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附录 99.1
|
三个月已结束
3月31日
|
||||||||
2024
|
2023
|
|||||||
(以百万美元计,单位金额除外)
|
||||||||
营业收入 (1)
|
$
|
1,822
|
$
|
1,734
|
||||
净收入 (1) (2)
|
$
|
1,483
|
$
|
1,422
|
||||
全面摊薄后的每普通单位收益 (2)
|
$
|
0.66
|
$
|
0.63
|
||||
总营业毛利率 (1) (3)
|
$
|
2,490
|
$
|
2,335
|
||||
调整后 EBITDA (3)
|
$
|
2,469
|
$
|
2,321
|
||||
调整后的 CFO (3)
|
$
|
2,147
|
$
|
2,022
|
||||
调整后的 FCF (3)
|
$
|
1,079
|
$
|
1,347
|
||||
DCF (3)
|
$
|
1,915
|
$
|
1,938
|
||||
运营 DCF (3)
|
$
|
1,942
|
$
|
1,915
|
(1)
|
营业收入、净收入和总营业利润率包括我们
大宗商品对冲活动中使用的金融工具的非现金按市值计价(“MTM”)亏损在2024年第一季度为400万美元,而2023年第一季度的亏损为300万美元。
|
(2)
|
2024年和2023年第一季度的普通单位净收益和全面摊薄后收益包括非现金、资产减值和相关费用,分别为
约2000万美元,合每个普通单位0.01美元,以及1,300万美元,合每个普通单位0.01美元。
|
(3)
|
总营业利润率、扣除利息、税项、折旧和摊销前的调整后收益(“调整后的息税折旧摊销前利润”)、调整后的CFFO、
调整后的自由现金流(“调整后的FCF”)、DCF和运营可分配现金流(“运营DCF”)是非普遍接受的会计原则(“非公认会计准则”)财务指标,将在本新闻稿的稍后部分定义和核对。
|
2024 年第一季度销量亮点
|
三个月已结束
3月31日
|
|||||||
2024
|
2023
|
|||||||
等效管道运输量(百万
桶/日)(1)
|
12.3
|
11.8
|
||||||
液化天然气、原油、成品油和石化管道容量
(百万桶/日)
|
7.4
|
7.1
|
||||||
海运码头容量(百万桶/日)
|
2.3
|
2.0
|
||||||
天然气管道流量 (TBTUS/D)
|
18.6
|
18.0
|
||||||
液化天然气分馏量 (MBPD)
|
1,557
|
1,370
|
||||||
丙烯工厂产量 (MBPD)
|
96
|
95
|
||||||
收费天然气处理量 (bcf/d)
|
6.4
|
5.5
|
||||||
股票 NGL 当量产量 (MBPD)
|
185
|
160
|
(1)
|
表示液化天然气、原油、成品油和石化产品的总运输量加上等效能量,其中 380 万英制
热量单位(“mmBTU”)的天然气运输量相当于一桶液化天然气的运输量。
|
在本新闻稿中,“NGL” 指液化天然气,“液化石油气” 指液化石油气,
“BPD” 指每天桶,“MBPD” 表示每天千桶,“mmcf/D” 表示每天百万立方英尺,“BCF/D” 表示每天十亿立方英尺,“bbtus/D” 表示每天十亿英热单位,“TUS/BTD” 意味着每天万亿
个英国热量单位。
|
•
|
液化天然气营销活动的毛营业利润率增加了2200万美元,这主要是由于平均销售利润率的提高。
|
•
|
包括特拉华盆地和米德兰盆地资产在内的二叠纪
天然气处理设施的毛营业利润率增加了3,300万美元,这主要是由于收费处理量的增加和利润率驱动的业务业绩的增加。特拉华盆地
收费处理量增加了 160 mmcf/d,这主要是由于增加了于 2023 年 10 月投入使用的 Mentone 2 处理列车,而股权 NGL 等效产量持平。米德兰盆地
收费处理量增加了269百万立方英尺/日,这要归因于波塞冬天然气处理列车的增加,该列于2023年7月投入使用,股票等量NGL的产量增加了13百万立方英镑/日。
|
•
|
南德克萨斯州天然气处理设施的毛营业利润率增长了1,100万美元,这主要是由于平均加工利润率提高和
维护成本降低,但部分被股票NGL等量产量减少的影响所抵消。南德克萨斯州的收费天然气
处理量增加了57百万立方英尺/日,股票天然气当量产量下降了9百万立方米/日。
|
•
|
落基山脉天然气处理设施的毛营业利润率下降了3500万美元,这主要是由于平均加工利润率降低,包括
套期保值活动的影响。落基山脉收费天然气处理量增加了339毫立方英尺/日,股票天然气当量产量
增加了14百万立方米/日。
|
•
|
企业碳氢化合物码头(“EHT”)的毛营业利润率增加了2200万美元,这主要是由于液化石油气出口量增加8300万桶/日
以及平均装货费的增加。摩根Point Ethane出口码头的毛营业利润率下降了800万美元,这主要是由于
平均装货费降低。休斯敦船舶航道管道系统的毛营业利润率增加了1100万美元,这与平均运输费的增加和86MBPD的运输量增加有关。
|
•
|
包括ATEX和Aegis管道在内的东方乙烷管道报告称,毛营业利润率增长了2000万美元,这主要是由于
运输收入和运量的增加。东部乙烷管道的流量增加了43百万桶/日。
|
•
|
Mont Belvieu存储综合体的毛营业利润率增加了1,800万美元,这主要是由于存储收入的增加。
|
•
|
综合而言,服务于二叠纪和落基山地区的管道总营业利润率增长了1500万美元。这个
包括中美洲和塞米诺尔液化天然气管道系统、欣奥克液化天然气管道和查帕拉尔液化天然气管道。差异主要是由平均运输费的上涨以及扣除我们的利息后的每天 45 MBD,
运输量的增加部分被较高的运营成本所抵消。
|
•
|
综合而言,我们对Front Range Pipeline、德州快递管道和德州快递集会
系统的股权投资的毛营业利润率下降了1200万美元,这主要是由于扣除我们的利息、运输量减少和德州快运系统的运输费用降低所致。
|
•
|
南德克萨斯州液化天然气管道系统报告称,毛营业利润率下降了700万美元,这主要是由于平均运输相关费用
的降低和运营成本的增加,但运输量每天增加17MBPD的好处部分抵消了这一点。
|
•
|
我们的Mont Belvieu液化天然气分馏综合体的毛营业利润率增加了3,900万美元,这主要是由于
分馏量的增加,扣除我们的利息后,每天的营业额为209MBPD。销量和总营业利润率的增加主要是由于增加了Frac 12,该产品于2023年7月投入使用。
|
•
|
Midland-to-Echo管道系统及相关业务活动报告净增长2100万美元,这主要是由于运输量的增加
以及更高的平均运输费用和相关利润率,但部分被可变运营成本的增加所抵消。扣除我们的利息,该系统的运输量增加了65 MBPD。
|
•
|
综合来看,我们在德克萨斯州盆地内原油管道、码头和其他营销活动的毛营业利润率下降了1000万美元
,这主要是由于平均销售利润率和运输费用降低,但销售量的增加部分抵消了这一点。
|
•
|
综合而言,洛基山采集系统的毛营业利润率下降了3700万美元,这主要是由于与区域天然气价格挂钩的平均采集
费用降低。包括Jonah Gathering、Piceance Basin Gathering和San Juan Gatheringering系统在内的这些系统的采集量合计下降了16 bbtus/d,下降了1%。
|
•
|
得克萨斯州内系统的毛营业利润率增加了1400万美元,这主要是由于运力保留和运输收入的增加,
以及运营成本的降低。运输量增加了 46 BBTUS/D。
|
•
|
我们的天然气营销业务的毛营业利润率增加了
1,700万美元,这主要是由于销售量和平均利润率的增加。
|
•
|
包括特拉华盆地和米德兰盆地采集系统在内的二叠纪天然气采集系统报告称,总营业利润率合计增长了400万美元,这主要是由于采集量增加了503 bbtus/d,但运营成本的上涨部分抵消了这一增长。
|
•
|
我们的辛烷值增强和相关的
工厂业务的毛营业利润率增加了5700万美元,这主要是由于销量和收入的增加。
|
•
|
我们的乙烯业务的毛营业利润率增加了1900万美元,这主要是由于
我们的管道和终端资产的收入增加。
|
•
|
丙烯生产和相关活动报告称,毛营业利润率下降了4,500万美元。在我们的 Mont Belvieu 丙烯生产设施,2023 年 7 月投入使用的
PDH 2 工厂增加的丙烯加工收入被丙烯销售收入的减少和运营成本的上涨所抵消。该合作伙伴关系的
PDH 1 设施在 2024 年第一季度
因计划内和计划外维护而关闭了大约 52 天,而去年同期为 24 天。由于计划外的
维护,我们的某些丙烯分离器在今年第一季度停机了大约32天。扣除我们的利息,丙烯及相关副产品的总产量为96百万桶/日,其中包括来自PDH 2设施的每天20百万桶的捐款。
|
企业产品合作伙伴 L.P.
|
附录 A
|
|||||||||||
合并运营简明报表——未经审计
|
||||||||||||
(以百万美元计,单位金额除外)
|
||||||||||||
在这三个月里
已于 3 月 31 日结束,
|
为了十二人
已结束的月份
3月31日
|
|||||||||||
2024
|
2023
|
2024
|
||||||||||
收入
|
$
|
14,760
|
$
|
12,444
|
$
|
52,031
|
||||||
成本和支出:
|
||||||||||||
运营成本和支出
|
12,974
|
10,757
|
45,234
|
|||||||||
一般费用和管理费用
|
66
|
57
|
240
|
|||||||||
成本和支出总额
|
13,040
|
10,814
|
45,474
|
|||||||||
未合并关联公司的收益权益
|
102
|
104
|
460
|
|||||||||
营业收入
|
1,822
|
1,734
|
7,017
|
|||||||||
其他收入(支出):
|
||||||||||||
利息支出
|
(331
|
)
|
(314
|
)
|
(1,286
|
)
|
||||||
其他,净额
|
13
|
12
|
42
|
|||||||||
其他支出总额,净额
|
(318
|
)
|
(302
|
)
|
(1,244
|
)
|
||||||
所得税前收入
|
1,504
|
1,432
|
5,773
|
|||||||||
所得税准备金
|
(21
|
)
|
(10
|
)
|
(55
|
)
|
||||||
净收入
|
1,483
|
1,422
|
5,718
|
|||||||||
归属于非控股权益的净收益
|
(26
|
)
|
(31
|
)
|
(120
|
)
|
||||||
归属于优先单位的净收益
|
(1
|
)
|
(1
|
)
|
(3
|
)
|
||||||
归属于普通单位持有人的净收益
|
$
|
1,456
|
$
|
1,390
|
$
|
5,595
|
||||||
每常用单位数据(完全稀释):
|
||||||||||||
每个普通单位的收益
|
$
|
0.66
|
$
|
0.63
|
$
|
2.55
|
||||||
平均未偿普通单位数(单位:百万)
|
2,193
|
2,195
|
2,192
|
|||||||||
补充财务数据:
|
||||||||||||
经营活动提供的净现金流
|
$
|
2,111
|
$
|
1,583
|
$
|
8,097
|
||||||
投资活动中使用的现金流
|
$
|
1,038
|
$
|
637
|
$
|
3,598
|
||||||
用于融资活动的现金流量
|
$
|
1,009
|
$
|
876
|
$
|
4,391
|
||||||
期末未偿债务本金总额
|
$
|
29,721
|
$
|
28,871
|
$
|
29,721
|
||||||
非公认会计准则可分配现金流 (1)
|
$
|
1,915
|
$
|
1,938
|
$
|
7,578
|
||||||
非公认会计准则运营可分配现金流 (1)
|
$
|
1,942
|
$
|
1,915
|
$
|
7,565
|
||||||
非GAAP调整后的息税折旧摊销前利润 (2)
|
$
|
2,469
|
$
|
2,321
|
$
|
9,466
|
||||||
非公认会计准则调整后的运营现金流 (3)
|
$
|
2,147
|
$
|
2,022
|
$
|
8,249
|
||||||
非公认会计准则自由现金流 (4)
|
$
|
1,043
|
$
|
908
|
$
|
4,391
|
||||||
非公认会计准则调整后的自由现金流 (4)
|
$
|
1,079
|
$
|
1,347
|
$
|
4,543
|
||||||
按细分市场划分的毛营业利润率:
|
||||||||||||
NGL 管道和服务
|
$
|
1,340
|
$
|
1,212
|
$
|
5,026
|
||||||
原油管道与服务
|
411
|
397
|
1,721
|
|||||||||
天然气管道与服务
|
312
|
314
|
1,075
|
|||||||||
石化和精炼产品服务
|
444
|
419
|
1,719
|
|||||||||
分部总营业毛利率 (5)
|
2,507
|
2,342
|
9,541
|
|||||||||
托运人补偿权的净调整数 (6)
|
(17
|
)
|
(7
|
)
|
9
|
|||||||
非公认会计准则总营业毛利率 (7)
|
$
|
2,490
|
$
|
2,335
|
$
|
9,550
|
(1)
|
有关运营活动提供的GAAP净现金流的对账表,请参见附录F。
|
(2)
|
有关运营活动提供的GAAP净现金流的对账表,请参见附录G。
|
(3)
|
有关运营活动提供的GAAP净现金流的对账表,请参见附录E。
|
(4)
|
有关与经营活动提供的GAAP净现金流的对账情况,请参见附录D。
|
(5)
|
在本表的背景下,分部总营业利润率为小计,对应于我们在向美国证券交易委员会(“SEC”)提交的季度和年度文件中提供的
财务报表脚注中标题相似的指标。
|
(6)
|
液化天然气管道与服务以及原油管道与服务按细分市场划分的毛营业利润率反映了对不可退还的递延
运输收入的调整,这些收入与某些重大管道项目的承诺托运人的补充权有关。这些调整包含在管理层对分部业绩的评估中。但是,根据美国证券交易委员会的指导,这些调整不包括在
非公认会计准则的总营业毛利率中。
|
(7)
|
有关与GAAP总营业收入的对账,请参见附录H。
|
企业产品合作伙伴 L.P.
|
附录 B
|
|||||||||||
精选运营数据 — 未经审计
|
||||||||||||
在这三个月里
已于 3 月 31 日结束,
|
为了十二人
已结束的月份
3月31日
|
|||||||||||
2024
|
2023
|
2024
|
||||||||||
选定的操作数据:(1)
|
||||||||||||
NGL 管道与服务,净额:
|
||||||||||||
液化天然气管道运输量 (MBPD)
|
4,157
|
3,975
|
4,084
|
|||||||||
NGL 海运码头容量 (MBPD)
|
895
|
824
|
838
|
|||||||||
液化天然气分馏量 (MBPD)
|
1,557
|
1,370
|
1,558
|
|||||||||
股票 NGL 当量产量 (MBPD) (2)
|
185
|
160
|
182
|
|||||||||
收费天然气处理量 (mmcf/D) (3,4)
|
6,363
|
5,541
|
6,052
|
|||||||||
原油管道与服务,净额:
|
||||||||||||
原油管道运输量 (MBPD)
|
2,381
|
2,300
|
2,481
|
|||||||||
原油海运码头容量 (MBPD)
|
1,094
|
841
|
974
|
|||||||||
天然气管道和服务,净额:
|
||||||||||||
天然气管道运输量 (bbtus/D) (5)
|
18,615
|
18,023
|
18,511
|
|||||||||
石化和精炼产品服务,净额:
|
||||||||||||
丙烯产量 (MBPD)
|
96
|
95
|
100
|
|||||||||
丁烷异构化体积 (MBPD)
|
117
|
98
|
116
|
|||||||||
独立 DIB 处理量 (MBPD)
|
196
|
152
|
187
|
|||||||||
辛烷值增强和相关工厂销量(MBPD) (6)
|
35
|
25
|
38
|
|||||||||
管道运输量,主要是成品油
和石化产品 (MBPD)
|
859
|
782
|
861
|
|||||||||
成品油和石化产品海运码头容量 (MBPD) (7)
|
330
|
321
|
324
|
|||||||||
总计,净额:
|
||||||||||||
液化天然气、原油、石化和成品油
管道运输量 (MBPD)
|
7,397
|
7,057
|
7,426
|
|||||||||
天然气管道运输量 (bbtus/D)
|
18,615
|
18,023
|
18,511
|
|||||||||
等效管道运输量 (MBPD) (8)
|
12,296
|
11,800
|
12,297
|
|||||||||
液化天然气、原油、成品油和石化
海运码头容量 (MBPD)
|
2,319
|
1,986
|
2,136
|
(1)
|
营业利率是按净额报告的,其中考虑了我们在某些合资企业中的所有权,包括自相关投入使用之日起新建资产的数量以及自相关收购之日起最近购买的资产的数量。
|
(2)
|
主要代表我们在加工活动中获得和拥有的所有权的液化天然气和冷凝水量。总资产
相当于NGL的产量还包括来自我们天然气加工业务的残留天然气量。
|
(3)
|
报告的交易量对应于我们的天然气厂获得的收入来源。“mmcf/D” 是指每天百万立方英尺。
|
(4)
|
收费天然气处理量是在井口或工厂入口处测量的,单位为 mmcf/D。
|
(5)
|
“bbtus/D” 表示每天十亿英热单位。
|
(6)
|
反映了我们位于Mont Belvieu综合大楼的辛烷值增强和异丁烷脱氢(“iBDH”)设施以及位于休斯敦船舶航道附近的
高纯度异丁烯生产设施的总销售量。
|
(7)
|
除了精炼产品的出口外,这些金额还包括我们乙烯出口码头的装货量。
|
(8)
|
表示液化天然气、原油、成品油和石化产品的总运输量加上等效能量,其中 380 万英国热能
单位(“mmBTU”)的天然气运输量相当于一桶液化天然气的运输量。
|
企业产品合作伙伴 L.P.
|
附录 C
|
|
精选商品价格信息——未经审计
|
聚合物
|
炼油厂
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
天然
|
正常
|
天然
|
等级
|
等级
|
||||||||||||||||||||||||||||
煤气,
|
乙烷,
|
丙烷,
|
丁烷,
|
异丁烷,
|
汽油,
|
丙烯,
|
丙烯,
|
|||||||||||||||||||||||||
$/mmBTU (1)
|
美元/加仑 (2)
|
美元/加仑 (2)
|
美元/加仑 (2)
|
美元/加仑 (2)
|
美元/加仑 (2)
|
美元/磅 (3)
|
美元/磅 (3)
|
|||||||||||||||||||||||||
2023 年按季度划分:
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
第一季度
|
$
|
3.44
|
$
|
0.25
|
$
|
0.82
|
$
|
1.11
|
$
|
1.16
|
$
|
1.62
|
$
|
0.50
|
$
|
0.22
|
||||||||||||||||
第二季度
|
$
|
2.09
|
$
|
0.21
|
$
|
0.67
|
$
|
0.78
|
$
|
0.84
|
$
|
1.44
|
$
|
0.40
|
$
|
0.21
|
||||||||||||||||
第三季度
|
$
|
2.54
|
$
|
0.30
|
$
|
0.68
|
$
|
0.83
|
$
|
0.94
|
$
|
1.55
|
$
|
0.36
|
$
|
0.15
|
||||||||||||||||
第四季度
|
$
|
2.88
|
$
|
0.23
|
$
|
0.67
|
$
|
0.91
|
$
|
1.07
|
$
|
1.48
|
$
|
0.46
|
$
|
0.17
|
||||||||||||||||
2023 年平均值
|
$
|
2.74
|
$
|
0.25
|
$
|
0.71
|
$
|
0.91
|
$
|
1.00
|
$
|
1.52
|
$
|
0.43
|
$
|
0.19
|
||||||||||||||||
2024 年按季度划分:
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
第一季度
|
$
|
2.25
|
$
|
0.19
|
$
|
0.84
|
$
|
1.03
|
$
|
1.14
|
$
|
1.54
|
$
|
0.55
|
$
|
0.18
|
(1)
|
天然气价格基于标普全球公司旗下Platts公布的Henry-Hub Inside FERC商业指数价格。
|
(2)
|
乙烷、丙烷、普通丁烷、异丁烷和天然汽油的液化天然气价格基于道琼斯旗下的石油
价格信息服务机构公布的贝尔维尤山非泰特商业指数价格。
|
(3)
|
聚合物级丙烯价格代表标普
环球公司旗下的IHS Markit(“IHS”)报告的此类产品的平均合约价格。炼油厂级丙烯价格代表IHS报告的此类产品的加权平均现货价格。
|
WTI
|
米德兰
|
休斯顿
|
LLS
|
|||||||||||||
原油,
|
原油,
|
原油
|
原油,
|
|||||||||||||
美元/桶 (1)
|
美元/桶 (2)
|
美元/桶 (2)
|
美元/桶 (3)
|
|||||||||||||
2023 年按季度划分:
|
||||||||||||||||
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
|
||||||||
2023 年平均值
|
$
|
77.62
|
$
|
78.86
|
$
|
79.08
|
$
|
80.13
|
||||||||
2024 年按季度划分:
|
||||||||||||||||
第一季度
|
$
|
76.96
|
$
|
78.55
|
$
|
78.85
|
$
|
79.75
|
(1)
|
西德克萨斯中质原油(“WTI”)的价格基于纽约商品交易所衡量的俄克拉荷马州库欣的商业指数价格。
|
(2)
|
米德兰和休斯敦原油价格基于阿格斯报告的商业指数价格。
|
(3)
|
路易斯安那州轻质甜食(“LLS”)的价格基于Platts报告的商业指数价格。
|
企业产品合作伙伴 L.P.
|
附录 D
|
|||||||
自由现金流和调整后的自由现金流——未经审计
|
||||||||
(百万美元)
|
||||||||
在这三个月里
已于 3 月 31 日结束,
|
||||||||
2024
|
2023
|
|||||||
自由现金流(“FCF”)和调整后的 FCF
|
||||||||
经营活动提供的净现金流(GAAP)
|
$
|
2,111
|
$
|
1,583
|
||||
调整以核对经营活动向FCF提供的净现金流和
调整后的 FCF(用符号表示的加法或减法):
|
||||||||
用于投资活动的现金
|
(1,038
|
)
|
(637
|
)
|
||||
来自非控股权益的现金捐款
|
8
|
4
|
||||||
支付给非控股权益的现金分配
|
(38
|
)
|
(42
|
)
|
||||
FCF(非公认会计准则)
|
$
|
1,043
|
$
|
908
|
||||
运营账户变动的净影响(视情况而定)
|
36
|
439
|
||||||
调整后的 FCF(非公认会计准则)
|
$
|
1,079
|
$
|
1,347
|
||||
十二个月来
已于 3 月 31 日结束,
|
||||||||
2024
|
2023
|
|||||||
经营活动提供的净现金流(GAAP)
|
$
|
8,097
|
$
|
7,477
|
||||
调整以核对经营活动向FCF提供的净现金流和
调整后的 FCF(用符号表示的加法或减法):
|
||||||||
用于投资活动的现金
|
(3,598
|
)
|
(2,059
|
)
|
||||
来自非控股权益的现金捐款
|
48
|
9
|
||||||
支付给非控股权益的现金分配
|
(156
|
)
|
(163
|
)
|
||||
FCF(非公认会计准则)
|
$
|
4,391
|
$
|
5,264
|
||||
运营账户变动的净影响(视情况而定)
|
152
|
684
|
||||||
调整后的 FCF(非公认会计准则)
|
$
|
4,543
|
$
|
5,948
|
企业产品合作伙伴 L.P.
|
附录 E
|
|||||||||||||||
调整后的运营现金流——未经审计
|
||||||||||||||||
(百万美元)
|
||||||||||||||||
在这三个月里
已于 3 月 31 日结束,
|
十二个月来
已于 3 月 31 日结束,
|
|||||||||||||||
2024
|
2023
|
2024
|
2023
|
|||||||||||||
调整后的运营现金流(“调整后的 CFFO”)
|
||||||||||||||||
经营活动提供的净现金流(GAAP)
|
$
|
2,111
|
$
|
1,583
|
$
|
8,097
|
$
|
7,477
|
||||||||
调整以核对经营活动提供的净现金流与
调整后的运营现金流(用符号表示加法或减法):
|
||||||||||||||||
运营账户变动的净影响(视情况而定)
|
36
|
439
|
152
|
684
|
||||||||||||
调整后的 CFO(非公认会计准则)
|
$
|
2,147
|
$
|
2,022
|
$
|
8,249
|
$
|
8,161
|
企业产品合作伙伴 L.P.
|
附录 F
|
|||||||||||
可分配现金流和运营可分配现金流——未经审计
|
||||||||||||
(百万美元)
|
||||||||||||
在这三个月里
已于 3 月 31 日结束,
|
为了十二人
已结束的月份
3月31日
|
|||||||||||
2024
|
2023
|
2024
|
||||||||||
可分配现金流(“DCF”)和运营现金流
|
||||||||||||
归属于普通单位持有人的净收益(GAAP)
|
$
|
1,456
|
$
|
1,390
|
$
|
5,595
|
||||||
对归属于普通股的净收益的调整
单位持有人得出DCF(用符号表示的加法或减法):
|
||||||||||||
折旧、摊销和增值费用
|
616
|
567
|
2,392
|
|||||||||
从未合并的关联公司收到的现金分配
|
112
|
119
|
481
|
|||||||||
未合并关联公司的收益权益
|
(102
|
)
|
(104
|
)
|
(460
|
)
|
||||||
资产减值费用
|
20
|
13
|
39
|
|||||||||
衍生工具公允市场价值的变化
|
4
|
3
|
34
|
|||||||||
递延所得税支出
|
9
|
3
|
18
|
|||||||||
维持资本支出 (1)
|
(180
|
)
|
(84
|
)
|
(509
|
)
|
||||||
其他,净额
|
7
|
8
|
(25
|
)
|
||||||||
运营差价合约(非公认会计准则)
|
1,942
|
1,915
|
7,565
|
|||||||||
资产出售和其他事项的收益
|
2
|
2
|
42
|
|||||||||
利率衍生工具的货币化已计算在内
用作现金流套期保值
|
(29
|
)
|
21
|
(29
|
)
|
|||||||
DCF(非公认会计准则)
|
$
|
1,915
|
$
|
1,938
|
$
|
7,578
|
||||||
调整以使差价合约与运营提供的净现金流相一致
活动(用符号表示的加法或减法):
|
||||||||||||
运营账户变动的净影响(视情况而定)
|
(36
|
)
|
(439
|
)
|
(152
|
)
|
||||||
维持资本支出
|
180
|
84
|
509
|
|||||||||
其他,净额
|
52
|
–
|
162
|
|||||||||
经营活动提供的净现金流(GAAP)
|
$
|
2,111
|
$
|
1,583
|
$
|
8,097
|
(1)
|
持续资本支出是由于现有资产的改善和重大更新而产生的资本支出(按公认会计原则定义)。这类
支出用于维持现有业务,但不会产生额外收入。
|
企业产品合作伙伴 L.P.
|
附录 G
|
|||||||||||
调整后息折旧摊销前利润-未经审计
|
||||||||||||
(百万美元)
|
||||||||||||
在这三个月里
已于 3 月 31 日结束,
|
为了十二人
已结束的月份
3月31日
|
|||||||||||
2024
|
2023
|
2024
|
||||||||||
净收益(GAAP)
|
$
|
1,483
|
$
|
1,422
|
$
|
5,718
|
||||||
调整净收益以得出调整后的息税折旧摊销前利润
(用符号表示加法或减法):
|
||||||||||||
折旧、摊销和成本和支出的增加 (1)
|
600
|
546
|
2,321
|
|||||||||
利息支出,包括相关摊销
|
331
|
314
|
1,286
|
|||||||||
从未合并的关联公司收到的现金分配
|
112
|
119
|
481
|
|||||||||
未合并关联公司的收益权益
|
(102
|
)
|
(104
|
)
|
(460
|
)
|
||||||
资产减值费用
|
20
|
13
|
39
|
|||||||||
所得税准备金
|
21
|
10
|
55
|
|||||||||
大宗商品衍生工具公允市场价值的变化
|
4
|
3
|
34
|
|||||||||
其他,净额
|
–
|
(2
|
)
|
(8
|
)
|
|||||||
调整后的息税折旧摊销前利润(非公认会计准则)
|
2,469
|
2,321
|
9,466
|
|||||||||
调整以使调整后的息税折旧摊销前利润与净现金流保持一致
经营活动(用符号表示的加减法
):
|
||||||||||||
利息支出,包括相关摊销
|
(331
|
)
|
(314
|
)
|
(1,286
|
)
|
||||||
递延所得税支出
|
9
|
3
|
18
|
|||||||||
所得税准备金
|
(21
|
)
|
(10
|
)
|
(55
|
)
|
||||||
运营账户变动的净影响(视情况而定)
|
(36
|
)
|
(439
|
)
|
(152
|
)
|
||||||
其他,净额
|
21
|
22
|
106
|
|||||||||
经营活动提供的净现金流(GAAP)
|
$
|
2,111
|
$
|
1,583
|
$
|
8,097
|
(1)
|
不包括反应基发电厂主要维护成本的摊销,这些成本是调整后息税折旧摊销前利润的一部分。
|
企业产品合作伙伴 L.P.
|
附录 H
|
|||||||||||
总营业利润率——未经审计
|
||||||||||||
(百万美元)
|
||||||||||||
在这三个月里
已于 3 月 31 日结束,
|
为了十二人
已结束的月份
3月31日
|
|||||||||||
2024
|
2023
|
2024
|
||||||||||
总营业利润率(非公认会计准则)
|
$
|
2,490
|
$
|
2,335
|
$
|
9,550
|
||||||
调整以使总营业毛利率与总营业利润率保持一致
收入(由
符号表示的加法或减法):
|
||||||||||||
运营中的折旧、摊销和增值费用
成本和开支 (1)
|
(582
|
)
|
(533
|
)
|
(2,264
|
)
|
||||||
运营成本和支出中的资产减值费用
|
(20
|
)
|
(13
|
)
|
(37
|
)
|
||||||
归因于资产出售及运营成本和支出相关事项的净收益
|
–
|
2
|
8
|
|||||||||
一般和管理费用
|
(66
|
)
|
(57
|
)
|
(240
|
)
|
||||||
总营业收入(GAAP)
|
$
|
1,822
|
$
|
1,734
|
$
|
7,017
|
(1)
|
不包括反应基发电厂主要维护成本的摊销,这些成本是总营业利润率的一部分。
|
企业产品合作伙伴 L.P.
|
附录一
|
|||||||||||
其他信息 — 未经审计
|
||||||||||||
(百万美元)
|
||||||||||||
在这三个月里
已于 3 月 31 日结束,
|
为了十二人
已结束的月份
3月31日
|
|||||||||||
2024
|
2023
|
2024
|
||||||||||
资本投资:
|
||||||||||||
资本支出
|
$
|
1,047
|
$
|
653
|
$
|
3,660
|
||||||
对未合并关联公司的投资
|
–
|
–
|
2
|
|||||||||
其他投资活动
|
8
|
1
|
20
|
|||||||||
资本投资总额
|
$
|
1,055
|
$
|
654
|
$
|
3,682
|
在这三个月里
已于 3 月 31 日结束,
|
为了十二人
已结束的月份
3月31日
|
|||||||||||
2024
|
2023
|
2024
|
||||||||||
总营业利润率按市值计价的收益(亏损):
|
||||||||||||
NGL 管道和服务
|
$
|
(7
|
)
|
$
|
(14
|
)
|
$
|
(18
|
)
|
|||
原油管道与服务
|
4
|
13
|
(14
|
)
|
||||||||
天然气管道与服务
|
(2
|
)
|
(2
|
)
|
(1
|
)
|
||||||
石化和精炼产品服务
|
1
|
–
|
(1
|
)
|
||||||||
按市值计价对总营业利润率的总体影响
|
$
|
(4
|
)
|
$
|
(3
|
)
|
$
|
(34
|
)
|