
在某些情况下,我们普通合伙人的关联公司可能会与我们竞争; |
|
• |
我们的普通合伙人限制了其责任,减少了其受托责任,并限制了我们的单位持有人对可能在没有限制的情况下构成违反受托责任的行为的补救措施。*由于购买我们的单位,您被视为同意了一些可能构成违反适用法律下的受托责任或其他义务的行动和利益冲突; |
|
• |
我们没有任何员工,我们完全依赖EPCO及其附属公司的员工; |
|
• |
在某些情况下,我们的普通合伙人可能会让我们借入资金,以便支付分配; |
|
• |
我们的普通合伙人可以促使我们向其或其关联公司支付代表我们向我们提供的任何服务或与这些实体中的任何实体签订额外合同安排的费用; |
|
• |
我们的普通合伙人打算限制其对我们的合同义务和其他义务的责任,在某些情况下,可能有权得到我们的赔偿; |
|
• |
我们的普通合伙人控制我们普通合伙人及其关联公司对我们所欠义务的执行;以及 |
|
• |
我们的普通合伙人决定是否保留单独的律师、会计师或其他人为我们提供服务。 |
我们与EPCO和Dan Duncan LLC控制的实体有重要的业务关系。有关这些关系以及与EPCO及其关联公司的关联方交易的信息,请参阅本年度报告第二部分第8项下的合并财务报表附注15。有关我们与EPCO及其关联公司关系的更多信息,也可在本年度报告第三部分第13项下找到。
纽约证交所不要求像我们这样的上市有限合伙企业遵守其某些公司治理要求。
我们目前在纽约证券交易所以“EPD”的代码列出我们的共同单位。由于我们是一家公开交易的有限合伙企业,纽约证券交易所不要求我们在普通合伙人的董事会中拥有多数独立董事,也不要求我们设立薪酬委员会或提名和公司治理委员会。此外,未来任何其他普通单位或其他证券的发行,包括向附属公司发行,都将不受纽约证券交易所适用于公司的股东批准规则的约束。因此,单位持有人没有得到与某些公司相同的保护,这些公司受到纽约证交所所有公司治理要求的约束。更多信息见本年度报告第三部分第10项。
基金单位持有人的投票权有限,无权选举我们的普通合伙人或其董事。 此外,即使基金单位持有人不满意,他们也不能轻易解雇我们的普通合伙人。
与公司普通股持有人不同,单位持有人对影响我们业务的事项只有有限的投票权,因此影响管理层关于我们业务决策的能力有限。单位持有人没有选举我们的普通合伙人或其董事,也没有权利每年或其他连续基础上选举我们的普通合伙人或其董事。我们普通合伙人的所有者选择我们普通合伙人的董事。
此外,如果单位持有人对我们普通合伙人的表现不满意,他们目前没有实际能力罢免我们的普通合伙人或其高级管理人员或董事。我们的普通合伙人不得被免职,除非我们的普通合伙人中至少60%的优秀单位的持有人作为一个类别一起投票。*由于我们普通合伙人的关联公司目前拥有我们约32%的未偿还普通单位,在没有我们的普通合伙人及其关联公司的同意的情况下,取消Enterprise GP作为我们的普通合伙人的可能性极小。我们共同单位的交易价格可能低于其他形式的股权,因为交易价格中没有收购溢价。
我们的合伙协议限制持有20%或以上普通单位的单位持有人的投票权。
基金单位持有人的投票权受合伙协议的一项条文进一步限制,该条文订明拥有当时发行在外的任何类别普通股单位20%或以上的人士(我们的普通合伙人及其联属公司除外)所持有的任何单位不得就任何事项投票。 此外,我们的合伙协议包含限制基金单位持有人召开会议或获取有关我们运营的信息的能力的条文,以及限制基金单位持有人影响我们管理层的能力的其他条文。 由于该条文,我们的普通股的交易价格可能低于其他形式的股权所有权,因为交易价格中没有收购溢价。
我们的普通合伙人拥有有限的认购权,可能要求普通单位持有人在不合适的时间或价格出售其普通单位。
如果我们的普通合伙人及其关联公司在任何时候拥有85%或以上当时尚未发行的普通股单位,我们的普通合伙人将有权(但无义务)转让给其任何关联公司或我们,以不低于当时市场价格的价格收购所有(但不少于所有)由非关联人士持有的剩余普通股单位。 因此,共同基金单位持有人可能须在不理想的时间或价格出售其共同基金单位,因此可能无法获得任何投资回报。 基金单位持有人亦可能因出售其共同单位而产生税务责任。
如果法院认定有限合伙人的行为构成对我们业务的控制,我们的共同基金单位持有人可能不承担有限责任。
根据特拉华州法律,如果法院裁定有限合伙人罢免普通合伙人或根据合伙协议采取其他行动的权利构成参与我们业务的“控制”,则共同基金单位持有人可能须承担与普通合伙人相同的责任。 根据特拉华州法律,我们的普通合伙人通常对我们的义务(例如我们的债务和环境责任)负有无限责任,但我们明确规定的合同义务不依赖我们的普通合伙人。
有限合伙人权益持有人对有限合伙义务的责任限制在我们开展业务的某些州尚未明确确立。如果法院或政府机构确定(i)我们在一个州开展业务,但没有遵守该州的合伙法规,您可能对我们的义务承担无限责任;或(ii)阁下与其他基金单位持有人采取行动,以罢免或取代我们的普通合伙人的权利,批准合伙协议的某些修订或根据合伙协议采取其他行动构成对本公司业务的"控制"。
基金单位持有人可能有责任偿还分派。
在某些情况下,我们的单位持有人可能需要偿还错误分配给他们的款项。 根据特拉华州修订的统一有限合伙法第17—607条,如果分派会导致我们的负债超过我们资产的公允价值,我们不得向我们的单位持有人分派。 在确定是否允许分配时,不计入合伙人因合伙权益而对合伙人的负债以及对合伙人无追索权的负债。 特拉华州法律规定,自不允许的分配之日起三年内,收到分配并且在分配时知道其违反了特拉华州法律的有限合伙人将对分配金额负责。 成为有限合伙人的普通股购买人应承担转让有限合伙人向合伙企业出资的义务,这些义务是该普通股购买人在成为有限合伙人时所知道的,以及承担未知义务,如果责任可以从我们的合伙协议中确定。
我们的普通合伙人在我们的权益以及我们的普通合伙人的控制权可能未经单位持有人同意而转移给第三方。
根据合伙协议,我们的普通合伙人可转让其普通合伙人权益,而无需基金单位持有人同意。 此外,我们的普通合伙人可在合并或合并中或出售其全部或绝大部分资产时,在未经我们的基金单位持有人同意的情况下,将其普通合伙人权益转让给第三方。 此外,我们的合伙协议没有限制我们普通合伙人的唯一成员(目前Dan Duncan LLC)将其在普通合伙人的股权转让给第三方。 我们普通合伙人的新股权拥有人届时将有资格以彼等的选择取代我们普通合伙人的董事会及高级管理人员,并影响董事会及普通合伙人的高级管理人员作出的决定。
我们没有像其他类型的组织那样灵活地积累现金和发行股票,以防止将来出现流动性不足的情况。
与公司不同,我们的合伙协议要求我们每季度向基金单位持有人分派所有可用现金,并考虑到承担和或有事项的准备金,包括资本和运营成本以及偿债要求。 我们的普通股及其他有限合伙人权益的价值可能会随着我们每单位现金分派的任何减少而减少。 因此,如果我们在未来遇到流动性问题,我们可能无法发行更多的股本来进行资本重组。
普通单位持有人的税务风险
我们的税务待遇取决于我们作为联邦所得税目的的合伙企业的地位,以及我们不受个别州的实体级税收的重大数额。 如果美国国税局将我们视为一家公司,以联邦所得税的目的,或者如果我们以其他方式受到实体级税收的重大数额, 则可供分派予基金单位持有人的现金将会减少。
在我们的共同单位投资的预期税后经济利益在很大程度上取决于我们是否被视为联邦所得税目的的合伙企业。 尽管根据特拉华州法律,我们作为有限合伙企业组织,但除非我们满足“合格收入”要求,否则我们将被视为联邦所得税的公司。根据我们目前的营运,我们相信我们符合合资格收入要求。 未能满足合格收入要求或现行法律的变更可能导致我们被视为联邦所得税目的的公司,或以其他方式使我们作为实体纳税。 我们没有要求也不打算要求美国国税局(“IRS”)就我们为联邦所得税目的分类为合伙企业作出裁决。
如果我们被视为联邦所得税的公司,我们将按照公司税率对我们的应纳税收入缴纳联邦所得税,我们也可能以不同的税率缴纳额外的州和地方所得税。 分配给我们的基金单位持有人通常将再次作为公司股息征税,没有收入,收益,损失或扣除将流向我们的基金单位持有人。 由于我们作为一家公司将被征收税收,可分配给我们的单位持有人的现金将减少。 因此,将本公司视为一间公司,可能会导致本公司单位持有人的预期现金流及税后回报减少,从而导致本公司共同单位的价值减少。
在州一级,几个州一直在评估如何通过征收州收入、特许权、资本和其他形式的营业税来使合伙企业接受实体一级的税收,以及通过征收预扣税义务和复合、合并、集团、区块,或类似的申报义务,非居民合伙人接受国家"来源"收入的分配份额。我们目前在许多州拥有房产或开展业务。在我们拥有资产或经营业务的司法权区,向我们征收任何该等税项,或提高现有税率,可能导致我们基金单位持有人的预期现金流及税后回报减少,从而导致我们共同单位的价值减少。
从2013年到2017年,几家公开交易的合伙企业合并为他们的普通合伙人发起人。 2018年并持续到2023年,多项额外因素的结合,包括通过了《减税和就业法案》,(2017年《税法》)(该法案将联邦公司税率从35%降低到21%,并一般规定将某些资本投资和收购费用化),联邦能源管理委员会于2018年3月发布了关于所得税处理的修订政策声明,总体而言,中游能源公司的需求和相关流动性持续下降(包括那些结构为公开交易合伙企业的合伙企业),导致更多的公开交易合伙企业(i)合并到其普通合伙企业发起人,(ii)合并为其结构为合伙的普通合伙人,然后选择合并后的实体作为法团纳税,或(iii)自愿选择作为法团纳税。 这些转换大大减少了公开交易合伙企业的数量、公开交易合伙企业部门的总市值和可用资本深度。
虽然我们目前认为,我们为联邦所得税目的分类为合伙企业继续为我们的基金单位持有人提供净收益,但如果我们继续看到(i)更多的公开交易合伙企业选择作为公司征税,这可能导致公开交易合伙企业部门的总市值进一步下降,(ii)公开交易合伙企业部门对股本资本的需求减少,(iii)与作为公司征税的中游能源公司相比,上市合伙企业的市场估值没有历史性溢价,(或如果我们看到我们的合伙企业的估值与该等公司相比有任何折扣),或(iv)导致我们的资本成本出现重大差异或限制我们获得资本的途径的两者组合,我们的普通合伙人的董事会可决定,为联邦所得税目的,将我们的合伙分类更改为合伙企业是符合基金单位持有人的最佳利益的。倘普通合伙人建议我们更改税务分类,有关更改须经我们的共同基金单位持有人批准。 |
公开交易的合伙企业或对我们共同单位的投资的税务处理可能会受到潜在的立法、司法或行政变动和不同解释的影响,可能会追溯到。
现行联邦所得税待遇对上市合伙企业(包括我们)或对我们共同单位的投资,可能会通过行政、立法或司法解释进行修改。 不时,国会议员提议并考虑对现行联邦所得税法进行实质性修改,这些修改影响到公开交易的合伙企业或对我们共同单位的投资,包括取消某些公开交易的合伙企业的合伙企业税收待遇。
联邦所得税法及其解释(包括与税法有关的行政指导)的任何变更可能会追溯适用,也可能不会追溯适用,可能会使我们更难或不可能被视为联邦所得税目的的合伙企业,或以其他方式对我们的业务、财务状况或经营业绩造成不利影响。 任何该等变动或诠释均可能对我们于共同单位之投资价值产生不利影响。
我们每月根据每月第一天我们共同单位的所有权,而不是根据特定共同单位的转让日期,按比例在我们共同单位的转让人和受让人之间分配我们的收入、收益、亏损和扣除项目。
我们一般按每月第一天单位的拥有权(而非特定单位转让日期)在我们共同单位的转让人与受让人之间按比例分配我们的收入、收益、亏损及扣除项目。财政部条例允许类似的每月简化惯例,但这些条例并没有明确授权我们的按比例分配方法的所有方面。 如果美国国税局成功挑战我们的按比例分配方法,我们可能需要改变基金单位持有人之间收入、收益、亏损和扣除项目的分配。
美国国税局对我们所持联邦所得税头寸的成功竞争可能会对我们共同单位的市场产生不利影响,任何美国国税局竞争的成本都将减少我们可用于分配给单位持有人的现金。
美国国税局尚未确定我们作为美国联邦所得税目的合伙企业的地位。 国税局可能采取与我们采取的立场不同的立场,即使是在律师的建议下采取的立场。 我们可能需要诉诸行政或法庭程序,以维持我们所采取的部分或全部立场,但这些立场可能最终无法维持。 法院可能不同意我们采取的部分或全部立场。 因此,与国税局的任何此类竞争可能会对我们的普通股市场和我们的普通股交易价格产生重大不利影响。 此外,我们与美国国税局的任何竞争成本(主要是法律、会计和相关费用)将间接由我们的单位持有人承担,因为这些成本将减少我们可供分配的现金。
如果国税局对我们的所得税申报表进行审计调整,它(和某些州)可能会直接从我们评估和收取因此类审计调整而产生的任何税款(包括任何适用的罚款和利息),在这种情况下,我们将直接向国税局支付税款。 倘吾等承担该等款项,吾等可供分派予基金单位持有人之现金可能会大幅减少。
根据现行法律,如果国税局对我们开放纳税年度的所得税申报表进行审计调整,它(和某些州)可能会直接从我们评估和收取因此类审计调整而产生的任何税款(包括任何适用的罚款和利息)。 我们的普通合伙人将要求我们直接向国税局支付税款(包括任何适用的罚款和利息)。 因此,即使该等基金单位持有人于审计年度并无拥有本公司的普通单位,我们现时的基金单位持有人可能承担因该等审计调整而产生的部分或全部税务责任。 倘因任何该等审核调整而须支付税项、罚款及利息,则可供分派予基金单位持有人之现金可能会大幅减少。
我们的基金单位持有人可能须就其在我们收入中的份额缴税,即使他们没有收到我们的任何现金分派。
由于我们的基金单位持有人将被视为合伙人,我们将分配的应课税收入可能与我们分派的现金数额不同,我们的基金单位持有人可能需要就其在我们应课税收入中的份额缴纳联邦所得税,在某些情况下,缴纳州和地方所得税,无论他们是否从我们收取任何现金分派。 我们的共同基金单位持有人可能不会从我们收到现金分派,相当于他们应占我们应课税收入的份额,甚至相当于他们应课税收入的份额产生的实际税务负债。
处置我们共同单位的税收收益或损失可能比预期的多或少.
倘我们的基金单位持有人出售其共同单位,彼等将确认相等于已变现金额与该等共同单位的税基之间的差额的收益或亏损。 由于分配超过基金单位持有人在我们应课税净收入中的可分配份额,减少了基金单位持有人在基金单位持有人的共同单位中的税基,因此,基金单位持有人出售的共同单位的此类先前超额分配的金额(如果有的话)实际上,如单位持有人以高于单位持有人的价格出售该等普通单位,即使收到的价格低于基金单位持有人原来的成本,该等共同单位的税基也是如此。 变现金额的大部分(无论是否代表收益)可能因潜在的收回项目(如折旧)而作为普通收入征税。 此外,由于变现金额可能包括基金单位持有人在本公司无追索权负债中的份额,出售普通单位的基金单位持有人可能会产生超过出售所得现金金额的税务责任。
单位持有人扣除我们所产生的利息支出的能力可能受到限制。
在某些情况下,我们扣除适当分配给某一行业或业务的债务(“业务利息”)的已付或应计利息的能力可能受到限制。倘本集团扣除业务利息的能力受到限制,则于限制生效的应课税年度分配予本集团基金单位持有人的应课税收入金额可能会增加。 然而,在某些情况下,单位持有人可能能够在未来的应课税年度使用受此限制的部分商业利息扣除。 准基金单位持有人应咨询其税务顾问,以了解此商业利息扣除限额对本公司普通基金单位投资的影响。
免税实体因拥有我们的共同单位而面临独特的税收问题,这可能会给它们带来不利的税收后果。
免税实体(例如个人退休账户(“IRAs”)或其他退休计划)投资于我们的公共单位,会引发他们特有的问题。 例如,几乎所有分配给豁免联邦所得税的单位持有人的收入,包括IRA和其他退休计划,将是不相关的商业应纳税收入,并将对他们征税。 对于2017年12月31日之后开始的应课税年度,根据财政部发布的若干类似情况的业务或活动的拟议汇总规则,拥有一个以上不相关行业或业务的免税实体(包括因投资于我们的合伙企业而归属)须计算该等税项的不相关业务应课税入息─豁免实体就每项贸易或业务分别向豁免实体(包括为确定任何经营亏损净额扣除)。 因此,在2017年12月31日之后开始的年度,免税实体可能无法利用对我们合伙企业的投资产生的亏损来抵消来自另一个不相关贸易或业务的不相关业务应纳税收入,反之亦然。 免税实体应就这些规则对我们共同单位投资的影响咨询税务顾问。
非美国基金单位持有人将须就其收入及拥有本公司共同单位所得收益缴纳美国税项及预扣税。
非美国基金单位持有人一般须就与美国贸易或业务有效相关的收入(“有效相关收入”)纳税,并须遵守美国的所得税申报要求。 分配予基金单位持有人之收入及出售基金单位之任何收益一般将被视为与美国贸易或业务“有效关连”。 因此,向非美国基金单位持有人作出的分派将须按最高适用实际税率预扣税,而出售或以其他方式处置普通基金单位的非美国基金单位持有人亦须就出售或处置该普通基金单位所实现的收益缴纳美国联邦所得税。
此外,于非美国单位持有人出售、交换或以其他方式处置普通单位时,倘该等出售、交换或以其他方式处置所得收益的任何部分被视为与美国贸易或业务有实际联系,则受让人一般须扣留该等出售、交换或以其他方式处置变现金额的10%。 美国财政部和美国国税局已发布最终法规,为某些公开交易合伙企业权益的转让(包括我们的共同单位的转让)的应用提供指导。 根据该等法规,转让我们的普通单位的“变现金额”一般为支付给代表转让人进行适用转让的经纪人的总收益金额,而该经纪人一般将负责相关的预扣责任。 美国财政部和国税局规定,这些规则一般适用于2023年1月1日或之后发生的我们共同单位的转让和分配。 向非美国基金单位持有人的分派也可能根据这些规则进行额外预扣税,但以分派的一部分是超出我们先前未分派的累计净收入的金额为限。 我们目前预计,我们所有的分派将超过我们先前未分派的累计净收入金额。 因此,分派予非美国基金单位持有人预期须按最高适用实际税率预扣。根据这些最终法规,我们必须就这些事项发出有保留的通知。我们的合格通知可以在我们的上市公司网站上找到。 非美国基金单位持有人应咨询其税务顾问,了解这些规则对我们共同基金单位投资的影响。
我们对待每一个购买我们共同单位的购买者享有相同的税务优惠,而不考虑购买的共同单位。 国税局可能会质疑这种处理方式,这可能会对我们共同单位的价值产生不利影响。
由于我们无法匹配普通单位的转让人和受让人,我们采用的折旧和摊销头寸可能不符合现行财务条例的所有方面。 美国国税局对这些职位的成功挑战可能会对共同单位持有人可获得的税收优惠数额产生不利影响。 它也可能影响这些税务优惠的时间或出售共同单位的收益金额,并可能对我们共同单位的价值产生负面影响,或导致对单位持有人的纳税申报表进行审计调整。
我们的共同单位持有人可能会在他们不因投资我们的共同单位而居住的州接受州和地方税和报税表的要求。
除联邦所得税外,我们的共同基金单位持有人可能会缴纳其他税项,例如州及地方所得税、非公司营业税及遗产税、遗产税或我们现时或将来经营业务或拥有物业的各司法管辖区所征收的无形税,即使基金单位持有人并非居住在任何该等司法管辖区。 我们的共同单位持有人可能会被要求提交州和地方所得税申报表,并在部分或所有这些不同的司法管辖区缴纳州和地方所得税。 此外,我们的基金单位持有人可能因未能遵守该等规定而受到处罚。 我们目前在许多州拥有房产或开展业务,其中许多州对个人、公司和其他实体征收所得税。 当我们进行收购或扩大业务时,我们可能会控制资产或在其他征收个人或企业所得税的州开展业务。 每个单位持有人有责任提交自己的联邦、州和地方纳税申报表(如适用)。
如果单位持有人的共同单位是证券贷款的标的(例如,借给“卖空者”以弥补共同单位的卖空),则该单位持有人可被视为已处置这些共同单位。如果是这样的话,在贷款期间,该单位持有人将不再被视为这些共同单位的合伙人,并可确认从处置中获得的收益或损失。
由于没有关于借出合伙权益的美国联邦所得税后果的具体规则,因此,如果单位持有人的共同单位是证券贷款的标的,则可能被视为已经处置了借出的单位。在这种情况下,单位持有人在贷款期间可能不再被视为相对于这些共同单位的合伙人,单位持有人可能会确认这种处置的收益或损失。此外,在贷款期间,我们的任何收入、收益、与这些共同单位有关的损失或扣除可能不会由单位持有人报告,单位持有人收到的关于这些共同单位的任何现金分配可以作为普通收入全额纳税。*单位持有人希望确保他们作为合伙人的地位,并避免从证券贷款中获得确认的风险,请咨询税务顾问,以确定是否可取地修改任何适用的经纪账户协议,以禁止他们的经纪人出借他们的共同单位。
我们采用了某些估值方法来确定单位持有人对收入、收益、损失和扣除的分配。美国国税局可能会对这些方法或由此产生的分配提出质疑,这种挑战可能会对我们共同单位的价值产生不利影响。
在确定可分配给我们的单位持有人的收入、收益、损失和扣除项目时,我们必须定期确定我们各自资产的公平市场价值。尽管我们可能会不时就估值事宜咨询专业评估师,但我们使用基于共同单位市值的方法进行公平市场价值估计,作为衡量我们各自资产的公平市场价值的一种手段。美国国税局可能会对这些估值方法以及由此产生的收入、收益、损失和扣除的分配提出质疑。
美国国税局对这些方法或分配的成功挑战可能会对分配给我们的单位持有人的应税收入或损失的金额、性质和时间产生不利影响。它还可能影响我们的单位持有人出售公共单位的收益金额,并可能对公共单位的价值产生负面影响,或者导致对我们单位持有人的纳税申报单进行审计调整,而没有额外扣除的好处。
项目1B:未解决的美国证券交易委员会工作人员意见。
没有。
项目1C.网络安全。
我们依靠我们的信息技术(“IT”)和运营技术(“OT”)系统以及第三方供应商的系统来开展业务。这些系统面临可能的网络安全威胁。网络攻击正变得越来越复杂,美国政府的警告表明,包括管道和相关基础设施在内的基础设施资产可能是某些组织的专门目标。这些攻击包括但不限于恶意软件、勒索软件、试图未经授权访问数据的尝试,以及其他电子安全漏洞。网络安全威胁可能会因地缘政治事件而增加,可能是国家支持的组织、黑客活动人士、犯罪组织、私人和其他组织实施的。
网络安全风险管理与策略
我们认为网络安全威胁的风险包括但不限于业务运营中断、受保护信息或知识产权被盗、控制系统和数据遭破坏、补救行动造成的损失、声誉受损以及面临诉讼和监管行动。 一般而言,此类风险基于已知不良行为者的能力和意图,以及从多个来源收集的威胁信息,包括行业团体、政府机构、出版物和第三方服务提供商。 我们管理这些风险的流程通常涉及(i)使用工具和技术持续监控和识别系统漏洞和攻击;(ii)遵守旨在保护我们关键IT和OT系统的政策和程序;(iii)使用员工意识计划促进网络安全教育和全公司支持;(iv)定期重新评估重点领域,以保持对工具和技术的变化以及新出现的威胁的持续准备。
我们识别、评估和管理网络安全威胁风险的流程是我们整体网络安全战略的重要组成部分,旨在保护对为客户提供服务至关重要的技术,并保护委托给我们的业务敏感和个人信息。 为协助执行我们的网络安全策略,我们采取了基于风险、分层、纵深防御的方法,其中包括:(i)隔离我们的关键工业控制系统(ii)多层预防和侦查措施;(iii)网络安全事件响应计划,以促进准备;及(iv)跨职能的网络安全督导委员会(“网络安全委员会”),就网络安全风险管理提供指引。 我们的整体网络安全计划基于由领先的国际、国内和能源行业标准制定组织制定和发布的各种行业公认的框架和标准。
作为我们整体网络安全策略的一部分,我们亦与第三方服务提供商合作,以:(i)协助我们的网络安全风险评估程序;(ii)对面向外部的IT系统进行渗透测试;(iii)对我们的IT和OT系统进行安全评估;(iv)协助我们的事故响应程序;及(v)分享有关行业特定网络安全威胁的信息。 关于使用第三方系统,我们通过与第三方供应商合作,评估其网络安全计划是否符合我们自己的政策和程序,包括在任何可能影响我们的事件中通知和协调,来监督我们的网络安全威胁风险。
在我们的风险监督流程能有效消除网络安全威胁或减轻不可预见事件的影响的情况下,我们一般不预期该等风险会对我们的业务策略、财务状况或经营业绩造成重大影响。 然而,正如第一部分第1A项所述。风险因素,我们不提供专门针对网络安全事故的保险。 倘吾等承担重大负债,而吾等并无全部投保,则可能对吾等的财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。
有关我们面临的网络安全威胁风险的信息,请参阅第一部分第1A项下的风险因素,标题为“对我们的IT或OT系统的网络攻击可能会影响我们的业务和资产,并对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。“和”我们的关键IT或OT系统的故障可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流以及我们支付现金分配的能力产生不利影响。”
网络安全治理
我们的网络安全委员会由法律、IT和OT、工程、企业安全、风险、人力资源、财务、会计、公共关系、投资者关系和执行管理团队的高级代表组成。 该委员会在评估和管理我们的网络安全威胁风险方面发挥着关键作用。 特别是,我们的网络安全委员会负责:(i)建立及促进全公司对网络安全风险管理的支持;(ii)提供监督,并确保我们的网络安全策略与业务目标一致;(iii)检讨网络安全政策及管治并提供意见;(iv)提供论坛,以根据我们的业务目标及风险承受能力检讨网络安全风险;(v)促进跨公司的网络安全计划及行动一致;及(vi)检讨我们的网络安全事故应变计划(“CIRP”)。 我们的网络安全委员会至少每季度与网络安全团队的高级代表和外部专家举行一次会议,讨论网络安全威胁更新、新的网络安全法规、网络安全项目以及网络安全准备措施的整体成果。 如果发生网络安全事件,我们的网络安全事件响应团队(包括我们的网络安全委员会的多名成员)将监督我们的CIRP的执行。
我们的董事会监督与企业相关的所有重大风险,包括与网络安全威胁相关的风险。为了帮助董事会了解此类风险,我们IT和OT部门的高级代表每季度向我们的董事会提供关于以下重大事态发展的最新情况:(I)针对关键基础设施的网络攻击和其他网络安全威胁;(Ii)针对网络罪犯的政府执法行动和调查;(Iii)影响中游能源行业的监管格局;(Iv)我们网络安全计划的改进,包括我们的CIRP和相关应对程序,以及正在进行的网络安全项目的进展。
我们认识到有效的网络安全治理是一个持续的过程,因此,鼓励那些负有监督责任的个人及时了解新出现的网络安全威胁,并寻求网络安全教育机会。为此,我们的网络安全委员会的一些成员,特别是IT和OT代表,持有一种或多种行业认可的信息安全认证,如CISSP、CISM和CISA。
项目3.其他法律程序。
我们可能会在与我们的正常业务活动相关的法律程序中被列为被告。尽管我们投保了各种风险,但不能保证此类保险的性质和金额在每一种情况下都足以充分赔偿我们在法律诉讼中产生的损失。我们将在诉讼事项上大力捍卫我们的合作伙伴关系。
有关诉讼事项的其他资料,请参阅本年度报告第二部分第8项下的合并财务报表附注17。
有时,我们会被政府当局评估与涉及环境问题的行政或司法程序有关的罚款。以下信息概述了最终解决上述每一事项可能导致超过30万美元的货币制裁的事项。我们预计与以下事项有关的任何支出不会对我们的合并财务报表产生重大影响。
• |
2019年6月,我们收到了来自美国环境保护局(EPA)的违规通知,涉及我们在路易斯安那州巴吞鲁日附近运营的设施适用的监管要求。 |
• |
于二零二一年七月,我们收到美国司法部及科罗拉多州的民事罚款要求,内容涉及涉嫌违反适用于我们位于科罗拉多州的Meeker天然气处理厂的碳氢化合物泄漏检测及维修法规。 |
• |
2022年8月,我们收到美国环保署发出的违规通知,指称我们位于德克萨斯州的两个精炼产品码头的汽油在过去两个监管控制期内超过了《清洁空气法案》的若干相关标准。 |
• |
于2022年8月,我们收到德克萨斯州环境质量委员会发出的两份执法通知书,指控我们位于德克萨斯州的PDH1及iBDH设施违反空气许可排放限制。 |
项目4.披露矿山安全情况。
不适用。
第II部
项目5. 注册人的普通股市场,相关的未成年人事项
和发行人购买股权证券
我们的普通股在纽约证券交易所上市,股票代码为EPD。 截至2024年1月31日,我们共有约1,802名基金单位持有人记录。 有关本公司向合伙人季度现金分派的资料,请参阅本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注附注8。
近期发行的未注册证券
我们的A系列累计可换股优先单位(“优先单位”)持有人有权按年利率7. 25%收取累计季度分派。 吾等可透过发行全部或部分额外优先基金单位(称为实物实付或“PIK”分派)履行向优先基金单位持有人支付分派的责任,其余以现金支付,惟持有人有权选择所有现金及合伙协议所述的其他条件。
该伙伴关系季度PIK分配18,076,18,404, 18,737和 19,077OTA Holdings,Inc.于二零二三年第一、第二、第三及第四季度,合营企业间接全资附属公司OTA(“OTA”)分别于二零二三年第一、第二、第三及第四季度。 OTA持有之优先单位于综合入账时入账为库务单位。 有关首选单位的其他信息,请参见注释 8 本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注。
于截至2023年12月31日止年度,发行优先单位作为PIK分派乃根据1933年证券法(经修订)的注册要求豁免而进行。
除上文所述者外,于二零二三年第四季度并无出售未注册股本证券。
根据股权补偿计划授权发行的普通股
请参阅“根据股权补偿计划获授权发行的证券"载于本年度报告第三部分第12项,并以引用方式纳入本项目5。
发行人购买股票证券
下表概述我们于二零二三年第四季度的股权回购活动:
期间 |
|
总数 单位数 购得 |
|
|
平均值 支付的价格 每单位 |
|
|
总数 单位 购得 作为以下内容的一部分 2019回购 计划 |
|
|
剩余 美元金额 可能的单位 被收购 2019年回购计划 (千美元) |
|
2019年回购计划:(1) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2023年10月 |
|
|
– |
|
|
$ |
– |
|
|
|
– |
|
|
$ |
1,177,244 |
|
2023年11月 |
|
|
2,867,527 |
|
|
$ |
26.14 |
|
|
|
2,867,527 |
|
|
$ |
1,102,297 |
|
2023年12月 |
|
|
784,303 |
|
|
$ |
26.28 |
|
|
|
784,303 |
|
|
$ |
1,081,686 |
|
虚拟单位奖励的归属: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
十一月 2023 (2) |
|
|
6,197 |
|
|
$ |
25.98 |
|
|
|
不适用 |
|
|
|
不适用 |
|
(1) |
2019年1月,我们宣布2019年回购计划,授权回购高达20亿元的环保署公用单位。 根据此计划购回的单位于收购后即时注销。 |
(2) |
中的24,262虚单位奖励, 十一月2023年,转换为普通单位, 6,197员工将单位售回予我们,以支付相关预扣税要求。这些回购不属于任何已宣布计划的一部分。 我们于收购后即时注销该等单位。 |
项目6. reserved.
项目7. 管理层对财务状况及经营业绩的讨论及分析。
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度
以下对截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度的财务状况、经营结果和相关信息的讨论和分析,包括适用的年度与年度比较,应结合我们的综合财务报表和附件阅读注包括在本年度报告第II部分第8项下。我们的财务报表是按照美国公认会计原则(“GAAP”)编制的。
关于截至2021年12月31日的年度的讨论和分析,以及截至2022年12月31日的年度与2021年12月31日的年度比较,不包括在本表格10-K中,但可以在我们于2023年2月28日提交的截至2022年12月31日的年度报告的Form 10-K年度报告的第二部分第7项下找到。
本管理讨论和分析中使用的主要参考文献
除文义另有所指外,本年报内所提述“我们”、“我们”或“我们的”均指Enterprise Products Partners L.P.及其合并附属公司的业务及营运。
提及的“合伙企业”或“企业”是指独立的企业产品合作伙伴L.P.。
提及“EPO”是指企业产品运营有限责任公司(Enterprise Products Operating LLC),该公司是合伙企业的间接全资子公司及其合并子公司,合伙企业通过这些子公司开展业务。 我们由普通合伙人Enterprise Products Holdings LLC(“Enterprise GP”)管理,该公司为德克萨斯州私人控股有限责任公司Dan Duncan LLC的全资附属公司。
丹·邓肯有限责任公司的成员权益由一个有表决权的信托基金拥有,目前的受托人(“DD有限责任公司受托人”)为:(I)同时是董事公司董事兼Enterprise GP董事会(“董事会”)主席的兰达·邓肯·威廉姆斯;(Ii)同时是董事公司董事兼董事会副主席的理查德·H·巴赫曼;以及(3)W·兰德尔·福勒,他也是董事公司以及Enterprise GP的联席首席执行官兼首席财务官。邓肯·威廉姆斯女士以及巴赫曼和福勒先生目前还担任丹·邓肯公司的经理。
“EPCO”指的是企业产品公司,一家私人控股的德克萨斯公司,及其私人控股的附属公司。 EPCO的未行使投票权股本由一个投票信托拥有,其现时受托人(“EPCO受托人”)为:(i)Duncan Williams女士,担任EPCO主席;(ii)Bachmann先生,担任EPCO总裁兼首席执行官;及(iii)Fowler先生,担任EPCO执行副总裁兼首席财务官。 Duncan Williams女士和Bachmann先生和Fowler先生目前也担任EPCO的董事。
我们、Enterprise GP、EPCO和Dan Duncan LLC是DD LLC受托人和EPCO受托人共同控制下的关联公司。 截至2023年12月31日,EPCO及其私人控股子公司拥有该合伙企业约32.4%的未偿普通股。
如能源行业和本年度报告中通常使用的,以下简称具有以下含义:
/d |
= |
每天一次 |
MMBPD |
= |
每天百万桶 |
布图什 |
= |
十亿英制热量单位 |
MMBtus |
= |
百万英热单位 |
Bcf |
= |
十亿立方英尺 |
MMCF |
= |
百万立方英尺 |
BPD |
= |
每天的桶数 |
MWac |
= |
兆瓦,交流电 |
mbpd |
= |
每天千桶 |
mwdc |
= |
兆瓦,直流 |
Mmbbls |
= |
百万桶 |
TBTus |
= |
兆英热单位 |
关于前瞻性信息的警示声明
本截至2023年12月31日止年度的10—K表格年报(“年报”)包含基于我们和普通合伙人的信念、我们作出的假设和我们目前可获得的信息的各种前瞻性陈述和信息。 当在本文档中使用时,诸如"预期"、"项目"、"预期"、"计划"、"寻求"、"目标"、"估计"、"预测"、"打算"、"可能"、"应该"、"将"、"相信"、"可能"、"预定"、"待定"等词语,""潜在"及有关我们未来业务计划和目标的类似表述和声明旨在识别未来—期待声明。 虽然我们和我们的普通合伙人认为,我们在该等前瞻性陈述中反映的期望(包括本年报中引用的任何前瞻性陈述/第三方的期望)是合理的,但我们和我们的普通合伙人都不能保证该等期望将被证明是正确的。
前瞻性陈述受各种风险、不确定性和假设影响,详见本年报第一部分第1A项。 如果一个或多个该等风险或不确定性成为现实,或如果相关假设被证明不正确,我们的实际结果可能与预期、估计、预测或预期有重大差异。 您不应过分依赖任何前瞻性陈述。 本年度报告中的前瞻性陈述仅限于本报告日期。 除联邦和州证券法要求外,我们没有义务公开更新或修订任何前瞻性陈述,无论是由于新信息、未来事件或任何其他原因。
业务概述
我们是一家上市的特拉华有限合伙企业,其普通股在纽约证券交易所(“NYSE”)上市,股票代码为“EPD”。 我们的首选单位不公开交易。 我们于一九九八年四月成立,拥有及经营EPCO的若干液化天然气(“液化天然气”)相关业务,是北美领先的中游能源服务供应商,为天然气、液化天然气、原油、石化产品及精炼产品的生产商及消费者提供服务。 从经济角度来看,我们由有限合伙人(优先和共同单位持有人)拥有。 Enterprise GP拥有我们的非经济性普通合伙人权益,管理我们的合作关系。 我们通过EPO及其合并子公司进行几乎所有的业务运营。
我们完全集成的中游能源资产网络(或“价值链”)将来自美国一些最大供应盆地的天然气、天然气和原油生产商联系在一起,加拿大和墨西哥湾与国内消费者和国际市场。 我们的中游能源业务包括:
|
• |
NGL运输、分馏、储存和海运终端(包括用于出口液化石油气(“LPG”)和乙烷的终端); |
|
• |
丙烯生产设施(包括丙烷脱氢(“PDH”)设施)、丁烷异构化、辛烷强化、异丁烷脱氢(“iBDH”)和高纯度异丁烯(“HPIB”)生产设施; |
|
• |
石化和精炼产品运输、仓储和海运码头(包括用于出口乙烯和聚合物级丙烯(“PGP”)的码头);以及 |
|
• |
该公司是一家在美国主要内陆和沿海航道系统运营的海上运输公司。 |
我们资产的安全运营是重中之重。 我们致力于以安全及环保的方式开展业务活动,以保护环境、公众及代表我们工作的人士的健康及安全。 有关其他信息,请参见"规管事宜—环境、安全及保育“在本年报第一部分第1和2项内。
像许多上市公司一样,我们没有员工。 我们的所有管理、行政和运营职能均由EPCO员工根据行政服务协议(“ASA”)或其他服务提供商履行。
我们的每个业务分部均受益于我们营销活动的支持作用。 我们营销活动的主要目的是通过增加中游能源资产网络的资产处理量,支持资产的利用和扩展,从而为每个业务分部带来额外的收费收益。 在履行该等支援角色时,我们的营销活动亦寻求参与供求机会,作为分部经营毛利率的补充来源。 我们营销工作的财务业绩因处理数量及整体市况变动而波动,而该变动受买卖产品的现行及远期市价影响。
我们的财务状况、经营业绩及现金流量承受若干风险。 有关此类风险的信息,请参见"风险因素"载于本年报第一部分第1A项。
如前所述,这份表格10—K年度报告,包括我们对商业状况的展望的更新,包含基于我们和Enterprise GP的信念的前瞻性陈述。 此外,它反映了我们作出的假设和我们目前可获得的信息,包括第三方发布的预测信息。有关更多信息,请参见本第二部分第7项中的“关于前瞻性信息的警告性声明”和第一部分第1A项中的“风险因素”。 本《当前展望》中的以下信息介绍了我们对关键中游能源供需基本面的当前看法,并在所有方面均符合前瞻性陈述,无论在特定句子中是否明确符合前瞻性陈述。所有参考美国能源信息署(“EIA”)的预测和预期均来自其于2024年2月6日发布的2024年2月短期能源展望(“2024年2月STEO”)。
我们提供的服务水平以及我们的采购和销售数量直接受到碳氢化合物产品供求变化的影响。 该等供求变化,以及对我们服务水平和数量的相关影响,影响我们的财务状况、经营业绩和现金流量。 于二零二三年,经COVID—19疫情导致价格持续三年的高波动,导致供应链中断、对俄罗斯原油的制裁,由于2022年2月入侵乌克兰,以及石油输出国组织(“欧佩克”)成员国和俄罗斯实施减产,(统称为“OPEC+”集团)。 尽管2023年大部分碳氢化合物的商品价格与前三年相比相对稳定,但我们的当前展望确认了几个可能影响短期供需平衡的因素,从而影响我们的业务。
全球经济增长可以说是影响油气总体供应和需求的最重要因素。 随着经济体于二零二二年摆脱疫情,全球通胀率达到逾二十五年来的最高水平。 为降低国内通胀,美国联邦储备银行于2022年3月至2023年7月期间通过一系列11项利率行动,将利率由0. 25%上调至5. 50%。 在这些行动以及全球多家央行采取的类似行动之后,许多经济学家(包括美国商业经济协会的调查者)认为,全球经济在2023年或2024年进入全球衰退的可能性超过50%。 尽管面临加息环境的挑战,但由于消费者支出强劲、全球低失业率和中国经济反弹等多个因素,全球大部分经济似乎都躲过了衰退。 国际货币基金组织(IMF)预测,2024年美国经济增长率为1%至2%,欧洲和日本。 此外,全球经济的持续增长将取决于中国,预计中国经济将在2024年增长4%至5%(国际货币基金组织报告)。 然而,中国的这一增长可能会受到通货紧缩、持续的房地产危机以及对外国投资采取更具选择性和有条件的"门户开放"政策的影响。
地缘政治冲突亦会影响油气供应及需求,自全球抗击COVID—19疫情以来,地缘政治冲突已大幅增加。 俄罗斯在2022年2月入侵乌克兰后实施的制裁最初导致原油和天然气供应大幅削减的感觉。 然而,来自俄罗斯的原油和相关精炼产品大部分绕过了这些制裁,并继续寻找进入全球市场的途径,尽管贸易流量从欧洲转移到以折扣价购买这些能源供应的贸易伙伴。 在战争初期,俄罗斯对欧洲天然气供应减少的影响在很大程度上已经通过替代供应来源和节能措施得到缓解。 欧洲的能源节约在很大程度上是成功的,但如果再加上能源价格上涨,工业产出大幅下降。 例如,德国联邦统计局的报告显示,2023年11月德国工业生产较上年同期下降4.8%。 自2023年10月以色列和哈马斯爆发冲突以来,中东地区爆发更广泛战争的风险也有所增加。 这场冲突已经蔓延到该区域的几个国家,严重影响了通过红海、亚丁湾和波斯湾的碳氢化合物和其他产品的运输。 这种局势的进一步升级有可能影响到中东和俄罗斯向全球市场供应的很大一部分碳氢化合物。
OPEC+集团控制着全球超过80%的已探明原油储量(如OPEC 2023年年度统计公报所述),该集团削减、维持或增加产量水平的决定对全球供需平衡产生了重大影响。 在2022年和2023年期间,OPEC+集团在削减原油产量方面尤为积极,截至2023年4月宣布的减产总量约为366万桶/日。 2023年6月,沙特阿拉伯自愿和单方面采取行动,在欧佩克+集团的一些成员似乎不愿意进一步削减自己的产量水平后,将其减产份额扩大约100万桶/日。 然而,在2023年11月的OPEC+集团会议上,沙特阿拉伯成功地将包括俄罗斯在内的多个成员国纳入其自愿计划,并在2024年第一季度之前削减了120万吨/日的产量,使减产总量达到约580万吨/日。 如果OPEC+集团成员国之间出现分歧,包括不愿遵守或延长商定的原油减产水平,全球原油价格和产量可能受到重大影响。
美国原油和天然气生产商继续以高于预期的速度增加产量,特别是在二叠纪盆地,部分原因是钻井和完井技术的创新。 由于国内消费增长有限,这一增长依赖于原油和天然气出口能力的可用性。 虽然出口产能已足以应付原油产量增长,但缺乏额外液化天然气(“LNG”)出口终端产能预计将限制专注于纯天然气生产区的生产商的天然气产量增长。 此外,美国能源部决定暂时暂停批准的非自由贸易协定出口许可证,可能会阻碍美国增加天然气生产。由于美国原油和天然气出口能力的不同,美国原油价格在进入全球市场后仍保持较强的韧性,而天然气价格可能继续更多地受国内因素的推动,就像天气。 截至2024年2月13日,西德克萨斯中质原油(“WTI”)价格(根据纽约商品交易所(“NYMEX”)报告)为每桶77. 87美元,略高于2023年历年平均77. 62美元。 根据纽约商品交易所在Henry Hub的测量,截至2024年2月13日,天然气价格为每MMBtu 1.69美元,比2023年历年平均水平2.66美元低36%。 如果天然气价格继续下跌,可能会阻碍纯天然气生产商提高或维持其生产率,从而影响供应水平,直到2025年增加出口产能。
在其2024年2月的STEO中,EIA预计美国原油和液体燃料产量将持续增长近0.2MMBPD,2024年将达到22.1MMBPD。 预计2024年全球石油和液体燃料产量平均将达到1.023亿美元,高于2023年的1.017亿美元,主要受美国和其他非欧佩克国家产量增长的推动。 EIA预计,2024年干天然气产量将增长约0.6 Bcf/d,2025年将增长2.0 Bcf/d,达到创纪录的106.5 Bcf/d。 在需求方面,EIA预测全球液体燃料消耗量将由二零二三年的101. 0百万吨/日增加至二零二四年的102. 4百万吨/日,主要受中国及其他非经济合作与发展组织(“经合组织”)国家的增长带动。 虽然我们认为原油基本面仍然具有建设性,但我们对天然气目前的基本面并不乐观。 国内天然气价格将继续受到国内产量上升、消费量持平和全球出口有限的挑战,因为LNG出口能力预计在2025年之前将保持相对不变,届时预计将投入使用的新设施将提供额外产能。 2024年,全球石化行业将面临供应过剩的挑战,这主要是由于中国石化产能空前增长所致。 然而,相对于全球同行,美国石化生产商预计将继续受益于当地生产的成本较低的原料。
尽管存在这些短期风险,但我们认为,从长期来看,对供需基本面的最大影响是,世界已经习惯了碳氢化合物带来的更高生活质量。 随着世界人口继续增长,目前生活在能源贫困中的大约30亿人继续获得更清洁、更有效的能源,我们预计对所有能源的需求将增加。 碳氢化合物产量的增长和替代能源的开发对于维持全球能源供需之间的健康平衡至关重要,预计美国将继续在满足发展中市场日益增长的需求方面发挥关键作用。
我们相信,这些预期的石油生产和消费水平的增加,加上有利的定价趋势,将为我们创造更多的机会,为我们的客户提供中游服务,同时利用我们的产品组合的优势,其中包括:
• |
我们的资产—我们的员工寻找创新的方法来优化我们庞大、综合和多元化的资产基础,为客户提供增量服务,并应对市场机遇。 产量的增加可能导致对加工、运输、分馏和终端服务的需求增加。 存储服务为寻求平衡供需的客户提供宝贵的灵活性,同时也让我们能够抓住宝贵的期货交易和其他营销机会。 美国的能源和原料优势使我们的资产在全球范围内竞争增量生产和加工量。 就营运成本上升环境影响我们的业绩而言,我们的业务固有或我们积极采取其他措施以减低通胀对经营业绩净额的影响,通常会产生抵销效益。 这些好处包括基于通货膨胀因素的收入率上升、燃料和电力退款或附加费,以及在商品价格上涨期间经常实现的吞吐量增加。 |
• |
我们的优质客户-我们与大量优质客户签订了合同,以实现收入多元化。2023年,我们最大的200个客户占我们综合收入的95.9%。*根据他们各自的2023年年底债务评级,我们前200个客户的收入中有88.9%来自投资级评级或有信用证支持的公司。此外,我们前200名客户中不到3%可归因于次级投资级公司或未评级的上游生产商。 |
• |
我们的资产负债表和流动性-我们目前分别从标准普尔、穆迪和惠誉评级对EPO的A-、A3和A级长期优先无担保债务保持投资级信用评级。根据目前的市场状况,我们认为截至2023年12月31日,我们有足够的综合流动性,其中包括EPO循环信贷安排下的37.5亿美元可用借款能力和手头1.8亿美元的无限制现金。截至2023年12月31日,我们的债务组合中约有96.4%是固定利率债务,加权平均成本为4.6%,加权平均期限为19年。 |
• |
我们进入资本市场-EPO于2024年1月成功发行了本金总额为20亿美元的优先票据。根据目前的条件,我们相信我们将有足够的流动性和/或债务资本市场为我们的运营、资本投资和2024年及以后到期的优先票据的剩余本金提供资金。 |
最新发展动态
企业宣布收购西部中游公司的股权
2024年2月,我们宣布,我们以3.75亿美元的总现金对价,从Western Midstream Partners,LP(“Western Midstream”)的关联公司手中收购了Whitthorn Pipeline Company,LLC(“Whitthorn”)和Enterprise EF78 LLC(“EF78”)的剩余股权。这笔交易于2024年2月16日完成,资金来自手头现金和根据我们的商业票据计划发行短期票据的收益。
另外,我们宣布,Enterprise的一家关联公司达成了一项最终协议,以2500万美元的现金对价从西部中流的一家关联公司手中收购Panola Pipeline Company,LLC(“Panola”)额外15%的股权。*此次收购受制于Panola其他成员参与收购的优先购买权。这项预计将于2024年4月1日完成的交易将资金来源是手头现金和欧洲专利局商业票据计划下短期票据发行的收益。
2024年1月发行20亿美元优先票据
于2024年1月,EPO发行本金总额为20亿美元的优先票据,包括(i)本金额为10亿美元的于2027年1月到期的优先票据(“优先票据HHH”)及(ii)本金额为10亿美元的于2034年1月到期的优先票据(“优先票据III”)。 此次发行的净所得款项将由EPO用于一般公司用途,包括用于增长资本投资和偿还债务(包括偿还我们8.5亿美元本金额的3.90%优先票据JJ的全部或部分本金,以及我们商业票据计划下的未偿还金额)。
优先票据HHH按本金额的99. 897%发行,固定年利率为4. 60%。 优先票据III按本金额的99. 705%发行,固定年利率为4. 85%。 合伙企业以无抵押及无后偿基准无条件担保为该等优先票据提供担保。
企业宣布二叠纪增长项目;原油管道转换回NGL服务
于2023年10月,我们宣布以下四个新项目,以支持二叠纪盆地的持续产量增长(包括其各自的预定完工日期):
|
• |
位于特拉华盆地的曼通西工厂的天然气加工列车(2025年下半年); |
|
• |
位于米德兰盆地的第八条天然气处理列车(“猎户座”)(2025年下半年);及 |
|
• |
位于德克萨斯州钱伯斯县的NGL分馏塔(“Frac14”)和相关的脱异丁烷塔(“DIB”)单元(2025年下半年) |
此外,我们还宣布计划将 中部至ECHO 2管道的中部至西利段返回NGL服务(作为我们的塞米诺尔NGL管道的一部分)。 此转换已于二零二四年一月完成。
企业开始在PDH 2工厂服务
于2023年7月,我们在德克萨斯州钱伯斯县启用第二座丙烷脱氢厂(“PDH 2”)。 在长期、收费合同的支持下,PDH 2每年可消耗35 MBPD丙烷,生产16.5亿磅PGP,这将帮助我们为石化客户提供原料,以生产满足日益增长的全球人口需求的产品。 随着我们的PDH 2工厂与我们现有的PDH 1工厂和其他丙烯生产设施的完工和整合,我们现在有能力每年生产约110亿磅丙烯。
Enterprise在德克萨斯州钱伯斯县的第十二个NGL分馏塔开始服务
于二零二三年七月,我们位于德克萨斯州钱伯斯县的第十二个NGL分馏塔(“Frac12”)投入使用。 12号Frac150 MBPD的液化天然气产能将有助于适应二叠纪盆地新天然气加工厂不断增长的天然气产量,并有助于满足石化和炼油行业对原料的需求以及向发展中国家出口液化石油气。 在长期客户协议的支持下,FRAC 12的加入将我们钱伯斯县综合设施的总NGL分馏能力提高到约1.2MMBPD,公司范围内约1.7MMBPD。
企业开始在海神号服务
于2023年7月,我们将位于德克萨斯州格拉斯考克县的第六列米德兰盆地天然气处理列车(“海神”)投入使用。 波塞冬的萃取能力为300MMcf/d,可萃取40MBPD以上的NGL。 在长期土地专用协议的支持下,海神将支持二叠纪盆地生产商,以满足美国和国际上不断增长的需求。 |
企业完成对阿卡迪亚Haynesville扩建工程的扩建
于2023年5月,我们完成了对哥伦比亚Haynesville支线天然气管道的扩建。 此次扩建增加了约400 MMcf/d的Haynesville天然气外卖能力,以满足密西西比河走廊不断增长的工业需求,并支持路易斯安那州液化天然气出口市场。
作为扩建项目的一部分,增加的增量压缩将洪都拉斯Haynesville支线的总天然气运输能力从约2.1Bcf/d增加到2.5Bcf/d。 这种扩张是由长期的、可得可付的合同担保的。
部分能源商品价格数据
下表列出所示期间天然气、选定天然气和选定天然气及石化产品的选定平均指数价格:
|
|
|
|
|
|
|
高聚物 |
炼油厂 |
指示气体 |
|
天然 |
|
|
正常 |
|
天然 |
等级 |
等级 |
正在处理中 |
|
汽油, |
伊森, |
丙烷, |
丁烷, |
异丁烷, |
汽油, |
丙烯, |
丙烯, |
毛差 |
|
$/MMBtu |
美元/加仑 |
美元/加仑 |
美元/加仑 |
美元/加仑 |
美元/加仑 |
美元/磅 |
美元/磅 |
美元/加仑 |
|
(1) |
(2) |
(2) |
(2) |
(2) |
(2) |
(3) |
(3) |
(4) |
2022年季度: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
第一季度 |
$4.96 |
$0.40 |
$1.30 |
$1.59 |
$1.60 |
$2.21 |
$0.63 |
$0.39 |
$0.55 |
第二季度 |
$7.17 |
$0.59 |
$1.24 |
$1.50 |
$1.68 |
$2.17 |
$0.61 |
$0.40 |
$0.46 |
第三季度 |
$8.20 |
$0.55 |
$1.08 |
$1.19 |
$1.44 |
$1.72 |
$0.47 |
$0.28 |
$0.26 |
第四季度 |
$6.26 |
$0.39 |
$0.79 |
$0.97 |
$1.03 |
$1.54 |
$0.32 |
$0.18 |
$0.17 |
小行星2022 |
$6.65 |
$0.48 |
$1.10 |
$1.31 |
$1.44 |
$1.91 |
$0.51 |
$0.31 |
$0.36 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2023年季度: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
第一季度 |
$3.44 |
$0.25 |
$0.82 |
$1.11 |
$1.16 |
$1.62 |
$0.50 |
$0.22 |
$0.37 |
第二季度 |
$2.09 |
$0.21 |
$0.67 |
$0.78 |
$0.84 |
$1.44 |
$0.40 |
$0.21 |
$0.37 |
第三季度 |
$2.54 |
$0.30 |
$0.68 |
$0.83 |
$0.94 |
$1.55 |
$0.36 |
$0.15 |
$0.40 |
第四季度 |
$2.88 |
$0.23 |
$0.67 |
$0.91 |
$1.07 |
$1.48 |
$0.46 |
$0.17 |
$0.33 |
小行星2023 |
$2.74 |
$0.25 |
$0.71 |
$0.91 |
$1.00 |
$1.52 |
$0.43 |
$0.19 |
$0.37 |
(1) |
天然气价格基于普氏报告的Henry—Hub Inside FERC商业指数价格该公司是S & P Global,Inc.的一个部门。 |
(2) |
乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和天然汽油的NGL价格基于道琼斯旗下石油价格信息服务公司(Oil Price Information Service)报告的德克萨斯州贝尔维尤(Mont Belvieu)非TET商业指数价格,. |
(3) |
聚合物级丙烯价格代表IHS Markit(“IHS”)报告的该产品的平均合约价格,该公司为S & P Global,Inc.的一个部门。 炼油级丙烯(“RGP”)价格指IHS所报告的该等产品的加权平均现货价格。 |
(4) |
“指示性天然气加工总差”指我们根据若干定价假设对天然气生产中提取天然气液化气的总经济利益的一般估计。 具体而言,它是德克萨斯州钱伯斯县一加仑天然气的假定经济价值超过路易斯安那州亨利·赫伯的天然气当量能量价值的数额。我们对指示性利差的估计并未考虑天然气加工设施提取天然气液化气所产生的经营成本,亦未考虑将天然气液化气输送至市场的运输及分馏成本。 此外,每个工厂获得的实际天然气加工差价进一步受到区域定价和开采动态的影响。 |
2023年,NGL的加权平均指示性市价为每加仑0. 60美元,而2022年为每加仑0. 91美元。
下表列出所示期间原油的选定平均指数价格:
|
WTI |
米德兰 |
休斯敦 |
LLS |
|
原油, |
原油, |
原油 |
原油, |
|
美元/桶 |
美元/桶 |
美元/桶 |
美元/桶 |
|
(1) |
(2) |
(2) |
(3) |
2022年季度: |
|
|
|
|
第一季度 |
$94.29 |
$96.43 |
$96.77 |
$96.77 |
第二季度 |
$108.41 |
$109.66 |
$109.96 |
$110.17 |
第三季度 |
$91.56 |
$93.41 |
$93.77 |
$94.17 |
第四季度 |
$82.64 |
$83.97 |
$84.33 |
$85.50 |
小行星2022 |
$94.23 |
$95.87 |
$96.21 |
$96.65 |
|
|
|
|
|
2023年季度: |
|
|
|
|
第一季度 |
$76.13 |
$77.50 |
$77.74 |
$79.00 |
第二季度 |
$73.78 |
$74.48 |
$74.68 |
$75.87 |
第三季度 |
$82.26 |
$83.85 |
$84.02 |
$84.72 |
第四季度 |
$78.32 |
$79.62 |
$79.89 |
$80.93 |
小行星2023 |
$77.62 |
$78.86 |
$79.08 |
$80.13 |
(1) |
WTI价格是基于NYMEX衡量的俄克拉荷马州库欣的商业指数价格。 |
(2) |
米德兰和休斯顿原油价格是根据Argus报告的商业指数价格计算的。 |
(3) |
轻路易斯安那州甜品(“LLS”)的价格是基于普氏报告的商业指数价格。 |
我们综合收入和销售成本的波动在很大程度上是由能源大宗商品价格的变化解释的。由于能源商品销售价格上涨导致我们的综合营销收入增加,可能不会导致毛利率或可供分配的现金增加,因为我们的综合销售金额成本预计也会因相关能源商品购买价格的可比上涨而增加。同样类型的关系也适用于能源商品销售价格和购买成本较低的情况。
我们试图通过我们的套期保值活动和使用收费安排来降低大宗商品价格风险。见本年度报告第二部分第8项下的合并财务报表附注14和关于市场风险的定量和定性披露“在本年度报告第二部分第7A项下,请提供有关我们的商品套期保值活动的资料。
通货膨胀的影响
美国的通货膨胀率在2022年显著上升,与最近的历史水平相比,2023年仍处于高位。虽然大流行时代的供应链中断已基本消散,美国联邦储备银行采取的措施帮助减缓了2023年的通胀增长,但2022年开始的高成本环境在2023年基本保持不变。然而,在成本环境上升影响我们业绩的程度上,这些好处通常是我们的业务所固有的,或者是我们主动采取其他措施以减少通胀对我们净经营业绩的影响所产生的。这些好处包括:(1)我们基于费用的长期收入合同中包含的条款,这些条款以基于美国消费者价格指数、制成品生产者价格指数或其他因素的积极变化而以费率上升的形式抵消成本增加;(2)其他收入合约中的条款,使我们能够将较高的能源成本以煤气、电力和燃料重新收费或附加费的形式转嫁给客户;以及(3)更高的商品价格,这通常会通过增加容量吞吐量和对我们服务的需求来提高我们的业绩。此外,我们还采取措施,通过固定价格的定期购买协议来缓解某些商品成本增加的影响,包括我们的部分电力需求。由于这些原因,部分由通胀引起的成本环境增加对我们在本报告所述期间的历史运营业绩没有实质性影响。然而,如果成本增长的速度大于我们收到的收入的增长速度,显著或长期的高通胀可能会对我们的业绩产生不利影响。
请参阅“资本投资“在第二部分中,第7项讨论通货膨胀对我们资本投资决策的影响。”风险因素- 价格水平的变化可能会对我们的收入和/或支出产生负面影响,这可能会对我们的业务产生不利影响。”
损益表要点
下表汇总了我们所示年份的综合经营业绩的主要组成部分(百万美元):
|
|
截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
收入 |
|
$ |
49,715 |
|
|
$ |
58,186 |
|
成本和支出: |
|
|
|
|
|
|
|
|
运营成本和支出: |
|
|
|
|
|
|
|
|
销售成本 |
|
|
37,023 |
|
|
|
45,836 |
|
其他营运成本及开支 |
|
|
3,695 |
|
|
|
3,454 |
|
折旧、摊销和增值费用 |
|
|
2,279 |
|
|
|
2,158 |
|
资产减值费用 |
|
|
30 |
|
|
|
53 |
|
资产出售及相关事项净亏损(收益) |
|
|
(10 |
) |
|
|
1 |
|
总运营成本和费用 |
|
|
43,017 |
|
|
|
51,502 |
|
一般和行政费用 |
|
|
231 |
|
|
|
241 |
|
总成本和费用 |
|
|
43,248 |
|
|
|
51,743 |
|
未合并附属公司收入中的权益 |
|
|
462 |
|
|
|
464 |
|
营业收入 |
|
|
6,929 |
|
|
|
6,907 |
|
其他收入(支出): |
|
|
|
|
|
|
|
|
利息支出 |
|
|
(1,269 |
) |
|
|
(1,244 |
) |
其他,净额 |
|
|
41 |
|
|
|
34 |
|
其他支出共计,净额 |
|
|
(1,228 |
) |
|
|
(1,210 |
) |
所得税前收入 |
|
|
5,701 |
|
|
|
5,697 |
|
所得税拨备 |
|
|
(44 |
) |
|
|
(82 |
) |
净收入 |
|
|
5,657 |
|
|
|
5,615 |
|
可归因于非控股权益的净收入 |
|
|
(125 |
) |
|
|
(125 |
) |
归属于优先单位的净收入 |
|
|
(3 |
) |
|
|
(3 |
) |
可归因于普通单位持有人的净收入 |
|
$ |
5,529 |
|
|
$ |
5,487 |
|
收入
下表列示各业务部门在所示年度对合并收入的贡献(百万美元):
|
|
截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
NGL管道和服务: |
|
|
|
|
|
|
NGL及相关产品的销售 |
|
$ |
14,846 |
|
|
$ |
21,307 |
|
中游服务 |
|
|
2,799 |
|
|
|
2,952 |
|
总计 |
|
|
17,645 |
|
|
|
24,259 |
|
原油管道和服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
原油销售 |
|
|
18,185 |
|
|
|
17,301 |
|
中游服务 |
|
|
1,151 |
|
|
|
1,260 |
|
*道达尔 |
|
|
19,336 |
|
|
|
18,561 |
|
天然气管道及服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
销售天然气 |
|
|
2,373 |
|
|
|
5,019 |
|
中游服务 |
|
|
1,403 |
|
|
|
1,241 |
|
*总计 |
|
|
3,776 |
|
|
|
6,260 |
|
石油化工及精炼产品服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
石油化工产品及精炼产品销售 |
|
|
7,689 |
|
|
|
8,003 |
|
中游服务 |
|
|
1,269 |
|
|
|
1,103 |
|
*总计 |
|
|
8,958 |
|
|
|
9,106 |
|
合并总收入 |
|
$ |
49,715 |
|
|
$ |
58,186 |
|
二零二三年的总收入较二零二二年净减少85亿元,主要由于营销收入减少所致。
来自天然气、天然气和石化产品销售的收入合并净减少, $9.4十亿每年 主要是由于平均销售价格下跌,减少了113亿元,但部分被销售量上升所抵销,增加了19亿元。 原油销售收入净增长, $883 百万每年 主要是由于销量上升, $4.1 10亿美元的增长,部分被较低的平均销售价格所抵消, $3.2 十亿减少。
2023年中游服务收入净增长 $66与2022年相比,百万。 我们的NGL和天然气管道资产的收入合并增加, $263 百万每年 主要是由于对运输服务的需求增加和中部盆地集输系统的增加, 于2022年2月收购。 R我们天然气加工设施的平均收入同比减少8400万美元,主要是由于我们作为加工服务的非现金代价而收到的股权NGL等效产量的市场价值降低。 我们的原油管道资产收入减少 $63百万每年 主要是由于我们的EFS中游系统的某些长期收集协议下的最低产量承诺到期,导致收入不足。
有关本公司收入的更多信息,请参阅本年度报告第二部分第8项下的合并财务报表附注9。
营运成本及开支
与2022年相比,2023年的总运营成本和支出减少了85亿美元。
销售成本
与2022年相比,2023年的销售成本减少了88亿美元。与NGL、天然气和石化产品以及成品油营销相关的销售成本合计净减少91亿美元每年 主要是由于平均采购价格下降,减少了109亿美元,但部分被数量增加所抵消,增加了18亿美元。*与原油营销相关的销售成本净增加了#美元310百万按年计算主要是由于交易量增加,占到了$3.510亿美元的增长,部分被较低的平均采购价格所抵消,这一价格占1美元3.2十亿减少。
其他营运成本及开支
其他运营成本和支出同比净增2.41亿美元主要原因是维护、租金、雇员薪酬和其他业务费用较高,占#美元286百万美元的增长,部分被较低的公用事业成本所抵消,这一成本占1美元45百万美元减少。
折旧、摊销和增值费用
折旧、摊销和增值费用同比增加1.21亿美元。 折旧开支按年增加8100万美元,主要由于我们增加了于2023年7月投入使用的PDH 2设施、于2022年2月收购我们的Midland Basin System应占的资产以及自2022年底起投入全面或有限服务的其他资产。 此外,与我们的无形资产相关的摊销费用占了2400万美元的同比增长。
资产减值费用
非现金资产减值支出同比减少2300万美元。 于二零二三年及二零二二年确认之资产减值支出乃由于撇销预期不再使用或建造之资产所致。 有关该等费用的资料,请参阅本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注附注4。
一般和行政费用
二零二三年的一般及行政费用较二零二二年减少1,000万元,主要由于专业服务费用减少所致。
未合并附属公司收入中的权益
2023年来自我们的未合并附属公司的股权收入较2022年净减少2,000,000元,主要由于来自NGL管道的投资的盈利减少,减少1,600,000元,部分被来自原油管道的投资的盈利增加所抵销,增加1,200万元。
营业收入
截至2023年12月31日止年度的经营收入较截至2022年12月31日止年度增加22百万美元,原因是上述收入、经营成本及开支、一般及行政成本以及未合并附属公司收入权益的逐年变动。
利息支出
下表呈列本集团于所示年度之综合利息开支组成部分(百万美元):
|
|
截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
未偿还债务本金收取的利息(1) |
|
$ |
1,355 |
|
|
$ |
1,288 |
|
利率对冲计划的影响,包括相关摊销 |
|
|
(5 |
) |
|
|
19 |
|
与建筑项目有关的资本化利息费用(2) |
|
|
(106 |
) |
|
|
(90 |
) |
其他 |
|
|
25 |
|
|
|
27 |
|
总计 |
|
$ |
1,269 |
|
|
$ |
1,244 |
|
(1) |
截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止年度,未偿还债务本金的加权平均利率分别为4. 56%及4. 33%。 |
(2) |
当资产处于建设阶段时,我们将用于建设物业、厂房及设备的资金所产生的利息成本资本化。 资本化利息金额成为资产历史成本的一部分,并于资产进入拟定服务期后,按直线法于资产的估计可使用年期内计入盈利(作为折旧开支的一部分)。 当利息被资本化时,它减少了利息支出,而不是其他情况。 资本化利息金额根据项目投入使用的时间、我们的资本投资水平及借贷收取的利率而波动。 |
未偿还债务本金的利息是利息支出的主要驱动因素,同比净增加6 700万美元。 此增加主要由于2023年1月发行17.5亿美元的固定利率优先票据,其中增加了8900万美元,部分被2022年2月和2023年3月分别到期14亿美元和12.5亿美元的固定利率优先票据所导致的合并减少5000万美元所抵销,以及于2022年8月赎回3.5亿元浮动利率次级次级债券。 此外,我们未偿还浮息初级后偿票据的利息开支增加1900万美元,主要是由于适用的3个月浮息按年上升所致。 自2023年7月1日起,本集团按浮动利率计息的次级票据以3个月芝加哥商品交易所(“芝加哥商品交易所”)定期有抵押隔夜融资利率(“SOFR”)加0. 26161%年期利差调整取代适用的伦敦银行同业拆息(“LIBOR”)。
有关债务责任的资料,请参阅本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注附注7。
所得税
我们的2023年所得税拨备较2022年减少3,800万美元,主要是由于OTA应占递延税项资产的估值拨备变动,其中减少了3,000万美元,以及修订后的德克萨斯州特许经营税项下的州税务义务减少(“德克萨斯保证金税”)因德克萨斯州分摊系数减少,导致额外减少800万美元。
有关所得税的资料,请参阅本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注附注16。
业务板块亮点
我们的业务按四个业务分部报告:(i)NGL管道及服务,(ii)原油管道及服务,(iii)天然气管道及服务及(iv)石化及精炼产品服务。 我们的业务分部一般根据所提供的服务(或所采用的技术)以及所生产及╱或销售的产品类型进行组织及管理。
以下资料概述各业务分部之资产及营运:
• |
我们的NGL管道及服务业务分部包括我们的天然气加工及相关的NGL营销活动、NGL管道、NGL分馏设施、NGL及相关产品储存设施以及NGL海运码头。 |
• |
我们的原油管道及服务业务分部包括原油管道、原油储存及海运码头,以及相关原油营销活动。 |
• |
我们的天然气管道及服务业务部门包括我们的天然气管道系统,提供天然气的收集、处理和运输。 该分部还包括我们的天然气营销活动。 |
• |
我们的石油化工及精炼产品服务业务分部包括(i)丙烯生产设施,包括丙烯分馏装置和PDH设施,以及相关管道和营销活动,(ii)丁烷异构化装置和相关DIB操作,(iii)辛烷值提高,iBDH和HPIB生产设施,(iv)精炼产品管道,终端和相关营销活动,(v)乙烯出口码头及相关业务;及(vi)海运业务。 |
我们根据经营毛利率的财务计量评估分部表现。 经营毛利率是衡量我们业务核心盈利能力的重要表现指标,并构成我们内部财务报告的基础。 我们相信,投资者可从管理层评估分部业绩时使用的相同财务指标中获益。
下表呈列所示年度按分部划分的营业毛利率及总营业毛利率(非公认会计原则(“非公认会计原则”)财务计量)(单位:百万美元):
|
|
截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
按分部划分的经营毛利率: |
|
|
|
|
|
|
NGL管道和服务 |
|
$ |
4,898 |
|
|
$ |
5,142 |
|
原油管道及服务 |
|
|
1,707 |
|
|
|
1,655 |
|
天然气管道及服务 |
|
|
1,077 |
|
|
|
1,042 |
|
石油化工及精炼产品服务 |
|
|
1,694 |
|
|
|
1,517 |
|
分部毛利率总额(1) |
|
|
9,376 |
|
|
|
9,356 |
|
托运人补偿权调整净额 |
|
|
19 |
|
|
|
(47 |
) |
总营业毛利率(非GAAP) |
|
$ |
9,395 |
|
|
$ |
9,309 |
|
(1) |
在本表的范围内,分部毛利率总额为小计,并对应于本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注附注10所载业务分部披露中标题相同的计量。 |
营业毛利率包括未合并附属公司盈利中的权益,但不包括其他收入和支出交易、所得税、会计原则变动的累计影响和非常费用。 经营毛利率于分配盈利予非控股权益前按100%基准呈列。 我们计算毛利率的方法可能与其他公司使用的类似名称的方法相比较,也可能无法与之比较。 NGL管道及服务和原油管道及服务的分部毛利率反映了管理层对分部业绩的评估中包含的托运人补偿权的调整。 然而,这些调整不包括在非GAAP总营业毛利率中。
GAAP财务指标与总营业毛利率最直接可比的是营业收入。 有关营业收入及其组成部分的讨论,请参阅前一节标题为"损益表要点"在本第二部分,项目7。 下表列出所示年度营业收入与总营业毛利率的对账(百万美元):
|
|
截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
营业收入 |
|
$ |
6,929 |
|
|
$ |
6,907 |
|
调整营业收入与营业毛利率总额 (加或减由符号表示): |
|
|
|
|
|
|
|
|
经营成本和费用中的折旧、摊销和增值费用(1) |
|
|
2,215 |
|
|
|
2,107 |
|
经营成本和支出中的资产减值费用 |
|
|
30 |
|
|
|
53 |
|
资产出售及经营相关事项应占净亏损(收益) 成本和开支 |
|
|
(10 |
) |
|
|
1 |
|
一般及行政成本 |
|
|
231 |
|
|
|
241 |
|
总营业毛利率(非GAAP) |
|
$ |
9,395 |
|
|
$ |
9,309 |
|
(1) |
不包括以反应为基础的工厂的主要维护成本摊销,该成本为毛运营利润的一部分。 |
我们的每个业务分部均受益于我们营销活动的支持作用。 我们营销活动的主要目的是通过增加中游能源资产网络的资产处理量,支持资产的利用和扩展,从而为每个业务分部带来额外的收费收益。 在履行该等支持角色时,我们的营销活动亦寻求参与供求机会,作为我们的经营毛利率的补充来源。 我们营销工作的财务业绩因处理数量及整体市况变动而波动,而该变动受买卖产品的现行及远期市价影响。
NGL管道和服务
下表列出了NGL管道和服务分部于所示年度的分部毛利率和选定的数量数据(以百万美元计,数量如所示):
|
|
截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
分部经营毛利率: |
|
|
|
|
|
|
天然气加工和相关的NGL营销活动 |
|
$ |
1,300 |
|
|
$ |
1,946 |
|
NGL管道、储存和终端 |
|
|
2,771 |
|
|
|
2,362 |
|
NGL分馏 |
|
|
827 |
|
|
|
834 |
|
*总计 |
|
$ |
4,898 |
|
|
$ |
5,142 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
选定的体积数据: |
|
|
|
|
|
|
|
|
NGL管道运输量(MBPD) |
|
|
4,040 |
|
|
|
3,703 |
|
NGL海运码头容积(MBPD) |
|
|
821 |
|
|
|
723 |
|
NGL分馏体积(MBPD) |
|
|
1,556 |
|
|
|
1,339 |
|
股权NGL等效产量(MBPD)(1) |
|
|
175 |
|
|
|
182 |
|
收费天然气加工量(MMcf/d)(2,3) |
|
|
5,848 |
|
|
|
5,182 |
|
(1) |
Priority代表我们在加工活动中赚取并取得所有权的NGL和凝析油量。 总权益天然气当量产量亦包括天然气加工业务的剩余天然气产量。 |
(2) |
所呈报之收益与我们天然气加工厂赚取之收益来源相对应。 |
(3) |
以MMcf/d为单位,在井口或工厂入口处测量进料天然气处理量。 |
天然气加工和相关的NGL营销活动
截至2023年12月31日止年度,来自天然气加工及相关NGL营销活动的毛利率较截至2022年12月31日止年度减少6. 46亿元。
我们的NGL营销活动的毛营业利润率下降$311 2000万美元,主要是由于平均销售利润率下降,304 2000万美元,销售量下降,增加了美元40 2000万美元的减少,部分被增加的非现金、按市值计价的收益所抵消,其中增加了3200万美元。
我们的米德兰盆地天然气加工设施的毛运营利润率下降净额,1542000万美元,主要是由于平均加工利润率下降(包括对冲活动的影响),2352000万美元,运营成本增加,增加了美元27减少100万美元,部分被收费天然气加工总量的增加所抵消,占2000万美元772000万美元的增长,以及总股本NGL等效产量的增长,这占了额外的美元。33百万增加。 这些设施的收费天然气处理量增加,反映了自购置资产之日起的平均每日运转率 210 MMcf/d和权益NGL等效产量增加 4 年复一年。
我们特拉华盆地天然气加工设施的毛运营利润率下降$862000万美元,主要是由于平均加工利润率下降(包括对冲活动的影响)。 这些设施的收费天然气处理量增加了105 MMcf/d,权益NGL当量产量减少了4 MPD 按年计算.
我们南德克萨斯州天然气加工设施的毛运营利润率下降了$49 2000万美元,主要是由于平均加工利润率下降(包括对冲活动的影响),33 减少1000万美元,维护和其他业务费用增加,占1美元9 2000万美元的减少,以及权益NGL等效产量减少3 MBPD,其中又增加了700万美元的减少。 天然气加工量增加 83 年复一年。
综合来看,落基山脉天然气加工设施(Meeker、Pioneer和Chaco)的毛运营利润率下降了2000美元,29 年同比增长1000万美元,主要是由于平均加工利润率下降(包括对冲活动的影响),减少了1700万美元,以及 5 MBPD的权益NGL等效产量减少,其中增加了700万美元的减少。 以收费为基础的天然气加工量下降, 36 年复一年。
我们路易斯安那州和密西西比州天然气加工设施的毛营业利润率下降$6 百万 主要由于平均加工利润率下降(包括对冲活动的影响)。 天然气加工量增加 192 MMcf/d和权益NGL等效产量同比持平(扣除我们的权益)。
NGL管道、储存和终端
截至2023年12月31日止年度,我们的NGL管道、储存及终端资产的毛经营利润率较截至2022年12月31日止年度增加4. 09亿元。
我们的东部乙烷管道(包括我们的ATEX和Aegis管道)的毛运营利润率同比增加了7800万美元 主要是由于 73 运输量增加。
EHT液化石油气相关业务的毛利率增加了7100万美元每年 主要是由于液化石油气出口量增加了6800万美元,增加了3700万美元,以及平均装货费增加了3300万美元。我们摩根的Point乙烷出口码头的毛利率同比增加了4900万美元,主要是由于出口量增加了3000万美元,增加了3300万美元,以及平均装载费增加了1400万美元。 我们相关的休斯顿船道管道系统的毛运营利润率增加了$36百万美元的同比增长主要归因于123运输量增加,占1美元。22百万美元的增长,以及更高的平均运输费,这占了额外的$14百万美元的增长。
我们的许多管道,包括中美洲管道系统、Seminole NGL管道、Chaparral管道和Shin Oak NGL管道,为二叠纪盆地和/或落基山脉生产商提供服务。在合并的基础上,这些管道的毛利率增加了净额同比增长4,900万美元,主要原因是平均运费增加5,000万美元,运输量每日增加8,000万(计入我们利息的净额),这额外增加2,300万美元,但因运营成本增加而部分抵销,营运成本增加导致2,000万美元减少。
我们南得克萨斯州NGL管道系统的毛利率同比增加了4,000万美元,主要是因为平均运输和相关费用增加了2,600万美元,运输量每天增加了2800万美元,增加了1,000万美元,存储和其他收入增加了5万美元。
我们钱伯斯县仓储中心的毛利率同比增长2900万美元,主要原因是存储收入。
我们南路易斯安那州NGL管道系统的毛利率同比增加了1500万美元,主要是由于运输量每天增加2400万美元(增加了700万美元),以及平均运输费增加(增加了500万美元)。
NGL分馏
与截至2022年12月31日的年度相比,截至2023年12月31日的一年中,来自NGL分馏的毛利减少了700万美元。
在合并的基础上,我们钱伯斯县综合体以外的NGL分馏塔的毛利率同比净减少1600万美元,主要是由于平均分馏费下降(减少3100万美元)和辅助服务收入下降(额外减少$7减少百万美元,但部分被天然气精馏分馏量每日增加34 Mb(扣除我们的权益)(增加1,700万美元),以及公用事业及其他营运成本下降(增加500万美元)所抵销。
我们钱伯斯县NGL分馏设施的毛利率同比净增加200万美元,主要原因是a 183 分馏量增加,占64美元 增加100万美元,以及降低公用事业和其他运营成本,这额外增加了3900万美元 百万美元的增长,部分抵消较低的平均分馏费,占$61百万人减少,以及辅助服务收入减少,占额外的#美元41百万美元减少。 我们钱伯斯县NGL分馏综合体的NGL分馏量增加,主要是由于于2023年7月投入使用的Frac 12的贡献。
原油管道及服务
下表列出了所示年份原油管道和服务部门的毛利率和选定的体积数据(以百万美元为单位,注明的体积):
|
|
截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
分部经营毛利率: |
|
|
|
|
|
|
*米德兰至回声系统及相关业务活动 |
|
$ |
551 |
|
|
$ |
393 |
|
公布其他原油管道、终端及相关营销结果 |
|
|
1,156 |
|
|
|
1,262 |
|
*总计 |
|
$ |
1,707 |
|
|
$ |
1,655 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
选定的体积数据: |
|
|
|
|
|
|
|
|
原油管道运输量(MBPD) |
|
|
2,461 |
|
|
|
2,222 |
|
原油海运码头容量(MBPD) |
|
|
913 |
|
|
|
788 |
|
截至2023年12月31日止年度,原油管道及服务分部的毛经营利润率较截至2022年12月31日止年度增加5,200万美元。
我们的米德兰至ECHO系统及相关业务活动的毛运营利润率按年净增加1.58亿美元,主要是由于平均运输费及市场营销活动的相关利润率增加(占97百万美元的增长),以及121 MBPD(扣除我们的利息)运输量增加,增加了9 300万美元,部分被化学品、公用事业和其他运营成本增加所抵消,减少了三千三百万美元。
EHT原油业务的毛营业利润率同比净增加1100万美元,主要是由于装载收入增加,增加了1900万美元,部分被存储和其他收入减少所抵消,减少了1000万美元。 EHT的原油终端量同比增加153 MBPD。
德克萨斯州盆地原油管道、码头和其他营销活动的毛运营利润率(不包括我们的米德兰至ECHO系统和海上管道)同比减少了5800万美元的合并净额,主要是由于根据我们的CFS中游和南德克萨斯原油管道系统的某些长期协议的最低量承诺到期,本集团的主要业务包括:减少1.24亿美元,平均运输费减少,增加4500万美元,部分被销售量增加,增加9200万美元,以及原油运输量增加33 MBPD(扣除我们的利息净额),增加2400万美元。
我们于海道管道的股权投资的毛经营利润率按年净减少47,000,000元,主要由于平均运输及相关费用减少,减少57,000,000元,部分被运输量增加85人民币PD(扣除我们的权益净额)所抵销,增加12,000,000元。
我们位于德克萨斯州博蒙特的原油码头的毛运营利润率同比下降1600万美元,主要原因是仓储收入下降。
天然气管道及服务
下表列出了天然气管道及服务分部于所示年度的分部经营毛利率和选定数量数据(以百万美元计,数量如所示):
|
|
截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
分部经营毛利率 |
|
$ |
1,077 |
|
|
$ |
1,042 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
选定的体积数据: |
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气管道运输量(Btus/d) |
|
|
18,365 |
|
|
|
17,107 |
|
截至2023年12月31日止年度,天然气管道及服务分部的毛经营利润率较截至2022年12月31日止年度增加3,500万元。
我们东德克萨斯州集输系统的毛运营利润率增加了$26 百万每年 主要是由于297 Bbtus/d采集量增加。
我们德克萨斯州内部系统的毛利同比净增加1800万美元,主要原因是运输量增加了592BBtus/d,增加了2500万美元,平均运输费增加了1000万美元,但部分被运营成本增加和辅助及其他收入减少所抵消,运营成本增加了1100万美元,辅助和其他收入减少了600万美元。
来自特拉华州盆地收集系统的毛利同比净增加1,700万美元,主要原因是平均收集费用增加了900万美元,辅助服务和其他收入增加了900万美元,采集量增加了116BBtus/d,增加了600万美元,但部分被维护和其他运营成本增加所抵消,维护和其他运营成本增加了700万美元。
我们米德兰盆地收集系统的毛运营利润率净增长1美元12 百万每年 主要是由于天然气总采集量增加,占1美元。56 增加100万美元,部分被租金和其他业务费用增加所抵消,这一费用为#美元44 百万美元的减少。我们米德兰盆地收集系统上的采集量增加,这反映了自资产被收购或投入使用以来的平均日运行率288 BBTUS/d按年计算.
综合计算,我们位于落基山脉的Jonah集油系统、Piceance盆地集油系统和San Juan集油系统的毛利同比减少3,400万美元,主要原因是维护和其他运营成本增加,导致毛利减少1,400万美元;采集量减少114 BBtus/d,减少1,200万美元;凝析油销售减少,额外减少500万美元。
我们天然气营销活动的毛利率同比减少1500万美元,主要是由于价格差异导致平均销售利润率下降。
石化及成品油服务
下表列出了石化和成品油服务部门所示年份的部门毛利率和选定的数量数据(以百万美元为单位,注明的数量):
|
|
截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
分部经营毛利率: |
|
|
|
|
|
|
丙烯生产和相关活动 |
|
$ |
583 |
|
|
$ |
564 |
|
丁烷异构化及相关操作 |
|
|
124 |
|
|
|
114 |
|
辛烷强化和相关工厂操作 |
|
|
442 |
|
|
|
394 |
|
精炼产品管道和相关活动 |
|
|
357 |
|
|
|
277 |
|
乙烯出口和相关活动 |
|
|
123 |
|
|
|
123 |
|
海运和其他服务 |
|
|
65 |
|
|
|
45 |
|
*总计 |
|
$ |
1,694 |
|
|
$ |
1,517 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
选定的体积数据: |
|
|
|
|
|
|
|
|
丙烯产量(MBPD) |
|
|
101 |
|
|
|
101 |
|
丁烷异构化体积(MBPD) |
|
|
112 |
|
|
|
108 |
|
独立DIB处理量(MBPD) |
|
|
176 |
|
|
|
159 |
|
辛烷增强和相关工厂销售量(MBPD)(1) |
|
|
36 |
|
|
|
39 |
|
管道运输量,主要是精炼产品, 石油化工(MBPD) |
|
|
836 |
|
|
|
747 |
|
海运码头量,主要是精炼产品, 石油化工(MBPD) |
|
|
320 |
|
|
|
202 |
|
(1) |
反映了我们位于钱伯斯县综合大楼的辛烷值增强和iBDH设施以及位于休斯顿船舶海峡附近的HPIB设施的总销售量。 |
丙烯生产和相关活动
截至2023年12月31日止年度,丙烯生产及相关活动的毛经营利润率较截至2022年12月31日止年度增加1,900万元。
丙烯管道系统的毛运营利润率同比增加1400万美元,主要是由于平均运输费上涨所致。 综合计算,运输量按年减少2 MBPD(扣除我们的利息净额)。
我们钱伯斯县丙烯生产设施的毛运营利润率同比减少了700万美元,主要是由于丙烯销售量减少(减少了5500万美元)和运营成本增加其中增加了17美元 2000万美元的减少,部分被丙烯加工收入增加所抵消, 2000万美元的增长,以及更高的存储和其他收入,其中增加了28美元 百万增加。 这些设施的丙烯及相关副产品产量,反映自资产投入使用之日起的平均每日运转率,降低了1 MBPD(净于我们的利息)年至—主要由于二零二三年第一季度和第三季度我们的PDH 1设施的主要维护活动以及二零二三年第二季度我们的三个丙烯分流器的主要维护活动,于二零二三年七月投入使用的PDH 2设施的产量部分抵销。
丁烷异构化及相关操作
丁烷异构化和相关业务的毛营业利润率增加 净10美元 百万按年计算主要是由于公用事业和其他运营成本降低,占2000美元,18 增加了19万美元, MBPD的运输量增加,其中增加了6美元 增长1000万美元,部分被副产品销售额下降所抵消,副产品销售额占2000万美元,8 百万美元减少。
辛烷强化和相关工厂操作
我们的辛烷值提高和相关工厂运营的毛运营利润率同比增加4800万美元 主要是由于平均销售利润率较高,占35美元, 增加100万美元,公用事业和其他业务费用减少,增加了1100万美元 百万美元的增长。
成品油管道及相关活动
在截至2023年12月31日的一年中,来自成品油管道和相关活动的毛利率比截至2022年12月31日的一年增加了8000万美元。
我们精炼产品营销活动的毛利率增加了1美元48 百万每年 主要是由于平均销售利润率较高。
我们在德克萨斯州博蒙特的成品油码头的毛利率同比增加了2500万美元,这主要是由于存储和其他费用收入的增加。博蒙特的成品油海运码头的日产量同比增长了1.25亿.
我们TE产品管道系统的毛利率净下降1美元3 百万每年 主要是由于存储、维护和其他运营成本增加,减少了2500万美元,以及NGL运输量每天减少500万Mpd,减少了1000万美元,但平均运输费和相关费用的增加部分抵消了减少的费用,增加了3300万美元。总的来说,我们TE产品管道系统的运输量增加了50 Mbpd按年计算.
乙烯出口及相关活动
截至2023年12月31日的年度,来自乙烯出口及相关活动的毛利与截至2022年12月31日的年度持平。
在合并的基础上,我们的乙烯管道、储存和相关营销活动的毛利率增加了12美元 百万每年 主要是因为总共有22 MBPD(净我们权益)运输量增加。 我们乙烯出口终端的毛营业利润率下降12美元 百万每年 主要是因为平均装卸费较低。 乙烯出口量同比持平(净计入我们的利息)。
海运和其他服务
海运和其他服务业务毛利率 净增加了美元20 百万每年 主要是由于平均费用较高,占美元,24 增加100万美元,车队利用率提高,增加了美元7 增加1000万美元,部分被增加的业务费用所抵消,12 百万美元减少。
流动性与资本资源
根据目前的市场状况(截至本年报提交日期),我们相信合伙企业及其合并业务将有足够的流动性、运营现金流和资本市场准入,以满足合理可预见的未来的资本投资和营运资金需求。 截至2023年12月31日,我们拥有39亿美元的综合流动性。 这一数额包括EPO循环信贷安排下的37.5亿美元可用借贷能力,这是EPO循环信贷安排下的42亿美元总借贷能力和EPO商业票据计划下的4.5亿美元未偿还的净额,以及1.8亿美元的无限制现金。
我们可能会发行债务及股本证券,以协助我们满足未来的资金及流动性需求,包括与资本投资有关的需求。 我们有一份通用的货架注册声明,允许合伙企业和EPO分别发行无限数量的股权和债务证券。
现金流量表要点
下表概述了我们在所示年度的经营、投资和融资活动的综合现金流量(百万美元)。
|
|
截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
经营活动提供的现金流量净额 |
|
$ |
7,569 |
|
|
$ |
8,039 |
|
用于投资活动的现金 |
|
|
3,197 |
|
|
|
4,954 |
|
用于融资活动的现金 |
|
|
4,258 |
|
|
|
5,844 |
|
经营活动提供的净现金流在很大程度上取决于我们综合业务活动的收益。能源大宗商品价格的变化可能会影响对天然气、NGL、原油、石化和成品油的需求,这可能会影响我们产品的销售和对我们中游服务的需求。对我们产品和服务的需求变化可能是由其他因素引起的,包括当前的经济状况、消费者对碳氢化合物产品最终产品的需求减少、竞争加剧、公共卫生突发事件、不利的天气条件和影响价格和生产水平的政府法规。如果客户不履行与我们的营销活动和长期收取或支付协议有关的合同义务,我们也可能招致信用和价格风险。*有关这些和其他与我们业务相关的风险因素的更全面讨论,请参阅本年度报告第I部分第1A项。
有关本公司现金流量的其他资料,请参阅本年度报告第II部分第8项下的综合现金流量表。
以下信息突出了我们的合并现金流额每年的显著波动:
经营活动
与截至2022年12月31日的年度相比,截至2023年12月31日的年度由经营活动提供的净现金流量净减少4.7亿美元,主要原因是:
|
• |
经营账目变动同比减少5.01亿美元,主要是由于我们在营销活动中使用营运资本,其中包括(I)商品价格波动,(Ii)我们库存购销策略的时机,以及(Iii)与我们的商品衍生工具相关的保证金要求的变化;部分抵消了 |
|
• |
由于合伙企业收益增加而导致的3100万美元的同比增长(通过根据我们的合并现金流量表上确定的非现金项目的变化调整我们4200万美元的净收入同比增长来确定)。 |
有关我们的综合净收入和基本部门业绩同比发生重大变化的信息,请参阅“损益表要点“和”业务板块亮点“在本第II部内,第7项。
投资活动
与截至2022年12月31日的年度相比,截至2023年12月31日的年度用于投资活动的现金净减少18亿美元,主要原因是:
|
• |
净额$3.22022年2月与收购米德兰盆地系统有关的10亿现金流出;部分抵消了 |
|
• |
房地产、厂房和设备投资同比增加13亿美元(见“资本投资“在本第二部分中,第7项为补充资料)。 |
融资活动
与截至2022年12月31日的年度相比,截至2023年12月31日的年度用于融资活动的现金净减少16亿美元,主要原因是:
|
• |
在截至2023年12月31日的年度内,与债务交易有关的现金净流入为4.56亿美元,而在截至2022年12月31日的年度内,与债务交易相关的现金净流出为13亿美元。2023年,我们发行了17.5亿美元的优先票据本金总额,部分被优先票据本金12.5亿美元的偿还和EPO商业票据计划下4500万美元的净偿还所抵消。2022年,我们偿还了17.5亿美元的优先和次级票据本金总额,部分被EPO商业票据计划下4.95亿美元的净发行所抵消 |
|
• |
支付给普通单位持有人的现金分配同比增加2.06亿美元,主要是由于每单位季度现金分配率的增加。 |
非公认会计准则现金流量计量
可分配现金流与经营性可分配现金流
我们的合伙协议要求我们在Enterprise GP自行决定建立任何现金储备之后,每季度向我们的普通单位持有人分配所有可用现金。现金储备包括用于正确开展业务的现金储备,包括用于资本投资、偿债、营运资本、运营费用、普通单位回购、承诺和或有事项和其他金额的现金储备。保留现金使我们能够对我们的增长进行再投资,并减少我们未来对股权和债务资本市场的依赖。
我们通过参考可分配现金流(DCF)来衡量可用现金,这是一种非GAAP现金流衡量标准。对于我们的普通单位持有人来说,DCF是一项重要的财务衡量标准,因为它是我们成功提供现金投资回报的指标。具体而言,这一财务衡量标准向投资者表明,我们是否在能够维持我们宣布的季度现金分配的水平上产生现金流。DCF也是投资界对上市合伙企业使用的量化标准,因为合伙企业单位的价值在一定程度上是由其收益率衡量的。这是基于合伙企业可以支付给单位持有人的现金分配金额。当我们的管理层将我们产生的DCF与我们预期支付给普通单位持有人的现金分配进行比较时,管理层会使用这个指标来计算我们的分配覆盖率。我们对DCF的计算可能会也可能不会与其他公司使用的类似名称的衡量标准相比较。
根据每季度可用现金的水平,管理层向董事会提出季度现金分配率,董事会拥有批准此类事项的唯一权力。企业GP在合伙企业中拥有非经济所有权权益,无权根据激励性分配权或其他股权从合伙企业获得任何现金分派。
营运可分配现金流(“营运可分配现金流”)定义为不计入出售资产及其他事项所得收益及利率衍生工具货币化的影响的营运可分配现金流,是一项补充的非GAAP流动资金指标,用以量化从我们的正常营运所产生的可供分配予普通单位持有人的现金部分。我们相信,考虑这项非GAAP指标是重要的,因为它为我们的资产产生现金流的能力提供了一个增强的视角,而不考虑某些不反映我们核心业务的项目。
我们在上述和本报告中使用的折现现金流和经营性折现现金流用于有限的目的,并不能替代经营活动提供的现金流量净额,后者是公认会计准则与折现现金流最接近的衡量标准。关于经营活动提供的净现金流量的讨论,见“现金流量表要点“在本第II部内,第7项。
下表汇总了我们对所示年份的折现现金流和业务折现现金流的计算(以百万美元为单位):
|
|
截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
归属于共同基金单位持有人的净收入(公认会计原则)(1) |
|
$ |
5,529 |
|
|
$ |
5,487 |
|
共同基金单位持有人应占净收入调整数, 导出DCF和运算DCF(加或减由符号表示): |
|
|
|
|
|
|
|
|
折旧、摊销和增值费用 |
|
|
2,343 |
|
|
|
2,245 |
|
从未合并附属公司收到的现金分配(2) |
|
|
488 |
|
|
|
544 |
|
未合并附属公司收入中的权益 |
|
|
(462 |
) |
|
|
(464 |
) |
资产减值费用 |
|
|
32 |
|
|
|
53 |
|
衍生工具公平市价变动 |
|
|
33 |
|
|
|
78 |
|
递延所得税费用 |
|
|
12 |
|
|
|
60 |
|
维持资本支出(3) |
|
|
(413 |
) |
|
|
(372 |
) |
其他,净额 |
|
|
(24 |
) |
|
|
(2 |
) |
运营DCF(非公认会计原则) |
|
$ |
7,538 |
|
|
$ |
7,629 |
|
资产出售所得款项及其他事项 |
|
|
42 |
|
|
|
122 |
|
利率衍生工具的货币化 按上述现金流量套期的 |
|
|
21 |
|
|
|
– |
|
DCF(非公认会计原则) |
|
$ |
7,601 |
|
|
$ |
7,751 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
就期间向普通单位持有人支付的现金分派, 包括影子单位奖励的同等分销权 |
|
$ |
4,393 |
|
|
$ |
4,182 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
第(4)期企业GP申报的普通单位现金分配 |
|
$ |
2.0050 |
|
|
$ |
1.9050 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
合伙企业在第(5)期内保留的现金周转基金总额 |
|
$ |
3,208 |
|
|
$ |
3,569 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
配送覆盖率(6) |
|
|
1.73 |
x |
|
|
1.85 |
x |
(1) |
有关我们比较收益表金额变动的主要驱动因素的讨论,请参阅"损益表要点“在本第II部内,第7项。 |
(2) |
反映来自未合并附属公司的分配总额,归属于盈利和资本回报。 |
(3) |
持续资本支出包括现金支付和适用于该期间的应计费用。 |
(4) |
有关我们就所示年度宣布的季度现金分派的资料,请参阅本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注8。 |
(5) |
合伙企业保留的现金可用于资本投资、偿债、营运资金、营运费用、共同单位回购、承付款和意外开支以及其他金额。 保留现金减少了我们对资本市场的依赖。 |
(6) |
分派覆盖率乃按现金分派总额除以已付予普通单位持有人及就期内分派同等权利而厘定。 |
下表列示所示年度经营活动提供给现金流量净额和业务现金流量净额的对账(百万美元):
|
|
截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
经营活动提供的净现金流量(GAAP) |
|
$ |
7,569 |
|
|
$ |
8,039 |
|
调整以调节业务活动提供的净现金流量, DCF和操作DCF(加或减由符号表示): |
|
|
|
|
|
|
|
|
业务账户变动净额 |
|
|
555 |
|
|
|
54 |
|
维持资本支出 |
|
|
(413 |
) |
|
|
(372 |
) |
从未合并附属公司收到的分配 资本的回归 |
|
|
42 |
|
|
|
98 |
|
归属于非控股权益的净收益 |
|
|
(125 |
) |
|
|
(125 |
) |
其他,净额 |
|
|
(90 |
) |
|
|
(65 |
) |
运营DCF(非公认会计原则) |
|
$ |
7,538 |
|
|
$ |
7,629 |
|
资产出售所得款项及其他事项 |
|
|
42 |
|
|
|
122 |
|
利率衍生工具的货币化 按上述现金流量套期的 |
|
|
21 |
|
|
|
– |
|
DCF(非公认会计原则) |
|
$ |
7,601 |
|
|
$ |
7,751 |
|
资本投资
2023年,我们投入了35亿美元的增长型资本项目,包括400 MMcf/d扩建我们的阿卡迪亚天然气系统,PDH2设施,Frac12,我们在Poseidon的第六条米德兰盆地天然气加工线和我们在特拉华盆地门通的第二条天然气加工线。 我们有大约6.8美元 预计于2026年上半年结束前完成的增长资本项目,包括以下项目(包括各自的预计完成日期):
|
• |
德克萨斯西部产品系统的第一和第二阶段(2024年上半年); |
|
• |
我们在特拉华盆地门通的第三条天然气加工线(2024年第一季度); |
|
• |
我们位于米德兰盆地的第七条天然气加工线(“Leonidas”)(2024年第一季度); |
|
• |
特拉华州和米德兰盆地的天然气收集扩建项目(2024年和2025年上半年); |
|
• |
扩大我们在EHT的液化气和PGP出口能力(2025年上半年); |
|
• |
位于德克萨斯州钱伯斯县的NGL分馏塔(“Frac14”)和相关DIB装置(2025年下半年); |
|
• |
我们的第一条天然气加工线位于特拉华盆地的门通西工厂(2025年下半年); |
|
• |
位于米德兰盆地的第八条天然气处理列车(“猎户座”)(2025年下半年); |
|
• |
扩建我们的Morgan‘s Point码头,以增加乙烯出口能力(2024年下半年和2025年下半年);以及 |
|
• |
我们的内切斯河乙烷/丙烷出口设施位于得克萨斯州奥兰治县(2025年下半年和2026年上半年)。 |
根据现有信息,我们预计2024年我们的总资本投资(扣除非控股权益的贡献)约为38亿至43亿美元,其中包括32.5亿至37.5亿美元的增长资本投资和5.5亿美元的持续资本支出。但这些数字不包括与我们拟建的深水离岸原油码头Spot相关的资本投资。我们在2022年第四季度收到了交通部海事局颁发的Spot许可证,我们相信我们已经满足了获得深水港口许可证的剩余条件。虽然我们预计海事局将在2024年发放许可证,但我们不能保证该项目最终将于何时或是否被授权开始建设或运营。
我们对资本投资的预测取决于我们通过运营现金流或其他方式产生所需资金的能力,包括根据债务协议借款、发行额外的股权和债务证券以及潜在的资产剥离。我们可能会由于我们无法控制的因素,如不利的经济状况、与天气有关的问题以及由于原材料或劳动力短缺、供应链中断或通胀而导致的供应商价格变化,来修订我们对资本投资的预测。此外,我们对资本投资的预测可能会根据管理层未来的决策而变化,这可能包括改变项目的范围或时间安排,或者完全取消项目。我们在筹集资金方面的成功,有能力增加与成本增加相称的收入,以及我们与其他公司合作分担项目成本和风险的能力,仍然是决定我们可以投资多少资本的重要因素。我们相信我们获得资本资源的能力足以满足我们当前和未来增长需求,尽管我们目前预计将进行上述预测资本投资,但我们可能会根据经济和资本市场状况的变化修改我们的计划。
下表汇总了我们在指定年份的资本投资(百万美元):
|
|
截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
房地产、厂房和设备的资本投资:(1) |
|
|
|
|
|
|
增长型资本项目(2) |
|
$ |
2,844 |
|
|
$ |
1,606 |
|
持续资本项目(3) |
|
|
422 |
|
|
|
358 |
|
*总计 |
|
$ |
3,266 |
|
|
$ |
1,964 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
用于企业合并的现金,净额(4) |
|
$ |
– |
|
|
$ |
3,204 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
对未合并关联公司的投资 |
|
$ |
2 |
|
|
$ |
1 |
|
(1) |
上表所列增长和维持资本金额按现金基础列示。总体而言,这些金额是我们综合现金流量表中列报的“资本支出”。 |
(2) |
增长型资本项目:(A)由于现有资产的增强或增加而产生新的现金流来源(例如,额外的收入来源、设施消除瓶颈所产生的成本节约等)。或(B)通过建造新设施来扩大我们的资产基础,从而产生额外的收入流和现金流。 |
(3) |
持续资本项目是指由于改善现有资产而产生的资本支出(根据公认会计原则的定义)。此类支出用于维持现有业务,但不会产生额外收入或带来显著的成本节约。持续资本支出包括我们以反应为基础的工厂的主要维护活动的成本,这些成本使用递延法进行核算。 |
(4) |
截至2022年12月31日的年度金额是用于收购我们的米德兰盆地系统的现金净额,该系统于2022年2月完成。 |
截至2023年12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度比较
总体而言,增长型资本项目的投资同比净增12亿美元,主要原因如下:
|
• |
对二叠纪盆地天然气收集和加工项目的投资增加(例如,建造六列天然气处理列车和相关的收集系统),增加7.61亿美元; |
|
• |
增加对墨西哥湾沿岸码头的乙烷、乙烯和石油气出口扩展项目的投资,增加2.95亿美元;以及 |
|
• |
增加了对我们德克萨斯州西部产品系统的投资,增加了2.45亿美元;部分抵消了 |
|
• |
我们钱伯斯县综合体对PDH 2(于2023年7月投入使用)的投资较少,减少了7600万美元。 |
可归因于维持资本项目的投资同比增加6400万美元,主要是由于管道完整性和类似项目的时间和费用波动。
合并债务
截至2023年12月31日,欧洲专利局合并债务的平均到期日约为19.1年。下表列出了欧洲专利局合并债务本金的预定到期日,以及截至2023年12月31日的相关估计现金利息支付(以百万美元为单位):
|
|
总计 |
|
|
2024 |
|
|
2025 |
|
|
2026 |
|
|
2027 |
|
|
2028 |
|
|
此后 |
|
债务本金 |
|
$ |
29,021 |
|
|
$ |
1,300 |
|
|
$ |
1,150 |
|
|
$ |
1,625 |
|
|
$ |
575 |
|
|
$ |
1,000 |
|
|
$ |
23,371 |
|
估计支付的现金利息(1) |
|
$ |
26,940 |
|
|
$ |
1,300 |
|
|
$ |
1,256 |
|
|
$ |
1,187 |
|
|
$ |
1,160 |
|
|
$ |
1,149 |
|
|
$ |
20,888 |
|
(1) |
我们估计的利息现金支付受到我们23亿美元次级票据(2067年6月至2078年2月到期)长期到期日的影响。估计现金支付假设(I)次级票据在各自到期日之前没有偿还,(Ii)初级次级票据支付的利息金额是基于(A)当前收取的固定利率或(B)2023年支付的加权平均浮动利率(视适用而定)。 |
2023年1月,EPO发行了本金总额17.5亿美元的优先债券,包括(I)本金7.5亿美元于2026年1月到期的优先债券(“高级债券”)及(Ii)本金10亿美元于2033年1月到期的优先债券(“高级债券GGG”)。*高级债券FFF以本金额的99.893发行,固定利率为年息5.05厘。包括用于增长资本投资和偿还债务(包括偿还我们所有12.5亿美元的本金3.35%的优先债券HH于2023年3月到期,以及我们商业票据计划下的未偿还金额)。
2023年3月,欧洲专利局签订了新的364天循环信贷协议(即2023年3月15亿美元364天循环信贷协议),取代了2022年9月的364天循环信贷协议。2023年3月15亿美元364天循环信贷协议于2024年3月到期。欧洲专利局的借款能力与之前的364天循环信贷协议持平。截至2023年12月31日,根据这项新的循环信贷协议,没有本金未偿还。欧洲专利局预计将在2024年第一季度续签该信贷协议。
2023年3月,欧洲专利局签订了一项新的循环信贷协议,该协议将于2028年3月到期(《2023年3月27亿美元多年期循环信贷协议》)。2023年3月27亿美元的多年期循环信贷协议取代了欧洲专利局之前计划于2026年9月到期的多年期循环信贷协议。EPO的借款能力从之前的多年期循环信贷协议下的30亿美元增加到2023年3月27亿美元多年期循环信贷协议下的27亿美元。根据新协议,EPO保留将其借款能力增加至多5亿美元至32亿美元的权利,前提是选举的某些条件得到满足。截至2023年12月31日,根据这项新的循环信贷协议,没有本金未偿还。
2024年1月,EPO发行了本金总额为20亿美元的优先债券,其中包括(I)本金10亿美元的优先债券HHH和(Ii)本金10亿美元的优先债券III。优先债券HHH以本金的99.897%发行,固定利率为每年4.60%。*优先债券III以本金的99.705发行,固定利率为每年4.85%。是次发行的净收益将由EPO用于一般公司用途,包括用于成长性资本投资。以及偿还债务(包括偿还我们8.5亿美元本金3.90%的优先债券JJ于2024年2月到期时的全部或部分本金,以及我们商业票据计划下的未偿还金额)。
有关我们的合并债务的更多信息,请参见附注7 本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注。
信用评级
截至2024年2月28日,EPO长期优先无担保债务证券的投资级信用评级为标准普尔的A-,穆迪的A3和惠誉评级的A-。此外,EPO的短期优先无担保债务证券的信用评级为标准普尔的A-2,穆迪的P-2和惠誉评级的F-2。EPO的信用评级仅反映评级机构的观点,不应被解读为建议购买。出售或持有我们的任何证券。评级机构可以随时上调、下调或撤销信用评级,如果它确定情况需要这样做的话。一家评级机构的信用评级应独立于其他评级机构的信用评级进行评估。
产品购买承诺
下表列出了我们在2023年12月31日所示年份的无条件产品购买承诺(以百万美元为单位):
|
|
总计 |
|
|
2024 |
|
|
2025 |
|
|
2026 |
|
|
2027 |
|
|
2028 |
|
|
此后 |
|
产品购买承诺 |
|
$ |
11,924 |
|
|
$ |
2,576 |
|
|
$ |
2,539 |
|
|
$ |
1,932 |
|
|
$ |
1,827 |
|
|
$ |
1,511 |
|
|
$ |
1,539 |
|
我们与第三方供应商有天然气、NGL、原油、石化和精炼产品的长期产品采购承诺。根据这些合同,我们有义务支付的价格接近我们交割时的市场价格。上表列出了我们根据这些合同估计的未来付款义务,这是基于2023年12月31日适用于所有未来数量承诺的每个协议中的合同价格。实际的未来付款义务可能会因交货时的价格而异。
有关我们的产品购买承诺的更多信息,请参阅注17本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注。
企业宣布2023年第四季度现金分配
在1月 8,2024年,我们宣布董事会宣布就2023年第四季度向合伙企业的普通单位持有人支付季度现金分配,每普通单位0.515美元,或按年计算每普通单位2.0美元。14, 2024致1月31日收市时登记在册的单位持有人, 2024支付的总金额为11.3亿美元,其中包括1000万美元的幻影单位奖励的分配等价权。
每季度现金分配的支付取决于管理层对我们的财务状况、运营结果和与此类支付相关的现金流的评估以及董事会的批准。管理层将按季度评估未来现金分配的任何增加。
2019年回购计划下的普通单位回购
2019年1月,我们宣布董事会已批准了一项20亿美元的多年单位回购计划(简称2019年回购计划),为合伙企业提供了一种向投资者返还资本的额外方法。2019年回购计划授权合伙企业不时回购其普通单位,包括通过公开市场购买和谈判交易。根据该计划,回购的时机和速度将由多个因素决定,包括(I)我们的财务业绩和灵活性,(Ii)具有更高潜在投资回报的有机增长和收购机会,(Iii)合伙企业普通单位的市场价格和隐含现金流收益率,以及(Iv)保持有针对性的财务杠杆,目前是债务与正常化调整后的EBITDA(息税前收益,折旧和摊销)比率在2.75倍至3.25倍之间。2019年回购计划未设定完成时限,可随时暂停或中止。
合伙企业回购了一个总额 7,244,540截至2023年12月31日止年度,通过公开市场购买2019年回购计划下的普通单位。 这些回购的总费用,包括佣金和费用,为1.88亿美元。 根据2019年回购计划回购的普通单位在购买时立即取消。 截至2023年12月31日,2019年回购计划的剩余可用产能为11亿美元。
从Western Midstream收购股权
2024年2月16日, 我们向Western Midstream的联属公司收购Whitethorn余下20%股权及EF78的25%股权,总现金代价为3.75亿元。 我们利用手头现金和根据EPO商业票据计划发行短期票据的收益为现金对价提供资金。
另外,于2024年2月16日,Enterprise的一间附属公司签订最终协议,以现金代价2500万美元从Western Midstream的一间附属公司收购Panola额外15%的股权。 收购须受Panola其他成员参与收购的优先购买权所限。 这项交易预计将于2024年4月1日完成,将 资金来源是手头现金和欧洲专利局商业票据计划下短期票据发行的收益。
有关该等交易的其他资料,请参阅本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注附注20。
关键会计政策和估算
在我们的财务报告过程中,我们采用的方法、估计和假设会影响截至财务报表日期的资产和负债的呈报金额以及或然资产和负债的披露。 该等方法、估计及假设亦会影响各报告期之收入及开支呈报金额。 投资者应注意,如果相关假设被证明不正确,实际结果可能与该等估计不同。 以下各节讨论我们的主要会计政策内估计的使用:
物业、厂房及设备的折旧方法及估计使用寿命
一般而言,折旧是指将资产的成本减去剩余价值(如果有的话)后,系统而合理地分配到其受益期。 我们的大部分物业、厂房及设备采用直线法折旧,导致折旧开支在资产的年期内平均产生。折旧开支包括管理层对我们资产的可使用经济年期及剩余价值的估计。 当我们将资产投入使用时,我们相信该等假设是合理的;然而,情况可能会发展导致我们改变该等假设,这将改变我们的折旧金额。 该等情况的例子包括(i)限制资产估计经济年期的法律及法规变动、(ii)使资产过时的技术变动、(iii)预期残值变动或(iv)我们对相关资源盆地剩余年期的预测出现重大变动(如适用)。
于2023年及2022年12月31日,我们的物业、厂房及设备的账面净值为458亿美元,44.4十亿,分别。 我们录得19亿美元,1.8截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度的折旧费用分别为10亿美元。 有关我们的物业、厂房和设备的信息,请参阅附注 4本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注。
长期资产可收回性的计量与权益法投资的公允价值
长期资产(包括具有限可使用年期之无形资产及物业、厂房及设备)于有事件或情况变动显示该等资产之账面值可能无法收回时进行减值检讨。 此类事件或变化的例子可能是产量下降,但没有被新发现所取代,或天然气、天然气、原油、石化产品或精炼产品的需求或价格长期下降。
如果长期资产的账面价值超过资产使用和最终处置预期产生的未贴现估计现金流的总和,则被视为不可收回。对未贴现现金流的估计是基于一系列假设,包括预期的营业利润率和数量;资产或资产组的估计使用寿命;若长期资产的账面价值不可收回,则将就资产账面价值超过其估计公允价值的部分计入减值费用,减值费用是根据对资产的估计未来贴现现金流量、类似资产的市值和资产的重置成本减去任何适用折旧或摊销后得出的分析得出的。此外,公允价值估计还包括在存在一系列可能结果时使用的概率。
当发生事件或情况变化时,我们评估权益法投资的减值。此类事件或情况变化表明,非暂时性下降可能导致投资价值损失。此类事件或情况变化的例子包括实体持续的运营亏损和/或实体所在行业的长期负面变化。如果我们确定投资价值因非暂时性下降而无法收回,我们记录非现金减值费用,以将投资的账面价值调整为其估计公允价值。我们使用公认的技术评估我们权益法投资的公允价值,并可能使用多种方法,包括但不限于最近的第三方销售和贴现估计现金流模型。对贴现现金流的估计基于包括贴现率在内的多个假设;分配给不同现金流情景的概率;投资标的资产的预期利润率和成交量以及估计的使用寿命。
在2023年和2022年,我们确认了商誉以外资产应占的非现金资产减值费用总计3200万美元和53分别为100万美元。4 在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内,我们没有确认与我们的权益法投资相关的任何减值费用。
客户关系摊销方法与基于合同的无形资产
被收购企业的具体、可识别的无形资产在很大程度上取决于其业务的性质,包括客户关系和合同等项目。
客户关系无形资产是指分配给与业务合并有关的商业关系的估计经济价值。收购资产(例如天然气收集系统)的有效运作有助于支持与现有生产商的商业关系,并为我们提供机会在我们现有的资产足迹内建立新的商业关系。这种类型的客户关系的持续时间受到支持客户群体的相关资源盆地的估计经济寿命的限制。当估计资源盆地的经济寿命时,我们考虑许多因素,包括储量估计和生产和勘探活动的经济可行性。
在其他情况下,收购客户关系无形资产为我们提供了接触其碳氢化合物容量不能归因于特定资源盆地的客户的途径。与特定于盆地的客户关系一样,相关资产的有效运营(例如,处理来自多个来源的容量的海运码头)有助于支持与现有客户的商业关系,并为我们提供建立新客户关系的机会。这类客户关系的持续时间通常限于基础服务合同的期限,包括假定的续约。
我们分配给客户关系的价值被摊销为收益,方法与估计的经济效益将被消耗的模式(即无形资产预计直接或间接为我们的现金流做出贡献的方式)非常相似。例如,特定于盆地的客户关系资产的摊销期限受到相关碳氢资源盆地的估计有限经济寿命的限制。
基于合同的无形资产代表我们因离散合同协议而拥有的特定商业权利。具有有限寿命的基于合同的无形资产在其预计经济寿命内摊销,预计合同将在这段时间内直接或间接地为我们的现金流做出贡献。我们对基于合同的无形资产的经济寿命的估计基于许多因素,包括:(I)相关有形资产(例如海运码头、管道或其他资产)的预期使用寿命,(Ii)任何会影响该等合约权利的法律或法规发展;及(Iii)任何使我们能够续订或延长该等安排的合约条款。
截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日,我们客户关系和基于合同的无形资产组合的账面价值分别为38亿美元和4.0分别为2.01亿美元和2.01亿美元。1776本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注。
我们采用的方法是计量商誉及相关资产的公允价值
于2023年及2022年12月31日,我们的商誉结余为56亿美元。 商誉指所收购业务成本超出其于收购日期净资产公平值,须于每年第四季度或当事件或情况变动显示商誉账面值可能无法收回时进行年度减值测试。 商誉减值开支指报告单位账面值(包括其各自的商誉)超出其公平值的金额,但不得超过报告单位商誉的账面值。
我们使用公认估值技术,主要通过使用贴现现金流量(即,公允价值的收益法),辅之以市场评估(如有)。 我们报告单位的估计公平值包括有关组成每个报告单位的资产及业务的未来经济前景的假设,包括:(i)组成报告单位的资产的离散财务预测,而有关预测则依赖管理层对长期经营利润率、吞吐量、资本投资及类似因素的估计;(ii)报告单位在离散预测期间以外现金流量的长期增长率;及(iii)适当的贴现率。 公平值估计乃根据公平值架构的第三级输入数据计算。 吾等相信,吾等用于估计报告单位公平值之假设与市场参与者于其公平值估计过程中所使用者一致。 然而,由于估计过程的不确定性以及碳氢化合物供求波动以及类似风险因素,实际结果可能与我们的估计有重大差异。
截至二零二三年十二月三十一日止年度,我们并无录得任何商誉减值支出。 根据我们于2023年12月31日的最新商誉减值测试,我们各报告单位的估计公平值均大幅超过其账面值(即,至少10%)。
有关商誉的资料,请参阅本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注附注6。
收入及开支预算的运用
如前所述,根据公认会计原则编制我们的合并财务报表要求我们作出影响财务报表中所列金额的估计。 由于编制实际账单信息和接收记录交易所需的第三方数据所需的时间,我们通常采用与收入和支出金额有关的估计,以满足我们的加速财务报告截止日期。
我们最重要的常规估计涉及某些天然气加工设施的收入和成本、管道运输收入、分馏收入、营销收入和相关采购以及电力和公用事业成本。 这些类型的交易必须进行估计,因为在我们完成会计结算过程时,实际金额通常无法获得。 有关估计其后于下一个会计期间,当记录相应的实际客户账单或卖方发票金额时拨回。
事实及情况的变动可能导致修订估计,这可能影响我们呈报的财务报表及随附披露。 在发布财务报表之前,我们根据现有信息审阅收入和支出估计,以确定是否需要调整。
其他事项
母子担保人关系
合伙企业("母担保人")为EPO("子公司发行人")的合并债务的本金和利息的支付提供担保,但TEPPCO Partners,L.P.的剩余债务除外(统称"担保债务")。 如果EPO拖欠任何担保债务,合伙企业将负责全额无条件偿还此类债务。 截至2023年12月31日,担保债务总额为295亿美元,其中包括263亿美元的EPO优先票据、23亿美元的EPO次级次级票据、4.5亿美元的短期商业票据票据和4.55亿美元的相关应计利息。
合伙企业对EPO优先票据债务、商业票据票据和银行信贷融资项下借款的担保代表合伙企业的无担保和非后偿债务,其支付权与合伙企业的所有其他现有或未来无担保和非后偿债务同等。 此外,该等担保实际上在支付合伙企业任何现有或未来债务的权利上排名较低,而该等债务的担保资产则以担保该等债务的资产为限。
合伙企业对EPO次级票据的担保代表合伙企业的无担保和次级债务,其在支付权上与合伙企业的所有其他现有或未来次级债务同等,在支付权上与合伙企业的所有现有或未来股权证券优先。 合伙企业对EPO次级次级后偿票据的担保实际上在以下方面排名较低:(i)合伙企业任何现有或未来债务,以担保该债务的资产为限,以及(ii)合伙企业所有其他现有或未来无担保和非后偿债务。
合伙企业只有在EPO行使基本协议中所述的法律或契约失效选择权时,才可解除其担保义务。
债务人集团财务资料选编
下表汇总了合伙企业(作为母担保人)和EPO(作为子公司发行人)在合并基础上(统称为“债务人集团”)的财务信息,扣除债务人集团之间的公司间余额和交易后。
根据条例S—X第13.01条,债务人集团的财务信息概要不包括债务人集团在不承担担保义务的EPO合并子公司(“非债务人子公司”)的收入和投资中的权益。 于2023年12月31日,债务人集团于非债务人附属公司的投资总账面值为468亿美元。 截至2023年12月31日止年度,债务人集团在非债务人附属公司盈利中的权益为60亿美元。 尽管非义务子公司的净资产和收益不能直接提供给担保债务持有人以偿还该等债务,但非义务子公司向EPO或合伙企业支付分配或贷款的能力没有重大限制。 EPO对非义务子公司行使控制权。 我们仍然认为,本年度报告第8项下提交的合伙企业合并财务报表更恰当地反映了我们的信用状况。 我们的投资级信用评级是基于合伙企业的合并财务报表,而非债务人集团的财务信息。
下表呈列合并后债务人集团于2023年12月31日的资产负债表概要资料(百万美元):
选定资产信息: |
|
|
|
应收非义务人子公司的流动款项 |
|
$ |
2,569 |
|
其他流动资产 |
|
|
5,416 |
|
非义务子公司长期应收款 |
|
|
187 |
|
其他非流动资产,不包括对非义务子公司的投资468亿美元 |
|
|
9,185 |
|
|
|
|
|
|
选定负债信息: |
|
|
|
|
担保债务的流动部分,包括利息4.55亿美元 |
|
$ |
1,755 |
|
应付非义务人子公司的流动款项 |
|
|
1,567 |
|
**其他流动负债 |
|
|
4,239 |
|
担保债务的非流动部分,仅本金 |
|
|
27,707 |
|
应付非债务人子公司的非流动款项 |
|
|
57 |
|
其他非流动负债 |
|
|
122 |
|
|
|
|
|
|
债务人集团夹层股权: |
|
|
|
|
首选单位 |
|
$ |
49 |
|
下表呈列合并债务人集团截至2023年12月31日止年度的收益表资料概要(以百万美元计):
来自非义务人子公司的收入 |
|
$ |
17,344 |
|
其他来源的收入 |
|
|
15,375 |
|
债务人集团营业收入 |
|
|
835 |
|
债务人集团净亏损,不包括非债务人子公司收益中的权益60亿美元 |
|
|
(483 |
) |
关联方交易
有关我们的关联方交易的资料,请参阅本年报第二部分第8项及本年报第三部分第13项所载综合财务报表附注附注15。
所得税
2021年9月29日,美国国税局(“IRS”)向EPO发出了一份选择审查通知,称IRS已选择其2019年和2020年合伙企业纳税申报表进行审查。 2022年1月6日,美国国税局向合伙企业发出了一份选择审查通知书,声明美国国税局已选择我们2019年和2020年合伙企业纳税申报表进行审查。 这些都是在审查年度内对EPO和合伙企业的各种收入、收益、扣除、损失和贷方项目进行的例行合规性审查。
保险
有关保险事宜的资料,请参阅本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注附注18。
项目7A. 量化及定性披露
关于市场风险。
一般信息
在我们的正常业务营运过程中,我们面临若干风险,包括利率及商品价格变动。 为管理与资产、负债及若干预期未来交易有关的风险,我们使用衍生工具,如期货、远期合约、掉期及其他具有类似特性的工具。 我们绝大部分衍生工具均用于非交易活动。
我们使用敏感度分析模型评估与每个衍生工具组合相关的风险。 此方法根据特定日期之相关利率或市场报价之假设变动10%,计量衍生工具组合之公平值变动。 除该等变数外,各投资组合之公平值亦受尚未行使工具名义金额变动影响。 敏感度分析法并不反映相同假设价格变动对相关对冲风险的影响。 因此,利率或市场报价(如适用)变动对衍生工具公平值的影响通常会被对冲债务工具的相应收益或亏损、存货价值或预测交易所抵销,假设:
我们根据当前市况定期检讨衍生工具组合的有效性。 因此,我们衍生工具的性质及数量可能会因管理的特定风险而有所改变。
有关衍生工具及对冲活动的额外资料,请参阅本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注附注14。
商品套期保值活动
天然气、天然气、原油、石化产品及精炼产品及电力等能源商品的价格会因供求变化、市况及多种我们无法控制的额外因素而波动。 为管理该等价格风险,我们订立商品衍生工具,如实物远期合约、期货合约、固定浮动掉期及基差掉期。
于2023年12月31日,我们的主要商品对冲策略包括(i)对冲与运输、储存及混合活动相关的商品产品的预期未来购买及销售,(ii)对冲天然气加工利润,(iii)对冲库存中持有的商品产品的公允价值及(iv)对冲德克萨斯州东南部若干业务的预期未来电力购买。 有关我们未偿还商品衍生工具组合的摘要,请参阅 本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注14.
敏感度分析
下表显示假设价格变动对我们主要商品衍生工具组合于所示日期的估计公平值的影响(百万美元)。
敏感度分析表所呈列之公平值资料不包括应用芝加哥商品交易所(“芝加哥商品交易所”)规则814的影响,该规则认为由芝加哥商品交易所结算之金融工具每日就变动保证金付款进行结算。 根据此交易规则,就财务报告而言,CME相关衍生工具于结算日被视为并无公平值;然而,该等衍生工具仍未到期,并受未来商品价格波动影响,直至其根据合约条款结算为止。在CME以外的交易所结算的衍生品交易(例如,洲际交易所(ICE)继续按毛额报告。
天然气营销组合
|
|
投资组合公允价值 |
|
情景 |
结果 分类 |
十二月三十一日, 2022 |
|
十二月三十一日, 2023 |
|
1月31日, 2024 |
|
假设相关商品价格不变的公允价值 |
资产(负债) |
|
$ |
90 |
|
|
$ |
7 |
|
|
$ |
10 |
|
假设相关商品价格上涨10%的公允价值 |
资产(负债) |
|
|
97 |
|
|
|
6 |
|
|
|
9 |
|
假设相关商品价格下跌10%的公允价值 |
资产(负债) |
|
|
83 |
|
|
|
8 |
|
|
|
11 |
|
NGL和精炼产品营销、天然气加工和辛烷值提高产品组合
|
|
投资组合公允价值 |
|
情景 |
结果 分类 |
十二月三十一日, 2022 |
|
十二月三十一日, 2023 |
|
1月31日, 2024 |
|
假设相关商品价格不变的公允价值 |
资产(负债) |
|
$ |
18 |
|
|
$ |
39 |
|
|
$ |
(31 |
) |
假设相关商品价格上涨10%的公允价值 |
资产(负债) |
|
|
(29 |
) |
|
|
9 |
|
|
|
(64 |
) |
假设相关商品价格下跌10%的公允价值 |
资产(负债) |
|
|
64 |
|
|
|
69 |
|
|
|
2 |
|
原油营销组合
|
|
投资组合公允价值 |
|
情景 |
结果 分类 |
十二月三十一日, 2022 |
|
十二月三十一日, 2023 |
|
1月31日, 2024 |
|
假设相关商品价格不变的公允价值 |
资产(负债) |
|
$ |
53 |
|
|
$ |
66 |
|
|
$ |
8 |
|
假设相关商品价格上涨10%的公允价值 |
资产(负债) |
|
|
24 |
|
|
|
(61 |
) |
|
|
(97 |
) |
假设相关商品价格下跌10%的公允价值 |
资产(负债) |
|
|
81 |
|
|
|
193 |
|
|
|
113 |
|
商业能源衍生产品组合
|
|
投资组合公允价值 |
|
情景 |
结果 分类 |
十二月三十一日, 2022 |
|
十二月三十一日, 2023 |
|
1月31日, 2024 |
|
假设相关商品价格不变的公允价值 |
资产(负债) |
|
$ |
(38 |
) |
|
$ |
(9 |
) |
|
$ |
(10 |
) |
假设相关商品价格上涨10%的公允价值 |
资产(负债) |
|
|
(10 |
) |
|
|
9 |
|
|
|
7 |
|
假设相关商品价格下跌10%的公允价值 |
资产(负债) |
|
|
(63 |
) |
|
|
(27 |
) |
|
|
(27 |
) |
利率对冲活动
我们可能会利用利率掉期、远期掉期、订立远期掉期(“掉期”)的期权、库务锁及类似衍生工具,以管理根据若干综合债务协议就借贷收取的利率变动风险。 此策略可用于控制我们与该等借贷有关的整体资本成本。
截至本年报提交日期,我们并无任何尚未行使之利率对冲衍生工具。
项目8. 财务报表和补充数据。
我们的经审核综合财务报表于本年报第F—1页开始。
项目9. 会计师事务所的变动及与会计师事务所的解散
会计及财务披露。
没有。
项目9A. 控制和程序。
披露控制和程序
于本年报所涵盖期间结束时,管理层进行了一项评估,参与者包括(i)A。James Teague,Enterprise GP的联席首席执行官和(ii)W。Randall Fowler,Enterprise GP联席首席执行官兼首席财务官,根据1934年证券交易法第13a—15条,我们的披露控制和程序的有效性。 蒂格先生和福勒先生是我们的联席首席执行官,福勒先生也是我们的首席财务官。 根据这一评价,截至本年度报告所涉期间结束时,蒂格和福勒先生得出结论:
(i) |
我们的披露控制和程序旨在确保根据1934年《证券交易法》提交或提交的报告中要求我们披露的信息在SEC规则和表格规定的时间内被记录、处理、汇总和报告,并且这些信息被累积并传达给我们的管理层,包括我们的首席执行官和财务官,酌情就所需披露作出及时决定;及 |
财务报告内部控制的变化
2023年第四季度,我们对财务报告的内部控制(定义见1934年《证券交易法》第13a—15(f)条)没有任何变化,这些变化对我们对财务报告的内部控制造成重大影响或合理可能造成重大影响。
第302和906章认证
Teague和Fowler先生根据2002年《萨班斯—奥克斯利法案》第302条和第906条所要求的证明作为本年度报告的附件(见本年度报告第四部分第15项下的附件31和32)。
管理层关于内部控制的年度报告
截至二零二三年十二月三十一日的财务报告
Enterprise Products Partners L.P.及其合并子公司的管理层,包括其联席首席执行官、联席首席执行官和首席财务官,负责建立和维护对财务报告的充分内部控制,如经修订的1934年证券交易法第13a—15(f)条和第15d—15(f)条所定义。 我们的内部监控系统旨在为Enterprise Products Partners L.P.的管理层及其普通合伙人的董事会就Enterprise Products Partners L.P.的编制和公平列报提供合理保证。s公布的财务报表。
我们的管理层评估了Enterprise Products Partners L.P.的有效性。截至2023年12月31日的财务报告内部控制。 在进行评估时,管理层使用了特雷德韦委员会赞助组织委员会("COSO")所规定的标准, 内部控制--综合框架(2013). 这项评估包括审查财务报告内部控制的设计和运作成效以及资产保护。 根据我们的评估,我们认为,截至2023年12月31日,Enterprise Products Partners L.P.根据这些标准,公司对财务报告的内部控制是有效的。
我们的审计和冲突委员会由独立董事组成,他们不是普通合伙人的高级管理人员或雇员。 该委员会定期与我们的独立注册会计师事务所德勤(Deloitte & Touche LLP)的管理层成员、内部审计人员和代表会面,讨论Enterprise Products Partners L.P.的适当性。本公司对财务报告、综合财务报表的内部控制以及审计工作的性质、范围和结果。 管理层审查所有Enterprise Products Partners L.P.影响其与审计与冲突委员会的经营业绩的重要会计政策和假设。 独立注册会计师事务所和我们的内部审计师都可以在管理层不在场的情况下直接接触审计和冲突委员会。
德勤会计师事务所(特殊合伙)已就我们对财务报告的内部控制发布其认证报告。 见"独立注册会计师事务所报告"包括 第二部分,第9A项。
根据1934年《证券交易法》第13a—15(f)条和第15d—15(f)条的要求,本财务报告内部控制年度报告由以下人士代表注册人并以下文所示的各自身份于2024年2月28日签署。
/s/A.詹姆斯·蒂格 |
|
/s/W.兰德尔·福勒 |
姓名: |
a.詹姆斯·蒂格 |
|
姓名: |
W.兰德尔·福勒 |
标题: |
联席首席执行官 |
|
标题: |
联席首席执行官 |
|
企业产品控股有限责任公司 |
|
|
首席财务官兼首席财务官 |
|
|
|
|
企业产品控股有限责任公司 |
独立注册会计师事务所报告
致企业产品控股有限责任公司董事会,
企业产品单位持有人Partners L.P.
财务报告内部控制之我见
截至2023年12月31日,我们已根据《企业产品合作伙伴有限公司(以下简称“公司”)制定的标准,审计了企业产品合作伙伴有限公司及其附属公司(以下简称“公司”)财务报告的内部控制。 内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。我们认为,截至2023年12月31日,公司在所有重要方面都保持了对财务报告的有效内部控制,其依据是内部控制--综合框架(2013)由COSO发布。
我们还根据美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的准则审计了截至2023年12月31日止年度的综合财务报表,我们于2024年2月28日发布的报告对这些财务报表发表了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持对财务报告的有效内部控制,并评估对财务报告的内部控制的有效性,包括在随附的管理层截至2023年12月31日的财务报告内部控制年度报告中。 我们的责任是根据我们的审计对公司财务报告的内部控制发表意见。 我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所,根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规,必须对公司保持独立性。
我们按照PCAOB的标准进行审计。 该等准则要求我们规划和进行审计,以合理确定是否在所有重大方面维持了对财务报告的有效内部控制。 我们的审核工作包括了解财务报告内部监控、评估存在重大弱点的风险、根据评估的风险测试及评估内部监控的设计及运作有效性,以及执行我们认为必要的其他程序。 我们相信,我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序,旨在合理保证财务报告的可靠性,并根据公认会计原则为外部目的编制财务报表。 公司对财务报告的内部控制包括那些政策和程序:(1)与保持记录有关,这些记录以合理的详细程度,准确和公平地反映公司资产的交易和处置;(2)提供合理保证,以根据公认会计原则编制财务报表所必需的交易记录,公司的收支只根据公司管理层和董事的授权进行;以及(3)提供合理的保证,以防止或及时发现未经授权的公司资产的取得、使用或处置,可能对财务报表产生重大影响。
由于其固有的局限性,财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外,对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险,或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/s/德勤律师事务所
休斯敦,得克萨斯州
2024年2月28日
项目9B. 其他信息.
截至2023年12月31日止三个月,企业GP概无董事或高级职员(定义见1934年证券交易法第16a—1(f)条), 通过或已终止“规则10b5-1交易安排”或“非规则10b5-1交易安排”,每个术语在S-K条例第408(A)项中定义。
项目9C. 关于禁止检查的外国司法管辖区的披露。
不适用。
部分(三)
项目10. 董事、执行人员及合伙企业管治。
伙伴关系管理
以下人士目前担任Enterprise GP董事会(“董事会”)成员:Richard H。Bachmann,Carin M.巴斯,默里E. Rebecca G. Followill,W. Randall Fowler James T. Hackett,William C.蒙哥马利,约翰R. Rutherford,A. James Teague,Harry P. Weitzel和Randa Duncan Williams。Duncan Williams女士担任董事会非执行主席,Bachmann先生担任董事会非执行副主席。
Richard S. Snell担任Enterprise GP和O.S.的顾问总监。安德拉斯担任名誉董事。 埃德温·C.史密斯担任企业GP的顾问目录,直到他在2023年第四季度去世。 担任顾问或名誉董事并不赋予Enterprise GP董事的任何权利、义务、责任或责任(包括以董事身份就任何事项投票的任何权力或授权)。
与公开交易的有限合伙企业一样,我们不直接雇用任何负责我们管理、行政或运营职能的人员。 根据与EPCO订立的行政服务协议(“行政服务协议”),该等角色由EPCO雇员履行,彼等在董事会及Enterprise GP执行人员的指导下履行。 Enterprise GP之行政人员经选举产生,任期一年,并可由董事会罢免(不论是否有因由)。 我们的有限合伙人不选举Enterprise GP的管理人员或董事。 DD LLC受托人通过其对Enterprise GP的控制,有权随时选举、罢免和更换Enterprise GP的管理人员和董事。 企业GP董事会的每位成员任期至该成员死亡、辞职或免职为止。 于二零二三年期间担任Enterprise GP董事的EPCO雇员为Duncan Williams女士及Bachmann先生、Fowler先生、Teague先生及Weitzel先生。
尽管其义务或职责有任何合同限制,Enterprise GP仍须对我们产生的所有债务负责(以我们未支付的部分为限),除非该等债务或其他债务对Enterprise GP无追索权。 在可能的情况下,Enterprise GP打算使任何此类债务或其他义务无追索权。
根据我们的合伙协议,并在特定限制的前提下,我们将在特拉华州法律允许的最大范围内,赔偿任何目前或曾经担任合伙企业、Enterprise GP或其各自关联公司的董事、管理人员、雇员、代理人、受托人或受托人的任何人,使其免受所有损失、索赔、损害或类似事件。
主席办公室
主席办公室是一个管理监督小组,由四人组成:Duncan Williams女士(董事会主席)、Bachmann先生(董事会副主席)、Teague先生(联席首席执行官)和Fowler先生(兼任联席首席执行官)。 主席办公室的目的是让集团作为董事会和高级管理层之间的集体联络人,就某些事项提供讨论的场所,包括:
|
• |
我们的战略方向(包括通过有机增长和收购带来的商业机会); |
此外,主席办公室协助董事会及其管治委员会物色董事教育机会,并决定董事会的规模及组成,以及招聘新成员。 主席办公室亦监督(i)反映我们的价值观及业务目标及(ii)提高我们管治架构的有效性的政策。主席办公室亦共同监督法律及人力资源部门并提供策略性指导。
在担任董事会主席期间除其他事项外,Duncan Williams女士负责:(i)主持董事会会议并制定议程,适当考虑我们的价值观和业务目标以及有效的管治架构;(ii)监督向董事会提供适当的信息;(iii)担任董事会与高级管理层之间的联络人;(iii)担任董事会与高级管理层之间的联络人;(i)主持董事会会议的议程;(i)适当考虑董事会的价值观和业务目标以及有效的管治架构;(ii)监督适当的资讯流动;(iii)担任董事会与高级管理层之间的联络人;(iii)担任董事会与高级管理层之间的联络人;(iii)担任董事会之间的联络人;(i)担任董事会会议的联络人;(ii)担任董事会与高级管理层之间的联络人。及(iv)定期与董事会举行会议,检讨我们的策略方向。
作为董事会副主席(非执行职务),Bachmann先生负责(其中包括):(i)应董事会主席不时的要求,协助董事会主席执行董事会主席的职能及职责;及(ii)定期与董事会举行会议,以检讨我们的策略方向。
在担任联席首席执行官期间,Teague先生是我们的联席首席执行官,负责(其中包括):(i)管理我们的整体业务及财务策略以及日常运营;(ii)在运营、商业活动、业务发展以及健康与安全等领域,监督我们并提供策略性方向的主要重点领域,惟须经董事会批准;及(iii)提供作为Enterprise GP联席首席执行官(连同Fowler先生)的所需证明,有关我们的披露监控及程序以及财务报告内部监控。
作为联席首席执行官兼首席财务官(“CFO”),Fowler先生是我们的联席首席执行官和首席财务官,负责(其中包括):(i)管理我们的整体业务和财务策略;(ii)在会计、风险管理、财务、财务及现金管理、资讯科技、投资者关系及公共关系;及(iii)提供(a)Enterprise GP联席首席执行官(连同Teague先生)及(b)Enterprise GP首席财务官有关披露控制及程序以及财务报告内部监控的所需证书。
企业GP的董事和执行官
下表载列Enterprise GP各董事(不包括顾问或名誉董事)及行政人员于二零二四年二月二十八日的姓名、年龄及职位。 每个执行官在EPO管理成员中分别担任如下所示的相同职位。
名字 |
年龄 |
关于Enterprise GP |
兰达·邓肯·威廉姆斯(1,6) |
62 |
董事与董事会主席 |
理查德·H·巴赫曼(1,6) |
71 |
董事与董事会副主席 |
A.詹姆斯·蒂格(1,6,7,8) |
78 |
董事和联席首席执行官 |
W·兰德尔·福勒(1,6,7,8) |
67 |
董事联席首席执行官兼首席财务官 |
卡琳·M·巴思(2,6) |
61 |
董事 |
穆雷·E·布拉索(4,6) |
75 |
董事 |
丽贝卡·G·福洛威尔(4) |
65 |
董事 |
詹姆斯·T·哈克特(2,3,6) |
70 |
董事 |
威廉·C·蒙哥马利(4,5) |
62 |
董事 |
约翰·R·卢瑟福(2) |
63 |
董事 |
Harry P. Weitzel(6,8) |
59 |
董事兼执行副总裁、总法律顾问兼秘书 |
格雷厄姆W.培根(8) |
60 |
常务副总裁兼首席运营官 |
R.丹尼尔·博斯(8) |
48 |
执行副总裁—会计、风险控制和信息技术 |
克里斯蒂安M. Nelly(8) |
48 |
执行副总裁—财务和可持续发展及财务主管 |
布伦特湾第1000章隐秘(八) |
51 |
常务副总裁兼首席商务官 |
(1) |
主席办公室成员 |
(2) |
治理委员会成员 |
(3) |
治理委员会主席 |
(4) |
审计和冲突委员会成员 |
(5) |
审计和冲突委员会主席 |
(6) |
基本建设项目委员会委员 |
(7) |
基本建设项目委员会联合主席 |
(8) |
执行干事 |
以下资料概述董事及行政人员的业务经验:
兰达·邓肯·威廉姆斯
邓肯·威廉姆斯女士于2013年2月当选为企业GP董事会主席,并于2010年11月当选为企业GP董事的董事。她于2010年5月当选为埃普科董事长,此前自1994年以来一直担任集团联席董事长。邓肯·威廉姆斯女士自2016年11月以来一直担任企业GP资本项目委员会成员。
邓肯·威廉姆斯女士自1991年2月起担任埃普科董事一职,并于2007年5月至2010年11月期间担任Enterprise GP Holdings L.P.(“Holdings GP”)普通合伙人的董事。
在1994年加入EPCO之前,邓肯·威廉姆斯女士在Butler&Binion和Brown,Sims,Wise&White律师事务所从事法律工作。邓肯·威廉姆斯女士曾在2007年7月至2012年7月期间担任Encore BancShares董事会成员。她目前是许多慈善组织的董事会成员。邓肯·威廉姆斯女士是我们已故创始人丹·L·邓肯先生的女儿。
理查德·H·巴赫曼
巴赫曼先生于2016年1月当选为董事及企业GP董事会副主席,并自2016年11月起担任其资本项目委员会成员。此前,他曾于2010年11月至2014年4月担任企业GP的董事。
巴赫曼先生于2010年5月当选总裁为爱普科首席执行官(首席执行官),自1999年1月起担任董事首席执行官。此前,他曾于1999年5月至2010年5月担任爱普科秘书,2007年12月至2010年5月担任爱普科集团副主席。巴赫曼先生于2005年4月至2010年11月担任控股GP常务副总裁,2006年2月至2010年11月担任控股GP首席法务官。2005年4月至2010年5月担任控股GP首席法务官兼秘书。巴赫曼先生曾于2000年6月至2004年1月及2006年2月至2010年5月担任邓肯能源控股有限公司(以下简称“邓肯能源控股”)的董事董事,并于2006年10月至2010年5月担任邓肯能源合伙公司的普通合伙人;于2006年10月至2010年4月担任邓肯能源合伙公司的普通合伙人总裁兼首席执行官。
a.詹姆斯·蒂格
蒂格先生于2020年1月当选为企业GP联席首席执行官,并自2010年11月起担任企业GP董事首席执行官。此前,蒂格先生曾于2016年1月至2020年1月担任企业GP首席执行官,2010年11月至2015年12月担任企业GP首席运营官(首席运营官),并于2010年11月至2013年2月担任企业GP常务副总裁总裁。自2016年11月起担任企业GP资本项目委员会联席主席。
1999年11月至2010年11月,蒂格先生担任EPGP执行副总裁总裁,2008年7月至2010年11月担任董事首席运营官,2010年9月至2010年11月担任首席运营官。此外,他于2008年7月至2010年10月担任EPGP首席商务官,2008年7月至2011年9月担任EPGP执行副总裁总裁兼首席商务官。此前,他于2008年7月至2010年5月担任EPGP董事,2009年10月至2010年5月担任Holdings GP首席商务官。
1999年,蒂格先生加入我们,参与了我们从壳牌石油公司附属公司收购某些中游能源资产的工作。1998年至1999年,蒂格先生担任当时壳牌附属公司Tejas Natural Gas LLC的总裁。1997年至1998年,他是MAPCO公司营销和贸易部门的总裁。蒂格先生也是Solaris油田基础设施公司的董事会成员。
W.兰德尔·福勒
福乐先生于2011年9月当选为董事企业全科医生,并自2020年1月以来一直担任该公司的联席首席执行官,此前于2016年1月至2020年1月担任总裁,并于2015年4月至2016年1月担任首席行政官。Fowler先生自2018年8月起担任Enterprise GP首席财务官,此前曾于2010年11月至2015年3月担任Enterprise GP常务副总裁总裁兼首席财务官,并于2007年8月至2010年11月担任EPGP常务副总裁总裁兼首席财务官。自2016年11月起担任企业GP资本项目委员会联席主席。
在鲍斯先生当选为首席财务官(如下所述)之后,福勒先生将继续与A·詹姆斯·蒂格一起担任Enterprise GP的两位联席首席执行官之一。
Fowler先生于2010年5月当选为爱普科副董事长兼首席财务官。他曾于2007年12月至2010年5月担任总裁兼首席执行官,并于2005年4月至2007年12月担任爱普科首席财务官。
福乐先生亦曾于2010年4月至2011年9月出任环保GP总裁兼首席执行官,并于2007年8月至2010年4月出任环保GP执行副总裁总裁兼首席财务官。2006年9月至2011年9月出任董事董事;2005年2月至2007年8月出任环保GP高级副总裁及财务总监;2006年10月至2007年8月出任环保GP董事及控股GP首席财务官。此外,霍乐亦于2005年8月至2007年8月出任高级副总裁及控股GP财务总监。
Fowler先生,一名注册会计师(非执业),于1999年1月加入我们担任投资者关系总监。 他还担任能源基础设施委员会(前主有限合伙协会)董事会主席。 他还在路易斯安那理工大学商学院咨询委员会和德克萨斯州公园和野生动物基金会下的游戏管理员装备顾问委员会任职。
卡林·M·巴思
Barth女士于2015年10月当选为Enterprise GP董事。 彼自2015年10月起担任其管治委员会成员,自2016年11月起担任其资本项目委员会成员。
巴思女士是成立于1988年的私募股权投资公司LB Capital Inc.的联合创始人兼总裁。她目前担任以下董事会成员:黑石矿业公司(Black Stone Minerals,L.P.)首席董事董事长兼审计委员会主席以及第一集团汽车公司(Group 1 Automotive,Inc.)审计委员会主席。此外,巴思是Mountain Capital Management,LLC的运营合伙人。此外,她还担任韦尔奇基金会的受托人、赫尔曼纪念基金会的受托人和休斯顿罗纳德·麦克唐纳家族的荣誉董事会成员。
巴思女士曾于2011年至2014年在华盛顿特区两党政策中心的住房委员会任职,并于2008年至2014年担任德克萨斯州公共安全部专员。她还担任过下列机构的董事会成员:2020年至2021年5月担任西班牙对外银行美国银行股份有限公司;2019年4月至2019年10月哈尔康资源公司;2012年6月至2016年5月比尔·巴雷特公司;2006年3月至2016年1月担任审计委员会主席的Western Refining Inc.;2007年至2012年卫理公会医院研究所;2009年至2012年;2006年至2009年任职于Amegy Bancorporation,Inc.;2006年至2008年任职于德克萨斯州公共财政局;1999年至2005年任职于德克萨斯理工大学系统董事会。2004年至2005年,她被总裁任命为美国住房和城市发展部首席财务官。
Murray E.Brasseux
Brasseux先生于2019年1月当选为企业GP的董事成员,并是其审计与冲突委员会和资本项目委员会的成员。
布拉舍也是亚当斯资源能源公司的董事会成员,该公司是一家上市公司,主要从事原油营销以及液体和干散化学品的油罐车运输业务。在任职20年后,布拉舍于2014年12月从西班牙对外银行退休,此前他曾担任油气金融公司董事的董事总经理。2015年1月至2015年6月,布拉瑟克斯还担任西班牙对外银行的顾问,2015年6月至2017年12月,他还担任重组和咨询公司Loughlin Management Partners的顾问。布拉瑟克斯还担任Worldwide Power Products Company的董事会成员。LLC(工业电力行业的一家私人公司)和Rare Book School(弗吉尼亚大学的附属机构)。
丽贝卡·G·福洛威尔
福洛威尔女士于2023年1月当选为企业全科医生董事会员和审计与冲突委员会成员。
福洛威尔是一名石油工程师,拥有38年的能源行业经验,包括超过25年的证券分析师经验,为上市公司和私营公司的估值和竞争力提供分析和评估。福洛威尔于2022年5月从美国资本顾问公司退休,最近担任的是董事高级董事总经理。在2010年12月加入美国资本顾问公司之前,福洛威尔于2007年至2010年在都铎-皮克林,霍华德-韦尔公司担任高级职位。Followill女士在2000-2007年间任职于美林公司,1997-2000年间任职于美林证券公司。*Followill女士的职业生涯始于坦纳科石油公司的油藏工程师。
詹姆斯·T·哈克特
哈克特先生于2014年4月当选为董事企业全科医生。自2014年4月以来,他一直担任其治理委员会成员,包括自2016年11月以来担任委员会主席。此外,哈克特先生自2016年11月以来一直担任Enterprise GP资本项目委员会的成员。
哈克特在2020年3月之前一直担任Alta Mesa Resources,Inc.(前身为Silver Run Acquisition Corporation II)(简称Alta Mesa)的执行主席。哈克特之前曾担任私人能源投资公司Riverstone Holdings LLC的顾问和合伙人。2003年至2013年,他曾担任独立石油和天然气勘探生产公司Anadarko Petroleum Corporation的执行主席兼首席执行官。*哈克特是福陆公司、斯伦贝谢有限公司和NuScale Power Corp.(包括其审计委员会)的董事会成员。他曾是卡梅伦国际公司和Nov的董事的董事。前达拉斯联邦储备银行董事会主席。他是美国国家石油委员会前主席(现在是成员)、石油工程师协会成员、贝勒医学院董事会成员和莱斯大学董事会成员。哈克特先生还担任莱斯大学和德克萨斯大学(奥斯汀)的教职员工。
威廉·C·蒙哥马利
蒙哥马利先生当选为企业全科医生董事成员,并于2015年10月被任命为其审计与冲突委员会成员。蒙哥马利先生自2020年1月以来一直担任审计与冲突委员会主席。
蒙哥马利自2011年以来一直担任Quantum Energy Partners的合伙人,也是该公司投资委员会的成员。他负责发起和监督油气上游和油田服务行业的投资。蒙哥马利此前曾在2011年7月至2022年5月期间担任阿帕奇公司的董事会成员。
在加入Quantum Energy Partners之前,Montgomery先生是Goldman,Sachs & Co.投资银行部门的合伙人,负责该公司的美洲自然资源集团及其休斯顿办事处。 他作为银行家的职业生涯跨越了22年,主要专注于上游和石油服务行业的大型能源公司。 蒙哥马利先生一直是一个积极的公民领袖,担任休斯顿自然科学博物馆和圣弗朗西斯圣公会日校的董事会主席,目前担任MD安德森癌症中心的访客委员会和圣公会健康基金会董事会主席。
John R.卢瑟福
Rutherford先生于2019年1月当选为Enterprise GP董事,目前为其治理委员会成员。 Rutherford先生于2019年1月至2022年12月期间担任审计与冲突委员会成员。
Rutherford先生是一名私人投资者,并担任ECP GP的兼职高级顾问,ECP GP是一家专注于投资电力、清洁能源和中游行业的能源投资公司。 Rutherford先生亦为T.D.董事会成员。威廉姆森控股有限责任公司,一家私营管道现场服务公司,并在德克萨斯州雇员退休制度董事会。 此外,卢瑟福先生还是海豹突击队基金会董事会成员。 Rutherford先生曾担任Plains All American Pipeline,L.P.(“Plains”)普通合伙人的执行副总裁(战略规划、并购和业务发展),并于2010年10月至2015年7月担任Plains执行委员会成员。Rutherford先生还曾于2015年7月至2018年9月担任Plains的财务顾问。 他的职业生涯包括超过20年的投资银行经验,作为并购和战略顾问,为公共和私营能源公司,投资公司,管理团队和董事会。在加入Plains之前,Rutherford先生于2007年至2010年担任Lazard Freres & Company北美能源业务部的董事总经理。在加入Lazard之前,他曾在Simmons & Company担任合伙人超过十年。
哈里·P·魏策尔
魏泽尔先生于2016年11月当选为董事企业GP,并于2016年11月被任命为其资本项目委员会成员,并自2020年1月起担任常务副总裁,企业GP总法律顾问兼秘书长。此前,他于2016年4月至2020年1月担任企业GP总法律顾问兼秘书长高级副总裁,并于2015年1月至2016年4月担任企业GP副总法律顾问兼秘书长高级副总裁。魏泽尔先生负责我们的所有法律职能,包括证券、诉讼、雇佣、并购、公司治理和商业交易。
Weitzel先生拥有丰富的律师经验,包括在德克萨斯州和加利福尼亚州担任超过24年的商业诉讼律师。他成功地在各种与商业相关的事务中代表个人、公司和政府客户作为原告和被告。Weitzel先生曾在州和联邦法院审理案件,以及美国仲裁协会、JAMS和国际商会的仲裁。虽然他处理过州和联邦法院的上诉。在加入我们之前,Weitzel先生在2009年10月至2014年12月期间是加州欧文Pepper Hamilton LLP的商业诉讼合伙人。
格雷厄姆·W·培根
培根先生于2019年9月被选为企业全科医生执行副总裁总裁兼首席运营官。此前,培根先生于2015年10月至2019年8月担任企业全科医生常务副总裁(运营和工程),并在新职位上继续负责我们的运营和工程团队。之前于2014年2月至2015年10月担任集团高级副总裁(运营和环境、健康、安全和培训);2012年1月至2014年2月担任高级副总裁(运营);2006年6月至2012年1月任副总裁(运营部),2005年9月至2006年5月任总裁副(工程部)。1991年加入埃克森美孚,担任过各种运营和工程职务。在加入埃克森美孚之前,培根先生在威斯塔化工公司工作。
R·Daniel老板
博斯先生为注册会计师,自2020年1月起担任企业GP常务副主任总裁-会计、风险控制与信息技术,2016年8月至2020年1月担任高级副总裁(会计与风险控制)。2024年2月12日,董事会提拔博斯先生为企业GP执行副总裁总裁兼首席财务官,自2024年3月1日起生效。(Ii)将继续担任Enterprise GP的首席会计官,(Iii)将继续直接向W.兰德尔·福勒报告。
博斯先生负责我们会计、风险控制和信息技术组织的全面领导,(在他的新角色中)还将负责我们内部审计组织的全面领导。博斯先生于2015年3月至2016年8月担任企业全科医生高级副总裁,负责我们的监管业务。他还于2013年4月至2015年3月担任总裁副董事长(风险控制),并于2010年1月至2013年3月担任董事高级副总裁(风险控制)。在担任这些职位期间,博斯先生是风险管理委员会主席,负责我们的营销风险管理政策、交易控制和衍生品以及对冲策略的合规。从2008年11月到2010年1月,博斯先生还在董事(交易量会计)任职,负责天然气营销和大宗商品衍生品会计、对冲和报告。在加入我们之前,博斯先生曾在美林商品公司和Dynegy Inc.担任领导职务。
克里斯蒂安·M·内利
Nelly先生于2020年7月被选为Enterprise GP执行副总裁总裁-财务与可持续发展兼财务主管。在Boss先生当选为企业GP首席财务官(如上所述)生效后,Nelly先生将继续担任Enterprise GP执行副总裁-财务与可持续发展兼财务主管,并直接向Fowler先生汇报。Nelly先生之前于2020年1月至2020年7月担任常务副总裁-财务及财务主管,并于2019年3月至2020年1月担任高级副总裁(财务)兼财务主管。公司风险和保险、投资者关系、可持续性和公关集团。在加入我们之前,Nelly先生在2015年4月至2019年2月担任副总裁兼财务主管;2011年4月至2015年3月担任董事高级财务总监;2008年1月至2011年3月担任董事财务总监。在加入我们之前,Nelly先生在多家企业和投资银行工作了10年,在那里他与能源中上游企业执行交易并保持关系,并在战略咨询、估值、并购和融资方面积累了丰富的经验。
布伦特·B·秘密
Secrest先生于2019年9月当选为Enterprise GP执行副总裁兼首席商务官。 Secrest先生最近于2018年7月至2019年8月担任Enterprise GP高级副总裁(商业)。 彼曾于2016年5月至2018年6月担任Enterprise GP高级副总裁(液态烃营销),于2015年10月至2016年5月担任副总裁(原油及成品油营销),于2012年10月至2015年10月担任副总裁(原油管道及码头)。 他还曾在我们的多个其他领导职位上任职,包括NGL营销和供应、商业开发、分销和业务分析等领域。 Secrest先生在能源行业拥有超过25年的经验,他的职业生涯始于Basis Petroleum Inc.。1996年加入EPCO。
董事经验、资格、属性和技能
以下是对经验、资格、属性和技能的简要讨论,使我们得出结论:以下每个人都应该担任Enterprise GP的董事。
我们的五名董事是EPCO的现任雇员和Enterprise GP或其关联公司的高级管理人员。 该等董事各自于本行业均拥有丰富的行政人员经验以及其他资历、特质及技能。 这些措施包括:
|
• |
Duncan Williams女士,与众多慈善组织的法律和社区参与,并积极参与EPCO的业务,包括拥有和管理我们的业务; |
|
• |
对于Teague先生来说,超过50年的中游资产商业管理以及营销和交易活动,无论是为第三方还是为我们; |
|
• |
对于Fowler先生,在我们的中游资产方面拥有超过24年的经验,包括财务、会计和投资者关系,以及在我们的行政管理团队中拥有超过18年的经验; |
|
• |
对于Bachmann先生,拥有超过40年的中游资产经验,包括法律、监管、合同和并购,以及超过24年的EPCO或我们的执行管理团队成员;以及 |
|
• |
Weitzel先生在得克萨斯州和加利福尼亚州拥有超过24年的商业诉讼经验,曾成功代表个人、公司和政府客户作为原告和被告处理各种与商业相关的事务。 |
我们的六名外部投票权董事还在各种身份以及其他资格、属性和技能方面拥有丰富的经验。这些包括:
|
• |
对于Barth女士来说,她拥有各种财务和治理职位的执行管理经验; |
|
• |
对于Brasseux先生来说,在银行和金融以及治理方面的执行管理经验; |
|
• |
对Followill女士来说,金融服务行业的执行管理经验(包括在分析和评估能源行业公共和私营公司的估值和竞争力方面); |
|
• |
对于哈克特来说,他是一家大型油气勘探和生产公司的执行管理层; |
|
• |
对于蒙哥马利来说,他是一家投资银行公司和一家为全球能源行业服务的私募股权投资公司的执行管理层;以及 |
|
• |
对于Rutherford先生来说,他拥有中游能源行业的高管管理经验(包括战略规划、并购、投资银行和金融领域的经验)。 |
作为董事的顾问,斯内尔拥有涉及复杂法律和会计事务的经验。作为名誉董事的顾问,安德拉斯与我们以及我们的业务有着悠久的渊源,包括担任过首席执行官。
伙伴关系治理
我们致力于健全的治理原则。这些原则对于我们实现业绩目标以及保持投资者、员工、供应商、商业合作伙伴和其他利益相关者的信任和信心至关重要。
有效管治的一个关键因素是拥有独立的董事会成员。-根据纽约证券交易所上市标准,如果董事会认定董事与企业普通科医生或我们(无论直接或作为与企业普通科医生或我们有密切关系的组织的合伙人、单位持有人或高级管理人员)并无重大关系,则将被视为独立。基于上述规定,董事会已肯定地决定,根据纽约证券交易所规则,Barth女士、Followill女士及Brasseux、Hackett、Montgomery及Rutherford先生为独立董事。
由于我们是一家有限合伙企业,并且符合纽约证券交易所上市标准中“受控公司”的定义,我们不需要遵守纽约证券交易所的某些规则。“尤其是,我们没有被要求遵守纽约证券交易所上市公司手册第303A.01节,该节要求企业GP董事会由大多数独立董事组成。目前,根据纽约证券交易所规则,企业GP的11名董事会成员中有6名是独立的;然而,这种组成可能并不总是有效的。此外,我们也选择不遵守纽约证券交易所上市公司手册第303A.04和303A.05节,这两节将要求Enterprise GP董事会维持一个提名委员会和一个薪酬委员会,每个委员会都完全由独立董事组成。
行为准则、道德准则和公司治理准则
Enterprise GP通过了一项适用于其董事、高级管理人员和员工的行为准则。该行为准则规定了我们在业务行为中遵守法律和道德标准的要求,包括一般业务原则、法律和道德义务、特定主体的合规政策、获取遵守准则的指导、报告合规问题以及违反准则的纪律。该行为准则还制定了适用于我们的联席首席执行官和首席财务官以及高级财务和其他经理的政策,以防止不当行为并促进诚实和道德行为,包括合乎道德地处理实际和明显的利益冲突,遵守适用的法律、规则和法规。在公共通信中全面、公平、准确、及时和可理解地披露,并迅速向内部报告违反行为守则的行为(从而追究遵守行为守则的责任)。员工需要每年证明他们对行为准则的理解和遵守。在适用的情况下,还向员工提供关于行为准则的培训。
治理准则以及适用的委员会章程为我们的伙伴关系提供了有效治理的框架。董事会通过了企业产品合作伙伴的治理指南(“管治指引”),处理多项事宜,包括董事的资格、董事的责任、为其他公司服务的限制、董事的退休、董事会委员会的组成及责任、董事会及委员会会议的进行及频密、管理层继任计划、董事接触管理层及外部顾问、董事薪酬、董事及高管股权所有权、董事入职及持续教育,以及董事会的年度自我评估。董事会认识到有效管治是一个持续的过程,因此,董事会将每年或视需要更频密地检讨管治指引。
审计和冲突委员会
审计委员会审计和冲突委员会的目的是处理审计和冲突相关事项。 根据纽约证券交易所规则和1934年的《证券交易法》,董事会任命了三名成员为审计和冲突委员会成员。 审计和冲突委员会成员必须对财务和会计事项有基本了解,能够阅读和理解财务报表,审计和冲突委员会至少有一名成员应具备会计或相关财务管理专门知识。 审核与冲突委员会现任成员为Followill女士、Brasandex先生和Montgomery先生,他们均为独立董事,与我们或我们的任何附属公司概无任何可能干扰独立判断的行使的关系。 董事会已肯定地确定Montgomery先生符合SEC颁布的法规S—K第407(d)(5)项中定义的“审计委员会财务专家”的定义。
审核及冲突委员会的主要职责包括(i)检讨潜在利益冲突,包括关联方交易;(ii)监察我们的财务报告程序及相关内部监控系统的完整性;(iii)确保我们及Enterprise GP遵守法律及监管规定;(iv)监察我们的独立会计师的独立性及表现;(v)批准我们的独立会计师所提供的所有服务;(vi)为独立会计师、管理层、内部审计职能部门和董事会提供沟通渠道;(vii)鼓励我们在各级遵守并持续改进我们的政策、程序和常规;以及(viii)检讨对我们的业务构成潜在重大财务风险的领域。
倘董事会认为某一特定事项构成利益冲突并提出决议案,审核及冲突委员会有权审阅该事项,以厘定建议的决议案对我们是否公平合理。 经审核及冲突委员会批准的任何事项均被最终视为对吾等公平合理,并经吾等所有合作伙伴批准,且不构成Enterprise GP或董事会违反彼等可能欠吾等或吾等单位持有人的任何责任。
根据其正式书面章程,审计和冲突委员会有权进行任何适当的调查,以履行其职责,它可以直接接触我们的独立公共会计师以及它认为履行其职责所必需的任何EPCO人员。 审计和冲突委员会有能力聘请其认为履行职责所必需的特别法律、会计或其他顾问或专家,费用由我们承担。
治理委员会
管治委员会的主要目的是制定并向董事会建议一套适用于我们合伙企业的管治指引,不时检讨该等指引,并监督与我们业务有关的管治事宜,包括董事会及委员会的组成、董事会候选人的资格、董事独立性、继任计划及相关事宜。 治理委员会还协助董事会监督管理层的制定和管理我们的环境、安全和运输合规政策、程序、计划和倡议以及相关事宜。 根据其章程,治理委员会应由不少于三名成员组成,其中至少过半数应为独立董事。目前,治理委员会由三名独立董事(Barth女士、Hackett先生和Rutherford先生)组成。
与审计和冲突委员会一样,治理委员会有权进行任何适当的调查,以履行其职责,并可直接接触我们的独立公共会计师以及其认为履行职责所必需的任何EPCO人员。 此外,治理委员会有能力聘请其认为履行职责所必需的特别法律、会计或其他顾问或专家,费用由我们承担。
治理委员会的一个小组委员会,即奖励计划管理小组委员会,参与有关雇员薪酬事宜的决策,包括授予股权奖励。 根据治理委员会章程,该小组委员会应由两名或多名非雇员董事组成(目前为Barth女士、Hackett先生和Rutherford先生),并应(i)审查和批准联席首席执行官薪酬的所有方面,(ii)管理合伙企业及其关联公司的长期激励计划,(iii)审查和批准向员工提供的所有股权授予,顾问及/或董事,以满足该等长期奖励计划的要求。 有关该小组委员会在高管薪酬事务中的作用的更多信息,请参见 “有关指定行政人员薪酬的决策过程概述"根据第三编,本年报第11章。
基本建设项目委员会
资本项目委员会的主要目的是审阅及批准Enterprise GP、合伙企业及╱或彼等各自合并附属公司就建议资本项目作出的若干开支。 目前,基本建设项目委员会由Duncan Williams女士、Barth女士和Bachmann先生、Brasmix先生、Fowler先生、Hackett先生、Teague先生和Weitzel先生组成。 蒂格先生和福勒先生是基本建设项目委员会的联合主席。
投资者获取合伙企业治理信息
我们通过我们的网站,让投资者查阅与我们的治理程序和原则有关的信息,包括行为准则、治理指引、审计和冲突委员会、治理委员会和资本项目委员会的章程,以及其他信息, Www.enterpriseproducts.com. 您亦可致电(866)230—0745与我们的投资者关系部联络,索取这些文件的免费打印副本。
纽约证券交易所公司治理上市标准
2023年3月9日,蒂格先生向纽约证券交易所证明(根据纽约证券交易所上市公司手册第303A.12(a)条的要求),他并不知道我们截至该日有任何违反纽约证券交易所公司治理上市标准的情况。
非管理层董事执行会议
董事会定期举行执行会议,非管理董事在没有管理层成员出席的情况下开会。这些执行会议的目的是促进非管理董事之间公开和坦诚的讨论。在该等执行会议期间,指定一名董事为主持人董事,负责领导和推动该等执行会议。目前,董事的首席执行官是蒙哥马利。
保密电话热线
根据纽约证券交易所的规定,我们设立了一条免费、保密的电话热线(“热线”),以便感兴趣的各方可以与董事主席或企业GP的所有非管理董事进行沟通。所有拨打该热线的电话都会报告给审计和冲突委员会主席,他负责将任何必要的信息传达给其他非管理董事。我们的保密热线的号码是(844)693-4318。
拖欠款项第16(A)条报告
根据联邦证券法,企业GP的董事和高管以及持有普通股超过10%的任何个人必须向我们和美国证券交易委员会报告他们对普通股的实益所有权及其实益所有权水平的任何变化。法规已经确定了这些报告的具体截止日期,我们必须在本年报中披露未能在规定的时间框架内提交这些信息的情况。所有此类报告都在2023年及时完成,只是巴赫曼先生在2023年12月提交的4号表格中报告了普通股的赠与处置,而不是在2023年11月的报告截止日期之前。
第11项:高管薪酬。
高级管理人员薪酬
我们不直接雇用任何负责管理我们业务的人员。相反,我们由Enterprise GP管理,其高管是EPCO的员工。我们的管理、行政和运营职能主要由EPCO的员工根据ASA履行。根据ASA,我们补偿EPCO与雇用代表我们工作的人员有关的补偿费用。有关ASA的信息,请参阅本年度报告第II部分第8项下的合并财务报表附注15。
薪酬汇总表
下表列出了我们就我们的(I)联席首席执行官、(Ii)首席财务官和(Iii)我们普通合伙人的三名薪酬最高的高管支付、应计或以其他方式支出的总薪酬,他们在2023年12月31日担任该职位,但我们的首席执行官和财务官除外。总而言之,这五名个人是我们2023年的“被任命的高管”。尽管这些个人也被任命为2022年和2021年的高管,但他们在这两个年度的总薪酬也被列出。
|
|
|
|
股权- |
|
|
|
|
现金 |
|
基座 |
所有其他 |
|
名称和 |
|
薪金 |
奖金 |
奖项 |
补偿 |
总计 |
主体地位 |
年 |
($) |
($) |
($) (1) |
($) (2) |
($) |
a.詹姆斯·蒂格, |
2023 |
$ 1,149,500 |
$ 3,700,000 |
$ 7,740,000 |
$ 1,377,039 |
$ 13,966,539 |
联席首席执行官 |
2022 |
1,075,000 |
3,700,000 |
6,386,500 |
6,192,313 |
17,353,813 |
|
2021 |
987,500 |
3,200,000 |
5,197,500 |
1,031,514 |
10,416,514 |
|
|
|
|
|
|
|
W.兰德尔·福勒, |
2023 |
862,125 |
2,775,000 |
5,805,000 |
4,773,863 |
14,215,988 |
联席首席执行官兼首席财务官 |
2022 |
806,250 |
2,775,000 |
4,789,875 |
872,614 |
9,243,739 |
|
2021 |
731,250 |
2,400,000 |
3,898,125 |
753,389 |
7,782,764 |
|
|
|
|
|
|
|
格雷厄姆W.培根, |
2023 |
593,750 |
825,000 |
3,336,500 |
1,617,939 |
6,373,189 |
执行副总裁兼 |
2022 |
563,000 |
825,000 |
2,289,500 |
532,326 |
4,209,826 |
首席运营官 |
2021 |
524,000 |
750,000 |
1,975,050 |
457,633 |
3,706,683 |
|
|
|
|
|
|
|
布伦特湾秘密, |
2023 |
563,750 |
700,000 |
3,185,200 |
1,588,794 |
6,037,744 |
执行副总裁兼 |
2022 |
519,250 |
775,000 |
2,289,500 |
490,539 |
4,074,289 |
首席商务官 |
2021 |
484,000 |
700,000 |
1,975,050 |
397,510 |
3,556,560 |
|
|
|
|
|
|
|
R.丹尼尔·博斯, |
2023 |
454,812 |
498,750 |
2,842,115 |
1,437,564 |
5,233,241 |
执行副总裁—会计, |
|
|
|
|
|
|
风险控制和信息技术 |
|
|
|
|
|
|
(1) |
金额指我们估计应占每年授出的以权益为基础的奖励于授出日期公平值总额。 见"2023财政年度股权奖励的授予”在本项目11中,以了解有关截至2023年12月31日止年度授出的奖励的资料。 |
(2) |
有关金额包括(i)与已供资、合资格、界定供款退休计划有关的供款、(ii)就以股权为基础的奖励支付的季度分派、(iii)代该人员支付的人寿保险费的推算价值、(iv)雇员留用金及(v)其他金额。 |
上表所示之花红金额指各指定行政人员于呈报年度赚取之酌情年度奖励。 奖金金额在次年2月以现金支付(例如,2023年的奖金金额已于2024年2月支付)。
下表呈列截至2023年12月31日止年度各指定行政人员的“所有其他补偿”组成部分:
被任命为首席执行官 |
|
投稿 在……下面 有资金, 合格, 已定义 贡献 退休 平面图 |
|
|
分配 支付 以股权为基础 奖项 (1) |
|
|
生命 保险 保费 |
|
|
员工 留着 付款 (2) |
|
|
其他 |
|
|
总计 所有其他 补偿 |
|
a.詹姆斯·蒂格 |
|
$ |
39,600 |
|
|
$ |
1,315,775 |
|
|
$ |
13,596 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
8,068 |
|
|
$ |
1,377,039 |
|
W.兰德尔·福勒 |
|
|
29,700 |
|
|
|
983,708 |
|
|
|
6,286 |
|
|
|
3,750,000 |
|
|
|
4,169 |
|
|
|
4,773,863 |
|
格雷厄姆·W·培根 |
|
|
39,600 |
|
|
|
565,873 |
|
|
|
4,356 |
|
|
|
1,000,000 |
|
|
|
8,110 |
|
|
|
1,617,939 |
|
布伦特·B·秘密 |
|
|
39,600 |
|
|
|
542,476 |
|
|
|
1,518 |
|
|
|
1,000,000 |
|
|
|
5,200 |
|
|
|
1,588,794 |
|
R·Daniel老板 |
|
|
34,485 |
|
|
|
447,339 |
|
|
|
941 |
|
|
|
950,000 |
|
|
|
4,799 |
|
|
|
1,437,564 |
|
(1) |
反映就(i)连同影子基金单位奖励一并发行的分派同等权利(“分派同等权利”)及(ii)就溢利利息奖励支付的分派而向指定执行人员支付的现金付款总额。 就分配给我们的DER金额而言,截至2023年12月31日止年度,我们向指定的执行官支付了以下现金:Teague先生,1,315,775美元;Fowler先生,983,708美元;Bacon先生,473,388美元;Secrest先生,468,488美元;和Boss先生,3777,050美元。 |
(2) |
就Fowler先生、Bacon先生、Secrest先生及Boss先生各自呈列的金额与于2023年6月达成的一份为期四年的员工留用协议有关,并反映根据自留用协议最初签署以来每位适用的指定行政人员在我们的业务及事务上花费的时间百分比向我们收取的金额。 有关涉及我们指定行政人员的员工保留协议的更多信息,请参阅下文的“薪酬讨论与分析”。 |
薪酬问题的探讨与分析
补偿要素
就我们指定的行政人员而言,我们支付或授予的薪酬仅反映EPCO支付并根据ASA分配给我们的部分薪酬,包括EPCO长期激励计划的部分成本分配。EPCO薪酬计划的要素,以及EPCO的其他激励措施(例如,福利、工作环境和职业发展),旨在为雇员提供全面的奖励。 EPCO薪酬计划的目标是提供有竞争力的薪酬机会,将调整和推动员工绩效,以创造持续的长期单位持有人价值。 我们相信,我们的薪酬计划使我们能够吸引、激励和留住具有我们所需技能和能力的高素质人才。 我们的薪酬方案旨在奖励员工为支持EPCO及其附属公司在合伙企业和个人层面的业务策略而作出的贡献,并避免可能与我们的风险管理政策相冲突的风险。
截至2023年12月31日止三个年度,获提名行政人员的主要薪酬包括年度现金基本薪金、酌情年度花红、长期奖励安排下的股权奖励及其他薪酬,包括非常有限的津贴。 关于薪酬汇总表中列出的年度期间,EPCO对指定行政人员的薪酬方案不包括任何基于目标绩效标准的薪酬要素,但第二部分所列综合财务报表附注附注13中“利润利息奖励”标题下描述的雇员合伙企业除外,本年度报告第8项。 我们相信,尽量减少针对性的绩效标准,可以阻止我们指定的行政人员承担过多风险。
于截至2023年12月31日止三个年度,我们指定行政人员的基本薪金变动主要由薪酬驱动,并与我们其他行政人员的基本薪金的增幅保持一致。
奖金奖励是可自由支配的,与年度基本工资相结合,旨在为被任命的高管提供具有竞争力的总薪酬水平,并推动业绩,以支持我们的业务战略。对每位获提名高管在该期间的业绩和个人对我们业务的贡献的主观判断已被考虑并反映在年度奖金金额中。奖金金额还基于该等获任命高管的级别和职位以及支付给我们其他高管的相对薪酬,关于整体业绩衡量的主观判断可能会根据每位获提名高管的职位而有所不同。向每位被任命的高管提供的年度奖金金额也反映了我们对该期间的整体财务和某些经营业绩的总体考虑。这一总体考虑考虑了以下具体财务指标:单位经营活动的调整后现金流量、单位可分配现金流、毛利率、投资资本回报率以及我们相对于同行的相关业绩趋势。总体考虑还考虑了我们相对于同行的某些非财务、经营业绩指标(包括安全业绩)。*没有对任何特定的财务或经营业绩指标给予具体权重或公式。
我们任命的每一位高管都获得了基于股权的薪酬。授予我们任命的高管的股权薪酬金额反映了对每个被任命的高管的业绩和个人对我们业务的贡献的主观判断。授予被任命的高管的股权奖励的价值也是基于这些被任命的高管的级别和职位以及支付给我们其他高管的相对薪酬。这些价值观也反映了对我们的整体财务和某些经营业绩(如上一段所述)的总体考虑,而不对任何特定的财务或经营业绩衡量标准给予任何具体的权重或公式。每个被点名的高管都在薪酬汇总表中列出的期间获得了幻影单位奖励。每个幻影单位奖在特定的雇佣期限结束后授予。
此外,我们的每一位被任命的高管都在一个或多个员工合伙关系中获得了“利润利益”奖励(以B类有限合伙人权益的形式),这是对EPCO关键员工的长期激励安排。如果满足某些条件,每个员工合伙企业的员工参与者将有权(I)在清算时获得员工合伙企业资产的剩余利润权益,以及(Ii)季度现金分配。待分配的剩余资产(如果有)由员工合伙企业拥有的Enterprise Products Partners L.P.的共同单位组成。
我们的一名或多名高管目前参与的最后一家员工合伙企业是环保署2018年第四组(下称“环保署IV”)。培根先生、赛瑞斯特先生和博斯先生以环境保护署B类有限责任合伙人的身份参与环境保护署第四期工程。*2023年11月,EPD IV的合伙人修订了他们的有限责任合伙协议,规定他们的B类有限合伙人权益可在以下较早的日期归属:(I)2027年12月3日,(Ii)2023年11月6日或之后的第一个日期,该合伙的普通单位在纽约证券交易所的收盘价等于或大于每单位29.02美元(受某些调整),(Iii)控制权的变更,或(Iv)解散该雇员合伙。*由于这些修改,培根、Secrest和Boss先生2023年可归因于基于股权的奖励的薪酬增加。
EPCO预计将继续执行其政策,为我们指定的高管支付有限的额外津贴。EPCO还根据其固定缴款计划为我们指定的高管的利益提供等额捐款,方式与对其他EPCO员工的方式相同。
EPCO不向我们指定的高管提供固定收益养老金计划。此外,在截至2023年12月31日的三年中,我们指定的高管中没有人有不合格的递延薪酬。
在2019年第二季度,我们的每位指定高管与EPCO签订了单独的留任奖金协议。根据留任奖金协议,每位高管有权在2019年4月15日至(I)5月31日连续全职受雇于EPCO后七个工作日内一次性获得500万美元(对于蒂格先生和福勒先生)和100万美元(对于培根先生、Secrest先生和Boss先生)的现金留存付款,减去所有适用的预扣税和该等付款的其他必要扣除(在每种情况下,适用的“留任付款”)。(Ii)2022年5月31日(就蒂格先生而言)或(Ii)2023年5月31日(就福勒先生、培根先生、Secrest先生和Boss先生而言)(在每一种情况下,均为适用的“保留期”),并在适用的保留期内继续以EPCO主要高管善意酌情决定的高度有效的方式履行其职责(“绩效要求”)。
Teague先生的留用奖金协议项下的适用留用期及履约要求已于2022年5月31日达成,而Teague先生的适用留用金全额已于2022年6月支付予其。 Fowler's、Bacon's、Secrest's和Boss各自保留奖金协议下的适用保留期和履约要求已于2023年5月31日得到满足,适用保留付款的全部金额已于2023年6月支付。
我们的普通合伙人的管治委员会下属的一个小组委员会,即奖励计划管理小组委员会(“奖励计划小组委员会”),对我们联席首席执行官薪酬的所有方面拥有最终和最终决策权。 IPA小组委员会在为联席CEO做出薪酬决定时,可自行决定并酌情考虑EPCO受托人和EPCO人力资源部门的意见和建议。 IPA小组委员会的现任成员是Barth女士、Hackett先生和Rutherford先生,他们都是“非雇员董事”(定义见SEC规则16b—3)。
我们其他指定执行官的薪酬(根据EPCO的长期激励计划授予的股权奖励除外)由我们的联席首席执行官决定。 EPCO和Enterprise GP都没有单独的薪酬委员会;然而,根据EPCO的长期激励计划(例如,我们指定的执行官,包括我们的联席首席执行官,已获得IPA小组委员会的批准。
EPCO董事会批准发行利润利息奖励。
每位指定执行官的整体薪酬并非基于任何公式或具体的绩效标准;而是由IPA小组委员会、我们的联席首席执行官和EPCO(如适用)根据具体情况确定每位执行官的适当薪酬水平和组合。 此外,在现金和非现金或短期和长期奖励性薪酬之间的分配方面,没有既定的政策或目标。 然而,在作出逐案赔偿决定时可能考虑的一些因素包括:所有赔偿要素的总价值、执行干事内部薪酬公平的适当平衡、个人业绩和潜力、责任水平和对组织的价值。 所有赔偿决定均为主观和酌情决定。
在作出薪酬决定时,EPCO考虑市场数据,通过审查并在某些情况下参与相关薪酬调查和报告,以确定相关薪酬水平和薪酬计划要素。 这些调查和报告由第三方薪酬顾问进行和编制。 于2023年,EPCO委聘Meridian Compensation Partners,LLC(“顾问”)完成有关本行业的行政人员薪酬的详细检讨。 就本检讨而言,顾问根据对行业参与者的分析,提供了有关行政层职位薪酬惯例和计划的比较市场数据。 行业参与者的市场数据包括来自Dominion Energy,Inc.的信息;Enbridge Inc.;Energy Transfer LP;Kinder Morgan Inc.;Magellan Midstream Partners,L.P. ONEOK,Inc.;普莱恩斯全美管道公司Targa Resources Corporation;威廉姆斯公司;TC能源公司
我们和聘用顾问的EPCO都不知道顾问的专有数据库中包含的特定职位公司的具体数据。EPCO使用顾问分析中提供的信息来衡量顾问报告的薪酬水平与EPCO类似职位雇员的薪酬一般范围是否具有可比性。然而,该比较只是考虑的一个因素,可能会或可能不会影响我们指定行政人员的薪酬。 EPCO不会以其他方式对指定的执行官职位进行基准测试。
我们与EPCO及其其他关联公司之间的薪酬分配
根据ASA,我们指定执行官的薪酬成本,包括与股权奖励相关的成本,在我们和EPCO的其他关联公司之间分配,基于每个管理官在任何财政年度花费在我们合并业务上的估计时间。 这些百分比至少每季度重新评估一次。
除Fowler先生及Boss先生外,于截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度,我们的每位指定行政人员均将全部时间投入我们的综合业务。 在这三年期间,Fowler先生将约75%的时间用于我们的合并业务,其余时间分配给EPCO及其私人控股子公司。 2023年,博斯先生平均将约95%的时间用于我们的合并业务,其余时间分配给EPCO及其私人控股附属公司。
2023财政年度股权奖励的授予
下表载列有关二零二三年向指定执行官授出每项股权奖励的资料,我们将根据《反补贴计划》按比例分配相关成本。
|
|
|
|
|
格兰特 |
|
|
|
|
|
约会集市 |
|
|
|
的价值 |
|
|
估计的未来支出 |
股权- |
|
|
股权奖励计划奖励 |
基座 |
|
格兰特 |
阀值 |
目标 |
极大值 |
奖项 |
奖项类型/指定执行官 |
日期 |
(#) |
(#) |
(#) |
($) (1) |
幻影单位奖: (2) |
|
|
|
|
|
a.詹姆斯·蒂格 |
2/09/23 |
– |
300,000 |
– |
$ 7,740,000 |
W.兰德尔·福勒 |
2/09/23 |
– |
300,000 |
– |
5,805,000 |
格雷厄姆W.培根 |
2/09/23 |
– |
100,000 |
– |
2,580,000 |
布伦特湾Secrest |
2/09/23 |
– |
100,000 |
– |
2,580,000 |
R.丹尼尔·博斯 |
2/09/23 |
– |
92,500 |
– |
2,267,175 |
利润利息奖励: (3) |
|
|
|
|
|
格雷厄姆W.培根 |
11/06/23 |
– |
– |
– |
$ 756,500 |
布伦特湾Secrest |
11/06/23 |
– |
– |
– |
605,200 |
R.丹尼尔·博斯 |
11/06/23 |
– |
– |
– |
574,940 |
(1) |
呈列金额反映根据各指定执行人员于二零二三年于综合业务活动所花费的估计时间百分比分配予我们的授出日期公平值部分。 根据目前的分配,我们估计,我们为每个指定的执行官记录的有关这些奖励的补偿费用随着时间的推移将等于这些金额。 |
(2) |
虚置基金单位奖励呈列的授出日期公平值部分基于我们普通基金单位于二零二三年二月九日的收市价每单位25. 80美元。 |
(3) |
代表于修订日期2023年11月6日计算的培根先生、Secrest先生和博斯先生各自在EPD IV中的利润权益奖励的修改的增量公允价值。 |
上表呈列之公平值金额乃基于管理层作出之若干假设及考虑。 有关这些假设和注意事项的信息,请参见注释 13本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注。
2008年企业产品长期激励计划(第四次修订和重述)(“2008年计划”)为EPCO的主要员工和为我们或我们的附属公司履行管理、行政或运营职能的非员工董事和顾问提供激励奖励。 根据二零零八年计划授出之奖励形式可为虚拟基金单位、DERs、受限制普通基金单位、基金单位购股权、基金单位增值权及其他基金单位奖励或替代奖励。 关于根据2008年计划核准发放的共同单位数量的信息,见"根据股权补偿计划获授权发行的证券"在本年度报告第三部分,项目12。
幽灵单位奖
虚拟基金单位奖励允许收件人在界定归属期届满后收购我们的共同基金单位(除履行服务及其他条件外,无需向收件人支付任何费用),惟须遵守惯常没收条文。 虚拟单位奖励一般于授出日期后一年开始按每年25%的比率归属。 每个虚拟基金单位奖励包括一个串联DER,使持有人获得不可没收的现金付款,金额相等于参与者尚未偿还的虚拟基金单位奖励数目与支付给我们共同基金单位持有人的每个共同基金单位现金分配的乘积。
2023年股权奖励归属
下表呈列截至2023年12月31日止年度,向指定行政人员授予虚拟单位奖励及溢利利息奖励的情况。 这些数额按毛额列报,不反映根据《销售和利润管理法》分配给附属公司的任何补偿。
|
单位奖 |
|
数量 |
|
|
单位 |
价值 |
|
收购日期 |
在以下日期实现 |
|
归属 |
归属 |
指定执行官 |
(#) (1) |
($) |
a.詹姆斯·蒂格: |
|
|
取消授予幽灵单位奖(2) |
237,500 |
$ 6,360,250 |
W·兰德尔·福勒: |
|
|
取消授予幽灵单位奖(2) |
229,000 |
$ 6,132,620 |
格雷厄姆·W·培根: |
|
|
取消授予幽灵单位奖(2) |
91,250 |
$ 2,443,675 |
布伦特·B·秘密: |
|
|
取消授予幽灵单位奖(2) |
81,250 |
$ 2,175,875 |
Daniel老板: |
|
|
取消授予幽灵单位奖(2) |
62,000 |
$ 1,660,360 |
(1) |
表示在虚拟单位和利润利息奖励归属时获得的合伙企业公用单位总数,在对关联预扣税进行调整之前。 |
(2) |
虚拟单位奖励归属时实现的价值,其方法是将合伙企业共有单位总数乘以我们共有单位在归属之日的收盘价。 |
截至2023年12月31日的基于股权的奖励
以下信息汇总了每个被提名的高管在2023年12月31日尚未支付的长期激励奖励。这些金额是以毛额的形式列出的,并不反映根据ASA向附属公司分配的任何薪酬。
|
|
单位奖 |
|
|
|
市场 |
|
|
数 |
价值 |
|
|
单位数 |
单位数 |
|
|
他们有 |
他们有 |
|
|
未归属 |
未归属 |
奖项类型/指定执行官 |
|
(#) (1) |
($) (2,3) |
幻影单位奖: (4) |
|
|
|
a.詹姆斯·蒂格 |
|
680,000 |
$ 17,918,000 |
W.兰德尔·福勒 |
|
680,000 |
17,918,000 |
格雷厄姆·W·培根 |
|
241,250 |
6,356,938 |
布伦特·B·秘密 |
|
241,250 |
6,356,938 |
R·Daniel老板 |
|
208,000 |
5,480,800 |
|
|
|
|
利润利息奖励: |
|
|
|
格雷厄姆·W·培根: |
|
|
|
*(五) |
|
– |
$ – |
布伦特·B·秘密: |
|
|
|
*(五) |
|
– |
– |
Daniel老板: |
|
|
|
*(五) |
|
– |
– |
(1) |
表示每个指定的高管未完成的虚拟单位奖励总数。 |
(2) |
关于虚构单位奖励的金额,市值的计算方法是将被点名的执行干事未获奖励的总数乘以合伙企业共同单位在2023年12月29日(2023年最后一个交易日)的收盘价每单位26.35美元。 |
(3) |
就利润利息奖励呈列的金额而言,金额代表指定执行官根据合伙企业共同单位于2023年12月29日的收盘价以及适用的雇员合伙企业协议中概述的清算条款将收到的估计清算价值。 由于自各雇员合伙成立日期起,彼等拥有之合伙普通单位之市值减少,故并无于任何雇员合伙拥有剩余溢利权益。 |
(4) |
于表中呈列的2,050,500个幻影单位奖励中,归属时间表如下:2024年785,625个;2025年617,375个;2026年424,375个;2027年223,125个。 |
(5) |
就EPD IV而言,Bacon先生、Secrest先生及Boss先生于2023年12月31日持有的利润权益份额分别约为5. 78%、4. 62%及4. 62%。 EPD IV的利润权益奖励的归属日期为以下日期中最早的日期:(i)2027年12月3日,(ii)2023年11月6日或之后合伙企业普通单位在纽约证券交易所的收盘价等于或大于每单位29.02美元的第一个日期(iii)控制权变更,或(iv)解散该雇员合伙。 |
幽灵单位奖
有关幻影单位奖励的说明,请参见"2023财政年度股权奖励的授予”在这个项目11。
利润利息奖励
有关利润利息奖励的描述,请参阅本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注附注13。
终止或控制权变更时的潜在付款
所有指定的行政人员均无任何雇佣协议要求支付解雇或遣散费,或规定在企业GP控制权发生变化时支付任何款项。
雇员合伙企业项下溢利利息奖励之归属须于控制权变动时加速。 此外,EPCO长期奖励计划项下股权奖励的归属须于合资格终止时加速,包括企业GP控制权变更后终止。根据此类奖励,符合条件的终止通常是指作为EPCO或附属集团成员的雇员终止(i)死亡,(ii)符合条件的长期残疾,(iii)符合条件的退休,或(iv)控制权变更后一年内,但因原因终止或由该人终止而非合资格终止的,则属例外(如相关计划文件中所定义)。
该等奖励项下的“控制权变更”一般定义为Dan L Duncan的后代、继承人和/或受遗赠人,和/或为他们的利益而设立的信托(包括但不限于一个或多个投票信托),共同停止直接或间接地控制我们的普通合伙人。 邓肯先生于2010年3月去世。
薪酬委员会报告
我们没有单独的薪酬委员会。 此外,我们不会直接雇用或补偿我们指定的执行人员。 相反,根据ASA,我们向EPCO偿还我们执行官员的薪酬。 如薪酬讨论与分析所述,有关2023年指定执行官薪酬的决定由EPCO和Enterprise GP的联席首席执行官以及IPA小组委员会(如适用)作出。
鉴于上述情况,董事会已审阅及与管理层讨论上述薪酬讨论及分析,并决定将其纳入截至二零二三年十二月三十一日止年度的本年报。
提交人: 兰达·邓肯·威廉姆斯
理查德·H·巴赫曼
a.詹姆斯·蒂格
W.兰德尔·福勒
卡林·M·巴思
Murray E.Brasseux
丽贝卡·G·福洛威尔
詹姆斯·T·哈克特
威廉·C·蒙哥马利
John R.卢瑟福
哈里·P·魏策尔
尽管根据修订后的《证券法》或修订后的《证券交易法》提交的任何以前的文件中有任何相反的规定,包括本年度报告在内的未来文件的全部或部分内容,上述薪酬委员会报告不得通过引用纳入任何此类文件中。
薪酬委员会联锁与内部人参与
在截至2023年12月31日的一年中,Enterprise GP的董事或高管均未担任另一实体的薪酬委员会成员,而该实体在截至2023年12月31日的一年中已经或曾经担任过我们的董事会成员。*如前所述,我们没有单独的薪酬委员会。正如薪酬讨论和分析中所述,关于我们提名的高管在2023年的薪酬决定是由EPCO和Enterprise GP的联席首席执行官和IPA小组委员会做出的。
退还政策
于2023财政年度,董事会根据美国证券交易委员会规则及纽约证券交易所上市标准通过了一项有关收回奖励薪酬的政策(“追回政策”)。根据追回政策,在某些情况下,如发生会计重述,吾等须收回已支付或应付予若干现任或前任高管(包括获指名的高管)的奖励薪酬。
薪酬比率披露
除我们的联席行政总裁外,EPCO所有雇员的年薪中位数为$131,668截至2023年12月31日的年度(“2023财政年度总薪酬中位数”)。蒂格先生和福勒先生在截至2023年12月31日的年度内担任Enterprise GP的联席首席执行官。13,966,539 福勒先生2023财年分配给我们的总薪酬为14,215,9882023财年总薪酬中值与蒂格先生2023财年总薪酬的比率为106:1.2023财年总薪酬中值与福勒先生2023财年总薪酬的比率为108:1.
2023财政年度薪酬总额中位数厘定如下:
|
• |
首先,我们准备了一份所有在职EPCO员工的名单,不包括蒂格先生、福勒先生和那些长期残疾的员工,他们将全部或大部分时间用于我们的综合业务和事务。 该名单基于截至2023年12月31日的员工信息。大约有 7,447将全部或大部分时间用于我们业务的EPCO人员。 |
|
• |
第二,EPCO每名在职员工的基本工资数据,不包括蒂格先生,福勒先生和长期残疾人,是从提供给美国国税局2023财年的W—2表格信息中提取的。然后对这些信息进行分类,并从列表中选出获得薪酬中位数的雇员("中位数雇员")。 |
|
• |
第三,一旦选择了中位数员工,其各自2023年的年度薪酬总额将采用与本第三部分第11项薪酬汇总表中所示的确定蒂格先生和福勒先生2023年年度薪酬总额相同的方法确定。 |
董事薪酬
截至2023年12月31日止年度,Enterprise GP的各独立投票董事收取以下补偿:
|
• |
每年90,000美元的现金保留费和每年授予合伙企业的公共单位,其公平市值为90,000美元,根据该公共单位在紧接授予日期前一个交易日的收盘价计算; |
|
• |
出席董事会每次会议的现金费为$2,500(季度董事会会议除外); |
|
• |
出席该董事为成员的委员会或小组委员会每次会议的现金费为每次会议$2,500(但与(i)董事会会议及/或(ii)该董事为成员的委员会或小组委员会先前会议同日举行的任何委员会或小组委员会会议除外); |
|
• |
如果该人担任审计和冲突委员会主席,每年额外支付25,000美元的现金聘用费;以及 |
|
• |
如果该名个人担任治理委员会主席,每年额外获得20,000美元现金聘用费。 |
2024年独立投票董事的薪酬计划预计与2023年相同。
我们承担企业GP独立投票董事薪酬应占的所有成本。下表概述于二零二三年支付予该等董事的薪酬:
|
|
赚取的费用 |
|
|
的价值 |
|
|
|
|
|
|
或已支付 |
|
|
以股权为基础 |
|
|
|
|
|
|
在现金中 |
|
|
奖项 |
|
|
总计 |
|
独立投票董事 |
|
($) |
|
|
($) |
|
|
($) |
|
卡林·M·巴思 |
|
$ |
95,000 |
|
|
$ |
90,000 |
|
|
$ |
185,000 |
|
Murray E.Brasseux |
|
|
110,000 |
|
|
|
90,000 |
|
|
|
200,000 |
|
丽贝卡·G·福洛威尔 |
|
|
110,000 |
|
|
|
90,000 |
|
|
|
200,000 |
|
James T.哈克特(1) |
|
|
115,000 |
|
|
|
90,000 |
|
|
|
205,000 |
|
William C.蒙哥马利(2) |
|
|
135,000 |
|
|
|
90,000 |
|
|
|
225,000 |
|
John R.卢瑟福 |
|
|
92,500 |
|
|
|
90,000 |
|
|
|
182,500 |
|
(1) |
Hackett先生担任治理委员会主席。 |
(2) |
蒙哥马利先生担任审计和冲突委员会主席。 |
2023年,史密斯和斯内尔分别获得了15万美元现金,用于担任顾问董事。 史密斯先生于2023年第四季度去世。 安德拉斯先生在2023年作为荣誉董事的服务获得了2万美元现金。 我们和Enterprise GP均不为EPCO员工作为Enterprise GP投票董事的服务提供额外补偿。 于2023年担任Enterprise GP投票董事的EPCO雇员为Duncan Williams女士及Bachmann先生、Teague先生、Fowler先生及Weitzel先生。
项目12. 某些受益人的安全所有权和
管理和有关未成年人事项。
某些实益拥有人的担保所有权
下表载列截至2024年2月16日的若干资料,有关Enterprise GP所知实益拥有我们有限合伙人单位5%以上的每名人士:
|
|
金额和 |
|
|
|
性质: |
|
姓名和地址 |
|
有益的 |
百分比 |
实益拥有人的 |
班级名称 |
所有权 |
属于班级 |
Randa Duncan Williams(1) |
公共单位 |
702,452,294 |
32.4% |
1100 Louisiana Street,10这是地板 |
|
|
|
德克萨斯州休斯顿,邮编77002 |
|
|
|
(1) |
关于Duncan Williams女士对合伙企业共有单位的全部实际所有权的所有权数额的详细清单,见下节所列表格,管理层的安全所有权第三部分第12项。 |
邓肯威廉姆斯女士是DD LLC受托人和EPCO受托人。 Duncan Williams女士目前也是EPCO的主席和董事,以及Enterprise GP的董事会主席和董事。 Duncan Williams女士放弃EPCO受托人实益拥有的有限合伙人单位的实益所有权,除非她在该单位中的投票权和处置权权益。
管理层的安全所有权
下表载列了截至2024年2月16日有关合伙企业共同单位实益拥有权的若干信息,由(i)Enterprise GP的现任董事;(ii)我们2023年的指定执行官;及(iii)Enterprise GP的现任董事和执行官(包括指定执行官)作为一个集团。 所有实益拥有权资料已由各董事及执行人员提供。 除非另有说明,否则每个人对所示证券拥有唯一的投票权和处置权。
|
|
|
|
金额和 |
|
|
|
|
职位: |
|
性质 |
|
|
|
|
企业全科医生 |
|
有益的 |
|
百分比 |
|
|
2024年2月16日 |
|
所有权 |
|
班级 |
兰达·邓肯·威廉姆斯: |
|
董事与董事会主席 |
|
|
|
|
由EPCO投票信托控制的其他单位: |
|
|
|
|
|
|
* |
|
|
|
74,754,703 |
|
3.4% |
它是通过EPCO Holdings,Inc.收购的。 |
|
|
|
597,110,600 |
|
27.5% |
员工通过员工合作伙伴关系管理员工 |
|
|
|
8,000,000 |
|
* |
-由Alkek和Williams,Ltd.控制的子公司。 |
|
|
|
558,315 |
|
* |
*由Chaswil,Ltd.控制的所有单位。 |
|
|
|
92,913 |
|
* |
家族信托控制的三个单位(1) |
|
|
|
21,070,501 |
|
* |
三个单位为个人所有(2) |
|
|
|
865,262 |
|
* |
*收购兰达·邓肯·威廉姆斯的首席执行官道达尔 |
|
|
|
702,452,294 |
|
32.4% |
*表示受益拥有班级不到1%的股份 |
(1) |
为邓肯·威廉姆斯女士提供的共有单位数量包括由家族信托基金持有的共有单位,邓肯·威廉姆斯是该信托基金的实体受托人,但她放弃实益所有权(但她在其中的金钱利益除外)。 |
(2) |
为邓肯·威廉姆斯女士提供的共有单位数量包括9,090个由其配偶持有的共有单位和4,040个与其配偶共同持有的共有单位。 |
EPCO及其私人持股附属公司已将他们拥有的62,976,464个我们的普通单位抵押为其信贷安排下的抵押品。这些信贷安排包括关于潜在违约事件的惯常条款。因此,如果违约事件最终发生,这些单位的所有权可能会发生变化。
|
|
|
|
公共单位 |
|
|
|
|
金额和 |
|
|
|
|
职位: |
|
性质 |
|
|
|
|
企业全科医生 |
|
有益的 |
|
百分比 |
|
|
2024年2月16日 |
|
所有权 |
|
班级 |
理查德·H·巴赫曼 |
|
董事与董事会副主席 |
|
2,013,767 |
|
* |
A.詹姆斯·蒂格(1,2) |
|
董事和联席首席执行官 |
|
2,798,764 |
|
* |
W.Randall Fowler(1,3) |
|
董事联席首席执行官兼首席财务官 |
|
2,147,320 |
|
* |
卡琳·M·巴思(4) |
|
董事 |
|
101,737 |
|
* |
穆雷·E·布拉索(5) |
|
董事 |
|
39,034 |
|
* |
丽贝卡·G·福洛威尔(6) |
|
董事 |
|
8,244 |
|
* |
詹姆斯·T·哈克特(7) |
|
董事 |
|
305,974 |
|
* |
威廉·C·蒙哥马利 |
|
董事 |
|
118,187 |
|
* |
John R.卢瑟福 |
|
董事 |
|
150,853 |
|
* |
哈里·P·魏策尔 |
|
董事兼执行副总裁、总法律顾问兼秘书 |
|
239,761 |
|
* |
格雷厄姆·W·培根(1) |
|
常务副秘书长总裁和 首席运营官 |
|
538,307 |
|
* |
布伦特·B·秘密(1) |
|
常务副秘书长总裁和 首席商务官 |
|
304,882 |
|
* |
Daniel老板(1) |
|
总裁常务副-会计、财务、风险控制和信息技术 |
|
217,956 |
|
* |
企业全科医生的所有董事和高级管理人员(包括所有指定的高级管理人员),作为一个群体(共15人) |
|
|
|
711,638,754 |
|
32.8% |
*表示受益拥有班级不到1%的股份 |
(1) |
这些人被任命为截至2023年12月31日的年度的执行干事。 |
(2) |
提交给蒂格先生的共有单位数目包括:(1)信托基金持有的70,731个共有单位;(2)其配偶持有的41,155个共有单位;以及(3)未成年子女持有的6,060个共有单位。 |
(3) |
为Fowler先生提供的共有单位数量包括(1)由家庭有限合伙企业持有的708,419个共有单位(他已放弃对该合伙企业的实益所有权,但其金钱利益除外)和(2)由其配偶持有的2,339个共有单位。 |
(4) |
为Barth女士提供的共有单位数量包括为其父母的利益持有的19,050个共有单位(她放弃了对这些单位的实益所有权,但她的金钱利益除外)。 |
(5) |
为Brasseux先生提供的共有单位数包括其配偶持有的2,882个共有单位。 |
(6) |
为Followill夫人提供的共有单位数量包括为其岳母的利益持有的1,200个共有单位(她放弃了对这些单位的实益所有权,但她的金钱利益除外)。 |
(7) |
为哈克特先生提供的共有单位数量包括(1)由家族信托基金持有的10,215个共有单位和(2)由家庭有限合伙企业持有的34,897个共有单位。 |
股权所有权指导方针
为了进一步使企业GP董事和高管的利益和行动与我们以及企业GP和其他单位持有人的长远利益保持一致,董事会通过并批准了一些针对企业GP董事和高管的股权指导方针。
|
• |
企业GP的每个非管理层董事必须拥有我们的共同单位,其总价值(定义见准则)是该非管理层董事最近完成的历年在董事会服务的年度现金预留金总额的三倍;以及 |
|
• |
Enterprise GP的每位高管必须拥有我们的共同单位,其总价值(定义见准则)为该高管最近完成的日历年度的年度基本工资总额的三倍。 |
根据股权补偿计划获授权发行的证券
2008年企业产品长期激励计划(到目前为止已修订和重述)是EPCO唯一授权发行我们的共同单位的长期激励计划。2008计划规定将我们的共同单位以及其他权利奖励给我们的非管理董事以及为我们提供服务的EPCO及其附属公司的顾问和员工。2008计划下的奖励可以以幻影单位、DER、单位期权、受限公共单位、UAR、单位奖励和其他单位奖励或替代奖励的形式授予。
下表列出了截至2024年1月1日有关2008年计划的某些信息。
|
|
|
|
数量 |
|
|
|
|
单位 |
|
|
|
|
剩余 |
|
|
|
适用于 |
|
数量 |
|
未来发行 |
|
单位 |
加权的- |
在公平条件下 |
|
被发布 |
平均值 |
补偿 |
|
行使时 |
行权价格 |
图则(不包括 |
|
杰出的 |
杰出的 |
证券 |
|
公共单位 |
公共单位 |
反映在 |
计划类别 |
选项 |
选项 |
(A)栏) |
|
(a) |
(b) |
(c) |
基金单位持有人批准的股权补偿计划: |
|
|
|
2008年计划(1) |
– |
– |
109,102,487 |
未获基金单位持有人批准的股权补偿计划: |
|
|
|
无 |
– |
– |
– |
股权补偿计划共计 |
– |
– |
109,102,487 |
(1) |
截至2023年12月31日,根据2008年计划授权发放的通用单位总数为165,000,000个。 |
项目13. 某些关系及相关交易,
和导演的独立性。
某些关系和相关交易
我们相信我们的关联方协议的条款和规定对我们是公平的;然而,该等协议和交易可能不如我们从非关联第三方获得的那样有利。
有关我们的关联方交易的其他资料载于本年报第二部分第8项所载综合财务报表附注15,并以引用方式纳入本第三部分第13项。
与关联方交易的审批
吾等认为吾等与吾等附属公司及非合并联属公司,与吾等行政人员及董事(或彼等直系亲属)、Enterprise GP或其联属公司(包括DD LLC受托人或EPCO受托人拥有或控制的其他公司)之间的交易为关联方交易。 如下文进一步描述,我们的合伙协议载列了企业GP或其审计和冲突委员会批准或解决关联方交易和利益冲突的一般程序。 此外,审计和冲突委员会章程、Enterprise GP的书面内部审查和批准政策和程序(称为“管理授权政策”)以及经修订和重述的ASA与EPCO处理了特定类型的关联方交易,详情如下。
我们的审计和冲突委员会由三名独立董事组成:Followill女士、Brasandex先生和Montgomery先生。 根据其章程,审计和冲突委员会审查和批准关联方交易:
|
• |
根据我们的合伙协议或Enterprise GP的有限责任公司协议,因为该等协议可能不时修订,包括但不限于为了获得“特别批准”(如下所述); |
|
• |
Enterprise GP或我们任何附属公司的高级管理人员或董事,或该高级管理人员或董事的直系亲属,在其中拥有对该高级管理人员、董事或直系亲属(如适用)具有重大财务意义的权益,或在其他方面是指定的一方; |
|
• |
根据纽约证券交易所上市公司手册第314.00条的规定并在其规定的范围内; |
|
• |
价值为500万美元或以上(除非该交易等同于与第三方进行的公平交易);或 |
企业GP的管理授权政策一般要求董事会批准资产购买或出售交易,只要这些交易的价值超过10亿美元,资本投资,只要这些交易的价值超过5亿美元。 任何此类交易通常还需要审计和冲突委员会根据其章程进行审查,如果此类交易也是关联方交易。
如前所述,我们的所有管理、行政和运营职能均由EPCO员工(根据行政服务协议或ASA)或其他服务提供商执行。 ASA管理我们、Enterprise GP和EPCO及其附属公司之间的大量日常交易,包括EPCO向我们提供行政和其他服务,以及我们向EPCO偿还这些服务的成本,不加任何加成或折扣。 审计和冲突委员会审查、批准并向董事会推荐了ASA,董事会在收到该建议后也批准了ASA。
超出ASA范围且未经审计和冲突委员会审查的关联方交易受Enterprise GP管理授权政策的约束。 本政策适用于关联方交易以及与第三方的交易,为我们的普通合伙人管理人员和董事会规定了授权各类交易的门槛,包括资产买卖、商业和金融交易以及法律协议。
审计和冲突委员会审查伙伴关系协定标准
根据我们的合伙协议,当Enterprise GP或其任何关联公司与我们、我们的任何子公司或任何合作伙伴之间存在或产生潜在利益冲突时,Enterprise GP或其关联公司就该等利益冲突作出的任何决议或行动均被允许并视为已获我们的有限合伙人批准。如果该决议或行动过程对我们是公平合理的,或通过合伙协议的实施被视为公平合理的,则不构成违反我们的合伙协议或该等协议所预期的任何协议,或违反法律或衡平法所声明或暗示的任何责任;前提是,任何利益冲突和有关利益冲突的任何解决方案将最终被视为公平和合理,如果该等利益冲突或解决方案得到审计和冲突委员会的大多数成员的批准(即,(ii)客观证明对我们有利的条款不低于一般提供给第三方或从第三方获得的条款。
审计和冲突委员会(结合其特别批准程序)在解决利益冲突时可考虑以下事项:
|
• |
该等冲突、协议、交易或情况中任何一方的相对利益,以及与该等利益有关的利益和负担; |
|
• |
涉及各方之间的整体关系(包括可能对我们特别有利或有利的其他交易); |
|
• |
任何习惯或公认的行业惯例,以及与特定一方的任何习惯或历史交易; |
|
• |
所涉各方的相对资本成本,以及该等各方股权持有人因此获得的回报率;及 |
|
• |
审计与冲突委员会全权酌情决定在有关情况下相关、合理或适当的其他因素。 |
审计和冲突委员会对特定交易的审查和工作水平因交易的性质和审计和冲突委员会义务的范围而异。 审计与冲突委员会在审查交易过程中,视情况而定,可履行的职能包括但不限于:
|
• |
审查拟议交易的条款和条件,包括对价和融资要求(如有); |
|
• |
评估交易对我们的经营业绩、财务状况、可供分派现金、物业或前景的影响; |
|
• |
进行尽职调查,包括与管理层和其他代表面谈和讨论,审查交易材料和管理层和其他代表的调查结果; |
|
• |
聘请第三方财务顾问提供财务建议和协助,包括根据要求提供公平意见; |
|
• |
评估和谈判交易,并建议批准或批准交易(视情况而定)。 |
我们的合伙协议中没有任何规定要求审计和冲突委员会考虑我们以外任何一方的利益。 在审计和冲突委员会或我们的普通合伙人没有恶意行事的情况下,作出、采取或提供的决议、行动或条款审计和冲突委员会或我们的普通合伙人就该等事项作出的决定(包括给予特别批准)被视为具有决定性和约束力的所有人。(包括我们所有的有限合伙人),并不构成违反我们的合伙协议,或由此设想的任何其他协议,或违反我们的合伙协议或特拉华州修订统一有限合伙法或任何其他法律、规则或法规所规定的任何谨慎或义务标准。 我们的合伙协议规定,审计与冲突委员会或我们的普通合伙人作出、采取或提供的决议、行动或条款被推定为没有恶意作出、采取或提供,并且在任何有限合伙人或由该有限合伙人或任何其他有限合伙人或我们对该决议、行动或条款提出质疑的任何诉讼中,提出或提出有关法律程序的人将有责任推翻该项推定。
董事独立自主
审计和冲突委员会的每一位现任成员,即Followill女士、Brasalix先生和Montgomery先生,以及治理委员会的每一位现任成员,即Barth女士、Hackett先生和Rutherford先生,均根据适用的纽约证券交易所上市标准和SEC规则被确定为独立人士。 有关适用于董事会的独立性标准及董事会在作出独立性决定时考虑的因素的讨论,请参阅“伙伴关系治理"列入本年度报告第三部分第10项。
其他事项
Teague先生的直系亲属是EPCO的雇员,代表我们提供服务。 该人不担任Enterprise GP、EPCO或其任何关联公司的执行官,且该人的薪酬和其他雇用条款的确定依据符合EPCO的人力资源政策。 2023年,该人从EPCO获得了96.5万美元的赔偿。
项目14. 主要会计师费用及服务。
经Enterprise GP审核与冲突委员会批准,吾等已委聘德勤会计师事务所(特殊合伙)、德勤·关黄陈方会计师行的成员事务所及其各自的联属公司(统称“德勤”)为吾等的独立注册会计师事务所及首席会计师。 下表概述德勤会计师事务所于各呈列年度向我们收取的账单金额(如适用):
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
审计费(1) |
|
$ |
5,386,633 |
|
|
$ |
5,398,000 |
|
(1) |
2023年和2022年的审计费用分别包括由业务伙伴偿还的67,500美元和40,000美元的审计费用。 |
如上表所示,“审计费用”指每年与以下事项有关的账单金额:(i)我们以表格10—K提交的综合财务报表的年度审计以及对财务报告的相关内部控制,(ii)我们以表格10—Q提交的综合财务报表的季度审阅,(iii)我们综合附属公司的独立年度审计及(iv)德勤会计师事务所通常提供的与我们的法定及监管备案或业务有关的服务,包括安慰信,同意书和其他与SEC相关的服务。 我们于过去两年并无聘请德勤为我们提供任何其他服务。 我们不得使用德勤为我们履行一般簿记、人力资源或管理职能,以及PCAOB不允许的任何其他服务。
审计和冲突委员会在其监督职责方面,对德勤会计师事务所提供的任何服务采用了一项事先批准政策。 预先批准政策包括四个主要服务类别:审计、与审计有关的、税务和其他。 当需要德勤会计师事务所的服务时,管理层和德勤会计师事务所将与审计和冲突委员会讨论拟议的工作。 这些讨论通常涉及项目的原因、拟开展的工作的范围以及德勤会计师事务所就此类工作收取的费用的估计数。 审计和冲突委员会与管理层和德勤讨论该请求,如果德勤认为该工作是必要的和适当的,则根据费用估计(最初的“预先批准”费用金额)批准该请求。 如果在稍后的日期,最初的预先批准的费用数额似乎不足以完成工作,管理层和德勤必须向审计和冲突委员会提交补充请求,以增加批准的数额,并说明增加的原因。 根据预先批准政策,管理层不得自行批准预先批准金额以外的德勤服务开支。 每季度向审计和冲突委员会提供一份明细表,比较每个主要服务类别的预先核准数额与每种服务类别的实际收费。 我们相信,审计与冲突委员会的预批准程序保持了德勤与管理层的独立性。
第四部分
项目15. 展览和财务报表时间表。
以下文件作为本年度报告的一部分提交:
|
(1) |
财务报表:见"合并财务报表索引"从本年度报告第F—1页开始,本报告所列财务报表。 |
|
(2) |
财务报表附表:由于财务报表附表并不适用或所要求的资料载于我们的综合财务报表脚注,故已省略单独存档财务报表附表。 |
展品编号 |
展品 * |
2.1 |
2003年12月15日由Enterprise Products Partners L.P.签订的合并协议,Enterprise Products GP,LLC、Enterprise Products Management LLC、GulfTerra Energy Partners,L.P.和GulfTerra Energy Company,L.L.C.(2003年12月15日提交的表格8—K的附件2.1并入)。 |
2.2 |
2004年8月31日由Enterprise Products Partners L.P.签署的合并协议第1号修正案,Enterprise Products GP,LLC、Enterprise Products Management LLC、GulfTerra Energy Partners,L.P.和GulfTerra Energy Company,L.L.C.(2004年9月7日提交的表格8—K的附件2.1并入)。 |
2.3 |
2003年12月15日由Enterprise Products Partners L.P.签订的母公司协议,企业产品GP,有限责任公司,企业产品GTM,有限责任公司,埃尔帕索公司,萨宾河投资者I,L.L.C.,Sabine River Investors II,L.L.C. El Paso EPN Investments,L.L.C.和GulfTerra GP Holding Company(2003年12月15日提交的表格8—K的附件2.2合并)。 |
2.4 |
2004年4月19日,由Enterprise Products Partners L.P.签署的母公司协议第1号修正案,企业产品GP,有限责任公司,企业产品GTM,有限责任公司,埃尔帕索公司,萨宾河投资者I,L.L.C.,Sabine River Investors II,L.L.C. El Paso EPN Investments,L.L.C.和GulfTerra GP Holding Company(2004年4月21日提交的表格8—K的附件2.1并入)。 |
2.5 |
买卖协议(天然气厂),日期为2003年12月15日,由埃尔帕索公司,埃尔帕索油田服务管理公司,埃尔帕索变速器有限公司El Paso Field Services Holding Company and Enterprise Products Operating L.P.(通过引用2003年12月15日提交的表格8—K的附件2.4合并)。 |
2.6 |
企业产品合作伙伴有限公司(Enterprise Products Partners L.P.)于2009年6月28日签订的合并协议和计划,Enterprise Products GP,LLC、Enterprise Sub B LLC、TEPPCO Partners,L.P.和Texas Eastern Products Pipeline Company,LLC(通过引用2009年6月29日提交的表格8—K的附件2.1合并)。 |
2.7 |
企业产品合作伙伴有限公司(Enterprise Products Partners L.P.)于2009年6月28日签订的合并协议和计划,Enterprise Products GP,LLC、Enterprise Sub A LLC、TEPPCO Partners,L.P.和Texas Eastern Products Pipeline Company,LLC(通过引用2009年6月29日提交的表格8—K的附件2.2合并)。 |
2.8 |
企业产品合作伙伴有限公司(Enterprise Products Partners L.P.)于2010年9月3日签订的合并协议和计划,Enterprise Products GP,LLC、Enterprise ETE LLC、Enterprise GP Holdings L.P.和EPE Holdings,LLC(通过引用2010年9月7日提交的表格8—K的附件2.1并入)。 |
2.9 |
合并协议和计划,日期为2010年9月3日,由Enterprise Products GP,LLC,Enterprise GP Holdings L.P.和EPE Holdings,LLC之间签署(通过引用附件2.2合并至2010年9月7日提交的8-K表格)。 |
2.10 |
由Enterprise Products Company和Enterprise Products Partners L.P.签署的、日期为2010年9月30日的出资协议(通过引用2010年10月1日提交的附件2.1至Form 8-K合并而成)。 |
2.11 |
合并协议和计划,日期为2011年4月28日,由Enterprise Products Partners L.P.、Enterprise Products Holdings LLC、EPD MergerCo LLC、Duncan Energy Partners L.P.和DEP Holdings,LLC之间签署(通过参考2011年4月29日提交的8-K表格合并而成)。 |
2.12 |
贡献和购买协议,日期为2014年10月1日,由Enterprise Products Partners L.P.、Oiltanking Holding America,Inc.和OTB Holdco,LLC之间签署(通过参考2014年10月1日提交的表2.1至Form 8-K合并而成)。 |
2.13 |
合并协议和计划,日期为2014年11月11日,由Enterprise Products Partners L.P.、Enterprise Products Holdings LLC、EPOT MergerCo LLC、Oiltanking Partners,L.P.和OTLP GP,LLC之间签署(通过引用2014年11月12日提交的表2.1至Form 8-K合并而成)。 |
2.14 |
截至2018年6月6日,Enterprise Products Partners L.P.、Oiltanking Holding America,Inc.、Enterprise Products Holdings LLC和Marquard&Babls,AG之间的出资和购买协议修正案1(通过引用附件2.2合并到2018年6月12日提交的8-K表格)。 |
3.1 |
企业产品合伙人有限合伙证书L.P.(2007年11月9日提交的表格10-Q参考附件3.6合并)。 |
3.2 |
2010年11月22日向特拉华州州务卿提交的《企业产品合伙人有限合伙企业证书修正案证书》(通过引用2010年11月23日提交的8-K表格中的附件3.6并入)。 |
3.3 |
第七次修订和重新签署的《企业产品合伙人有限合伙协议》,日期为2020年9月30日(通过引用附件3.1并入2020年10月1日提交的8-K表格)。 |
3.4 |
企业产品控股有限责任公司成立证书(前身为EPE控股有限责任公司)(通过引用附件3.3合并而成,形成注册登记S-1/A注册说明书。第333-124320号,由Enterprise GP Holdings L.P.于2005年7月22日提交)。 |
3.5 |
2010年11月22日提交给特拉华州国务卿的企业产品控股有限责任公司(前身为EPE Holdings,LLC)成立证书修正案证书(通过参考2010年11月23日提交的8-K表格的附件3.5合并而成)。 |
3.6 |
第六次修订和重新签署的企业产品控股有限公司有限责任公司协议,日期为2022年8月9日(通过引用附件3.9合并到2022年8月9日提交的10-Q表格)。 |
3.7 |
2007年6月30日签署的《企业产品经营有限责任公司公司协议》(于2007年8月8日提交的10-Q表格中引用附件3.3合并)。 |
3.8 |
企业产品注册证书OLPGP,Inc.,日期为2003年12月3日(通过引用附件3.5合并而成,形成注册登记表S-4第333-121665号,2004年12月27日提交)。 |
3.9 |
《企业产品公司章程》,日期为2003年12月8日(通过引用附件3.6并入,形成注册登记S-4注册声明。第333-121665号,2004年12月27日提交)。 |
4.1 |
通用单位证书表格(参考2020年10月1日提交的附件3.1至表格8-K的附件A并入)。 |
4.2 |
根据1934年《证券交易法》第12节登记的注册人证券描述(通过引用附件4.2并入2020年2月28日提交的10-K表格)。 |
4.3 |
作为发行方、作为担保人的Enterprise Products Partners L.P.和作为受托人的First Union National Bank(通过引用2000年3月14日提交的8-K表格合并而成)中日期为2000年3月15日的契约。 |
4.4 |
第二补充契约,日期为2003年2月14日,在经营L.P.的企业产品公司中,作为发行者,Enterprise Products Partners L.P.作为担保人,Wachovia Bank,National Association作为受托人(通过引用2003年3月31日提交的10-K表格中的附件4.3合并)。 |
4.5 |
第三份补充契约,日期为2007年6月30日,在企业产品运营有限公司之间,作为原始发行人,企业产品合作伙伴有限公司,作为母担保人,企业产品运营有限责任公司,作为新发行人,美国银行全国协会,作为继任受托人(通过引用2007年8月8日提交的表格10—Q中的附件4.55合并)。 |
4.6 |
契约,日期为2004年10月4日,企业产品运营有限公司,作为发行人,企业产品合作伙伴有限公司,作为母公司担保人,富国银行,全国协会,作为受托人(参考2004年10月6日提交的表格8—K的附件4.1)。 |
4.7 |
第四次补充契约,日期为2004年10月4日,企业产品运营有限公司,作为发行人,企业产品合作伙伴有限公司,作为母公司担保人,富国银行,全国协会,作为受托人(参考2004年10月6日提交的表格8—K的附件4.5)。 |
4.8 |
第六份补充契约,日期为2005年3月2日,在Enterprise Products Operating L.P.之间,作为发行人,企业产品合作伙伴有限公司,作为母公司担保人,富国银行,全国协会,作为受托人(参考2005年3月3日提交的表格8—K的附件4.3)。 |
4.9 |
第十次补充契约,日期为2007年6月30日,企业产品运营有限公司,作为原始发行人,企业产品合作伙伴有限公司,作为母担保人,企业产品运营有限责任公司,作为新发行人,富国银行,全国协会,作为受托人(通过引用2007年8月8日提交的表格10—Q中的附件4.54合并)。 |
4.10 |
第十六项补充契约,日期为2009年10月5日,企业产品运营有限责任公司,作为发行人,企业产品合作伙伴有限责任公司,作为母公司担保人,富国银行,全国协会,作为受托人(通过引用2009年10月5日提交的表格8—K的附件4.3合并)。 |
4.11 |
第十七次补充契约,日期为2009年10月27日,企业产品运营有限责任公司,作为发行人,企业产品合作伙伴有限责任公司,作为母公司担保人,富国银行,全国协会,作为受托人(通过引用2009年10月28日提交的表格8—K的附件4.1合并)。 |
4.12 |
第十八次补充契约,日期为2009年10月27日,企业产品运营有限责任公司,作为发行人,企业产品合作伙伴有限责任公司,作为母公司担保人,富国银行,全国协会,作为受托人(通过引用2009年10月28日提交的表格8—K的附件4.2合并)。 |
4.13 |
第十九次补充契约,日期为2010年5月20日,企业产品运营有限责任公司,作为发行人,企业产品合作伙伴有限责任公司,作为母公司担保人,富国银行,全国协会,作为受托人(参考2010年5月20日提交的表格8—K的附件4.3)。 |
4.14 |
2011年1月13日,企业产品运营有限责任公司作为发行人,企业产品合作伙伴有限责任公司,作为母公司担保人,富国银行,全国协会,作为受托人(参考2011年1月13日提交的表格8—K的附件4.3)。 |
4.15 |
2011年8月24日,Enterprise Products Operating LLC作为发行人,Enterprise Products Partners L.P.,作为母公司担保人,富国银行,全国协会,作为受托人(通过引用2011年8月24日提交的表格8—K的附件4.3合并)。 |
4.16 |
2012年2月15日,Enterprise Products Operating LLC作为发行人,Enterprise Products Partners L.P.,作为母公司担保人,富国银行,全国协会,作为受托人(通过引用2012年5月10日提交的表格10—Q的附件4.25合并)。 |
4.17 |
企业产品运营有限责任公司(作为发行人,企业产品合作伙伴有限责任公司)于2012年8月13日签订的第二十三份补充契约,作为母公司担保人,富国银行,全国协会,作为受托人(通过引用2012年8月13日提交的表格8—K的附件4.3合并)。 |
4.18 |
企业产品运营有限责任公司(作为发行人)、企业产品合作伙伴有限责任公司(Enterprise Products Partners L.P.)之间于2013年3月18日签订的第二十四份补充契约,作为母公司担保人,富国银行,全国协会,作为受托人(通过引用2013年3月18日提交的表格8—K的附件4.3合并)。 |
4.19 |
2014年2月12日,Enterprise Products Operating LLC作为发行人,Enterprise Products Partners L.P.,作为母公司担保人,富国银行,全国协会,作为受托人(通过引用2014年2月12日提交的表格8—K的附件4.3合并)。 |
4.20 |
2014年10月14日,Enterprise Products Operating LLC作为发行人,Enterprise Products Partners L.P.,作为母公司担保人,富国银行,全国协会,作为受托人(通过引用2014年10月14日提交的表格8—K的附件4.4合并)。 |
4.21 |
2015年5月7日,Enterprise Products Operating LLC作为发行人,Enterprise Products Partners L.P.,作为母公司担保人,富国银行,全国协会作为受托人 (通过引用2015年5月7日提交的表格8—K的附件4.3并入)。 |
4.22 |
第二十八份补充契约,日期为2016年4月13日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴L.P.作为母担保人,富国银行作为受托人(通过参考2016年4月13日提交的8-K表格4.4合并)。 |
4.23 |
第29份补充契约,日期为2017年8月16日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,Enterprise Products Partners L.P.作为父担保人,富国银行作为受托人(通过参考2017年8月16日提交的表4.3至Form 8-K合并)。 |
4.24 |
第三十个补充契约,日期为2018年2月15日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴L.P.作为父担保人,富国银行作为受托人(通过引用附件4.4合并为2018年2月15日提交的8-K表格)。 |
4.25 |
第三十一份补充契约,日期为2018年2月15日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴L.P.作为母担保人,富国银行作为受托人(通过参考2018年2月15日提交的8-K表格中的附件4.3合并)。 |
4.26 |
第三十二份补充契约,日期为2018年10月11日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴L.P.作为母担保人,富国银行作为受托人(通过参考2018年10月11日提交的8-K表格中的附件4.3合并)。 |
4.27 |
第33份补充契约,日期为2019年7月8日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴L.P.作为母担保人,富国银行作为受托人(通过参考2019年7月8日提交的8-K表格中的附件4.3合并)。 |
4.28 |
第三十四份补充契约,日期为2020年1月15日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴公司作为母公司担保人,富国银行全国协会作为受托人(通过参考2020年1月15日提交的8-K表格中的附件4.3合并)。 |
4.29 |
第三十五份补充契约,日期为2020年8月7日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴公司作为母公司担保人,富国银行作为受托人(通过参考2020年8月7日提交的8-K表格中的附件4.4合并)。 |
4.30 |
截至2021年9月15日,在经营企业产品的有限责任公司中,日期为2021年9月15日的第36份补充契约,作为发行者,企业产品合作伙伴公司作为父母担保人,富国银行全国协会作为原始受托人,美国银行全国协会作为系列受托人(通过引用附件4.3合并到2021年9月15日提交的8-K表格)。 |
4.31 |
第三十七份补充契约,日期为2023年1月10日,在经营企业产品的有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴公司作为母担保人,美国银行信托公司作为系列受托人(通过引用附件4.4合并到2023年1月10日提交的8-K表格)。 |
4.32 |
第三十八份补充契约,日期为2024年1月11日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴公司作为母公司担保人,美国银行信托公司作为系列受托人(通过引用附件4.4合并到2024年1月11日提交的8-K表格)。 |
4.33 |
本金为5亿美元的全球票据,本金为6.875的B系列高级票据,2033年到期,附担保(通过参考2003年3月31日提交的10-K表格10-K表附件A并入)。 |
4.34 |
全球票据表格,本金为3.5亿美元,本金为6.65厘的B系列优先票据,于2034年到期,并附有担保(通过引用附件4.19并入,形成注册登记S-3注册声明。第333-123150号,2005年3月4日提交)。 |
4.35 |
全球票据表格,本金为2.5亿美元,本金为5.75%的B系列高级票据,2035年到期,并附担保(通过参考2005年11月4日提交的10-Q表格中的附件4.32并入)。 |
4.36 |
全球票据表格,本金金额为6,000,000美元,票面利率为6.125,2039年到期的优先票据,并附担保(通过参考2009年10月5日提交的8-K表格附件B的附件B并入)。 |
4.37 |
本金为3.996亿美元的全球票据,本金为7.55%,2038年到期,附担保(合并时参考2009年10月28日提交的8-K表格附件E附件E)。 |
4.38 |
全球票据表格,相当于2067年到期的次级票据本金2.858亿美元,附担保(通过参考2009年10月28日提交的8-K表格附件A并入附件4.2)。 |
4.39 |
全球票据表格,本金为6亿美元,2040年到期,本金为6.45%的优先票据,附担保(通过参考2010年5月20日提交的8-K表格附件C并入)。 |
4.40 |
全球票据表格,本金为7.5亿美元,5.95%的优先票据将于2041年到期,并附有担保(通过参考2011年1月13日提交的8-K表格附件B的附件B并入)。 |
4.41 |
全球票据表格,本金为6亿美元,本金为5.70%,2042年到期,附担保(通过参考2011年8月24日提交的8-K表格附件B并入附件B)。 |
4.42 |
全球票据表格,本金为7.5亿美元,本金为4.85%,2042年到期,附担保(通过参考2012年5月10日提交的10-Q表格附件A并入附件4.25)。 |
4.43 |
全球票据表格,本金金额为11亿美元,2043年到期,本金为4.45%的优先票据,附担保(通过参考2012年8月13日提交的8-K表格附件B附件B并入)。 |
4.44 |
全球票据表格,本金为12.5亿美元,本金为3.35%,2023年到期,附担保(通过参考2013年3月18日提交的8-K表格附件A并入附件4.3)。 |
4.45 |
全球票据表格,本金为10亿美元,本金为4.85%,2044年到期,附担保(通过参考2013年3月18日提交的8-K表格附件B并入)。 |
4.46 |
全球票据表格,本金为8.5亿美元,本金为3.90%,2024年到期,附担保(通过参考2014年2月12日提交的8-K表格附件A并入附件4.3)。 |
4.47 |
全球票据表格,本金为11.5亿美元,2045年到期,本金为5.10%的优先票据,附担保(通过参考2014年2月12日提交的8-K表格附件B并入附件4.3)。 |
4.48 |
全球票据表格,本金为11.5亿美元,2025年到期,本金为3.75%的优先票据,附担保(通过参考2014年10月14日提交的8-K表格附件B的附件B并入)。 |
4.49 |
全球票据表格,本金为4亿美元,本金为4.95%,2054年到期,附担保(通过参考2014年10月14日提交的8-K表格附件C并入附件4.4)。 |
4.50 |
全球票据表格,本金为4亿美元,本金为4.85%,2044年到期,附担保(通过参考2013年3月18日提交的8-K表格附件B并入)。 |
4.51 |
全球票据表格,本金为8.75亿美元,本金为3.70%,2026年到期,附担保(通过引用2015年5月7日提交的8-K表格附件B并入)。 |
4.52 |
全球票据表格,本金为8.75亿美元,本金为4.90%,2046年到期,附担保(通过参考2015年5月7日提交的8-K表格附件C并入附件C)。 |
4.53 |
全球票据表格,本金为5.75亿美元,本金为3.95%,2027年到期,附担保(通过参考2016年4月13日提交的8-K表格附件B并入附件4.4)。 |
4.54 |
全球票据表格,本金为1亿美元,本金为4.90%,2046年到期,附担保(通过参考2015年5月7日提交的8-K表格附件C并入)。 |
4.55 |
全球票据表格,相当于2077年到期的次级票据D的本金金额7亿美元,并附担保(通过参考2017年8月16日提交的8-K表格附件A附件4.3并入)。 |
4.56 |
全球票据表格,相当于2077年到期的本金为10亿美元的次级票据E,附担保(通过参考2017年8月16日提交的8-K表格附件B至附件4.3并入)。 |
4.57 |
全球票据表格,本金为12.5亿美元,本金为4.25%,2048年到期,附担保(结合于2018年2月15日提交的8-K表格附件B至附件4.4)。 |
4.58 |
全球票据表格,相当于2078年到期的次级票据F的本金金额7亿美元,并附担保(通过参考2018年2月15日提交的8-K表格附件A附件4.3并入)。 |
4.59 |
全球票据表格,本金为10亿美元,本金为4.15%,2028年到期,附担保(结合于2018年10月11日提交的8-K表格附件B至附件4.3)。 |
4.60 |
全球票据的形式,代表2049年到期的4.80%优先票据本金额为12.5亿美元,附带担保(通过引用2018年10月11日提交的表格8—K的附件C至附件4.3合并)。 |
4.61 |
全球票据的形式,代表2029年到期的3.125%优先票据本金额为12.5亿美元,附带担保(通过引用2019年7月8日提交的表格8—K的附件A至附件4.3合并)。 |
4.62 |
全球票据的形式,代表2050年到期的4.200%优先票据本金额为12.5亿美元,附带担保(通过引用2019年7月8日提交的表格8—K的附件B至附件4.3合并)。 |
4.63 |
全球票据的形式,代表2030年到期的2.800%优先票据本金额为10亿美元,附带担保(通过引用2020年1月15日提交的表格8—K的附件A至附件4.3合并)。 |
4.64 |
全球票据的形式,代表2051年到期的3.700%优先票据本金额10亿美元,附带担保(通过参考2020年1月15日提交的表格8—K的附件B至附件4.3合并)。 |
4.65 |
全球票据的形式,代表2060年到期的3.950%优先票据本金额10亿美元,附带担保(通过参考附件C至附件4.3的2020年1月15日提交的表格8—K)。 |
4.66 |
代表2030年到期的2.800%优先票据本金额为2.50亿美元的全球票据格式,附带担保(通过引用2020年1月15日提交的表格8—K的附件A至附件4.3合并)。 |
4.67 |
全球票据的形式,代表2052年到期的3.200%优先票据本金额为10亿美元,附带担保(通过引用2020年8月7日提交的表格8—K的附件A至附件4.4合并)。 |
4.68 |
全球票据的形式,代表2053年到期的3.300%优先票据本金额为10亿美元,附带担保(通过引用2021年9月15日提交的表格8—K的附件A至附件4.3合并)。 |
4.69 |
全球票据的形式,代表2026年到期的5.050%优先票据本金额的7.5亿美元,附带担保(通过引用2023年1月10日提交的表格8—K的附件A至附件4.4合并)。 |
4.70 |
全球票据的形式,代表2033年到期的5.350%优先票据本金额为10亿美元,附带担保(通过参考2023年1月10日提交的表格8—K的附件B至附件4.4合并)。 |
4.71 |
全球票据的形式,代表2027年到期的4.600%优先票据本金额为10亿美元,附带担保(通过引用2024年1月11日提交的表格8—K的附件A至附件4.4合并)。 |
4.72 |
全球票据的形式,代表2034年到期的4.850%优先票据本金额为10亿美元,附带担保(通过参考2024年1月11日提交的表格8—K的附件B至附件4.4合并)。 |
4.73 |
替代资本契约,日期为2009年10月27日,由Enterprise Products Operating LLC和Enterprise Products Partners L.P.签署,受益于其中所述的涵盖债务持有人(通过引用2009年10月28日提交的表格8—K中的附件4.9纳入)。 |
4.74 |
由Enterprise Products Operating LLC和Enterprise Products Partners L.P.执行的替代资本契约修正案,日期为2015年5月6日,以利于其中所述的涵盖债权人(通过引用2015年5月8日提交的表格10—Q中的附件4.59纳入)。 |
4.75 |
2002年2月20日,由东京电力公司合伙人,L.P.,作为发行人,TE Products Pipe Company,Limited Partnership,TCTM,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,L.P.和Jonah GasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGas |
4.76 |
补充契约,日期为2002年6月27日,由东京电力公司合伙人,L.P.,作为发行人,TE Products Pipe Company,Limited Partnership,TCTM,L.P.,东电中游公司和乔纳天然气收集公司作为初始子公司担保人,Val Verde天然气收集公司,L.P.,作为新的子公司担保人,Wachovia Bank,National Association,前身为First Union National Bank,作为受托人(参照TEPPCO Partners,L.P.于2002年8月14日提交的表格10—Q中的附件4.6)。 |
4.77 |
2006年7月31日,Wachovia Bank,全国协会,作为受托人,以Jonah GasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasG |
4.78 |
第七次补充契约,日期为2008年3月27日,由东京电力公司合伙人,L.P.,作为发行人,TE Products Pipe Company,LLC,TCTM,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,LLC和Val Verde GasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGas作为子公司担保人,美国银行全国协会作为受托人(参照TEPPCO Partners,L.P.于2008年5月8日提交的表格10—Q的附件4.13)。 |
4.79 |
第八次补充契约,日期为2009年10月27日,由东电合作伙伴,L.P.,作为发行人,TE Products Pipe Company,LLC,TCTM,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,LLC和Val Verde GasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGas作为子公司担保人,美国银行全国协会作为受托人(参照TEPPCO Partners,L.P.于2009年10月28日提交的表格8—K的附件4.1)。 |
4.80 |
TE Products Pipe Company,LLC,TCTM,L.P. 2009年11月23日发布的担保书,TEPPCO Midstream Companies,LLC和Val Verde GasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasL.P.由美国银行全国协会作为受托人(通过引用2010年3月1日提交的表格10—K中的附件4.64合并)。 |
4.81 |
2007年5月14日,东京电力公司合伙人,L.P.,作为发行人,TE Products Pipe Company,Limited Partnership,TCTM,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,L.P.和Val Verde GasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasG作为附属担保人,以及纽约银行信托公司,N.A.,作为受托人(通过引用TEPPCO Partners,L.P.于2007年5月15日提交的表格8—K的附件99.1)。 |
4.82 |
第一次补充契约,日期为2007年5月18日,由东电合作伙伴,L.P.,作为发行人,TE Products Pipe Company,Limited Partnership,TCTM,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,L.P.和Val Verde GasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasG作为附属担保人,以及纽约银行信托公司,N.A.,作为受托人(参照TEPPCO Partners,L.P.于2007年5月18日提交的表格8—K中的附件4.2)。 |
4.83 |
第二次补充契约,日期为2007年6月30日,由东电合作伙伴,L.P.,作为发行人,TE Products Pipe Company,Limited Partnership,TCTM,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,L.P.和Val Verde GasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasG作为现有子公司担保人、TE Products Pipe Company,LLC和TEPPCO Midstream Companies,LLC作为新的子公司担保人,以及纽约银行信托公司,N.A.,作为受托人(通过引用TE Products Pipeline Company,LLC于2007年7月6日提交的表格8—K中的附件4.2合并)。 |
4.84 |
第三份补充契约,日期为2009年10月27日,作为发行人,TE Products Pipe Company,LLC,TCTM,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,LLC和Val Verde GasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGas作为附属担保人,以及纽约梅隆信托公司,N.A.,作为受托人(参照TEPPCO Partners,L.P.于2009年10月28日提交的表格8—K中的附件4.2)。 |
4.85 |
TE Products Pipe Company,LLC,TCTM,L.P.的全部担保,日期为2009年11月23日,TEPPCO Midstream Companies,LLC和Val Verde GasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGasGas作为受托人(通过引用2010年3月1日提交的表格10—K的附件4.70并入)。 |
4.86 |
A系列累积可转换优先单位的样本单位证书,(通过引用附件B至附件3.1至2020年10月1日提交的表格8—K)。 |
4.87 |
注册权协议,日期为2020年9月30日,由Enterprise Products Partners L.P.及其买方方签署(通过引用2020年10月1日提交的表格8—K的附件4.2纳入)。 |
10.1*** |
2008年企业产品长期激励计划(第四次修正案和重述)(通过引用2022年10月24日提交的代理声明的附件A纳入)。 |
10.2*** |
2021年2月3日之前发布的2008年企业产品长期激励计划下的员工虚拟单位奖励表(通过引用2017年2月24日提交的表格10—K中的附件10—4纳入)。 |
10.3*** |
2021年2月3日或之后至2022年11月22日之前颁发的2008年企业产品长期激励计划下的员工虚拟单位奖励表(通过引用2021年3月1日提交的表格10—K的附件10—3纳入)。 |
10.4*** |
2022年11月22日或之后颁发的2008年企业产品长期激励计划下的员工虚拟单位奖励表(通过引用2023年2月28日提交的表格10—K中的附件10.4纳入)。 |
10.5 |
第八份经修订和重述的行政服务协议,自2015年2月13日起生效,由企业产品公司,EPCO控股公司,企业产品控股有限责任公司,企业产品合作伙伴有限责任公司,企业产品OLPGP,Inc. Enterprise Products Operating LLC和其中提及的油罐方(通过引用2015年2月13日提交的表格8—K的附件10.1并入)。 |
10.6 |
364-日期为2023年3月31日的循环信贷协议,由Enterprise Products Operating LLC(作为借款人)、贷款方、花旗银行(N.A.),作为行政代理,以及其中指定的某些金融机构,作为联合辛迪加代理和联合文档代理(通过引用2023年3月31日提交的表格8—K的附件10.1并入)。 |
10.7 |
日期为2023年3月31日的Enterprise Products Partners L.P.以花旗银行为受益人,作为行政代理人(通过引用2023年3月31日提交的表格8—K的附件10.2并入)。 |
10.8 |
循环信贷协议,日期为2023年3月31日,由Enterprise Products Operating LLC(作为借款人)、贷款人一方、富国银行(作为行政代理人)、国家协会(作为行政代理人)和其中指定的某些金融机构(作为联合辛迪加代理人和联合文件代理人)签署(通过引用2023年3月31日提交的表格8—K的附件10.3纳入)。 |
10.9 |
担保协议,日期为2023年3月31日,由Enterprise Products Partners L.P.以Wells Fargo Bank,National Association为行政代理人(通过引用2023年3月31日提交的表格8—K的附件10.4合并)。 |
10.10*** |
EPD 2018 Unit IV L.P.有限合伙企业协议,日期为2018年12月3日(通过引用2018年12月6日提交的表格8—K的附件10.1纳入)。 |
10.11*** |
2018年12月3日的EPCO Unit II L.P.有限合伙协议(通过引用2018年12月6日提交的表格8—K的附件10.2纳入)。 |
10.12*** |
2018年环保署有限合伙协议第1号修订案日期为2023年11月6日(通过引用2023年11月9日提交的表格10—Q的附件10.2并入)。 |
10.13*** |
EPCO Unit II L.P.有限合伙协议第一修正案,日期为2023年11月6日(通过引用2023年11月9日提交的表格10—Q的附件10.3并入)。 |
10.14 |
A系列累积可转换优先单位购买协议,日期为2020年9月30日,由Enterprise Products Partners L.P.及其购买方(通过引用2020年10月1日提交的表格8—K的附件10.1纳入)。 |
10.15 |
Enterprise Products Partners L.P.与OTA Holdings,Inc.于2020年9月30日签订的证券交易协议。(通过引用2020年10月1日提交的表格8—K的附件10.2并入)。 |
10.16 |
企业产品合作伙伴有限公司(Enterprise Products Partners L.P.)于2023年9月15日签署的股权分配协议,花旗集团全球市场公司,巴克莱资本公司,BBVA证券公司,BMO资本市场公司,美国银行证券公司,农业信贷证券(美国)公司,德意志银行证券公司,J.P. Morgan Securities LLC、Mizuho Securities USA LLC、Morgan Stanley & Co. LLC、MUFG Securities Americas Inc.、RBC Capital Markets,LLC,Scotia Capital(USA)Inc.,SG Americas Securities,LLC,TD Securities(USA)LLC,Truist Securities,Inc.和富国银行证券有限责任公司(通过引用2023年9月15日提交的表格8—K的附件1.1并入)。 |
10.17*** |
A. James Teague and Enterprise Products Company,日期为2019年4月15日(通过引用2019年4月18日提交的表格8—K的附件10.1并入)。 |
10.18*** |
W. Randall Fowler和Enterprise Products Company,日期为2019年4月15日(通过引用2019年4月18日提交的表格8—K的附件10.2合并)。 |
10.19*** |
格雷厄姆W. Bacon and Enterprise Products Company,2019年4月15日生效(通过引用2019年4月18日提交的表格8—K的附件10.3合并)。 |
10.20*** |
布伦特B之间的保留奖金协议。Secrest and Enterprise Products Company,日期为2019年4月15日(通过引用2019年4月18日提交的表格8—K的附件10.4合并)。 |
10.21***# |
R. Daniel Boss和Enterprise Products Company于2019年4月15日生效。 |
21.1# |
截至2024年2月1日的合并附属公司名单。 |
22.1# |
于2023年12月31日由Enterprise Products Partners L.P.及相联证券担保的债务证券发行人名单。 |
23.1# |
德勤律师事务所同意。 |
31.1# |
萨班斯—奥克斯利法案第302节认证。James Teague,Enterprise Products Partners L.P.截至2023年12月31日止年度的表格10—K年度报告。 |
31.2# |
萨班斯—奥克斯利法案第302条认证。兰德尔福勒企业产品合作伙伴有限公司截至2023年12月31日止年度的表格10—K年度报告。 |
32.1# |
萨班斯—奥克斯利法案第906条认证。James Teague,Enterprise Products Partners L.P.截至2023年12月31日止年度的表格10—K年度报告。 |
32.2# |
萨班斯—奥克斯利法案第906条认证。兰德尔福勒企业产品合作伙伴有限公司截至2023年12月31日止年度的表格10—K年度报告。 |
97.1# |
企业产品合作伙伴有限公司关于奖励性补偿的回收政策。 |
101# |
根据法规S—T第405条的交互式数据文件,格式为iXBRL(内联可扩展商业报告语言)在此表格10—K包括:(i)合并资产负债表,(ii)合并经营报表,(iii)合并全面收益表,(iv)合并现金流量表,(v)综合权益表及(vi)综合财务报表附注。 |
|
104# |
封面交互数据文件(嵌入在内联XBRL文档中)。 |
|
* |
关于任何通过引用任何交易法案文件而纳入的证据,委员会文件号为Enterprise Products Partners L.P.,Enterprise GP Holdings L.P.、TEPPCO Partners L.P.和TE Products Pipe Company,LLC分别为1—14323、1—32610、1—10403和1—13603。 |
*** |
管理合同和补偿计划安排。 |
# |
与这份报告一起提交的。 |
项目16. 表格10—K总结。
不包括在内这个
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(d)节的要求,注册人已于2024年2月28日正式授权的下列签署人代表其签署本报告。
企业产品合作伙伴L.P. |
(特拉华有限合伙) |
|
|
发信人: |
Enterprise Products Holdings LLC作为普通合伙人 |
|
|
发信人: |
/s/R.丹尼尔·博斯 |
姓名: |
R·Daniel老板 |
标题: |
总裁常务副主任-会计、风险控制和 普通合伙人的信息技术部门 |
根据1934年证券交易法的要求,本报告已于2024年2月28日由以下注册人代表并以下列身份签署。
签名 |
|
职位(企业产品控股有限责任公司职位) |
/S/兰达·邓肯·威廉姆斯 |
|
董事与董事会主席 |
记者兰达·邓肯·威廉姆斯 |
|
|
/S/理查德·H·巴赫曼 |
|
董事与董事会副主席 |
记者理查德·H·巴赫曼 |
|
|
/s/A.詹姆斯·蒂格 |
|
董事和联席首席执行官 |
a.詹姆斯·蒂格 |
|
|
/s/W.兰德尔·福勒 |
|
董事联席首席执行官兼首席财务官 |
W.兰德尔·福勒 |
|
|
/S/哈里·P·魏策尔 |
|
董事兼执行副总裁、总法律顾问兼秘书 |
记者哈里·P·韦策尔 |
|
|
撰稿S/卡琳·M·巴思 |
|
董事 |
约翰·卡林·M·巴思 |
|
|
/S/Murray E.Brasseux |
|
董事 |
记者Murray E.Brasseux |
|
|
/S/丽贝卡·G·福洛威尔 |
|
董事 |
记者丽贝卡·G·福洛威尔 |
|
|
/s/James T.哈克特 |
|
董事 |
记者詹姆斯·T·哈克特 |
|
|
/S/威廉·C·蒙哥马利 |
|
董事 |
记者威廉·C·蒙哥马利 |
|
|
/S/约翰·R·卢瑟福 |
|
董事 |
记者约翰·R·卢瑟福 |
|
|
/s/R.丹尼尔·博斯 |
|
执行副总裁—会计、风险控制和信息技术 |
R.丹尼尔·博斯 |
|
|
项目8. 财务报表和补充数据。
企业产品合作伙伴L.P.
合并财务报表索引
|
|
页码 |
独立注册会计师事务所报告 (PCAOB ID号34) |
F-2 |
|
|
|
截至的综合资产负债表2023年12月31日和2022 |
F-4 |
|
|
|
合并经营报表 在过去几年里2023年12月31日, 2022和2021 |
F-5 |
|
|
|
综合全面收益表 在过去几年里2023年12月31日, 2022和2021 |
F-6 |
|
|
|
合并现金流量表 在过去几年里2023年12月31日, 2022和2021 |
F-7 |
|
|
|
合并权益表 在过去几年里2023年12月31日, 2022和2021 |
F-8 |
|
|
|
合并财务报表附注 |
|
|
注1 —伙伴关系组织和业务 |
F-10 |
|
附注2 —重要会计政策摘要 |
F-10 |
|
附注3 —库存 |
F-19 |
|
附注4 —财产、厂房和设备 |
F-20 |
|
附注5 —对未合并附属公司的投资 |
F-22 |
|
附注6 —无形资产和商誉 |
F-24 |
|
Note 7 —债务义务 |
F-27 |
|
附注8 —资本账户 |
F-31 |
|
附注9 —收入 |
F-36 |
|
附注10—业务分部及相关资料 |
F-40 |
|
附注11—单位收益 |
F-45 |
|
附注12—业务合并 |
F-46 |
|
附注13—以股票为基础的奖励 |
F-47 |
|
附注14—对冲活动及公允价值计量 |
F-51 |
|
附注15--关联方交易 |
F-59 |
|
附注16--所得税 |
F-61 |
|
附注17—承付款及或有负债 |
F-63 |
|
注18—重大风险和不确定性 |
F-66 |
|
附注19-补充现金流量资料 |
F-68 |
|
注20--后续事件s |
F-69 |
独立注册会计师事务所报告
致企业产品控股有限责任公司董事会,
企业产品单位持有人Partners L.P.
休斯敦,得克萨斯州
对财务报表的几点看法
我们审计了随附的Enterprise Products Partners L.P.及其子公司的合并资产负债表(“本公司”)于2023年及2022年12月31日,截至2023年12月31日止三个年度各年的相关合并经营、全面收益、现金流量及权益表,及相关附注(统称“财务报表”)。我们认为,财务报表在所有重大方面公允列报了贵公司于2023年及2022年12月31日的财务状况,以及截至2023年12月31日止三个年度各年的经营成果和现金流量,符合美利坚合众国公认的会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准,根据下列标准审计了公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制内部控制--综合框架(2013)特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的报告和我们2024年2月28日的报告,对公司财务报告的内部控制表达了无保留意见。
意见基础
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所,根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规,我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计,以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证,无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序,无论是由于错误还是欺诈,以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计,以及评价财务报表的整体列报。我们相信,我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指在对财务报表进行当期审计时产生的事项,该事项已传达或要求传达给审计委员会,并且(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露,(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对财务报表的整体意见,我们也不会通过传达下面的关键审计事项,就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
物业、厂房及设备、净资产及无形资产净额—减值指标的确定—请参阅综合财务报表附注2、4及6
关键审计事项说明
长期资产(包括具有限可使用年期之无形资产(“无形资产”)及物业、厂房及设备),倘有事件或情况变动显示该等资产之账面值可能无法收回,则会检讨其减值。截至2023年12月31日,公司物业、厂房及设备的账面值净额为458.04亿美元,无形资产净额为37.7亿美元。
吾等已将厘定长期资产的减值指标识别为关键审计事项,原因是管理层在厘定是否已发生事件或情况变动时作出重大判断,显示长期资产的账面值可能无法收回。审计管理层的判断要求审计师在执行审计程序以评估管理层是否适当识别减值指标时有高度的判断。
如何在审计中处理关键审计事项
我们与识别减值指标有关的审核程序包括以下(其中包括):
• |
吾等已就识别显示长期资产账面值可能无法收回的事件或情况变动测试控制措施的有效性。 |
• |
我们通过以下几个方面评估管理层对减值指标的分析: |
- |
评估有减值迹象的长期资产是否适当识别及进一步减值测试。 |
- |
将近期经营毛利率结果与长期资产的账面值进行比较,以确定是否有迹象显示账面值可能无法于估计剩余可使用年期内收回。 |
- |
阅读行业、同行和客户的公开信息,以确定管理层的分析中是否没有考虑到潜在的减值指标。 |
- |
阅读董事会会议记录,以了解是否有可能代表管理层分析中未考虑到的潜在减值指标的因素。 |
/s/ 德勤律师事务所
休斯敦,得克萨斯州
2024年2月28日
自1997年以来,我们一直担任本公司的审计师。
企业产品合作伙伴L.P.
合并资产负债表
(百万美元)
|
|
十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
资产 |
|
|
|
|
|
|
流动资产: |
|
|
|
|
|
|
现金和现金等价物 |
|
$ |
180 |
|
|
$ |
76 |
|
受限现金 |
|
|
140 |
|
|
|
130 |
|
应收账款—贸易,扣除信贷损失备抵 共$35在…2023年12月31日及$54在…2022年12月31日 |
|
|
7,765 |
|
|
|
6,964 |
|
应收账款关联方 |
|
|
7 |
|
|
|
11 |
|
库存(见附注3) |
|
|
3,352 |
|
|
|
2,554 |
|
衍生资产(见附注14) |
|
|
347 |
|
|
|
469 |
|
预付资产和其他流动资产 |
|
|
457 |
|
|
|
394 |
|
流动资产总额 |
|
|
12,248 |
|
|
|
10,598 |
|
财产、厂房和设备、净值(见注4) |
|
|
45,804 |
|
|
|
44,401 |
|
对未合并关联公司的投资(see注5) |
|
|
2,330 |
|
|
|
2,352 |
|
无形资产,净额(见注6) |
|
|
3,770 |
|
|
|
3,965 |
|
商誉(见注6) |
|
|
5,608 |
|
|
|
5,608 |
|
其他资产 |
|
|
1,222 |
|
|
|
1,184 |
|
总资产 |
|
$ |
70,982 |
|
|
$ |
68,108 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
负债和权益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
流动负债: |
|
|
|
|
|
|
|
|
本集团的债务(见附注7) |
|
$ |
1,300 |
|
|
$ |
1,744 |
|
应付帐款--贸易 |
|
|
1,195 |
|
|
|
743 |
|
应付帐款--关联方 |
|
|
199 |
|
|
|
232 |
|
应计产品应付款 |
|
|
8,911 |
|
|
|
7,988 |
|
应计利息 |
|
|
455 |
|
|
|
426 |
|
衍生负债(见附注14) |
|
|
396 |
|
|
|
354 |
|
其他流动负债 |
|
|
675 |
|
|
|
778 |
|
流动负债总额 |
|
|
13,131 |
|
|
|
12,265 |
|
长期债务(见注7) |
|
|
27,448 |
|
|
|
26,551 |
|
递延税项负债(见附注16) |
|
|
611 |
|
|
|
600 |
|
其他长期负债 |
|
|
984 |
|
|
|
941 |
|
承付款和或有负债(见 附注17) |
|
|
|
|
|
|
|
|
可赎回优先有限合伙人权益: (see注8) |
|
|
|
|
|
|
|
|
A系列累计可转换优先单位("优先单位") (50,412未偿还单位, 2023年12月31日和2022年12月31日) |
|
|
49 |
|
|
|
49 |
|
股本:(see注8) |
|
|
|
|
|
|
|
|
合伙人权益: |
|
|
|
|
|
|
|
|
普通有限合伙人权益(2,168,245,238已发放和未偿还单位, 2023年12月31日和2,170,806,347已发放和未偿还单位, 2022年12月31日) |
|
|
28,663 |
|
|
|
27,555 |
|
财务处单位,按成本计算 |
|
|
(1,297 |
) |
|
|
(1,297 |
) |
累计其他综合收益 |
|
|
307 |
|
|
|
365 |
|
伙伴权益共计 |
|
|
27,673 |
|
|
|
26,623 |
|
合并子公司中的非控股权益 |
|
|
1,086 |
|
|
|
1,079 |
|
总股本 |
|
|
28,759 |
|
|
|
27,702 |
|
总负债、优先单位和权益 |
|
$ |
70,982 |
|
|
$ |
68,108 |
|
请参阅合并财务报表附注.
企业产品合作伙伴L.P.
合并经营报表
(单位:百万美元,单位金额除外)
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
收入: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
第三方 |
|
$ |
49,654 |
|
|
$ |
58,127 |
|
|
$ |
40,727 |
|
关联方 |
|
|
61 |
|
|
|
59 |
|
|
|
80 |
|
总收入(见附注9) |
|
|
49,715 |
|
|
|
58,186 |
|
|
|
40,807 |
|
成本和支出: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
运营成本和支出: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
第三方和其他费用 |
|
|
41,632 |
|
|
|
50,160 |
|
|
|
33,791 |
|
关联方 |
|
|
1,385 |
|
|
|
1,342 |
|
|
|
1,287 |
|
总运营成本和费用 |
|
|
43,017 |
|
|
|
51,502 |
|
|
|
35,078 |
|
一般和行政费用: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
第三方和其他费用 |
|
|
75 |
|
|
|
85 |
|
|
|
75 |
|
关联方 |
|
|
156 |
|
|
|
156 |
|
|
|
134 |
|
一般费用和行政费用总额 |
|
|
231 |
|
|
|
241 |
|
|
|
209 |
|
费用和支出共计(见附注10) |
|
|
43,248 |
|
|
|
51,743 |
|
|
|
35,287 |
|
未合并附属公司收入中的权益 |
|
|
462 |
|
|
|
464 |
|
|
|
583 |
|
营业收入 |
|
|
6,929 |
|
|
|
6,907 |
|
|
|
6,103 |
|
其他收入(支出): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
利息支出 |
|
|
(1,269 |
) |
|
|
(1,244 |
) |
|
|
(1,283 |
) |
利息收入 |
|
|
27 |
|
|
|
11 |
|
|
|
5 |
|
其他,净额 |
|
|
14 |
|
|
|
23 |
|
|
|
– |
|
其他费用合计(净额) |
|
|
(1,228 |
) |
|
|
(1,210 |
) |
|
|
(1,278 |
) |
所得税前收入 |
|
|
5,701 |
|
|
|
5,697 |
|
|
|
4,825 |
|
所得税准备(见附注16) |
|
|
(44 |
) |
|
|
(82 |
) |
|
|
(70 |
) |
净收入 |
|
|
5,657 |
|
|
|
5,615 |
|
|
|
4,755 |
|
可归因于非控股权益的净收入(见附注8) |
|
|
(125 |
) |
|
|
(125 |
) |
|
|
(117 |
) |
优先股的净收入(见附注8) |
|
|
(3 |
) |
|
|
(3 |
) |
|
|
(4 |
) |
可归因于普通单位持有人的净收入 |
|
$ |
5,529 |
|
|
$ |
5,487 |
|
|
$ |
4,634 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
单位收益:(见注11) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
普通单位基本收入 |
|
$ |
2.52 |
|
|
$ |
2.50 |
|
|
$ |
2.11 |
|
摊薄后的单位收益 |
|
$ |
2.52 |
|
|
$ |
2.50 |
|
|
$ |
2.10 |
|
请参阅合并财务报表附注。
企业产品合作伙伴L.P.
综合全面收益表
(百万美元)
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
净收入 |
|
$ |
5,657 |
|
|
$ |
5,615 |
|
|
$ |
4,755 |
|
其他全面收益(亏损): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
现金流对冲:(见附注14) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
商品套期保值衍生工具: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
现金流量套期保值公允价值变动 |
|
|
93 |
|
|
|
254 |
|
|
|
(678 |
) |
亏损(收益)重新分类为净收入 |
|
|
(110 |
) |
|
|
(220 |
) |
|
|
908 |
|
利率对冲衍生工具: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
现金流量套期保值公允价值变动 |
|
|
(36 |
) |
|
|
26 |
|
|
|
183 |
|
亏损(收益)重新分类为净收入 |
|
|
(5 |
) |
|
|
19 |
|
|
|
38 |
|
总现金流对冲 |
|
|
(58 |
) |
|
|
79 |
|
|
|
451 |
|
其他全面收益(亏损)合计 |
|
|
(58 |
) |
|
|
79 |
|
|
|
451 |
|
综合收益 |
|
|
5,599 |
|
|
|
5,694 |
|
|
|
5,206 |
|
可归属于非控股权益的全面收益 |
|
|
(125 |
) |
|
|
(125 |
) |
|
|
(117 |
) |
归属于优先单位的全面收益(见附注8) |
|
|
(3 |
) |
|
|
(3 |
) |
|
|
(4 |
) |
共同单位持有人的全面收入 |
|
$ |
5,471 |
|
|
$ |
5,566 |
|
|
$ |
5,085 |
|
请参阅合并财务报表附注。
企业产品合作伙伴L.P.
合并现金流量表
(百万美元)
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
经营活动: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
净收入 |
|
$ |
5,657 |
|
|
$ |
5,615 |
|
|
$ |
4,755 |
|
净收入与经营活动提供的现金流量净额对账: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
折旧和增值 |
|
|
1,871 |
|
|
|
1,797 |
|
|
|
1,723 |
|
无形资产摊销 |
|
|
201 |
|
|
|
177 |
|
|
|
151 |
|
反应堆设备主要维护费用的摊销 |
|
|
64 |
|
|
|
51 |
|
|
|
27 |
|
其他摊销费用 |
|
|
207 |
|
|
|
220 |
|
|
|
239 |
|
商誉以外的资产减值(见附注2及4) |
|
|
32 |
|
|
|
53 |
|
|
|
233 |
|
未合并附属公司收入中的权益 |
|
|
(462 |
) |
|
|
(464 |
) |
|
|
(583 |
) |
从未合并附属公司收到的分配应归属于盈利 |
|
|
446 |
|
|
|
446 |
|
|
|
544 |
|
资产出售及相关事项应占净亏损(收益)(见附注19) |
|
|
(10 |
) |
|
|
1 |
|
|
|
5 |
|
递延所得税费用 |
|
|
12 |
|
|
|
60 |
|
|
|
40 |
|
衍生工具公平市价变动 |
|
|
33 |
|
|
|
78 |
|
|
|
(27 |
) |
与长期经营租赁有关的非现金支出(见附注17) |
|
|
72 |
|
|
|
59 |
|
|
|
41 |
|
营业账户变动净影响(见附注19) |
|
|
(555 |
) |
|
|
(54 |
) |
|
|
1,366 |
|
其他经营活动 |
|
|
1 |
|
|
|
– |
|
|
|
(1 |
) |
经营活动提供的现金流量净额 |
|
|
7,569 |
|
|
|
8,039 |
|
|
|
8,513 |
|
投资活动: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
资本支出 |
|
|
(3,266 |
) |
|
|
(1,964 |
) |
|
|
(2,223 |
) |
业务合并所用现金,扣除已收现金(见附注12) |
|
|
– |
|
|
|
(3,204 |
) |
|
|
– |
|
对未合并关联公司的投资 |
|
|
(2 |
) |
|
|
(1 |
) |
|
|
(2 |
) |
从未合并附属公司收到的应归回资本的分派 |
|
|
42 |
|
|
|
98 |
|
|
|
46 |
|
资产出售所得款项及其他事项(见附注19) |
|
|
42 |
|
|
|
122 |
|
|
|
64 |
|
其他投资活动 |
|
|
(13 |
) |
|
|
(5 |
) |
|
|
(20 |
) |
用于投资活动的现金 |
|
|
(3,197 |
) |
|
|
(4,954 |
) |
|
|
(2,135 |
) |
融资活动: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
债务协议下的借款 |
|
|
89,899 |
|
|
|
96,140 |
|
|
|
11,159 |
|
偿还债务 |
|
|
(89,447 |
) |
|
|
(97,395 |
) |
|
|
(11,492 |
) |
发债成本 |
|
|
(17 |
) |
|
|
(1 |
) |
|
|
(15 |
) |
利率衍生工具货币化(见附注14) |
|
|
21 |
|
|
|
– |
|
|
|
75 |
|
支付予共同基金单位持有人的现金分派(见附注8) |
|
|
(4,301 |
) |
|
|
(4,095 |
) |
|
|
(3,930 |
) |
与分配等值权利有关的现金支付 |
|
|
(38 |
) |
|
|
(34 |
) |
|
|
(31 |
) |
支付予非控股权益的现金分派(见附注8) |
|
|
(160 |
) |
|
|
(163 |
) |
|
|
(154 |
) |
非控股权益现金贡献(见附注8) |
|
|
44 |
|
|
|
7 |
|
|
|
72 |
|
2019年回购计划下的公用单位回购(见附注 8) |
|
|
(188 |
) |
|
|
(250 |
) |
|
|
(214 |
) |
其他融资活动 |
|
|
(71 |
) |
|
|
(53 |
) |
|
|
(41 |
) |
用于融资活动的现金 |
|
|
(4,258 |
) |
|
|
(5,844 |
) |
|
|
(4,571 |
) |
现金及现金等价物,包括限制性现金变动净额 |
|
|
114 |
|
|
|
(2,759 |
) |
|
|
1,807 |
|
现金和现金等价物,包括限制性现金,1月1日 |
|
|
206 |
|
|
|
2,965 |
|
|
|
1,158 |
|
现金和现金等价物,包括限制性现金,12月31日 |
|
$ |
320 |
|
|
$ |
206 |
|
|
$ |
2,965 |
|
请参阅合并财务报表附注。
企业产品合作伙伴L.P.
合并权益报表
(See注8单位历史记录,累计其他综合
收入(亏损)及非控股权益)
(百万美元)
|
|
合伙人权益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
普普通通 有限 合作伙伴 利益 |
|
|
财务处 单位 |
|
|
累计 其他 全面 收入(亏损) |
|
|
非控制性 在以下方面的权益 已整合 附属公司 |
|
|
总计 |
|
平衡,2020年12月31日 |
|
$ |
25,767 |
|
|
$ |
(1,297 |
) |
|
$ |
(165 |
) |
|
$ |
1,073 |
|
|
$ |
25,378 |
|
净收入 |
|
|
4,634 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
117 |
|
|
|
4,751 |
|
支付给共同基金单位持有人的现金分配 |
|
|
(3,930 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(3,930 |
) |
与分配有关的现金付款 同等权利 |
|
|
(31 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(31 |
) |
支付给非控股权益的现金分配 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(154 |
) |
|
|
(154 |
) |
来自非控股权益的现金捐助 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
72 |
|
|
|
72 |
|
共同单位的购回和注销 2019年回购计划 |
|
|
(214 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(214 |
) |
以权益为基础的奖励的公允价值摊销 |
|
|
151 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
151 |
|
现金流对冲 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
451 |
|
|
|
– |
|
|
|
451 |
|
其他,净额 |
|
|
(37 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
2 |
|
|
|
(35 |
) |
平衡,2021年12月31日 |
|
|
26,340 |
|
|
|
(1,297 |
) |
|
|
286 |
|
|
|
1,110 |
|
|
|
26,439 |
|
净收入 |
|
|
5,487 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
125 |
|
|
|
5,612 |
|
支付给共同基金单位持有人的现金分配 |
|
|
(4,095 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(4,095 |
) |
与分配有关的现金付款 同等权利 |
|
|
(34 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(34 |
) |
支付给非控股权益的现金分配 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(163 |
) |
|
|
(163 |
) |
来自非控股权益的现金捐助 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
7 |
|
|
|
7 |
|
共同单位的购回和注销 2019年回购计划 |
|
|
(250 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(250 |
) |
以权益为基础的奖励的公允价值摊销 |
|
|
156 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
156 |
|
现金流对冲 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
79 |
|
|
|
– |
|
|
|
79 |
|
其他,净额 |
|
|
(49 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(49 |
) |
平衡,2022年12月31日 |
|
|
27,555 |
|
|
|
(1,297 |
) |
|
|
365 |
|
|
|
1,079 |
|
|
|
27,702 |
|
净收入 |
|
|
5,529 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
125 |
|
|
|
5,654 |
|
支付给共同基金单位持有人的现金分配 |
|
|
(4,301 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(4,301 |
) |
与分配有关的现金付款 同等权利 |
|
|
(38 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(38 |
) |
支付给非控股权益的现金分配 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(160 |
) |
|
|
(160 |
) |
来自非控股权益的现金捐助 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
44 |
|
|
|
44 |
|
共同单位的购回和注销 2019年回购计划 |
|
|
(188 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(188 |
) |
以权益为基础的奖励的公允价值摊销 |
|
|
170 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
170 |
|
现金流对冲 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(58 |
) |
|
|
– |
|
|
|
(58 |
) |
其他,净额 |
|
|
(64 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(2 |
) |
|
|
(66 |
) |
平衡,2023年12月31日 |
|
$ |
28,663 |
|
|
$ |
(1,297 |
) |
|
$ |
307 |
|
|
$ |
1,086 |
|
|
$ |
28,759 |
|
请参阅合并财务报表附注。
本文件中使用的主要参考文献
合并财务报表附注
除非上下文另有要求,本综合财务报表附注中提及的“我们”、“我们”或“我们的”旨在指Enterprise Products Partners L.P.及其合并子公司的业务和运营。
提及的“合伙企业”或“企业”是指独立的企业产品合作伙伴L.P.。
提及“EPO”是指企业产品运营有限责任公司(Enterprise Products Operating LLC),该公司是合伙企业的间接全资子公司及其合并子公司,合伙企业通过这些子公司开展业务。 我们由普通合伙人Enterprise Products Holdings LLC(“Enterprise GP”)管理,该公司为德克萨斯州私人控股有限责任公司Dan Duncan LLC的全资附属公司。
丹·邓肯有限责任公司的成员权益由一个有表决权的信托基金拥有,目前的受托人(“DD有限责任公司受托人”)为:(I)同时是董事公司董事兼Enterprise GP董事会(“董事会”)主席的兰达·邓肯·威廉姆斯;(Ii)同时是董事公司董事兼董事会副主席的理查德·H·巴赫曼;以及(3)W·兰德尔·福勒,他也是董事公司以及Enterprise GP的联席首席执行官兼首席财务官。邓肯·威廉姆斯女士以及巴赫曼和福勒先生目前还担任丹·邓肯公司的经理。
“EPCO”指的是企业产品公司,一家私人控股的德克萨斯公司,及其私人控股的附属公司。 EPCO的未行使投票权股本由一个投票信托拥有,其现时受托人(“EPCO受托人”)为:(i)Duncan Williams女士,担任EPCO主席;(ii)Bachmann先生,担任EPCO总裁兼首席执行官;及(iii)Fowler先生,担任EPCO执行副总裁兼首席财务官。 Duncan Williams女士和Bachmann先生和Fowler先生目前也担任EPCO的董事。
我们、Enterprise GP、EPCO和Dan Duncan LLC是DD LLC受托人和EPCO受托人共同控制下的关联公司。 EPCO及其私人控股子公司拥有大约 32.42023年12月31日,占合伙企业未偿还的共同单位的百分比。
所有统计数据(例如,该等综合财务报表附注所载列的管道里程、处理能力及类似营运指标均未经审核。
除每单位数量外,或如在每个公开内容的上下文中所述,
在这些披露中的表格数据中列出的美元数额,
以百万美元计。
注1. 伙伴关系组织和业务
我们是一家上市的特拉华有限合伙企业,其普通股在纽约证券交易所(“NYSE”)上市,股票代码为“EPD”。 我们优先单位不公开交易。 我们于一九九八年四月成立,拥有及经营EPCO的若干液化天然气(“液化天然气”)相关业务,是北美领先的中游能源服务供应商,为天然气、液化天然气、原油、石化产品及精炼产品的生产商及消费者提供服务。 从经济角度来看,我们由有限合伙人(优先和共同单位持有人)拥有。 Enterprise GP拥有我们的非经济性普通合伙人权益,管理我们的合作关系。 我们通过EPO及其合并子公司进行几乎所有的业务运营。
我们完全整合的中游能源资产网络(或“价值链”)将来自美国一些最大供应盆地的天然气、天然气和原油生产商联系在一起,加拿大和墨西哥湾与国内消费者和国际市场。 我们的中游能源业务包括:
• |
NGL运输、分馏、储存和海运终端(包括用于出口液化石油气(“LPG”)和乙烷的终端); |
• |
丙烯生产设施(包括丙烷脱氢(“PDH”)设施)、丁烷异构化、辛烷强化、异丁烷脱氢(“iBDH”)和高纯度异丁烯(“HPIB”)生产设施; |
• |
石化和精炼产品运输、仓储和海运码头(包括用于出口乙烯和聚合物级丙烯(“PGP”)的码头);以及 |
• |
该公司是一家在美国主要内陆和沿海航道系统运营的海上运输公司。 |
像许多上市公司一样,我们没有员工。 我们的所有管理、行政和运营职能均由EPCO员工根据行政服务协议(“ASA”)或其他服务提供商履行。 有关关联方事项的信息见附注15。
我们的行动报告如下 四业务部门:天然气管道及服务,原油管道及服务,天然气管道及服务,石化及精炼产品服务。 有关我们业务分部的其他资料,请参阅附注10。
说明2. 主要会计政策概要
我们的综合财务报表乃根据美国公认会计原则(“公认会计原则”)按权责发生制编制。
信贷损失准备
我们使用当前预期信贷亏损模式估计我们于各报告日期的信贷亏损拨备,该模式要求计量金融资产的预期信贷亏损(例如,根据客户的过往经验、当前的经济状况以及合理和有支持性的预测。 我们亦可能增加信贷亏损拨备,以回应特定识别涉及破产程序及类似财务困难的客户。
下表呈列我们于所示年度的信贷亏损活动拨备:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
期初余额 |
|
$ |
54 |
|
|
$ |
53 |
|
|
$ |
47 |
|
计入成本和费用 |
|
|
1 |
|
|
|
6 |
|
|
|
7 |
|
记入其他账户 |
|
|
– |
|
|
|
1 |
|
|
|
4 |
|
扣除额 |
|
|
(20 |
) |
|
|
(6 |
) |
|
|
(5 |
) |
期末余额 |
|
$ |
35 |
|
|
$ |
54 |
|
|
$ |
53 |
|
现金、现金等价物和限制性现金
现金及现金等价物指无限制手头现金及原到期日为自购买日期起计三个月以内的高流动性投资。
受限制现金主要指我们的结算经纪在独立银行账户中持有的金额,作为保证金,以支持我们的商品衍生工具组合以及天然气、天然气、原油、精炼产品及电力的相关实物买卖。 当价格波动或保证金要求改变时,额外现金可能会被限制用于维持我们的商品衍生工具组合。有关我们的衍生工具及对冲活动的资料,请参阅附注14。
下表提供现金及现金等价物以及合并资产负债表内呈报的受限制现金的对账,合计为合并现金流量表所列金额的总和。
|
|
十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
现金和现金等价物 |
|
$ |
180 |
|
|
$ |
76 |
|
受限现金 |
|
|
140 |
|
|
|
130 |
|
2009年12月12日第12号文件中所列现金、现金等价物和限制性现金总额 合并现金流量表 |
|
$ |
320 |
|
|
$ |
206 |
|
合并政策
我们的综合财务报表包括我们的账目以及我们拥有控股权益的主要控股附属公司的账目(经对销所有公司间账目及交易)。 我们还整合我们拥有控股财务权益的其他实体和企业,以及合伙权益(我们是合伙企业的唯一普通合伙人)。 我们评估我们于商业企业的财务权益,以确定其是否代表我们为主要受益人的可变权益实体。 如果符合该等标准,我们将该等业务的财务报表与我们自己的财务报表合并。 我们控制附属公司的第三方或联属公司所有权权益呈列为非控股权益。 有关非控股权益的资料见附注8。
如果该实体是有限合伙或有限责任公司,并保持独立的所有权账户,如果我们的所有权权益在以下情况下, 3%和50%,除非我们的权益太小以致我们对被投资公司的经营和财务政策几乎没有影响力。 对于所有其他类型的投资,如果我们的所有权权益在以下情况下, 20%和50%,而我们对被投资公司的经营和财务政策行使重大影响力。 在综合账目中,吾等对按比例应占的非综合联属公司交易的溢利及亏损予以抵销,惟该等金额仍留在吾等综合资产负债表(或吾等权益法投资的有关金额)的存货或类似账目中.
或有事件
于我们的综合财务报表刊发日期可能存在若干情况,可能会导致我们蒙受亏损,惟该等情况只会在一项或多项未来事件发生或未能发生时解决。 管理层定期进行季度诉讼审查,包括法律顾问提供的最新资料,以评估会计确认或披露该等或然事项的需要,而该评估本身涉及判断。 在评估与针对我们的未决法律诉讼或可能导致该等诉讼的未断言索赔有关的或有损失时,我们的管理层和法律顾问评估任何法律诉讼或未断言索赔的感知价值,以及寻求或预期寻求的济助金额的感知价值。
我们就可能发生亏损且金额可合理估计的或然负债计提未贴现负债。 倘可合理估计一系列金额,而该范围内的金额并无比任何其他金额更佳估计,则应计该范围内的最低金额。 倘可能出现亏损但金额无法合理估计,或倘相信出现亏损的可能性仅合理可能或极低,则吾等不会记录或然负债。 对于合理可能产生不利结果且对我们的综合财务报表有重大影响的或然事项,我们披露或然事项的性质,以及(如可行)对可能损失或损失范围的估计。
被视为极低的或然亏损,一般不会披露,除非涉及担保,在此情况下,担保将予披露。 有关我们或有事项的其他资料,请参阅附注17。
流动资产和流动负债
我们在综合资产负债表中以个别标题的形式列出流动资产和流动负债的所有组成部分, 5分别占流动资产总额及流动负债总额的%。
衍生工具
我们使用衍生工具,如期货、掉期、远期合约及其他安排,管理与存货、确定承诺、利率及若干预期未来商品交易有关的价格风险。 为符合套期会计的资格,套期项目必须使我们面临风险,相关衍生工具必须降低该风险,并符合与指定日期、套期有效性预期以及套期未来交易按预测发生的概率有关的特定套期文件要求。 我们正式指定衍生工具为对冲,并在对冲开始时及其后每月记录及评估其有效性。 预测交易会评估发生的概率,并于预测期间过去后定期进行回测,以确定预测交易是否有可能在未来发生。
吾等须于综合资产负债表中确认按公平值计量的衍生工具为资产或负债,除非该等工具符合若干正常购买╱正常出售标准。 虽然所有衍生工具均须于资产负债表内按公平值呈报,但衍生工具公平值变动会按不同方式呈报,视乎有关对冲活动的性质及有效性而定。 在满足特定条件后,合格衍生工具可指定为全部或部分套期:
• |
已确认资产或负债的公允价值变动,或未确认的确定承诺—在公允价值套期中,衍生工具和套期项目的收益和损失在变动期间确认为收入。 |
• |
预测交易的可变现金流量—在现金流量对冲中,对冲公平值的变动于其他全面收益(亏损)中呈报,并于预测交易影响盈利时重新分类至盈利。 |
有效对冲关系是指衍生工具公允价值变动预期可抵销的关系 80%至125在套期关系开始时和整个存续期内,套期项目公允价值变动的百分比。 对冲关系之有效部分为衍生工具于报告期内准确抵销被对冲项目公平值变动之金额。
指定为不太可能发生的预期交易的现金流量对冲的合约即时在收益中确认。
我们的若干衍生工具不符合对冲会计处理的资格;因此,该等工具采用按市值计价会计法入账。
就我们绝大部分实物远期商品衍生合约而言,我们应用正常购买/正常销售例外情况,据此,该等合约按市价计值的变动不会在收入中确认。 因此,与此类实物交易有关的收入和支出在实物交付或收到期间确认。 受此例外情况规限的实物远期商品合约会评估未来交付的可能性,并于预测期间过去后定期对若干该等实物远期商品合约进行回测,以确定类似远期合约是否有可能于未来实物交付。 有关衍生工具的其他资料,请参阅附注14。
环境成本
补救的环境成本是根据已知补救要求的估计数累计的。 该等应计费用是根据管理层对修复场地最终成本的最佳估计,并随进一步资料和情况的发展作出调整。 这些估计可能会有很大的变化,这取决于有关污染性质和程度、适当的补救技术和监管批准的信息。 减少或防止未来环境污染的支出已资本化。 持续环境合规成本于产生时计入开支。 于应计环境修复负债时,环境修复未来开支之成本不会贴现至其现值,惟开支金额及时间为固定或可可靠厘定者除外。 于2023年12月31日,我们的估计环境修复负债概无贴现至现值,原因是该等负债的最终金额及现金支付时间难以确定。 我们的环境储备总额为美元4百万美元和美元3分别为2023年12月31日和2022年12月31日。
估计数
根据公认会计原则编制我们的合并财务报表要求我们作出影响财务报表中所列金额的估计。 我们最重要的估计涉及(i)固定及可识别无形资产所用的可使用年期及折旧╱摊销方法;(ii)固定及无形资产(包括商誉)减值测试所用的公平值计量及预测;(iii)或然事项;及(iv)应计收入及开支。
实际结果可能与我们的估计有重大差异。 我们根据现有资料持续审阅估计。 吾等估计所依据的事实及情况的任何变动可能需要吾等更新该等估计,而这可能对吾等的综合财务报表造成重大影响。
公允价值计量
我们的经常性及非经常性公平值估计乃基于(i)实际市场数据或(ii)其他市场参与者于指定计量日期于资产或负债主要市场定价时所使用的假设(包括风险估计)。 已确认估值技术(如收入或市场法)采用合约价格、市场报价或费率、经营成本、贴现因素及业务增长率等输入数据。 该等输入数据可能易于观察、有市场数据证实或一般不可观察。 在制定公允价值估计时,我们努力利用现有的最佳信息,并尽可能应用基于市场的数据。
本集团已建立三层架构,根据估计公平值所用输入数据的可观察性,对财务报表中确认的公平值金额进行分类。 层级架构认为,基于可观察输入数据(第一及第二层公平值计量)的公平值金额较主要基于不可观察输入数据(第三层公平值计量)的公平值金额更为可靠及可预测。 于各资产负债表报告日,我们使用此层级分类金融资产及负债。 分类于各层级之公平值金额之特征如下:
• |
第一级公允价值计量. 第一层公平值乃根据于计量日期相同资产或负债于活跃市场可得之报价计算。 活跃市场定义为相同资产或负债的交易以足够的频率发生,以持续提供定价信息的市场(例如,纽约商品交易所(NYMEX)和洲际交易所(ICE)的交易。 我们的第一层公平值包括金融资产及负债,如交易所买卖的商品衍生工具。 |
• |
第二级公允价值计量. 第二级公平值乃基于活跃市场报价以外的定价输入数据(第一级公平值计量),并可于计量日期直接或间接观察。 第二级公平值包括使用财务模型或其他适当估值方法估值的工具。 该等财务模型主要为行业标准模型,考虑各种假设,包括商品的远期报价、货币时间价值、波动因素、相关工具的现行市场及合约价格以及其他相关经济计量。 基本上所有该等假设(i)于工具整个有效期内于市场上可观察到;(ii)可从可观察数据得出;或(iii)以报价以外的输入数据验证(例如,利率和收益率曲线在通常引用的区间)。 我们的第二级公平值主要包括商品衍生工具,如远期、掉期及其他在交易所或场外交易的工具以及利率衍生工具。 该等衍生工具之公平值乃根据类似产品及地点之可观察报价厘定。 我们的利率衍生工具的公平值乃采用财务模型厘定,该模型包括与未来利率衍生工具结算同期的第三方收益率曲线。 |
• |
第三级公允价值计量. 第三层公平值乃根据不可观察输入数据计算。 倘并无可观察输入数据,则使用不可观察输入数据计量公平值,从而考虑到资产或负债于计量日期市场活动极少(如有)的情况。 不可观察输入数据反映管理层对市场参与者在为资产或负债定价时使用的假设(包括风险假设)的想法。 不可观察输入数据乃基于我们在有关情况下可获得的最佳资料,其中可能包括我们内部制定的预测。 第三级输入数据通常用于内部开发的估值方法,我们对公允价值作出最佳估计。 采用第三级输入值之估值由高级管理层审阅及批准。 |
就商品衍生工具而言,我们的第三级公平值主要包括以下用于对冲各种存货及运输能力的商品衍生工具:(i)年期超过36个月的天然气、原油、天然气、精炼产品及商业能源合约;(ii)场外期权;及(iii)年期超过一年的交易所买卖期权。 此外,我们经常依赖信誉经纪商的报价,他们发布某些产品的报价,并尽可能将这些价格与相同市场上相同产品的其他信誉经纪商进行比较。 该等价格与我们的商品衍生工具的数据合并后,我们的模型使用该等价格厘定该等工具的公允价值。
我们的非经常性公平值估计一般基于公平值的收入法,并反映多个第三级输入数据。 在许多情况下,并无可依赖的活跃市场(第一级公平值计量)或其他类似近期交易(第二级公平值计量)可供比较。 我们的非经常性公允价值估计通常包括管理层根据其在行业中的知识和经验对相关资产的剩余市场价值的预期(第三级公允价值计量)。 估值模型所用第三级输入数据的其他例子包括预期经营毛利率、吞吐量或加工量、利用率、持续资本开支、贴现率及业务增长率。 当概率权重用于现金流建模时,权重通常从对被测资产负有监督责任的管理人员处获得。
减损测试
下表概述所示年度综合现金流量表呈列的资产减值支出按类别划分:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
于经营成本及开支反映之减值开支: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
包括物业、厂房和设备 |
|
$ |
18 |
|
|
$ |
41 |
|
|
$ |
218 |
|
其他(1) |
|
|
12 |
|
|
|
12 |
|
|
|
15 |
|
经营成本及支出中的资产减值支出总额(2) |
|
|
30 |
|
|
|
53 |
|
|
|
233 |
|
其他物业、厂房及设备减值支出(3) |
|
|
2 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
资产减值费用总额 |
|
$ |
32 |
|
|
$ |
53 |
|
|
$ |
233 |
|
以下信息描述了我们关于主要资产类别减值测试的会计政策:
• |
对长寿资产进行减值测试。长期资产由具有有限寿命的无形资产以及财产、厂房和设备组成,当事件或环境变化表明此类资产的账面价值可能无法收回时,将审查此类资产的减值情况。具有账面价值且预计无法通过未来现金流收回的长期资产减记至其估计公允价值。如果长期资产的账面价值超过预期因资产的使用和最终处置而产生的未贴现估计现金流的总和,则视为不可收回。例如,如果资产的账面价值超过其未贴现现金流的总和,非现金资产减值费用被记录为等于资产账面价值超过其估计公允价值的部分。公允价值被定义为在指定的计量日期出售资产或在市场参与者之间有序交易中转移负债所收到的价格。*我们使用市场价格指标来衡量公允价值,或者在缺乏此类数据的情况下,使用适当的估值技术。4有关物业、厂房和设备的减值费用的信息。 |
• |
对未合并关联公司的投资进行减值测试。当发生事件或情况变化时,我们评估权益法投资的减值。此类事件或情况变化表明,非暂时性下降可能导致投资价值损失。此类事件或情况变化的例子包括实体持续的运营亏损和/或实体所在行业的长期负面变化。如果我们确定投资价值因非暂时性下降而无法收回,我们记录了非现金减值费用,以将投资的账面价值调整为其估计公允价值。在截至2023年12月31日、2022年或2021年12月31日的年度内,我们没有记录与我们的权益法投资相关的任何非现金减值费用。 |
• |
商誉减值测试。商誉是指被收购企业在收购日超过其净资产公允价值的成本,在每年第四季度或当事件或情况变化表明商誉的账面价值可能无法收回时,需要进行年度减值测试。我们根据ASU 2017-04《无形资产-商誉和其他(主题350):简化商誉减值测试》中的指导,在报告单位(或经营部门)层面测试商誉减值。商誉减值费用代表报告单位的账面价值(包括其各自的商誉)超过其公允价值的金额。不得超过申报单位商誉的账面金额。 |
我们使用公认的估值方法来确定每个报告单位的公允价值,主要是通过使用贴现现金流量(即,公允价值的收益法)并辅之以市场为基础的评估。我们报告单位的估计公允价值纳入了关于组成每个报告单位的资产和运营的未来经济前景的假设,包括:(I)对组成报告单位的资产的离散财务预测,这反过来又依赖于管理层对长期运营利润率、吞吐量、资本投资和类似因素的估计;(Ii)离散预测期后报告单位现金流的长期增长率;以及(Iii)适当的贴现率。公允价值估计基于公允价值层次的第三级投入。我们相信我们在估计报告单位公允价值时使用的假设与市场参与者在公允价值估计过程中使用的假设是一致的。然而,由于估计过程中的不确定性以及碳氢化合物供需的波动和类似的风险因素,实际结果可能与我们的估计大不相同。根据我们最近的商誉减值测试,2023年12月31日,我们每个报告单位的估计公允价值大大高于其账面价值(即至少10%)。
于截至2023年、2022年或2021年12月31日止年度内,吾等并无记录任何非现金商誉减值费用。有关吾等商誉的其他资料,请参阅附注6。
盘存
库存主要包括NGL、石化产品、成品油、原油和天然气,以成本或可变现净值中的较低者计价。我们将库存、运输和处理费用(如管道运输和存储费用)以及与采购量相关的其他相关成本资本化。随着数量的出售和从库存中交付,这些数量的成本(包括已作为库存成本的一部分资本化的运入费用)计入运营成本和费用。与我们销售和交付给客户的产品相关的运输和手续费计入运营成本和发生的费用。有关我们库存的更多信息,请参见附注3。
租契
我们根据会计准则法典(“ASC”)842对租赁进行会计核算, 租契,要求几乎所有租赁都记录在资产负债表中。
该准则包括两个承租人会计模式,导致租赁根据承租人于租赁期内是否有效取得相关资产的控制权而分类为“融资”或“经营”租赁。 倘租赁符合五项分类标准其中一项,则租赁将分类为融资租赁。 在默认情况下,不符合分类为融资租赁的条件的租赁将被视为经营租赁。 无论分类如何,两种租赁类型的初始计量将导致资产负债表确认使用权(“ROU”)资产(指公司在指定期间内使用相关资产的权利)和相应租赁负债。 租赁负债将按未来租赁付款的现值确认,而使用权资产将等于租赁负债,并就任何预付租金、出租人提供的租赁优惠以及任何间接成本作出调整。
各类租赁的后续计量各不相同。 就融资租赁而言,承租人将摊销使用权资产(一般以类似于折旧的方式按直线法摊销),并使用以下方式累计租赁负债(作为利息开支的一部分): 实际利率法. 经营租赁将导致确认单一租赁开支金额,并以直线法入账。
我们不就短期租赁(即最长期限为12个月或以下的租赁,且不包括承租人合理确定行使的购买选择权)确认使用权资产及租赁负债,而是按直线法确认租赁付款。 此外,我们合并与办公室及仓库租赁有关的租赁及非租赁部分(如适用)。
请参阅备注第17章我们有关经营租赁责任的披露。
物业、厂房及设备
物业、厂房及设备按成本入账。 不动产、厂场和设备的添置、装修和其他改进的支出资本化,而不会延长资产寿命或增加价值的小规模更换、保养和维修则在发生时计入费用。 当物业、厂房及设备资产报废或以其他方式出售时,相关成本及累计折旧会自账目中剔除,而任何由此产生的收益或亏损则计入有关期间的经营业绩。
当资产处于建设阶段时,我们将用于建设物业、厂房及设备的资金所产生的利息成本资本化。 资本化的利息记作与其有关的资产的一部分,并作为折旧费用的一部分在资产的估计使用寿命内摊销。 当利息被资本化时,它减少了利息支出,而不是其他情况。
一般而言,折旧是指将资产的成本减去剩余价值(如果有的话)后,系统而合理地分配到其受益期。 我们的大部分物业、厂房及设备采用直线法折旧,导致折旧开支在资产的年期内平均产生。 我们对折旧开支的估计包括管理层对资产的可使用经济年期及剩余价值的假设。 在适当情况下,我们会使用其他折旧方法(一般为加速折旧)进行税务用途。
租赁物业装修记作物业、厂房及设备的一部分。 租赁物业装修之成本于(i)剩余租赁期或(ii)装修之估计可使用年期两者中较短者以直线法计入盈利。 在估计剩余租赁期时,我们会考虑被视为合理保证的续租期。
我们对资产的可使用经济年期及剩余价值的假设可能会因新的事实及情况而改变,这将对我们的折旧开支金额产生预期影响。 这类情况的例子包括但不限于:(一)限制资产估计经济寿命的法律和法规的变化;(二)使资产过时的技术变化;(三)预期残值的变化或(四)适用资源流域的预测寿命的重大变化(如有)。
我们的某些工厂设施因主要维护活动而定期计划停运。这些活动的核算方法取决于工厂使用的是基于蒸馏的过程还是基于反应的过程。在我们的天然气加工厂中,NGL分馏器、脱异丁烷塔、丙烯裂解器和类似设施利用热蒸馏过程将碳氢化合物分离成更有用的组分。我们的基于反应的工厂,主要包括我们的PDH、异构化和辛烷强化设施,利用催化剂促进化学反应,将低价值的碳氢化合物转化为更高价值的产品。我们使用应收费用法来核算基于蒸馏的工厂计划的主要维护活动。对于基于反应的工厂,我们使用延期方法来核算主要的维护活动。在延期方法下,主要维护成本将在下一次重大检修项目之前的一段时间内资本化和摊销。从历史上看,可归因于我们基于反应的设施的主要维护活动的成本,主要是我们的辛烷值增强资产,对我们的综合财务报表并不重要。
对于计划中的海上运输资产和地下储藏库的主要维护活动,我们继续使用延期方法来核算这些费用。
资产报废债务(ARO)是与有形长期资产的报废相关的法律义务,这些资产是由于其收购、建设、开发和/或正常运营而产生的。当发生ARO时,我们记录ARO的负债,并将等额资本化为相关长期资产的账面价值增加。这些ARO金额是使用预期现值技术按估计公允价值计量的。随着时间的推移,ARO负债增加至其现值(通过增值费用),资本化金额在相关长期资产的剩余使用寿命内折旧。如果我们的ARO负债未按其记录金额结算,我们将产生损益。
有关我们的物业、厂房和设备以及ARO的更多信息,请参见附注4。
收入
我们几乎所有的收入都在ASC 606下入账, 来自与客户的合同收入,然而,在有限的程度上,一些收入是在其他指导下核算的,如ASC 842,租约,ASC 845,非货币交易,或ASC 815,衍生工具和套期保值活动.
ASC 606的核心原则是,公司确认收入的方式应公平地描述向客户转移货物或服务的金额,以反映公司预期从这些货物或服务获得的对价。我们通过ASC 606概述的以下五个关键步骤来应用这一核心原则:(I)确定合同;(Ii)确定合同中的履约义务;(Iii)确定交易价格;(Iv)将交易价格分配给合同中的履约义务;以及(V)在履行义务得到满足时确认收入。这些步骤中的每一步都涉及管理层的判断和对合同的实质性条款和条件的分析。
根据ASC 606,我们在履行对客户的履约义务时确认收入。在我们已经确认收入,但有条件地从客户那里获得对价(基于时间推移以外的东西)的情况下,我们在合并资产负债表上确认未开单收入(合同资产)。当我们有无条件从客户那里付款的权利时,未开单收入被重新分类为应收账款。在我们履行履行义务的期间之前从客户那里收到的付款在我们的综合资产负债表上记录为递延收入(合同负债)。
我们的收入流来自产品销售和提供中游服务。销售产品的收入在某个时间点确认,这代表着控制权(以及我们合同规定的履行义务的履行)转移给客户。从那时起,客户能够直接使用产品,并从使用产品中获得基本上所有的好处。关于中游服务(例如,可中断运输),随着时间的推移,我们履行了我们的绩效义务,并在提供服务和客户收到收益时确认收入,这是基于重新交付数量的产出衡量标准。我们认为,这一衡量标准真实地描述了中游服务的控制权转移,因为(I)从收到客户数量到随后的重新交付之间有一段微不足道的时间,(Ii)当客户遍历我们的设施时,不可能单独跟踪和区分客户的库存。对于随时准备履行的义务(例如,存储容量预留合同),我们根据合同期限内的时间流逝,以直线方式确认收入。我们相信,这些方法准确地描述了向客户转移利益的过程。
当我们在相关合同下享有无条件对价的权利时,我们将为客户购买的产品或提供的服务开具发票。我们有权开票的对价可以是固定的、可变的,也可以是两者的组合。固定对价的例子是客户根据接受或付费安排、存储容量保留协议和确定的运输合同进行的固定付款。可变对价是指客户的付款基于基于数量、价格或两者的波动(或变化)的因素。可变对价的例子包括可中断运输协议,市场指数化的产品销售合同和我们根据天然气加工协议保留的NGL的价值。我们的账单条款是我们销售的产品的典型行业。
根据某些中游服务协议,客户被要求在商定的期限内提供最低数量,并提供一项条款,允许客户在商定的期限内弥补任何数量缺口(称为“补充权”)。根据此类协议的收入最初被递延,随后在补充权被行使、客户行使权利的可能性变得微乎其微或我们以其他方式被免除履约义务时确认。
客户可向我们提供资金,以帮助抵消与管道建设活动和生产井连接相关的建设成本。这些收入确认为向客户提供的相关中游服务期限内的额外服务收入。
对于那些我们有能力向客户开具发票的合同,其金额与迄今已完成的履约义务的价值直接对应,我们确认收入,因为我们有权开票。
关于我们的收入披露,请参阅附注9。
注3.库存减少
按产品类型划分的库存金额如下所示日期:
|
|
十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
NGL |
|
$ |
2,392 |
|
|
$ |
1,689 |
|
石油化工和成品油 |
|
|
536 |
|
|
|
430 |
|
原油 |
|
|
419 |
|
|
|
411 |
|
天然气 |
|
|
5 |
|
|
|
24 |
|
总计 |
|
$ |
3,352 |
|
|
$ |
2,554 |
|
在我们通过液体百分比合同和类似安排获得库存量所有权的情况下(而不是以现金直接从第三方购买),这些库存量在收购当月按基于市场的价格计价。
下表列出了所示年度的销售总额成本和成本或可变现净值调整中的较低成本:
|
截至12月31日止年度, |
|
|
2023 |
|
2022 |
|
2021 |
|
销售成本(1) |
|
$ |
37,023 |
|
|
$ |
45,836 |
|
|
$ |
29,887 |
|
在销售成本中确认的成本或可变现净值调整数的较低者 |
|
|
31 |
|
|
|
19 |
|
|
|
20 |
|
由于商品价格波动,当我们的可供出售存货的账面值超过其可变现净值时,我们确认成本或可变现净值调整的较低者。 该等非现金费用在确认期间为销售成本的一部分。 倘我们的商品对冲策略能解决与存货相关的价格风险且成功,则该等存货估值调整会被减低或抵销。 有关我们的商品对冲活动的描述,请参阅附注14。
说明4. 房及设备
于所示日期,我们的物业、厂房及设备以及相关结余的历史成本如下:
|
|
估计数 使用寿命 |
|
|
十二月三十一日, |
|
|
|
以年为单位 |
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
厂房、管道和设施(1)(5) |
|
|
3-45 |
|
|
$ |
57,983 |
|
|
$ |
54,396 |
|
地下和其他储存设施(2)(6) |
|
|
5-40 |
|
|
|
4,401 |
|
|
|
4,329 |
|
运输设备(3) |
|
|
3-10 |
|
|
|
242 |
|
|
|
222 |
|
船舶(4) |
|
|
15-30 |
|
|
|
935 |
|
|
|
921 |
|
土地 |
|
|
|
|
|
|
411 |
|
|
|
387 |
|
在建工程 |
|
|
|
|
|
|
2,245 |
|
|
|
2,867 |
|
小计 |
|
|
|
|
|
|
66,217 |
|
|
|
63,122 |
|
减去累计折旧 |
|
|
|
|
|
|
20,462 |
|
|
|
18,800 |
|
不动产、厂房和设备小计,净额 |
|
|
|
|
|
|
45,755 |
|
|
|
44,322 |
|
基于反应的资本化主要维护成本 三个工厂,累计摊销净额(7) |
|
|
|
|
|
|
49 |
|
|
|
79 |
|
财产、厂房和设备、净值 |
|
|
|
|
|
$ |
45,804 |
|
|
$ |
44,401 |
|
(1) |
|
(2) |
|
(3) |
|
(4) |
|
(5) |
|
(6) |
|
(7) |
|
下表汇总了所示年份的折旧费用和资本化利息金额:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
折旧费用(1) |
|
$ |
1,860 |
|
|
$ |
1,779 |
|
|
$ |
1,705 |
|
资本化利息(2) |
|
|
106 |
|
|
|
90 |
|
|
|
80 |
|
资产报废债务
我们记录与法律要求相关的ARO,以根据合同安排和/或政府法规执行特定的退役活动。*我们的合同ARO主要来自与我们的管道运营相关的通行权协议和与我们的工厂场地相关的财产租赁。*此外,我们记录与放弃或退役地面卤水储存坑和某些海洋船只相关的政府法规相关的ARO。*我们还记录与某些含有石棉等有害物质的资产的翻新或拆除相关的监管要求的ARO。*我们通常使用运营的现金流为我们的ARO提供资金。
截至2023年12月31日和2022年12月31日的房地产、厂房和设备包括美元109百万美元和美元117
下表列出了所示年份我们的ARO的相关信息:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
ARO负债期初余额 |
|
$ |
234 |
|
|
$ |
176 |
|
|
$ |
150 |
|
已发生的负债(1) |
|
|
5 |
|
|
|
20 |
|
|
|
6 |
|
现金流量估计数的修订(2) |
|
|
(12 |
) |
|
|
30 |
|
|
|
6 |
|
已结清负债(3) |
|
|
(13 |
) |
|
|
(10 |
) |
|
|
(4 |
) |
费用(4) |
|
|
11 |
|
|
|
18 |
|
|
|
18 |
|
ARO负债期末余额 |
|
$ |
225 |
|
|
$ |
234 |
|
|
$ |
176 |
|
在美元中225截至2023年12月31日记录的ARO总负债,美元4100万美元被列为流动负债,221亿美元作为长期负债。
下表呈列我们于所示年度对ARO相关增长开支的预测:
2024 |
|
|
2025 |
|
|
2026 |
|
|
2027 |
|
|
2028 |
|
$ |
13 |
|
|
$ |
14 |
|
|
$ |
15 |
|
|
$ |
16 |
|
|
$ |
16 |
|
物业、厂房及设备的减值
下表呈列我们于所示年度按业务分部划分的涉及物业、厂房及设备的非现金资产减值支出:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
NGL管道和服务 |
|
$ |
12 |
|
|
$ |
23 |
|
|
$ |
20 |
|
原油管道及服务 |
|
|
1 |
|
|
|
3 |
|
|
|
15 |
|
天然气管道及服务(1) |
|
|
5 |
|
|
|
6 |
|
|
|
56 |
|
石油化工及精炼产品服务(2) |
|
|
2 |
|
|
|
9 |
|
|
|
127 |
|
不动产、厂房和设备的减值费用总额 |
|
$ |
20 |
|
|
$ |
41 |
|
|
$ |
218 |
|
以下信息汇总了我们在截至2021年12月31日的一年中确认的涉及财产、厂房和设备的重大资产减值费用:
|
• |
2021年12月,我们评估了我们的海运业务的减值,这是由于对这类服务的需求进一步恶化,导致定期和现货汇率低于预期。114减值费用使财产、厂房和设备减少了$。113百万美元和无形资产1万 我们使用收益法(即贴现现金流量法)来确定公允价值,该方法结合了第三级投入,包括:(1)管理层对企业产生的现金流的长期预测;(2)贴现率8.7%,这是根据从事类似业务活动的市场参与者的估计加权平均资本成本计算的;及。(Iii)增长率为2.2%用于年终现金流。 |
|
• |
2021年3月,我们达成协议,以#美元的价格将我们圣胡安收集系统的组成部分--煤层天然气收集系统和相关的Val Verde处理设施--出售给第三方。39百万现金。交易完成,于2021年4月1日生效。*我们确认减值费用为$44可归因于这笔交易的100万美元,反映了#美元的减记37100万美元的财产、厂房和设备以及美元7百万美元的无形资产折算为各自的公允价值。 |
截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的其余减值费用可归因于完全注销预期不再使用或建造的资产。
注5.投资者对未合并关联公司的投资
下表按业务部门列出了我们在指定日期对未合并关联公司的投资。我们使用权益法对这些投资进行核算。
|
所有权 利息为 十二月三十一日, |
|
十二月三十一日, |
|
2023 |
|
2023 |
|
2022 |
NGL管道和服务: |
|
|
|
|
|
威尼斯能源服务公司(“Vesco”) |
13.1% |
|
$ |
24 |
|
$ |
25 |
K/D/S ProMix,L.L.C.(“ProMix”) |
50% |
|
|
25 |
|
|
25 |
巴吞鲁日分馏塔有限责任公司(BRF) |
32.2% |
|
|
13 |
|
|
13 |
Skelly-Belvieu管道公司L.L.C.(“Skelly-Belvieu”) |
50% |
|
|
26 |
|
|
25 |
德克萨斯快递管道有限责任公司(“德克萨斯快递”) |
35% |
|
|
303 |
|
|
324 |
德克萨斯快递聚集有限责任公司(“TEG”) |
45% |
|
|
35 |
|
|
36 |
前射程管道有限责任公司(“前射程”) |
33.3% |
|
|
186 |
|
|
192 |
原油管道和服务: |
|
|
|
|
|
|
|
Seaway原油控股有限公司(“Seaway”) |
50% |
|
|
1,192 |
|
|
1,183 |
鹰福特石油管道有限责任公司(“鹰福特原油管道”) |
50% |
|
|
373 |
|
|
375 |
Eagle Ford Terminals Corpus Christi LLC(《鹰福特Corpus Christi》) |
50% |
|
|
116 |
|
|
119 |
天然气管道及服务: |
|
|
|
|
|
|
|
White River Hub,LLC("White River Hub") |
50% |
|
|
17 |
|
|
17 |
Old Ocean Pipe,LLC("Old Ocean") |
50% |
|
|
16 |
|
|
15 |
石油化工及精炼产品服务: |
|
|
|
|
|
|
|
Baton Rouge丙烯浓缩器有限责任公司("BRPC") |
30% |
|
|
2 |
|
|
2 |
Transport 4,LLC("Transport 4") |
25% |
|
|
2 |
|
|
1 |
总计 |
|
|
$ |
2,330 |
|
$ |
2,352 |
NGL管道和服务
NGL管道及服务分部各被投资方的主要业务活动载述如下:
• |
维斯科拥有威尼斯天然气加工设施和位于路易斯安那州南部的相关收集系统。 |
• |
Promix拥有一个NGL分馏设施和一个相关的收集系统位于路易斯安那州南部。 |
• |
BRF在路易斯安那州南部拥有一个NGL分馏设施 |
• |
斯凯利-贝尔维尤拥有一条管道,将混合的NGL从德克萨斯州的Skellytown输送到德克萨斯州的钱伯斯县。 |
• |
德克萨斯快车拥有一条NGL管道,该管道从德克萨斯州的Skellytown延伸到我们的钱伯斯县NGL分馏和储存综合体。 来自落基山脉、二叠纪盆地和中部大陆地区的混合天然气液化液通过与我们在Skellytown附近的中美洲管道系统的互连输送到德克萨斯州快速管道。 此外,德克萨斯州快速管道运输由德克萨斯州快速收集系统收集的混合NGL。 此外,来自科罗拉多州丹佛—朱尔斯堡("DJ")盆地的混合天然气液化液使用Front Range Pipe运输至Texas Express Pipe。 |
• |
TAG拥有两个NGL收集系统,将混合NGL输送到德克萨斯快速管道。 |
• |
前射程拥有一条NGL管道,将混合NGL从位于DJ盆地的天然气处理设施输送到我们的德克萨斯快速管道和中美管道系统以及德克萨斯州Skellytown附近的其他第三方设施。 |
原油管道及服务
我们原油管道和服务部门包括的每一家被投资方的主要业务活动如下:
• |
海滨拥有一个原油管道系统,将俄克拉荷马州库欣的原油管道系统与德克萨斯州东南部的市场连接起来。库欣是纽约商品交易所西德克萨斯中质原油的主要行业交易中心和价格结算点。Seaway管道由长途运输系统、自由港系统和德克萨斯州城市系统组成。 |
• |
鹰福特原油管道拥有一条为南得克萨斯州生产商输送原油和凝析油的管道。该系统起源于德克萨斯州的加登代尔,延伸至德克萨斯州的科珀斯克里斯蒂。该系统与我们的南得克萨斯州原油管道系统和鹰福特科珀斯克里斯蒂拥有的海运码头互联。 |
• |
鹰福特科珀斯克里斯蒂拥有一个位于德克萨斯州科珀斯克里斯蒂的海运原油码头,可以将原油或凝析油装载到远洋轮船上。 |
天然气管道及服务
我们天然气管道和服务部门包括的每一家被投资方的主要业务活动如下:
• |
白河枢纽拥有一个天然气枢纽设施,为科罗拉多州西北部皮肯斯盆地的生产商提供服务。 |
• |
古老的海洋拥有一条从德克萨斯州梅珀尔附近延伸到德克萨斯州斯威尼的天然气管道。 |
石化及成品油服务
我们石化和成品油服务部门包括的每一家被投资方的主要业务活动如下:
• |
BRPC拥有一家位于路易斯安那州南部的丙烯分馏设施。 |
• |
运输4为我们的成品油管道提供管道和终端物流服务。 |
股权收益
下表按业务部门列出了我们在指定年度的未合并附属公司收入中的权益:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
NGL管道和服务 |
|
$ |
133 |
|
|
$ |
149 |
|
|
$ |
120 |
|
原油管道及服务 |
|
|
320 |
|
|
|
308 |
|
|
|
456 |
|
天然气管道及服务 |
|
|
6 |
|
|
|
5 |
|
|
|
6 |
|
石化及成品油服务 |
|
|
3 |
|
|
|
2 |
|
|
|
1 |
|
总计 |
|
$ |
462 |
|
|
$ |
464 |
|
|
$ |
583 |
|
附注6.报告无形资产和商誉
可确认无形资产
下表按业务部门汇总了我们在指定日期的无形资产:
|
|
2023年12月31日 |
|
|
2022年12月31日 |
|
|
|
毛收入 价值 |
|
|
累计 摊销 |
|
|
携带 价值 |
|
|
毛收入 价值 |
|
|
累计 摊销 |
|
|
携带 价值 |
|
NGL管道和服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
客户关系无形资产 |
|
$ |
449 |
|
|
$ |
(263 |
) |
|
$ |
186 |
|
|
$ |
449 |
|
|
$ |
(249 |
) |
|
$ |
200 |
|
基于合同的无形资产 |
|
|
752 |
|
|
|
(110 |
) |
|
|
642 |
|
|
|
749 |
|
|
|
(84 |
) |
|
|
665 |
|
细分市场合计 |
|
|
1,201 |
|
|
|
(373 |
) |
|
|
828 |
|
|
|
1,198 |
|
|
|
(333 |
) |
|
|
865 |
|
原油管道和服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
客户关系无形资产 |
|
|
2,195 |
|
|
|
(530 |
) |
|
|
1,665 |
|
|
|
2,195 |
|
|
|
(431 |
) |
|
|
1,764 |
|
基于合同的无形资产 |
|
|
283 |
|
|
|
(275 |
) |
|
|
8 |
|
|
|
283 |
|
|
|
(271 |
) |
|
|
12 |
|
细分市场合计 |
|
|
2,478 |
|
|
|
(805 |
) |
|
|
1,673 |
|
|
|
2,478 |
|
|
|
(702 |
) |
|
|
1,776 |
|
天然气管道及服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
客户关系无形资产 |
|
|
1,351 |
|
|
|
(625 |
) |
|
|
726 |
|
|
|
1,350 |
|
|
|
(588 |
) |
|
|
762 |
|
基于合同的无形资产 |
|
|
641 |
|
|
|
(209 |
) |
|
|
432 |
|
|
|
639 |
|
|
|
(195 |
) |
|
|
444 |
|
细分市场合计 |
|
|
1,992 |
|
|
|
(834 |
) |
|
|
1,158 |
|
|
|
1,989 |
|
|
|
(783 |
) |
|
|
1,206 |
|
石油化工及精炼产品服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
客户关系无形资产 |
|
|
181 |
|
|
|
(86 |
) |
|
|
95 |
|
|
|
181 |
|
|
|
(80 |
) |
|
|
101 |
|
基于合同的无形资产 |
|
|
45 |
|
|
|
(29 |
) |
|
|
16 |
|
|
|
45 |
|
|
|
(28 |
) |
|
|
17 |
|
细分市场合计 |
|
|
226 |
|
|
|
(115 |
) |
|
|
111 |
|
|
|
226 |
|
|
|
(108 |
) |
|
|
118 |
|
无形资产总额 |
|
$ |
5,897 |
|
|
$ |
(2,127 |
) |
|
$ |
3,770 |
|
|
$ |
5,891 |
|
|
$ |
(1,926 |
) |
|
$ |
3,965 |
|
下表呈列所示年度按业务分部划分的无形资产摊销开支:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
NGL管道和服务 |
|
$ |
40 |
|
|
$ |
36 |
|
|
$ |
24 |
|
原油管道及服务 |
|
|
103 |
|
|
|
84 |
|
|
|
77 |
|
天然气管道及服务 |
|
|
51 |
|
|
|
50 |
|
|
|
42 |
|
石化及成品油服务 |
|
|
7 |
|
|
|
7 |
|
|
|
8 |
|
总计 |
|
$ |
201 |
|
|
$ |
177 |
|
|
$ |
151 |
|
下表呈列我们于所示年度对现有无形资产相关摊销开支的预测:
2024 |
|
|
2025 |
|
|
2026 |
|
|
2027 |
|
|
2028 |
|
$ |
210 |
|
|
$ |
208 |
|
|
$ |
203 |
|
|
$ |
185 |
|
|
$ |
180 |
|
客户关系无形资产
客户关系无形资产指就业务合并而收购之商业关系所分配之估计经济价值。 我们的客户关系无形资产分类为(i)盆地特定或(ii)一般。特定于盆地的客户关系表示对与定义的资源盆地相关联的客户的访问(例如,使用天然气收集系统服务于特定生产领域的客户),类似于在特定区域拥有特许经营权。 一般客户关系与烃量不属于特定资源盆地的客户相关联(例如,处理来自多个来源的货物的海运码头的客户)。
各客户关系无形资产之估计公平值乃于收购时采用贴现现金流量分析厘定,该分析包括有关所收购业务之多项假设。 该等假设可能包括第三级公允值输入数据,包括长期现金流量预测,该预测延续资产网络所服务的碳氢化合物资源基础的估计经济年期、预期服务合同续期、资源基础损耗率及预期客户流失率。
确认客户关系受多种因素支持。 一般而言,中游基础设施需要大量投资,无论是在初期建设成本还是在持续维护方面,而且一般都得到建立客户基础的长期合同的支持。 建设新的中游资产网络所涉及的支出水平和监管要求可能会造成严重的进入经济障碍,从而限制潜在的竞争。 此外,所收购固定资产的高效、持续运营不仅支持收购时存在的商业关系,而且为我们提供了建立新商业关系的机会。 这些因素支持我们客户关系无形资产的长期价值。
关于摊销期,盆地特定客户关系的持续时间限于相关资源盆地的估计经济寿命。 我们其他客户关系的持续时间通常限于基础服务合同的期限,包括假定的续约。 归属于客户关系的摊销开支以与我们预期从该等关系中获益的模式极为相似的方式入账。
于2023年12月31日,我们的客户关系无形资产组合的账面值为美元,2.710亿美元,其主要组成部分如下:
a |
|
加权 平均值 剩余 摊销 期间 |
|
2023年12月31日 |
毛收入 价值 |
|
累计 摊销 |
|
携带 价值 |
特定于流域的客户关系: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
**EFS Midstream(2015年收购) |
|
18.4年份 |
|
$ |
1,410 |
|
$ |
(339) |
|
$ |
1,071 |
收购了国营线路和公平游戏公司(2010年收购) |
|
23.2年份 |
|
|
895 |
|
|
(302) |
|
|
593 |
报道圣胡安聚会(2004年收购) |
|
15.8年份 |
|
|
331 |
|
|
(266) |
|
|
65 |
一般客户关系: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
收购了Oiltanking(2014年收购) |
|
20.0年份 |
|
|
1,193 |
|
|
(294) |
|
|
899 |
• 这个EFS中游客户关系为我们提供了与EFS中游系统服务的鹰滩页岩凝析油和天然气生产商的长期联系EFS中游系统提供凝析油收集和处理服务,以及伴生天然气的收集、处理和压缩服务。
• |
这个《州界与公平游戏》客户关系为我们提供了长期接触由我们的海恩斯维尔和Fairplay收集系统服务的天然气生产商的机会。海恩斯维尔收集系统收集和处理从路易斯安那州和德克萨斯州东部的海恩斯维尔和博西尔页岩供应盆地以及棉花谷和泰勒沙层生产的天然气。而Fairplay收集系统收集从德克萨斯州东部的棉花谷地层生产的天然气。 |
• |
这个圣胡安集会客户关系使我们能够长期接触圣胡安盆地的天然气生产商,该盆地由我们的圣胡安集输系统提供服务。 |
• |
这个油罐化客户关系使我们能够长期接触到在休斯顿船舶通道和德克萨斯州博蒙特码头服务的原油和成品仓库和码头客户。 |
基于合同的无形资产
合约无形资产指我们就业务合并而收购的特定商业权利。该等无形资产一般采用收入法估值,并纳入协议条款。 于2023年12月31日,我们以合约为基础的无形资产组合的账面值为美元,1.110亿美元,其主要组成部分如下:
a |
|
加权 平均值 剩余 摊销 期间 |
|
2023年12月31日 |
毛收入 价值 |
|
累计 摊销 |
|
携带 价值 |
Navitas Midstream客户合同 |
|
28.0年份 |
$ |
|
989 |
|
$ |
(45) |
|
$ |
944 |
乔纳天然气收集协议 |
|
18.0年份 |
|
|
224 |
|
|
(185) |
|
|
39 |
特拉华盆地天然气加工合同 |
|
3.0年份 |
|
|
82 |
|
|
(48) |
|
|
34 |
• 这个Navitas Midstream客户合同,我们于2022年2月收购Navitas Midstream Partners,LLC(“Navitas Midstream”), 代表我们分配给与客户签订的长期合同的估计价值,这些客户将未来的租赁生产用于我们的系统。 所收购合约无形资产之估计公平值乃采用收入法厘定,特别是贴现现金流量分析。 公允价值估计包括第三级输入数据,包括:(i)管理层根据所服务的油气资源盆地的估计经济寿命和资源消耗率对米德兰盆地系统产生的现金流量的长期预测;及(ii)贴现率 15.5%,这是根据基准分析,参考纳维中流收购的隐含回报率及市场参与者加权平均资本成本。 所收购合约无形资产之估计可使用年期为 30几年了。这些合同的摊销费用采用基于收集量的生产单位法入账。
• |
这个乔纳天然气收集协议代表我们分配给2001年获得的与约拿收集系统有关的天然气收集合同的估计价值。这些无形资产的应占摊销费用采用基于采集量的生产单位法入账。 |
• |
这个特拉华盆地天然气加工合同代表我们在2018年收购特拉华盆地天然气加工有限责任公司剩余50%成员权益时获得的天然气加工合同的估计价值。可归因于这些合同的摊销费用以直线方式记录在基础合同的条款上。 |
商誉
商誉代表被收购企业的成本超过其收购时净资产的公允价值。下表列出了各业务部门在所示期间商誉账面金额的变化情况:
|
|
NGL 管道 &服务 |
|
|
原油 管道 &服务 |
|
|
天然气 管道 &服务 |
|
|
石油化工 精炼(&E) 产品 服务 |
|
|
已整合 总计 |
|
余额为2021年12月31日 (1) |
|
$ |
2,652 |
|
|
$ |
1,841 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
956 |
|
|
$ |
5,449 |
|
与收购有关的商誉(2) |
|
|
159 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
159 |
|
余额为2022年12月31日 (1) |
|
|
2,811 |
|
|
|
1,841 |
|
|
|
– |
|
|
|
956 |
|
|
|
5,608 |
|
余额为2023年12月31日 (1) |
|
$ |
2,811 |
|
|
$ |
1,841 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
956 |
|
|
$ |
5,608 |
|
说明7. 债务责任
下表呈列我们于所示日期的综合债务责任(按公司及到期日排列):
|
|
十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
EPO优先债务: |
|
|
|
|
|
|
商业票据,浮动利率 |
|
$ |
450 |
|
|
$ |
495 |
|
高级注释HH, 3.35%固定利率,2023年3月到期 |
|
|
– |
|
|
|
1,250 |
|
高级笔记JJ, 3.90%固定利率,2024年2月到期 |
|
|
850 |
|
|
|
850 |
|
2023年3月15亿美元364天循环信贷协议,浮动利率,2024年3月到期(1) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
高级笔记MM, 3.75%固定利率,2025年2月到期 |
|
|
1,150 |
|
|
|
1,150 |
|
高级笔记FFF, 5.05%固定利率,2026年1月到期 |
|
|
750 |
|
|
|
– |
|
高级笔记PP, 3.70%固定利率,2026年2月到期 |
|
|
875 |
|
|
|
875 |
|
高级笔记SS, 3.95%固定利率,2027年2月到期 |
|
|
575 |
|
|
|
575 |
|
2023年3月27亿美元多年期循环信贷协议,浮动利率,2028年3月到期(2) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
高级笔记WW, 4.15%固定利率,2028年10月到期 |
|
|
1,000 |
|
|
|
1,000 |
|
高级注释YY, 3.125%固定利率,2029年7月到期 |
|
|
1,250 |
|
|
|
1,250 |
|
高级笔记AAA, 2.80%固定利率,2030年1月到期 |
|
|
1,250 |
|
|
|
1,250 |
|
高级笔记GGG, 5.35%固定利率,2033年1月到期 |
|
|
1,000 |
|
|
|
– |
|
高级注释D, 6.875%固定利率,2033年3月到期 |
|
|
500 |
|
|
|
500 |
|
高级注释H, 6.65%固定利率,2034年10月到期 |
|
|
350 |
|
|
|
350 |
|
高级注释J, 5.75%固定利率,2035年3月到期 |
|
|
250 |
|
|
|
250 |
|
高级注释W, 7.55%固定利率,2038年4月到期 |
|
|
400 |
|
|
|
400 |
|
高级注释R, 6.125%固定利率,2039年10月到期 |
|
|
600 |
|
|
|
600 |
|
高级笔记Z, 6.45%固定利率,2040年9月到期 |
|
|
600 |
|
|
|
600 |
|
高级笔记BB, 5.95%固定利率,2041年2月到期 |
|
|
750 |
|
|
|
750 |
|
高级注释DD, 5.70%固定利率,2042年2月到期 |
|
|
600 |
|
|
|
600 |
|
高级注释EE, 4.85%固定利率,2042年8月到期 |
|
|
750 |
|
|
|
750 |
|
高级笔记GG, 4.45%固定利率,2043年2月到期 |
|
|
1,100 |
|
|
|
1,100 |
|
高级注释II, 4.85%固定利率,2044年3月到期 |
|
|
1,400 |
|
|
|
1,400 |
|
高级笔记KK, 5.10%固定利率,2045年2月到期 |
|
|
1,150 |
|
|
|
1,150 |
|
高级笔记QQ, 4.90%固定利率,2046年5月到期 |
|
|
975 |
|
|
|
975 |
|
高级笔记UU, 4.25%固定利率,2048年2月到期 |
|
|
1,250 |
|
|
|
1,250 |
|
高级注释XX, 4.80%固定利率,2049年2月到期 |
|
|
1,250 |
|
|
|
1,250 |
|
高级笔记ZZ, 4.20%固定利率,2050年1月到期 |
|
|
1,250 |
|
|
|
1,250 |
|
高级笔记BBB, 3.70%固定利率,2051年1月到期 |
|
|
1,000 |
|
|
|
1,000 |
|
高级笔记DDD, 3.20%固定利率,2052年2月到期 |
|
|
1,000 |
|
|
|
1,000 |
|
高级笔记, 3.30%固定利率,2053年2月到期 |
|
|
1,000 |
|
|
|
1,000 |
|
高级笔记NN, 4.95%固定利率,2054年10月到期 |
|
|
400 |
|
|
|
400 |
|
高级笔记CCC, 3.95%固定利率,2060年1月到期 |
|
|
1,000 |
|
|
|
1,000 |
|
优先债务本金总额 |
|
|
26,725 |
|
|
|
26,270 |
|
EPO初级次级票据C,浮动利率,2067年6月到期 (3)(7) |
|
|
232 |
|
|
|
232 |
|
EPO初级次级票据D,浮动利率,2077年8月到期 (4)(7) |
|
|
350 |
|
|
|
350 |
|
EPO初级次级票据E,固定/可变利率,2077年8月到期 (5)(7) |
|
|
1,000 |
|
|
|
1,000 |
|
EPO初级次级票据F,固定/可变利率,2078年2月到期 (6)(7) |
|
|
700 |
|
|
|
700 |
|
东京电力初级次级票据,浮动利率,2067年6月到期 (3)(7) |
|
|
14 |
|
|
|
14 |
|
优先和次级债务债务本金总额 |
|
|
29,021 |
|
|
|
28,566 |
|
其他非本金数额 |
|
|
(273 |
) |
|
|
(271 |
) |
减当前到期债务 |
|
|
(1,300 |
) |
|
|
(1,744 |
) |
长期债务总额 |
|
$ |
27,448 |
|
|
$ |
26,551 |
|
(1) |
|
(2) |
|
(3) |
|
(4) |
|
(5) |
|
(6) |
|
(7) |
|
“TEPPCO”指的是TEPPCO Partners,L.P.在2009年10月与我们的一家全资子公司合并之前。
浮动利率
下表列出了截至2023年12月31日的年度内我们的综合可变利率债务支付的利率范围和加权平均利率:
|
兴趣范围 已缴差饷 |
加权平均 支付的利率 |
商业票据 |
4.59%至5.65% |
5.38% |
EPO次级附注C和TEPPCO次级附注 |
7.54%至8.45% |
8.08% |
EPO初级附属票据D |
7.63%至8.64% |
8.23% |
根据欧洲专利局2023年3月的15亿美元364天循环信贷协议和2023年3月的27亿美元多年期循环信贷协议借款的金额在欧洲专利局的选择下计入利息,相当于:(I)SOFR加上额外的可变利差;或(Ii)替代基本利率,其为(A)当日有效的最优惠利率,(B)当日有效的联邦基金实际利率加0.5%,或(C)调整后期限SOFR,在该日生效的一个月的利率加1%,以及可变利差中最大的一个。适用的利差是根据EPO的债务评级确定的。
2017年7月,英国金融市场行为监管局宣布希望在2023年6月底之前逐步取消伦敦银行间同业拆借利率作为基准。*2022年12月,美联储理事会批准了一项实施可调整利率(LIBOR)法案的最终规则,该法案为某些合约建立了基准替代,这些合约参考了LIBOR的各种期限,没有提供替代利率,或者会导致以LIBOR最后已知价值表示的利率(通常被称为“冻结的LIBOR”条款)。最终规则在2023年第一季度生效。作为LIBOR法案的结果,我们的次级票据C和D和东京电力公司次级票据受基于三个月期伦敦银行同业拆借利率(在每种情况下,均为“LIBOR利率”)的浮动利率(根据适用协议的定义)的约束,从2023年7月1日开始,以基于芝加哥商品交易所集团基准管理的三个月芝加哥商品交易所期限SOFR的可变利率取代适用的LIBOR利率,并从2023年7月1日开始进行0.26161的期限利差调整。 此外,我们的次级债券E和F将分别从2027年8月和2028年2月开始实行基于三个月伦敦银行同业拆借利率的浮动利率(定义见适用协议),将以三个月芝加哥商品交易所期限SOFR加上0.26161%的基期利差调整取代适用的LIBOR利率。*上述期限利差调整将是对每一系列次级债券条款下适用利差的补充。我们预计,从LIBOR过渡到LIBOR不会对我们产生重大财务影响。
债务预定到期日
下表列出了欧洲专利局计划于2023年12月31日到期的未来五年的合并债务本金及其以后的总额:
|
|
|
|
|
债务预定到期日 |
|
|
|
总计 |
|
|
2024 |
|
|
2025 |
|
|
2026 |
|
|
2027 |
|
|
2028 |
|
|
此后 |
|
商业票据 |
|
$ |
450 |
|
|
$ |
450 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
高级附注 |
|
|
26,275 |
|
|
|
850 |
|
|
|
1,150 |
|
|
|
1,625 |
|
|
|
575 |
|
|
|
1,000 |
|
|
|
21,075 |
|
初级附属票据 |
|
|
2,296 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
2,296 |
|
总计 |
|
$ |
29,021 |
|
|
$ |
1,300 |
|
|
$ |
1,150 |
|
|
$ |
1,625 |
|
|
$ |
575 |
|
|
$ |
1,000 |
|
|
$ |
23,371 |
|
欧洲专利局债务义务
商业票据
EPO维持着一个商业票据计划,根据该计划,它可以发行(并在任何时候都有未偿还的)不超过$3.0短期票据本金总额为10亿美元。作为该计划的后盾,我们打算将欧洲专利局循环信贷安排下的最低可用借款能力维持在等于我们商业票据项下未偿还总额的水平。*根据该计划发行的所有商业票据都是欧洲专利局的优先无担保债务,由合伙企业无条件担保。截至2023年12月31日,欧洲专利局拥有450根据其商业票据计划,已发行的短期票据本金总额为100万美元。
2023年3月15亿美元364天循环信贷协议
根据2023年3月的15亿美元364天循环信贷协议的条款,EPO最多可以借入美元。1.510亿美元(最多可增加美元200百万至美元1.7在符合某些条件的情况下,根据EPO的选择,以浮动利率支付,为期最长364天,但须遵守其中规定的条款和条件。 2023年3月15亿美元的364天循环信贷协议将于2024年3月到期。 在到期日到期未偿还的情况下,EPO可以选择将当时未偿还的全部本金余额作为非循环定期贷款继续使用一年,并于2025年3月支付。 2023年3月15亿美元364天循环信贷协议项下的借款可用于营运资金、资本支出、收购和一般公司用途。
2023年3月15亿美元364天循环信贷协议包含惯例陈述、保证、契约(肯定及否定)及违约事件,倘发生该等情况,贷款人可加快根据本信贷协议借入的任何款项的到期日。 2023年3月的15亿美元364天循环信贷协议还限制了EPO向合伙企业支付现金分配的能力,如果违约事件(如信贷协议中的定义)已经发生,并且在计划支付或由此产生的此类分配时仍在继续。
EPO在2023年3月的15亿美元364天循环信贷协议下的债务没有任何抵押品担保;但它们由合伙企业担保。
2023年3月27亿美元多年循环信贷协议
2023年3月,EPO签署了一份新的循环信贷协议,该协议于2028年3月到期(“2023年3月27亿美元多年循环信贷协议”)。 2023年3月的27亿美元多年循环信贷协议取代了EPO此前的多年循环信贷协议,该协议原定于2026年9月到期。 于2023年3月27亿美元的多年循环信贷协议取代之前的多年循环信贷协议时,并无未偿还本金额。 截至2023年12月31日,2023年3月27亿美元多年循环信贷协议项下并无未偿还本金额。
根据2023年3月27亿美元的多年循环信贷协议的条款,EPO可以借入最多美元。2.710亿美元(最多可增加美元500百万至美元3.2在符合某些条件的情况下,欧洲专利局的选择为10亿美元),以浮动利率为期五年,但须遵守其中规定的条款和条件。 2023年3月27亿美元的多年循环信贷协议将于2028年3月到期,虽然到期日可以根据EPO的要求延长,根据2023年3月的27亿美元多年循环信贷协议,通过在到期日之前提交一份请求,并征得所需贷款人的同意,将到期日延长一年。 2023年3月27亿美元多年循环信贷协议项下的借贷可用于营运资金、资本开支、收购及一般公司用途。
2023年3月27亿美元的多年循环信贷协议包含惯例陈述、保证、契诺(肯定及否定)及违约事件,倘发生该等情况,贷款人可加快根据本信贷协议借入的任何款项的到期日。 2023年3月的27亿美元多年循环信贷协议还限制了EPO向合伙企业支付现金分配的能力,如果违约事件(如信贷协议中的定义)已经发生,并且在计划支付或由此产生的此类分配时仍在继续。
EPO在2023年3月签署的27亿美元多年循环信贷协议下的债务没有任何抵押品担保,但它们由合伙企业担保。
高级附注
EPO的固定利率优先票据是EPO的无担保债务,其等级与其现有和未来的无担保和非次级债务相等。 它们对EPO现有和未来的次级债务具有优先地位。 EPO的优先票据受整体赎回权的约束,并根据包含某些契约的契约发行,这些契约通常限制了其产生由留置权担保的债务和从事售后回租交易的能力(除某些例外)。 总的来说,EPO发行了美元。1.7510亿美元1.0截至2023年12月31日及2021年12月31日止年度分别持有10亿美元优先票据。 EPO于截至2022年12月31日止年度并无发行任何优先票据。
2023年1月,EPO发行了$1.75 优先票据本金总额10亿美元,包括(i)美元750 2026年1月到期的优先票据本金额(“优先票据FFF”)及(ii)美元1.0 2033年1月到期的优先票据(“优先票据GGG”) EPO将本次发行的净收益用于公司的一般用途,包括用于增长资本投资和偿还债务(包括偿还我们所有的美元,1.25十亿美元的本金3.35%优先票据HH于二零二三年三月到期,以及我们商业票据计划下的未偿还金额)。
EPO的优先票据由合伙企业无担保和无次级担保的无条件担保。
有关于二零二四年一月发行优先票据HHH及III的资料,请参阅附注20“其后事项”。
EPO初级附属票据
EPO在其次级次级票据(“次级票据”)下的付款义务从属于其所有当前和未来的高级债务。 管理初级票据的贴现协议允许EPO在符合某些条件的情况下一次或多次推迟利息支付,最多连续十年。 除某些例外情况外,在利息支付延期的任何期间,合伙企业和EPO都不能宣布或对我们各自的任何股权证券进行任何分配,也不能对债务或其他同等债务进行任何支付 属于或从属于初级音符。 EPO的每一系列初级票据的排名彼此相等,并且通常不能被EPO赎回,而这些票据以固定的年利率计息。
在发行EPO的初级次级票据C时,EPO签署了一项有利于担保债务持有人(定义见基础文件)的替代资本契约,据此,EPO同意,为了这些债务持有人的利益,除非使用发行某些证券的收益进行赎回或回购,否则不会赎回或回购该次级票据。
EPO的初级票据由合伙企业无条件担保和次级担保。
信用证
截至2023年12月31日,EPO拥有$1522000万美元的未偿还信用证主要与我们的商品套期保值活动有关。
财务委员会
于二零二三年十二月三十一日,我们遵守综合债务协议的财务契诺。
母子公司担保人关系
该合伙公司担任EPO的合并债务的担保人,但东京电力公司的剩余债务除外。如果EPO的任何担保债务违约,该合伙公司将负责全额和无条件地偿还此类债务。
注8.国际资本项目
共同有限合伙人权益
下表汇总了自2020年12月31日以来我们共同单位数量的变化:
未完成的公共单位数为2020年12月31日 |
|
|
2,182,308,958 |
|
2019年回购计划下的普通单位回购 |
|
|
(9,891,956 |
) |
与虚拟单位奖励的归属有关的共同单位,净额 |
|
|
3,936,437 |
|
其他 |
|
|
26,148 |
|
未完成的公共单位数为2021年12月31日 |
|
|
2,176,379,587 |
|
2019年回购计划下的普通单位回购 |
|
|
(10,166,923 |
) |
与虚拟单位奖励的归属有关的共同单位,净额 |
|
|
4,571,333 |
|
其他 |
|
|
22,350 |
|
未完成的公共单位数为2022年12月31日 |
|
|
2,170,806,347 |
|
2019年回购计划下的普通单位回购 |
|
|
(7,244,540 |
) |
与虚拟单位奖励的归属有关的共同单位,净额 |
|
|
4,662,539 |
|
其他 |
|
|
20,892 |
|
未完成的公共单位数为2023年12月31日 |
|
|
2,168,245,238 |
|
合伙企业的共同单位代表有限合伙人的权益,这些权益赋予其持有人参与分配并行使其根据我们的规定提供的其他权利或特权的权利。 第七条修订及重述的有限合伙协议 (as不时修订的“合伙协议”)。 根据合伙协议,我们的有限合伙人维持资本账户。 我们的合伙协议的资本账户条款纳入了为美国联邦所得税目的而确立的原则,与我们根据公认会计原则编制的综合财务报表中所列的股权余额不可比较。 合伙企业盈利及现金分派乃根据彼等各自之权益百分比分配予共同单位持有人。
注册声明
我们有一份通用的货架注册声明,允许合伙企业和EPO(各自独立)分别发行无限量的股权和债务证券。
此外,该合伙企业在美国证券交易委员会存档了一份注册声明,涵盖了最多$的发行,2.510亿美元的普通单位,其价格和条款基于市场条件和该等发行时的其他因素(称为合伙企业的市场(“ATM”)计划)。 在截至2023年12月31日的三年内,该合伙企业没有根据其ATM计划发行任何普通单位。 伙伴关系根据ATM方案发行额外共同单位的能力仍为美元,2.5截至2023年12月31日止的10亿美元。
我们可能会发行额外股本及债务证券,以协助我们满足未来流动资金需求,包括与资本投资相关的需求。
2019年回购计划下的普通单位回购
2019年1月,我们宣布董事会已批准一项$2.0亿美元的多年单位回购计划(“2019年回购计划”),该计划为合伙企业提供了一种向投资者返还资本的额外方法。 2019年回购计划授权合伙企业不时回购其普通单位,包括通过公开市场购买和谈判交易。 本计划没有规定完成的时间限制,可以随时暂停或停止。
合伙人回购 7,244,540, 10,166,923和9,891,956共同单位 2019年回购计划通过公开市场购买 2023年12月31日, 2022和2021,分别。 这些回购的总成本,包括佣金和费用,为美元,188百万,$250百万及$214分别为百万美元. 普通单位 根据2019年回购计划回购的产品在收购后立即取消。 截至2023年12月31日, 2019年回购计划为$1.1十亿美元。
在DRIP和EIPP下交付的共同单位
合伙企业有一份注册声明,授权发行或以其他方式交付与分销再投资计划(“DRIP”)有关的共同单位。 DRIP为记录基金单位持有人及我们共同单位的实益拥有人提供自愿的方式,让他们透过将他们从我们收到的季度现金分派再投资购买额外的共同单位,增加他们拥有的共同单位的数目。 除DRIP外,我们还向SEC提交了注册声明,授权发行或以其他方式交付最多 23,000,000的我们与员工单位购买计划(“EIPP”)有关的公共单位。
我们有全权酌情决定根据DRIP和EIPP购买的公用单位是来自我们授权但未发行的公用单位,还是来自每个计划的管理人在公开市场购买的公用单位。 在截至12月31日的每一年内,2023, 2022和2021,伙伴关系使用在公开市场上购买的普通单位,而不是发行新的普通单位,以履行根据DROP和EUPP规定的交付义务。这次选举可能会在未来几个季度发生变化,具体取决于伙伴关系对股权资本的需求。伙伴关系的代理购买了6,560,588, 6,392,846和6,363,197在分别于2023年、2022年和2021年12月31日终了的年度内,在公开市场上提供普通单位,并将它们交付给水滴计划和欧元合作伙伴计划的参与者。3百万由于在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的每一年中,EUPP的所有参与者都可以获得计划折扣,因此用于实施这些购买的资金来自DRIP和EUPP参与者。*没有其他合作伙伴资金用于履行这些义务。我们使用公开市场购买来满足与2024年2月14日支付的分配相关的DRIP和EUPP再投资。
在考虑到在滴灌下交付的公共单位的数量后2023年12月31日,我们有能力提供额外的34,589,287 同样,我们有能力在该计划下提供额外的15,027,935欧盟合作伙伴关系下的共同单位。
与幻影单位奖归属相关而发行的共同单位
在考虑到预扣税款的要求后,伙伴关系发布了4,662,539, 4,571,333和3,936,437 新的在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度内,分别向员工授予与虚拟单位奖励相关的公共单位。有关我们的虚拟单位奖励的信息,请参阅附注13。
可赎回的优先有限合伙人权益
下表汇总了自2020年12月31日以来我们的首选单位数量的变化:
2020年12月31日未完成的优先单位 |
|
|
50,138 |
|
对关联方的实收实物分配 |
|
|
274 |
|
截至2021年12月31日的优先股 |
|
|
50,412 |
|
截至2022年12月31日的优先股 |
|
|
50,412 |
|
截至2023年12月31日的优先股 |
|
|
50,412 |
|
50,000A系列定向增发交易中的累计可转换优先股。优先股代表了根据合伙协议授权的一类新的有限合伙人权益。每个首选单位的声明价值为$1,000每单位。
同时,合伙企业交换了所有54,807,352全资子公司OTA Holdings,Inc.(以下简称OTA)直接拥有的合伙共同单位855,915合伙企业的新优先股具有同等价值。在线旅行社持有的优先股,如在交易所之前持有的共同股,在合并时被合伙企业作为库房单位入账。
2021年3月,EPCO的一家私人附属公司将其在合伙企业优先股的全部所有权权益出售给第三方。
如《伙伴关系协议》所述,首选单位的主要条款如下:
• |
在分配和清算权方面,优先股优先于伙伴关系的共同股。合伙企业、其子公司及其附属公司以外的个人持有的优先单位一般将与合伙企业的共同单位按折算后的基础进行投票,并在某些保护事项上拥有一定的类别投票权。 |
• |
7.25年利率。合伙企业不得支付其共同单位的分配,除非优先单位的全部累计分配已支付或留作支付。合伙企业可通过发行全部或部分额外的优先单位分配(称为实物支付或“PIK”分配)来履行向优先单位持有人支付分配的义务,其余部分以现金形式支付,但受合伙企业协议中所述持有人选择所有现金和其他条件的某些权利的限制。*在线旅行社将其公共单位交换为符合PIK条件的优先单位,使合伙企业能够更有效地管理其综合现金余额。 |
截至2021年12月31日止年度,合伙企业向其第三方及关联方优先基金单位持有人作出季度分派,价值为美元,3百万,由PIK分布组成, 274新的首选单位和美元3百万现金。
截至2022年12月31日及2023年12月31日止各年度,合伙企业向其优先基金单位持有人进行季度现金分派,3百万美元。
• |
在某些限制的情况下,每个优先基金单位持有人可以选择在2025年9月30日或之后将其优先基金单位转换为合伙企业的共同基金单位数量,其数量等于(a)待转换的优先基金单位数量乘以(b)(i)$的商。1,000加上每个优先单位的任何应计及未付分派,除以(ii) 92.5转换时合伙企业公用单位的数量加权平均价格的百分比(定义见基础协议)。此外,如果EPO的优先票据不再具有投资等级评级或发生控制权变更(定义见合伙协议),各优先单位持有人可根据合伙协议中规定的转换比率将其优先单位转换为普通单位。 |
• |
合伙企业可根据以下附表所述的赎回价格,加上赎回日期的任何应计和未付分配,选择全部或部分现金赎回优先单位: |
• |
$1,070从2022年9月30日至2024年9月29日,每个首选单位; |
• |
$1,030从2024年9月30日至2025年9月29日,每个首选单位; |
• |
$1,010从2025年9月30日至2026年9月29日,每个首选单位;以及 |
• |
$1,0002026年9月30日或之后,每个首选单位;然而, |
• |
如果在2026年9月30日之前发生控制权变更事件,则赎回价格为$1,010每个首选单位。 |
在合伙企业选择赎回的情况下,合伙企业可以将最多转换为 50优先单位的百分比赎回为普通单位(及就剩余部分支付现金),而每个优先单位于适用赎回日期转换为若干普通单位数目,相等于(i)当时适用的优先单位赎回价除以(ii) 92.5转换时合伙企业公用单位的数量加权平均价格的百分比(定义见基础协议)。
合伙企业已同意编制并提交一份登记声明,以允许或以其他方式促进将优先单位转换为普通单位而产生的任何普通单位的公开转售。
我们的综合资产负债表位于2023年12月31日将优先股的第三方购买者的资本账户作为夹层权益列示,因为优先股的条款允许持有人在控制权变更时进行现金赎回,而不考虑发生这种情况的可能性。由于其最终处置权仍在伙伴关系的控制之下,因此在合并过程中,由OTA持有的优先股作为财务单位列报。
累计其他综合收益(亏损)
累计其他全面收益(亏损)主要反映自成立之日起被指定并符合现金流量对冲资格的衍生工具的累计损益,减去先前从累计其他全面收益(亏损)重新分类为收益的损益。累计其他全面收益(亏损)中记录的与现金流量对冲相关的损益金额重新分类为基础对冲预测交易影响收益的同期收益(S)。即使预测交易可能不会发生,累计其他全面收益(亏损)中的相关净损益立即重新分类为收益。
下表列出了在所示日期在我们的综合资产负债表上报告的累计其他全面收益(亏损)的组成部分:
|
|
现金流对冲 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
商品 导数 仪器 |
|
|
利率 导数 仪器 |
|
|
其他 |
|
|
总计 |
|
累计其他综合收益(亏损)、2021年12月31日 |
|
$ |
137 |
|
|
$ |
147 |
|
|
$ |
2 |
|
|
$ |
286 |
|
重新分类前期间的其他全面收益(亏损) |
|
|
254 |
|
|
|
26 |
|
|
|
– |
|
|
|
280 |
|
将亏损(收益)重新分类为期内净收益 |
|
|
(220 |
) |
|
|
19 |
|
|
|
– |
|
|
|
(201 |
) |
期间其他综合收益(亏损)合计 |
|
|
34 |
|
|
|
45 |
|
|
|
– |
|
|
|
79 |
|
累计其他综合收益(亏损)、2022年12月31日 |
|
|
171 |
|
|
|
192 |
|
|
|
2 |
|
|
|
365 |
|
重新分类前期间的其他全面收益(亏损) |
|
|
93 |
|
|
|
(36 |
) |
|
|
– |
|
|
|
57 |
|
将亏损(收益)重新分类为期内净收益 |
|
|
(110 |
) |
|
|
(5 |
) |
|
|
– |
|
|
|
(115 |
) |
期间其他综合收益(亏损)合计 |
|
|
(17 |
) |
|
|
(41 |
) |
|
|
– |
|
|
|
(58 |
) |
累计其他综合收益(亏损)、2023年12月31日 |
|
$ |
154 |
|
|
$ |
151 |
|
|
$ |
2 |
|
|
$ |
307 |
|
下表列出了在所示年度内从累计其他综合收益(亏损)中扣除的(收益)亏损重新归类为净收益:
|
|
|
截至12月31日止年度, |
|
现金流对冲的亏损(收益): |
位置 |
|
2023 |
|
|
2022 |
|
利率衍生品 |
利息支出 |
|
$ |
(5 |
) |
|
$ |
19 |
|
商品衍生品 |
收入 |
|
|
(106 |
) |
|
|
(181 |
) |
商品衍生品 |
营运成本及开支 |
|
|
(4 |
) |
|
|
(39 |
) |
总计 |
|
|
$ |
(115 |
) |
|
$ |
(201 |
) |
有关利率及商品衍生工具的资料,请参阅附注14。
非控制性权益
非控股权益指于我们综合附属公司之第三方拥有权权益。 下表呈列于所示日期于综合资产负债表呈报的非控股权益组成部分:
|
|
12月31日, |
|
合并子公司 |
|
2023 |
|
|
2022 |
|
Breviloba LLC("Breviloba")(1) |
|
$ |
436 |
|
|
$ |
448 |
|
Whitethorn Pipe Company LLC("Whitethorn")(2) |
|
|
182 |
|
|
|
183 |
|
Enterprise Navigator Ethyl Terminal LLC("ENET")(3) |
|
|
166 |
|
|
|
141 |
|
其他(4) |
|
|
302 |
|
|
|
307 |
|
于合并附属公司的非控股权益总额 |
|
$ |
1,086 |
|
|
$ |
1,079 |
|
非控股权益应占净收入, $125百万,$125百万美元和美元117截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度分别为100万美元。
于2024年2月16日,我们收购Whitehorn and Enterprise EF78 LLC(“EF78”)的剩余非控股权益,并订立明确协议以收购Panola PipelCompany,LLC(“Panola”)的额外股权。 有关该等收购的信息,请参阅附注20,后续事项。
现金分配
下表列出企业部关于所示季度的每个共同单位申报的季度现金分配率。 实际现金分配由企业部在 45每个财政季度结束后的几天。
|
|
季刊 分配工作 公共单位 |
|
记录 日期 |
付款 日期 |
2021: |
|
|
|
|
|
第一季度 |
|
$ |
0.4500 |
|
4/30/2021 |
5/12/2021 |
第二季度 |
|
$ |
0.4500 |
|
7/30/2021 |
8/12/2021 |
第三季度 |
|
$ |
0.4500 |
|
10/29/2021 |
11/12/2021 |
第四季度 |
|
$ |
0.4650 |
|
1/31/2022 |
2/11/2022 |
2022: |
|
|
|
|
|
|
第一季度 |
|
$ |
0.4650 |
|
4/29/2022 |
5/12/2022 |
第二季度 |
|
$ |
0.4750 |
|
7/29/2022 |
8/12/2022 |
第三季度 |
|
$ |
0.4750 |
|
10/31/2022 |
11/14/2022 |
第四季度 |
|
$ |
0.4900 |
|
1/31/2023 |
2/14/2023 |
2023: |
|
|
|
|
|
|
第一季度 |
|
$ |
0.4900 |
|
4/28/2023 |
5/12/2023 |
第二季度 |
|
$ |
0.5000 |
|
7/31/2023 |
8/14/2023 |
第三季度 |
|
$ |
0.5000 |
|
10/31/2023 |
11/14/2023 |
第四季度 |
|
$ |
0.5150 |
|
1/31/2024 |
2/14/2024 |
2024年1月8日,我们宣布董事会宣布季度现金分配为美元,0.515每普通单位,或$2.062023年第四季度向合伙企业的共同基金单位持有人支付。 季度分配已于二月支付 14, 2024致1月31日收市时登记在册的单位持有人, 2024. 支付的总金额为美元1.1310亿美元,其中包括101000万美元的虚拟单位奖励分配等效权利(“DERs”)。
每季度现金分配的支付取决于管理层对我们的财务状况、运营结果和与此类支付相关的现金流的评估以及董事会的批准。管理层将按季度评估未来现金分配的任何增加。
说明9. 收入
我们将收入分类为产品销售及中游服务。 产品销售主要与我们的各种营销活动有关,而中游服务则代表我们的其他综合业务(即,收集、加工、运输、分馏、储存和终端)。 下表呈列本集团于所示年度按业务分部划分之收益,并进一步按收益类别划分:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
NGL管道和服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NGL及相关产品的销售 |
|
$ |
14,846 |
|
|
$ |
21,307 |
|
|
$ |
13,716 |
|
细分中游服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气加工和分馏 |
|
|
1,278 |
|
|
|
1,431 |
|
|
|
1,036 |
|
交通运输 |
|
|
1,090 |
|
|
|
987 |
|
|
|
976 |
|
储存和终端 |
|
|
431 |
|
|
|
534 |
|
|
|
574 |
|
中段服务共计 |
|
|
2,799 |
|
|
|
2,952 |
|
|
|
2,586 |
|
总NGL管道和服务 |
|
|
17,645 |
|
|
|
24,259 |
|
|
|
16,302 |
|
原油管道和服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
原油销售 |
|
|
18,185 |
|
|
|
17,301 |
|
|
|
9,519 |
|
细分中游服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
交通运输 |
|
|
744 |
|
|
|
807 |
|
|
|
929 |
|
储存和终端 |
|
|
407 |
|
|
|
453 |
|
|
|
454 |
|
中段服务共计 |
|
|
1,151 |
|
|
|
1,260 |
|
|
|
1,383 |
|
原油管道和服务总量 |
|
|
19,336 |
|
|
|
18,561 |
|
|
|
10,902 |
|
天然气管道及服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
销售天然气 |
|
|
2,373 |
|
|
|
5,019 |
|
|
|
3,413 |
|
细分中游服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
交通运输 |
|
|
1,403 |
|
|
|
1,241 |
|
|
|
987 |
|
中段服务共计 |
|
|
1,403 |
|
|
|
1,241 |
|
|
|
987 |
|
天然气管道和服务合计 |
|
|
3,776 |
|
|
|
6,260 |
|
|
|
4,400 |
|
石油化工及精炼产品服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
石油化工产品及精炼产品销售 |
|
|
7,689 |
|
|
|
8,003 |
|
|
|
8,196 |
|
细分中游服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
分馏和异构化 |
|
|
282 |
|
|
|
222 |
|
|
|
275 |
|
运输,包括海运物流 |
|
|
660 |
|
|
|
585 |
|
|
|
485 |
|
储存和终端 |
|
|
327 |
|
|
|
296 |
|
|
|
247 |
|
中段服务共计 |
|
|
1,269 |
|
|
|
1,103 |
|
|
|
1,007 |
|
石油化工及精炼产品服务 |
|
|
8,958 |
|
|
|
9,106 |
|
|
|
9,203 |
|
合并总收入 |
|
$ |
49,715 |
|
|
$ |
58,186 |
|
|
$ |
40,807 |
|
我们几乎所有的收入都来自ASC 606中定义的客户合同。 以下资料按分部及类型描述我们主要收入来源的性质:
NGL管道和服务
NGL及相关产品的销售
NGL营销活动产生的收入来自NGL和相关产品的现货和定期销售,我们通过我们的天然气加工活动(即,我们的股权NGL生产)和公开市场和长期合同采购。 该等销售合约之收益于天然气液化石油按市场价格出售及交付予客户时确认。
中游服务
天然气加工利用收费、商品或两者结合的服务合同。 当合同规定天然气加工服务的现金费用时,我们记录生产商的天然气加工和重新交付时的收入。 我们以商品为基础的合约包括保整、保证金带、流动性合约、收益合约及以商品及收费为基础的合约。
我们确认中游服务收入与我们根据基于商品的合同收到的权益NGL等价物有关(一旦进行了加工服务,我们有权获得此类数量)。分配给该非现金对价和相关库存的价值是基于提供服务时权益NGL等价物的市场价值。*如前所述,当这些NGL根据NGL营销合同交付和销售给下游客户时,我们还确认产品销售收入以及相应的销售成本。
NGL分馏使用基于费用的安排产生收入。*根据合同,这些费用会根据某些分馏费用(例如燃料成本)的变化进行调整,并在提供服务的期间确认。
NGL管道运输合同和运价根据每加仑固定费用乘以运输和交付(或预留运力)的数量来产生收入。向托运人收取的运输费要么基于政府机构监管的运费,要么基于合同安排。*根据某些协议,客户被要求最低运量,其中有一项条款允许托运人在商定的时间内弥补任何运量缺口(称为“补充权”)。此类协议产生的收入最初被递延,随后在运量不足的较早时确认。当托运人有能力履行最低运量承诺的可能性变得微乎其微时,或当管道以其他方式免除其履约义务时。
NGL和相关产品存储合同从容量预订中产生收入,我们收取在我们的地下存储井和地上存储罐中为客户预留存储容量的费用。*根据这些协议,收入在预留期间以直线基础确认。此外,我们通常根据交付到存储中和随后从存储中提取的容量向客户收取吞吐量费用,这些费用被确认为提供服务。
NGL进出口终止活动在提供服务期间产生收入。客户通常按单位装卸量收费。
原油管道及服务
原油销售
原油营销活动从直接从生产商或在公开市场上购买的原油的销售和交付中获得收入。这些销售合同的收入在原油以市场价格出售并交付给客户时确认。
中游服务
原油运输合同和关税产生的收入是每桶固定费用乘以运输和交付的数量(或保留的运力)。向托运人收取的运输费要么基于政府机构监管的关税,要么基于合同安排。*根据某些协议,客户被要求在商定的期限内运输最低数量,并有补充权。此类协议产生的收入最初被递延,随后在短缺数量发运时、托运人满足最低数量承诺的可能性变得微乎其微时,或管道以其他方式解除其履行义务时确认。
原油储存合同从容量预订中产生收入,我们收取在我们的码头为客户预订存储容量的费用。根据这些协议,收入是在预订期间以直线基础确认的。此外,客户在我们的码头处理的单位数量被收取费用。收入被确认为提供终止服务。
天然气管道及服务
销售天然气
天然气营销活动从从生产商、天然气加工设施和公开市场购买的天然气的销售和交付中产生收入。这些销售合同的收入在天然气以市场价格销售和交付给客户时确认。
中游服务
天然气运输合同产生收入的依据是每单位运输量的费用乘以收集或交付量。 向托运人收取的运输费是根据政府机构规定的关税或合同安排确定的。 运输合同项下的收入于货物运输及交付给客户时确认。 此外,我们的若干天然气管道提供固定容量预留服务,据此,托运人根据预留的吞吐量水平支付合约费用。 收入在向发货人提供固定运力服务时确认。
石化及成品油服务
石油化工产品及精炼产品销售
我们的石化及精炼产品营销活动以市场价格向客户销售及交付产品产生收入。 这些销售集团经营的产品包括聚合物级丙烯、辛烷添加剂、高纯度异丁烯和各种精炼产品。
中游服务
丙烯分馏装置和丁烷异构化设施通过与客户的收费安排产生收入。 这些协议的收入在提供服务期间确认。
石化及精炼产品运输合同按每量固定费用乘以运输及交付量产生收入。 向托运人收取的运输费是根据政府机构规定的关税或合同安排确定的。
海运合同根据固定日费率或在单个拖航时间内确认的每次货物移动的固定费用产生收入。 此外,我们记录了燃油成本和其他运营成本的收入,这些成本直接由我们的海运客户报销。
石化产品及精炼产品储存合约产生容量预留收益,我们收取在码头为客户预留储存容量的费用。 根据该等协议,收入于保留期内以直线法确认。 此外,客户在我们的码头处理的每单位量收取费用。 收入于提供终端服务时确认。
未记帐收入和递延收入
下表提供有关我们于所示日期的合约资产及合约负债的资料:
|
|
|
十二月三十一日, |
|
合同资产 |
位置 |
|
2023 |
|
|
2022 |
|
未记帐收入(当期金额) |
预付资产和其他流动资产 |
|
$ |
11 |
|
|
$ |
6 |
|
总计 |
|
|
$ |
11 |
|
|
$ |
6 |
|
|
|
|
十二月三十一日, |
|
合同责任 |
位置 |
|
2023 |
|
|
2022 |
|
递延收入(当期金额) |
其他流动负债 |
|
$ |
193 |
|
|
$ |
181 |
|
递延收入(非流动) |
其他长期负债 |
|
|
326 |
|
|
|
320 |
|
总计 |
|
|
$ |
519 |
|
|
$ |
501 |
|
下表呈列本集团于所示年度的未账单收入及递延收入结余的重大变动:
|
|
未开票 收入 |
|
|
延期 收入 |
|
2020年12月31日余额 |
|
$ |
19 |
|
|
$ |
344 |
|
第(1)期转入其他账户的期初余额中的数额 |
|
|
(19 |
) |
|
|
(148 |
) |
期间记录的数额(2) |
|
|
277 |
|
|
|
954 |
|
本期间记录的转入其他账户的数额(1) |
|
|
(262 |
) |
|
|
(700 |
) |
其他变化 |
|
|
– |
|
|
|
(4 |
) |
2021年12月31日的余额 |
|
$ |
15 |
|
|
$ |
446 |
|
第(1)期转入其他账户的期初余额中的数额 |
|
|
(15 |
) |
|
|
(203 |
) |
期间记录的数额(2) |
|
|
155 |
|
|
|
950 |
|
本期间记录的转入其他账户的数额(1) |
|
|
(149 |
) |
|
|
(687 |
) |
其他变化 |
|
|
– |
|
|
|
(5 |
) |
2022年12月31日的余额 |
|
$ |
6 |
|
|
$ |
501 |
|
第(1)期转入其他账户的期初余额中的数额 |
|
|
(6 |
) |
|
|
(271 |
) |
期间记录的数额(2) |
|
|
81 |
|
|
|
956 |
|
本期间记录的转入其他账户的数额(1) |
|
|
(70 |
) |
|
|
(656 |
) |
其他变化 |
|
|
– |
|
|
|
(11 |
) |
2023年12月31日的余额 |
|
$ |
11 |
|
|
$ |
519 |
|
剩余履约义务
下表呈列包含最低数量承担、差额及类似费用且合约年期超过一年之收益合约之估计固定未来代价。 该等金额代表我们预期在未来期间确认的截至2023年12月31日的该等合约的收入。
就我们的大部分收入而言,我们向客户收取所提供服务的合同费率乘以特定期间处理的数量。 我们有权向客户开具发票,金额与我们迄今为止完成的履约价值直接对应。 因此,我们无须披露有关剩余履约责任可变代价的资料,因为我们确认的收入等于我们有权开具发票的金额。
期间 |
|
固定 考虑事项 |
|
一年截止日期:2024年12月31日 |
|
$ |
3,966 |
|
一年截至2025年12月31日 |
|
|
3,480 |
|
一年截至2026年12月31日 |
|
|
3,220 |
|
一年截至2027年12月31日 |
|
|
2,916 |
|
一年截至2028年12月31日 |
|
|
2,544 |
|
从那以后r |
|
|
9,405 |
|
总计 |
|
$ |
25,531 |
|
注10.报告业务细分及相关信息
细分市场概述
我们的行动报告如下 四业务部门:(I)NGL管道和服务,(Ii)原油管道和服务,(Iii)天然气管道和服务,(Iv)石化和成品油服务。我们的业务部门通常根据提供的服务(或采用的技术)和生产和/或销售的产品的类型进行组织和管理。
我们的联席首席运营决策者在决定如何分配资源以及评估我们的运营和财务业绩时,会定期评估有关这些部门的财务信息。我们的普通合伙人的联席首席执行官已被确定为我们的联席首席运营决策者。虽然这两名高管以多种不同的方式评估业绩,但业务部门的结构是评估资源分配和财务结果的主要基础。
以下资料概述各业务分部之资产及营运:
• |
我们的NGL管道和服务 业务部门包括我们的天然气加工和相关的NGL营销活动,NGL管道,NGL分馏设施,NGL和相关产品储存设施,以及NGL海运码头. |
• |
我们的原油管道及服务业务分部包括原油管道、原油储存及海运码头,以及相关原油营销活动。 |
• |
我们的天然气管道及服务业务部门包括我们的天然气管道系统,提供天然气的收集、处理和运输。 该分部还包括我们的天然气营销活动。 |
• |
我们的石油化工及精炼产品服务业务分部包括(i)丙烯生产设施,包括丙烯分馏装置和PDH设施,以及相关管道和营销活动,(ii)丁烷异构化装置和相关脱异丁烷塔操作,(iii)辛烷值提高,iBDH和HPIB生产设施,(iv)精炼产品管道,终端和相关营销活动,(v)乙烯出口码头及相关业务;及(vi)海运业务。 |
我们的厂房、管道及其他固定资产位于美国。
分部营业毛利率
我们根据经营毛利率的财务计量评估分部表现。 经营毛利率是衡量我们业务核心盈利能力的重要表现指标,并构成我们内部财务报告的基础。 我们相信,投资者可从管理层评估分部业绩时使用的相同财务指标中获益。 营业毛利率不包括其他收入和支出交易、所得税、会计原则变动的累计影响和非常费用。 经营毛利率于分配盈利予非控股权益前按100%基准呈列。 我们计算毛利率的方法可能与其他公司使用的类似名称的方法相比较,也可能无法与之比较。
下表呈列我们于所示年度对分部毛利率总额的计量。 GAAP财务指标与总分部毛利率最直接可比的是营业收入。
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
营业收入 |
|
$ |
6,929 |
|
|
$ |
6,907 |
|
|
$ |
6,103 |
|
调整营业收入与分部营业毛利率总额 (加或减由符号表示): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
经营成本和费用中的折旧、摊销和增值费用(1) |
|
|
2,215 |
|
|
|
2,107 |
|
|
|
2,011 |
|
经营成本和支出中的资产减值费用 |
|
|
30 |
|
|
|
53 |
|
|
|
233 |
|
经营成本中资产销售及相关事项应占净亏损(收益), 所有费用 |
|
|
(10 |
) |
|
|
1 |
|
|
|
5 |
|
一般及行政成本 |
|
|
231 |
|
|
|
241 |
|
|
|
209 |
|
从托运人收到的因化妆权而不予退还的款项(2) |
|
|
52 |
|
|
|
144 |
|
|
|
85 |
|
其后确认化妆权应占收益(3) |
|
|
(71 |
) |
|
|
(97 |
) |
|
|
(138 |
) |
分部总营业毛利率 |
|
$ |
9,376 |
|
|
$ |
9,356 |
|
|
$ |
8,508 |
|
我们的液体管道的运营结果主要取决于运输量和我们就该等运输服务收取的相关费用。 一般而言,管道运输收入于货物重新交付给客户时确认。 然而,根据若干管道运输协议,客户须在协定期间内运输最低数量。 这些安排可能要求托运人根据最低数量承诺支付运输费,并有一项规定允许托运人在商定期限内补足任何数量短缺(称为托运人"补足权")。 根据这类协议的收入最初被递延,随后根据公认会计原则在以下时间内确认:不足数量发运时,当托运人履行最低数量承诺的能力变得遥远时,或当管道以其他方式解除其履约义务时。
然而,管理层在审查某些管道(Texas Express Pipe、Front Range Pipe、ATEX、Aegis Ethane Pipe和Seaway Pipe)的财务业绩时,将与承诺发货人的“补给权”相关的递延运输收入包括在内。 从内部(和分部)报告的角度来看,管理层认为承诺发货人在这些管道上支付的运输费,包括根据公认会计原则可能递延的任何不可退还收入,对于评估这些管道资产的财务表现非常重要。 虽然弥补权的调整已计入分部毛利率,但我们的综合收入并不反映任何递延收入,直至根据公认会计原则确认该等收入的条件得到满足。
按分部划分的毛利率乃按分部收益减去分部经营成本及开支计算,而分部总额反映上表所述的调整(如适用),并未抵销公司间交易。 下表呈列所示年度按分部划分的经营毛利率:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
按分部划分的经营毛利率: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NGL管道和服务 |
|
$ |
4,898 |
|
|
$ |
5,142 |
|
|
$ |
4,316 |
|
原油管道及服务 |
|
|
1,707 |
|
|
|
1,655 |
|
|
|
1,680 |
|
天然气管道及服务 |
|
|
1,077 |
|
|
|
1,042 |
|
|
|
1,155 |
|
石化及成品油服务 |
|
|
1,694 |
|
|
|
1,517 |
|
|
|
1,357 |
|
分部总营业毛利率 |
|
$ |
9,376 |
|
|
$ |
9,356 |
|
|
$ |
8,508 |
|
分部财务资料概要
按业务分部划分的资料,连同与综合经营报表呈列或包括在综合经营报表内的金额的对账载于下表:
|
|
可报告的业务细分市场 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NGL 管道 &服务 |
|
|
原油 管道 &服务 |
|
|
天然气 管道 &服务 |
|
|
石油化工 精炼(&E) 产品 服务 |
|
|
调整 和 淘汰 |
|
|
已整合 总计 |
|
来自第三方的收入: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至2023年12月31日的年度 |
|
$ |
17,635 |
|
|
$ |
19,300 |
|
|
$ |
3,761 |
|
|
$ |
8,958 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
49,654 |
|
截至2022年12月31日的年度 |
|
|
24,244 |
|
|
|
18,548 |
|
|
|
6,229 |
|
|
|
9,106 |
|
|
|
– |
|
|
|
58,127 |
|
截至2021年12月31日的年度 |
|
|
16,293 |
|
|
|
10,849 |
|
|
|
4,382 |
|
|
|
9,203 |
|
|
|
– |
|
|
|
40,727 |
|
关联方收入: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至2023年12月31日的年度 |
|
|
10 |
|
|
|
36 |
|
|
|
15 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
61 |
|
截至2022年12月31日的年度 |
|
|
15 |
|
|
|
13 |
|
|
|
31 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
59 |
|
截至2021年12月31日的年度 |
|
|
9 |
|
|
|
53 |
|
|
|
18 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
80 |
|
分部间及分部内收益: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至2023年12月31日的年度 |
|
|
45,490 |
|
|
|
57,122 |
|
|
|
527 |
|
|
|
18,882 |
|
|
|
(122,021 |
) |
|
|
– |
|
截至2022年12月31日的年度 |
|
|
65,760 |
|
|
|
46,625 |
|
|
|
888 |
|
|
|
18,304 |
|
|
|
(131,577 |
) |
|
|
– |
|
截至2021年12月31日的年度 |
|
|
55,796 |
|
|
|
29,985 |
|
|
|
650 |
|
|
|
22,110 |
|
|
|
(108,541 |
) |
|
|
– |
|
总收入: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至2023年12月31日的年度 |
|
|
63,135 |
|
|
|
76,458 |
|
|
|
4,303 |
|
|
|
27,840 |
|
|
|
(122,021 |
) |
|
|
49,715 |
|
截至2022年12月31日的年度 |
|
|
90,019 |
|
|
|
65,186 |
|
|
|
7,148 |
|
|
|
27,410 |
|
|
|
(131,577 |
) |
|
|
58,186 |
|
截至2021年12月31日的年度 |
|
|
72,098 |
|
|
|
40,887 |
|
|
|
5,050 |
|
|
|
31,313 |
|
|
|
(108,541 |
) |
|
|
40,807 |
|
未合并附属公司收入之权益: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至2023年12月31日的年度 |
|
|
133 |
|
|
|
320 |
|
|
|
6 |
|
|
|
3 |
|
|
|
– |
|
|
|
462 |
|
截至2022年12月31日的年度 |
|
|
149 |
|
|
|
308 |
|
|
|
5 |
|
|
|
2 |
|
|
|
– |
|
|
|
464 |
|
截至2021年12月31日的年度 |
|
|
120 |
|
|
|
456 |
|
|
|
6 |
|
|
|
1 |
|
|
|
– |
|
|
|
583 |
|
部门收入包括部门间和部门内交易,这些交易通常是基于以市场为基础的汇率进行的交易。我们的综合收入反映了公司间交易的消除。
我们在衡量部门毛利率和营业收入时将未合并附属公司的权益计入其中。与行业合作伙伴的股权投资是我们业务战略的重要组成部分。它们是我们开展业务以使我们的利益与客户和/或供应商的利益保持一致的一种手段。这种运营方法使我们能够实现相对于承担的投资和业务风险水平的有利规模经济。这些业务中的许多都扮演着支持或补充我们其他中游业务运营的角色。
我们的综合中游能源资产网络(包括我们未合并关联公司拥有的中游能源资产)为天然气、NGL、原油、成品油和某些石化产品的生产商和消费者提供服务。一般来说,碳氢化合物可以通过多种方式进入我们的资产系统,例如通过天然气收集管道、天然气加工设施、原油管道或终端、NGL分馏塔、NGL储存设施或NGL收集或运输管道。例如,我们许多股权投资者的资产都包括在我们的综合中游网络中。我们使用Front Range管道和德克萨斯快速管道将混合的NGL输送到我们的钱伯斯县NGL分馏和储存设施,并使用Seaway管道将原油运输到我们在德克萨斯州休斯顿地区的码头。考虑到这些权益法投资于我们业务的完整性质,我们认为将此类投资者的股权收益作为毛利率和运营收入的组成部分进行列报是有意义和适当的。
下表列出了按业务部门划分的信息以及与我们的综合资产负债表总额的对账情况:
|
|
可报告的业务细分市场 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NGL 管道 &服务 |
|
|
原油 管道 &服务 |
|
|
天然气 管道 &服务 |
|
|
石油化工 精炼(&E) 产品 服务 |
|
|
调整 和 淘汰 |
|
|
已整合 总计 |
|
物业、厂房及设备净额: (见注4) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2023年12月31日 |
|
$ |
17,541 |
|
|
$ |
6,627 |
|
|
$ |
10,019 |
|
|
$ |
9,372 |
|
|
$ |
2,245 |
|
|
$ |
45,804 |
|
2022年12月31日 |
|
|
17,283 |
|
|
|
6,760 |
|
|
|
9,721 |
|
|
|
7,770 |
|
|
|
2,867 |
|
|
|
44,401 |
|
2021年12月31日 |
|
|
17,202 |
|
|
|
6,974 |
|
|
|
8,560 |
|
|
|
7,736 |
|
|
|
1,616 |
|
|
|
42,088 |
|
于未合并附属公司之投资: (see注5) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2023年12月31日 |
|
|
612 |
|
|
|
1,681 |
|
|
|
33 |
|
|
|
4 |
|
|
|
– |
|
|
|
2,330 |
|
2022年12月31日 |
|
|
640 |
|
|
|
1,677 |
|
|
|
32 |
|
|
|
3 |
|
|
|
– |
|
|
|
2,352 |
|
2021年12月31日 |
|
|
656 |
|
|
|
1,738 |
|
|
|
31 |
|
|
|
3 |
|
|
|
– |
|
|
|
2,428 |
|
无形资产,净额:(见注6) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2023年12月31日 |
|
|
828 |
|
|
|
1,673 |
|
|
|
1,158 |
|
|
|
111 |
|
|
|
– |
|
|
|
3,770 |
|
2022年12月31日 |
|
|
865 |
|
|
|
1,776 |
|
|
|
1,206 |
|
|
|
118 |
|
|
|
– |
|
|
|
3,965 |
|
2021年12月31日 |
|
|
317 |
|
|
|
1,860 |
|
|
|
849 |
|
|
|
125 |
|
|
|
– |
|
|
|
3,151 |
|
商誉:(见注6) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2023年12月31日 |
|
|
2,811 |
|
|
|
1,841 |
|
|
|
– |
|
|
|
956 |
|
|
|
– |
|
|
|
5,608 |
|
2022年12月31日 |
|
|
2,811 |
|
|
|
1,841 |
|
|
|
– |
|
|
|
956 |
|
|
|
– |
|
|
|
5,608 |
|
2021年12月31日 |
|
|
2,652 |
|
|
|
1,841 |
|
|
|
– |
|
|
|
956 |
|
|
|
– |
|
|
|
5,449 |
|
细分资产: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2023年12月31日 |
|
|
21,792 |
|
|
|
11,822 |
|
|
|
11,210 |
|
|
|
10,443 |
|
|
|
2,245 |
|
|
|
57,512 |
|
2022年12月31日 |
|
|
21,599 |
|
|
|
12,054 |
|
|
|
10,959 |
|
|
|
8,847 |
|
|
|
2,867 |
|
|
|
56,326 |
|
2021年12月31日 |
|
|
20,827 |
|
|
|
12,413 |
|
|
|
9,440 |
|
|
|
8,820 |
|
|
|
1,616 |
|
|
|
53,116 |
|
分部资产包括物业、厂房及设备、于未合并附属公司之投资、无形资产及商誉。 该等金额之账面值乃根据各资产或投资之主要业务及对该特定分部毛利率之贡献而分配至各分部。 由于在建工程(物业、厂房及设备的一部分)对分部经营毛利率并无贡献,故有关金额于相关资产投入使用前不计入分部资产总额。 无形资产及商誉乃根据其相关资产分类分配至各分部。 我们的综合总资产的其余部分(主要包括营运资本资产)不包括在分部资产内,原因是该等金额并非归属于某一特定分部(例如,现金)。
补充收入和预算资料
下表呈列有关本集团于所示年度的综合收益及成本及开支的额外资料:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
合并收入: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NGL管道和服务 |
|
$ |
17,645 |
|
|
$ |
24,259 |
|
|
$ |
16,302 |
|
原油管道及服务 |
|
|
19,336 |
|
|
|
18,561 |
|
|
|
10,902 |
|
天然气管道及服务 |
|
|
3,776 |
|
|
|
6,260 |
|
|
|
4,400 |
|
石化及成品油服务 |
|
|
8,958 |
|
|
|
9,106 |
|
|
|
9,203 |
|
合并总收入 |
|
$ |
49,715 |
|
|
$ |
58,186 |
|
|
$ |
40,807 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
合并成本和费用: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
运营成本和支出: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
销售成本 |
|
$ |
37,023 |
|
|
$ |
45,836 |
|
|
$ |
29,887 |
|
其他经营成本和支出(1) |
|
|
3,695 |
|
|
|
3,454 |
|
|
|
2,915 |
|
折旧、摊销和增值 |
|
|
2,279 |
|
|
|
2,158 |
|
|
|
2,038 |
|
商誉以外的资产减值 |
|
|
30 |
|
|
|
53 |
|
|
|
233 |
|
neT损失(g可归因于资产出售和相关事项 |
|
|
(10 |
) |
|
|
1 |
|
|
|
5 |
|
一般和行政费用 |
|
|
231 |
|
|
|
241 |
|
|
|
209 |
|
合并成本和费用总额 |
|
$ |
43,248 |
|
|
$ |
51,743 |
|
|
$ |
35,287 |
|
我们产品销售收入和销售成本的波动在很大程度上是由能源大宗商品价格的变化来解释的。通常,能源大宗商品价格上涨会导致我们的产品销售收入增加;然而,由于采购成本更高,这些更高的大宗商品价格预计也会增加相关的销售成本。同样类型的关系也适用于能源大宗商品销售价格和采购成本较低的情况。
主要客户信息
我们几乎所有的综合收入都是在美国赚取的,并来自广泛的客户基础。截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度,Vitol Holding B.V.及其附属公司(统称为,维他命“)占#美元7.87十亿美元,或15.8%、和$5.92十亿美元,或10.2%分别占我们合并收入的1/3。维他命是一家全球性的能源和大宗商品贸易公司。2023年至2022年期间从Vitol获得的收入包括在我们的四个业务部门中。
在截至2021年12月31日的一年中,没有任何单一客户占我们综合收入的10%或更多。
注11.公司每单位收益
下表列出了我们对所示年份每普通单位的基本收益和摊薄收益的计算:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
普通单位基本收入 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
可归因于普通单位持有人的净收入 |
|
$ |
5,529 |
|
|
$ |
5,487 |
|
|
$ |
4,634 |
|
分配给虚拟单位奖励的收益(1) |
|
|
(50 |
) |
|
|
(46 |
) |
|
|
(37 |
) |
分配给普通单位持有人的净收入 |
|
$ |
5,479 |
|
|
$ |
5,441 |
|
|
$ |
4,597 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
基本加权-未完成的公用事业单位平均数 |
|
|
2,172 |
|
|
|
2,178 |
|
|
|
2,183 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
普通单位基本收入 |
|
$ |
2.52 |
|
|
$ |
2.50 |
|
|
$ |
2.11 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
每个公用单位的稀释收益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
可归因于普通单位持有人的净收入 |
|
$ |
5,529 |
|
|
$ |
5,487 |
|
|
$ |
4,634 |
|
归属于优先单位的净收入 |
|
|
3 |
|
|
|
3 |
|
|
|
4 |
|
归属于有限合伙人的净收入 |
|
$ |
5,532 |
|
|
$ |
5,490 |
|
|
$ |
4,638 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
未偿还单位的稀释加权平均数: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
分配公用单位 |
|
|
2,172 |
|
|
|
2,178 |
|
|
|
2,183 |
|
幻影单元(2) |
|
|
20 |
|
|
|
19 |
|
|
|
18 |
|
首选单位(2) |
|
|
2 |
|
|
|
2 |
|
|
|
2 |
|
总计 |
|
|
2,194 |
|
|
|
2,199 |
|
|
|
2,203 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
摊薄后的单位收益 |
|
$ |
2.52 |
|
|
$ |
2.50 |
|
|
$ |
2.10 |
|
说明12.业务合并
2022年2月17日,Enterprise的一家附属公司收购Navitas Midstream Partners,LLC的所有成员权益,“Navitas Midstream”),3.2十亿现金。 我们利用EPO商业票据计划下发行短期票据的收益和手头现金为现金对价提供资金。
Navitas Midstream的资产(“Midland Basin System”)包括约1,750英里的管道和超过1.0 Bcf/d的低温天然气处理能力。 收购的业务将我们的天然气加工和NGL业务扩展到德克萨斯州西部的米德兰盆地。
Navitas Midstream的收购根据ASC 805的收购方法入账, 企业合并. 购买代价之初步分配乃根据收购所收购有形及可识别无形资产及所承担负债之估计公平值计算。 初步分配是根据管理层的最佳估计数并得到独立第三方分析的支持,分配给主要类别的资产和负债。
吾等委聘独立第三方业务估值专家协助吾等估计纳维中游有形及无形资产的公允价值。 下表概述于2022年2月17日(收购生效日期)收购所收购资产及所承担负债的最终公平值分配。
Navitas Midstream 100%权益的购买价 |
|
$ |
3,231 |
|
取得的可确认资产和承担的负债的确认金额: |
|
|
|
|
*现金和现金等价物 |
|
$ |
27 |
|
房及设备 |
|
|
2,080 |
|
合同无形资产 |
|
|
989 |
|
已承担负债,扣除已取得的其他资产(1) |
|
|
(24 |
) |
可确认净资产总额 |
|
$ |
3,072 |
|
商誉 |
|
$ |
159 |
|
于截至二零二二年十二月三十一日止年度,此新收购业务对我们的综合收益及净收益的贡献并不重大。 此外,截至二零二二年十二月三十一日止年度,收购相关成本并不重大。
按历史备考基准,倘收购于2021年1月1日(而非2022年2月17日)完成,截至2022年及2021年12月31日止年度,我们的收入、成本及开支、经营收入、归属于普通基金单位持有人的净收入及每基金单位盈利与我们实际呈报的数字并无重大差异。
注13.三个基于股权的奖励
EPCO基于股权的奖励的公允价值的一部分根据美国会计准则向我们收取。下表汇总了我们在所示年份确认的与基于股权的奖励相关的薪酬支出:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
股权分类奖项: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
幽灵单位奖 |
|
$ |
166 |
|
|
$ |
153 |
|
|
$ |
146 |
|
利润利息奖励 |
|
|
6 |
|
|
|
4 |
|
|
|
6 |
|
总计 |
|
$ |
172 |
|
|
$ |
157 |
|
|
$ |
152 |
|
股权分类奖励的公允价值在必要的服务或归属期间摊销为收益。股权分类奖励预计将导致在归属时发行合伙企业的共同单位。
2008年企业产品长期激励计划(第四次修订和重述) 2008年计划(简称“2008年计划”)是指任何直接或间接为合伙企业或其附属公司提供服务的董事、合伙企业或其关联公司的非雇员、雇员或顾问可获得以期权、受限单位、影子单位、分配等价权、单位增值权、单位奖励、其他单位奖励或替代奖励形式的奖励薪酬的计划。
根据2008年计划核准发放的伙伴关系共同单位的最高数目为165,000,0002008年计划的有效期至2032年11月22日,或者,如果较早,直至(I)2008年计划下的所有可用公共单位已交付给参与者之时,或(Ii)EPCO董事会或全科企业董事会治理委员会的激励计划管理小组终止2008计划之时。*在实施根据2008计划授予的奖励后,至2023年12月31日,共计109,102,487在考虑到预扣税要求后,我们发行了其他通用单位。4,662,539, 4,571,333和3,936,437分别于2023年、2022年和2021年12月31日终了年度与授予幻影单位奖有关的共同单位。
幻影单元奖
根据惯例没收条款,影子单位奖励允许接受者在规定的归属期限届满后获得合伙企业的公共单位(除了履行所需的服务和其他条件外,接受者不承担任何费用)。我们预计影子单位在归属时将导致公共单位的发行;因此,这些赠款被计入股权分类奖励。影子单位奖励的授予比率一般为25从授予之日起一年起每年%,并且在所需服务期满之前不归属。
虚拟单位奖励的授予日期公允价值以授予之日伙伴关系共同单位的每单位市场价格为基础。补偿费用是根据授予日期的公允价值,扣除估计没收的准备金,在必要的服务或归属期间确认的。
下表列出了所示年份的虚拟单位奖励活动:
|
|
数量 单位 |
|
|
加权的- 平均补助金 日期公允价值 每单位(1) |
|
幽灵单位奖在2020年12月31日 |
|
|
15,669,442 |
|
|
$ |
26.76 |
|
已批准(2) |
|
|
7,720,645 |
|
|
$ |
21.30 |
|
既得 |
|
|
(5,648,281 |
) |
|
$ |
26.98 |
|
被没收 |
|
|
(570,887 |
) |
|
$ |
24.44 |
|
幽灵单位奖在2021年12月31日 |
|
|
17,170,919 |
|
|
$ |
24.31 |
|
批准(3) |
|
|
7,968,880 |
|
|
$ |
24.11 |
|
既得 |
|
|
(6,616,741 |
) |
|
$ |
25.08 |
|
被没收 |
|
|
(540,113 |
) |
|
$ |
23.92 |
|
幽灵单位奖在2022年12月31日 |
|
|
17,982,945 |
|
|
$ |
23.94 |
|
已批准(4) |
|
|
8,904,445 |
|
|
$ |
25.80 |
|
既得 |
|
|
(6,786,085 |
) |
|
$ |
24.81 |
|
被没收 |
|
|
(544,054 |
) |
|
$ |
24.52 |
|
幽灵单位奖在2023年12月31日 |
|
|
19,557,251 |
|
|
$ |
24.47 |
|
《2008年计划》规定发放与虚拟单位授标有关的产出率。 DER使参与者获得不可没收的现金支付,数额等于参与者尚未支付的虚拟单位奖励数量与合伙企业向其共同单位持有人支付的每个共同单位现金分配的乘积。 当虚拟单位奖励预期会导致发行共同单位时,与派生收益有关的现金付款记作合伙人权益;否则,这些款项记作支出。
下表呈列有关所示年度虚单位奖励的补充资料:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
与DERs有关的现金付款 |
|
$ |
38 |
|
|
$ |
34 |
|
|
$ |
31 |
|
期内归属的虚拟单位奖励的内在价值总额 |
|
$ |
182 |
|
|
$ |
160 |
|
|
$ |
124 |
|
就EPCO集团公司而言,与虚拟单位奖励有关的未确认补偿成本为美元。179截至2023年12月31日,本公司在该等成本中的份额目前估计为美元144万 由于该等奖励的分级归属条款,我们预计在加权平均期间内确认我们在该等奖励的未确认补偿成本中的份额, 2.1好几年了。
利润利息奖励
2018年,EPCO Holdings Inc.(“EPCO Holdings”),EPCO的私人控股子公司,出资部分合伙企业拥有的公用单位,成立EPD 2018 Unit IV L.P.(“EPD IV”)和EPCO Unit II L.P.(“EPCO II”)(统称为“员工合伙企业”),通过向EPCO的主要员工提供“利润权益”(以B类有限合伙人权益的形式)在雇员合伙企业中。
于2023年11月6日,EPD IV及EPCO II的合伙人修订其各自雇员合伙的有限合伙协议,规定其中B类有限合伙人权益将于(i)2027年12月3日,(ii)11月6日或之后的首个日期,2023年合伙企业普通股在纽约证券交易所的收盘价等于或大于美元29.02(iii)控制权变更,或(iv)解散该雇员合伙企业。 由于这些修订,环保署IV和环保署II将确认增加补偿成本,13百万美元和美元3在所需的服务期内,
作为对合伙企业共同单位的贡献的交换,EPCO控股被接纳为每个雇员合伙企业的A类有限合伙人。 此外,在适用的供款日期,EPCO的若干关键雇员获发B类有限合伙人权益(即,利润利息奖励),并被接纳为每个雇员合伙的B类有限合伙人,所有这些雇员都没有任何资本投入。 EPCO是每个雇员合伙企业的普通合伙人。
每个季度,雇员合伙企业作为合伙企业共同单位的所有者,从合伙企业获得现金分配,合伙企业的其他共同单位持有者也是如此。 雇员合伙企业收到的现金首先用于向A类有限合伙人支付现金分配,该现金分配等于(i)雇员合伙企业拥有的合伙企业普通单位数量和(ii)A类优先回报的乘积(须作出公平调整,以反映任何股权分割、股权分派或股息、反向分割、合并、重新分类,调整资本结构或影响这些共同单位的其他类似事件)。 如果雇员合伙在向A类有限合伙人支付季度付款后仍有现金,则剩余现金将按季度分配给B类有限合伙人。
雇员合伙企业清算后,资产当时的公允市值等于该雇员合伙企业A类有限合伙人资本基础,将分配给该A类有限合伙人。 该雇员合伙企业的任何剩余资产将作为剩余利润权益分配给该雇员合伙企业的B类有限合伙人,该剩余利润权益代表自EPCO控股公司出资之日起雇员合伙企业资产的增值,如上所述。
除非EPCO和每个雇员合伙企业的有限合伙人的大多数利益另有协议,该雇员合伙企业将在下列情况最早发生时终止: 30(ii)控制权变更或(iii)雇员合伙企业解散。
个别而言,如果参与雇员在EPCO的雇佣关系在归属前终止,则每个B类有限合伙人权益将被没收,但死亡、残疾和某些退休除外。 没收之风险亦将于若干控制权变动事件后消失。 被没收的个别B类有限合伙人权益分配予其余B类有限合伙人。
下表概述了截至2023年12月31日各员工合伙企业的关键要素:
员工 伙伴关系 |
伙伴关系 公共单位 贡献者 EPCO控股 |
A类 资本 基地 (1) |
A类 偏好 返回 每单位 |
预期 归属/ 清算 日期(2) |
估计数 的公允价值 利润利息 奖 (3) |
无法识别 补偿 成本 (4) |
EPD IV |
6,400,000 |
$173 |
$0.4325 |
2024年10月 |
$14 |
$10 |
EPCO II |
1,600,000 |
$43 |
$0.4325 |
2024年10月 |
$3 |
$– |
(1) |
|
(2) |
代表根据每个雇员合伙企业的必要服务期(使用蒙特卡洛模型得出)的预期归属/清算日期。 |
(3) |
|
(4) |
|
于修订日期,各雇员合伙企业之公平值乃基于(i)估计值(使用布莱克—斯科尔斯期权定价模型或蒙特卡洛模型确定,如适用)该雇员合伙企业在清算时将分配给其B类有限合伙人的资产,以及(ii)基于贴现现金流量分析的价值,该B类有限合伙人预计在雇员合伙企业存续期间收到的剩余季度现金金额。
下表概述我们应用柏力克—舒尔斯期权定价模式或蒙特卡洛模式(如适用)计算各雇员合伙企业利润利息奖励(于授出日期或修订日期)的该部分估计公平值时所使用的假设:
|
预期寿命 |
无风险 |
预期 |
预期的单元 |
员工 |
获奖名单 |
利息 |
分布 |
价格 |
伙伴关系 |
于授出日期 |
费率 |
产率 |
波动率 |
EPD IV |
5.9年份 |
0.2%至4.9% |
6.5%至8.4% |
22%至39% |
EPCO II |
5.9年份 |
0.2%至4.9% |
6.3%至8.4% |
22%至36% |
溢利利息奖励应占之补偿开支乃按各奖励之估计公平值计算。 该等股权奖励的一部分公平值根据《美国会计准则》分配予我们作为非现金开支。 吾等概无责任向EPCO偿还雇员合伙之任何开支,包括EPCO Holdings作出之任何单位供款价值。
附注14. 套期保值活动和公允价值计量
在我们的正常业务营运过程中,我们面临若干风险,包括利率及商品价格变动。 为管理与资产、负债及若干预期未来交易有关的风险,我们使用衍生工具,如期货、远期合约、掉期、期权及其他具有类似特性的工具。 我们绝大部分衍生工具均用于非交易活动。
利率对冲活动
我们可能会利用利率掉期、远期掉期、订立远期掉期(“掉期”)的期权、库务锁及类似衍生工具,以管理根据若干综合债务协议就借贷收取的利率变动风险。 此策略可用于控制我们与该等借贷有关的整体资本成本。
金库锁
国库锁是一种协议,在一段既定的时间内固定特定美国国库证券的价格(或收益率)。 我们使用资金锁定协议对冲利率变动风险,并降低预期未来债务发行的融资成本波动。 我们的每项资金锁定交易均被指定为与预期债务发行相关的利息支付的现金流对冲。
于2023年第四季度,我们进行了三项资金锁定交易,以将十年期资金利率固定在加权平均利率约为 4.48%,总名义金额为$6002024年1月,我们又进行了两次国库锁定交易,将十年期国库利率定为3.97%,名义金额为$400百万美元,并将三年期国库券利率固定在4.11%,名义金额为$750这些交易的目的是对冲与预计将于2024年1月发生的债务发行相关的基本利率风险(见附注20)。2024年1月,我们在发行三年期和十年期债券的同时终止了所有国库锁定交易,并支付了总计#美元的现金。29作为现金流对冲,这些衍生工具的亏损反映为累计其他全面收益的组成部分,并将在每次发行的整个期限内作为利息支出组成部分摊销至收益。
于2023年1月,于发行高级债券FFF及GGG时(见附注7),我们终止及结算国库锁交易,名义金额合共为$1.510亿美元,收到的现金收益总额为$21作为现金流对冲,这些衍生工具上实现的收益反映为累计其他全面收益的组成部分,并在每次发行的整个期限内作为利息支出的减少额摊销至收益。
远期开始掉期
远期启动掉期在掉期协议生效之日至未来发债日之间的一段时间内对冲标的基准利率上升的风险。根据远期掉期的条款,吾等根据适用于名义金额的固定利率向交易对手支付金额(于票据的预期结算日期),并从交易对手收取等同于相同名义金额的浮动利率的金额。
在2021年期间,我们终止了1.110亿的远期掉期名义金额,产生净现金收益#美元75万 由于与某些远期开始掉期相关的原始掉期没有被指定为对冲工具,并须按市值计价会计,我们先前在远期开始掉期开始时发生了一笔未实现的按市值计价的亏损$。48百万美元,反映为2019年利息支出的增加。在执行掉期并投入远期开始掉期后,这些工具被指定为现金流对冲。*从开始到2021年3月终止日期,我们确认远期开始掉期的累计收益为$123累计其他全面收益,其中,99100万美元被重新分类为收益(作为利息支出的减少), 30—相关债务的年期至2053年2月,美元22于相关优先票据GGG(见附注7)及未来债务责任之累计年期内,百万美元将重新分类至盈利(作为利息开支减少)。 我们重新分类$22021年累计收益中的百万元为利息开支减少。
商品套期保值活动
天然气、天然气液化石油、原油、石化产品及精炼产品及电力的价格会因供求变动、市况及多种我们无法控制的额外因素而波动。 为管理该等价格风险,我们订立商品衍生工具,如实物远期合约、期货合约、固定浮动掉期及基差掉期。
于2023年12月31日,我们的主要商品对冲策略包括(i)对冲与运输、储存及混合活动相关的商品产品的预期未来购买及销售,(ii)对冲天然气加工利润,(iii)对冲库存中持有的商品产品的公允价值及(iv)对冲德克萨斯州东南部若干业务的预期未来电力购买。
• |
我们预期未来商品买卖对冲计划的目的是透过使用衍生工具及相关合约锁定买卖价格,对冲若干运输、储存、混合及经营活动的利润。 |
• |
我们的天然气加工对冲计划的目的是对冲与该等活动相关的盈利金额。我们透过使用衍生工具及相关合约就部分预期权益生产进行固定价格销售,以达到此目标。就若干天然气加工合约而言,预期权益性天然气生产的对冲亦涉及购买天然气作工厂减热,有关合约乃使用衍生工具及相关合约对冲。 |
• |
我们的存货对冲计划的目的是透过使用衍生工具及相关合约锁定存货的销售价格,对冲现时存货中持有的商品产品的公平值。 |
• |
我们的商业能源对冲计划的目的是通过使用衍生工具和相关合同锁定购买价格,对冲德克萨斯州东南部某些业务的预期未来电力购买。 |
下表概述我们于2023年12月31日的未偿还商品衍生工具组合(数量计量如所述):
|
卷(1) |
|
会计核算 |
衍生用途 |
当前 (2) |
|
长期的(2) |
|
治疗 |
指定为对冲工具的衍生工具: |
|
|
|
|
|
天然气加工: |
|
|
|
|
|
预计用于工厂减热的天然气采购量(Bcf) |
7.1 |
|
不适用 |
|
现金流对冲 |
预测天然气销售量(Bcf) |
36.5 |
|
不适用 |
|
现金流对冲 |
NGL的预测销量(MMBbls) |
2.7 |
|
不适用 |
|
现金流对冲 |
辛烷增强: |
|
|
|
|
|
辛烷值增强产品(MMBbls)的预测销售额 |
4.9 |
|
0.4 |
|
现金流对冲 |
天然气销售: |
|
|
|
|
|
天然气储存库存管理活动(Bcf) |
1.0 |
|
不适用 |
|
公允价值对冲 |
NGL营销: |
|
|
|
|
|
|
71.5 |
|
3.1 |
|
现金流对冲 |
天然气及相关碳氢化合物产品的预测销售量(MMBbls) |
65.3 |
|
11.2 |
|
现金流对冲 |
精品营销: |
|
|
|
|
|
成品油预计购买量(MMBbls) |
1.2 |
|
0.1 |
|
现金流对冲 |
原油营销: |
|
|
|
|
|
原油预测购买量(MMBbls) |
16.1 |
|
不适用 |
|
现金流对冲 |
|
25.2 |
|
不适用 |
|
现金流对冲 |
石化营销: |
|
|
|
|
|
石油化工产品预测销售量(MMBbls) |
0.1 |
|
不适用 |
|
现金流对冲 |
商业能源: |
|
|
|
|
|
与资产运营有关的预测电力采购(太瓦时) |
1.4 |
|
1.5 |
|
现金流对冲 |
未被指定为对冲工具的衍生工具: |
|
|
|
|
|
天然气风险管理活动(Bcf)(3) |
19.1 |
|
不适用 |
|
按市值计价 |
NGL风险管理活动(MMBbls)(3) |
12.5 |
|
7.8 |
|
按市值计价 |
精制产品风险管理活动(MMBbls)(3) |
5.1 |
|
不适用 |
|
按市值计价 |
原油风险管理活动(MMBbls)(3) |
102.5 |
|
25.2 |
|
按市值计价 |
本集团之存货账面值为美元,2百万美元和美元12分别为2023年12月31日和2022年12月31日。
若干未指定为对冲工具的基差掉期及其他衍生工具用于管理与预期买卖商品产品有关的市场风险。 该等交易的时间涉及若干不确定性,通常是由于出现更有利的盈利机会或当息差不足以覆盖可变成本时,从而降低了该等交易于最初预测期间进行的可能性。 根据衍生工具会计指引,该等工具即使能有效管理相关资产之风险,亦不符合对冲会计处理资格。 由于商品价格的波动,无法预测任何非现金、按市价计值的收益变动。
公允价值金额及损益的表格列报
**衍生工具及相关对冲项目
下表提供了我们在指定日期的衍生品资产和负债的资产负债表概览:
|
资产衍生品 |
|
负债衍生工具 |
|
2023年12月31日 |
|
2022年12月31日 |
|
2023年12月31日 |
|
2022年12月31日 |
|
天平 薄片 位置 |
公平 价值 |
|
天平 薄片 位置 |
公平 价值 |
|
天平 薄片 位置 |
公平 价值 |
|
天平 薄片 位置 |
公平 价值 |
指定为对冲工具的衍生工具 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
利率衍生品 |
当前 资产 |
$ |
– |
|
当前 资产 |
$ |
26 |
|
当前 --负债 |
$ |
31 |
|
当前 --负债 |
$ |
– |
商品衍生品 |
当前 资产 |
$ |
118 |
|
当前 资产 |
$ |
422 |
|
当前 负债 |
$ |
136 |
|
当前 负债 |
$ |
316 |
商品衍生品 |
其他资产 |
|
31 |
|
其他资产 |
|
43 |
|
其他负债 |
|
35 |
|
其他负债 |
|
58 |
商品衍生工具共计 |
|
|
149 |
|
|
|
465 |
|
|
|
171 |
|
|
|
374 |
指定为对冲工具的衍生工具总额 |
|
$ |
149 |
|
|
$ |
491 |
|
|
$ |
202 |
|
|
$ |
374 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
未被指定为对冲工具的衍生工具 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
商品衍生品 |
当前 资产 |
$ |
229 |
|
当前 资产 |
$ |
21 |
|
当前 负债 |
$ |
229 |
|
当前 负债 |
$ |
38 |
商品衍生品 |
其他资产 |
|
72 |
|
其他资产 |
|
– |
|
其他负债 |
|
71 |
|
其他负债 |
|
– |
商品衍生工具共计 |
|
|
301 |
|
|
|
21 |
|
|
|
300 |
|
|
|
38 |
未被指定为对冲工具的衍生品总额 |
|
$ |
301 |
|
|
$ |
21 |
|
|
$ |
300 |
|
|
$ |
38 |
我们的若干商品衍生工具受主净额结算安排或类似协议所规限。 下表呈列于所示日期受该等安排规限的衍生工具:
|
金融资产和衍生资产的抵销 |
|
|
|
|
|
|
|
|
未抵销的总金额 在资产负债表中 |
|
|
|
|
毛收入 数额: 公认的 资产 |
|
毛收入 金额 的偏移量 资产负债表 |
|
金额 资产的价值 已提交 在 资产负债表 |
|
金融 仪器 |
|
|
现金 抵押品 已收到 |
|
|
现金 抵押品 已支付 |
|
的量 会 提出 按净额基准 |
|
|
(i) |
|
(Ii) |
|
(iii)= ㈠—㈡ |
|
(Iv) |
|
(v)= ㈢ + ㈣ |
|
截至2023年12月31日: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
商品衍生品 |
|
$ |
450 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
450 |
|
|
$ |
(450 |
) |
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
自.起2022年12月31日: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
利率衍生品 |
|
$ |
26 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
26 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
26 |
|
商品衍生品 |
|
|
486 |
|
|
|
– |
|
|
|
486 |
|
|
|
(411 |
) |
|
|
– |
|
|
|
(74 |
) |
|
|
1 |
|
|
金融负债与衍生负债的抵销 |
|
|
|
|
|
|
|
|
未抵销的总金额 在资产负债表中 |
|
|
|
|
毛收入 数额: 公认的 负债 |
|
毛收入 金额 的偏移量 资产负债表 |
|
金额 负债的比例 已提交 在 资产负债表 |
|
金融 仪器 |
|
现金 抵押品 已收到 |
|
现金 抵押品 已支付 |
|
的量 会 提出 按净额基准 |
|
|
(i) |
|
(Ii) |
|
(iii)= ㈠—㈡ |
|
(Iv) |
|
(v)= ㈢ + ㈣ |
|
自.起2023年12月31日: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
利率衍生品 |
|
$ |
31 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
31 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
31 |
|
商品衍生品 |
|
|
471 |
|
|
|
– |
|
|
|
471 |
|
|
|
(450 |
) |
|
|
1 |
|
|
|
(21 |
) |
|
|
1 |
|
自.起2022年12月31日: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
商品衍生品 |
|
$ |
412 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
412 |
|
|
$ |
(411 |
) |
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
1 |
|
于综合资产负债表记录的衍生资产及负债按总额呈列,并按个别交易水平厘定。 不论各自的交易所结算协议、对手方合约或主净额结算协议是否包含经常称为"抵销权"的净额结算语言,均适用此呈列方法。 尽管衍生工具金额按总额呈列,但拥有抵销权可在对手方违约或清盘情况下结算净额而非应收或应付总额。
根据某些协议,特别是与外汇交易有关的协议,现金作为抵押物支付和收取。 就任何现金抵押品付款或收款而言,相应资产或负债会记录,以反映与交易所结算经纪及客户的变动保证金存款或收款。 该等结余亦于综合资产负债表中按毛额呈列。
以上表格列报方式提供了一种方法,可将衍生资产和负债(不包括相关应付账款和应收账款)的总额与在违约情况下根据各自衍生协议中存在抵销权而可能应收或应付的净额进行比较。 任何已支付或已收取的现金抵押品均反映在这些表格中,但仅限于其代表变动幅度的范围。 任何与衍生工具预付款项或初始保证金有关的金额,如不受衍生工具资产或负债金额影响,或仅按其名义金额厘定,则不包括在该等表格内。
下表呈列我们指定为公平值对冲的衍生工具于所示年度对我们综合经营报表的影响:
公允价值衍生工具 对冲关系 |
位置 |
|
确认的损益 衍生品收益 |
|
|
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
商品衍生品 |
收入 |
|
$ |
7 |
|
|
$ |
(103 |
) |
|
$ |
(243 |
) |
总计 |
|
|
$ |
7 |
|
|
$ |
(103 |
) |
|
$ |
(243 |
) |
公允价值衍生工具 对冲关系 |
位置 |
|
确认的损益 套期项目收入 |
|
|
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
商品衍生品 |
收入 |
|
$ |
(7 |
) |
|
$ |
66 |
|
|
$ |
226 |
|
总计 |
|
|
$ |
(7 |
) |
|
$ |
66 |
|
|
$ |
226 |
|
于所有呈列期间,公平值对冲无效所对应之收益(亏损)微不足道。所呈列各期间之剩余收益(亏损)主要由于不包括在对冲有效性评估中的月间差价所致。
下表呈列我们指定为现金流量对冲的衍生工具于所示年度对我们的综合经营报表及综合全面收益表的影响:
现金流中的衍生工具 对冲关系 |
确认的价值变动 其他全面收益(亏损) 衍生 |
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
2023 |
|
2022 |
|
2021 |
|
利率衍生品 |
|
$ |
(36 |
) |
|
$ |
26 |
|
|
$ |
183 |
|
商品衍生品—收入(1) |
|
|
81 |
|
|
|
227 |
|
|
|
(658 |
) |
商品衍生品—业务成本和费用(1) |
|
|
12 |
|
|
|
27 |
|
|
|
(20 |
) |
总计 |
|
$ |
57 |
|
|
$ |
280 |
|
|
$ |
(495 |
) |
现金流中的衍生工具 对冲关系 |
位置 |
|
损益重新归类自 累计其他综合 收入(损失)至收入 |
|
|
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
利率衍生品 |
利息支出 |
|
$ |
5 |
|
|
$ |
(19 |
) |
|
$ |
(38 |
) |
商品衍生品 |
收入 |
|
|
106 |
|
|
|
181 |
|
|
|
(893 |
) |
商品衍生品 |
营运成本及开支 |
|
|
4 |
|
|
|
39 |
|
|
|
(15 |
) |
总计 |
|
|
$ |
115 |
|
|
$ |
201 |
|
|
$ |
(946 |
) |
在接下来的12个月里,我们预计将重新分类$9利息开支减少,利息衍生工具应占收益由累计其他全面收益转为盈利。 同样,我们预计将重新分类$146从累计其他全面收益至盈利的商品衍生工具应占净收益,161100万美元作为收入的增加和美元151000万美元,作为运营成本和支出的增加。
下表呈列本集团未指定为对冲工具的衍生工具于所示年度对综合经营报表的影响:
未指定为 套期保值工具 |
位置 |
|
确认的损益 衍生品收益 |
|
|
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
商品衍生品 |
收入 |
|
$ |
213 |
|
|
$ |
74 |
|
|
$ |
150 |
|
商品衍生品 |
营运成本及开支 |
|
|
– |
|
|
|
14 |
|
|
|
1 |
|
总计 |
|
|
$ |
213 |
|
|
$ |
88 |
|
|
$ |
151 |
|
这一美元213截至2023年12月31日止年度(如前表所示),来自未指定为对冲工具的衍生工具的净收益包括:246百万美元的已实现净收益和33由于商品衍生品的未实现按市价计值亏损净额为百万。
总(包括公平值对冲及未指定为对冲工具的衍生工具)于所示年度计入经营毛利率的未变现按市价计值收益(亏损)如下:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
经营毛利率按市值计算的收益(亏损): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NGL管道和服务 |
|
$ |
(25 |
) |
|
$ |
(52 |
) |
|
$ |
40 |
|
原油管道及服务 |
|
|
(5 |
) |
|
|
(30 |
) |
|
|
(3 |
) |
天然气管道及服务 |
|
|
(1 |
) |
|
|
(3 |
) |
|
|
(2 |
) |
石化及成品油服务 |
|
|
(2 |
) |
|
|
7 |
|
|
|
(8 |
) |
按市价计值对毛营业利润率的总影响 |
|
$ |
(33 |
) |
|
$ |
(78 |
) |
|
$ |
27 |
|
公允价值计量
下表按第一、二及第三层公平值层级(见附注2)列出本集团金融资产及负债于所示日期之账面值。该等资产及负债按经常性基准计量,并按估计其公平值所用最低级别输入数据分类。我们对该等输入数据的相对重要性的评估需要作出判断。
商品衍生品的价值在适用CME规则814之前和之后呈列,该规则认为CME结算的金融工具每天都与变更保证金支付相关。 根据此交易规则,就财务报告而言,CME相关衍生工具于结算日被视为并无公平值;然而,该等衍生工具仍未到期,并受未来商品价格波动影响,直至其根据合约条款结算为止。 在CME以外的交易所结算的衍生品交易(例如,洲际交易所(ICE)继续按毛额报告。
|
|
2023年12月31日 公允价值计量使用 |
|
|
|
|
|
|
报价 处于活动状态 市场: 相同的资产 和负债 (1级) |
|
|
意义重大 其他 可观察到的 输入量 (2级) |
|
|
意义重大 看不见 输入量 (3级) |
|
|
总计 |
|
金融资产: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
大宗商品衍生品: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
适用CME规则814之前的价值 |
|
$ |
431 |
|
|
$ |
297 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
728 |
|
CME规则814的影响 |
|
|
(147 |
) |
|
|
(131 |
) |
|
|
– |
|
|
|
(278 |
) |
商品衍生品共计 |
|
|
284 |
|
|
|
166 |
|
|
|
– |
|
|
|
450 |
|
总计 |
|
$ |
284 |
|
|
$ |
166 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
450 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
财务负债: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
利率衍生品: |
|
$ |
– |
|
|
$ |
31 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
31 |
|
大宗商品衍生品: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
适用CME规则814之前的价值 |
|
|
317 |
|
|
|
308 |
|
|
|
– |
|
|
|
625 |
|
CME规则814的影响 |
|
|
(22 |
) |
|
|
(132 |
) |
|
|
– |
|
|
|
(154 |
) |
商品衍生品共计 |
|
|
295 |
|
|
|
176 |
|
|
|
– |
|
|
|
471 |
|
总计 |
|
$ |
295 |
|
|
$ |
207 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
502 |
|
总的来说,我们的商品对冲组合的公允价值, 2023年12月31日衍生资产净值为美元103在CME规则第814条之前,
|
|
2022年12月31日 公允价值计量使用 |
|
|
|
|
|
|
报价 处于活动状态 市场: 相同的资产 和负债 (1级) |
|
|
意义重大 其他 可观察到的 输入量 (2级) |
|
|
意义重大 看不见 输入量 (3级) |
|
|
总计 |
|
金融资产: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
利率衍生品: |
|
$ |
– |
|
|
$ |
26 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
26 |
|
大宗商品衍生品: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
适用CME规则814之前的价值 |
|
|
166 |
|
|
|
1,170 |
|
|
|
– |
|
|
|
1,336 |
|
CME规则814的影响 |
|
|
(161 |
) |
|
|
(689 |
) |
|
|
– |
|
|
|
(850 |
) |
商品衍生品共计 |
|
|
5 |
|
|
|
481 |
|
|
|
– |
|
|
|
486 |
|
总计 |
|
$ |
5 |
|
|
$ |
507 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
512 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
财务负债: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
大宗商品衍生品: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
适用CME规则814之前的价值 |
|
$ |
95 |
|
|
$ |
1,118 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
1,213 |
|
CME规则814的影响 |
|
|
(90 |
) |
|
|
(711 |
) |
|
|
– |
|
|
|
(801 |
) |
商品衍生品共计 |
|
|
5 |
|
|
|
407 |
|
|
|
– |
|
|
|
412 |
|
总计 |
|
$ |
5 |
|
|
$ |
407 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
412 |
|
于资产负债表上记录的金融资产及负债 2023年12月31日和2022使用重大不可观察输入数据(第三级),以及我们经常性第三级金融资产及负债于相关期间按合并基准的公平值变动对综合财务报表并不重大。
其他公允价值信息
现金及现金等价物(包括受限制现金结余)、应收账款、商业票据和应付账款的账面值基于其短期性质与其公允价值相若。 我们固定利率债务责任的估计总公允价值为美元,26.710亿美元24.22023年12月31日和2022年12月31日分别为10亿美元。 该等债务责任的总账面值为美元,28.010亿美元27.52023年12月31日和2022年12月31日分别为10亿美元。 该等价值主要基于该等债务或类似期限及到期日债务(第2级)的市场报价以及我们的信用状况。 市场利率的变动影响我们固定利率债务的公允价值。 由于相关利率以市场为基础,我们的浮息长期债务责任的账面值与其公平值相若。 我们并无任何按公平值入账的长期债务或股本证券投资。
说明15. 关联交易
下表概述我们于所示年度的关联方交易:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
收入—相关方: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
未合并的子公司 |
|
$ |
61 |
|
|
$ |
59 |
|
|
$ |
80 |
|
成本及开支—相关方: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
EPCO及其私人控股子公司 |
|
$ |
1,353 |
|
|
$ |
1,289 |
|
|
$ |
1,156 |
|
未合并的子公司 |
|
|
188 |
|
|
|
209 |
|
|
|
265 |
|
总计 |
|
$ |
1,541 |
|
|
$ |
1,498 |
|
|
$ |
1,421 |
|
下表概述于所示日期的关联方应收账款及应付账款结余:
|
|
十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
应收账款—关联方: |
|
|
|
|
|
|
EPCO及其私人控股子公司 |
|
$ |
– |
|
|
$ |
1 |
|
未合并的子公司 |
|
|
7 |
|
|
|
10 |
|
*总计 |
|
$ |
7 |
|
|
$ |
11 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
应付账款—关联方: |
|
|
|
|
|
|
|
|
EPCO及其私人控股子公司 |
|
$ |
183 |
|
|
$ |
221 |
|
未合并的子公司 |
|
|
16 |
|
|
|
11 |
|
总计 |
|
$ |
199 |
|
|
$ |
232 |
|
我们相信我们的关联方协议的条款和规定对我们是公平的;然而,该等协议和交易可能不如我们从非关联第三方获得的那样有利。
与EPCO及其附属公司的关系
我们与EPCO及其私人控股子公司(包括我们的普通合伙人Enterprise GP)有着广泛和持续的关系,这些子公司并不属于我们合并的公司集团。
于2023年12月31日,EPCO及其私人控股联属公司(包括Dan Duncan LLC及若干Duncan家族信托)实益拥有以下本公司之有限合伙人权益:
持有的有限合伙人权益总数 |
百分比 公共单位 杰出的 |
702,209,694普通单位 |
32.4% |
在EPCO及其私人控股子公司持有的合伙企业公用单位总数中, 62,976,464已于2023年12月31日以EPCO及其私人控股附属公司的独立信贷额度作为担保。 该等信贷融资包含惯例及其他违约事件,包括我们及EPCO其他关联公司的违约。 违约事件,随后抵押品被取消抵押品赎回权,最终可能导致这些单位的所有权发生变化,并影响合伙企业共同单位的市场价格。
合伙企业和企业GP都是独立的法律实体,彼此独立,也独立于EPCO及其其他附属公司,其资产和负债也独立于EPCO及其其他附属公司。 EPCO及其私人控股附属公司使用手头现金和从我们获得的现金分配以及其他投资来资助其其他活动并履行各自的债务责任(如有)。 截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度,我们向EPCO及其私人控股附属公司支付现金分派,1.3亿,美元1.310亿美元1.2分别为10亿美元。
我们以接近市场价格的租金从EPCO的私人附属公司租赁办公室。 截至12月31日止各年度, 2023, 2022和2021,我们承认了$13与这些办公空间租赁相关的关联方运营租赁费用百万美元。
EPCO ASA
我们没有员工。我们的所有行政和运营职能要么由EPCO的员工(根据ASA)提供,要么由其他服务提供商提供。我们和我们的普通合作伙伴是ASA的缔约方。
根据ASA,EPCO为我们提供被认为是管理和运营我们的业务、物业和资产所必需的行政和运营服务(均符合审慎的行业做法)。我们的运营成本和支出包括支付给EPCO的运营我们设施的实际直接和间接成本的金额,包括其员工的薪酬。同样,我们的一般和行政成本包括支付给EPCO的管理和其他行政服务的金额,包括其员工的薪酬。一般来说,我们向EPCO支付的行政服务的补偿是:(I)以实际基础补偿它可能代表我们产生的直接费用(例如,购买办公用品)或(Ii)根据每一方对此类服务的估计使用量在ASA各方之间分配此类费用(例如,根据每个实体在业务和事务上花费的时间的估计分配法律或会计工资)。此外,我们已同意支付可能不时适用于EPCO向我们提供的服务的所有销售、使用、消费税、增值税或类似税(如果有)。
ASA允许我们作为指定被保险人参加EPCO的整体保险计划,相关保费和其他费用将分配给我们。有关我们的保险计划的更多信息,请参见附注18。
下表列出了本公司在所示年度应归属于ASA和EPCO的关联方成本和支出:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
营运成本及开支 |
|
$ |
1,189 |
|
|
$ |
1,124 |
|
|
$ |
1,011 |
|
一般和行政费用 |
|
|
141 |
|
|
|
146 |
|
|
|
135 |
|
会计报表:总成本和费用 |
|
$ |
1,330 |
|
|
$ |
1,270 |
|
|
$ |
1,146 |
|
由于绝大多数此类费用是按实际基础向我们收取的(即不收取加价或获得补贴),我们认为这些费用代表了独立基础上的金额。至于分配成本,我们认为EPCO采用的比例直接分配法是合理的,并反映了我们在独立基础上可能产生的估计成本水平。
与未合并的附属公司的关系
我们的许多未合并附属公司为我们的其他业务运营提供支持或补充作用。以下信息汇总了与我们未合并附属公司的重大关联方交易:
• |
在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度,我们向Seaway支付了27百万,$20百万美元和美元104分别用于与我们的原油营销活动相关的管道运输和储存服务。Seaway的收入为25百万,$15百万美元和美元43截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度分别为100万美元。 |
• |
在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度内,我们购买了80百万,$107百万美元和美元94分别是来自Vesco的100万NGL。 |
• |
我们向ProMix支付NGL的运输、储存和分级费用。ProMix的费用为$36百万,$41百万美元和美元27截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度分别为100万美元。此外,我们向ProMix出售天然气以满足其工厂燃料需求。ProMix的总收入为$11百万,$22百万美元和美元12截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度分别为100万美元。 |
• |
在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度内,我们向德克萨斯快递支付了27百万,$31百万美元和美元28分别用于管道运输服务的100万美元。 |
• |
我们为我们某些未合并的附属公司提供管理服务。我们向这些附属公司收取$11百万,$12百万美元和美元13截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度分别为100万美元。 |
附注16.未缴纳所得税
像我们这样的上市合伙企业被视为公司,除非他们有90我们在截至2023年12月31日、2022年和2021年的每一年都符合这一要求,因此不缴纳联邦所得税。然而,我们的合伙人各自负责为他们在我们的应税收入中的份额缴纳联邦所得税。由于某些资产和负债的纳税基础和财务报告基础以及其他因素的差异,财务报告目的净收益可能与向我们的单位持有人报告的应税收入有很大差异。我们无法从有限合伙人的利益中获得有关每个合伙人的个人纳税基础的信息。
所得税按资产负债法入账。递延税项资产和负债按可归因于现有资产和负债及其各自税基的财务报表账面金额与营业亏损和税项抵免结转之间差异的未来税务后果确认。递延税项资产和负债按预期适用于预计收回或结算这些临时差额的年度的应纳税所得额的制定税率计量。递延税项资产和负债按包括颁布日期在内的期间的收入确认税率变化对递延税项资产和负债的影响。
只有在所得税头寸更有可能持续的情况下,我们才会认识到这些头寸的影响。确认的所得税头寸以实现可能性大于50%的最大金额计量。确认或计量的变化反映在判断发生变化的期间。会计准则规定,如果不确定的税收头寸的税收利益很可能在审查后得到维持,包括任何相关上诉或诉讼程序的解决方案,则可以根据技术是非曲直确认该头寸。在截至12月31日的年度内,我们并不依赖任何不确定的税务状况来记录与所得税相关的金额,2023, 2022和2021.
关于所得税的表格披露
我们的联邦、州和外国所得税优惠(规定)摘要如下:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
所得税拨备的当期部分: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
联邦制 |
|
$ |
(12 |
) |
|
$ |
(2 |
) |
|
$ |
2 |
|
状态 |
|
|
(20 |
) |
|
|
(18 |
) |
|
|
(31 |
) |
外国 |
|
|
– |
|
|
|
(2 |
) |
|
|
(1 |
) |
总当期部分 |
|
|
(32 |
) |
|
|
(22 |
) |
|
|
(30 |
) |
所得税拨备递延部分: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
联邦制 |
|
|
17 |
|
|
|
(20 |
) |
|
|
(27 |
) |
状态 |
|
|
(29 |
) |
|
|
(40 |
) |
|
|
(13 |
) |
外国 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
递延部分共计 |
|
|
(12 |
) |
|
|
(60 |
) |
|
|
(40 |
) |
所得税拨备总额 |
|
$ |
(44 |
) |
|
$ |
(82 |
) |
|
$ |
(70 |
) |
所得税拨备与按法定美国联邦所得税率对除所得税前收入厘定之金额之对账如下:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
税前净账面收入(“NBI”) |
|
$ |
5,701 |
|
|
$ |
5,697 |
|
|
$ |
4,825 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
德克萨斯州保证金税(1) |
|
|
(49 |
) |
|
|
(56 |
) |
|
|
(42 |
) |
扣除联邦福利后的州所得税规定 |
|
|
(2 |
) |
|
|
(1 |
) |
|
|
(1 |
) |
联邦所得税规定通过应用 联邦法定税率对法人实体的NBI |
|
|
(16 |
) |
|
|
(15 |
) |
|
|
(13 |
) |
估值备抵变动(2) |
|
|
22 |
|
|
|
(8 |
) |
|
|
(14 |
) |
其他 |
|
|
1 |
|
|
|
(2 |
) |
|
|
– |
|
所得税拨备 |
|
$ |
(44 |
) |
|
$ |
(82 |
) |
|
$ |
(70 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
有效所得税率 |
|
|
(0.8 |
)% |
|
|
(1.4 |
)% |
|
|
(1.5 |
)% |
递延所得税是根据资产和负债的财务报表和所得税基础之间的临时差异来确定的,这些差异以制定的税率衡量,当这些差异逆转时,该税率将不会生效。
下表列出了在指定日期的递延税项资产和递延税项负债的重要组成部分:
|
|
十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
递延税项负债: |
|
|
|
|
|
|
归因于对在线旅行社的投资(1) |
|
$ |
436 |
|
|
$ |
406 |
|
可归因于不动产、厂房和设备 |
|
|
138 |
|
|
|
133 |
|
可归因于对其他实体的投资 |
|
|
4 |
|
|
|
5 |
|
其他 |
|
|
83 |
|
|
|
60 |
|
**--递延纳税负债总额 |
|
|
661 |
|
|
|
604 |
|
递延税项资产: |
|
|
|
|
|
|
|
|
净营业亏损结转(2) |
|
|
46 |
|
|
|
22 |
|
与德克萨斯州保证金税相关的暂时性差异 |
|
|
4 |
|
|
|
4 |
|
递延税项资产总额 |
|
|
50 |
|
|
|
26 |
|
估值免税额 |
|
|
– |
|
|
|
22 |
|
递延税项资产总额,扣除估值免税额 |
|
|
50 |
|
|
|
4 |
|
递延纳税净负债总额 |
|
$ |
611 |
|
|
$ |
600 |
|
说明17. 承担及或然负债
诉讼
作为我们正常业务活动的一部分,我们可能会在法律诉讼中被列为被告,包括因监管和环境事宜而引起的诉讼。 虽然吾等已按吾等认为审慎之程度投保各种风险,但概不能保证该等保险的性质及金额在每种情况下均足以全面弥偿吾等因日后法律诉讼而引致之损失。 我们将在诉讼事务中积极为合伙企业辩护。
管理层定期进行季度诉讼审查,包括法律顾问提供的最新资料,以评估是否需要会计确认和披露该等或然事项。 倘可能出现亏损且金额可合理估计,吾等就该等或然事项计提未贴现负债。 倘可合理估计一系列可能亏损金额,且该范围内的金额并无比任何其他金额更佳估计,则应计该范围内的最低金额。
倘可能出现亏损但金额无法合理估计,或倘相信出现亏损的可能性仅合理可能或极低,则吾等不会记录或然负债。 对于合理可能产生不利结果且对我们的综合财务报表有重大影响的或然事项,我们披露或然事项的性质,以及(如可行)对可能损失或损失范围的估计。 基于对所有相关已知事实及情况的考虑,吾等不相信任何目前针对吾等的未决诉讼的最终结果将不会对吾等的综合财务报表在个别索偿层面或整体上造成重大影响。
于2023年及2022年12月31日,并无诉讼或然事项的应计费用。 我们根据管理层对结算时间的估计,将综合资产负债表中的诉讼或有事项的应计费用分类为“其他流动负债”或“其他长期负债”的组成部分。 我们对诉讼或有事项的评估乃基于每宗案件的事实及情况,而预测该等事项的结果涉及不确定因素。 倘吾等用以评估该等事项之假设于未来期间发生变动或有新资料可用,吾等可能须记录额外应计费用。 为了减少与诉讼相关的费用,我们可能会在庭外解决法律诉讼。
EPCO股权补偿计划下的承诺
根据我们与EPCO的协议,我们向EPCO偿还我们应占的补偿开支,该等补偿开支属于为我们履行管理、行政及营运职能的雇员。 有关权益奖励会计处理及关联方资料的额外资料,分别请参阅附注13及15。
合同义务
下表概述我们于2023年12月31日的各项合约责任。 每类合同义务的说明如下:
|
|
按期间划分的应付款或结算 |
|
合同义务 |
|
总计 |
|
|
2024 |
|
|
2025 |
|
|
2026 |
|
|
2027 |
|
|
2028 |
|
|
此后 |
|
债务的预定到期日 |
|
$ |
29,021 |
|
|
$ |
1,300 |
|
|
$ |
1,150 |
|
|
$ |
1,625 |
|
|
$ |
575 |
|
|
$ |
1,000 |
|
|
$ |
23,371 |
|
预计支付的现金利息 |
|
$ |
26,940 |
|
|
$ |
1,300 |
|
|
$ |
1,256 |
|
|
$ |
1,187 |
|
|
$ |
1,160 |
|
|
$ |
1,149 |
|
|
$ |
20,888 |
|
经营租赁义务 |
|
$ |
482 |
|
|
$ |
86 |
|
|
$ |
74 |
|
|
$ |
44 |
|
|
$ |
29 |
|
|
$ |
27 |
|
|
$ |
222 |
|
购买义务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
产品采购承诺: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
估计付款义务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
中国天然气公司 |
|
$ |
76 |
|
|
$ |
61 |
|
|
$ |
15 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
中国的NGL |
|
$ |
2,909 |
|
|
$ |
667 |
|
|
$ |
682 |
|
|
$ |
391 |
|
|
$ |
383 |
|
|
$ |
353 |
|
|
$ |
433 |
|
*原油 |
|
$ |
8,922 |
|
|
$ |
1,842 |
|
|
$ |
1,838 |
|
|
$ |
1,539 |
|
|
$ |
1,442 |
|
|
$ |
1,156 |
|
|
$ |
1,105 |
|
进口石油化工及成品油 |
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
中国和其他 |
|
$ |
17 |
|
|
$ |
6 |
|
|
$ |
4 |
|
|
$ |
2 |
|
|
$ |
2 |
|
|
$ |
2 |
|
|
$ |
1 |
|
服务支付承诺 |
|
$ |
408 |
|
|
$ |
47 |
|
|
$ |
37 |
|
|
$ |
26 |
|
|
$ |
26 |
|
|
$ |
25 |
|
|
$ |
247 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
**资本开支承担总额 |
|
$ |
48 |
|
|
$ |
48 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
债务预定到期日
根据债务协议,我们有长期和短期付款义务。上表所列金额代表我们在指定年度的预定未来债务本金到期日。有关我们合并债务义务的更多信息,请参阅附注7。
预计支付的现金利息
我们估计的现金支付利息是基于我们截至2023年12月31日未偿还的合并债务的本金金额、该等余额的合同预定到期日以及适用的利率。2.3估计现金支付假设(I)次级票据于各自到期日前并无偿还,及(Ii)次级票据支付的利息金额是根据(A)现时收取的固定利率或(B)于2023年支付的加权平均浮动利率(视何者适用而定)计算。
经营租赁义务
我们根据不可撤销及可撤销经营租赁若干物业、厂房及设备。 上表所示金额指本集团经营租赁项下为期超过一年的最低现金租赁付款责任。
我们的重大租赁协议包括(i)根据物业租赁持有的土地,(ii)租赁天然气、液化天然气及乙烯的地下储存洞穴,(iii)租赁我们营运中使用的压缩机及运输设备,及(iv)向EPCO的联属公司租赁的办公室空间。 这些租赁协议的条款包括: 5至30年 的从EPCO的附属公司租赁办公空间的协议以及我们从第三方租赁的与地下NGL储存洞穴有关的协议包括续约选项,这些选项可以延长这些合同, 20年 我们余下的重大租赁协议并无规定额外续租条款。
租赁开支于预期经济利益期间以直线法计入经营成本及开支。 或然租金付款于产生时支销。 我们一般须对相关租赁资产进行日常维护。 此外,若干租赁赋予我们进行租赁物业改善的选择权。 本集团营运产生之租赁资产保养及维修于产生时计入开支。
下表呈列有关我们作为承租人于二零二三年十二月三十一日的经营租赁的资料:
资产类别 |
|
ROU 资产 携带 价值(1) |
|
|
租赁 负债 携带 价值(2) |
|
加权的- 平均值 剩余 术语 |
|
加权的- 平均值 折扣 费率(3) |
|
储存和管道设施 |
|
$ |
188 |
|
|
$ |
187 |
|
9年份 |
|
|
4.2 |
% |
运输设备 |
|
|
25 |
|
|
|
25 |
|
4年份 |
|
|
4.7 |
% |
办公和仓库空间 |
|
|
151 |
|
|
|
186 |
|
13年份 |
|
|
3.0 |
% |
总计 |
|
$ |
364 |
|
|
$ |
398 |
|
|
|
|
|
|
下表列出了我们在所示年份的总运营租赁费用:
|
|
这一年的 截至去年12月, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
长期经营租赁: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
*固定租赁费用: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
扣除非现金租赁费用(ROU资产摊销) |
|
$ |
72 |
|
|
$ |
59 |
|
|
$ |
41 |
|
**增加租赁负债余额的相关增值费用 |
|
|
14 |
|
|
|
12 |
|
|
|
12 |
|
*固定租赁费用总额 |
|
|
86 |
|
|
|
71 |
|
|
|
53 |
|
**可变租赁费用 |
|
|
13 |
|
|
|
6 |
|
|
|
1 |
|
长期经营租赁费用总额 |
|
|
99 |
|
|
|
77 |
|
|
|
54 |
|
短期经营租赁 |
|
|
111 |
|
|
|
91 |
|
|
|
54 |
|
经营租赁总费用 |
|
$ |
210 |
|
|
$ |
168 |
|
|
$ |
108 |
|
固定租赁费用在合同期限内按直线计入收益,任何可变租赁付款均在发生时支出。短期经营租赁支出在发生时支出。-为资产负债表上记录的经营租赁负债支付的现金为$87百万,$65百万美元和美元40截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度分别为100万美元。
我们作为出租人并无任何重大经营或直接融资租赁。 截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度的经营租赁收入为 $16百万,$14百万美元和美元12百万,分别。 我们没有任何销售类型的租赁。
购买义务
我们将购买义务定义为剩余期限超过一年的协议,以购买可强制执行且具有法律约束力的商品或服务(即,(无条件),列明所有重要条款,包括(i)将予购买的固定或最低数量,(ii)固定、最低或可变价格规定及(iii)交易的大致时间。 我们将无条件购买责任分类为以下类别:
• |
产品采购承诺—我们与第三方供应商有长期的产品采购义务,包括天然气、天然气、原油、石化产品和精炼产品。 我们根据该等合约有义务支付的价格与我们交付该等货量时的市场价格相若。 上表呈列我们根据该等合约之估计未来付款责任,该等合约乃根据适用于所有未来量承担之每份协议于二零二三年十二月三十一日之合约价格计算。 实际未来付款义务可能因交货时的价格而异。 |
• |
服务付款承诺—我们有长期承诺支付服务供应商,包括根据固定管道运输合同承担的责任。 付款义务因合同而异,但通常是单位运输量价格乘以确定的运输量承诺。 |
• |
我们有与我们的资本开支有关的短期付款责任,包括我们在未合并附属公司的资本开支中的份额。 该等承担指就与资本项目有关的将提供服务或将交付产品的无条件付款责任。 |
其他长期负债
下表概述于所示日期于综合资产负债表呈列的“其他长期负债”的组成部分:
|
|
十二月三十一日, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
非流动部分ARO(见附注4) |
|
$ |
221 |
|
|
$ |
214 |
|
递延收入—非流动部分(见附注9) |
|
|
326 |
|
|
|
320 |
|
租赁负债--非流动部分 |
|
|
323 |
|
|
|
341 |
|
衍生负债 |
|
|
106 |
|
|
|
58 |
|
其他 |
|
|
8 |
|
|
|
8 |
|
总计 |
|
$ |
984 |
|
|
$ |
941 |
|
注18.存在重大风险和不确定因素
运营的性质
我们主要经营中游能源行业,包括收集、运输、加工、分馏和储存天然气、天然气、原油、石化和精炼产品。因此,碳氢产品价格和碳氢产品之间的相对价格水平的变化可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生实质性的不利影响。价格的变化可能会影响对碳氢产品的需求,这反过来可能会影响生产、需求和我们提供服务的产品的数量。此外,需求的下降可能是由其他因素造成的,包括当前的经济状况,消费者对碳氢化合物产品终端产品的需求减少、竞争加剧、恶劣天气条件、突发公共卫生事件以及影响价格和生产水平的政府法规。
我们设施目前运输、收集或加工的天然气、天然气和原油数量主要来自现有的国内资源盆地,这些资源盆地随着时间的推移自然枯竭。为了抵消这种自然下降,我们的设施需要获得新发现的资产的生产。许多我们无法控制的经济和商业因素可能会对生产商勘探和开发新储量的决定产生不利影响。这些因素可能包括相对较低的原油和天然气价格、设备和劳动力的成本和可用性、监管变化、资本预算限制。缺乏可用资金或成功发现碳氢化合物的可能性。*我们设施和其他能源物流资产所在地区的勘探和开发活动减少可能导致我们资产处理量的减少,这可能对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生重大不利影响。
即使我们的资产所服务的地区存在原油和天然气储备,这些地区的生产商也可能不会选择我们来收集、运输、加工、分离、储存或以其他方式处理提取的碳氢化合物。我们基于许多因素与其他公司竞争此类生产,包括但不限于地理上与生产的距离、连接成本、可用产能、费率和市场准入。
信用风险
如果交易对手不履行与我们的天然气、NGL、原油、石化产品和成品油营销相关的义务,以及根据最低数量承诺或固定需求收费的长期合同,我们可能会招致信用风险。客户不付款和不履行义务的风险是我们业务中的一个主要考虑因素,我们的信用程序和政策可能不足以充分消除客户信用风险。此外,我们行业的不利经济状况,如2020年新冠肺炎疫情所经历的那样,可能会增加客户不付款和不履行义务的风险。尤其是那些拥有次级投资级信用评级或小型公司的客户。我们通过信用分析、信用审批、信用限额和监控程序来管理我们的信用风险敞口,对于某些交易,我们可能会使用信用证、预付款、净额结算协议和担保。然而,这些程序和政策并不能完全消除客户的信用风险。
我们服务的主要市场是美国墨西哥湾沿岸、西南部、落基山脉、东北部和中西部地区。我们集中了在这些市场运营的独立和主要综合石油和天然气公司以及其他管道和批发商的应收贸易账款。这些集中可能会影响我们的整体信用风险,因为这些能源行业客户可能同样会受到经济、监管或其他因素不利变化的影响。
在我们的衍生工具交易中面临信用风险的情况下,我们在达成协议之前分析交易对手的财务状况,建立信用和/或保证金限制,并持续监测这些限制的适当性。通常,我们不需要此类交易的抵押品,目前我们也不预期我们的重大交易对手会出现不良表现。
保险事务
我们作为指定被保险人参加了EPCO的保险计划,该计划为我们提供财产损失、业务中断和其他保险范围,我们认为这些保险的范围和金额对于我们的业务性质和程度来说是惯例和审慎的。*虽然我们相信EPCO代表我们保持着足够的保险范围,但保险可能不会完全覆盖可能发生的每一种类型的损害、中断或其他损失。甚至如果我们发生未完全投保的重大损失,可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
此外,我们累积的与财产损失费用相关的金额、我们需要支付的与损失相关的金额以及我们随后从保险公司收到的作为补偿的金额之间可能存在时间差。如果发生任何事件,严重中断了我们综合业务产生的收入,或其他需要我们进行不由保险报销的物质支出的损失,可能会降低我们向单位持有人支付分配的能力,并相应地对合伙企业共同单位的市场价格产生不利影响。
非自愿转换是由于一些不可预见的事件(例如,火灾造成的破坏)造成的资产损失。这些事件中的一些是保险承保的,因此导致财产损失保险赔偿。我们从保险公司获得的金额是扣除与保险事件相关的任何免赔额的净额。我们从保险公司记录应收账款的范围是,我们确认非自愿转换事件造成的损失,并且我们收回此类损失的可能性被认为是可能的。如果我们的任何保险索赔应收账款后来被判断为不可能收回(例如,由于新的信息),当从保险获得的金额超过报废资产的账面净值时,我们确认非自愿转换的收益。
此外,我们不会确认与保险赔偿有关的收益,直至与该等收益有关的所有或然事项得到解决,即,从保险承运人收到不可退还的现金付款或我们与承运人订立有约束力的结算协议,明确说明将作出不可退还的付款。 在重建资产的情况下,相关支出在我们的综合资产负债表中酌情资本化,并在我们的综合现金流量表中列为“资本支出”。
根据我们目前的保险计划,财产损失索赔的独立免赔额为美元30万我们也有业务中断保障;然而,此类索赔必须涉及物理损害,且总损失价值超过美元,30100万元,中断时间必须超过 60天 就已命名的风暴索赔而言,我们就任何单一事件可获得的最高保险额为美元。200100万美元,在适用相应的免赔额后。命名风暴是指美国国家气象局宣布的飓风、台风、热带风暴或气旋。
从2023年4月开始,我们继续为一般责任、超额责任、汽车责任和工人补偿提供保险,这些保险与EPCO的保险计划不同。 对于这些政策,我们负责的范围内的损失在政策限额内。 我们为已提出的未决索赔以及已发生但未报告的索赔估计(“IBNR”)都有准备金。 IBNR储备乃根据精算假设及分析估计,并每年更新。 未来的事件,例如每年提出的新索赔数量、处理索赔的平均成本,以及围绕诉讼的众多不确定性以及州和国家可能采取的立法措施,都可能导致实际成本高于或低于估计。 因此,倘该等索偿以有别于估计的方式解决,则可能对我们的财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。 截至2023年12月31日,我们的储备余额(为综合资产负债表中“其他流动负债”的一部分)为美元,22万
附注19.补充现金流量信息
下表提供有关本集团于所示年度经营账目及利息及所得税现金支出变动净额之资料:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
减少(增加): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
应收账款--贸易 |
|
$ |
(810 |
) |
|
$ |
108 |
|
|
$ |
(2,407 |
) |
应收账款关联方 |
|
|
4 |
|
|
|
10 |
|
|
|
(16 |
) |
盘存 |
|
|
(714 |
) |
|
|
131 |
|
|
|
867 |
|
预付资产和其他流动资产 |
|
|
(651 |
) |
|
|
(97 |
) |
|
|
(404 |
) |
其他资产 |
|
|
31 |
|
|
|
(42 |
) |
|
|
5 |
|
增加(减少): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
应付帐款--贸易 |
|
|
309 |
|
|
|
(174 |
) |
|
|
(20 |
) |
应付帐款--关联方 |
|
|
(33 |
) |
|
|
65 |
|
|
|
17 |
|
应计产品应付款 |
|
|
849 |
|
|
|
(190 |
) |
|
|
2,663 |
|
应计利息 |
|
|
29 |
|
|
|
(26 |
) |
|
|
(2 |
) |
其他流动负债 |
|
|
484 |
|
|
|
124 |
|
|
|
602 |
|
其他负债 |
|
|
(53 |
) |
|
|
37 |
|
|
|
61 |
|
业务账户变动净额 |
|
$ |
(555 |
) |
|
$ |
(54 |
) |
|
$ |
1,366 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
现金支付利息,净额106, $90及$80 资本化 2023, 2022和2021,分别 |
|
$ |
1,228 |
|
|
$ |
1,232 |
|
|
$ |
1,231 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
联邦和州所得税的现金支付 |
|
$ |
24 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
18 |
|
于二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日,我们就尚未支付的在建工程产生负债,400百万,$238百万美元和美元183百万,分别。 该等金额并未列入合并现金流量表“资本支出”标题下。
下表呈列我们于所示年度的资产出售及其他事项所得现金款项:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
收回建筑费用(1) |
|
$ |
25 |
|
|
$ |
99 |
|
|
$ |
– |
|
销售天然气集输系统及相关处理设施 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
39 |
|
其他资产出售 |
|
|
17 |
|
|
|
23 |
|
|
|
25 |
|
总计 |
|
$ |
42 |
|
|
$ |
122 |
|
|
$ |
64 |
|
下表呈列所示年度资产销售及相关事项应占净收益(亏损):
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
非自愿转换损失 |
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
(11 |
) |
其他资产出售净收益(亏损) |
|
|
10 |
|
|
|
(1 |
) |
|
|
6 |
|
总计 |
|
$ |
10 |
|
|
$ |
(1 |
) |
|
$ |
(5 |
) |
附注20. 后续事件
发行美元2.02024年1月10亿优先票据
2024年1月,EPO发行了$2.0 优先票据本金总额10亿美元,包括(i)美元1.0 2027年1月到期的优先票据(“优先票据HHH”)及(ii)美元1.0 2034年1月到期的优先票据(“优先票据III”)。 这次发行的净收益将由EPO用于一般公司用途,包括用于成长性资本投资和偿还债务(包括偿还全部或部分我们的$850百万美元本金3.90%优先票据JJ于2024年2月到期,以及我们商业票据计划下的未偿还金额)。
高级债券HHH于上午11时发行。99.897本金的10%,并有固定利率。4.60年利率。第三期高级债券于下午三时发行。99.705本金的10%,并有固定利率。4.85合伙企业通过在无担保和无从属的基础上无条件担保为这些优先票据提供担保。
从Western Midstream收购股权
2024年2月16日,我们收购了剩余的20%的怀特索恩股权和25西部中流关联公司持有EF78%股权,总现金对价为$375我们用手头的现金和根据EPO商业票据计划发行短期票据的收益为现金对价提供资金。由于这些交易,Whitthorn和EF78现在是我们的全资子公司。由于我们在收购前后拥有这些实体的控股权,我们在每个实体的所有权权益的增加将被计入股权交易,不确认收益或损失。
此外,2024年2月16日,Enterprise的一家附属公司达成了一项最终协议,将收购另一家15%西部中流的一家附属公司以#美元的价格持有Panola的股权25现金对价。*此次收购以Panola其他成员参与收购的优先购买权为准。如果其他成员行使其优先购买权,我们收购的股权和支付的相应收购价格将根据我们的会员权益与所有参与成员的总会员权益的比例进行调整。这笔交易预计将于2024年4月1日完成,将资金使用手头的现金和根据欧洲专利局商业票据计划发行短期票据的收益。