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运输和服务会员US-GAAP：运营部门成员2023-01-012023-03-310001276187ET: NGLandrefinedProducts 运输和服务会员US-GAAP：运营部门成员2024-01-012024-03-310001276187ET: NGLandrefinedProducts 运输和服务会员US-GAAP：运营部门成员2023-01-012023-03-310001276187US-GAAP：运营部门成员ET：外部客户会员ET：原油运输和服务会员2024-01-012024-03-310001276187US-GAAP：运营部门成员ET：外部客户会员ET：原油运输和服务会员2023-01-012023-03-310001276187ET: IntersegmentMemberUS-GAAP：运营部门成员ET：原油运输和服务会员2024-01-012024-03-310001276187ET: IntersegmentMemberUS-GAAP：运营部门成员ET：原油运输和服务会员2023-01-012023-03-310001276187US-GAAP：运营部门成员ET：原油运输和服务会员2024-01-012024-03-310001276187US-GAAP：运营部门成员ET：原油运输和服务会员2023-01-012023-03-310001276187ET：对SunoColp成员的投资US-GAAP：运营部门成员ET：外部客户会员2024-01-012024-03-310001276187ET：对SunoColp成员的投资US-GAAP：运营部门成员ET：外部客户会员2023-01-012023-03-310001276187ET：对SunoColp成员的投资ET: IntersegmentMemberUS-GAAP：运营部门成员2024-01-012024-03-310001276187ET：对SunoColp成员的投资ET: 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成员2023-01-012023-03-310001276187ET：所有其他细分会员2024-01-012024-03-310001276187ET：所有其他细分会员2023-01-012023-03-31

美国

证券交易委员会

华盛顿特区 20549

表单 10-Q

ý根据第 13 或 15 (d) 条提交的季度报告

1934 年《证券交易法》

在截至的季度期间 2024 年 3 月 31 日

要么

¨根据第 13 或 15 (d) 条提交的过渡报告

1934 年《证券交易法》

委员会档案编号 1-32740

能量传输 LP

（注册人的确切姓名如其章程所示）


特拉华						30-0108820
（公司或组织的州或其他司法管辖区）						（美国国税局雇主识别号）

威彻斯特大道 8111 号, 600 套房, 达拉斯, 德州75225

（主要行政办公室地址）（邮政编码）

(214) 981-0700

（注册人的电话号码，包括区号）

根据该法第12（b）条注册的证券：

每个班级的标题

交易品种

注册的每个交易所的名称

常用单位

等

纽约证券交易所

7.600% E 系列固定至浮动利率累积可赎回永久优先单位

etPre

纽约证券交易所

9.250% I 系列固定利率永久优先单位

etPri

纽约证券交易所

用勾号指明注册人 (1) 是否在过去 12 个月内（或在要求注册人提交此类报告的较短时间内）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15 (d) 条要求提交的所有报告，以及 (2) 在过去的 90 天内是否受到此类申报要求的约束。是的 ý没有¨

用复选标记表明注册人是否在过去 12 个月内（或者在要求注册人提交此类文件的较短时间内）以电子方式提交了根据第 S-T 法规（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。是的 ý没有¨

用复选标记表明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型申报公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中 “大型加速申报人”、“加速申报公司”、“小型申报公司” 和 “新兴成长型公司” 的定义。

大型加速过滤器

加速过滤器

☐

非加速过滤器

规模较小的申报公司

☐

新兴成长型公司

☐

如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）条规定的任何新的或修订后的财务会计准则。 ¨

用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。是的☐没有ý

截至 2024 年 5 月 3 日，注册人有 3,370,023,318普通单位表现出色。

表格 10-Q

能量转移有限责任公司和子公司


第一部分 — 财务信息
第 1 项。财务报表（未经审计）
合并资产负债表			4
合并运营报表			6
合并综合收益表			7
合并权益表			8
合并现金流量表			9
合并财务报表附注			10
1。组织和演示依据			10
2。收购和资产剥离			10
3.现金和现金等价物			11
4。库存			12
5。公允价值衡量标准			12
6。每个普通单位的净收益			15
7。债务义务			15
8。可赎回的非控股权益			17
9。股权			17
10。监管事项、承诺、突发事件和环境责任			19
11。收入			31
12。衍生资产和负债			32
13。可报告的区段			37
第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析			40
最近的事态发展			40
运营结果			42
流动性和资本资源			52
现金分配			56


第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露			60
第 4 项。控制和程序			62
第二部分 — 其他信息
第 1 项。法律诉讼			63
第 1A 项。风险因素			63







第 6 项。展品			66
签名			67

定义

提及 “伙伴关系” 或 “能源转移” 是指能源转移有限责任公司。此外，以下是本文档中使用的某些缩略词和术语的列表：


/d						每天
AOCI						累计的其他综合收益
bBTU						十亿英制热单位
柑橘						Citrus, LLC，一家50/50的合资企业，拥有佛罗里达天然气输送公司有限责任公司，该公司拥有佛罗里达天然气输送管道
克雷斯特伍德						Crestwood Equity Partners LP，该公司于 2023 年 11 月被能源转移收购
达科他州入口						Dakota Access, LLC，能源转移和/或达科他接入管道的非全资子公司
能量传输首选单位						A系列首选单位、B系列首选单位、C系列首选单位、D系列首选单位、E系列首选单位、F系列首选单位、F系列首选单位、G系列首选单位、H系列首选单位和系列I首选单位
能量转移 R&M						能量转移 (R&M) 有限责任公司（前身为 Sunoco (R&M), LLC）
ETC Sunoco						ETC Sunoco Holdings LLC（前身为 Sunoco, Inc.），Energy Transfer的全资子公司
ETO						Energy Transfer Operating, L.P. 在2021年4月并入合伙企业之前，曾是Energy Transfer的非全资子公司
《交易法》						经修订的 1934 年《证券交易法》
探险者						探险者管道公司
FERC						联邦能源监管委员会
GAAP						美利坚合众国普遍接受的会计原则
普通合伙人						LE GP, LLC，能源转移的普通合伙人
IFERC						深入了解FERC的天然气市场报告
mbbls						千桶
MEP						中大陆快车管道有限责任公司
NGL						液态天然气，例如丙烷、丁烷和天然汽油
NYMEX						纽约商品交易所
场外的						非处方药
狭长地带						Panhandle Eastern Pipe Line Company，LP，能源转移和/或 Panhandle Eastern Pipe Line 的
合作协议						Energy Transfer的第四份经修订和重述的有限合伙协议，经迄今为止修订
PHMSA						管道和危险材料安全管理局
流浪者						Rover Pipeline LLC，能源传输和/或罗孚管道的非全资子公司
海知更鸟						Sea Robin Pipeline Company, LLC，能源转移的全资子公司
秒						证券交易委员会
A 系列首选单位						A 系列固定至浮动利率累计可赎回永久优先单位
B 系列首选单位						B 系列固定至浮动利率累计可赎回永久优先单位
C 系列首选单元						C 系列固定至浮动利率累计可赎回永久优先单位
D 系列首选单元						D 系列固定至浮动利率累计可赎回永久优先单位
E 系列首选单元						E 系列固定至浮动利率累计可赎回永久优先单位
F 系列首选单元						F 系列固定利率重置累计可赎回永久优先单位
G 系列首选单元						G 系列固定利率重置累计可赎回永久优先单位
H 系列首选单元						H 系列固定利率重置累计可赎回永久优先单位
I 系列首选单元						I 系列固定利率永久优先股单位
软弱						有担保的隔夜融资利率
SPLP						Sunoco Pipeline L.P.，Energy Transfer的全资子公司
横贯西部的						Transwestern Pipeline Company, LLC，能源转移和/或环西管道的全资子公司
USAC						USA Compression Partners, LP，一家上市合伙企业，也是能源转移的合并子公司
白崖						白崖管道，L.L.C.

第一部分 — 财务信息

第 1 项。财务报表

能量转移有限责任公司和子公司

合并资产负债表

（百万美元）

（未经审计）


	3月31日 2024		十二月三十一日 2023
资产
流动资产：
现金和现金等价物	$	1,946	$	161
应收账款，净额	9,643		9,047
来自关联公司的应收账款	119		101
库存	2,267		2,478
应收所得税	58		67
衍生资产	27		66
其他流动资产	447		513
持有待售资产	511		—
流动资产总额	15,018		12,433

不动产、厂房和设备	115,631		114,932
累计折旧和损耗	(30,459)		(29,581)
财产、厂房和设备，净额	85,172		85,351

对未合并关联公司的投资	3,093		3,097

租赁使用权资产，净额	734		826


其他非流动资产，净额	1,774		1,733
无形资产，净额	6,111		6,239
善意	3,887		4,019

总资产	$	115,789	$	113,698

所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。

能量转移有限责任公司和子公司

合并资产负债表（续）

（百万美元）

（未经审计）


	3月31日 2024		十二月三十一日 2023
负债和权益
流动负债：
应付账款	$	7,535	$	6,663
应付给关联公司的账款	29		21
衍生负债	18		8

经营租赁流动负债	55		56
应计负债和其他流动负债	3,771		3,521
长期债务的当前到期日	1,181		1,008
与持有待售相关的负债	130		—
流动负债总额	12,719		11,277

长期债务，减去当前到期日	52,295		51,380

非流动衍生负债	—		4
非流动经营租赁负债	696		778
递延所得税	4,009		3,931
其他非流动负债	1,604		1,611


承付款和意外开支
可赎回的非控制性权益	673		778

股权：
有限合伙人：
首选单位持有人	5,626		6,459
普通单位持有人	30,268		30,197
普通合伙人	(2)		(2)
累计其他综合收益	41		28
合伙人资本总额	35,933		36,682
非控股权益	7,860		7,257
权益总额	43,793		43,939
负债和权益总额	$	115,789	$	113,698

所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。

能量转移有限责任公司和子公司

合并运营报表

（以百万美元计，单位数据除外）

（未经审计）


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023
收入：
成品销售		$	5,513	$	5,454
原油销售		6,844		5,478
液化天然气销售额		5,251		4,160
收费、交通费和其他费用		2,901		2,777
天然气销售		855		899
其他		265		227
总收入		21,629		18,995
成本和支出：
销售产品的成本		16,597		14,610
运营费用		1,138		1,025
折旧、损耗和摊销		1,254		1,059
销售、一般和管理		260		238
减值损失		—		1
成本和支出总额		19,249		16,933
营业收入		2,380		2,062
其他收入（支出）：
利息支出，扣除资本化利息		(728)		(619)
未合并关联公司的收益权益		98		88

债务消灭造成的损失		(5)		—
利率衍生品的收益（亏损）		9		(20)

其他，净额		27		7
所得税支出前的收入		1,781		1,518
所得税支出		89		71
净收入		1,692		1,447
减去：归属于非控股权益的净收益		436		321
减去：归属于可赎回非控股权益的净收益		16		13

归属于合作伙伴的净收入		1,240		1,113
普通合伙人在净收入中的利息		1		1
优先单位持有人在净收益中的利息		129		109
赎回C系列和D系列优先单位的损失		21		—
普通基金单位持有人在净收益中的利息		$	1,089	$	1,003



每个普通单位的净收入：
基本		$	0.32	$	0.32
稀释		$	0.32	$	0.32

所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。

能量转移有限责任公司和子公司

综合收益合并报表

（百万美元）

（未经审计）


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023
净收入		$	1,692	$	1,447
扣除税款的其他综合收益（亏损）：
可供出售证券价值的变化		2		1
与养老金和其他退休后福利计划相关的精算收益（亏损）		9		(5)
外币折算调整		—		1
来自未合并关联公司的其他综合收益的变化		2		—
		13		(3)
综合收入		1,705		1,444
减去：归属于非控股权益的综合收益		436		321
减去：归属于可赎回非控股权益的综合收益		16		13
归属于合作伙伴的综合收益		$	1,253	$	1,110

所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。

能量转移有限责任公司和子公司

合并权益表

（百万美元）

（未经审计）


	普通单位持有人		首选单位持有人		普通合伙人		AOCI		非控股权益		总计
余额，2023 年 12 月 31 日	$	30,197	$	6,459	$	(2)	$	28	$	7,257	$	43,939
分发给合作伙伴	(1,039)		(88)		(1)		—		—		(1,128)
对非控股权益的分配	—		—		—		—		(421)		(421)

来自非控股权益的资本出资	—		—		—		—		637		637
其他综合收益，扣除税款	—		—		—		13		—		13
兑换 C 系列和 D 系列优先单位	—		(895)		—		—		—		(895)
其他，净额	—		21		—		—		(49)		(28)
净收益，不包括归属于可赎回非控股权益的金额	1,110		129		1		—		436		1,676
余额，2024 年 3 月 31 日	$	30,268	$	5,626	$	(2)	$	41	$	7,860	$	43,793


	普通单位持有人		首选单位持有人		普通合伙人		AOCI		非控股权益		总计
余额，2022 年 12 月 31 日	$	26,960	$	6,051	$	(2)	$	16	$	7,634	$	40,659
分发给合作伙伴	(920)		(80)		(1)		—		—		(1,001)
对非控股权益的分配	—		—		—		—		(441)		(441)

来自非控股权益的资本出资	—		—		—		—		3		3
扣除税款的其他综合亏损	—		—		—		(3)		—		(3)
其他，净额	14		—		—		—		4		18
净收益，不包括归属于可赎回非控股权益的金额	1,003		109		1		—		321		1,434
余额，2023 年 3 月 31 日	$	27,057	$	6,080	$	(2)	$	13	$	7,521	$	40,669

所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。

能量转移有限责任公司和子公司

合并现金流量表

（百万美元）

（未经审计）


	三个月已结束 3月31日
	2024		2023
经营活动：
净收入	$	1,692	$	1,447
净收入与经营活动提供的净现金的对账：
折旧、损耗和摊销	1,254		1,059
递延所得税	67		53
库存估值调整	(130)		(29)
非现金补偿费用	46		37
减值损失	—		1

债务消灭造成的损失	5		—
未归属奖励的分配	(14)		(20)
未合并关联公司的收益权益	(98)		(88)
来自未合并关联公司的分配	84		87
其他非现金	(7)		2
扣除收购和剥离影响的运营资产和负债净变动	873		801
经营活动提供的净现金	3,772		3,350
投资活动：
Sunoco LP 为收购 Zenith Energy 终端支付的现金，扣除收到的现金	(185)		—
为 Edwards Lime Gathering, LLC 的非控股	(84)		—
为其他收购支付的现金，扣除收到的现金	(180)		—
资本支出，不包括施工期间使用的股权基金备抵金	(795)		(853)
建筑费用援助捐款	25		16
对未合并关联公司的捐款	(2)		—
来自未合并关联公司的分配超过累计收益	23		30
出售其他资产的收益	2		4

用于投资活动的净现金	(1,196)		(803)
融资活动：
借款收益	8,141		7,582
偿还债务	(6,257)		(8,605)
USAC 投资与优先票据的法律辩护有关的政府证券	(749)		—



兑换 C 系列和 D 系列优先单位	(895)		—
兑换 Crestwood Niobrara LLC 的优先单位	(37)		—
来自非控股权益的资本出资	637		3
分发给合作伙伴	(1,128)		(1,001)
对非控股权益的分配	(421)		(441)
对可赎回的非控股权益的分配	(22)		(12)
债务发行成本	(60)		—

用于融资活动的净现金	(791)		(2,474)
现金和现金等价物的增加	1,785		73
现金和现金等价物，期初	161		257
现金和现金等价物，期末	$	1,946	$	330

所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。

能量转移有限责任公司和子公司

合并财务报表附注

（除单位数据外，表格中的美元和单位金额均以百万计）

（未经审计）

1.编排和列报依据

组织

此处列出的合并财务报表包含Energy Transfer LP及其子公司（“合伙企业”、“我们”、“我们”、“我们的” 或 “能源转移”）的业绩。

演示基础

本10-Q表中包含的未经审计的财务信息的编制基础与合伙企业于2024年2月16日向美国证券交易委员会提交的截至2023年12月31日年度的10-K表年度报告中包含的经审计的合并财务报表相同。合伙企业管理层认为，此类财务信息反映了根据公认会计原则公允列报该中期财务状况和经营业绩所必需的所有调整。所有公司间的项目和事务都已在合并中清除。根据美国证券交易委员会的规章制度，通常包含在根据公认会计原则编制的年度合并财务报表中的某些信息和披露已被省略。

此处列出的合伙企业合并财务报表包括我们控股子公司的经营业绩，包括Sunoco LP和USAC。合伙企业拥有普通合伙人的权益、激励分配权和 28.5Sunoco LP 的百万个普通单位，以及普通合伙人的权益和 46.1USAC 的百万个普通单位。

某些前期金额已重新分类，以符合本期列报方式。这些重新分类对净收入或总资产没有影响。

估算值的使用

未经审计的合并财务报表是根据公认会计原则编制的，该公认会计原则要求使用管理层做出的估计和假设，这些估计和假设会影响合并财务报表之日存在的资产、负债、收入、支出以及应计和披露的或有资产和负债的应计和披露。尽管这些估计是基于管理层对当前和预期未来事件的现有了解，但实际结果可能与这些估计不同。

2.收购和资产剥离

Sunoco LP 的收购

2024年5月3日，Sunoco LP完成了先前宣布的对NuStar Energy L.P.（“NuStar”）所有普通单位的收购。根据合并协议的条款，NuStar普通单位持有人获得了 0.400每个 NuStar 通用单位的 Sunoco LP 通用单位。在这次收购中，Sunoco LP发行了大约 50.6百万个普通单位，其公允价值约为 $2.8十亿美元，假定债务总额约为 $3.4十亿美元和公允价值约为美元的假定优先单位800百万。NuStar 大约有 9,500数英里的管道和 63储存和配送原油、成品油、可再生燃料、氨和特种液体的终端和储存设施。从2024年5月开始，我们的合并财务报表将反映NuStar作为合并子公司的情况。在我们发布合并财务报表时，由于收购结束的时机，该业务合并的初始会计不完整；因此，此处未包括某些必要的披露。

2024年3月13日，Sunoco LP完成了先前宣布的从Zenith Energy手中以约欧元的价格收购荷兰阿姆斯特丹和爱尔兰班特里湾的液体燃料码头170百万 ($)185百万)，分配给了 $6百万美元转为其他流动资产，美元204百万美元用于不动产、厂房和设备，美元36百万美元转为其他非流动资产，以及 $7百万变为商誉。在这笔交易中，Sunoco LP还假定了美元14百万美元的流动负债，美元11百万美元的递延所得税和美元43百万美元的其他非流动负债。

Sunoco LP 的资产剥离

2024 年 4 月 16 日，Sunoco LP 完成了先前宣布的销售 204位于西德克萨斯州、新墨西哥州和俄克拉荷马州的便利店到7-Eleven, Inc.，价格约为美元1.00十亿美元，包括燃料和商品库存的惯常调整。作为出售的一部分，Sunoco LP还修改了与7-Eleven, Inc.现有的要么接受要么付费的燃料供应协议，以纳入额外的燃料毛利。

下表列出了归类为待售资产和负债的账面总额：


	2024年3月31日
持有待售资产的账面金额：
应收账款，净额	$	18
库存	14
其他流动资产	3
财产、厂房和设备，净额	171
善意	145
无形资产	12
其他非流动资产	148
待售资产总额	$	511

待售负债的账面金额：
流动负债	$	14
其他非流动负债	116
与待售资产相关的负债总额	$	130

3.现金和现金等价物

现金和现金等价物包括所有手头现金、活期存款和原始到期日不超过三个月的投资。我们认为现金等价物包括短期、高流动性的投资，这些投资很容易转换为已知金额的现金，而且价值变动的风险微乎其微。截至2024年3月31日或2023年12月31日，该合伙企业的合并资产负债表不包括任何大量的限制性现金。

我们将现金存款和临时现金投资存入信贷质量高的金融机构。有时，我们的现金和现金等价物可能没有保险，或者存款账户中的存款账户超过了联邦存款保险公司的保险限额。

扣除收购和剥离影响的运营资产和负债净变动包括在经营活动产生的现金流中，包括以下内容：


	三个月已结束 3月31日
	2024		2023
应收账款	$	(614)	$	197
来自关联公司的应收账款	(246)		(3)
库存	311		429
其他流动资产	79		188
其他非流动资产，净额	(76)		(4)
应付账款	883		(18)
应付给关联公司的账款	251		(11)
应计负债和其他流动负债	274		(13)
其他非流动负债	(34)		31
衍生资产和负债，净额	45		5
扣除收购和剥离影响的运营资产和负债净变动	$	873	$	801

非现金投资和融资活动如下：


	三个月已结束 3月31日
	2024		2023

应计资本支出	$	421	$	436

为换取新的租赁负债而获得的租赁资产	30		1
分销再投资	22		23
与2026年到期的USAC优先票据的合法辩护有关的USAC政府证券	749		—
2026年到期的USAC优先票据的法律辩护	725		—

4.库存

库存包括以下内容：


	3月31日 2024		十二月三十一日 2023
天然气、液化天然气和成品油	$	1,502	$	1,658
原油	196		258
备件和其他	569		562
库存总额	$	2,267	$	2,478

Sunoco LP的燃料库存使用后进先出（“LIFO”）方法，以成本或市场中较低的价格列报。截至2024年3月31日和2023年12月31日，Sunoco LP燃料库存的账面价值包括成本或市场储备中较低的美元100百万和美元230分别为百万。在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，该合伙企业的合并损益表不包括清算Sunoco LP的LIFO燃料库存所产生的任何实质性收入。在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，该合伙企业的产品销售成本包括有利的库存估值调整，即美元130百万和美元29分别有百万美元与 Sunoco LP 的 LIFO 库存有关，这增加了净收入。

5.公允价值衡量标准

我们的大宗商品衍生品和利率衍生品在合并资产负债表中按公允价值计为资产和负债。我们使用尽可能高的投入 “水平” 来确定以公允价值计量的资产和负债的公允价值。1级输入是活跃市场中相同资产和负债的可观察报价。我们将通过清算经纪商以相应交易所公布价格交易的有价证券和大宗商品衍生品的估值视为一级估值。二级输入是类似资产和负债的可观测输入。我们将直接与第三方签订的场外大宗商品衍生品视为二级估值，因为这些衍生品的价值是在类似交易的交易所报价的。此外，由于这些合约在交易所的活跃程度，我们将通过清算经纪商交易的期权视为具有二级输入。我们的利率衍生品所采用的估值方法不需要实质性的判断，这些投入是从活跃报价的公开市场中观察到的，因此归类为二级。第 3 级输入不可观察。在截至2024年3月31日的三个月中，不转账是在公允价值层次结构中的任何级别之间进行的。

下表汇总了截至2024年3月31日和2023年12月31日以公允价值计量和记录的金融资产和负债的公允价值总额，这些资产和负债根据用于计算其公允价值的投入而定期计量和入账：


			公允价值测量值位于 2024年3月31日
	公允价值总计		第 1 级		第 2 级
资产：
利率衍生品	$	8	$	—	$	8
大宗商品衍生品：

天然气：
基础互换 IFERC/NYMEX	2		2		—
Swing Swap IFERC	2		2		—
固定掉期/期货	27		27		—


远期实物合约	9		—		9
功率：
前锋	69		69		—
期货	15		15		—


NGL — 远期/互换	466		466		—
成品油 — 期货	3		3		—
原油 — 远期合约/掉期	50		50		—

商品衍生品总量	643		634		9
其他非流动资产	32		21		11
总资产	$	683	$	655	$	28
负债：

大宗商品衍生品：
天然气：
基础互换 IFERC/NYMEX	$	(8)	$	(8)	$	—
Swing Swap IFERC	(2)		(2)		—
固定掉期/期货	(13)		(13)		—



功率：
前锋	(68)		(68)		—
期货	(12)		(12)		—



NGL — 远期/互换	(448)		(448)		—
成品油 — 期货	(19)		(19)		—
原油 — 远期合约/掉期	(60)		(60)		—
商品衍生品总量	(630)		(630)		—
负债总额	$	(630)	$	(630)	$	—


			公允价值测量值位于 2023年12月31日
	公允价值总计		第 1 级		第 2 级
资产：
利率衍生品	$	6	$	—	$	6
大宗商品衍生品：

天然气：
基础互换 IFERC/NYMEX	24		24		—
Swing Swap IFERC	20		20		—
固定掉期/期货	77		77		—


远期实物合约	8		—		8
功率：
前锋	57		57		—
期货	8		8		—


NGL — 远期/互换	336		336		—
成品油 — 期货	35		35		—
原油 — 远期合约/掉期	45		45		—
商品衍生品总量	610		602		8
其他非流动资产	31		20		11
总资产	$	647	$	622	$	25
负债：
利率衍生品	$	(4)	$	—	$	(4)
大宗商品衍生品：
天然气：
基础互换 IFERC/NYMEX	(3)		(3)		—
Swing Swap IFERC	(2)		(2)		—
固定掉期/期货	(16)		(16)		—
期权—看跌期权	(2)		(2)		—


功率：
前锋	(56)		(56)		—
期货	(8)		(8)		—

NGL/成品油期权-看跌期权	(1)		(1)		—
NGL/成品期权-看涨期权	(1)		(1)		—
NGL — 远期/互换	(316)		(316)		—
成品油 — 期货	(18)		(18)		—
原油 — 远期合约/掉期	(37)		(37)		—
商品衍生品总量	(460)		(460)		—
负债总额	$	(464)	$	(460)	$	(4)

截至2024年3月31日，我们的合并债务的总估计公允价值和账面金额为美元52.85十亿和美元53.48分别为十亿。截至2023年12月31日，我们合并债务的总公允价值和账面金额为美元51.93十亿和美元52.39分别为十亿。我们的合并债务的公允价值是根据相应债务对类似负债的可观测输入得出的二级估值。

6.每个普通单位的净收益

收入或亏损与用于计算每个普通单位基本收益和摊薄收益的加权平均单位的对账如下：


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023
净收入		$	1,692	$	1,447
减去：归属于非控股权益的净收益		436		321
减去：归属于可赎回非控股权益的净收益		16		13
净收益，扣除非控股权益		1,240		1,113
减去：普通合伙人在净收入中的利息		1		1
减去：优先单位持有人在净收益中的利息		129		109
减去：赎回C系列和D系列优先单位的损失		21		—
普通基金单位持有人在净收益中的利息		$	1,089	$	1,003
每个普通单位的基本收入：
加权平均常用单位		3,368.6		3,095.5
每个普通单位的基本收入		$	0.32	$	0.32

每个普通单位的摊薄收益：
普通基金单位持有人在净收益中的利息		$	1,089	$	1,003
子公司股权薪酬的稀释效应 (1)		1		—
归属于普通基金单位持有人的摊薄收益		$	1,088	$	1,003
加权平均常用单位		3,368.6		3,095.5
未归属的限制性单位奖励的稀释作用 (1)		21.5		19.9
加权平均普通股单位，假设未归属限制性单位奖励的稀释效应		3,390.1		3,115.4
每普通单位的摊薄收益		$	0.32	$	0.32

(1)在计算本来会产生反稀释影响的时期内，稀释效应不包括在内。

7.债务义务

最近的交易

能源转移优先票据兑换

在2024年第一季度，该合作伙伴关系兑现了其美元1.15十亿本金总额 5.8752024年1月到期的优先票据百分比，美元350百万本金总额为 4.902024年2月到期的优先票据百分比和美元82百万本金总额为 7.602024年2月到期的优先票据百分比，使用其2024年1月票据发行的收益如下所述。

2024 年 4 月，该合作伙伴关系兑现了其美元500百万本金总额为 4.252024年4月到期的优先票据百分比，美元750百万本金总额为 4.502024年4月到期的优先票据百分比和美元450百万本金总额为 8.00使用手头现金及其五年期信贷额度收益于2029年4月到期的优先票据百分比（定义见下文）。

巴肯项目债务赎回

2024 年 4 月，巴肯管道实体兑换了美元1.00十亿本金总额 3.90使用会员缴款收益在2024年4月到期的优先票据百分比。合伙企业间接拥有 36.4巴肯管道实体所有权权益的百分比。

能源转移 2024 年 1 月票据发行

2024 年 1 月，该伙伴关系发行了 $1.25十亿本金总额 5.552034年到期的优先票据百分比，美元1.75十亿本金总额 5.952054年到期的优先票据百分比和美元800百万本金总额为

8.002054年到期的初级次级票据固定至固定重置率百分比。该合伙企业将净收益用于为现有债务再融资，包括其五年期信贷额度下的借款，赎回其未偿还的C系列优先单位和D系列优先单位以及用于普通合伙企业的目的。该合作伙伴关系还将在2024年5月使用净收益来赎回其未偿还的E系列优先单位。

Sunoco LP 2024 年 4 月票据发行

2024 年 4 月 30 日，Sunoco LP 发行了 $750百万的 7.0002029年到期的优先票据百分比和美元750百万的 7.250私募发行于2032年到期的优先票据百分比。Sunoco LP将本次发行的净收益用于（i）偿还与Sunoco LP和NuStar合并有关的NuStar的某些未偿债务，（ii）为赎回与合并相关的NuStar优先单位提供资金，（iii）支付发行费用和开支。

USAC 2024 年 3 月票据发行

2024 年 3 月，USAC 发行了 $1.00十亿本金总额 7.1252029年到期的优先票据百分比。本次发行的净收益用于偿还USAC循环信贷额度下的部分现有借款，以赎回其美元725百万本金总额为 6.8752026年到期的优先票据百分比，根据GAAP（“Defeasance”），该优先票据构成合法辩护，用于普通合伙企业。

Defeasance 需要净额为 $ 的现金支出749百万，用于购买美国政府证券。这些证券在到期时产生了足够的现金，为2026年到期的优先票据的利息支付提供资金，这些票据发生在Defeasance生效之日至2024年4月4日之间，当时按面值赎回2026年到期的优先票据，并为赎回2026年到期的优先票据提供全额资金。由于失效，USAC确认了提前清偿债务造成的损失5截至2024年3月31日的三个月，为百万美元。

长期债务的当前到期日

截至2024年3月31日，伙伴关系合并资产负债表上反映的长期债务的当前到期日包括美元1.00巴肯管道实体发行的数十亿张优先票据，如上文 “近期交易” 中所述，这些票据已于2024年4月偿还。长期债务的当前到期日也反映了美元175Transwestern 的总本金总额为百万美元 5.662024年12月到期的优先票据百分比。

信贷额度和商业票据

五年信贷额度

合伙企业的循环信贷额度（“五年信贷额度”）允许不超过$的无抵押借款5.00十亿，并将于 2027 年 4 月到期。五年期信贷额度包含手风琴功能, 根据该功能，总承诺金额可以增加到美元7.00在某些条件下为十亿。

截至2024年3月31日，五年期信贷额度已经不未偿还的借款和不杰出的商业票据。可用于未来借款的金额为美元4.97十亿美元，扣除未付信用证金额为美元29百万。

Sunoco LP 信贷额度

截至2024年3月31日，Sunoco LP的信贷额度为美元625百万美元的未偿借款和美元5百万张备用信用证，将于2029年5月到期（经2024年5月修订）。截至2024年3月31日，可供未来借款的金额为美元870百万。截至2024年3月31日，未偿还总额的加权平均利率为 7.18%.

USAC 信贷额度

截至2024年3月31日，USAC的信贷额度于2026年12月到期，为美元736百万美元的未偿借款和美元1百万份未兑现的信用证。截至2024年3月31日，USAC的信贷额度为美元863由于与遵守适用财务契约有关的限制，剩余的未使用可用性为百万美元429百万可供抽取。截至2024年3月31日，未偿还总额的加权平均利率为 8.00%.

遵守我们的盟约

截至2024年3月31日，我们和我们的子公司遵守了与债务协议相关的所有要求、测试、限制和契约。在截至2024年3月31日的季度中，根据与五年期信贷额度相关的契约计算，我们的杠杆率为 3.27x.

8.可赎回的非控股权益

合伙企业子公司的某些可赎回非控股权益在合并资产负债表上反映为夹层权益。截至2024年3月31日和2023年12月31日的可赎回非控股权益包括余额为美元431百万和美元476分别为百万美元与USAC A系列优先单位有关；$220百万和美元280分别与Crestwood Niobrara LLC优先单位相关的百万美元；以及美元22百万与合伙企业合并子公司的非控股权益持有人有关，这些子公司可以选择将其权益出售给合伙企业。

USAC 首选单位换算

2024年1月12日，USAC优先单位的持有人选择转换 40,000首选单位变成 1,998,850常用单位。这些优先单位被转换为普通单位，在USAC的2023年第四季度分配中，持有人获得的普通单位分配额为美元0.525在 1,998,850用普通单位代替美元的首选单位分配24.375在转换器上 40,000首选单位。

2024 年 4 月 1 日，USAC 优先单位的持有人选择转换 280,000首选单位变成 13,991,954常用单位。这些优先单位被转换为普通单位，在USAC的2024年第一季度分配中，持有人获得的普通单位分配额为美元0.525在 13,991,954用普通单位代替美元的首选单位分配24.375在转换器上 280,000首选单位。

Niobrara 优先单位兑换

2024 年 2 月 23 日，该合作伙伴关系支付了大约 $37百万美元现金用于兑换Crestwood Niobrara LLC未偿还的部分优先单位。

9.公平

能量传输常用单位

在截至2024年3月31日的三个月中，能量转移普通单位的变化如下：


			单位数量
截至 2023 年 12 月 31 日的普通单位数量			3,367.5
根据分配再投资计划发行的普通单位			1.6
根据股权激励计划和其他计划归属的普通单位			0.8
截至 2024 年 3 月 31 日的普通单位数量			3,369.9

能量转移回购计划

在截至2024年3月31日的三个月中，Energy Transfer没有根据其当前的回购计划回购其任何普通单位。截至2024年3月31日，美元880根据目前的计划，仍有100万美元可供回购。

能量转移分配再投资计划

在截至2024年3月31日的三个月中，分配额为美元22根据分销再投资计划，有100万美元进行了再投资。截至 2024 年 3 月 31 日，共有 43根据目前有效的与分销再投资计划相关的注册声明，仍有100万套能量转移普通单位可供发行。

能量转移普通单位的现金分配

2023年12月31日之后就能源转移普通单位申报和/或支付的分配如下：

季度结束

记录日期

付款日期

费率

2023年12月31日

2024年2月7日

2024年2月20日

0.3150

2024年3月31日

2024年5月13日

2024年5月20日

0.3175

能量传输首选单位

截至2024年3月31日，Energy Transfer的杰出首选单位包括 950,000A 系列首选单元， 550,000 B 系列首选单元， 32,000,000E 系列首选单元， 500,000F 系列首选单元， 1,484,780G 系列首选单元， 900,000H 系列首选装置和 41,464,179I 系列首选单位。此外，截至2023年12月31日，Energy Transfer的杰出首选单位还包括 18,000,000C 系列首选单元和 17,800,000D 系列优先单位，均于 2024 年 2 月兑换。2024年3月，该合作伙伴关系发布通知，将于2024年5月15日赎回其所有未偿还的E系列优先单位。

下表汇总了能量传递首选单位的变化：


	首选单位持有人
	A 系列		B 系列		C 系列		D 系列		E 系列		F 系列		G 系列		H 系列		第一辑		总计
余额，2023 年 12 月 31 日	$	948	$	556	$	438	$	435	$	786	$	496	$	1,488	$	893	$	419	$	6,459
分发给合作伙伴	(24)		(18)		(11)		(11)		(15)		—		—		—		(9)		(88)

兑换优先单位	—		—		(450)		(445)		—		—		—		—		—		(895)
其他，净额	—		—		11		10		—		—		—		—		—		21
净收入	23		9		12		11		15		8		27		15		9		129
余额，2024 年 3 月 31 日	$	947	$	547	$	—	$	—	$	786	$	504	$	1,515	$	908	$	419	$	5,626


	首选单位持有人
	A 系列		B 系列		C 系列		D 系列		E 系列		F 系列		G 系列		H 系列		总计
余额，2022 年 12 月 31 日	$	958	$	556	$	440	$	434	$	786	$	496	$	1,488	$	893	$	6,051
分发给合作伙伴	(30)		(18)		(8)		(9)		(15)		—		—		—		(80)
净收入	18		9		8		9		15		8		27		15		109
余额，2023 年 3 月 31 日	$	946	$	547	$	440	$	434	$	786	$	504	$	1,515	$	908	$	6,080

能量转移优先单位的现金分配

在能量转移优先单位上申报的分布情况如下：


期限已结束	记录日期	付款日期	A 系列		B 系列 (1)		C 系列		D 系列		E 系列		F 系列 (1)		G 系列 (1)		H 系列 (1)		第一辑
2023年12月31日	2024年2月1日	2024年2月15日	$	24.710	$	33.125	$	0.6075	$	0.6199	$	0.475	$	—	$	—	$	—	$	0.2111
2024年3月31日	2024年5月1日	2024年5月15日	23.992		—		—		—		0.475		33.750		35.630		32.500		0.2111

(1)B系列、F系列、G系列和H系列的分配目前每半年支付一次。根据其条款，B系列优先单位的分配将从2028年2月15日开始按季度支付。

B 系列优先单位和 E 系列优先单位的分配计划按浮动利率开始累计，如下所示：


	浮动利率期的开始	适用点差		期权利差调整		浮动利率
B 系列首选单位	2028年2月15日	4.155	%	0.26161	%	三个月的 SOFR

E 系列首选单元(1)	2024年5月15日	5.161	%	0.26161	%	三个月的 SOFR

(1) 该合作伙伴关系将于2024年5月15日赎回其所有未偿还的E系列优先单位。

非控股权益

该合伙企业的合并财务报表还包括Sunoco LP和USAC的非控股权益，两者均为主要有限合伙企业，以及其他非全资合并合资企业。以下各节描述了我们的上市子公司Sunoco LP和USAC的现金分配，根据各自的合伙协议，这两个子公司都必须在每个季度末之前分配所有手头现金（减去各自普通合伙人董事会确定的适当储备金）。

Sunoco LP 现金分配

Sunoco LP在2023年12月31日之后申报和/或支付的Sunoco LP普通单位的分配情况如下：

季度结束

记录日期

付款日期

费率

2023年12月31日

2024年2月7日

2024年2月20日

0.8420

2024年3月31日

2024年5月13日

2024年5月20日

0.8756

USAC 现金分配

2023年12月31日之后USAC申报和/或支付的USAC普通单位的分配情况如下：

季度结束

记录日期

付款日期

费率

2023年12月31日

2024年1月22日

2024年2月2日

0.525

2024年3月31日

2024年4月22日

2024年5月3日

0.525

累计其他综合收益

下表列出了扣除税款后的AOCI的组成部分：


	3月31日 2024		十二月三十一日 2023
可供出售证券	$	15	$	13
外币折算调整	(5)		(5)
与养老金和其他退休后福利相关的精算收益	15		6
对未合并关联公司的投资，净额	16		14



扣除税款后，合伙人资本中包含的AOCI总额	$	41	$	28

10.监管事项、承诺、突发事件和环境责任

FERC 会议记录

Rover — FERC-Stoneman House

2016年底，FERC执法人员开始对罗孚购买和拆除一座可能具有历史意义的住宅（称为斯通曼故居）进行非公开调查，而罗孚修建新的711英里州际天然气管道和相关设施的许可申请尚待审理。2021年3月18日，FERC发布了显示原因和拟议处罚通知的命令（案卷编号IN19-4-000)，命令 Rover 解释为什么它不应该支付一美元20对涉嫌违反FERC法规的行为处以百万的民事罚款，该法规要求证书持有人在向FERC提交信息时必须直言不讳。Rover 于 2021 年 6 月 21 日提交了对该命令的答复和拒绝，并作出了超额答复

2021 年 9 月 15 日。FERC于2022年1月20日发布命令，将此事交由行政法法官审理。听证会定于2023年3月6日开始；如下所述，该FERC程序已暂停。

2022年2月1日，Energy Transfer和Rover向美国德克萨斯州北区地方法院（“联邦地方法院”）提起申诉，要求下令宣布FERC必须向联邦地方法院（而不是向行政法法官）提起执法行动。同样在2022年2月1日，Energy Transfer和Rover提出了加急请求，要求在联邦地方法院的案件得出结果之前暂停FERC行政法法官的诉讼。2022年5月24日，联邦地方法院下令暂缓审理FERC的执法案件和地区法院的案件，等待美国最高法院审理的两起案件的解决。2022年11月7日听取了这些案件的辩论。2023年4月14日，美国最高法院对这两起案件作出了不利于政府的裁决，认定联邦地方法院有权审理这些诉讼并解决各方的宪法质疑。这些案件被发回联邦地区法院进一步审理。

2023年9月13日，联邦地方法院下令，在美国最高法院审理的另一起案件得到解决之前，联邦地方法院的案件将暂停审理，FERC执法案件将继续中止。2023年11月13日，FERC就联邦地方法院的命令向美国第五巡回上诉法院提出上诉。2023年12月11日，FERC提出撤回上诉的动议，第五巡回法院于2023年12月12日批准了该动议。在美国最高法院待审的案件解决之前，联邦调查委员会和联邦地区法院的诉讼程序仍处于暂停状态。预计最高法院将在2024年6月之前对该案作出裁决。Energy Transfer和Rover打算大力捍卫这一说法。

Rover — FERC-塔斯卡拉瓦斯

2017年年中，FERC执法人员开始对塔斯卡拉瓦斯河水平定向钻探（“HDD”）作业的钻井泥浆中可能含有柴油燃料的指控进行非公开调查。Rover和合作伙伴关系正在配合调查。2019年，执法人员根据FERC法规第1b.19条向Rover发出通知，通知执法人员打算建议FERC对Rover及其合伙企业采取执法行动。2021年12月16日，FERC发布了显示原因和拟议罚款通知的命令（案卷编号IN17-4-000），命令Rover和Energy Transfer说明不应认定他们违反了《天然气法》第7（e）条、FERC法规第157.20条和《Rover管道证书令》的原因，并评估了美元的民事罚款40百万。

Rover和Energy Transfer于2022年3月21日提交了对该命令的答复，执法人员于2022年4月20日提交了答复。Rover 和 Energy Transfer 于 2022 年 5 月 13 日对该命令作出了超额答复。自那时以来，FERC没有对此案采取进一步行动。

负责塔斯卡拉瓦斯河矿场HDD运营的主要承包商（和其中一个分包商）已同意向Rover和合伙企业赔偿因开展此类HDD业务的行为而造成的任何和所有损失，包括政府机构的任何罚款和罚款。鉴于诉讼阶段，合伙企业目前无法评估潜在结果或潜在责任范围（如果有）；但是，合伙企业认为上述赔偿将适用于执法人员提出的罚款，并打算大力为自己辩护，以免受标的索赔。

FERC 的其他诉讼程序

根据2019年1月16日发布的命令，FERC根据《天然气法》第5条开始对潘汉德尔当时的现行费率进行审查，以确定Panhandle收取的费率是否公正合理，并将此事提交听证会。2019年8月30日，潘汉德尔根据《天然气法》第4条提起了一般费率诉讼。根据首席法官的命令，《天然气法》第5条和第4条的诉讼程序于2019年10月1日合并。行政法法官的初步裁决于2021年3月26日发布，联邦竞争与竞争委员会于2022年12月16日发布了关于初步裁决的命令。2023年1月17日，潘汉德尔和密歇根州公共服务委员会各自提出了重审FERC关于初步决定的命令的请求，但自2023年2月17日起，根据法律的实施，该请求被驳回。2023年3月23日，潘汉德尔就这些命令向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院（“上诉法院”）提出上诉，密歇根州公共服务委员会随后也对这些命令提出上诉。2023年4月25日，上诉法院合并了潘汉德尔和密歇根州公共服务委员会的上诉，暂停了联合上诉程序，而联邦竞争委员会进一步考虑了重审其2022年12月16日命令的请求。2023年9月25日，FERC发布命令，处理有关重审和合规的争论，该命令驳回了我们的复审请求。潘汉德尔已及时就2023年9月25日的命令向上诉法院提交了复审申请。2023年10月25日，Panhandle提出了有限的重审请求，要求重审9月25日的命令，该命令涉及有关重审和合规的争论，但随后遭到拒绝

法律于 2023 年 11 月 27 日生效。2023年11月30日，Panhandle提交了有关合并费率程序的退款报告，该报告遭到了多方的抗议。2024年1月5日，FERC发布了第二项命令，以解决重审时提出的论点，其中修改了2023年9月25日命令中的某些讨论，并维持了先前的结论。潘汉德尔已及时就2024年1月5日的命令向上诉法院提交了复审申请。

2022年12月1日，Sea Robin根据《天然气法》第4条提起了利率诉讼。根据2023年6月29日的命令，该诉讼程序通过了经修订的程序时间表，将听证会的开始时间定为2024年1月9日，初步决定预计将在2024年5月21日作出。随后，根据代理首席行政法法官的命令，将程序时间表的最后期限延长至2024年3月26日和2024年8月8日，包括将听证会开始和初步裁决的最后期限分别延长至2024年3月26日和2024年8月8日。2023年11月29日，双方原则上达成和解。该和解于 2023 年 12 月 29 日向 FERC 提交，并于 2024 年 2 月 21 日通过信函命令获得批准。除其他外，和解协议要求Sea Robin在2024年5月21日之前提交退款报告，详细说明该程序应向Sea Robin的托运人退款的金额（如果有）。此外，该和解协议规定了暂停费率案例，禁止Sea Robin或诉讼的任何一方在2026年12月1日之前寻求或要求更改或质疑Sea Robin的费率。

2021年5月，FERC开始对SPLP进行从2018年1月1日至今的审计，以评估SPLP遵守其FERC石油费率、FERC规定的统一账户体系的会计要求以及FERC的6号表格报告要求的情况。审计小组正在执行FERC提出的建议，这些建议都不会对伙伴关系的财务状况或经营业绩产生重大影响。

承诺

在正常业务过程中，Energy Transfer根据长期合同购买、加工和销售天然气，并签订长期运输和储存协议。此类合同包含业内惯用的条款。Energy Transfer认为，这些协议的条款在商业上是合理的，不会对合伙企业的财务状况或经营业绩产生重大不利影响。

我们的合资协议要求我们为向未合并的关联公司按比例出资提供资金。此类捐款将取决于未合并关联公司的资本需求，例如为资本项目提供资金或偿还长期债务。

我们有某些不可取消的通行权（“ROW”）承诺，这些承诺需要定期付款，并且要么在我们选择的放弃时到期，要么在未来的不同日期到期。下表反映了随附的合并运营报表中运营费用中包含的ROW支出：


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023
ROW 费用		$	13	$	13

诉讼和突发事件

在正常业务过程中，我们可能会不时参与因我们的运营而产生的诉讼和索赔。由于天然气和原油的易燃和易燃性质，在运输、储存或使用过程中有可能发生人身伤害和/或财产损失。在正常业务过程中，我们有时会受到各种诉讼的威胁或被指定为被告，这些诉讼要求赔偿产品责任、人身伤害和财产损失的实际和惩罚性赔偿。我们向保险公司提供责任保险，其金额、承保范围和免赔额管理层认为合理、审慎且为业内普遍接受。但是，无法保证目前有效的保险保障水平将继续以合理的价格提供，也无法保证这些水平将足以保护我们未来免受与产品责任、人身伤害或财产损失相关的物质支出。

我们或我们的子公司是与我们的业务相关的各种法律诉讼、仲裁和/或监管程序的当事方。对于每一个问题，我们都会评估案件的是非曲直、我们所面临的风险、可能的法律或和解策略、出现不利结果的可能性以及保险的可用性。如果我们确定某一特定事项可能出现不利结果，并且可以进行估计，则我们会累计或有债务以及与意外事件相关的任何预期保险可收回金额。随着新信息的出现，我们的

估计值可能会改变。这些变化的影响可能会在单一时期内对我们的经营业绩产生重大影响。

截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日，应计金额约为 $254百万和美元285我们的合并资产负债表中分别反映了百万美元，这些债务与符合可能和合理估计标准的或有债务有关。此外，我们可能会确认未来与以下事项相关的额外或有损失：(i) 目前认为损失合理可能但不可能发生的或有事项，和/或 (ii) 超过此类或有事项应计金额的损失。在其中一些情况下，我们无法估计可能的损失或超过应计金额的一系列可能损失。对于可以合理估计额外或有损失的事项，额外损失的范围估计约为美元200百万。

这些事项的结果无法肯定地预测，也无法保证特定事项的结果不会导致支付该事项未累计的款项。此外，我们可能会根据事实和情况的变化或预期结果的变化，在解决特定意外事件之前，修改应计金额或对合理可能损失的估计。

以下各节描述了可能影响伙伴关系未来时期的财务状况、经营业绩和/或现金流的某些事项。以下各节还包括对先前披露的某些事项的更新，即使这些事项预计不会对未来时期产生潜在的重大影响。除了以下章节中披露的事项外，合伙企业还涉及可能影响未来时期的多个其他事项，包括与合伙企业商业协议相关的其他诉讼和仲裁。关于这些事项，符合可能和合理估计标准的意外开支已列入上文披露的应计项目，上文披露的额外损失范围也反映了此类事项的任何相关数额。

达科他州通道管道

2016年7月27日，Standing Rock Sioux部落（“SRST”）向美国哥伦比亚特区地方法院（“地方法院”）提起诉讼，质疑美国陆军工程兵团（“USACE”）签发的允许Dakota Access在北达科他州奥阿赫湖穿越密苏里河的许可证。该案随后进行了修正，对USACE颁发的地役权提出质疑，该地役权允许管道穿越USACE拥有的毗邻密苏里河的土地。Dakota Access 和夏安河苏族部落（“CRST”）进行了干预。该诉讼合并了奥格拉拉苏族部落（“OST”）和扬克顿苏族部落（“YST”）分别提起的诉讼，一些个别部落成员进行了干预（与SRST和CRST共同称为 “部落”）。2020年3月25日，地区法院将该案发回USACE重审，以准备环境影响声明（“EIS”）。2020年7月6日，地方法院撤销了地役权，并下令在2020年8月5日之前关闭达科他通道管道并清空石油。Dakota Access和USACE向上诉法院提出上诉，上诉法院批准了对地方法院7月6日的命令的行政延期，并下令进一步通报是否完全执行7月6日的命令。2020年8月5日，上诉法院（1）批准暂缓执行地方法院命令中要求Dakota Access关闭管道并清空石油的部分，（2）驳回了在上诉法院就是否要求USACE准备EIS的案情作出裁决之前暂缓执行3月25日命令的动议；（3）驳回了暂停地区法院撤出宽松令的动议在此申诉过程中。8月5日的命令还指出，上诉法院预计USACE将澄清其立场，即尽管地役权已到期，USACE是否打算允许管道继续运营，并且地区法院在必要时可以考虑额外的救济。

2020年8月10日，地方法院命令USACE在2020年8月31日之前提交一份状态报告，澄清其在有关管道持续运营的决策过程中的立场。2020年8月31日，USACE提交了一份状况报告，表明它认为在没有地役权的情况下在奥阿赫湖过境点存在管道构成对联邦土地的侵占，并且它仍在考虑是否对这种侵占行为行使执法自由裁量权。部落随后提出动议，要求发布禁令以停止管道的运营，USACE和Dakota Access都提交了反对禁令动议的摘要。截至2021年1月8日，禁令动议已得到全面通报。

2021年1月26日，上诉法院确认了地方法院于2020年3月25日下达的要求EIS的命令及其2020年7月6日撤出地役权的命令。在1月26日的同一命令中，上诉法院还推翻了地方法院于2020年7月6日下达的关闭管道并清空石油的命令。Dakota Access于2021年4月12日申请集体复审，但被上诉法院驳回。2021年9月20日，Dakota Access向美国最高法院提交了审理此案的请愿书。反对意见由副检察长（2021 年 12 月 17 日）和部落提出

（2021 年 12 月 16 日）。Dakota Access 于 2022 年 1 月 4 日提交了答复。2022年2月22日，美国最高法院拒绝审理此案。

地区法院计划于2021年2月10日举行情况会商，讨论上诉法院2021年1月26日的命令对待处理的禁令救济动议的影响，以及USACE对如何处理地役权的执行自由裁量权的预期。2021年5月3日，USACE告知地方法院，它没有改变其反对部落禁令动议的立场。2021年5月21日，地区法院驳回了原告的禁令请求。2021年6月22日，地区法院终止了合并诉讼，并在没有偏见的情况下驳回了所有剩余的未决罪名。

2023 年 9 月 8 日，USACE 发布了 EIS 草案。对 EIS 草案的评论截止日期为 2023 年 12 月 13 日。USACE预计，最终的环境影响指数和决策记录将在2024年发布。在EIS完成之前，该管道继续运营。Energy Transfer无法确定未来的诉讼何时或如何得到解决，也无法确定这些诉讼可能对由达科他通道和能源转移原油管道组成的巴肯管道产生的影响；但是，Energy Transfer预计，在充分考虑法律和完整记录之后，任何此类诉讼都将以允许该管道继续运营的方式得到解决。

此外，这种或类似性质的诉讼和/或监管程序或行动可能导致当前或未来项目的施工或运营中断、这些项目的延迟完成和/或项目成本增加，所有这些都可能对我们的业务和经营业绩产生不利影响。

路易斯安那州与新一代天然气收集有限责任公司的争端

2023年8月31日，Energy Partners、LP和ETC德州管道有限公司第二天修改为ETC德州管道有限公司、Gulf Run Transmission LLC、Enable Midstream Partners LP和ETC Tiger Pipeline LLC（统称 “能源转移”）向路易斯安那州德索托教区第42司法地方法院提交了对新一代天然气收集有限责任公司（“NG3”）的宣告性判决申请。关于路易斯安那州德索托教区能源转移天然气管道的七条具体奴役，能源转移要求法院宣布，根据路易斯安那州民法典第720条，NG3必须获得能源转移的许可，才能在能源转移服务区安装NG3拟建的管道，以便能量转移可以确定NG3拟议安装的管道是否会干扰能源转移对其现有奴役的使用。

2023年11月13日，NG3提交了答复和非常规要求（路易斯安那州的反诉术语），对提出索赔的实体以及对Energy Transfer LP提出了六项索赔。在第一项判决中，NG3寻求宣告性判决，即能源转移无权反对其提议的能量转移天然气管道穿越对能量转移产生不利影响的天然气管道。在第二至第六项罪状中，NG3断言了五项诉讼理由，指控能源转移的异议和要求法院裁定其有权对NG3穿越能源输送管道的请求提出一百多次的异议构成侵权行为、滥用能源转移权利、不公平的贸易行为，以及违反《路易斯安那州垄断法》中禁止阴谋、垄断和企图垄断的条款。

2023年12月7日，初审法院将能源转移回应NG3的非常规要求的最后期限定为2024年2月9日，将任何例外情况的听证会定为2024年3月25日，并将审判日期定为2024年9月9日。双方已开始书面证实。

2024年2月7日，路易斯安那州总检察长公共保护司（“AG”）就NG3提出的申诉发出通知。NG3断言，能源转移违反了路易斯安那州修订法规 51:1401 及其后的《不公平贸易行为和消费者保护法》。总检察长没有调查此事，也没有就案情作出任何决定。

2024年3月25日，初审法院驳回了Energy Transfer关于罢工NG3的第二至六项罪状、能源转移的例外情况以及NG3的例外情况的动议。Energy Transfer已对初审法院驳回其例外情况和罢工动议的命令提起上诉。

Energy Transfer无法预测本次诉讼的最终结果，但将大力为这些索赔进行辩护。

有关路易斯安那能源网关有限责任公司的诉讼

路易斯安那能源网关有限责任公司诉ETC老虎管道有限责任公司，第 42 司法地区法院，德索托教区备审案件目录表第 84202 号；以及 ETC Tiger Pipeline, LLC诉路易斯安那州能源网，第 42 司法地区法院，德索托教区备审案件目录表第 84242 号（“NORWELA”）；以及路易斯安那能源网关有限责任公司诉ETC老虎管道有限责任公司，第一司法区

法院，卡多教区案卷编号 644810；以及 ETC Tiger Pipeline, LLC诉路易斯安那州能源网，第一地区司法法院，卡多教区备审案件目录表第 645193 号（“LEMAC”）。

NORWELA和LEMAC的争议涉及路易斯安那能源网关有限责任公司（“LEG”）要求在ETC Tiger Pipeline, LLC（“Tiger”）拥有的Caddo和DeSoto教区修建横跨和受FERC监管的42英寸输电线路ETC Tiger管道。LEG于2023年6月30日分别在卡多教区第一司法地区法院和德索托教区第42司法地区法院提交宣告性判决诉讼，要求宣布Tiger和LEG的竞争性奴役权，从而发起了每起争议。最初的宣告性判决诉讼自提起以来一直没有积极提起诉讼。

LEG随后采取措施开始建造同两个要求的过境点，并表示打算立即开始在NORWELA和LEMAC地区建造管道交叉口，这迫使Tiger于2023年7月24日在卡多和德索托教区提起配套诉讼，寻求临时限制令、初步禁令和永久禁令。2023年8月15日在德索托教区就NORWELA案举行了关于老虎初步禁令请求的听证会，2023年8月17日在卡多教区就LEMAC案举行了听证会。2023年11月8日在LEMAC和2023年12月18日在NORWELA作出了下达初步禁令的判决，禁止在案件最终解决之前建造LEG。LEG及时完善了对两项初步禁令的判决的上诉。路易斯安那州第二巡回上诉法院将审理尚未提出的上诉。

LEMAC和NORWELA均未开始对案情进行审判。Tiger无法预测这起诉讼的最终结果，但打算积极起诉其强制性禁令的索赔。

在FERC的相关诉讼中，Energy Transfer于2024年4月8日提交了一份申请，要求对威廉姆斯公司是否在未事先根据《天然气法》第7条寻求委员会批准的情况下建造LEG提供理由。FERC于2024年4月11日发布了一份请愿书，要求下令说明理由，该通知将意见征询截止日期定为2024年5月13日。

贝尔维尤山事件

2016年6月26日，位于德克萨斯州蒙特贝尔维尤的孤星液化天然气蒙贝尔维尤有限责任公司（“孤星”，现名为Energy Transfer Mont Belvieu NGLS LP）设施附近的另一家运营商设施中的一口碳氢化合物储存井出现过压，导致地下释放。地下排放导致孤星南航站楼起火，并损坏了孤星在南航站楼和北航站楼的储油井业务。除孤星在北航站楼的一口储油井尚未恢复使用外，这些设施于2016年秋季恢复了正常运营。Lone Star已经获得了向邻近运营商提交的大部分损失的赔偿。Lone Star继续量化未偿损失并寻求补偿。

MTBE 诉讼

ETC Sunoco和Energy Transfer R&M（统称为 “Sunoco被告”）是指控甲基叔丁基醚（“MTBE”）污染地下水的诉讼的被告。原告是州级政府实体，声称产品责任、滋扰、侵入、疏忽、违反环境法和/或欺骗性商业行为索赔。原告寻求追回补偿性损害赔偿，在某些情况下还寻求自然资源损失、禁令救济、惩罚性赔偿和律师费。

截至2024年3月31日，Sunoco被告是以下方面的被告二案件：马里兰州发起的一起案件和宾夕法尼亚州联邦发起的一起案件。提起的诉讼还将ETO、ETP Holdco Corporation和Sunoco Partners Marketing & Terminals L.P.（现名为能源转移营销与终端有限责任公司）列为被告。ETP Holdco公司和能源转移营销与终端有限责任公司是能源转移的全资子公司。

在其余情况下，可能出现亏损是合理的；但是，我们无法估计可能的损失或超过应计金额的损失范围。对一个或多个甲基叔丁基醚案例作出不利裁决可能会对任何此类不利裁决期间的经营业绩产生重大影响，但这种不利决定可能不会对合伙企业的合并财务状况产生重大不利影响。

Rover-俄亥俄州

2017年11月3日，俄亥俄州和俄亥俄州环境保护局（“俄亥俄州环保局”）对罗孚和其他被告（统称为 “被告”）提起诉讼，要求追回约美元2.6百万民用

据称应缴纳的罚款和与遵守许可证有关的某些禁令救济.被告提出了几项驳回动议，所有指控均获得批准。俄亥俄州环保局提出上诉，2019年12月9日，第五地区上诉法院作出一致判决，维持初审法院的裁决。俄亥俄州环保局要求俄亥俄州最高法院进行复审。2020年4月22日，俄亥俄州最高法院批准了复审。2022年3月17日，俄亥俄州最高法院部分推翻了原判，并发回俄亥俄州审判法院重审。俄亥俄州最高法院同意罗孚的观点，即俄亥俄州已经放弃了《清洁水法》第401条规定的权利，但将其发回初审法院以确定是否有任何指控不在豁免范围内。

在还押期间，俄亥俄州环保局自愿驳回了其他五名被告中的四名，并驳回了对罗弗的一项指控。俄亥俄州环保局在其第四次修正申诉中删除了所有指控四名被解雇的被告违规行为的段落，包括被解雇的被告被指控与罗孚或其他人共同行动的段落。在2022年6月2日的情况会议上，初审法官为罗弗和其他剩余被告制定了驳回第四修正申诉的动议的时间表。2022年8月1日，罗孚和其他剩余被告分别提出了动议。有关这些议案的简报已于2022年11月4日完成。根据2023年10月20日发布的命令，初审法官驳回了俄亥俄州环保局的第四次修正申诉。

2023年11月17日，俄亥俄州对初审法官的裁决向俄亥俄州第五地区上诉法院提出上诉。该州于2024年1月8日提交了初步简报。Energy Transfer 和 Rover 于 2024 年 2 月 20 日提交了回应简报。该州于2024年2月26日提交了答复摘要。预计将就上诉进行口头辩论，但目前尚未安排口头辩论。Energy Transfer和Rover打算大力捍卫这一说法。

单位持有人关于管道建设的诉讼

各种所谓的Energy Transfer的单位持有人作为名义被告对Energy Transfer董事会、LE GP, LLC和Energy Transfer的前任和现任成员提起了衍生诉讼，他们声称违反信托义务、不当致富、浪费公司资产、违反能源转移的合作协议、侵权干预、滥用控制和严重管理不善，主要与宾夕法尼亚州和宾夕法尼亚州管道建设有关的事项有关俄亥俄州。他们还要求赔偿和修改能源转移的公司治理结构。见 Bettiol 诉 LE GP 案，案号 3:19-cv-02890-x（德克萨斯州未注明）；戴维森诉凯尔西 L. 沃伦案，案号DC-20-02322（德克萨斯州达拉斯县第44司法区）；哈里斯诉凯尔西·沃伦案，案件编号 2:20-CV-00364-GAM（宾夕法尼亚州东部）；Barry King诉LE GP，案件编号 3:20-CV-00719-X（德克萨斯州北部）；美国跨营销集团诉LE GP等人，案件编号2022-0139-SG（德克萨斯州北部）Ch.）；Elliot诉LE GP LLC案，案件编号 3:22-CV-01527-B（德克萨斯州北部）；Chapa诉Kelcy L. Warren等人，索引编号611307/2022（纽约州附件）Ct.）；Elliott 诉 LE GP 等人，原因编号DC-22-14194（德克萨斯州达拉斯县）；以及查尔斯·金诉LE GP，LLC等人，原因编号DC-22-14159（德克萨斯州达拉斯县）。向美国德克萨斯州北区地方法院提起的巴里·金诉讼（案件编号 3:20-CV-00719-X）已与Bettiol诉讼合并。2022年8月9日，向美国德克萨斯州北区地方法院提起的艾略特诉讼（案件编号 3:22-CV-01527-B）被自愿驳回。

另一名据称是能源转移的单位持有者阿勒格尼县雇员退休制度（“ACERS”），以个人和所有其他类似情况的名义，根据联邦证券法对能源转移和能源转移的三名董事：凯尔西·沃伦、约翰·麦克雷诺兹和托马斯·朗提起诉讼。参见阿勒格尼县的 Emps。”休息。Sys.v. Energy Transfer LP，案例编号 2:20-00200-GAM（E.D. Pa.）。2020年6月15日，宏碁提出了修正后的申诉，并将能源转移董事马歇尔·麦克雷和马修·拉姆齐以及迈克尔·亨尼根和约瑟夫·麦金增加为其他被告。修订后的申诉指控违反《交易法》第10（b）和20（a）条以及据此颁布的第10b-5条，主要涉及宾夕法尼亚州管道建设的事项。2020年8月14日，被告提出动议，要求驳回宏碁经修订的申诉。2021年4月6日，法院部分批准并部分驳回了被告的驳回动议。法院认为，宏碁可以继续就修正后的申诉提出的某些陈述提出索赔，同时也可以驳回基于其他陈述的索赔。法院还毫无偏见地驳回了对被告麦克雷诺兹、麦金和亨尼根的指控。2022年8月23日，法院部分批准了宏碁要求进行集体认证的动议，但部分予以驳回。法院对一个由在2017年2月25日至2019年11月11日期间购买或以其他方式获得普通能量转移单位的人组成的类别进行了认证。2024年1月19日，被告对ACERS修订后的申诉中提出的所有索赔提出了即决判决动议，宏碁提出了部分即决判决的动议。

2022年6月3日，另一位据称是能源转移的单位持有人迈克·维加对能源转移以及沃伦、朗、麦克雷和怀特赫斯特先生提起诉讼，据称是代表一个集体对能源转移以及沃伦、朗、麦克雷和怀特赫斯特先生提起诉讼。参见 Vega 诉 Energy Transfer LP 等人，案号 1:22-cv-4614（纽约州司法部）。该诉讼声称违反了1934年《证券交易法》第10（b）和20（a）条以及根据该法颁布的第10b-5条，主要涉及与建造Rover有关的声明。2022年8月10日，法院任命了新墨西哥州投资委员会和公众

新墨西哥州雇员退休协会（“新墨西哥基金”）作为主要原告。新墨西哥基金于2022年9月30日提出了修正后的申诉，并将能源转移董事约翰·麦克雷诺兹和马修·拉姆齐列为其他被告。2022年11月7日，法院批准了被告的移交动议，并将该诉讼移交给美国德克萨斯州北区地方法院。2023年1月27日，被告提出动议，要求驳回新墨西哥基金的修正申诉。

被告无法预测这些诉讼或在本提起诉讼之日之后可能提起的任何诉讼的结果，也无法预测解决这些诉讼所需的时间和费用。但是，被告认为这些指控没有法律依据，并打算对其提出激烈的质疑。

克莱恩集体诉讼

2017年7月7日，佩里·克莱恩在俄克拉荷马州东区对Sunoco, Inc.（R&M）, LLC（现称为能源转移R＆M）和能源转移营销与终端有限责任公司（统称 “ETMT”）提起集体诉讼，指控ETMT未能及时支付俄克拉荷马油井的石油和天然气收益，也没有为这些过期付款支付法定利息。2019年10月3日，地方法院认证了一个类别，将所有在2012年7月7日当天或之后从俄克拉荷马油井收到过期付款且尚未为过期付款支付法定利息的人员（“集体付款”）包括在内。不包括那些有权获得符合 “最低工资” 的所得款项的人、前期调整和过期付款的人，以及政府机构和上市的石油和天然气公司。

2020年8月17日，约翰·吉布尼法官（来自弗吉尼亚东区）在法官审理后发表了一项意见，裁定集体实际损害赔偿金为美元74.8百万美元，用于支付已识别和不明特许权使用费所有者的逾期支付利息和利息利息。该金额后来修改为 $80.7百万美元计入试用应计利息（“命令”）。吉布尼法官还裁定了金额为美元的惩罚性赔偿75百万。该集体还要求支付律师费。

2020年8月27日，ETMT向第十巡回上诉法院（“第十巡回上诉法院”）提交了上诉通知书，并对整个命令提出了上诉。此事已得到全面通报，口头辩论定于2021年11月15日举行。但是，2021年11月1日，由于对该命令最终性的管辖权问题，第十巡回法院驳回了上诉。对该决定的集体重审于2021年11月29日被拒绝。2021年12月1日，ETMT向第十巡回法院提交了命令令状申请，以纠正管辖权问题并确保最终判决。2022年2月2日，第十巡回法院驳回了命令令状申请，理由是ETMT还有其他途径可以获得足够的救济。2022年2月10日，ETMT向初审法院提交了修改分配计划令并发布第58条判决的动议，要求地区法院根据规则作出最终判决。ETMT还向初审法院下达了禁令，禁止原告为执行任何非最终判决所做的一切努力。2022年3月31日，吉布尼法官驳回了修改分配计划的动议，重申了他认为该命令构成最终判决的观点。吉布尼法官部分批准了禁令（将执法工作暂停60天），部分驳回了禁令。此后，该禁令已被解除。

尽管ETMT的立场是该判决不是最终判决，也不能执行，但该集团仍在进行资产发现并积极尝试通过扣押程序向ETMT的客户收取判决结果。ETMT试图将资金存入地方法院的登记处，但未成功。因此，为了停止扣押程序，ETMT于2022年12月2日汇款了约美元161向原告批准的计划管理人支付了百万美元，该管理人当时代表了判决的全部金额以及律师费和判决后的利息。ETMT在这样做时没有放弃其继续未决上诉的能力或对判决案情提出上诉的权利。此后，原告驳回了扣押诉讼。

ETMT无法预测案件的结果，ETMT也无法预测解决上诉所需的时间和费用。ETMT一直积极而勤奋地就该命令的终局性问题提起上诉，并就修改动议的驳回向第十巡回法院提出上诉，试图就最终决定作出裁决。上诉听取了全面通报，并于2023年3月21日进行了口头辩论。2023年8月3日，第十巡回法院作出了有利于ETMT的裁决，并认定地方法院的分配计划（这是最终判决的一部分）未满足所有最终性要求。法院认为，地区法院滥用自由裁量权，驳回了ETMT的第60（b）（6）条的修改动议，并推翻并发回重审以进行进一步的诉讼。该案被发回初审法院，以便地区法院可以在判决中确定终局性要求。此外，ETMT要求退还存放在计划管理人的资金；集体法律顾问没有反对该动议。

在2023年9月28日的身份听证会上，集体法律顾问表示，将在做出最终判决之日之前寻求额外利息。地区法院要求就额外利息问题通报情况，并于2023年10月17日举行听证会，以进一步解决这个问题，并就是否应增加额外利息作出裁决

判断总数。在听证会上，地方法院裁定，应在听证会上裁定额外利息 12自先前不当判决之日起至2023年10月17日的法定税率百分比。但是，法官计算了计划管理人持有ETMT资金期间（2022年11月2日至2023年10月10日之间）的利息存续费。根据该裁决，集体计算出大约 $23应在最终判决中增加100万美元的额外利息。2023年10月19日，地区法院作出了新的最终判决，并修改了分配计划。双方同意，这项新作出的判决解决了最终性问题，并将允许就案情向第十巡回法院提出上诉。加上额外利息, 判给原告的总金额约为 $104百万美元的实际损失和美元75百万的惩罚性赔偿。ETMT打算对整个判决提出上诉，并于2024年3月14日向第十巡回法院提交了关于案情的开场简报。

Energy Transfer LP和ETC德州管道有限公司诉Culberson Midstream LLC等人

2022年4月8日，能源转移和ETC德州管道有限公司（“ETC”，以及能源转移公司，“原告”）对库尔伯森中游有限责任公司（“库尔伯森”）、库尔伯森中游股权有限责任公司（“库尔伯森股权”）和月塔资源收集有限责任公司（“月塔”）提起诉讼。2018年10月1日，ETC和Culberson签订了天然气收集和处理协议（“绕过GGPA”），根据该协议，库尔伯森将从其专用土地上采集天然气，并将所有承诺的天然气专门运送给ETC。关于Bypass GGPA，Energy Transfer和Culberson Equity也于2018年10月18日签订了期权协议。根据期权协议，Culberson Equity和Moontower有权（但没有义务）要求Energy Transfer通过看跌期权购买各自在库尔伯森的权益。值得注意的是，期权协议只有在双方遵守绕过GGPA的情况下才能执行。2022年3月下旬，Culberson Equity和Moontower向Energy Transfer提交了一份看跌通知，要求Energy Transfer以约美元的价格收购各自在库尔伯森的权益93百万。2022年4月8日，原告对Culberson、Culberson Equity和Moontower提起诉讼，声称他们声称宣告性判决和违反合同，他们向第三方发送部分承诺的天然气，而且自2020年3月以来一直没有向原告发送任何天然气，从而严重违反了Bypass GGPA，因此Culberson Equity和Moontower的预发通知无效。Culberson、Culberson Equity和Moontower已经回答了诉讼。此外，库尔伯森以违反Bypass GGPA为由对ETC提起反诉，要求追回损害赔偿金和律师费。Culberson Equity和Moontower还对Energy Transfer提起了反诉，理由是（1）违反期权协议，（2）对Energy Transfer涉嫌收购库尔伯森权益的义务做出了宣告性判决。该诉讼正在德克萨斯州达拉斯县第193司法地区法院（“法院”）待审。2022年4月27日，库尔伯森申请临时限制令、临时禁令和永久禁令，库尔伯森股权和Moontower也加入了该请求。法院于4月28日就该申请举行听证会，并驳回了禁令。5月初，库尔伯森提出动议，要求执行评估程序并确认其看跌价格计算的有效性，但原告对此表示反对。2022年7月11日，法院就该动议举行了听证会，并于2022年7月19日命令双方参与有关看跌期权的评估程序。任命了一位独立评估师并于2022年10月15日发布了决定，得出结论，看跌期权总价为美元93百万。原告一直重申他们对评估程序和结论的异议。

2022年10月6日，Culberson、Culberson Equity和Moontower提出了要求进行即决判决的动议，但法院将对该动议的审理推迟到进一步的文件发现和证词之后。2022年12月7日，原告修改了申请书，将Moontower Resources Operating, LLC和威斯康星州Moontower Resources, LLC列为被告，并以欺诈性诱因对所有被告提起诉讼。

被告于2023年5月5日重新提出了更新的即决判决动议，要求对以下事项作出即决判决：（1）原告在无证据基础上的违约和宣告性判决索赔；（2）原告在无证据基础上的欺诈和另类自我索赔；（3）原告基于传统基础的欺诈索赔。原告于2023年6月6日作出回应。被告于2023年6月12日提交了支持即决判决的答复。

2023年6月5日，被告律师通过一封信告知法院，被告将继续提交有关原告违约和宣告性判决索赔的无证动议的日期，并指出此类提交将与关于同一主题的传统即决判决动议一起重新安排。为此，被告Culberson Midstream, LLC于2023年7月17日对原告的违约行为和宣告性判决索赔提出了传统的即决判决动议，而被告Culberson Midstream Equity, LLC和Moontower Resources Gatering则就违反期权协议提出了要求进行部分即决判决的动议。此外，2023年7月25日，被告提出了传统的、无证据的动议，要求就损害赔偿和撤销进行即决判决。反过来，原告ETC德州管道有限公司于2023年7月28日提出了一项传统动议，要求对违反合同进行部分即决判决和宣告性判决。

2023年9月20日，法院就各种简易判决动议进行了口头辩论。经过口头辩论，法院于2023年9月26日对每项动议作出裁决。法院驳回了被告的传统

关于欺诈的部分即决判决动议、被告要求对原告欺诈和Alter Ego索赔进行简易判决的无证据动议、被告要求就损害赔偿和撤销作出部分即决判决的传统和无证据动议，以及原告ETC Texas Pipeline, Ltd.关于对违约行为作出部分即决判决的传统动议和宣告性判决。法院批准了Culberson Midstream, LLC要求驳回原告违约和宣告性判决索赔的传统部分即决判决动议，以及Culberson Midstream Equity, LLC和Moontower Resources Gatering, LLC关于违反期权协议的部分即决判决的动议。被告已提出动议，寻求上诉法院的许可，允许对驳回其关于欺诈的传统即决判决动议的命令提起中间上诉。该动议仍在上诉法院待决。

Discovery 已就此事结束。原告Energy Transfer LP的欺诈指控的审判目前定于2024年6月18日进行。原告无法预测该诉讼的最终结果，也无法预测解决该诉讼所需的时间和费用。

马萨诸塞州总检察长诉新英格兰天然气公司

2011年7月7日，马萨诸塞州总检察长（“MA AG”）就某些环境成本回收向马萨诸塞州公用事业部（“DPU”）对新英格兰天然气公司（“NEG”）提起监管申诉。NEG是南方联合公司（“SUG”）的运营部门，NEG的资产是在2012年3月与Energy Transfer的合并交易中收购的。合并后，SUG于2013年将NEG资产出售给了Liberty Utilities（“Liberty”，以及NEG和SUG一起称为 “受访者”），并保留了某些潜在负债，包括与DPU待处理的投诉相关的环境成本回收。具体而言，MA AG寻求向NEG的纳税人退款，金额约为美元18与SUG环境应对活动相关的数百万美元律师费。MA AG要求DPU对NEG收取和核对可收回的环境成本的情况展开调查，即：（1）卡索维茨、本森、托雷斯和弗里德曼律师事务所收取并自2005年以来通过追回机制的律师费；（2）毕晓普、伦敦和多兹律师事务所自2005年以来通过追回机制收取的律师费；（3）通过追回机制支付的律师费 MA AG认为，只有资格获得较低的复苏水平（即50％）。受访者坚持认为，按费率计算，这些成本可以通过根据环境补救调整条款计划向NEG客户收取的费率来收回。在受访者对申诉作出答复并于2011年提出驳回动议后，听证官推迟了对驳回动议的决定，并发布了暂缓调查的命令，直至发现争议得到解决，随后于2013年6月24日解除，允许该案继续审理。但是，近七年来，MA AG未能采取任何进一步措施来起诉其索赔。该案一直处于休眠状态，直到2022年2月，听证官驳回了驳回动议。听证官在收到各方的意见后，于2022年3月16日输入了程序时间表（该时间表在2022年8月22日略有修改）。当事方参与了发现和准备预先提交的证词。受访者于2022年7月11日提交了预先提交的证词。MA AG分别于9月9日、9月12日和9月20日向受访者发出了三组调查请求，受访者及时回应了这些请求。2022年10月5日，MA AG要求DPU发布一项裁决，说明受访者在律师费发票中删除的信息是否受律师-委托人特权的保护。同一天，MA AG还提出了一项动议，要求在特权问题作出裁决之前暂缓执行程序时间表。2022年10月6日，在没有给受访者回应机会的情况下，DPU批准了MA AG关于延缓程序性时间表的请求。因此，之前的所有截止日期（包括并购股份公司2022年10月7日，即直接提交预先提交证词的截止日期）目前均被搁置。2023年10月18日，DPU发布了关于总检察长强制动议的命令，对最初在强制MA AG于2013年提出的强制执行动议中提出的问题作出裁决。2023 年 10 月 18 日的命令指示 NEG 再次审查其修订内容，如果任何发票已完全编辑或大量编辑，则在 30 天内提供更轻微编辑的版本。2023年10月18日的命令还规定，MDPU将在NEG遵守该命令中的指令后的某个时候就此事制定新的程序时间表，该公司已于2024年1月17日完成该命令。

Crestwood Midstream Partners，LP — 林德诉讼

2019年12月23日，林德工程北美公司（“林德”）向德克萨斯州哈里斯县地方法院提起诉讼，指控我们的合并子公司Arrow Field Services, LLC和Crestwood Midstream Partners, LP（统称 “Crestwood”）违反了2018年3月签订的合同，根据该合同，林德将向克雷斯特伍德提供与施工完成有关的工程、采购和施工服务 Bear Den II 低温加工厂的。

审判于2022年6月举行，最终判决于2022年10月24日作出。最终判决包括大约$的损害赔偿裁决20.7百万，判决前的利息裁决约为 $17.7百万美元和律师费和其他费用约为 $4.7百万。克雷斯特伍德有与某些判决前相关的保险

利息奖励，但尚未记录与2023年6月30日任何潜在保险赔偿相关的应收账款。2023 年 1 月 9 日，克雷斯特伍德支付了大约 $21.2向法院书记官处缴纳百万美元抗议，以减轻判决后利息的影响。克雷斯特伍德于2023年1月13日提交了上诉通知书，并于2023年9月29日提交了上诉摘要。林德的回应是在2024年2月8日提交的。克雷斯特伍德预计，口头辩论将在2024年底举行。克雷斯特伍德无法预测与此事有关的上诉的最终结果。

俄克拉荷马州司法部长——冬季风暴乌里

2024年4月10日，俄克拉荷马州通过司法部长根特纳·德拉蒙德（“原告”）代表格兰德河大坝管理局（“GRDA”）向被告ET Gathering & Processing, LLC提交了请愿书。Enable Midstream Partners, LLC、Enable Gass Transmission, LLC和Enable Energy Resourcess, LLC于2月因冬季风暴乌里而合并为Enable Midstream Partners、LLC、Enable Gas Transmission, LLC和Enable Energy Resources 2021。具体而言，原告指控被告违反了《俄克拉荷马州反垄断改革法》（79 O.S. § 201，等等。seq）在暴风雨期间，通过单独和协调行动，不合理地限制俄克拉荷马州天然气市场的贸易。原告还指控违约、不当致富、欺诈、恶意、阴谋和疏忽的诉讼原因。原告的请愿书要求实际赔偿、惩罚性赔偿、三倍赔偿以及律师费和费用。但是，没有具体说明所要求的实际数额。被告无法预测本次诉讼的最终结果，但将大力为这些索赔进行辩护。

税收意外开支

国税局审计

美国国税局（“IRS”）目前正在审查该合伙企业的2020年美国联邦所得税申报表。国税局还在审计克雷斯特伍德的2020年美国联邦所得税申报表。总的来说，在2018年及之前的纳税年度，能源转移及其子公司不再需要接受美国国税局和大多数州税务机关的审查。

美国国税局目前正在对USAC进行2019年和2020年的审查。美国国税局已经发布了初步的合伙企业审查变更以及推算的少付金额计算结果。根据与美国国税局的讨论，USAC估计了潜在的损失范围，最高可达美元27百万，包括利息。一旦确定了最终合伙企业估算的少付款（如果有），USAC的普通合伙人可以选择直接向美国国税局支付估算的少付款（包括任何适用的罚款和利息），或者如果符合条件，向每位USAC单位持有人以及前USAC单位持有人（如适用）发布经审计和调整后的申报表的修订信息声明。

USAC-俄克拉荷马州税务委员会

USAC目前正在抗议俄克拉荷马州税务委员会（“OTC”）的某些评估。USAC认为，它有可能遭受与该评估相关的损失。USAC是否以及在多大程度上蒙受损失取决于场外交易指派的行政法法官是接受还是驳回USAC关于交易无需纳税的立场，以及如果被拒绝，USAC最终是否会在此类决定中败诉。USAC估计，它可能蒙受的损失范围高达美元28百万，包括罚款和利息。

环境问题

我们的运营受广泛的联邦、部落、州和地方环境与安全法律法规的约束，这些法律和法规要求支出以确保合规，包括运营设施的空气排放和废水排放，以及当前和以前的设施以及废物处置场所的修复费用。从历史上看，我们的环境合规成本没有对我们的经营业绩产生重大不利影响，但无法保证此类成本将来不会很大，也无法保证未来遵守现有、修订或新的法律要求不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。规划、设计、建造和运营管道、工厂和其他设施的成本必须包括对环境法律法规和安全标准的遵守情况。不遵守这些法律和法规可能导致行政、民事和刑事处罚的评估，实施调查、补救和纠正措施的义务，自然资源损失，在受影响地区发布禁令以及提起联邦授权的公民诉讼。与所有已知重大环境事项相关的或有损失均已累计和/或单独披露。但是，我们可能会根据事实和情况的变化或预期结果的变化在解决特定意外事件之前修改应计金额。

由于未知因素，例如可能的污染程度、补救的时间和范围、根据其他比例确定我们的责任等未知因素，环境风险和责任难以评估和估计

缔约方, 清理技术的改进以及环境法律法规在未来可能发生的变化程度.尽管环境成本可能会对我们在任何一个时期的经营业绩产生重大影响，但我们认为此类成本不会对我们的财务状况产生重大不利影响。

根据目前获得的信息以及为确定潜在风险而进行的审查，我们认为为环境问题预留的金额足以支付清理成本的潜在风险。

环境修复

我们的子公司负责某些地点的环境修复，包括：

•我们的某些州际管道进行土壤和地下水修复，这些土壤和地下水与过去使用多氯联苯（“PCB”）造成的污染有关。多氯联苯评估仍在进行中，在某些情况下，根据合同，我们的子公司可能对其他各方造成的污染负责。

•某些收集和处理系统负责修复与碳氢化合物释放有关的土壤和地下水。

•与Sunoco, Inc.相关的需要接受环境评估的传统场地，包括以前拥有的码头和其他物流资产、合作伙伴关系不再运营的零售场地、关闭和/或出售炼油厂以及其他以前拥有的场地。

•该伙伴关系可能对其被确定为潜在责任方（“PRP”）的地点的补救费用承担连带责任。截至2024年3月31日，该伙伴关系已被命名为PRP，时间约为 32根据联邦和/或类似的州法律确定或可能可识别的 “超级基金” 网站。该合伙企业通常是被认定为现场PRP的众多公司之一。该伙伴关系审查了其参与每个场地的性质和范围以及其他相关情况，并根据伙伴关系声称与这些网站的关系，认为其与此类网站相关的潜在责任不会很大。

在可估计的范围内，预期的补救成本包含在我们合并资产负债表中记录的环境事项金额中。在某些情况下，无法合理估计未来的成本，因为补救活动是根据客户和前客户的索赔进行的。如果环境补救义务由适用监管会计政策的子公司记录，则预计可通过费率或税率收回的金额将在我们的合并资产负债表中记录为监管资产。

下表反映了我们的合并资产负债表中记录的与环境问题相关的应计负债金额，这些负债被认为是可能和合理估计的。目前，我们无法估计可能的损失或超过应计金额的一系列可能损失。除上述事项外，我们没有对任何需要在合并财务报表中披露的重大环境问题进行尽可能合理的评估。


	3月31日 2024		十二月三十一日 2023
当前	$	47	$	42
非当前	233		235
环境负债总额	$	280	$	277

我们已经成立了一家全资专属保险公司，以承担与某些已停止运营的场地相关的环境义务相关的某些风险。向专属保险公司支付的保费包括根据精算确定的完全编制的索赔费用估算值对已发生但未报告的环境索赔的估算。在这种情况下，我们会根据用于计算向自保公司支付的保费的折扣估算值来累积归因于未申报的索赔的损失。

在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，该伙伴关系的收入为美元3百万和美元8与环境清理计划相关的支出分别为百万美元。

我们的管道运营受美国交通部根据PHMSA的监管，根据该监管，PHMSA制定了与管道设施的设计、安装、测试、建造、运营、更换和管理有关的要求。此外，PHMSA通过管道安全办公室颁布了一项规则，要求管道运营商制定完整性管理计划，以全面评估其管道，并采取措施保护位于该规定所谓的 “严重后果” 的管道部分。

区域。”这些完整性管理计划下的活动包括进行内部管道检查、压力测试或其他有效手段来评估这些受监管管道段的完整性，法规要求立即采取行动解决评估和分析提出的完整性问题。将继续对所有这些资产进行完整性测试和评估，此类测试和评估的结果可能会导致我们未来承担资本和运营支出，用于维修或升级，这被认为是确保管道持续安全可靠运行所必需的；但是，目前无法估计此类支出的可能范围。

我们的业务还受《联邦职业安全与健康法》（“OSHA”）和规范保护员工健康和安全的类似州法律的要求的约束。此外，职业安全与健康管理局的危险通信标准要求保留有关我们运营中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局以及公民。我们认为，我们过去在职业安全与健康管理局必要活动上的成本，包括一般行业标准、记录保存要求和对受管制物质的职业暴露监测，并未对我们的经营业绩产生重大不利影响；但是，无法保证将来此类成本不会很大。

11.收入

收入分解

该伙伴关系的合并财务报表反映了八个可报告的部分，这也代表了合伙企业为披露目的汇总收入的水平。附注13描述了按分部分列的收入情况。

与客户的合同余额

合伙企业通过转让商品或服务来履行其义务，以换取客户的报酬。履行的时间可能不同于向客户支付或从客户那里收到相关对价的时机，从而导致合同资产或合同负债的确认。

合伙企业在向某些客户支付预付对价款或在合同允许合伙企业开具此类服务账单之前向客户提供服务时确认合同资产。

如果客户在合伙企业履行履约义务之前支付对价，则合伙企业承认合同责任。某些合同包含要求客户支付固定的最低费用的条款，但允许客户对未来某个时候提供的服务收取此类费用。这些金额将反映为递延收入，直到客户将缺陷费用于所提供的服务，或者由于合同期到期、费用可能被收取或由于容量限制客户实际无法使用这些费用而无法使用这些费用来支付未来的服务。此外，Sunoco LP维持一些特许经营协议，要求经销商为长期许可协议一次性预付款。Sunoco LP在收到预付款时确认合同责任，并确认许可证期限内的收入。

下表汇总了我们的合同负债的合并活动：


	合同负债
余额，2023 年 12 月 31 日	$	749
补充	291
确认的收入	(297)

余额，2024 年 3 月 31 日	$	743

余额，2022 年 12 月 31 日	$	615
补充	278
确认的收入	(301)

余额，2023 年 3 月 31 日	$	592

Sunoco LP的合约资产和合同负债余额如下：


	3月31日 2024		十二月三十一日 2023

合同资产	$	264	$	256
与客户签订的合同产生的应收账款	794		809
合同负债	—		—

履约义务

在合同开始时，该伙伴关系评估其与客户签订的合同中承诺的商品和服务，并确定转让不同商品或服务（或捆绑商品或服务）的每项承诺的履行义务。为了确定履约义务，伙伴关系会根据惯例考虑合同中承诺的所有商品或服务，无论是明示的还是暗示的。对于具有多个履约义务的合同，合伙企业根据独立销售价格将其预期应得的合同对价总额分配给每项不同的履约义务。当（或）履行义务时，即客户获得对商品或服务的控制权时，即确认收入。我们的某些合同包含可变成分，这些成分与固定成分组合在一起时，被视为单一履约义务。对于这些类型的联系人，下表中仅包含合同的固定组成部分。

截至2024年3月31日，分配给未履行（或部分履行的）履约义务的交易价格总额为美元38.12十亿。该伙伴关系预计将在下表所示的时间范围内将这笔金额确认为收入：


	截至12月31日的年份
	2024
	（剩余部分）		2025		2026		此后		总计
收入预计将根据截至2024年3月31日与客户签订的现有合同予以确认	$	5,754	$	6,726	$	5,960	$	19,677	$	38,117

12.衍生资产和负债

大宗商品价格风险

我们面临与大宗商品价格波动相关的市场风险。为了管理这些价格波动的影响，我们使用各种交易所交易和场外大宗商品金融工具合约。这些合约主要由期货、掉期和期权组成，并按公允价值记录在我们的合并资产负债表中。

我们使用被指定为公允价值套期保值的期货和基差互换来对冲我们储存在Bammel储存设施中的天然气库存。在套期保值之初，我们通过在现货市场或非旺季购买天然气并签订金融合约来锁定利润。远期天然气价格和实物库存现货价格之间价差的变化会导致未实现的收益或亏损，直到标的实物天然气被撤回和相关的指定衍生品结算。一旦提取天然气并结算了指定的衍生品，与这些头寸相关的先前未实现的收益或损失就会实现。

我们使用期货、互换和期权来对冲我们保留的天然气的销售价格，以支付州内运输和储存领域的费用以及州际运输和储存领域的运营天然气销售。出于会计目的，这些合同未被指定为套期保值。

我们使用液化天然气和原油衍生品掉期合约来对冲我们在中游细分市场保留的液化天然气和凝析油股票的预测销售量，即我们的子公司通常代表生产商收集和加工天然气，按市场价格出售由此产生的残留气体和液化天然气量，并根据残留气和液化天然气的指数价格将商定的收益百分比汇给生产商。出于会计目的，这些合同未被指定为套期保值。

我们利用掉期、期货和其他衍生工具来降低与天然气、成品油和液化天然气价格的市场变动相关的风险，以管理我们的储存设施以及纯净液化天然气的购买和销售。出于会计目的，这些合同未被指定为套期保值。

我们使用期货和互换来实现原油购买的按比例定价，将某些预期的成品油销售转换为固定或浮动价格，锁定某些成品油的利润，锁定部分天然气购买或销售的价格。出于会计目的，这些合同未被指定为套期保值。

我们在交易活动中使用金融大宗商品衍生品来利用市场机会，这些机会补充了我们的州内运输和仓储部门的业务，并在合并运营报表中扣除了销售产品的成本。在所有其他细分市场中，我们还开展与电力和天然气相关的贸易和营销活动，这些活动也计入了产品销售成本的净额。由于我们的交易活动以及在州内运输和仓储领域使用衍生金融工具，每个时期可能发生的收益波动程度可能很大，无论是有利还是不利。我们试图通过使用向包括高级管理人员在内的风险监督委员会提供的每日头寸和损益报告以及大宗商品风险管理政策中规定的限额和授权来管理这种波动性。

下表详细介绍了我们未偿还的大宗商品相关衍生品：


	2024年3月31日		2023年12月31日
	名义交易量	成熟度	名义交易量	成熟度
按市值计价的衍生品
（交易）
天然气 (bBtU)：
固定掉期/期货	5,653	2024-2025	(1,878)	2024-2025
基础互换 IFERC/NYMEX (1)	(36,158)	2024-2025	(171,185)	2024
Swing Swaps	—	2024	(900)	2024
期权—看跌期权	—	2024	1,900	2024
选项-通话	250	2024	250	2024
功率（兆瓦）：
前锋	220,220	2024-2029	155,600	2024-2029
期货	(974,635)	2024-2026	(464,897)	2024
期权—看跌期权	32,000	2024-2025	136,000	2024


原油（mbbls）：
期权—看跌期权	—	2024	(15)	2024
选项-通话	—	2024	(20)	2024
NGL/成品油 (MBBL)：
期权—看跌期权	33	2024-2026	121	2024-2026
选项-通话	34	2024-2026	(43)	2024-2026
（非交易）
天然气 (bBtU)：
基础互换 IFERC/NYMEX	71,395	2024-2025	124,210	2024-2025
Swing Swap IFERC	(104,643)	2024-2025	(96,828)	2024-2025
固定掉期/期货	10,865	2024-2026	7,125	2024-2026
远期实物合约	5,790	2024-2026	(1,751)	2024-2026

NGL (mbbls) — 远期/互换	(3,113)	2024-2027	(13,870)	2024-2027
原油 (mbbls) — 远期/掉期	(1,780)	2024-2025	(2,674)	2024-2025
成品油 (MBBL) — 期货	(2,760)	2024-2026	(4,548)	2024-2025

公允价值套期保值衍生品
（非交易）
天然气 (bBtU)：
基础互换 IFERC/NYMEX	(49,858)	2024-2025	(39,013)	2024
固定掉期/期货	(49,858)	2024-2025	(39,013)	2024
对冲物品 — 库存	49,858	2024-2025	39,013	2024

(1)包括与休斯敦船舶航道、Waha Hub、NGPL TexOK、西路易斯安那区和亨利枢纽地点相关的未平仓头寸的总金额。

利率风险

我们面临利率变动的市场风险。为了维持具有成本效益的资本结构，我们使用固定利率债务和浮动利率债务的混合借款。我们还通过利用利率互换来管理利率敞口，以实现理想的固定和浮动利率债务组合。我们还利用远期起始利率互换来锁定部分预期债务发行的利率。

下表汇总了USAC未偿还的利率互换，出于会计目的，该利率互换未被指定为对冲工具：

任期

类型

名义未偿金额

3月31日
2024

十二月三十一日
2023

2025 年 12 月

支付3.9725％的固定利率，并获得基于SOFR的浮动利率

700

信用风险

信用风险是指交易对手可能违约的风险，导致合伙企业蒙受损失。信贷政策已获批准并实施，以管理合伙企业的交易对手组合，目的是减轻信贷损失。这些政策通过要求对现有和潜在交易对手的财务状况进行适当评估，监督机构的信用评级，以及实施根据交易对手的风险状况限制风险的信贷做法，制定指导方针、控制措施和限额，在批准的容限范围内管理信用风险。此外，合伙企业有时可能需要抵押品，以在必要时降低信用风险。该伙伴关系还使用行业标准商业协议，允许对与根据单一商业协议执行的交易相关的风险敞口进行净额结算。此外，我们利用主净额结算协议来抵消与单一交易对手或附属交易对手组签订的多个商业协议中的信用风险。

我们的天然气运输和中游收入主要来自从事勘探和生产活动的公司。除石油和天然气生产商外，该合作伙伴关系的交易对手还包括能源行业的多元化客户组合，包括石化公司、商业和工业最终用户、市政当局、天然气和电力公用事业、中游公司和独立发电机。我们的总体风险敞口可能会受到宏观经济或监管变化的正面或负面影响，这些变化在一定程度上影响我们的交易对手。目前，管理层预计交易对手不履行义务不会对我们的财务状况或经营业绩产生重大不利影响。

该合伙企业向场外交易市场的某些交易对手存有维持保证金存款，主要是向独立的系统运营商和清算经纪人存款。当衍生品的价值超过我们在交易对手处预先设定的信用额度时，需要支付保证金存款。非交易所交易衍生品的保证金将在结算日当天或前后退还给我们，我们每天为交易所交易交易交换追加保证金。由于每天向交易所经纪商追加保证金，因此金融衍生工具的公允价值被视为当前，并扣除在合并资产负债表中其他流动资产中向供应商支付的存款。

对于金融工具而言，交易对手未能履行合约可能导致我们无法兑现已记录在合并资产负债表上并计入净收益或其他综合收益的金额。

衍生品摘要

下表汇总了我们的衍生资产和负债：


	衍生工具的公允价值
	资产衍生品				负债衍生品
	3月31日 2024		十二月三十一日 2023		3月31日 2024		十二月三十一日 2023
被指定为对冲工具的衍生品：
大宗商品衍生品——保证金存款	$	51	$	51	$	(32)	$	(6)
	51		51		(32)		(6)
未被指定为对冲工具的衍生品：
大宗商品衍生品——保证金存款	500		427		(507)		(374)
商品衍生品	92		132		(91)		(80)
利率衍生品	8		6		—		(4)
	600		565		(598)		(458)
衍生品总数	$	651	$	616	$	(630)	$	(464)

下表按总额列出了我们认可的衍生资产和负债的公允价值以及受可执行的主净额结算安排或类似安排约束的合并资产负债表抵消的金额：


		资产衍生品				负债衍生品
	资产负债表地点	3月31日 2024		十二月三十一日 2023		3月31日 2024		十二月三十一日 2023
没有抵消协议的衍生品	衍生资产（负债）	$	8	$	6	$	—	$	(4)
抵消协议中的衍生品：
场外交易合约	衍生资产（负债）	92		132		(91)		(80)
经纪商清算的衍生合	其他流动资产（负债）	551		478		(539)		(380)
衍生品总额		651		616		(630)		(464)
抵消协议：

交易对手净额结算	衍生资产（负债）	(73)		(72)		73		72
交易对手净额结算	其他流动资产（负债）	(514)		(368)		514		368
净衍生品总额		$	64	$	176	$	(43)	$	(24)

我们在合并资产负债表上以公允价值将非交易所交易的金融衍生工具作为衍生资产和负债披露，金额根据预期的结算日期分为当期或长期金额。

下表汇总了我们在合并运营报表中确认的衍生金融工具的地点和金额：


	地点		衍生品收入中确认的收益（亏损）金额
		三个月已结束 3月31日
			2024		2023
未被指定为对冲工具的衍生品：
大宗商品衍生品—交易	销售产品的成本		$	(1)	$	(12)
大宗商品衍生品——非交易	销售产品的成本		17		68

利率衍生品	利率衍生品的收益		9		(20)

总计			$	25	$	36

13.可报告的细分市场

我们的应申报细分市场主要在美国开展业务，具体如下：

•州内运输和储存；

•州际运输和储存；

•中游；

•液化天然气和成品运输和服务；

•原油运输和服务；

•对Sunoco LP的投资；

•对USAC的投资；以及

•所有其他。

合并收入和支出反映了所有重大公司间交易的消除。

我们的州内运输和储存部门的收入主要反映在天然气销售和收集、运输和其他费用上。我们的州际运输和仓储部门的收入主要反映在收费、运输费和其他费用上。我们中游板块的收入主要反映在天然气销售、液化天然气销售和收集、运输和其他费用上。我们的液化天然气和成品油运输和服务板块的收入主要反映在液化天然气的销售和收集、运输和其他费用中。我们的原油运输和服务板块的收入主要反映在原油销售中。我们在Sunoco LP板块的投资收入主要反映在成品油销售中。我们在USAC板块的投资收入主要反映在收费、运输费和其他费用上。我们所有其他细分市场的收入主要反映在天然气销售和收集、运输和其他费用上。

我们将分部调整后的息税折旧摊销前利润和合并后的调整后息税折旧摊销前利润作为衡量细分市场表现的指标。我们将分部调整后息税折旧摊销前利润和合并调整后息税折旧摊销前利润定义为扣除利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目的合伙企业总收益，例如非现金补偿支出、资产处置损益、施工期间使用的权益基金备抵金、商品风险管理活动的未实现损益、库存估值调整、非现金减值费用、债务清偿损失和其他非营业收入或支出项目，以及某些非经常性收益和损失。未计入调整后息税折旧摊销前利润的库存估值调整仅代表按后进先出记账的库存成本或市场储备的较低成本或市场储备的变化。这些金额是未实现的估值调整，适用于Sunoco LP在期末剩余的库存燃料量。

与未合并关联公司相关的息税折旧摊销前利润，不应将此类排除理解为意味着我们对此类关联公司的运营和由此产生的收入和支出拥有控制权。我们不控制未合并的关联公司；因此，我们不控制此类关联公司的收益或现金流。应相应地限制使用与未合并关联公司相关的分部调整后息税折旧摊销前利润或调整后息税折旧摊销前利润作为分析工具。

下表按分部列出了财务信息：


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023
收入：
州内运输和存储：
来自外部客户的收入		$	810	$	814
细分市场间收入		108		476
		918		1,290
州际运输和存储：
来自外部客户的收入		595		622
细分市场间收入		7		12
		602		634
中游：
来自外部客户的收入		806		809
细分市场间收入		1,968		1,945
		2,774		2,754
液化天然气和成品运输和服务：
来自外部客户的收入		5,684		4,737
细分市场间收入		842		866
		6,526		5,603
原油运输和服务：
来自外部客户的收入		7,638		6,079
细分市场间收入		—		1
		7,638		6,080
对Sunoco LP的投资：
来自外部客户的收入		5,495		5,349
细分市场间收入		4		13
		5,499		5,362
对USAC的投资：
来自外部客户的收入		223		192
细分市场间收入		6		5
		229		197
所有其他：
来自外部客户的收入		378		393
细分市场间收入		88		151
		466		544
淘汰		(3,023)		(3,469)
总收入		$	21,629	$	18,995


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023
部门调整后的息税折旧摊销前利润：
州内运输和存储		$	438	$	409
州际运输和存储		483		536
中游		696		641
液化天然气和成品运输和服务		989		939
原油运输和服务		848		526
投资Sunoco LP		242		221
对USAC的投资		139		118
所有其他		45		43
调整后的息税折旧摊销前利润（合并）		$	3,880	$	3,433


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023
净收入与调整后息税折旧摊销前利润的对账：
净收入		$	1,692	$	1,447
折旧、损耗和摊销		1,254		1,059
利息支出，扣除资本化利息		728		619
所得税支出		89		71
减值损失		—		1
利率衍生品的（收益）亏损		(9)		20
非现金补偿费用		46		37
商品风险管理活动的未实现损失		141		130
库存估值调整（Sunoco LP）		(130)		(29)
债务消灭造成的损失		5		—
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润		171		161
未合并关联公司的收益权益		(98)		(88)

其他，净额		(9)		5
调整后的息税折旧摊销前利润（合并）		$	3,880	$	3,433

第 2 项。管理层对财务状况的讨论和分析

和操作结果

（除单位数据外，表格中的美元和单位金额均以百万计）

以下是对我们历史合并财务状况和经营业绩的讨论，应与（i）本10-Q表季度报告中其他地方包含的历史合并财务报表及其附注一起阅读；（ii）合伙企业于2024年2月16日向美国证券交易委员会提交的截至2023年12月31日止年度的10-K表年度报告中包含的合并财务报表和管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析。本讨论包括受风险和不确定性影响的前瞻性陈述。由于 “第一部分——第1A项” 中讨论的许多因素，实际结果可能与我们在本节中所做的陈述有很大不同。我们于2024年2月16日向美国证券交易委员会提交的截至2023年12月31日止年度的10-K表年度报告中的 “风险因素”。“前瞻性陈述” 中讨论了有关前瞻性陈述的更多信息。

除非上下文另有要求，否则提及的 “我们”、“我们的”、“合伙企业” 和 “能源转移” 是指能源转移有限责任公司及其合并子公司。

最近的事态发展

Sunoco LP 的收购

2024年5月3日，Sunoco LP完成了先前宣布的对NuStar Energy L.P.（“NuStar”）所有普通单位的收购。根据合并协议的条款，NuStar普通单位持有人每持有NuStar普通单位可获得0.400个Sunoco LP普通单位。在这次收购中，Sunoco LP发行了约5,060万个普通股，其公允价值约为28亿美元，承担的债务总额约为34亿美元，假设优先单位的公允价值约为8亿美元。NuStar拥有约9,500英里的管道和63个终端和储存设施，用于储存和分销原油、成品油、可再生燃料、氨和特种液体。

2024年3月13日，Sunoco LP完成了先前宣布的从Zenith Energy手中收购位于荷兰阿姆斯特丹和爱尔兰班特里湾的液体燃料终端，金额约为1.7亿欧元（合1.85亿美元），其中包括营运资金。

Sunoco LP 的资产剥离

2024年4月16日，Sunoco LP完成了先前宣布的向7-Eleven, Inc.出售位于西德克萨斯州、新墨西哥州和俄克拉荷马州的204家便利店，售价约为10亿美元，其中包括对燃料和商品库存的惯例调整。作为出售的一部分，Sunoco LP还修改了与7-Eleven, Inc.现有的要么接受要么付费的燃料供应协议，以纳入额外的燃料毛利。

季度现金分配

2024年4月，能源转移宣布截至2024年3月31日的季度能源转移普通单位的季度分配为每单位0.3175美元（按年计算1.27美元）。

监管最新情况

州际天然气运输法规

费率监管

自2018年1月起，2017年《减税和就业法》（“税法”）修改了联邦税法的几项条款，包括降低最高公司税率。2018年3月15日，FERC在一系列相关提案中讨论了按监管实体税率处理联邦所得税补贴的问题。FERC发布了经修订的所得税待遇政策声明（“修订后的政策声明”），表示它将不再允许主要有限合伙企业以服务成本率收回所得税补贴。FERC发布了经修订的政策声明，以回应美国哥伦比亚特区巡回上诉法院在联合航空诉FERC案中的还押候审，在该案中，法院裁定FERC没有证明其结论，即在服务成本中纳入所得税补贴，同时通过在服务成本中纳入所得税补贴，同时获得使用折扣现金流方法计算的股本回报率，根据现行政策，FERC没有证明其结论是合理的。。2018年7月18日，FERC澄清说，在未来的诉讼中，不妨碍以主有限合伙企业形式组建的管道争论和提供证据支持，证明其收回所得税减免不会导致投资者所得税成本的双重回收。2020年7月31日，美国特区上诉法院

哥伦比亚巡回法院发表了一项意见，维持了FERC拒绝单独向主有限合伙企业收回所得税补贴的决定，以及不要求主有限合伙企业退还累计递延所得税余额的决定。鉴于重审令澄清了个人实体是否有能力为收回所得税补贴进行辩护，以及法院随后发表的支持拒绝向主要有限合伙企业提供所得税补贴的意见，目前尚不清楚FERC对所得税待遇的政策对我们可以为FERC监管的运输服务收取的费率的影响尚不清楚。

即使不适用FERC与费率制定相关的政策声明和规则制定，FERC或我们的托运人也可能会对我们收取的服务成本费率提出质疑。FERC建立公正合理的费率基于许多组成部分，包括投资回报率和税收相关组成部分，还有其他管道成本，这些成本将继续影响FERC对公正合理的服务成本率的确定。此外，我们根据各种费率结构从管道中获得收入，包括服务成本费率、协议费率、折扣率和基于市场的费率。我们的许多州际管道，例如老虎管道、中大陆快速管道和费耶特维尔快速管道，已经就支持管道建设的长期合同的客户同意的市场价格进行了谈判。其他系统，例如佛罗里达天然气输送管道、Transwestern和Panhandle，则混合了费率、折扣率和协议费率协议。由于FERC政策的变化，再加上《税法》中规定的企业联邦所得税率的降低，我们根据基于服务成本的税率提供的天然气运输服务中获得的收入将来可能会减少。与我们的服务成本费率相关的任何收入减少幅度（如果有）将取决于对我们所有服务成本组成部分的详细审查，以及FERC或我们的托运人对我们的费率提出任何质疑的结果。

2018年7月18日，FERC发布了一项最终规则，根据税法和FERC的修订政策声明，制定了评估FERC管辖区天然气管道收取的费率的程序。根据2019年1月16日发布的命令，FERC根据《天然气法》第5条开始对潘汉德尔当时的现行费率进行审查，以确定Panhandle收取的费率是否公正合理，并将此事提交听证会。2019年8月30日，潘汉德尔根据《天然气法》第4条提起了一般费率诉讼。根据首席法官的命令，《天然气法》第5条和第4条的诉讼程序于2019年10月1日合并。行政法法官的初步裁决于2021年3月26日发布，联邦竞争与竞争委员会于2022年12月16日发布了关于初步裁决的命令。2023年1月17日，潘汉德尔和密歇根州公共服务委员会各自提出了重审FERC关于初步决定的命令的请求，但自2023年2月17日起，根据法律的实施，该请求被驳回。2023年3月23日，潘汉德尔就这些命令向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院（“上诉法院”）提出上诉，密歇根州公共服务委员会随后也对这些命令提出上诉。2023年4月25日，上诉法院合并了潘汉德尔和密歇根州公共服务委员会的上诉，暂停了联合上诉程序，而联邦竞争委员会进一步考虑了重审其2022年12月16日命令的请求。2023年9月25日，FERC发布命令，处理有关重审和合规的争论，该命令驳回了我们的复审请求。潘汉德尔已及时就2023年9月25日的命令向上诉法院提交了复审申请。2023年10月25日，Panhandle提出了有限的重审请求，要求重审9月25日的命令，该命令涉及有关重审和合规方面的争论，该请求随后于2023年11月27日被法律运作所拒绝。2023年11月30日，Panhandle提交了有关合并费率程序的退款报告，该报告遭到了多方的抗议。2024年1月5日，FERC发布了第二项命令，以解决重审时提出的论点，其中修改了2023年9月25日命令中的某些讨论，并维持了先前的结论。潘汉德尔已及时就2024年1月5日的命令向上诉法院提交了复审申请。

管道认证

FERC于2018年4月19日发布了调查通知（“管道认证NOI”），从而启动了对其天然气管道认证政策的审查，包括审查其于1999年发布的长期以来发布的关于新州际天然气管道设施认证的政策声明，该声明用于确定是否为新管道项目发放证书。2021年2月18日，FERC发布了另一份NOI（“2021 NOI”），重新开始对1999年政策声明的审查。对2021年NOI的评论应于2021年5月26日到期；我们在FERC程序中提交了评论意见。2021年9月，FERC发布了与天然气法案第3和7条授权的天然气基础设施项目有关的温室气体缓解技术会议通知。技术会议于 2021 年 11 月 19 日举行，技术会议后的意见已于 2022 年 1 月 7 日提交给 FERC。

2022年2月18日，FERC发布了两份新的政策声明：（1）关于新州际天然气设施认证的最新政策声明和（2）关于在天然气基础设施项目审查中考虑温室气体排放的政策声明（“2022年政策声明”），将于当天生效。2022年3月24日，FERC发布了一项命令，将2022年政策声明指定为政策声明草案，并要求提供进一步的评论意见。FERC在发布有关这些主题的任何最终指导之前，不会将目前的2022年政策声明草案应用于待处理的申请或向FERC提交的申请。对2022年政策声明的评论应于2022年4月25日到期，回复意见截止日期

原定于2022年5月25日到期。我们无法预测2022年政策声明可能导致哪些变革（如果有），这些变更可能会影响我们的天然气管道或液化天然气设施项目，也无法预测此类新政策（如果有的话）何时生效。我们预计这些政策声明的任何变化都不会以与在美国运营的任何其他天然气管道公司截然不同的方式对我们的影响。

州际公共承运人法规

根据《州际商业法》（“ICA”），在州际商业中运输的液体管道作为普通承运人受FERC监管。根据ICA，FERC采用目前有效的指数化汇率方法，该方法允许普通航空公司在规定的上限范围内更改费率，这些上限与制成品生产者价格指数（PPI-FG）的变化挂钩。许多现有管道每年都使用FERC液体指数来改变运输费率。指数化方法适用于现有汇率，不包括基于市场的汇率。FERC的索引方法每五年审查一次。

2020年12月17日，FERC发布命令，建立新的PPI-FG指数上涨0.78％。联邦竞争委员会收到了重审其2020年12月17日命令的请求，并于2022年1月20日批准了重审并修改了石油指数。具体而言，在自2021年7月1日起至2026年6月30日止的五年期内，PPI-FG允许按指数费率收取FERC监管的液体管道每年调整其指数上限减去0.21％。FERC指示液体管道根据新的指数水平重新计算2021年7月1日至2022年6月30日的上限水平，以及2022年7月1日至2023年6月30日期间的上限水平。当石油管道的申报费率超过其上限水平时，FERC命令此类石油管道降低费率，使其符合重新计算的上限水平，该上限将于2022年3月1日生效。一些当事方要求重审1月20日向FERC下达的命令，但该命令于2022年5月6日被FERC拒绝。某些当事方已对1月20日和5月6日的命令提出上诉。此类上诉仍在哥伦比亚特区巡回法院待决。

2022年10月20日，FERC发布了关于石油管道指数费率变动投诉适用标准的政策声明，以制定有关FERC如何评估托运人对石油管道指数费率上调的投诉的指导方针。具体而言，该政策声明采纳了FERC先前于2020年3月25日发布的调查通知中的提议，取消了适用于指数利率上涨投诉的初步筛查的 “实质性恶化测试”，改为采用 “百分比比较测试” 作为对抗议和指数利率上涨投诉的初步筛选的提议。目前，我们无法确定FERC对指数利率变动投诉的初步筛选变更的影响，但是，修订后的筛选将使阈值与抗议指数利率上升的现有门槛一致。托运人提出的任何投诉或抗议都可能对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。

空气质量标准

美国环保局最近完成了其《好邻居计划》（“计划”），该计划旨在减少来自23个上风州的发电厂和其他工业设施的氮氧化物污染，美国环保局认定，这导致了国家环境空气质量标准（NAAQS）未达到，并干扰了下风州2015年臭氧NAAQS的维护。作为该计划的一部分，美国环保局宣布将发布多个行业的规范性排放标准，包括用于天然气管道运输的某些具有一定规模的新型和现有内燃机。美国环保局的最终规则将于2023年8月4日生效，规定的排放标准计划于2026年生效；但是，在该伙伴关系范围内的九个州中，该规则的有效性目前在五个州保持不变，尚待其他四个州就暂停执行做出决定。此外，其他运营商和行业团体对该计划提出了质疑，并寻求留在华盛顿特区赛道。尽管暂缓执行被拒绝，但随后立即向美国最高法院提交了紧急中止申请，该申请于2024年2月21日开庭审理，而环保局则提议在该计划中再增加五个州。此后，其案件最近移交给华盛顿特区巡回法院的一个州向美国最高法院提交了移审令申请，要求法院解决巡回法院在审理地点上的分歧。该伙伴关系目前估计，最终规则将要求在其州际和州内天然气运输和储存业务中改造或更换约192台发动机。该伙伴关系参与了该计划在其管辖范围内的九个州执行该计划的挑战。遵守该计划（如果不停止实施或以其他方式推迟实施）仍将需要大量资本支出，这可能会在未来对我们的业务产生不利影响。但是，目前，我们仍在评估该规则的潜在成本，鉴于各州、华盛顿特区巡回法院和美国最高法院对该计划提出的多项法律质疑所带来的不确定性，我们无法肯定地预测伙伴关系计划的最终合规成本可能是多少。

操作结果

我们将分部调整后的息税折旧摊销前利润和合并后的调整后息税折旧摊销前利润作为衡量细分市场表现的指标。我们将分部调整后息税折旧摊销前利润和合并调整后息税折旧摊销前利润定义为扣除利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目（例如非现金薪酬支出、收益和亏损）前的合伙企业总收益

资产处置、施工期间使用的权益基金备抵金、商品风险管理活动的未实现损益、库存估值调整、非现金减值费用、债务清偿损失和其他非营业收入或支出项目以及某些非经常性损益。未计入调整后息税折旧摊销前利润的库存估值调整仅代表按后进先出记账的库存成本或市场储备的较低成本或市场储备的变化。这些金额是未实现的估值调整，适用于Sunoco LP在期末剩余的库存燃料量。

分部调整后的息税折旧摊销前利润和合并调整后息税折旧摊销前利润反映了未合并关联公司的金额，其确认和衡量方法与记录未合并关联公司的权益收益相同。与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润不包括在分部调整后息税折旧摊销前利润和合并调整后息税折旧摊销前利润计算之外的项目，例如利息、税款、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目。尽管这些金额不包括在与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润中，但不应将这种排除理解为意味着我们可以控制此类关联公司的运营以及由此产生的收入和支出。我们不控制未合并的关联公司；因此，我们不控制此类关联公司的收益或现金流。应相应地限制使用与未合并关联公司相关的分部调整后息税折旧摊销前利润或调整后息税折旧摊销前利润作为分析工具。

下表中每个细分市场的调整后息税折旧摊销前利润在标题为 “分部经营业绩” 的部分中分析了每个细分市场的调整后息税折旧摊销前利润。调整后的息税折旧摊销前利润是行业分析师、投资者、贷款人和评级机构用来评估合伙企业基本业务活动的财务业绩和经营业绩的非公认会计准则指标，不应孤立地考虑，也不得作为净收益、运营收入、经营活动现金流或其他公认会计原则指标的替代品。

合并业绩


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023		改变
部门调整后的息税折旧摊销前利润：
州内运输和存储		$	438	$	409	$	29
州际运输和存储		483		536		(53)
中游		696		641		55
液化天然气和成品运输和服务		989		939		50
原油运输和服务		848		526		322
投资Sunoco LP		242		221		21
对USAC的投资		139		118		21
所有其他		45		43		2
调整后的息税折旧摊销前利润（合并）		$	3,880	$	3,433	$	447


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023		改变
净收入与调整后息税折旧摊销前利润的对账：
净收入		$	1,692	$	1,447	$	245
折旧、损耗和摊销		1,254		1,059		195
利息支出，扣除资本化利息		728		619		109
所得税支出		89		71		18
减值损失		—		1		(1)
利率衍生品的（收益）亏损		(9)		20		(29)
非现金补偿费用		46		37		9
商品风险管理活动的未实现损失		141		130		11
库存估值调整（Sunoco LP）		(130)		(29)		(101)
债务消灭造成的损失		5		—		5
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润		171		161		10
未合并关联公司的收益权益		(98)		(88)		(10)

其他，净额		(9)		5		(14)
调整后的息税折旧摊销前利润（合并）		$	3,880	$	3,433	$	447

净收入。在截至2024年3月31日的三个月中，与去年同期相比，净收入增加了2.45亿美元，增长了约17％。营业收入增加了3.18亿美元，这反映了我们原油运输和服务板块的分部利润率的提高，以及其他多个细分市场的业绩改善，正如 “分部经营业绩” 中详细讨论的那样。折旧、损耗和摊销以及利息支出的增加部分抵消了这些增长。

调整后的息税折旧摊销前利润（合并）。在截至2024年3月31日的三个月中，与去年同期相比，调整后的息税折旧摊销前利润增加了4.47亿美元。这一增长包括我们的原油运输和服务板块增加3.22亿美元，这主要是由最近收购的资产和更高的销量推动的。调整后息税折旧摊销前利润的增长也反映了我们其他板块的增长，但部分被州际运输和仓储板块的下降所抵消。

有关影响截至2024年3月31日的三个月与去年同期相比净收入和调整后息税折旧摊销前利润的变化的更多讨论可在下方和 “分部经营业绩” 中查阅。

折旧、损耗和摊销。截至2024年3月31日的三个月中，折旧、损耗和摊销与去年同期相比有所增加，这主要是由于最近投入使用的资产和最近的收购增加了折旧和摊销。

利息支出，扣除资本化利息。截至2024年3月31日的三个月中，扣除利息资本化的利息支出与去年同期相比有所增加，这主要是由于收购克雷斯特伍德导致总债务余额增加，以及浮动利率和最近再融资债务利率的提高。

所得税支出。在截至2024年3月31日的三个月中，与去年同期相比，由于合伙企业合并子公司的收益增加，所得税支出有所增加。

减值损失。在截至2023年3月31日的三个月中，减值损失包括USAC确认的与其压缩设备相关的总额100万美元。

利率衍生品的收益（亏损）。利率衍生品的收益和损失源于远期利率的变化，这导致我们的远期起始掉期价值发生变化。

商品风险管理活动的未实现损失。我们的大宗商品风险管理活动的未实现收益和损失包括大宗商品衍生品公允价值和指定公允价值套期保值关系中包含的对冲库存的变动。有关每个分部未实现收益和亏损的信息包含在 “分部经营业绩” 中，有关大宗商品相关衍生品的更多信息，包括名义交易量、到期日和公允价值，请参见 “项目3”。有关市场风险的定量和定性披露” 以及我们的合并财务报表附注12中包含在 “项目1” 中。财务报表。”

库存估值调整。库存估值调整代表对Sunoco LP库存使用后进先出方法降低成本或市场储备的变化。这些金额是未实现的估值调整，适用于期末库存中剩余的燃料量。在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，燃油价格的上涨导致成本或市场储备要求的降低分别减少了1.3亿美元和2900万美元，这增加了净收入。

债务清偿损失。在截至2024年3月31日的三个月中，债务清偿损失与USAC赎回其本金总额为7.25亿美元的6.875％优先票据有关。

与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润和未合并关联公司收益中的权益。请参阅 “未合并关联公司的补充信息” 和 “分部经营业绩” 中的更多信息。

其他，净额。其他，净额主要包括监管资产的摊销和其他收入和支出金额。

关于未合并关联公司的补充信息

下表列出了与未合并关联公司相关的财务信息：


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023		改变
未合并关联公司的收益权益：
柑橘		$	37	$	34	$	3
MEP		17		25		(8)
白崖		6		1		5
探险者		6		8		(2)
其他		32		20		12
未合并关联公司的总收益权益		$	98	$	88	$	10

与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润(1):
柑橘		$	81	$	79	$	2
MEP		26		34		(8)
白崖		11		6		5
探险者		10		13		(3)
其他		43		29		14
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润总额		$	171	$	161	$	10

从未合并的关联公司收到的分配：
柑橘		$	33	$	48	$	(15)
MEP		23		33		(10)
白崖		11		5		6
探险者		8		8		—
其他		32		23		9
从未合并的关联公司收到的分配总额		$	107	$	117	$	(10)

(1)这些金额代表我们在未合并关联公司调整后的息税折旧摊销前利润中所占的比例，基于我们在未合并关联公司利息、折旧、损耗、摊销、非现金项目和税收中所占的比例调整后的未合并关联公司的收益或亏损权益。

分部经营业绩

我们根据分部调整后的息税折旧摊销前利润来评估细分市场的业绩，我们认为这是衡量我们业务核心盈利能力的重要业绩指标。该衡量标准是我们内部财务报告的基础，也是高级管理层在决定如何在业务领域之间分配资本资源时使用的绩效指标之一。

下表列出了分部调整后息税折旧摊销前利润的组成部分，分部调整后息税折旧摊销前利润的计算方法如下：

•分部利润、运营费用和销售、一般和管理费用。这些金额代表我们的合并财务报表中包含的归因于每个部门的金额。

•商品风险管理活动和库存估值调整的未实现收益或亏损。这些未实现金额包含在产品销售成本中，用于计算分部利润。这些金额不包含在分部调整后的息税折旧摊销前利润中；因此，将未实现亏损相加并减去未实现收益以计算分部衡量标准。

•非现金补偿费用。这些金额代表营业费用以及销售、一般和管理费用中记录的非现金薪酬总额。该支出不包含在分部调整后的息税折旧摊销前利润中，因此将其加回来计算分部衡量标准。

•与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润。与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润不包括在分部调整后息税折旧摊销前利润计算之外的相同项目，例如利息、税款、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目。尽管这些金额不包括在与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润中，但不应将这种排除理解为意味着我们可以控制此类关联公司的运营以及由此产生的收入和支出。我们不控制未合并的关联公司；因此，我们不控制此类关联公司的收益或现金流。

以下对分部经营业绩的分析包括细分市场利润率的衡量标准。分部利润率是一项非公认会计准则财务指标，此处列报的目的是帮助分析分部经营业绩，特别是为了便于理解销售收入变化对分部调整后息税折旧摊销前利润的细分市场绩效指标的影响。分部利润率与公认会计准则的毛利率指标类似，不同之处在于分部利润率不包括折旧、损耗和摊销费用。在合作伙伴关系报告的GAAP指标中，与细分市场利润率最直接可比的指标是分部调整后的息税折旧摊销前利润；下表中包含了列示分部利润率的每个细分市场的分部利润率与分部调整后息税折旧摊销前利润的对账。

此外，对于某些细分市场，以下部分包括按销售类型划分的细分市场利润率组成部分的信息，包括哪些组成部分是为了提供额外的分类信息，以促进对细分市场利润率和分部调整后息税折旧摊销前利润的分析。例如，这些组成部分包括运输利润、仓储利润和其他利润。分部利润率的这些组成部分的计算方法与分部利润率的计算一致；因此，这些组成部分还不包括折旧、损耗和摊销费用。

州内运输和存储


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023		改变
天然气运输 (BBTU/D)		14,177		14,697		(520)
从储存天然气库存中提款 (bBtU)		8,230		6,000		2,230
收入		$	918	$	1,290	$	(372)
销售产品的成本		487		985		(498)
细分市场利润		431		305		126
商品风险管理活动的未实现损失		64		174		(110)
运营费用，不包括非现金薪酬支出		(53)		(62)		9
销售、一般和管理费用，不包括非现金薪酬支出		(12)		(14)		2
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润		7		6		1
其他		1		—		1
分部调整后的息税折旧摊销前		$	438	$	409	$	29

音量。在截至2024年3月31日的三个月中，与去年同期相比，运输量下降的主要原因是我们的海恩斯维尔资产产量下降。

分段利润。我们的州内运输和仓储板块利润率的组成部分如下：


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023		改变
交通费		$	222	$	216	$	6
天然气销售及其他（不包括未实现收益和亏损）		251		176		75
保留的燃料（不包括未实现的损益）		8		15		(7)
仓储利润（不包括未实现损益和公允价值库存调整）		14		72		(58)
商品风险管理活动和公允价值库存调整的未实现亏损		(64)		(174)		110
分部总利润		$	431	$	305	$	126

分部调整后的息税折旧摊销前利润在截至2024年3月31日的三个月中，与去年同期相比，由于以下因素的净影响，与州内运输和仓储板块相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所增加：

•已实现的天然气销售额增加了7500万美元，这主要是由于实物销售和已结算的衍生品增加了管道优化；

•运营费用减少900万美元，这主要是由于与燃料消耗相关的变化被2024年的商品销售成本所抵消；以及

•运输费增加了600万美元，这主要是由于需求量的增加和德克萨斯州系统的新合同；部分抵消了这一点

•存储利润减少了5800万美元，这主要是由于已结算衍生品的存储优化降低；以及

•留存燃料利润率减少700万美元，这主要是由于与燃料消耗相关的变化被2024年的运营费用所抵消。

州际运输和存储


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023		改变
天然气运输 (BBTU/D)		17,665		16,818		847
出售的天然气 (BBTU/d)		23		22		1
收入		$	602	$	634	$	(32)
销售产品的成本		1		2		(1)
细分市场利润		601		632		(31)
运营费用，不包括非现金薪酬、摊销和增值费用		(203)		(186)		(17)
销售、一般和管理费用，不包括非现金薪酬、摊销和增值费用		(33)		(31)		(2)
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润		118		121		(3)


分部调整后的息税折旧摊销前		$	483	$	536	$	(53)

体积。在截至2024年3月31日的三个月中，与去年同期相比，运输量增加的主要原因是运力销售增加，以及需求增加导致我们的Transwestern、Tiger、Trunkline和Gulf Run系统的利用率提高。

分部调整后的息税折旧摊销前利润在截至2024年3月31日的三个月中，与去年同期相比，由于以下因素的净影响，与我们的州际运输和仓储板块相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所下降：

•分部利润率下降3,100万美元，主要是由于价格下跌导致运营天然气销售减少了2000万美元，减少了1,800万美元，这是由于前一时期实现了与托运人破产相关的某些款项，以及停车收入减少了600万美元。这些下降被我们的几个州际管道系统的运输收入增加1200万美元所部分抵消，这是由于合同量增加，费率更高；

•运营费用增加了1,700万美元，这主要是由于计划外维护项目成本增加了1,400万美元，员工成本增加了500万美元，但部分被电力成本减少的200万美元所抵消；

•销售、一般和管理费用增加了200万美元，这主要是由于专业费用和员工相关成本的增加；以及

•与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润减少了300万美元，这主要是由于我们的中大陆快线管道合资企业减少了800万美元，这部分被我们的东南供应头部合资企业因产能出售更高利率而增加的400万美元所抵消，以及我们的Citrus合资企业由于新项目收入而增加的200万美元。

中游


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023		改变
收集的体积 (bbtu/D)		19,922		19,750		172
生产的液化天然气 (mbbls/d)		890		811		79
股票 NGL (mbbls/d)		52		40		12
收入		$	2,774	$	2,754	$	20
销售产品的成本		1,719		1,781		(62)
细分市场利润		1,055		973		82

运营费用，不包括非现金薪酬支出		(323)		(288)		(35)
销售、一般和管理费用，不包括非现金薪酬支出		(44)		(50)		6
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润		6		5		1
其他		2		1		1
分部调整后的息税折旧摊销前		$	696	$	641	$	55

体积。在截至2024年3月31日的三个月中，与去年同期相比，总产量和液化天然气产量有所增加，这主要是由于最近收购的资产和现有客户的产量增加。

分部调整后的息税折旧摊销前利润在截至2024年3月31日的三个月中，与去年同期相比，由于以下因素的净影响，与中游板块相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所增加：

•由于最近收购的资产和二叠纪地区的交易量增加，增加了8400万美元；

•由于工伤补偿储备金减少了500万美元，法律费用减少了200万美元，销售、一般和管理费用减少了600万美元；以及

•由于最近收购的资产，与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润增加了100万美元；部分抵消了这一增长

•运营支出增加了3500万美元，这主要是由于最近收购的资产和投入使用的资产增加了2700万美元，以及员工成本增加了800万美元；以及

•由于天然气价格下降500万美元，减少了200万美元，但部分被液化天然气价格上涨的300万美元所抵消。

液化天然气和成品油运输和服务


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023		改变
液化天然气运输量 (mbbls/d)		2,087		1,984		103
成品运输量 (mbbls/d)		573		501		72
液化天然气和成品油终端容量 (mbbls/d)		1,395		1,344		51
液化天然气分馏量 (mbbls/d)		1,053		949		104
收入		$	6,526	$	5,603	$	923
销售产品的成本		5,319		4,402		917
细分市场利润		1,207		1,201		6
商品风险管理活动的未实现（收益）损失		22		(31)		53
运营费用，不包括非现金薪酬支出		(228)		(221)		(7)
销售、一般和管理费用，不包括非现金薪酬支出		(42)		(38)		(4)
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润		30		28		2


分部调整后的息税折旧摊销前		$	989	$	939	$	50

体积。在截至2024年3月31日的三个月中，与去年同期相比，液化天然气的运输量有所增加，这主要是由于来自二叠纪地区、我们的Mariner East管道系统和墨西哥湾沿岸出口管道的运输量增加。

运输量的增加以及我们的第八台分馏塔于 2023 年 8 月投入使用，也导致我们的 Mont Belvieu NGL 综合体的分馏量增加。

分段利润。我们的液化天然气和成品运输和服务板块利润率的组成部分如下：


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023		改变
运输利润		$	615	$	562	$	53
分馏厂和炼油厂服务利润率		233		210		23
终端服务利润		209		200		9
存储利润		79		79		—
营销利润		93		119		(26)
商品风险管理活动的未实现收益（亏损）		(22)		31		(53)
分部总利润		$	1,207	$	1,201	$	6

分部调整后的息税折旧摊销前利润在截至2024年3月31日的三个月中，与去年同期相比，由于以下因素的净影响，与我们的液化天然气和成品运输和服务板块相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所增加：

•运输利润增加5,300万美元，主要是由于我们的Mariner East管道系统的吞吐量和合同费率升级导致了2000万美元的增长，1500万美元的增长来自德克萨斯州Y级管道系统的吞吐量和合同费率的上涨，成品油管道的吞吐量增加和合同费率的上涨，增加了1500万美元，而我们的Mariner West管道的吞吐量和合同费率上涨导致了900万美元。这些增长被600万美元的细分市场内费用部分抵消，这些费用被我们的营销利润率完全抵消；

•分馏厂和炼油服务利润率增加了2300万美元，这主要是由于我们的Mont Belvieu分馏厂的吞吐量和合同费率的提高导致了1900万美元的增长，以及我们的炼油服务业务增加了400万美元；以及

•码头服务利润率增加了900万美元，这主要是由于我们的精炼产品营销终端的吞吐量提高了400万美元，荷兰的出口量增加了300万美元

由于吞吐量增加和合同费率上升，码头和我们的马库斯胡克码头增加了200万美元；部分抵消了这一增加额

•营销利润率减少了2600万美元（不包括大宗商品风险管理活动的未实现收益和亏损），这主要是由于对冲液化天然气和成品库存的优化收益减少。这一下降被600万美元的分段内利润率部分抵消，这笔利润被我们的运输利润率完全抵消；

•运营费用增加了700万美元，主要来自最近收购的资产；以及

•销售、一般和管理费用增加了400万美元，这主要是由于员工成本增加了200万美元，管理费用增加了200万美元。

原油运输和服务


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023		改变
原油运输量 (mbbls/d)		6,102		4,238		1,864
原油终端容量 (mbbls/d)		3,241		2,940		301
收入		$	7,638	$	6,080	$	1,558
销售产品的成本		6,594		5,374		1,220
细分市场利润		1,044		706		338
商品风险管理活动的未实现损失		19		2		17
运营费用，不包括非现金薪酬支出		(188)		(153)		(35)
销售、一般和管理费用，不包括非现金薪酬支出		(36)		(31)		(5)
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润		9		1		8

其他		—		1		(1)
分部调整后的息税折旧摊销前		$	848	$	526	$	322

体积。在截至2024年3月31日的三个月中，与去年同期相比，所有地区的原油运输量均有所增加。得克萨斯州管道系统的销量增加，这要归因于我们的收集系统的持续增长以及最近收购的资产的捐款。与去年相比，冬季天气对流域产量的影响较小，巴肯管道的产量也有所增加。受最近收购资产的捐款推动，中大陆系统走高。受盆地产量增加以及最近收购资产的贡献，巴肯采集量增加。我们的河口大桥管道的交易量也略有增加。由于二叠纪和巴肯产量的增长、墨西哥湾沿岸炼油厂利用率的提高以及最近收购的资产的贡献，原油码头的产量增加。

分部调整后的息税折旧摊销前利润在截至2024年3月31日的三个月中，与去年同期相比，与我们的原油运输和服务板块相关的分部调整后息税折旧摊销前利润增长，这主要是由于以下因素的净影响：

•分部利润率增加3.55亿美元（不包括大宗商品风险管理活动的未实现收益和亏损），这主要是由于最近收购的资产增加了1.68亿美元，原油管道吞吐量的增加增加了1.22亿美元，我们的原油收购和营销业务增加了6000万美元，这主要是由于产量增加和更有利的优化条件，以及由于吞吐量和出口的增加，我们的墨西哥湾沿岸码头增加了400万美元；以及

•由于最近收购的资产以及我们的怀特克利夫斯原油管道产量的增加，与未合并的关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润增加了800万美元；部分抵消了这一点

•销售、一般和管理费用增加了500万美元，这主要是由于最近收购的资产；以及

•运营费用增加了3500万美元，这主要是由于最近收购的资产增加了3,300万美元。

投资Sunoco LP


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023		改变
收入		$	5,499	$	5,362	$	137
销售产品的成本		5,015		4,987		28
细分市场利润		484		375		109
商品风险管理活动的未实现（收益）损失		13		(11)		24
运营费用，不包括非现金薪酬支出		(105)		(97)		(8)
销售、一般和管理费用，不包括非现金薪酬支出		(32)		(25)		(7)
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润		3		3		—
库存估值调整		(130)		(29)		(101)
其他		9		5		4
分部调整后的息税折旧摊销前		$	242	$	221	$	21

对Sunoco LP板块的投资反映了Sunoco LP的合并业绩。

分部调整后的息税折旧摊销前利润在截至2024年3月31日的三个月中，与去年同期相比，与我们在Sunoco LP板块的投资相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所增加，这主要是由于以下因素的净影响：

•汽车燃料销售利润增长了2500万美元，这主要是由于加仑的销量增长了9％，但每加仑利润的下降部分抵消了这一增长；以及

•非汽车燃料销售和租赁利润增加1100万美元，这主要是由于最近的收购增加了吞吐量和存储利润率以及租金收入的增加；部分抵消了这一增长；

•运营成本增加了1,500万美元，包括其他运营费用、一般和管理费用以及租赁费用，这主要是由于最近收购了成品终端以及转运加工和终端设施。

对USAC的投资


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023		改变
收入		$	229	$	197	$	32
销售产品的成本		36		34		2
细分市场利润		193		163		30

运营费用，不包括非现金薪酬支出		(39)		(32)		(7)
销售、一般和管理费用，不包括非现金薪酬支出		(15)		(13)		(2)



分部调整后的息税折旧摊销前		$	139	$	118	$	21

对USAC板块的投资反映了USAC的合并业绩。

分部调整后的息税折旧摊销前利润在截至2024年3月31日的三个月中，与去年同期相比，与我们在USAC板块的投资相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所增加，这主要是由于以下因素的净影响：

•细分市场利润率增长3000万美元，这主要是由于压缩服务需求的增加导致的创收马力增加，新部署和重新部署的压缩机组基于市场的费率上升以及现有客户合同的平均费率上升；部分抵消了这一点

•运营费用增加了700万美元，这主要是由于与创收马力增加相关的员工成本增加。

所有其他


	三个月已结束 3月31日
		2024		2023		改变
收入		$	466	$	544	$	(78)
销售产品的成本		451		502		(51)
细分市场利润		15		42		(27)
商品风险管理活动的未实现（收益）损失		23		(4)		27
运营费用，不包括非现金薪酬支出		(6)		(6)		—
销售、一般和管理费用，不包括非现金薪酬支出		(12)		(9)		(3)
与未合并关联公司相关的调整后息税折旧摊销前利润		1		—		1
其他和淘汰		24		20		4
分部调整后的息税折旧摊销前		$	45	$	43	$	2

反映在我们所有其他细分市场中的金额主要包括：

•我们的天然气营销业务；

•我们全资拥有的天然气压缩业务；以及

•我们在煤炭处理设施方面的投资。

分部调整后的息税折旧摊销前利润在截至2024年3月31日的三个月中，与去年同期相比，与所有其他分部相关的分部调整后息税折旧摊销前利润有所增加，这主要是由于以下因素的净影响：

•通过销售储存的天然气，我们的天然气营销业务增加了800万美元；以及

•由于电力交易市场状况的改善，增加了200万美元；部分被抵消

•由于天然气价格下跌导致利润率降低，我们的双驱动器压缩业务减少了300万美元；以及

•由于我们的压缩机业务销售额下降，减少了200万美元。

流动性和资本资源

概述

我们履行义务和向单位持有人分配薪酬的能力将取决于我们未来的表现，这将取决于当前的经济、金融、商业和天气状况以及其他因素，其中许多因素是管理层无法控制的。

我们目前预计，2024年的资本支出将在以下范围内（包括资本化利息和管理费用，仅包括我们在合资企业中的比例份额，但不包括与我们在Sunoco LP和USAC的投资相关的资本支出）：


	成长				保养
	低		高		低		高
州内运输和存储	$	60	$	65	$	60	$	65
州际运输和存储	160		170		205		210
中游	775		875		225		230
液化天然气和成品运输和服务	1,450		1,500		120		125
原油运输和服务	250		280		150		155
所有其他（包括淘汰赛）	105		110		75		80
资本支出总额	$	2,800	$	3,000	$	835	$	865

该伙伴关系预计，其增长资本支出将在未来时期每年20亿至30亿美元之间。

我们的天然气和液体业务中使用的资产，包括管道、收集系统和相关设施，通常是长期资产，不需要大量的维护资本支出。因此，我们没有任何重大财务承诺用于业务的维护资本支出。由于多种原因，我们的管道成本不时增加，包括但不限于钢厂的延误、能够及时生产大直径管道的钢厂选择有限、钢铁价格上涨以及其他我们无法控制的因素。但是，我们已将这些因素纳入每年的预期增长资本支出中。

我们通常使用经营活动产生的现金流为资本支出和分配提供资金。

在完成对NuStar的收购后，Sunoco LP尚未公布其对2024年增长和维持资本支出的最新预期。

USAC目前计划在2024年全年花费约3200万美元的维护资本支出和1.15亿至1.25亿美元的扩张资本支出。

现金流

由于多种因素，我们的现金流将来可能会发生变化，其中一些因素是我们无法控制的。其中包括监管变化、我们产品和服务的价格、对此类产品和服务的需求、大宗商品价格重大变动产生的利润要求、运营风险、收购的成功整合以及其他因素。

运营活动

不同时期之间经营活动产生的现金流变化主要源于收益的变化（如 “经营业绩” 中所述），不包括非现金项目以及运营资产和负债变化的影响。非现金项目包括经常性非现金支出，例如折旧、损耗和摊销费用以及非现金补偿费用。在本报告所述期间，折旧、损耗和摊销支出的增加主要来自资产的建设和收购，而非现金补偿支出的变化则是授予单位数量的变化以及此类补助金估计的授予日期公允价值的变动所致。经营活动产生的现金流也与收益有所不同，这是因为非现金费用可能不是经常性的，例如减值费用和施工期间使用的股票基金备抵金。在我们有大量州际管道建设进行期间，施工期间使用的股权资金补贴会增加。各期之间运营资产和负债的变化是由价格风险管理资产和负债价值的变化、应收账款的收款时间、应付账款的付款时间、购买和出售库存的时间以及从客户处收到的预付款和存款的时间等因素造成的。

截至2024年3月31日的三个月，而截至2023年3月31日的三个月。2024年经营活动提供的现金为37.7亿美元，而2023年为33.5亿美元，2024年的净收入为16.9亿美元，2023年为14.5亿美元。截至2024年3月31日的三个月，净收入和经营活动提供的净现金之间的差额主要包括8.73亿美元的运营资产和负债净变动（扣除收购和剥离的影响）和总额为11.4亿美元的非现金项目。

2024年和2023年的非现金活动主要包括分别为12.5亿美元和10.6亿美元的折旧、损耗和摊销、分别为4600万美元和3700万美元的非现金薪酬支出、分别为1.3亿美元和2900万美元的有利库存估值调整以及分别为6,700万美元和5,300万美元的递延所得税。净收益还包括2024年和2023年未合并关联公司的权益收益中分别为9,800万美元和8,800万美元。

经营活动提供的现金包括从未合并的关联公司收到的现金分配，这些现金分配被视为从累计收益中支付，2024年的累计收益为8400万美元，2023年为8,700万美元。

截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，扣除资本化利息后，支付的利息现金分别为4.44亿美元和4.06亿美元。截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，利息资本化分别为2300万美元和1500万美元。

投资活动

来自投资活动的现金流主要包括为收购支付的现金金额、资本支出、对合资企业的现金捐款以及出售或出资资产或业务的现金收益。此外，如果分配被视为合伙企业投资的回报，则股票投资者的分配将包含在投资活动的现金流中。不同时期之间资本支出的变化主要是由于我们为建设和扩建项目提供资金的增长资本支出的增加或减少。

截至2024年3月31日的三个月，而截至2023年3月31日的三个月。 2024年用于投资活动的现金为12.0亿美元，而2023年为8.03亿美元。2024年的资本支出总额（不包括施工期间使用的股权基金补贴和施工费用援助捐款后的净额）为7.7亿美元，而2023年为8.37亿美元。下表提供了与我们的资本支出相关的其他详细信息。

2024年，Sunoco LP支付了1.85亿美元现金，从Zenith Energy手中收购了荷兰阿姆斯特丹和爱尔兰班特里湾的液体燃料码头。2024年，我们支付了8400万美元收购了Edwards Lime Gathering, LLC的未偿非控股权益，该公司现为全资子公司，我们还为其他收购支付了1.8亿美元。

以下是截至2024年3月31日的三个月按应计制汇总的资本支出（仅包括我们在合资企业中的比例份额，扣除建筑成本援助捐款）：


	期内记录的资本支出
	成长		保养		总计
州内运输和存储	$	6	$	8	$	14
州际运输和存储	29		20		49
中游	138		40		178
液化天然气和成品运输和服务	205		15		220
原油运输和服务	69		20		89
投资Sunoco LP	27		14		41
对USAC的投资	105		6		111
所有其他（包括淘汰赛）	14		12		26
资本支出总额	$	593	$	135	$	728

融资活动

不同时期之间融资活动产生的现金流变化主要源于借款和股票发行水平的变化，借款和股票发行主要用于为我们的收购和增长资本支出提供资金。根据未偿还的普通单位数量的增加或分配率的增加，各期之间的分配会增加。

截至2024年3月31日的三个月，而截至2023年3月31日的三个月。2024年用于融资活动的现金为7.91亿美元，而2023年为24.7亿美元。2024年，我们的债务水平净增加18.8亿美元，而2023年净减少10.2亿美元。2024年，我们支付了6000万美元的债务发行成本，支付了8.95亿美元的现金赎回我们的C系列和D系列优先单位，并支付了3,700万美元现金赎回了Crestwood Niobrara LLC已发行的部分优先单位。2024年，USAC支付了7.49亿美元的现金，用于投资与优先票据的合法辩护有关的政府证券。

在2024年和2023年，我们分别向合作伙伴支付了11.3亿美元和10亿美元的分配。在2024年和2023年，我们分别向非控股权益支付了4.21亿美元和4.41亿美元的分配。在2024年和2023年，我们分别向可赎回的非控股权益支付了2200万美元和1200万美元的分配。

在2024年和2023年，我们分别从非控股权益获得了6.37亿美元和300万美元的现金出资。

债务描述

我们的未偿合并债务如下：


	3月31日 2024		十二月三十一日 2023
能量转移债务：
票据和债券(1) (2)	$	45,234	$	43,016

五年信贷额度(2)	—		1,412
子公司债务：
环西部高级票据	250		250
巴肯项目高级笔记(2)	1,850		1,850
Sunoco LP 优先票据和租赁相关债务 (2)	3,194		3,194
USAC 高级票据(2)	1,750		1,475
Sunoco LP 信贷额度	625		411
USAC 信贷额度	736		872

其他长期债务	15		18
未摊销的净保费、折扣和公允价值调整	105		127
递延债务发行成本	(283)		(237)
债务总额	53,476		52,388
减去：长期债务的当前到期日(3)	1,181		1,008

长期债务，减去当前到期日	$	52,295	$	51,380

(1)截至2024年3月31日，该余额包括2025年3月31日当天或之前到期的总额为29.2亿美元的优先票据，这些票据被归类为长期票据，因为管理层有意和能力长期为借款再融资。

(2)请参阅以下 “近期交易” 下的其他信息。

(3)截至2024年3月31日，伙伴关系合并资产负债表上反映的长期债务的当前到期日包括巴肯管道实体发行的10亿美元优先票据，这些票据已于2024年4月偿还，如下文 “近期交易” 中所述。该合伙企业在巴肯管道实体中的比例所有权为36.4％。