文档错误--03-31财年20192019-03-310001504461是大型加速文件服务器不是是20645000120080001215941246330.0010.0010.9990.9991214727251245084971214727251245084970.10750.10758400000840000084000008400000P1YP1YP1YP1YP1YP1Y19942169199421691994216900015044612018-04-012019-03-3100015044612018-09-3000015044612019-05-2800015044612018-03-3100015044612019-03-310001504461ngl：ClassA ConvertibleReferred Unit Member2018-03-310001504461US-GAAP：首选类别成员2018-03-310001504461ngl：ClassA ConvertibleReferred Unit Member2019-03-310001504461US-GAAP：首选类别成员2019-03-310001504461ngl：ClassA ConvertibleReferred Unit Member2018-04-012019-03-3100015044612017-04-012018-03-310001504461ngl：ClassA ConvertibleReferred Unit 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4217：美元Xbrli：共享Utreg：bblXbrli：纯ISO 4217：美元ngl：终端utreg：galngl：设施
美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
(标记一)
x 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)款提交的年度报告
截至本财政年度止2019年3月31日
或
o 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)款提交的过渡报告
由_至_的过渡期
委员会档案号：001-35172
NGL Energy Partners LP
(注册人的确切姓名载于其章程)
|
| | |
特拉华州 | | 27-3427920 |
(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) |
耶鲁大道南6120号，805套房 俄克拉荷马州塔尔萨 | | 74136 |
(主要行政办公室地址) | | (邮政编码) |
(注册人电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)款登记的证券：
|
| | | | |
每个班级的标题 | | 交易符号 | | 注册的每个交易所的名称 |
代表有限合伙人利益的共同单位 | | NGL | | 纽约证券交易所 |
固定至浮动利率累计可赎回永久优先单位 | | NGL-PB | | 纽约证券交易所 |
固定至浮动利率累计可赎回永久优先单位 | | NGL-PC | | 纽约证券交易所 |
根据该法第12（g）条登记的证券： 没有一
用复选标记表示注册人是否为证券法规则第405条所定义的知名经验丰富的发行人。-是x**编号：o
如果注册人无需根据该法案第13条或第15（d）条提交报告，则通过勾选标记进行验证。 是的 o**编号：x
通过勾选标记标明注册人是否（1）在过去12个月内（或在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或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内是否已遵守此类提交要求。 是的 x**编号：o
通过勾选标记检查注册人是否已在过去12个月内（或在注册人被要求提交此类文件的较短期限内）以电子方式提交了根据S-T法规第405条（本章第232.405条）要求提交的所有交互数据文件。 是的 x**编号：o
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中的“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。
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大型数据库加速了文件管理器的使用x | | 加速的文件管理器o |
非加速文件服务器o | | 规模较小的报告公司o |
新兴成长型公司o | | |
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)条提供的任何新的或修订的财务会计准则。o
通过勾选标记检查注册人是否是空壳公司（定义见《交易法》第12 b-2条）。 是的 o**编号：x
总市值 2018年9月30日根据该日纽约证券交易所报告的普通股收盘价（每个普通股11.60美元），注册人的非关联公司持有的普通股的数量为 $1.0十亿.就此计算而言，注册人的所有执行官、董事和10%受益所有人均被视为关联公司。此类确定不应被视为承认此类高管、董事和10%受益所有人是关联公司。
在…2019年5月28日，有几个125,966,868已发行和未偿还的普通单位。
目录
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第I部分 |
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第1项。 | 业务 | 3 |
第1A项。 | 风险因素 | 26 |
项目1B。 | 未解决的员工意见 | 48 |
第二项。 | 属性 | 48 |
第三项。 | 法律诉讼 | 48 |
第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 49 |
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第II部 |
| | |
第五项。 | 注册人普通股市场、相关单位持有人事项和发行人购买股票证券 | 50 |
第六项。 | 选定的财务数据 | 52 |
第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 53 |
第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 95 |
第八项。 | 财务报表和补充数据 | 97 |
第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 97 |
第9A项。 | 控制和程序 | 97 |
项目9B。 | 其他信息 | 97 |
| | |
第III部 |
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第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 98 |
第11项。 | 高管薪酬 | 103 |
第12项。 | 某些实益所有人的担保所有权以及管理和相关单位持有人事项 | 115 |
第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 117 |
第14项。 | 首席会计费及服务 | 121 |
| | |
第IV部 |
|
第15项。 | 展示、财务报表明细表 | 122 |
第16项。 | 表格10-K摘要 | 125 |
前瞻性陈述
这份Form 10-K年度报告(“年度报告”)包含各种前瞻性陈述和信息，这些陈述和信息基于我们和我们普通合作伙伴的信念，以及我们所做的假设和目前可获得的信息。这些前瞻性陈述被认为是与历史或当前事实无关的任何陈述。本年度报告中的某些词汇，如“预期”、“相信”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“打算”、“可能”、“计划”、“项目”、“将会”以及与我们未来业务的计划和目标有关的类似表述和陈述，均为前瞻性表述。尽管我们和我们的普通合伙人认为这些前瞻性陈述是合理的，但我们和我们的普通合伙人都不能保证它们将被证明是正确的。前瞻性陈述会受到各种风险、不确定性和假设的影响。如果这些风险或不确定性中的一个或多个成为现实，或者如果潜在的假设被证明是不正确的，我们的实际结果可能与预期的大不相同。可能影响我们的综合财务状况和经营结果的关键风险因素包括：
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• | 原油、液化天然气、汽油、柴油、乙醇和生物柴油的价格; |
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• | 原油、液化天然气、汽油、柴油、乙醇和生物柴油的总体需求水平和供应可用性; |
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• | 拥有水处理和处置设施的地区的原油和天然气钻探和生产水平; |
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• | 在供应或运输中断的情况下获得足够的产品供应的能力，以及向市场地区运输产品的能力； |
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• | 天气条件对原油、液化天然气、汽油、柴油、乙醇和生物柴油供需的影响; |
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• | 与我们的卡车、有轨车和驳船运输服务相关的本地、州内和州际运输基础设施的可用性; |
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• | 立法和监管行动对水力压裂、废水处理以及回流水和采出水处理的影响； |
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• | 与运输、分销石油产品有关的危险或经营风险，可能不在保险范围内； |
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• | 原油、天然气液体和成品油行业的成熟度以及来自其他营销者的竞争； |
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• | 保持或增加我们为码头、驳船、卡车运输、废水处理、回收和排放服务实现的利润率； |
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• | 资本的可获得性和成本以及我们获得某些资本来源的能力； |
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• | 能够成功识别和完成增值收购，并整合收购的资产和业务； |
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• | 本公司拥有非控股股权的实体的财务状况和经营业绩的变化； |
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• | 适用的法律法规的变化，包括税收、环境、运输和就业法规，或者监管机构对这些法律法规的新解释以及这些法律法规(现有的或将来的)对我们的业务运营的影响； |
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• | 我们的管道资产的管辖特征或适用的监管政策的变化；以及 |
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• | 其他风险和不确定性，包括第I部分第11A项--“风险因素”下讨论的风险和不确定性。 |
您不应过度依赖任何前瞻性陈述。所有前瞻性陈述仅在本年度报告发布之日发表。除非州和联邦证券法可能要求，否则我们没有义务因新信息、未来事件或其他原因而公开更新或修改任何前瞻性陈述。在考虑前瞻性陈述时，请回顾第I部分第11A项--“风险因素”下讨论的风险。
第I部分
本年度报告中提及的(I)“NGL Energy Partners LP”、“Partnership”、“We”、“Our”、“Us”或类似术语是指NGL Energy Partners LP及其运营子公司，(Ii)“NGL Energy Holdings LLC”或“General Partner”是指我们的普通合伙人NGL Energy Holdings LLC，(Iii)“NGL Energy Operating LLC”是指NGL Energy Partners LP的直接运营子公司NGL Energy Operating LLC，(Iv)“NGL Energy GP Investor Group”统称为：拥有我们普通合伙人所有未偿还成员权益的44名个人和实体，以及(V)“NGL Energy LP Investor Group”是指在我们首次公开募股截止日期之前拥有我们所有未偿还共同单位的15名个人和实体。
我们已在第I部分的项目1--“业务”中列报了截至该年度的业务数据2019年3月31日。除非另有说明，否则此数据截至2019年3月31日.
项目1. 业务
概述
我们是一家特拉华州有限合伙企业 成立于2010年9月。 在… 2019年3月31日, 我们的业务包括：
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• | 我们的原油物流部门从生产商和营销商那里购买原油，并将其运输到炼油厂或在管道注水站、储存码头、驳船装载设施、铁路设施、炼油厂和其他贸易中心转售，并通过其拥有的资产提供储存、码头、卡车运输、海运和管道运输服务。 |
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• | 我们的水解决方案部门提供处理和处置原油和天然气生产产生的废水以及处理罐底、钻井液和钻井泥浆等固体物质的服务，并进行卡车和裂解油罐清洗。此外，我们的水解决方案部门销售执行这些服务所回收的碳氢化合物，并将淡水出售给生产商用于勘探和生产活动。 |
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• | 我们的液体部门利用其租用的地下仓库和租赁的火车车队，向美国和加拿大的零售商、批发商、炼油厂和石化厂供应天然气液体，通过其地区市场 27 该公司在美国各地拥有码头，并在犹他州的盐丘储存设施合资企业提供终端和储存服务。 |
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• | 我们的精炼产品和可再生能源部门 开展汽油、柴油、乙醇和生物柴油营销业务, 购买s 精炼石油和可再生产品主要分布在美国墨西哥湾沿岸、东南部和中西部地区以及 进度表s 它们将在全国各地交付。 此外，在某些储存地点，我们的精炼产品和可再生能源部门还可能购买未完成的汽油调合组件，以便随后混合到成品汽油中，以供应我们的营销业务以及第三方。 |
2018年3月30日，我们将部分零售丙烷业务出售给DCC液化石油气(DCC)。2018年7月10日，我们完成了向Superior Plus Corp.(“Superior”)出售几乎所有剩余的零售丙烷部门，并于2018年8月14日出售了我们之前持有的胜利丙烷有限公司(“胜利丙烷”)的权益。这些交易代表着我们业务的战略转变，将对我们未来的业务和财务业绩产生重大影响。因此，与我们以前的零售丙烷部门相关的经营业绩和现金流量(包括胜利丙烷的收益中的权益)在所有列报的期间都被归类为非持续经营，以前的期间在综合经营报表和综合现金流量表中进行了追溯调整。此外，与我们以前的零售丙烷部门相关的资产和负债已在我们2018年3月31日的综合资产负债表中归类为持有待售。看见附注17我们的综合财务报表包括在本年度报告中，以进一步讨论这项交易。
有关我们可报告细分市场的更多信息，请参阅注：12我们的综合财务报表包含在本年度报告中。
收购
以下是我们在过去五个财年的收购摘要。
截至2015年3月31日的年度
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• | 2014年7月，我们收购了TransMontaigne Inc.(简称TransMontaigne)。TransMontaigne的业务包括销售精炼产品。作为本次交易的一部分，我们还从TransMontaigne的前所有人手中购买了库存、2%的普通合伙人权益、奖励分配权、TransMontaigne Partners L.P.(“TLP”)19.7%的有限合伙人权益，并从TransMontaigne的前所有者的关联公司那里承担了与TLP的某些终止服务协议。请参阅“性情“以下是关于出售TLP普通和有限合伙人权益的讨论。 |
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• | 2014年11月，我们在北达科他州的巴肯页岩油田收购了两个海水处理设施。请参阅“性情以下是关于出售我们巴肯海水处理业务的讨论。 |
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• | 2015年2月，我们收购了锯齿洞穴有限责任公司(“锯齿洞穴”)，该公司在犹他州拥有一个天然气液体盐穹顶储存设施，通过铁路和卡车进入美国西部市场，并签订了一项建设协议，以扩大该设施的储存能力。请参阅“性情下面是关于我们锯齿业务的合资企业的讨论。 |
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• | 于截至2015年3月31日止年度内，我们根据先前的发展协议收购16个水处理及处置设施。 |
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• | 在截至2015年3月31日的年度内，我们收购了八家零售丙烷业务。看见 “性情” 下面讨论我们零售丙烷部门的销售情况。 |
截至2016年3月31日的年度
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• | 2015年8月，我们收购了四个海水处理设施，以及得克萨斯州西部二叠纪盆地特拉华盆地部分另一个海水处理设施的50%权益。请参阅“性情以下是关于出售我们的南佩科斯水处理业务的讨论。 |
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• | 2016年1月，我们收购了在德克萨斯州西部二叠纪盆地特拉华州盆地部分运营的NGL Water管道有限责任公司57.125%的权益。 |
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• | 于截至2016年3月31日止年度内，我们根据先前的发展协议收购了15个水处理及处置设施。 |
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• | 在截至2016年3月31日的年度内，我们收购了六家零售丙烷业务。看见 “性情” 下面讨论我们零售丙烷部门的销售情况。 |
截至2017年3月31日的年度
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• | 2016年6月，我们收购了NGL Water管道公司24.5%的额外权益，该公司在德克萨斯州西部二叠纪盆地的特拉华州盆地部分运营。 |
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• | 2016年6月，我们收购了草原水务解决方案有限责任公司(“草原”)剩余65%的所有权权益。请参阅“性情“关于出售草原的讨论，见下文。 |
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• | 2016年9月，我们收购了德克萨斯州Eagle Ford页岩业务中三个水解决方案设施剩余25%的所有权权益。 |
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• | 2017年1月，我们在路易斯安那州哈德逊港收购了一个支持精炼产品混合的天然气液体码头，并在俄克拉何马州翠鸟收购了一个天然气液体和凝析油设施。 |
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• | 在截至2017年3月31日的年度内，我们收购了三个水处理和处置设施。 |
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• | 在截至2017年3月31日的年度内，我们收购了四家零售丙烷业务。看见 “性情” 下面讨论我们零售丙烷部门的销售情况。 |
截至2018年3月31日的年度
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• | 在截至2018年3月31日的年度内，我们收购了其余50%拥有NGL Solids Solutions，LLC的所有权权益。 |
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• | 截至2018年3月31日的年度内，我们收购了七零售丙烷业务和Victory丙烷的某些资产。 看见 “性情” 下面讨论我们零售丙烷部门的销售情况。 |
截至2019年3月31日的年度
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• | 2018年4月24日，我们收购了剩余的 18.375% NGL Water Pipelines，LLC的权益，该公司在德克萨斯州西部二叠纪盆地的特拉华盆地部分运营. |
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• | 截至2018年6月30日的三个月内，我们收购了 三零售丙烷企业。 看见 “性情” 下面讨论我们零售丙烷部门的销售情况。 |
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• | 2019年1月，我们 收购的 二 成品油码头 位于佐治亚州. |
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• | 2019年3月，我们收购了一家 天然气液体终端业务组成的 五 丙烷铁路终点站，位于美国东部， 50% 位于缅因州的额外铁路终点站和位于弗吉尼亚州切萨皮克的进出口终点站的所有权权益，能够装卸各种大小的船只，从轻便的船只到超大型的天然气运输船。 |
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• | 截至2019年3月31日止年度，我们收购了 六盐水处理设施（包括 22盐水处置井）， 二牧场和 四淡水设施（包括 45淡水井）。 |
截至2020年3月31日的年度
看见 注：19 本年度报告中包含的合并财务报表，以讨论随后发生的收购 2019年3月31日.
性情
截至2016年3月31日的年度
出售TLP的普通合伙人权益
2016年2月1日，我们以3.431亿美元的净收益将我们在TLP的普通合伙人权益出售给ArcLight Capital Partners(简称ArcLight)的一家关联公司。因此，2016年2月1日，我们解除了TLP的合并，并开始使用权益会计方法对我们在TLP的有限合伙人投资进行核算。正如下面进一步讨论的那样，TLP不再是一种股权方法投资。作为此次交易的一部分，我们保留了TransMontaigne产品服务有限责任公司，包括其营销业务、客户合同及其在殖民地和种植园管道上的生产线空间，这是我们精炼产品和可再生能源部门的重要组成部分。我们还签订了租赁协议，根据协议，我们将继续是TLP东南航站楼系统的长期独家租户。看见注15我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
截至2017年3月31日的年度
出售TLP公用单位
2016年4月1日，我们将我们拥有的所有TLP公共单元以大约1.124亿美元用现金支付。看见注：16我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
草场买卖
2016年11月29日，我们出售了草原，并收到了2,200万美元。看见注：13我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
截至2018年3月31日的年度
出售Glass Mountain Pipeline，LLC（“Glass Mountain”）的权益
2017年12月22日，我们出售了之前持有的 50% 对玻璃山感兴趣 净收益 2.921亿美元. 看见 注：16 我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
由于此次销售交易并不代表对我们的运营或财务业绩产生重大影响的战略转变，因此与我们原油物流部门这部分相关的业务尚未被归类为已终止业务。
锯齿合资企业
2018年3月30日，我们完成交易，与 Magnum Liquids，LLC是Haddington Ventures LLC的投资组合公司，以及Magnum Development，LLC和其他哈addington赞助的投资实体（统称“Magnum”）o通过将我们的锯齿盐穹储存设施与Magnum的精炼产品权利和邻近的租赁权结合起来，专注于液化天然气和精炼产品的储存。 Magnum收购了大约 28.5% 从我们那里获得Sawtooth的权益，以换取包括现金支付约 3760万美元 （不包括流动资金）以及某些精炼产品权利和邻近租赁权的贡献。看见注：16我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
出售部分零售丙烷业务
2018年3月30日，我们将部分零售丙烷部门出售给BCC，净收益为 2.124亿美元以现金此次交易涉及的零售丙烷业务包括我们在美国中部和西部地区的业务。我们保留了位于美国东部、大西洋中部和东南部的丙烷零售业务。看到 附注17我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
截至2019年3月31日的年度
出售E Energy Adams，LLC的权益
2018年5月3日，我们出售了之前持有的 20%持有E Energy Adams，LLC的权益，净收益为 1 860万美元。看见注：2我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
出售剩余零售丙烷业务
2018年7月10日，我们完成了将几乎所有剩余零售丙烷部门出售给Superior，总对价为 8.898亿美元以现金2018年8月14日，我们出售了之前持有的Victory Propane权益。看到 附注17我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
出售巴肯盐水处理业务
2018年11月30日，我们完成了将NGL Water Solutions Bakken，LLC出售给Tallgrass Energy，LP的子公司， 8 500万美元 现金收益净额并记录出售收益 3340万美元 截至年底止年度 2019年3月31日。看见注：16我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
由于此次销售交易并不代表对我们的运营或财务业绩产生重大影响的战略转变，因此与我们水解决方案部门这部分相关的业务尚未被归类为已终止业务。
出售南佩科斯水处理业务
2019年2月28日，我们完成了将South Pecos水处理业务出售给WaterBridge Resources LLC的子公司， 2.322亿美元 现金收益净额 并录得处置收益 1.079亿美元截至年底止年度2019年3月31日. 看见 注：16 我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
由于此次销售交易并不代表对我们的运营或财务业绩产生重大影响的战略转变，因此与我们水解决方案部门这部分相关的业务尚未被归类为已终止业务。
主要服务领域
下图显示了我们业务的主要服务领域：2019年3月31日:
组织结构图
下面的图表提供了我们的法律实体结构的摘要视图，地址为2019年3月31日:
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(1) | 包括(I)NGL原油物流有限责任公司，包括我们的原油物流业务以及我们的部分成品油和可再生能源业务的运营；(Ii)NGL Water Solutions，LLC，包括我们的水解决方案业务的运营；(Iii)NGL Liquds，LLC，包括我们的液体业务的运营；以及(Iv)TransMontaigne，LLC，包括我们精炼产品和可再生能源业务的剩余部分。 |
我们的业务策略
我们的主要业务目标是最大限度地提高我们业务的盈利能力和稳定性，以增长和审慎的方式发展我们的业务，并保持强劲的资产负债表。我们打算通过执行以下战略来实现这些目标：
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• | 专注于打造垂直整合的中游大师有限合伙企业，为客户提供多种服务。我们不断增强从井口向炼油厂输送原油、从炼油厂向客户输送成品油、从井口向处理厂输送废水以进行处置、回收或排放的能力，以及从加工厂向最终用户输送天然气液体的能力。 |
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• | 通过投资新资产实现有机增长，从而增加交易量、增强我们的运营并产生诱人的回报率。我们相信，从我们拥有和运营的资产中可以获得增值的有机增长机会。我们已经并预计将继续在我们现有的业务中投资，特别是在我们的原油物流和水解决方案业务中，因为我们为这些业务提供了高度增值的、基于费用的有机增长机会。 |
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• | 通过战略性收购补充我们现有的业务模式并扩展我们的业务，从而实现增长性增长。我们打算继续进行收购，以我们的垂直整合业务模式为基础，扩大我们目前的运营平台的规模，并增强我们业务的地理多样性。我们已经建立了以有吸引力的价格收购公司和资产的成功记录，我们将继续评估收购机会，以便在未来利用这一战略。 |
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• | 通过增加业务，最大限度地降低大宗商品价格风险，并根据多年合同产生基于费用、成本加成或基于利润的收入，专注于稳定的年度现金流。除了背靠背合同外，我们打算把重点放在长期收费合同上，以最大限度地减少大宗商品价格风险。我们继续增加现金流，这些现金流得到了某些基于费用的多年合同的支持，其中一些合同包括生产商的种植面积承诺或产量承诺。 |
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• | 维持有纪律的现金分配政策，以补充我们的杠杆、收购和有机增长战略。我们的目标是与投资级公司的杠杆率水平保持一致。截至年底止年度2019年3月31日，我们将我们的未偿债务减少了5.282亿美元，包括当前的到期日。我们将寻求保持足够的流动性和信用指标，以管理现有和未来的资本需求，并利用市场机会，并预计继续评估资本市场，并可能机会性地寻求融资交易，以优化我们的资本结构。 |
我们的竞争优势
我们相信，由于以下竞争优势，我们有能力成功执行我们的业务战略并实现我们的主要业务目标：
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• | 我们的垂直整合和多元化业务，帮助我们每年产生更可预测和更稳定的现金流。我们为众多地理区域的客户提供多种服务的能力增强了我们的竞争地位。我们的四个业务部门因地理位置、客户基础和大宗商品敏感性而多样化，我们相信这为我们提供了在典型大宗商品周期中保持现金流的能力。我们相信，我们的液体业务为我们提供了宝贵的市场情报，帮助我们识别潜在的收购机会。我们的成品油业务受益于较低的能源价格推动客户需求的增加，这可以抵消我们的原油物流和水解决方案业务在低价环境下的下行压力。 |
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• | 我们的原油运输资产网络，使我们能够在广泛的地理区域为客户服务，并优化销售。 我们战略部署的轨道车队、拖船、驳船和卡车，以及我们拥有的和签约的管道能力，提供了进入广泛客户和市场的途径。我们利用这一庞大的运输资产网络，将原油输送到最佳市场。 |
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• | 我们的水处理设施，战略上位于原油和天然气产量高的地区附近。我们的水处理设施位于美国最高产的原油和天然气产区，包括二叠纪盆地、DJ盆地、Eagle Ford页岩Play和Pinedale背斜。此外，我们相信，我们的水务解决方案业务的技术能力可以迅速在新的设施和地点实施。 |
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• | 我们的天然气液体运输、终端和存储资产网络，使我们能够在美国大陆提供多种服务。我们位于战略位置的码头、庞大的火车车队、公共运输管道上的托运人地位以及大量租赁和拥有的地下存储使我们成为天然气液体的首选买家和卖家。 |
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• | 我们获得成品油管道和码头基础设施。我们在第三方管道上的产能分配以及我们对成品油终端的专有访问使我们有机会为广大地理区域的客户提供服务。 |
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• | 我们经验丰富的管理团队拥有丰富的中游行业经验，并在收购、整合、运营和发展成功业务方面有着良好的记录。我们的管理团队在管理能源行业的公司方面拥有丰富的经验，包括大师有限合伙企业。此外，通过数十年的经验，我们的管理团队与美国各地的主要行业参与者建立了牢固的业务关系。我们相信，我们的管理层对行业的知识、行业内的关系，以及在识别、评估和完成收购方面的经验，为我们提供了通过战略性和增值收购实现增长的机会，这些收购补充或扩大了我们现有的业务。 |
我们的业务
原油物流
概述。 我们的原油物流部门从生产商和营销商那里购买原油，并将其运输到炼油厂或在管道注水站、储存码头、驳船装载设施、铁路设施、炼油厂和其他贸易中心转售，并通过其拥有的资产提供储存、码头、卡车运输、海运和管道运输服务。我们的业务集中在原油产量较高的地区，例如北达科他州的Bakken页岩业务、科罗拉多州的DJ盆地、德克萨斯州和新墨西哥州的二叠纪盆地、德克萨斯州的Eagle Ford页岩业务、阿纳达科盆地(包括俄克拉荷马州和德克萨斯州的Stack、勺子、花岗岩洗页岩和密西西比石灰业务)，以及路易斯安那州南部的墨西哥湾。
我们拥有一条550英里长的管道，将原油从科罗拉多州韦尔德县输送到俄克拉何马州库欣(“大台面管道”)。Grand Mesa管道于2016年11月1日开始运营，该管道的主线部分由与SaddleHorn管道公司(“Saddlehorn”)共同拥有的一条原油管道的37.5%的不可分割权益组成，我们有权利用该管道的每日产能150,000桶。截至年底止年度2019年3月31日，大约有117,000每天在大梅萨管道上运输的石油。运营成本是根据我们所占比例的所有权、权益和产量分配给我们的。我们还拥有970,000桶与大梅萨管道有关的作业油罐。
通过我们在大梅萨管道的不可分割的权益，我们有足够的能力在相同的起点和终止点为我们的客户合同提供服务，并有能力接受额外的产量承诺。我们保留了之前取得的地役权的所有权，以便未来可能发展涉及原油和凝析油以外的石油商品的运输项目。在萨德霍恩的同意和参与下，我们和萨德霍恩可以考虑未来利用这些地役权进行涉及原油和凝析油运输的项目的机会。
行动。我们从生产商和营销者那里购买原油，然后将其运输到炼油厂或转售。我们战略部署的轨道车队、拖船、驳船和卡车，以及我们拥有的和签约的管道能力，提供了进入广泛客户和市场的途径。我们利用这一庞大的运输资产网络，将原油输送到最佳市场。
我们目前使用以下资产运输原油：
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• | 拥有170辆卡车和248辆拖车，主要在中大陆、二叠纪盆地、鹰滩页岩游戏和落基山脉地区运营； |
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• | 397拥有有轨电车(全部出租给第三方)和246节租赁有轨电车(全部转租给第三方)，主要在亚利桑那州、加利福尼亚州、科罗拉多州、佛罗里达州、路易斯安那州、新墨西哥州、俄克拉何马州、俄勒冈州、德克萨斯州、华盛顿州以及墨西哥运营；以及 |
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• | 10艘拖船和19艘驳船主要在墨西哥湾沿岸的沿海水道以及密西西比河和阿肯色河水系作业。 |
我们的 397拥有有轨电车，所有原油都符合2011年后制造的有轨电车标准。在我们租用的246辆火车车厢中，有210辆是符合2011年后建造的火车车厢标准的原油(见第一部分，第1a项--“风险因素”)。
我们从第三方承接卡车、铁路和驳船运输服务，并在20条公共运输管道上发货。我们拥有27管道注入站，其位置概述如下。
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状态 | | 三个管道注水站的数量 |
德克萨斯州 | | 14 |
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俄克拉荷马州 | | 6 |
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新墨西哥州 | | 5 |
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堪萨斯州 | | 2 |
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总计 | | 27 |
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我们还在几条州际原油运输管道上做出了承诺。
我们拥有六个存储终端设施。其中最大的一个是位于俄克拉何马州库欣的一个码头，其存储容量为3,626,602桶。其他五个终端的总存储容量为1,605,242桶。
2017年12月22日，我们出售了之前持有的 50% 对玻璃山感兴趣。玻璃山是一条210英里长的原油管道，起始于俄克拉荷马州西部，终点为俄克拉荷马州库欣。这条管道于2014年2月开始运营，日输油量为14.7万桶。
顾客。我们的客户包括原油炼油商、生产商和营销者。截至年底止年度2019年3月31日, 79% 我们原油物流部门的收入中有40%来自该部门的十大客户。除了利用我们的资产运输我们拥有的原油外，我们还为我们的客户提供卡车运输、驳船运输、储存和码头吞吐量服务。
竞争。我们的原油物流业务面临着激烈的竞争，因为许多实体都在从事原油物流业务，其中一些比我们更大，拥有更多的财务资源。我们竞争的主要因素是：
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• | 物流能力，包括有轨电车、专有码头和自有管道、驳船、有轨电车、卡车和拖船的可用性； |
供应我们从大量的供应商那里获得原油，这些供应商主要由原油生产商组成。我们目前从大约200家生产商那里以大约2300个租约的价格购买原油。
定价政策。 我们购买或出售原油的大多数合同都是浮动价格，与俄克拉荷马州库欣等活跃市场的公布价格挂钩。我们寻求管理价格风险，方法是根据类似的指数签订类似数量的买卖合同，并对冲因实际数量和预定数量的波动而产生的风险。
我们的盈利能力受到远期原油价格的影响。原油市场可以处于期货溢价(期货溢价)(远期原油价格高于现货价格)，也可以处于现货溢价(远期原油价格低于现货价格)。当市场处于期货溢价时，我们的原油物流业务就会受益，因为从我们购买库存到出售库存这段时间内，不断上涨的价格会导致库存增加。 此外，当期货溢价市场证明储存桶是合理的时，我们能够更好地利用我们的存储资产。 当市场处于现货溢价时，价格下跌通常会对我们的利润率产生不利影响。
开票和收款程序。我们的原油物流客户主要由原油炼油商、生产商和营销者组成。我们通常按月给这些客户开发票。我们进行信用分析，要求信用审批，建立信用限额，并遵循对这些客户的监控程序。我们相信以下程序会加强我们与这些客户的收款努力：
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• | 我们要求某些客户为我们的产品和服务预付或支付押金； |
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• | 我们要求某些客户在我们的部分应收账款上邮寄信用证或其他形式的担保； |
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• | 我们定期审查应收账款账龄分析，以确定可能出现的问题或趋势；以及 |
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• | 我们要求我们的营销人员管理其客户的应收账款状况，并暂停对未及时支付发票的客户的销售。 |
商标名。我们的原油物流部门主要以NGL原油物流、NGL原油运输和NGL海运的商标运营。
水溶液
概述。 我们的水解决方案部门提供处理和处置原油和天然气生产产生的废水以及处理罐底、钻井液和钻井泥浆等固体物质的服务，并进行卡车和裂解油罐清洗。此外，我们的水解决方案部门销售执行这些服务所回收的碳氢化合物，并将淡水出售给生产商用于勘探和生产活动。 我们的水处理设施位于原油和天然气产量高的地区附近，具有战略意义。包括德克萨斯州的米德兰盆地和德克萨斯州和新墨西哥州的特拉华盆地，科罗拉多州的DJ盆地，德克萨斯州的Eagle Ford页岩业务，以及怀俄明州的Pinedale背斜。截至年底止年度2019年3月31日，我们收到了一批3.457亿桶废水，平均 947,000每天桶。
我们的水解决方案部门在Eagle Ford页岩区块、Permian Basin和DJ Basin的选定设施中使用专业设备进行固体处理，这使我们能够接受和处理原油和天然气勘探和生产活动产生的固体，例如罐底、钻井液和钻井泥浆。我们的设施将仅接受我们当前许可证允许的勘探和生产豁免废物。
我们的水解决方案部门在新墨西哥州和德克萨斯州从事淡水业务。止年度 2019年3月31日，我们收购了二牧场和 四淡水设施（包括 45淡水井）。
行动。我们拥有82水处理和处置设施，包括137口注入井。这些设施的位置和允许的处理能力以及这些设施是否位于我们拥有或租赁的土地上总结如下。
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| | 数量 | | 允许的处理能力(桶/天) |
位置 | | 设施 | | 自己人 | | 租赁 | | 总计 |
二叠纪盆地 | | | | | | | |
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特拉华州盆地(1)--德克萨斯州和新墨西哥州 | | 26 |
| | 1,431,000 |
| | 55,000 |
| | 1,486,000 |
|
米德兰盆地(1)-德克萨斯州 | | 15 |
| | 400,800 |
| | — |
| | 400,800 |
|
鹰福特(1)(2)-德克萨斯州 | | 24 |
| | 634,000 |
| | 292,000 |
| | 926,000 |
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DJ盆地-科罗拉多州 | | 13 |
| | 345,500 |
| | 150,000 |
| | 495,500 |
|
花岗岩洗涤(1)-德克萨斯州 | | 2 |
| | 60,000 |
| | — |
| | 60,000 |
|
松林背斜(3)-怀俄明州 | | 1 |
| | — |
| | 60,000 |
| | 60,000 |
|
Eaglebine-德克萨斯州 | | 1 |
| | 20,000 |
| | — |
| | 20,000 |
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总计-所有设施 | | 82 |
| | 2,891,300 |
| | 557,000 |
| | 3,448,300 |
|
| |
(1) | 某些设施可以同时处理废水和固体，如罐底、钻井液和钻井泥浆。 |
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(2) | 包括一个允许日处理能力为40,000桶的设施，我们拥有该设施75%的权益。 |
| |
(3) | 该设施的设计能力为每天60,000桶，以将水处理到循环标准。 |
我们的客户将原油和天然气勘探和生产作业产生的废水通过管道收集系统和卡车送到我们的设施进行处理。我们的管道交货量将继续
随着新项目的上线而增加。一旦我们接收了水，处理的水平就由水的最终处置决定。我们的固体客户用卡车将原油和天然气勘探和生产作业产生的固体运到我们的设施。
我们在科罗拉多州、德克萨斯州和新墨西哥州的设施主要通过注水井将废水处理到地下深处。
我们为怀俄明州的Pinedale背斜提供服务的设施拥有比典型的处理设施更广泛地处理水所需的资产和技术。在这个设施中，水被回收，而不是被处理在注水井中。我们要么将水处理到可以在未来的钻井作业中重新利用的程度(循环优质水)，要么对水进行更大程度的处理，使其超过饮用水标准，并可以返回生态系统(排放优质水)。回收利用为生产商提供了在水力压裂作业中使用淡水的另一种选择。这将对含水层的影响降至最低，特别是在美国的干旱地区。自2012年6月以来，我们回收了约194万桶(8.15亿加仑)循环优质水，将约900万桶(3.78亿加仑)排放的优质水返还给科罗拉多河的支流新福克河，并通过农业灌溉系统将约260万桶(1.09亿加仑)的水返还给生态系统。
在我们的处置设施中，我们使用专有的油井维护计划来提高注入速度并延长油井的使用寿命。
顾客。我们怀俄明州和科罗拉多州设施的客户主要是在我们设施附近进行钻探作业的大型勘探和生产公司。我们德克萨斯州和新墨西哥州工厂的客户包括废水运输公司和生产商。我们怀俄明州工厂的主要客户已经承诺根据一份长期合同向我们的工厂提供指定的最低水量。我们科罗拉多州工厂的主要客户已承诺将DJ盆地内油井产生的所有废水输送到我们的工厂。我们其他工厂的大多数客户没有产量承诺，尽管我们的许多工厂有面积专用或通过管道连接到生产设施。截至年底止年度2019年3月31日, 48% 我们水务解决方案部门的水处理和处置收入的10%来自该部门的十大客户.
竞争。我们与其他废水处理商竞争，因为其他处理商的设施在地理上离我们的设施很近。对于我们的客户来说，位置是一个重要的考虑因素，他们寻求将废水传输到处理设施的成本降至最低。我们的设施位于原油和天然气产量高的地区附近，具有战略意义。影响我们水务解决方案部门盈利能力的一个重要因素是我们设施附近地区的勘探和生产程度，这通常基于生产商对钻探和生产新油井盈利能力的预期。
定价政策。我们向客户收取每桶处理废水的费用。某些合同要求客户在指定的时间段内交付指定的最低数量的废水。我们还通过出售在处理废水过程中回收的碳氢化合物获得收入，我们在与客户谈判加工费时会考虑这一点。我们还向客户收取管道运输费、管道互联费和固体处理费。
开票和收款程序。我们的水务解决方案客户包括大型勘探和生产公司以及废水运输公司和生产商。我们通常按月给这些客户开发票。我们进行信用分析，要求信用审批，建立信用限额，并遵循对这些客户的监控程序。我们相信以下程序会加强我们与这些客户的收款努力：
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• | 我们要求某些客户在我们的部分应收账款上邮寄信用证或其他形式的担保； |
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• | 我们定期审查应收账款账龄分析，以确定可能出现的问题或趋势；以及 |
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• | 我们要求我们的营销人员管理其客户的应收账款状况，并暂停对未及时支付发票的客户的服务。 |
商标名。我们的水解决方案部门主要以NGL水解决方案和背斜处置商标运营。
科技。我们拥有多项加工技术专利。我们相信，我们的水务解决方案业务的技术能力可以迅速在新的设施和地点实施。
液体
概述。我们的液体部门通过我们和第三方拥有的资产为客户提供天然气液体的采购、储存、运输和供应服务。我们的液体业务向第三方零售商和批发商供应丙烷，向炼油商和生产商供应丁烷和天然气，用作混合库存和稀释剂，并通过管理季节性丁烷供应需求来帮助炼油厂。截至年底止年度2019年3月31日我们卖了 25亿天然气液体的加仑，平均683万每天一加仑。
运营。我们从炼油厂、天然气加工厂、生产商和其他转售商采购天然气液体，将其交付到租赁或拥有的存储空间、公共运输管道、火车终点站，并直接发送给某些客户。我们的客户通过将天然气液体从公共运输管道终端、私人终端、我们的终端、直接从炼油厂和铁路终端以及火车车厢装载到运输车辆中的方式进行交货。
我们批发的一部分丙烷加仑是根据背靠背合同以固定价格预售给第三方零售商和批发商的。背对背合同，即当我们从批发客户那里获得匹配的购买承诺时，我们通过购买实物丙烷供应或衍生品来平衡我们的合同组合，保护我们的利润率并降低大宗商品价格风险。预售还可以减少温暖天气的影响，因为无论天气或任何其他因素，客户都需要提货丙烷。我们通常要求这些客户支付现金存款。此外，我们每天都有能力通过主要储存中心的管道库存转移，向炼油商、转售商和丙烷生产商买卖丙烷、丁烷和天然汽油，从而平衡我们的库存。
为了确保供暖季节的稳定供应，我们经常需要在整个财政年度购买大量丙烷。为了降低存储成本和价格风险，我们可能会以低于我们在其他批发业务中赚取的利润率销售这些数量。
我们在夏季的几个月从炼油厂购买丁烷，当炼油商的丁烷供应超过他们的需求时，我们在冬季混合季节向炼油商出售丁烷，此时丁烷的需求更高。为此，我们利用一部分有轨电车车队和一部分租用的地下仓库来储存丁烷。
我们还用租赁的火车车厢运输客户拥有的天然气液体，并向客户收取运输服务费，并将火车车厢转租给某些客户。
我们拥有27天然气液化终端，我们租赁了大约4,600辆高压和通用轨道车(其中125节轨道车转租给第三方)。这些资产使我们有机会进入全美的批发市场，并将产品运往需求最高的地区。我们主要利用这些码头和轨道车为我们的丙烷、丁烷和沥青批发业务提供服务。在犹他州Delta附近的地下存储设施，以及我们在俄克拉何马州翠鸟和路易斯安那州哈德逊港的设施，我们为第三方提供运输、存储和吞吐量服务。
我们设施的位置(不包括犹他州Delta附近的地下存储设施)及其吞吐能力摘要如下。
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设施 | | 吞吐能力 （加仑每天） | | 终端和互联互通 |
阿肯色州 | | 2,422,800 |
| | 连接至Enterprise Texas Eastern Products管道;铁路设施 |
密苏里 | | 1,813,000 |
| | 连接Phillips 66蓝线管道 |
明尼苏达州 | | 1,441,000 |
| | 连接企业中美洲管道;铁路设施 |
印第安纳州 | | 1,364,000 |
| | 连接至Enterprise Texas Eastern Products管道;铁路设施 |
路易斯安那州 | | 945,000 |
| | 卡车设施 |
伊利诺伊州 | | 864,000 |
| | 连接Phillips 66蓝线管道 |
威斯康星州 | | 863,000 |
| | 连接企业中美洲管道;铁路设施 |
俄克拉荷马州 | | 756,800 |
| | 连接Phillips 66 Chisholm管道;铁路设施 |
华盛顿 | | 717,000 |
| | 铁路设施 |
维吉尼亚 | | 684,000 |
| | 铁路设施;海洋设施 |
马萨诸塞州 | | 681,200 |
| | 铁路设施 |
佛蒙特州 | | 387,000 |
| | 铁路设施 |
缅因州 | | 386,400 |
| | 铁路设施 |
纽约 | | 386,400 |
| | 铁路设施 |
宾夕法尼亚州 | | 368,000 |
| | 铁路设施 |
美国合计 | | 14,079,600 |
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加拿大安大略省 | | 200,000 |
| | 卡车设施 |
加拿大共计 | | 200,000 |
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总计 | | 14,279,600 |
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我们与第三方就某些终端签订了运营协议。伊利诺伊州东圣路易斯和密苏里州杰斐逊城的航站楼由第三方为我们运营，根据将于2022年11月到期的运营和维护协议，按月收取费用。位于加拿大安大略省圣凯瑟琳的航站楼由第三方根据年度协议运营。
我们拥有的土地上有13个27天然气液化终端位于这里，我们要么有地役权，要么出租剩余终端所在的土地。
我们是犹他州德尔塔市附近一家地下存储设施的多数股权所有者。该设施目前拥有储存约600万桶天然气液体和精炼产品的能力。我们向大约16个客户出租存储设备，租期从一年到三年不等。该设施位于我们有长期租约的物业上。
我们在路易斯安那州哈德逊港拥有一个支持精炼产品混合的天然气液体码头，在俄克拉何马州翠鸟拥有一个天然气液体和凝析油设施。哈德逊港码头位于路易斯安那州巴吞鲁日附近，靠近殖民地管道沿线的其他成品油基础设施。该卡车卸货和储存设施允许聚集和供应丁烷和石脑油，用于汽车燃料混合，由总容量为72万加仑的储罐组成。翠鸟设施是位于俄克拉何马州翠鸟的天然气液体和凝析油设施，位于堆叠生产区的中间。该设施连接Chisholm NGL管道和Conway分馏综合体，由45万加仑的存储能力、一个甲醇萃取塔和一个每天5000桶的凝析油分离器组成。
2019年3月，我们 完成了对 天然气液体终端业务 DCP中流，LP. 此次收购包括 五 丙烷铁路终点站，位于美国东部， 50% 位于缅因州的额外铁路终点站和位于弗吉尼亚州切萨皮克的进出口终点站的所有权权益. 进出口码头有能力装卸大小不一的船只，从轻便的船只到超大型的气体运输船。这些终端补充了我们现有的天然气液体产品组合，并为新的
和现有客户来供应他们的业务。我们在此次收购中购买的码头包括在上表的日吞吐量中。
我们拥有23个运输单元，使客户能够将产品从火车车厢转移到卡车上。这些运输单元可以移动到铁路沿线客户最方便转移他们的产品的位置。
我们租赁天然气液体储存空间，以满足我们的零售和批发客户的供应要求和合同需求。我们在堪萨斯州、密西西比州、密苏里州、德克萨斯州和加拿大的各种储存中心租用天然气液体的储存空间。
下表汇总了我们在天然气液体储存设施和与这些设施互连的大量租赁储存空间：
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| | 租用的存储和空间 （加仑） | | |
存储设施 | | 起头 4月1日， 2019 | | 在… 3月31日， 2019 | | 存储和互联 |
堪萨斯州 | | 67,200,000 |
| | 67,200,000 |
| | 连接企业中美管道、NuStar管道和ONEOK North System管道；轨道设施；卡车设施 |
密西西比州 | | 6,300,000 |
| | 9,660,000 |
| | 连接到企业Dixie管道；轨道设施 |
密苏里 | | 7,560,000 |
| | 7,560,000 |
| | 卡车设施 |
德克萨斯州 | | 3,990,000 |
| | 6,510,000 |
| | 连接到企业德克萨斯东部产品管道；卡车设施 |
密西根 | | 1,050,000 |
| | — |
| | 铁路设施；卡车设施 |
美国合计 | | 86,100,000 |
| | 90,930,000 |
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加拿大安大略省 | | 15,750,000 |
| | 23,179,000 |
| | 铁路设施 |
加拿大艾伯塔省 | | 3,440,800 |
| | 3,441,000 |
| | 连接到科钦管道；铁路设施 |
加拿大共计 | | 19,190,800 |
| | 26,620,000 |
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总计 | | 105,290,800 |
| | 117,550,000 |
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顾客。我们的液体业务为47个州的约950名客户提供服务。我们的液体业务服务于全国、地区和独立的零售、工业、批发、石化、炼油厂和天然气液体生产客户。我们在位于公共运输管道、铁路终点站、炼油厂和美国主要丙烷储存中心的码头向客户提供丙烷供应。截至年底止年度2019年3月31日, 27% 我们液体产品部门的收入中有40%来自该部门的十大客户.
季节性。我们的液体批发业务主要是季节性的，因为作为取暖燃料的丙烷的主要用户通常在典型的秋季和冬季取暖季节购买丙烷。然而，我们能够通过向零售商和批发商预售我们批发量的一部分，并要求客户无论天气如何都要提货，从而部分缓解季节性的影响。
竞争。我们的液体业务面临着激烈的竞争，因为许多实体，包括其他天然气液体批发商和参与天然气液体中游行业(如码头和炼油厂运营)的公司，都在从事液体业务，其中一些公司的财力比我们更大。我们竞争的主要因素是：
定价政策。在我们的液体业务中，我们为客户提供三类丙烷合同，这些合同来自公共运输管道：
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• | 以市场为基础，既可以是公布的价格，也可以是交货时现货价格的指数；以及 |
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• | Load Package，一种为寻求购买在特定时间段内交付的特定数量的客户提供的固定价格协议。 |
我们使用背靠背合同销售我们的许多液体部门，以限制对大宗商品价格风险的敞口，并保护我们的利润率。我们能够通过为客户提供灵活的价格、地点、仓储和按费率交付的采购合同来匹配我们的供应和销售承诺。然而，某些常见的承运人管道要求我们全年保持最低在线库存余额以开展日常业务，而这些数量与销售承诺不匹配。
如果丙烷的交货日期在合同约定时间后30天以上，我们通常要求客户为固定价格的丙烷未来交货收取保证金。
开票和收款程序。我们的液体部分客户由规模不等的商业账户组成，从当地的独立分销商到大型的地区性和全国性零售商。这些销售往往是大批量交易，从10,000加仑到1,000,000加仑不等，交货时间从几天到一年不等。我们进行信用分析，要求信用审批，建立信用限额，并遵循对这些客户的监控程序。我们相信以下程序会加强我们与这些客户的收款努力：
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• | 我们要求某些客户在我们的部分应收账款上邮寄信用证或其他形式的担保； |
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• | 我们要求某些客户按比例收取他们的合约量，以帮助控制账户余额，而不是允许他们酌情收取丙烷； |
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• | 我们定期审查应收账款账龄分析，以确定可能出现的问题或趋势；以及 |
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• | 我们要求我们的营销人员管理其客户的应收账款状况，并暂停对未及时支付发票的客户的销售。 |
商标名。我们的液体部门主要以NGL供应批发、NGL供应终端公司、锯齿洞穴、百年能源和百年天然气液体商品名称运营。
精炼产品和可再生能源
概述. 我们的精炼产品和可再生能源部门 开展汽油、柴油、乙醇和生物柴油营销业务. 此外，在某些储存地点，我们的精炼产品和可再生能源部门还可能购买未完成的汽油调合组件，以便随后混合到成品汽油中，以供应我们的营销业务以及第三方。截至年底止年度2019年3月31日我们卖了 1.735亿桶汽油， 53.7万桶柴油， 260万桶乙醇和 100万桶生物柴油。
行动。我们经营的精炼产品包括汽油、柴油和取暖油。我们 购买 精炼石油和可再生产品主要分布在美国墨西哥湾沿岸、东南部和中西部地区以及 进度表 它们将在全国各地交付。在某些州际成品油管道上，运输需求超过可用运力，运力根据托运人的历史运输量分配给托运人。我们拥有殖民地和种植园管道的分配容量。
我们很大一部分业务是按背靠背定价的，这将我们的大宗商品价格敞口降至最低。我们向商业和工业终端用户、独立零售商、分销商、营销者、政府实体和其他精炼石油产品批发商销售我们的产品。我们销售我们的产品 在第三方拥有的终端
当事人。如上文“处置”所述，2016年2月1日，我们出售了我们在TLP的普通合伙人权益。因此，2016年2月1日，我们解除了TLP的合并，并开始使用权益会计方法对我们在TLP的有限合伙人投资进行核算。作为此次交易的一部分，我们保留了TransMontaigne产品服务有限责任公司，包括其营销业务、客户合同及其在殖民地和种植园管道上的生产线空间，这是我们精炼产品和可再生能源部门的重要组成部分。我们还签订了租赁协议，根据协议，我们将继续是TLP东南航站楼系统的长期独家租户。
下表汇总了我们在成品油存储设施中租用的存储空间：
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位置 | | 活动存储容量 (壳牌石油) |
东南设施 | | |
维吉尼亚 | | 2,288,000 |
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佐治亚州 | | 1,953,000 |
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密西西比州 | | 1,594,000 |
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新泽西 | | 1,281,000 |
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北卡罗来纳州 | | 775,000 |
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阿拉巴马州 | | 178,000 |
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南卡罗来纳州 | | 166,000 |
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佛罗里达州 | | 62,000 |
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东南设施总存储容量(1) | | 8,297,000 |
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中大陆设施 | | |
麦哲伦北系 | | 985,000 |
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NuSTAR EAST产品系统 | | 390,000 |
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中大陆设施总存储容量 | | 1,375,000 |
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西区设施 | | |
金德·摩根(亚利桑那州凤凰城) | | 50,000 |
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七叶树码头有限责任公司 | | 1,000 |
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西区设施总存储容量 | | 51,000 |
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设施总存储容量 | | 9,723,000 |
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2019年1月，我们 收购的 二 成品油码头 位于佐治亚州。这些码头的成品油总存储能力为17万桶，乙醇存储能力为2.3万桶，混合存储能力为900桶。
我们主要在中西部的生产设施购买乙醇，并通过卡车和火车车厢运输乙醇，在不同的地点销售。我们还将乙醇混合到汽油中，出售给第三方终端的客户。我们为第三方乙醇制造商营销和处理物流，收取服务费。我们主要从中西部和德克萨斯州休斯顿的生产设施购买生物柴油，并通过有轨电车运输生物柴油出售给客户。我们租借22,000在亚利桑那州凤凰城的燃料码头储存生物柴油桶，并在亚利桑那州凤凰城的燃料码头签订生物柴油终止协议，每月的最低吞吐量要求。我们租赁了346辆轨道车用于运输可再生能源，其中299辆轨道车转租给了第三方。
顾客。我们的精炼产品和可再生能源部门为37个州的客户提供服务。截至年底止年度2019年3月31日, 40% 我们精炼产品和可再生能源部门的收入中，有40%来自该部门的十大客户。我们通过货架现货销售、合同销售、批量销售和即时销售向客户销售。
合同销售是根据我们与当地市场批发商、独立加油站连锁店、取暖油供应商和其他客户签订的谈判合同进行的，合同期限通常为1至12个月。合同销售在协议期限内向这些客户提供特定数量的产品。
根据这些安排销售的产品一般在第三方卡车货架上交付。根据我们的大部分合同销售交付的产品的定价是基于公布的指数价格，并根据适用指数的变化而变化。此外，根据客户的选择，合同价格可以固定在每加仑规定的价格。
机架现货销售是指不涉及购买或交付产品的持续合同义务的销售。货架现货销售通过卡车装载架按天定价和交付。在每一天结束时，对于我们进行营销的每个终端，我们为我们的每个交付地点确定每种产品的第二天销售价格。我们通过网站、电子邮件和电话向客户公布或“发布”第二天上午各种产品的货架现货销售价格。典型的货架现货销售买家包括商业和工业最终用户、独立零售商和向零售加油站或其他最终用户转售产品的小型独立营销者。我们在特定日期对特定产品的销售价格取决于我们在该交付地点或码头的供应、我们对在该交付地点补充产品的成本的估计，以及我们希望在该特定地点降低库存水平的愿望。
大宗销售通常涉及在包括休斯顿墨西哥湾沿岸和纽约港在内的主要现货市场大量销售产品。当产品在公共运输管道上运输时，也可以进行批量产品销售。
我们在第三方拥有的全国终端网络上进行即时销售。我们每天都会在这些地点公布价格。当客户决定从我们这里购买产品时，我们会以之前商定的价格从供应商那里购买相同数量的产品。对于这些即时交易，我们从供应商处的采购与我们向客户的销售同时进行。
季节性。汽油需求通常在夏季驾车季节达到峰值，从4月1日持续到9月，秋季和冬季需求下降。然而，由于东北部气温较低，柴油需求通常在秋季和冬季达到峰值，中西部地区在春季种植和秋季收获时达到峰值。
竞争。我们的成品油和可再生能源业务面临着激烈的竞争，因为许多实体都在从事成品油和可再生能源业务，其中一些企业的财务资源比我们更多。我们竞争的主要因素是：
市场价格风险。我们的理念是通过购买合同、销售合同和金融衍生品的组合来维持最低的大宗商品价格敞口。我们很大一部分业务是按背靠背定价的，这将我们的大宗商品价格敞口降至最低。对于可自由支配的库存，以及那些实物交易无法适当匹配的情况，我们利用金融衍生品来降低大宗商品价格敞口。我们的信用担保协议和市场风险政策规定了具体的敞口上限。
精炼产品在任何当地交割市场的价值是纽约商品交易所反映的大宗商品价格与该当地交割市场的基差之和。任何本地交割市场的基差是现货市场现货价格与即期月份期货市场报价之间的价差。我们通常利用NYMEX期货合约来降低大宗商品价格敞口。我们通常不会管理受当地市场供求中断影响的基差变化对我们的财务影响。
法律和监管方面的考虑。乙醇和生物柴油的需求在很大程度上是由政府的命令和激励措施推动的。炼油商和生产商被要求将一定比例的可再生能源混合到他们的精炼产品中，尽管根据美国环境保护局(EPA)的要求，这一比例每年可能会有所不同。此外，联邦政府近年来对生物柴油的使用给予了一定的税收抵免，尽管这些税收抵免在几次情况下已经过期。2018年2月，联邦政府通过了一项法律，将税收抵免追溯到2017年1月1日，抵免将于2017年12月31日到期。立法正在待定
在国会(例如，众议员艾比·芬肯奥尔(D-IA)提出的H.R.2089和参议员罗恩·怀登(D-OR)提出的S.1288)，如果获得通过并签署成为法律，将进一步延长这些税收抵免。未来任务和激励措施的变化，或者联邦政府关于未来恢复生物柴油税收抵免的决定，可能会导致对乙醇和生物柴油的需求发生变化。
开票和收款程序。我们的成品油和可再生能源客户主要由商业和工业终端用户、独立零售商、分销商、营销者、政府实体和其他成品油批发商组成。我们对我们的精炼产品和可再生能源客户进行信用分析，要求信用审批，建立信用额度，并遵循监控程序。我们相信以下程序会加强我们与客户的收集工作：
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• | 我们要求某些客户为我们的产品和服务预付或支付押金； |
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• | 我们要求某些客户在我们的部分应收账款上邮寄信用证或其他形式的担保； |
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• | 我们根据之前批准的信用额度监控个人客户应收账款，当客户超过其信用额度时，我们的自动货架交付系统允许我们选择停止向客户提供产品； |
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• | 我们定期审查应收账款账龄分析，以确定可能出现的问题或趋势；以及 |
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• | 我们要求我们的营销人员管理其客户的应收账款状况，并暂停对未及时支付发票的客户的销售。 |
商标名。我们的成品油和可再生能源部门主要以NGL原油物流和TransMontaigne Products Services LLC的商标运营。
员工
在…2019年3月31日，我们大约有1300名全职员工。我们没有任何员工是工会的成员。
政府监管
石油和天然气行业的监管
石油天然气勘探、生产、销售管理办法。 原油和天然气液体的销售目前不受监管，按市场价格进行交易。1989年，美国国会颁布了《天然气井口解除控制法》，取消了影响天然气井口销售的所有剩余价格和非价格管制。根据《天然气法》，联邦能源管理委员会(FERC)有权监管天然气销售的价格和其他条款和条件，以便在州际商业中转售，该委员会已发布全面授权，允许受其监管的所有天然气经销商(州际管道除外)以市场价格转售天然气。然而，无论是国会还是FERC(针对州际商业中的天然气转售)，都可能在未来重新实施价格管制。
勘探和生产作业以及水处理设施受各种类型的联邦、州和地方监管，包括但不限于许可、油井位置、钻井方法、油井作业和资源保护。虽然这些规定不直接适用于我们的业务，但它们可能会影响我们某些客户和供应商的业务，从而间接影响我们的业务。
天然气和石油及相关设施运输和储存管理条例。FERC根据《州际商业法》监管石油管道，根据《天然气法》和经2005年《能源政策法》修订的1978年《天然气政策法》(下称《天然气政策法》)监管天然气管道和储存公司。大梅萨管道于2016年11月1日开始运营，在科罗拉多州有几个起点，从这些起点穿过堪萨斯州，终点是俄克拉何马州的库欣。 大梅萨管道上的运输服务受FERC监管。2018年2月，FERC发布了一项修订后的政策，不允许以主有限合伙企业形式组织的管道公司收取所得税免税成本。FERC修订后的政策影响了输油管道的服务成本率。目前，大梅萨管道上输送的原油数量取决于合同协议。因此，预计FERC修订后的政策目前不会影响大梅萨管道。此外，我们签订的州际运输或储存原油或天然气的合同可能受到FERC的规定，包括报告或其他要求。此外，原油的州内运输和储存
天然气受到此类设施所在州的监管，这种监管可能会影响我们供应的可用性和价格，并对我们的业务产生直接和间接的影响。
反市场操纵。我们必须遵守天然气法案和NGPA中的反市场操纵条款，该条款授权FERC对违反天然气法案、NGPA或其实施条例的行为处以每天高达100万美元的罚款。此外，联邦贸易委员会(“FTC”)根据2007年《能源独立和安全法案》拥有防止石油市场操纵市场的法定权力，包括有权要求法院对每一次违规行为处以最高100万美元的罚款。这些机构颁布了广泛的规章制度，禁止石油和天然气市场的欺诈和操纵。商品期货交易委员会(“CFTC”)根据商品交易法的规定，负责防止商品和期货市场(包括能源期货市场)的价格操纵行为。根据法定权力，商品期货交易委员会通过了反市场操纵法规，禁止商品和期货市场中的欺诈和价格操纵。CFTC还拥有法定权力，可以寻求对违反商品交易法反市场操纵条款的违规者处以最高每天100万美元的民事处罚，或者是违规者获得的金钱收益的三倍。我们还受到各种旨在促进透明度和防止市场操纵的报告要求的约束。
海上运输业。琼斯法案是一项联邦法律，将美国各地点之间的海上运输限制为在美国建造和注册、由美国公民拥有和配备人员的船只。由于我们通过我们的驳船船队在美国不同地点之间从事海上运输，我们受到法律规定的约束。因此，我们有责任监控从事海运业务的子公司的所有权，并采取任何必要的补救措施，以确保不发生违反琼斯法案所有权限制的情况。琼斯法案还要求所有悬挂美国国旗的船只都必须有美国公民驾驶。悬挂外国国旗的海员的工资和福利一般低于美国公民海员。与悬挂外国国旗的船舶业务相比，这一要求大大增加了悬挂美国国旗的船舶业务的业务成本。某些外国政府补贴本国的造船厂。这导致造船厂的新船和维修费都低于悬挂美国国旗的船东支付的费用。美国海岸警卫队和美国航运局维持着世界上最严格的船舶检查制度，这往往会导致悬挂美国国旗的运营商的监管合规成本高于以外国便利旗帜注册的船舶的船东。
环境监管
将军。 我们的运营受到与环境保护相关的严格而复杂的联邦、州和地方法律法规的约束。因此，我们必须在联邦、州和地方各级遵守这些法律和法规。这些法律和法规可能会以多种方式限制或影响我们的业务活动，例如：
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• | 要求安装污染控制设备或者以其他方式限制我们的运营方式，或者增加我们的运营成本； |
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• | 限制或禁止在湿地、沿海地区或濒危或受威胁物种栖息地等敏感地区的建筑活动，并在某些敏感时期限制或禁止建筑活动，例如当受威胁或濒危物种繁殖/筑巢时； |
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• | 在许可证发放或续签期间延误建设或系统修改或升级； |
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• | 要求采取调查和补救行动，以减轻由我们的运营造成的或可归因于以前运营的污染状况；以及 |
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• | 责令被视为不符合依照此类环境法律和法规颁发的许可证或许可证要求的设施的运行。 |
不遵守这些法律和法规可能会引发各种行政、民事和刑事执法措施，包括评估罚款。某些环境法规对清理和恢复已处置或以其他方式释放碳氢化合物或废物等物质的场所所需的费用规定了严格的连带责任。环境监管的趋势是对可能对环境产生不利影响的活动施加更多限制和限制。因此，无法保证未来用于环境合规或补救的支出的数额或时间，而且未来的实际支出可能与我们目前预期的金额不同。
以下是与我们的业务相关的物质环境法律法规的讨论。
危险物质和废物。我们受各种联邦、州和地方环境法律和法规的制约，这些法律和法规管理着天然气液体的储存、分配和运输以及大宗储存液化石油气(LPG)终端的运营，以及管理环境保护的法律和法规，包括那些涉及向环境排放材料或其他与环境保护有关的法律和法规。一般而言，这些法律(I)监管空气和水的质量，并对污染物的排放施加限制，并为固体废物和危险废物的处理制定标准；(Ii)要求我们的运营遵守某些许可和登记要求；(Iii)可能导致暂停或吊销必要的许可证、执照和授权；(Iv)要求我们对运营造成的污染承担重大责任；(V)要求我们采取补救措施，以减轻以前或正在进行的运营造成的污染；以及(Vi)可能会对不遵守此类法律的行为进行行政、民事和刑事处罚。这些法律包括《资源保护和恢复法》(“RCRA”)、《全面环境反应、补偿和责任法》(《CERCLA》)、联邦《清洁空气法》、2002年《国土安全法》、《紧急规划和社区知情权法》、《清洁水法》、《安全饮用水法》和类似的州法规。例如，作为一种易燃物质，丙烷必须遵守联邦《清洁空气法》第112(R)节规定的风险管理计划要求。
CERCLA，也被称为“超级基金”法，以及类似的州法律，对某些类别的潜在责任人施加责任，而不考虑过错或原始行为的合法性，这些责任人被认为是促成向环境中排放“危险物质”的原因。这些人包括发生泄漏的地点的现任和过去的所有者或经营者，以及处置或安排处置在该地点释放的危险物质的任何人。虽然天然气液体不是CERCLA意义上的危险物质，但我们的运营中使用或产生的其他化学品可能被归类为危险物质。根据CERCLA，现在或过去对释放危险物质负有责任的人可能要承担严格的连带责任，包括调查和清理释放到环境中的危险物质的费用、对自然资源的损害和某些健康研究的费用，而且邻近的土地所有者和其他第三方就据称释放到环境中的危险物质造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。
RCRA和类似的州法规及其实施条例规定了危险和非危险废物的产生、运输、处理、储存、处置和清理。在环境保护局的主持下，大多数州管理RCRA的部分或全部条款，有时与它们自己的更严格的要求相结合。联邦和州监管机构可以寻求对涉嫌违反RCRA和类似州要求的行为施加行政、民事和刑事处罚。与生产石油和天然气有关的某些废物，以及某些类型的受石油污染的介质和碎片，被排除在《资源保护与评价法》副标题C下作为危险废物的条例之外。相反，这些废物受到RCRA不那么严格的固体废物条款、州法律或其他联邦法律的监管。然而，现在被归类为非危险废物的某些废物可能在未来被归类为危险废物，因此受到更严格和更昂贵的处置要求的约束。国会不时提出立法，将某些石油和天然气废物重新归类为“危险废物”。任何此类变化都可能导致我们管理和处置废物的成本增加，这可能对我们的综合运营业绩和财务状况产生重大不利影响。
我们目前拥有或租赁正在或已经处理碳氢化合物多年的物业。尽管以前的运营商使用了当时业内标准的运营和处置做法，但碳氢化合物或其他废物可能已被处置或释放在我们拥有或租赁的物业上或之下，或运输这些碳氢化合物和废物进行处理或处置的其他地点上或之下。这些财产及其上处置的废物可能受CERCLA、RCRA和类似的州法律的约束。根据这些法律，我们可以被要求清除或补救以前处置的废物(包括以前的所有者或经营者处置或释放的废物)，清理受污染的财产(包括受污染的地下水)，或实施补救措施，以防止或减轻未来的污染。我们目前尚不了解与此类要求有关的任何事实、事件或条件，这些事实、事件或条件可能对我们的综合经营业绩或财务状况产生重大影响。
防止石油污染。 我们的业务包括通过驳船通过美国通航水域运输原油。《石油污染防治法》规定了从船只或设施向通航水域排放原油的责任。如果原油在运输过程中或从码头释放到通航水域，我们可能会根据《石油污染防治法》承担责任。我们目前不知道与漏油有关的任何事实、事件或情况可能会对我们的综合运营结果或财务状况产生重大影响。1973年，环保局根据《清洁水法》通过了防止石油污染的规定。这些油类污染预防条例自最初通过以来经过多次修订，要求为从事钻井、生产、收集、储存、加工、精炼、转移、分配、使用或
消耗原油和石油产品，由于其地理位置，可以合理地预期将有害数量的石油排放到美国通航水域或在美国通航水域上。受SPCC监管的设施的所有者或运营者必须准备一份书面的、特定于现场的泄漏预防计划，其中详细说明设施的运营如何符合要求。为了合规，该设施的SPCC计划必须满足排水、散装储油罐、油罐车和卡车装卸、转移操作(设施内管道)、检查和记录、安全和培训的所有适用要求。最重要的是，该设施必须全面实施SPCC计划，并培训执行人员。在适用的情况下，我们为我们的设施维护和实施这样的计划。
空气排放。我们的运营受到联邦《清洁空气法》以及类似的州和地方法律法规的约束。这些法律和法规对来自各种工业来源的空气污染物的排放进行了监管，并提出了各种监测和报告要求。这类法律和法规可能要求我们在建造或修改某些预计会产生或大幅增加空气排放的项目或设施之前获得许可，获得并严格遵守包含各种排放和操作限制的空气许可，并利用特定的排放控制技术来限制排放。如果我们不遵守这些要求，我们可能会受到罚款、禁令、运营条件或限制，并可能面临刑事执法行动。此外，我们可能被要求在未来为空气污染控制设备支付某些资本支出，以获得和维持空气排放的运营许可和批准。
水的排放。《清洁水法》和类似的州法律对向州水域和美国水域排放污染物施加了限制和严格控制，并提出了影响我们在水域和湿地进行建筑活动的能力的要求。某些州法规和根据国家污染物排放消除系统计划颁发的一般许可证禁止排放污染物和化学品。联邦法律中SPCC的要求要求适当的安全壳护堤和类似的结构，以帮助防止在碳氢化合物或其他组分储罐泄漏、破裂或泄漏时污染受管制的水。此外，《清洁水法》和类似的州法律要求从某些类型的设施排放雨水径流的个人许可或一般许可下的覆盖范围。我们持有一些排放许可证，其中一些许可证可能需要我们监测和抽样这些设施的雨水径流。一些州还维持着地下水保护计划，要求排放或可能影响地下水条件的操作获得许可。联邦和州监管机构可以对不遵守《清洁水法》和类似的州法律法规的排放许可或其他要求的行为施加行政、民事和刑事处罚。
地下注水控制。我们的地下注水作业受《安全饮水法》以及类似的州法律法规的约束，这些法律和法规规定了注水井活动的许可、测试、监测、记录保存和报告的要求，并禁止含有任何污染物的液体迁移到地下饮用水水源。注入井地下部分的任何泄漏都可能导致淡水地下水资源的退化，可能导致我们的许可证被暂停、政府机构发出罚款和罚款、产生修复受影响资源的支出以及第三方对财产损失和人身伤害承担责任。
水力压裂。原油和天然气废料的地下注入由《安全饮用水法》授权的地下注入控制程序管理。注水井运行要求的主要目标是确保注水设备的机械完整性，并防止流体从注水区迁移到地下饮用水水源。我们不进行任何水力压裂活动。然而，我们客户的部分原油和天然气生产来自非常规来源，需要将水力压裂作为完井过程的一部分，我们的水解决方案业务处理和处置天然气生产产生的废水，包括利用水力压裂生产。水力压裂是指在压力下将水、砂和化学物质注入地层，以刺激油气生产。最近几届国会提出了修订《安全饮用水法》的立法，以废除水力压裂不受地下注入定义的限制，并要求联邦政府对水力压裂进行许可和监管控制，以及要求披露压裂过程中使用的流体的化学成分的立法提案。国会可能会继续审议修订《安全饮用水法》的立法，根据该法案的地下注入控制计划对水力压裂作业进行监管，并/或要求披露水力压裂过程中使用的化学品。联邦机构，包括环境保护局和美国内政部，已经确立了它们的监管权力，例如，研究水力压裂对环境的潜在影响，启动规则制定，迫使披露水力压裂作业中使用的化学品，并建立水力压裂作业废水的预处理标准。此外，一些州还提议或通过了对水力压裂的立法或法规限制，其中包括额外的许可要求、公开披露压裂液成分、操作限制和/或对水力压裂的临时或永久禁令。我们预计，未来将继续对水力压裂活动进行审查。
温室气体监管
在国内和国际上，人们越来越担心气候变化和温室气体排放--尤其是二氧化碳--对全球变暖的影响。这种日益增长的担忧导致国会审议了源源不断的立法，以通过各种机制来应对气候变化，包括碳税和碳排放限额交易计划。例如，2019年1月24日，众议员西奥多·E·多伊奇(D-FL)提出了H.R.763，即2019年能源创新和碳红利法案，该法案将对包括原油和天然气在内的燃料的碳含量向此类燃料的生产商或进口商征收费用。2019年4月10日，参议员谢尔登·怀特豪斯(D-RI)提出了2019年美国机会碳费法案1128，该法案将对天然气、石油产品和煤炭的排放征收费用。未来任何可能的联邦立法举措的最终结果都是不确定的。此外，几个州已经采取了一些法律措施来减少温室气体的排放，主要是通过有计划地制定温室气体排放清单和/或地区性温室气体限额与交易计划。
2009年12月15日，EPA发布了其调查结果，称二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放对公众健康和环境构成了威胁，因为根据EPA的说法，这些气体的排放会导致地球大气变暖和其他气候变化。这些发现使环保局能够根据联邦《清洁空气法》的现有条款，通过和实施限制温室气体排放的法规。2016年5月12日，美国环保局敲定了三项监管石油和天然气行业某些来源温室气体排放的规则，其中包括于2016年8月2日生效的石油和天然气行业新源绩效标准。2017年4月18日，美国环保局宣布打算重新考虑该规则的某些方面，以回应几项行政复议请愿书。2018年10月15日，美国环保署提议修订石油和天然气部门的新源性能标准，以解决逃逸排放、气动泵标准和封闭通风系统认证要求等问题。目前尚不清楚何时可以敲定这项规则制定的时间表。美国环保局的温室气体法规可能要求我们产生成本，以减少与我们的运营相关的温室气体排放，也可能对我们运输、储存、加工或以其他方式处理与我们的服务相关的产品的需求产生不利影响。
一些科学家提出，温室气体导致的气候变化可能会增加极端天气的严重性，例如飓风和洪水的增加，这可能会破坏我们的设施。气候变化的另一个可能后果是季节性温度的波动性增加。我们的天然气液体市场通常会在天气较冷的时候得到改善，在天气变暖的时候会受到影响，因此气候的任何变化都可能影响我们产品和服务的市场。如果气温总体上有变暖的趋势，预计将对我们的业务产生不利影响。
由于根据1990年联邦《清洁空气法》修正案，丙烷被认为是一种清洁的替代燃料，新的气候变化法规可能会为我们提供相对于燃料油和煤炭等其他能源的竞争优势。
包括温室气体监管在内的更广泛和更严格的环境立法和法规的趋势可能会继续下去，导致业务成本增加，从而影响我们的盈利能力。如果制定法律或采取其他政府行动限制我们业务的某些方面，或施加更严格和更昂贵的运营、废物处理、处置和清理要求，我们的业务和前景可能会受到不利影响。
安全与运输
我们开展业务的所有州都通过了消防安全守则，对丙烷和馏分的储存和分配进行管理。在一些州，州政府机构执行这些法律。在其他地方，它们由市政当局管理。我们开展培训计划，以帮助确保我们的运营符合适用的政府法规。关于一般业务，我们开展业务的每个州都通过了国家消防协会小册子第54和58号，或类似的条例，其中规定了丙烷安全处理的规则和程序，以及第30A、31、385和395号小册子，其中规定了燃料油等馏分油的安全处理规则和程序。我们相信，目前在我们所有设施实施的丙烷和馏分处理、储存和分配以及相关服务和安装作业的政策和程序符合行业标准，并在所有实质性方面符合适用的环境、健康和安全法律。
关于丙烷、馏分、原油和水的运输，我们受到联邦立法颁布的法规的约束，包括联邦汽车承运人安全法案和2002年的国土安全部法案。
这些法规下的法规涵盖危险材料的安全和运输，并由美国交通部(“DOT”)管理。具体地说，原油管道由交通部通过管道和危险材料安全管理局(PHMSA)根据1979年的《危险液体管道安全法》(HLPSA)进行监管，该法要求PHMSA制定、规定和执行关于危险液体储存和运输的最低联邦安全标准，并通过与管道设施的设计、安装、测试、施工、操作、更换和管理相关的类似州法规。HLPSA涵盖石油和石油产品，并要求拥有或运营管道设施的任何实体遵守这些规定，允许查阅和复制记录，并按照美国交通部长的要求提交某些报告和提供信息。这些规定包括可能的罚款和对违规行为的处罚。
1992年的《管道安全法》将环境添加到为危险液体管道制定安全标准时必须考虑的法定因素清单中，为某些“受监管的收集管道”制定了安全标准，并要求颁布法规，以确立标准，供操作员在识别和检查位于高影响区(“HCA”)的管道时使用，高影响区是指那些对环境破坏异常敏感、穿越通航水道或人口密度高的区域。在2006年的《管道检查、保护、执行和安全法案》中，国会要求对HCA中的某些美国原油和天然气输送管道进行强制性检查，并要求发布关于低应力危险液体管道和管道控制室管理的规定。2012年1月，联邦政府通过了《2011年管道安全、监管确定性和创造就业法案》(《2011年管道安全法案》)。这项法案规定了对国家管道的额外监管，增加了对违反管道安全规则的惩罚，并补充了交通部的其他举措。2011年《管道安全法》将涉及死亡、受伤或重大环境损害的最严重管道安全违规行为的最高罚款从100万美元提高到200万美元。此外，该法还对新建管道规定了额外的安全要求。该法律还规定：(I)采取额外的管道损坏预防措施；(Ii)允许运输部长在新管道上要求自动和远程控制的关闭阀；(Iii)要求运输部长评估扩大管道完整性管理和泄漏检测要求的有效性；(Iv)改进交通部和管道运营商向公众和紧急响应人员提供信息的方式；以及(V)改革管道运营商向联邦、州和地方官员通报管道事故的程序。2016年6月22日，2016年颁布了《保护我们的管道基础设施和加强安全法案》，进一步加强了PHMSA的安全权威。
有轨电车监管
我们通过铁路运输我们的天然气液体、原油、乙醇和生物柴油的很大一部分，我们拥有并租赁了一支用于这一目的的轨道车车队。我们的轨道车辆运营受交通部联邦铁路局以及其他联邦和州监管机构的监管管辖。
通过更多的联邦、州或地方法律或法规，包括铁路行业关于轨道车设计或原油铁路运输活动的任何自愿措施，或地方社区限制或限制涉及原油的铁路运输的努力，都可能通过增加合规成本和减少对我们服务的需求来同样影响我们的业务，这可能对我们的财务状况和现金流产生不利影响。
《职业健康规例》
与我们的制造、加工、码头、存储设施和分销设施相关的工作场所受联邦职业安全与健康法案(“OSHA”)和类似州法规的要求。我们相信，我们的运作基本上遵守了OSHA的要求，包括一般行业标准、记录保存要求和对职业暴露于受管制物质的监测。我们的海上船只作业也受到美国海岸警卫队制定和监督的安全和作业标准的约束。总体而言，我们预计将增加与遵守可能更高的行业和监管安全标准(如上述标准)相关的支出。然而，目前无法准确估计这些支出，但我们预计它们不会对我们的业务产生实质性的不利影响。
我们网站上的可用信息
我们的网站地址是http://www.nglenergypartners.com.我们在向美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)提交或提交定期报告后，在合理可行的范围内尽快在我们的网站上免费提供我们向美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)提交的报告以及对这些报告的所有修订。我们网站上包含的或与我们网站相关的信息不会以引用的方式并入本年度报告，因此不应被视为本报告或我们提交给美国证券交易委员会的任何其他报告的一部分。
此外，美国证券交易委员会还设有一个互联网网站(http://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报告、委托书和信息声明以及其他与发行人相关的信息。
项目1A.评估各种风险因素
与我们的业务相关的风险
在我们的普通合伙人建立现金储备并支付成本和开支(包括向我们的普通合伙人报销费用)之后，我们可能没有足够的现金来支付最低季度分派给我们的单位持有人。
我们可能没有足够的现金来支付最低的季度分配。这些分配只能在我们的优先单位有权获得的优先季度分配之后从可用于分配的现金中进行。我们可以在我们的单位上分配的现金数量主要取决于我们从运营中产生的现金数量，这些现金数量将在每个季度之间波动，其中包括：
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• | 我们购买转售的原油、天然气液体、汽油、柴油、乙醇和生物柴油的成本，以及我们是否能够将成本增加转嫁给我们的客户； |
此外，我们可用于分配的实际现金数量还取决于其他因素，其中一些因素是我们无法控制的，包括：
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• | 信贷协议(“信贷协议”)所载的限制、适用于2023年到期的未偿还7.50%优先票据、2025年到期的6.125%优先票据和2026年到期的7.50%优先票据的契约(统称为“契约”)和其他偿债要求； |
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• | 我们9.00%B类固定利率至浮动利率累积赎回永久优先股(“B类优先股”)及9.625%C类固定利率至浮动利率累积可赎回永久优先股(“C类优先股”)(统称“优先股”)协议所载的限制； |
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• | 我们的普通合伙人建立的现金储备金额（如果有）;以及 |
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• | 本年度报告中讨论的可能影响我们现金水平的其他业务风险。 |
我们可以分配给单位持有人的现金数量主要取决于我们的现金流，而不是我们的盈利能力，这可能会阻止我们进行分配，即使在我们实现净收益的时期也是如此。
我们可用于分配的现金数量主要取决于我们的现金流，而不仅仅是盈利能力，这将受到非现金项目的影响。因此，我们可能会在为财务会计目的记录净亏损的期间进行现金分配，而在为财务会计目的记录净收益的期间可能不进行现金分配。
我们未来的财务业绩和增长可能会受到我们成功实现有机增长并在经济上可接受的条件下完成增值收购的能力的限制。
我们以经济上可接受的条款完成增值收购的能力可能会受到各种因素的限制，包括但不限于：
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• | 信贷协议和契约中的契约，限制我们为收购融资而可能产生的债务金额和类型，并可能对我们向单位持有人进行分配的能力产生不利影响； |
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• | 缺乏可用现金或外部资本，或我们发行股票支付收购费用的能力受到限制；以及 |
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• | 潜在卖方可能不愿意接受我们的共同单位作为对价，以及在收购中发行共同单位对我们现有单位持有人造成的潜在稀释影响。 |
不能保证我们将在未来找到有吸引力的收购候选者，不能保证我们能够以经济上可接受的条件收购此类业务，不能保证任何收购不会稀释收益和分配，也不能保证我们为收购融资而产生的任何额外债务不会对我们向单位持有人进行分配的能力产生不利影响。此外，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，单位持有人将没有机会评估我们在决定这些资金和其他资源的应用时将考虑的经济、财务和其他相关信息。
我们可能面临与被收购业务的整合和运营有关的重大风险，特别是那些业务与我们现有业务截然不同和分开的业务。
我们为追求增长战略而进行的任何收购都会受到潜在风险的影响，包括但不限于：
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• | 在新的地理区域或新的业务部门运营的不可预见的困难； |
我们在评估收购时进行尽职调查，但可能无法识别或全面规划与特定收购相关的所有问题和风险。即使发现了问题或风险，我们也可能无法从卖方那里获得足够的合同保护。任何这些风险的实现都可能对特定收购的成功或我们的综合财务状况、经营结果或未来增长产生实质性的不利影响。
作为我们增长战略的一部分，我们可能会将我们的业务扩展到不同于现有业务的业务。整合新业务是一个复杂、昂贵和耗时的过程，可能涉及我们运营经验有限的资产。未能及时和成功地将收购的业务整合到我们现有的业务中，可能会对我们的业务、综合财务状况或运营结果产生重大不利影响。除上述风险外，新业务将使我们面临额外的业务和运营风险，例如由于盈利能力下降导致收购对我们的单位持有人没有增值，与我们进行此类收购所产生的债务相关的利息支出增加，或者无法将这些业务成功整合到我们的整体业务运营中。任何这些风险的实现都可能对我们的综合财务状况或经营结果产生重大不利影响。
我们的巨额债务可能会限制我们获得融资和寻求其他商业机会的灵活性。
在…2019年3月31日，我们长期债务的面值是22亿美元。我们的债务水平可能会对我们产生重要后果，包括以下几点：
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• | 如有必要，我们为营运资金、资本支出、收购或其他目的获得额外融资的能力可能会受到损害，或者此类融资可能不会以有利的条件提供； |
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• | 我们可用于运营、未来商业机会和分配给单位持有人的资金将从我们支付债务本金和利息所需的现金流中减去； |
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• | 我们可能更容易受到竞争压力或业务或经济普遍下滑的影响；以及 |
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• | 我们在应对不断变化的商业和经济状况方面的灵活性可能会受到限制。 |
我们偿还债务的能力将取决于我们未来的财务和经营表现，这将受到当前经济和天气状况的影响，以及金融、商业、监管和其他因素，其中一些因素是我们无法控制的。如果我们的经营结果不足以偿还未来的债务，我们将被迫采取行动，如减少分配、减少或推迟我们的业务活动、收购、投资或资本支出、出售资产或寻求额外的股本。我们可能无法以令人满意的条件或根本不能实施任何这些行动。管理我们债务的协议允许我们在某些情况下招致额外的债务，我们可能需要招致额外的债务以实施我们的增长战略。我们可能会经历债务水平上升的不利后果。
信贷协议和契约中的限制可能会对我们的业务、财务状况、经营结果、向单位持有人进行分配的能力以及我们共同单位的价值产生不利影响。
信贷协议和契约限制了我们的能力，尤其是：
吾等获准根据信贷协议及契约向我们的单位持有人作出分派，只要在紧接分派的声明及付款生效之前及之后并无违约或违约事件发生，且分派不超过适用季度期间的可用现金。信贷协议和契约也包含要求我们保持某些财务比率的契约。看见注：8我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
信贷协议和契约的规定可能会影响我们获得未来融资和寻求有吸引力的商机的能力，以及我们在规划和应对商业条件变化方面的灵活性。此外，如未能遵守信贷协议的规定，可能会导致违约或违约事件，使我们的贷款人在信贷协议的条款及条件的规限下，宣布该债务的未偿还本金连同应计及未付利息即时到期及应付。如果我们无法偿还加速的金额，我们的贷款人可以用我们授予他们的抵押品来担保我们的债务。如果加快偿还我们的债务，我们的其他债务工具(如果存在的话)下的违约可能会被触发，我们的资产可能不足以全额偿还这些债务，我们的单位持有人可能会经历他们的投资的部分或全部损失。
利率上升可能会对我们的普通单价、我们为收购或其他目的发行股票或产生债务的能力以及我们以预期水平进行现金分配的能力产生不利影响。
未来利率可能会上升。因此，我们现有和未来信贷安排和债务发行的利率可能高于当前水平，导致我们的融资成本相应增加。与其他以收益为导向的证券一样，我们的普通单价将受到我们的现金分配水平和隐含分配收益率的影响。分配收益率经常被投资者用来比较和排名收益率导向型证券，以供投资决策之用。因此，利率的变化，无论是正的还是负的，都可能影响投资于我们共同单位的投资者的收益要求，而不断上升的利率环境可能会对我们的共同单位价格以及我们为收购或其他目的发行股票或产生债务的能力以及按我们的预期水平支付债务和现金分配的能力产生不利影响。
我们的业务依赖于美国和加拿大的原油、天然气液体和精炼产品的供应，这取决于其他各方勘探和生产原油和天然气的能力和意愿。原油和天然气勘探和生产的支出可能会受到我们无法控制的行业和金融市场状况的不利影响。
我们的业务依赖于石油和天然气行业的国内支出，这一支出和我们的业务一直并可能继续受到行业和金融市场状况以及现有或新法规的不利影响，这些法规是我们无法控制的，例如与环境问题有关的法规。
我们取决于其他实体在美国和加拿大勘探、开发和生产原油和天然气、从天然气中提取天然气液体的运营和资本支出的能力和意愿，以及必要的管道运输和储存能力的可用性。客户对原油和天然气市场价格下跌的预期，以及可用于运营和资本支出的资本，可能会导致他们削减支出，从而减少对我们的服务和设备的商业机会和需求。实际市场状况和生产商对原油和天然气液体市场状况的预期也可能导致生产商削减支出，从而减少对我们服务的商业机会和需求。
行业条件受许多我们无法控制的因素的影响，例如，用于勘探和生产原油和天然气的商业上可行的地理区域的可用性；生产液化天然气所需的富含液体的天然气的供应情况；原油和天然气的供求情况；对原油和天然气勘探和生产的环境限制，例如现有和拟议的水力压裂监管；国内和全球经济状况；原油和天然气生产国的政治不稳定；以及我们目前或潜在客户之间的合并和剥离活动。石油和天然气行业的波动及其对勘探和生产活动的影响可能会对钻探活动的水平产生不利影响。这种减税可能会导致商机减少或对我们服务的需求减少，或对我们服务的价格产生不利影响。我们市场地区新原油和天然气储量发现率的降低也可能对我们的业务产生负面的长期影响，即使在原油和天然气价格走强的环境下，如果现有产量不被取代的话。
原油和天然气生产行业往往是周期性运行的，随时可能陷入低迷；如果发生这种情况，它恢复到以前水平的速度将是不确定的。先前全球经济环境和资本市场的不利变化以及原油和天然气价格的下跌导致许多客户减少未来时期的资本预算，并导致对原油和天然气的需求减少。可用于融资支出的资本或更高的资本成本的限制已经并可能继续导致客户在未来进一步削减资本预算，即使商品价格在目前水平上有所上升。这些支出的削减可能会减少钻探项目和其他可自由支配的支出，这可能会导致商业机会和对我们服务的需求、我们可以收取的费率和我们的利用率减少。此外，我们的某些客户可能无法向包括我们在内的供应商付款。这些情况或事件中的任何一项都可能对我们的综合经营结果产生重大不利影响。
原油价格下跌可能会对我们的水务解决方案和原油物流业务产生不利影响。
原油现货和远期价格在2014年下半年经历了大幅下跌。尽管原油价格已从2016年前三个月的低点反弹，但仍远低于2014年上半年的价格。这对我们的水务解决方案业务的收入产生了不利影响。我们处理的水量在一定程度上是由原油产量水平推动的，而原油价格走低降低了生产商扩大产量的动力。此外，a我们的自来水收入的一部分
解决方案业务来自销售碳氢化合物，我们在处理废水时回收碳氢化合物，而较低的原油价格对这些收入产生了不利影响。原油价格进一步下跌或原油价格长期处于低位可能会对我们的水务解决方案业务产生不利影响。
此外，原油价格大幅下跌降低了产油国扩大产量的动力。如果原油价格保持在低位，由此导致的原油产量下降可能会对我们的原油物流业务量产生不利影响。
我们的盈利能力可能会受到与我们业务相关的价格和库存风险的负面影响。
原油物流、液体、成品油和可再生能源业务是基于“保证金”的业务，我们实现的利润率取决于销售价格与我们总供应成本的差额。因此，我们的盈利能力对供应、管道运输和存储能力或其他市场条件的变化引起的产品价格变化很敏感。
一般来说，我们试图维持一个在我们的购买和销售之间基本平衡的库存状况，包括我们未来的交货义务。我们试图通过向我们的客户销售我们的产品来获得一定的利润，这些客户包括第三方消费者、其他批发商和零售商等。然而，市场、天气或其他我们无法控制的条件可能会扰乱我们预期的产品供应，我们可能会被要求以无法转嫁给客户的更高价格获得供应。一般来说，产品供应合同允许供应商在交货时收取公布的价格或在主要储存点确定的当前价格，这可能造成突然和剧烈的价格波动。突然和长期的批发价上涨可能会降低我们的利润率。相反，产品价格的长期下跌可能会导致我们营运资本安排下的借款基数减少，我们可能被要求清算已经预售的库存。
我们的成品油和可再生能源部门的战略之一是在墨西哥湾沿岸地区购买成品油，并通过殖民地管道运输产品，然后在东南和东海岸销售。墨西哥湾沿岸与殖民地管道沿线地区的产品价格之间的价差可能会有很大差异，这可能会导致我们的产品利润率出现波动。此外，我们还面临着从购买精炼产品到销售产品期间价格下跌的风险。我们寻求通过签订NYMEX期货合约来缓解这一风险。然而，我们经营地点的价格变化与NYMEX期货市场的价格变化并不直接对应，因此这些期货合约不能完美地对冲我们的大宗商品价格风险。
我们受到来自其他中游、运输、码头和仓储公司的竞争的影响，其中一些公司规模更大、地位更稳固，可能拥有比我们更多的资源。
我们在所有细分市场都经历了竞争。在我们的液体领域，我们为天然气液体供应而竞争，也为我们的服务争夺客户。我们的竞争对手包括大型综合性石油公司、州际和州内管道，以及收集、压缩、处理、加工、运输、储存和销售天然气的公司。我们的天然气液体终端在天然气液体的运输和存储方面与其他终端和存储供应商竞争。天然气和天然气液体也与其他形式的能源竞争，包括电力、煤炭、燃料油和可再生或替代能源。
我们的原油物流部门面临着原油供应和我们服务客户的激烈竞争。这些业务还面临来自卡车运输公司的竞争，这些公司在我们服务的地区增加和边际运量。此外，我们的原油码头与拥有营销和贸易业务的综合石油公司、炼油和营销公司、独立码头公司和分销公司拥有的码头竞争。
我们的水务解决方案部门与其他业务直接和间接竞争，包括处理和其他废水处理业务。
我们的精炼产品和可再生能源部门在精炼产品和可再生能源供应以及我们的服务客户方面也面临着激烈的竞争。
我们不能保证在我们的每一项业务中都能成功竞争。如果竞争对手试图通过降价来增加市场份额，我们可能会失去客户，这将减少我们的收入。
如果我们主要存储设施或我们使用的公共运输管道或铁路的服务中断，我们的业务将受到不利影响。
我们使用第三方公共运输管道来运输我们的产品，我们使用第三方设施来存储我们的产品。这些存储设施或我们使用的公共运输管道服务的任何重大中断都将对我们获得产品的能力产生不利影响。我们用火车运输原油、天然气液体、乙醇和生物柴油。我们不拥有或经营运输这些火车车厢的铁路。这些铁路运营的任何中断都可能对我们向客户交付产品的能力产生不利影响。
根据我们与客户签订的协议，向他们收取的原油、凝析油、天然气液体、汽油、柴油、乙醇和生物柴油的运输和营销费用可能不足以弥补成本的增加，在某些情况下，协议可能会暂停，这将影响我们的盈利能力。
我们的成本可能会比我们根据与客户签订的合同向客户收取的费用增加得更快。此外，某些客户在与我们的协议下的义务可能会在某些事件发生时永久或暂时减少，其中一些事件是我们无法控制的，包括不可抗力事件，即原油、凝析油和/或天然气液体的供应被削减或切断。不可抗力事件包括(但不限于)革命、战争、敌人的行为、禁运、进口或出口限制、罢工、停工、火灾、风暴、洪水、天灾、爆炸、我们的设备或设施的机械或物理故障。如果费用的增加不足以弥补增加的成本，或者如果任何客户暂停或终止与我们的合同，我们的盈利能力可能会受到重大和不利的影响。
我们销售原油、凝析油、天然气液体、汽油、柴油、乙醇和生物柴油以及相关的运输和对冲活动，以及我们对废水的处理，使我们面临潜在的监管风险。
FTC、FERC和CFTC拥有监督实物和金融能源大宗商品市场某些细分市场的法定权力。对于我们的能源商品实物销售，以及我们从事的任何相关运输和/或对冲活动，我们必须遵守这些机构执行的与市场相关的法规，这些机构拥有相当大的执法权。我们的销售也可能受到某些报告和其他要求的限制。此外，我们的一些业务目前受到FERC法规的约束，我们有义务遵守FERC适用于这些资产和业务的法规和政策。我们的其他行动将来可能会受到FERC的管辖(见“–我们的一些行动受到联邦能源管制委员会的管辖，其他行动可能会在未来成为,”(见下文)。如果我们当时不遵守FERC的规定和政策，可能会受到民事和刑事处罚。如果不遵守这些法规的解释和执行，可能会对我们的业务、综合经营业绩和财务状况产生实质性的不利影响。
原油和成品油在州内的运输或储存，受设施所在地和交易发生地国家的管制。遵守这些州法规可能会对我们的那部分业务、综合运营结果和财务状况产生实质性的不利影响。
《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法》(下称《多德-弗兰克法案》)规定了衍生品交易的法律和监管要求，包括原油、精炼和可再生产品，以及天然气对冲交易。某些交易将被要求在交易所进行清算，现金抵押品将不得不过帐。《多德-弗兰克法案》为商业最终用户规定了一项潜在的豁免，使其不受这些清算和现金抵押品要求的限制，其中包括一些明确的术语，这些术语将用于确定这一豁免如何适用于特定的衍生品交易和这些交易的当事人。由于多德-弗兰克法案授权CFTC颁布规则，以定义这些术语，因此目前尚不确定该法案对我们的对冲活动的全面影响。然而，新法例和任何新法规可能会大幅增加衍生工具合约的成本(包括要求提供抵押品，这可能会对我们的可用流动资金造成不利影响)，大幅改变衍生工具合约的条款，减少衍生工具的供应以防范我们遇到的风险，降低我们将现有衍生工具合约货币化或重组的能力，以及增加我们对信誉较差的交易对手的风险敞口。多德-弗兰克法案还可能对我们的客户产生实质性影响，并对我们的服务需求产生实质性不利影响。
我们受到卡车运输安全法规的约束，这些法规由联邦汽车承运人安全管理局(FMCSA)制定、审查和修订。如果我们目前的DOT安全评级被下调至“不满意”，我们的业务和运营结果可能会受到不利影响。
所有受联邦监管的航空公司的安全评级都是通过FMCSA实施的名为合规安全责任(CSA)计划的计划来衡量的。CSA计划基于以下因素衡量承运人的安全表现
在路边检查中观察到的违规行为，而不是由FMCSA进行的合规审计。任何违规行为的数量和严重程度都会与规模和年度里程相当的同行公司进行比较。如果一家公司超过了FMCSA设定的门槛，它将受到FMCSA的行动。有一种渐进的干预战略，首先由一家公司向FMCSA提供一份可接受的纠正行动计划，该公司将实施该计划。如果这些问题得不到纠正，干预将升级为现场合规审计，并最终被FMCSA撤销公司的运营权限，这可能会对我们的业务、综合运营结果和财务状况以及向我们的单位持有人分配现金的能力造成实质性的不利影响。
我们的业务受联邦、州、省和地方有关环境、安全和其他监管事项的法律法规的约束，遵守、违反或根据这些法律法规承担责任的成本可能会对我们的盈利能力产生不利影响。
我们的业务，包括涉及原油、凝析油、天然气液体、精炼产品、可再生能源以及原油和天然气生产废水的业务，必须遵守与保护自然资源和环境、健康和安全、废物管理以及此类产品和材料的运输和处置有关的严格的联邦、州、省和地方法律和法规。我们面临着因处理废水和碳氢化合物(如原油、凝析油、天然气液体、汽油、柴油、乙醇和生物柴油)而招致巨大环境成本和责任的固有风险。例如，我们的水务解决方案业务伴随着环境风险，包括从处理厂泄漏到地表或地下土壤、地表水或地下水，或意外泄漏。我们的原油物流、液体、成品油和可再生能源业务具有类似的泄漏风险，以及原油、天然气液体和碳氢化合物突然或意外泄漏的风险。根据或违反环境法律和条例的责任，除其他外，可能导致减损或取消运营、禁令、罚款和处罚、名誉损害、补救支出以及自然资源损害、财产损害和人身伤害的责任。
我们使用各种运输方式运输天然气液体、原油、成品油和可再生产品以及水，包括卡车、有轨电车、驳船和管道，每一种运输方式都受到监管。关于卡车运输，我们受制于根据联邦立法颁布的法规，包括联邦汽车承运人安全法和2002年的国土安全法，这些法规涵盖危险材料的安全和运输，由交通部管理。我们还拥有和租赁一组火车车厢，其运营受到交通部联邦铁路局以及其他联邦和州监管机构的监管管辖。行业内涉及从巴肯地区运送原油的火车的火车事故(这些事故都没有直接涉及我们的任何业务运营)导致了对用火车运输原油的安全性的立法和监管审查力度加大。出台法规，对用于运输原油的轨道车的类型、设计、规格或结构提出新的要求，可能会导致在建造新的轨道车以满足新规格或已投入使用的轨道车正在改装期间，运输能力受到严重限制。我们的驳船运输业务受制于《琼斯法案》，这是一项联邦法律，一般将美国的海上运输限制为在美国建造和注册的船只，并由美国公民人工/拥有，以及制定了美国海岸警卫队的规则和条例。不遵守这些规定中的任何一项都可能导致与我们产品运输相关的成本增加，并可能对我们的业务产生不利影响。
此外，根据某些环境法，我们可能对以前发布的材料的调查、移除或补救承担严格的和/或连带责任。因此，这些法律可能会导致我们对其他人的行为负责，例如我们设施的先前所有者或经营者，或我们或我们的前任行为的后果，无论我们是否对释放负有责任，或者该等行为是否符合所有适用的法律。此外，在某些设施关闭后，例如在其使用年限结束时，我们已经并可能被要求进行环境评估或清理。
此外，为了开展我们的业务，我们必须从各种联邦、州、省和地方政府当局获得和维护与废水处理、排放和处置、空气排放、运输和其他环境事项有关的大量许可证、批准和其他授权。这些授权要求我们遵守可能繁琐或成本高昂的条款和条件，这些条款和条件可能需要进行代价高昂的操作修改才能达到和保持合规。这些许可证、批准和其他授权的续期、修订或修改可能涉及施加更严格和更繁琐的条款和条件，从而导致更高的成本和对我们的运营产生更大的影响。
环境法律法规的变化频繁。新的法律或法规、对现有法律或法规的更改，如更严格的污染控制要求或额外的安全要求，或对现有法律和法规的更严格解释或执行，可能会对我们造成不利影响，并可能导致运营增加。
成本，并对我们的活动和盈利能力产生实质性的不利影响。例如，管理水井水力压裂所需地表水或地下水的提取、储存和使用的新的或拟议的法律或法规可能会增加我们处理水力压裂回流水的成本(或影响我们的水力压裂客户的操作能力)，并导致我们的水处理操作的延迟、中断或终止，所有这些都可能对我们的综合运营结果和财务状况产生重大不利影响。
此外，我们在石油和天然气生产行业的客户受到某些环境法律和法规的约束，这可能会给他们带来巨大的成本和责任。我们的客户在遵守环境法律法规方面的任何重大成本增加或限制，都可能对他们的生产产出产生重大影响。这种对我们客户的影响可能会减少对我们服务的需求，从而对我们的利用率和盈利能力产生实质性的不利影响。通过或实施任何新的法规，对温室气体排放施加额外的报告义务，或限制我们的设备和业务的温室气体排放，都可能需要我们招致巨大的成本。
与我们的水力压裂客户相关的州立法和监管举措可能会损害我们的业务。
水力压裂在我们的Water Solutions部门运营的原油和天然气田中是一种常见的做法。水力压裂是一种重要而常见的工艺，用于在页岩地层以及致密的常规地层中生产天然气和其他碳氢化合物凝析油。水力压裂过程主要由国家石油和天然气主管部门监管。这一过程受到了部分公众以及环境和其他团体的高度关注，他们断言，水力压裂过程中使用的化学物质可能会对饮用水供应产生不利影响。为应对这一感知到的威胁，新的法律或法规或对现有法律或法规的修改可能会对石油和天然气钻探行业产生不利影响。目前或拟议对水力压裂的任何限制都可能导致运营延误或增加运营成本和监管负担，这可能会使水力压裂变得更加困难或成本更高，从而对我们的客户基础产生负面影响，从而对我们的盈利能力产生不利影响。
与海水处理井相关的联邦和州立法和监管举措可能会导致成本增加和额外的运营限制或延误，并可能损害我们的业务。
水处理过程主要由国家石油和天然气主管部门监管。这一水处理过程受到了部分公众以及环境和其他团体的审查，他们断言，某些水处理井的运行导致地震活动增加。为应对这一感知到的威胁，新的法律或法规，或对现有法律或法规的修改，可能会对水处理行业产生不利影响。
在某些情况下，州监管机构要求我们暂停特定处置设施的运营，等待对其对地震活动的潜在影响进行进一步研究。在一个例子中，我们改装了一口处理井，将水重新引导到地质地层的不同区域，以解决这种关切。
我们无法预测是否会颁布任何联邦、州或地方法律或法规，如果是的话，任何此类法律或法规将要求或禁止采取什么行动。然而，对水处理的任何限制都可能导致运营延误或增加运营成本和监管负担，这可能会使水处理操作变得更加困难或成本更高，这将对我们的盈利能力产生负面影响。
季节性天气状况和天灾人祸可能严重扰乱正常运营，并对我们的业务、财务状况和运营业绩产生不利影响。
我们在美国和加拿大的不同地点开展业务，这些地点可能受到季节性天气条件和自然或人为灾难的不利影响。在大雪、冰雨或大风、龙卷风和飓风等极端天气条件下，或在地震或野火等其他自然灾害之后，我们可能无法在不同地点之间移动卡车或火车，我们的设施可能会受损，从而降低我们提供服务和创造收入的能力。此外，墨西哥湾沿岸地区的飓风或其他恶劣天气可能严重扰乱产品供应，并在包括我们作业的地区在内的各个地区造成严重短缺。同样的情况可能会对房屋、商业结构和客户的运营造成严重的损害或破坏。此类中断可能会对我们的业务、综合财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
风险管理程序不能消除所有商品风险、基本风险或不利市场条件的风险，这些风险可能对我们的财务状况和经营结果产生不利影响。此外，任何不遵守我们风险政策的行为都可能导致重大财务损失。
根据我们市场风险政策的要求，我们试图通过向我们的客户(如独立炼油商或大型石油公司)出售实物交割的商品，或根据远期销售合同履行未来交割义务，来锁定我们购买的部分商品的保证金。我们还签订金融衍生品合约，如期货，以管理大宗商品价格风险。通过这些交易，我们寻求在购买和销售或未来交付义务之间保持基本平衡。然而，这些政策和做法不能消除所有风险。例如，任何扰乱我们预期的商品实物供应的事件都可能使我们面临因需要履行远期销售合同所要求的义务而导致的损失风险。此外，我们不能保证我们的流程和程序将检测和/或防止所有违反我们风险管理政策和程序的行为，特别是在涉及欺骗或其他故意不当行为的情况下。
基差风险是指与在不同时间或地点购买、销售或交换同类商品相比，在购买、销售或交换某一等级或地点的商品时产生的固有市场价格风险。运输成本和时间差异是基本风险的组成部分。在一个滞后的市场中(未来交割的价格低于当前价格)，就会在时机上产生基差风险。在这些情况下，随着实物库存的价格随着时间的推移而下降，实物库存通常会贬值。基差风险无法完全消除，基差风险敞口，特别是在落后或其他不利市场条件下，可能会对我们的综合财务状况和经营业绩产生不利影响。
我们的商品衍生品和实物买卖合同的交易对手可能无法履行对我们的义务，这可能会对我们的现金流和经营业绩产生重大影响。
在我们的业务中，我们会遇到交易对手不履行的风险。产品供应以及整个原油和天然气大宗商品行业长期或近期的供应中断可能会导致我们的衍生品和实物购销合同上的交易对手违约。这可能会削弱我们获得供应以履行我们的销售交付承诺或以合理价格获得供应的能力，这可能会导致毛利率和盈利能力下降，从而削弱我们向单位持有人支付债务或分配的能力。
我们使用衍生金融工具可能会对我们的经营业绩产生不利影响。
我们一直使用衍生金融工具作为防范大宗商品价格风险或利率风险的手段，并预计将继续这样做。作为我们整体业务战略的一部分，我们可能会在未来不时增加或减少此类衍生金融工具的使用。如果商品价格或利率发生有利于我们的变化，我们使用这种衍生金融工具可能会导致我们放弃原本会实现的经济利益。此外，尽管我们在风险管理流程和程序中监控此类活动，但此类活动可能会导致亏损，这可能会对我们的综合运营结果产生不利影响，并削弱我们向单位持有人支付债务或分配的能力。
我们的一些行动受到联邦能源管制委员会的管辖，其他行动可能会在未来成为.
FERC对州际管道上的原油和成品油运输等进行了监管。不提供州际服务的州内运输和收集管道不受FERC的监管。FERC监管的州际管道运输与州内管道运输之间的区别是基于事实的确定。大梅萨管道于2016年11月1日开始运营，在科罗拉多州有几个起点，从这些起点穿过堪萨斯州，终点是俄克拉何马州的库欣。 大梅萨管道上的运输服务受FERC监管。我们的其他运输服务将来可能会受到FERC的管辖，这可能会对此类服务的服务条款、费率和收入产生不利影响。
我们原油管道的分类和监管可能会根据我们所在州的FERC、联邦法院、国会或监管委员会、法院或立法机构未来的决定而发生变化。如果FERC的监管范围扩大到我们的其他设施，或者如果我们将我们的业务扩展到受FERC监管的领域，我们可能不得不投入大量资本来遵守此类法规，此类支出可能会对我们的综合运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
在废水处理过程中回收的碳氢化合物的数量可能会有所不同。我们处理的废水中残留原油含量的任何显著减少都将影响我们的碳氢化合物回收，从而影响我们的盈利能力。
A 我们水务解决方案业务的部分收入来自销售碳氢化合物，我们在处理废水时回收碳氢化合物。我们回收足够数量碳氢化合物的能力取决于我们处理的废水中的残余原油含量，这除其他外，是水温的函数。一般来说，水温越高，残余原油含量越低。因此，我们冬季的原油采收率大大高于夏季的采收率。此外，如果生产商在将采油废水送到我们进行处理之前，开始从采油废水中回收更高水平的原油，剩余原油含量将会下降。我们处理的废水中残留原油含量的任何减少都可能对我们的盈利能力产生实质性的不利影响。
来自替代能源的竞争可能会导致我们失去客户，从而对我们的财务状况和运营业绩产生负面影响。
丙烷与其他能源竞争，其中一些能源的同等能值成本较低。我们与电力、天然气和燃料油供应商争夺客户。由于减少了对许多公用事业的监管，来自电力、天然气和可再生能源等替代能源的竞争加剧。电力是丙烷的主要竞争对手，但在一些地区，丙烷历来拥有比电力更具竞争力的价格优势。除了一些工业和商业应用外，在已有天然气管道的地区，丙烷通常与天然气不具竞争力，因为这类管道通常使天然气的输送成本可能低于丙烷的大宗输送。天然气向传统丙烷市场的扩张历来受到扩大分销和管道系统所需资本成本的抑制；然而，国家天然气分销系统的逐步扩张导致以前依赖丙烷的地区可以获得天然气，这可能导致我们失去客户，从而减少我们的收入。尽管丙烷在某些用途和市场需求上与燃料油相似，但丙烷和燃料油的竞争程度较小，主要是因为从一种转化为另一种的成本。
我们无法预测替代能源的发展可能对我们的业务产生的影响，包括地方、州和联邦政府对替代能源的补贴是否会扩大，或者这可能会对原油、天然气和天然气液体的供应或需求产生什么影响。
能源效率和新技术可能会减少对丙烷的需求，并对我们的经营业绩产生不利影响。
国家加强保护和技术进步的趋势，如安装改进的绝缘材料和开发更高效的熔炉和其他电器，对零售客户对丙烷和馏分的需求产生了不利影响。未来在电器效率、发电或其他设备方面的节约措施或技术进步可能会减少对丙烷的需求。此外，如果丙烷价格上涨，我们的一些客户可能会加大保护力度，从而减少丙烷的消费。
对精炼产品需求的减少可能会对我们的运营结果产生不利影响。
我们服务的市场对精炼产品需求的任何持续下降都可能减少我们的现金流。可能导致市场需求下降的因素包括：
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• | 经济衰退或其他不利的经济状况，导致消费者在汽油、柴油和旅行上的支出减少； |
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• | 更高的燃油税或其他直接或间接增加汽油成本的政府或监管行动； |
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• | 汽车发动机燃油经济性的提高，无论是由于消费者转向更省油的汽车，还是由于制造商的技术进步； |
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• | 原油市场价格上涨导致成品油价格上涨，这可能会减少对成品油的需求，并推动对替代产品的需求；以及 |
最近减少或取消联邦可再生燃料标准(“RFS”)的尝试如果成功，可能会对我们的运营结果产生不利影响。
美国的可再生能源产业高度依赖于几个联邦和州的激励措施，这些激励措施促进了可再生燃料的使用。如果没有这些激励措施，可再生燃料的需求和价格可能会受到负面影响，这可能会对我们的综合运营结果产生不利影响。联邦和州的激励措施中最重要的是RFS，这些激励措施有利于我们销售的可再生产品，如乙醇和生物柴油。RFS要求，在美国，每年必须将越来越多的可再生燃料与石油燃料混合。然而，如果满足某些条件，环保局有权全部或部分放弃RFS的要求。RFS的反对者已经并可能继续寻求迫使环保局减少或取消RFS。此外，已经提出立法，目的是大幅减少或消除可再生燃料标准。虽然这些立法努力的结果尚不确定，但环保局可能会在未来调整RFS要求。如果环保局以任何实质性的方式调整RFS要求，可能会对我们市场上主要的可再生燃料产品的需求产生负面影响，这可能会对我们的综合运营结果产生不利影响。
税收抵免到期可能会对生物柴油的需求产生不利影响，这可能会对我们的运营业绩产生不利影响。
对生物柴油的需求得到了某些联邦税收抵免的支持。这些税收抵免通常是短期给予的，在几个情况下，这些税收抵免已经过期。2018年2月，联邦政府通过了一项法律，将税收抵免追溯到2017年1月1日，抵免将于2017年12月31日到期。国会正在等待立法(例如众议员Abby Finkenauer(D-IA)提出的H.R.2089和参议员Ron Wyden(D-OR)提出的S.1288)，如果通过并签署成为法律，将进一步延长这些税收抵免。不能保证联邦政府将来会给予这样的税收抵免。如果联邦政府停止给予这种税收抵免的做法，这可能会对生物柴油的需求和我们的生物柴油营销活动产生不利影响。
一个或多个重要客户的流失可能会对我们的经营业绩产生重大或不利的影响。
我们预计，在可预见的未来，我们将继续依赖关键客户来支持我们的收入。关键客户的流失、合同到期后未能续签或主要客户的需求持续下降可能会导致收入的大幅损失，并可能对我们的综合运营结果产生实质性的不利影响。截至年底止年度2019年3月31日，我们很大一部分收入依赖于主要客户，总结如下：
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• | 79% 我们原油物流部门的收入中有40%来自该部门的十大客户; |
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• | 48% 我们水务解决方案部门的水处理和处置收入的10%来自该部门的十大客户; |
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• | 27% 我们液体产品部门的收入中有40%来自该部门的十大客户)；及 |
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• | 40% 我们精炼产品和可再生能源部门的收入中，有40%来自该部门的十大客户. |
我们的某些业务是通过合资企业进行的，这种合资企业具有独特的风险。
我们的某些业务是通过合资企业进行的。对于我们的合资企业，我们与可能与我们的目标和目的不同的合作伙伴分担所有权和管理责任。合作伙伴之间的意见分歧可能会导致推迟作出决定或未能就重大事项达成一致，例如大额支出或合同承诺、建造或购置资产或借款等。拖延或未能达成协议可能会阻止就此类问题采取行动，即使这样的行动可能符合我们或合资企业的最佳利益。因此，延迟决定和分歧可能会对合资企业的业务和运营产生不利影响，进而对我们的业务和运营产生不利影响。有时，我们的合资企业可能会卷入纠纷或法律程序，这可能会对我们的投资产生负面影响。因此，任何此类事件都可能对我们的综合经营业绩、财务状况和现金流产生不利影响。
通过建设新的运输系统和设施来发展我们的业务使我们面临建设风险和这些系统和设施的供应在建成后将无法获得的风险。
我们打算发展业务的方式之一是通过建设我们的系统附加物和/或建设新的终端、运输和废水处理设施。这些扩建项目需要大量的资本支出，这可能超出我们的资源范围，并涉及许多监管、环境、政治和法律方面的不确定因素，包括土地所有者、环境活动家和其他人的政治反对。我们不能保证我们会如期完成这些项目，或者完全完成，或者按预算成本完成。我们的收入可能不会因为某个项目的资金支出而增加。此外，在一个预期产量增长未能实现或我们无法获得新客户的地区，我们可能会进行扩张项目，以实现预期的未来产量增长。在我们进行扩建项目的决定中，我们也可能依赖对已探明、可能或可能储量的估计，这可能被证明是不准确的。因此，我们的新设施和基础设施可能无法吸引足够的产品来实现我们预期的投资回报，这可能对我们的综合运营业绩和财务状况产生重大不利影响。
我们可能会面临来自不同团体对我们管道和设施运营的反对。
我们可能会面临环保团体、土地所有者、部落团体、当地团体和其他倡导者对我们的管道和设施的运营的反对。这种反对可以采取多种形式，包括有组织的抗议、试图阻止或破坏我们的运营、干预涉及我们资产的监管或行政程序，或者旨在阻止、扰乱或拖延我们的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需要征得个别土地所有者的同意才能进入他们的财产；一个或多个土地所有者可能会抵制我们进行必要修复的努力，这可能会导致受影响管道或设施的运行中断一段时间，这一时间比其他情况下要长得多。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，或导致我们的行动长期中断。任何此类事件，如果中断我们业务产生的收入，或导致我们做出保险不覆盖的重大支出，可能会减少我们可用于向我们的合作伙伴支付分配的现金，并相应地对我们的财务状况和我们证券的市场价格产生不利影响。
产品责任索赔和诉讼可能会对我们的业务和运营结果产生不利影响。
我们的业务受到与处理、储存、运输和向客户提供易燃液体相关的所有操作危险和风险的影响。因此，在正常的业务过程中，我们会受到产品责任索赔和诉讼的影响，包括可能的集体诉讼。对我们提出的任何产品责任索赔，无论是否具有可取之处，都可能是昂贵的辩护，并可能导致我们的保险费增加。对我们提出的一些索赔可能不在我们的保险单范围内。此外，我们有自保留存金额，在获得任何保险收益以满足判决或和解之前，我们必须全额支付，我们的资产负债表上可能没有足够的准备金来履行此类自我留存义务。此外，即使索赔在我们的保险范围内，我们的保险覆盖范围也可能不足，我们将不得不支付超出我们保单限额的任何和解或判决的金额。我们未能维持足够的保险范围或成功地防御产品责任索赔，可能会对我们的业务、综合经营业绩、财务状况和现金流产生实质性的不利影响。
我们的操作系统出现故障或我们的任何设施或第三方的设施受到网络安全攻击，都可能对我们的财务业绩产生不利影响。
我们的业务依赖于我们的操作系统来处理大量数据和复杂的交易。如果我们的任何财务或运营系统出现故障或存在其他重大缺陷，我们的财务业绩可能会受到不利影响。如果员工因疏忽错误或故意篡改或操纵我们的系统而导致系统故障，我们的财务业绩也可能受到不利影响。此外，对自动化系统的依赖可能会进一步增加与运营系统缺陷相关的风险，员工对这些系统的篡改或操纵将导致难以发现的损失。
由于技术进步的增加，我们变得更加依赖技术来提高业务效率。我们在金融和运营部门使用各种系统，这可能会使我们的业务面临更大的风险。未来任何影响我们设施、我们的客户和任何财务数据的网络安全攻击都可能对我们的业务产生实质性的不利影响。此外，对我们客户和员工数据的网络攻击可能会导致经济损失，包括可能因未能保护数据而被罚款，并可能对我们的声誉造成负面影响。我们所依赖的第三方系统也可能遭遇操作系统故障。任何此类事件都可能扰乱我们的业务，导致潜在的责任或声誉损害，或以其他方式对我们的财务业绩产生不利影响。
我们租赁某些设施和设备，因此可能会增加成本以保留必要的土地和设备使用。
我们并不拥有我们设施所在的所有土地，因此，如果我们没有有效的通行权，或者如果我们的设施没有正确地位于此类通行权的范围内，我们可能会面临更繁琐的条款和/或增加的成本来保留必要的土地使用。此外，我们因无法续签通行权合同或其他原因而失去权利，可能会对我们的业务、综合经营业绩和财务状况产生实质性的不利影响。
此外，我们使用的某些设施和设备(或其部件)是向第三方租用特定期限的，包括我们的许多火车车厢。我们无法续订设施或设备租约或以其他方式维持以可接受的条款使用该等设施及设备的权利，或维持该等权利的成本增加，可能会对我们的综合经营业绩及现金流产生重大不利影响。
吸引和留住合格司机的困难可能会对我们的增长和盈利能力产生不利影响。
维持一支合格的卡车司机队伍对我们原油物流业务的成功至关重要。过去，我们在吸引和留住足够数量的合格司机方面遇到了困难。监管要求，包括FMCSA的CSA倡议，以及经济的改善可能会减少符合条件的司机的数量，或者要求我们支付更多费用来吸引和留住司机。如果我们选择扩大卡车车队，合格司机的短缺和对其他公司司机的激烈竞争将给增加我们的司机数量带来困难。如果我们无法继续吸引和留住足够数量的合格司机，我们可能难以满足客户需求，这可能会对我们的增长和盈利产生实质性的不利影响。
如果我们未能维持有效的内部控制制度，包括对财务报告的内部控制，我们可能无法准确报告我们的财务结果或防止欺诈，这可能会对我们共同单位的市场价格产生负面影响。
我们必须遵守修订后的1934年《证券交易法》的公开报告要求。根据2002年萨班斯·奥克斯利法案第404(A)节，我们还有义务每年审查和报告我们对财务报告的内部控制，以及根据2002年萨班斯·奥克斯利法案第404(B)节的义务，我们有义务聘请我们的独立注册会计师事务所来证明我们对财务报告的内部控制的有效性。
有效的内部控制对于我们提供可靠的财务报告、防止欺诈以及作为上市合伙企业成功运营是必要的。我们维持内部控制的努力可能不会成功，我们可能无法维持对财务报告的有效内部控制，包括我们的披露控制。任何未能保持对财务报告和披露控制的有效内部控制都可能损害我们的经营业绩或导致我们无法履行我们的报告义务。在业务合并后，在我们对最近收购的业务实施内部控制结构的阶段，这些风险可能会增加。
鉴于财务报告内部控制的设计和运作所固有的困难，以及我们业务的未来增长，我们不能对我们或我们的独立注册会计师事务所关于未来内部控制有效性的结论提供任何保证，我们可能会在努力遵守第404节的过程中产生重大成本。无效的内部控制可能会使我们受到监管机构的审查，并对我们报告的财务信息失去信心，这可能会对我们的业务产生不利影响，并可能对我们共同单位的市场价格产生负面影响。
商誉和长期资产的减值可能会减少我们的收益。
在…2019年3月31日，我们拥有良好的信誉和长期的资产39亿美元。该等资产须按年度进行减值审查，或如资料显示该等资产价值已减值，则于临时日期进行减值审查。我们需要在财务报表中记录的任何减值都将导致我们的收入计入费用，这将减少我们的收入。
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。
我们的信用管理程序可能无法完全消除客户拒付的风险。我们通过信用分析、信用审批、建立信用额度、要求提前还款(部分或
全部)，要求在规定的时间段内交付产品，并进行信用监控。虽然我们相信我们的程序是有效的，但我们不能保证未来的坏账注销可能不会很严重，任何此类不付款问题可能会影响我们的综合运营结果，并可能限制我们向单位持有人支付债务或分配的能力。
我们的码头业务依赖于各种形式的运输来接收和交付原油、天然气液体和成品油。
我们拥有天然气液体、原油和成品油码头，并出租成品油码头。这些设施依赖于由第三方拥有和运营的管道、铁路、卡车运输和存储系统。管道、铁路或横向连接服务的任何中断或服务条款和条件的不利变化都可能对我们的能力以及我们的客户将产品运送到我们的设施和从我们的设施运出的能力产生重大不利影响，并对我们的收入产生相应的重大不利影响。此外，相互连接的管道向我们设施收取的运费也会影响我们码头的利用率和价值。从历史上看，我们能够将管道运输成本转嫁给我们的客户。然而，如果竞争管道没有类似的年度电费上调或服务费调整，此类上调可能会影响我们的竞争能力，从而对我们的收入产生不利影响。
我们的营销运作取决于运输和储存能力的可用性。
我们的产品供应是在第三方拥有和运营的设施中运输和储存的。管道或存储公司的任何服务中断或服务条款和条件的不利变化都可能对我们运输产品的能力和我们客户的能力产生重大不利影响，并对我们的收入产生相应的重大不利影响。此外，相互连接的运输管道收取的费率影响我们业务的盈利能力。
我们的天然气液体业务的财务业绩是季节性的，通常在本财年的第一季度和第二季度较低，这可能需要我们在这些季度借钱向单位持有人进行分配。
我们预售给客户的天然气液体库存在夏季月份最高，而我们的现金收入在夏季月份最低。因此，我们夏季可供分配的现金远远低于冬季。由于第一财季和第二财季的现金流较低，我们可能需要借钱在这两个季度向单位持有人支付分配。对我们借款能力的任何限制都可能限制我们向单位持有人支付最低季度分配的能力。
燃料价格的大幅上涨可能会对我们的运输成本产生不利影响。
对于我们来说，燃料是向客户交付产品的一项重大运营费用。燃料价格的大幅上涨将导致我们的运输成本增加。燃料价格和供应是不可预测的，并基于我们无法控制的事件而波动，例如地缘政治事态发展、石油和天然气供需、油气生产商的行动、产油国和地区的战争和动乱、地区生产模式和天气担忧。因此，这些价格的任何上涨都可能对我们的盈利能力和竞争力产生不利影响。
我们的一些业务跨越了美国/加拿大边境，受到跨境监管。
我们的跨境活动使我们受制于监管事项，包括进出口许可证、关税、加拿大和美国的海关和税收问题，以及有毒物质认证。这些规定包括《出口管理法》、《北美自由贸易协定》和《有毒物质控制法》的《供应短缺管制》。违反这些许可证、关税和纳税申报要求可能导致施加重大的行政、民事和刑事处罚。
不同能源产区的恐怖主义风险和政治动乱可能对经济以及产品的价格和供应产生不利影响。
世界上任何一个主要能源生产区的恐怖行为都可能导致原油和天然气供应中断，这可能对供应和价格产生实质性影响。对我们行动地区的恐怖袭击可能会对我们将丙烷运到我们所在地点的能力造成负面影响。这些风险可能会对我们的综合运营结果产生潜在的负面影响。
我们的业务成功有赖于关键人员的领导和参与。
我们的高级管理层中有一些关键人物，我们认为他们对我们的业务成功至关重要。失去这些关键管理人员的领导和参与可能会对我们的业务产生重大不利影响，并可能对我们共同单位的市场价值产生不利影响。
在美国投资的内在风险
我们的合伙协议将我们普通合伙人的受托责任限制在我们的单位持有人身上，并限制了我们的单位持有人对我们普通合伙人采取的可能违反受托责任的行为可采取的补救措施。.
我们的普通合伙人对我们的单位持有人负有的受托责任由法律和我们的合伙协议规定。经修订的《特拉华州统一有限合伙企业法》(下称《特拉华州有限合伙企业法》)规定，特拉华州有限合伙企业可在其合伙协议中限制普通合伙人对有限责任合伙人和合伙企业承担的受托责任。我们的合伙协议包含了一些条款，这些条款降低了我们的普通合伙人在其他情况下应符合国家受托责任法的标准。例如，我们的合作伙伴协议：
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• | 限制我们普通合伙人的责任并减少受托责任，同时也限制了我们的单位持有人对于如果没有这些限制可能构成违反受托责任的行为的补救措施。作为购买共同单位的结果，我们的单位持有人同意一些行为和利益冲突，否则可能构成违反适用州法律下的受托责任或其他义务； |
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• | 允许我们的普通合伙人以个人身份做出一些决定，而不是以我们普通合伙人的身份做出决定。这使我们的普通合伙人有权只考虑它想要的利益和因素，而没有责任或义务考虑我们、我们的关联公司或任何有限合伙人的任何利益或影响我们的任何因素。例子包括行使其有限的认购权、对其拥有的单位的投票权以及决定是否同意合伙企业的任何合并或合并； |
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• | 规定我们的普通合伙人不对我们或我们的单位持有人以普通合伙人的身份做出的决定承担任何责任，只要它真诚地行事，这意味着我们的普通合伙人主观上认为该决定符合或不反对合伙的最佳利益； |
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• | 一般规定，未经冲突委员会批准且不涉及我们单位持有人投票的关联交易和利益冲突解决方案的条款必须不低于通常向无关第三方提供或可从无关第三方获得的条款，或者对我们来说是“公平合理的”，在确定交易或解决方案是否“公平合理”时，我们的普通合伙人可以考虑所涉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；以及 |
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• | 规定，我们的普通合伙人及其高级管理人员和董事不会为任何行为或不作为对我们或我们的有限合伙人造成的金钱损害负责，除非有司法管辖权的法院做出了不可上诉的最终判决，裁定我们的普通合伙人或其他人恶意行事或参与欺诈或故意不当行为。 |
通过购买共同单位，共同单位持有人将受到我们的合伙协议条款的约束，包括上述条款。
我们的普通合伙人及其附属公司与我们有利益冲突，对我们的单位持有人的受托责任有限，他们可能偏袒自己的利益，损害我们和我们的单位持有人的利益。
NGL Energy GP Investor Group拥有并控制我们的普通合伙人及其在我们中0.1%的普通合伙人权益。虽然我们的普通合伙人有一定的受托责任以有利于我们和我们的单位持有人的方式管理我们，但我们的普通合伙人的执行人员和董事有信托责任以有利于其所有者的方式管理我们的普通合伙人。此外，由于我们普通合伙人的某些高管和董事是我们普通合伙人的关联公司的高管或董事，NGL Energy GP Investor Group及其关联公司(包括我们的普通合伙人)与我们和我们的单位持有人之间可能会产生利益冲突。由于这些冲突，我们的普通合伙人可能会偏袒自己的利益及其附属公司的利益，而不是我们单位持有人的利益(见“-我们的合伙协议将我们普通合伙人的受托责任限制在我们的单位持有人身上，并限制了我们的单位持有人对我们普通合伙人采取的可能违反受托责任的行为可采取的补救措施。，“，上图)。我们的单位持有人因这类冲突而面临的风险，除其他因素外，可能有以下因素：
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• | 允许我们的普通合伙人在解决利益冲突时考虑我们以外的各方的利益，如NGL Energy GP Investor Group的成员； |
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• | 无论是我们的合伙协议还是任何其他协议，都不要求我们普通合伙人的所有者采取有利于我们的商业战略； |
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• | 除有限情况外，我们的普通合伙人有权和授权在没有单位持有人批准的情况下经营我们的业务； |
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• | 我们的普通合伙人决定资产购买和出售、借款、额外合伙证券的发行以及准备金的创建、减少或增加的金额和时间，每一项都可能影响分配给我们单位持有人的现金金额； |
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• | 我们的普通合伙人决定任何资本支出的金额和时间，以及资本支出是被归类为减少运营盈余的维护资本支出，还是不减少运营盈余的扩张性资本支出。这一决定可能会影响分配给我们的单位持有人和普通合伙人的现金金额； |
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• | 我们的普通合伙人决定它产生的哪些费用可以由我们报销； |
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• | 我们的普通合伙人可能会导致我们借入资金以支付现金分配，即使借款的目的或效果是进行激励性分配； |
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• | 我们的合伙协议允许我们将最多2000万美元归类为营业盈余，即使它是来自资产出售、非流动资本借款或其他构成资本盈余的来源。该现金可用于资助向我们的普通合伙人分配普通合伙人权益或激励分配权（“IDT”）; |
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• | 我们的合伙协议不限制我们的普通合伙人向我们或其关联公司支付向我们提供的任何服务，或代表我们与这些实体中的任何实体签订额外的合同安排； |
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• | 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； |
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• | 如果我们的普通合伙人拥有超过80%的普通单位，我们的普通合伙人可以行使其召回和购买所有非其及其关联公司拥有的普通单位的权利； |
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• | 我们的普通合伙人控制其及其附属公司对我们所欠义务的执行； |
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• | 我们的普通合伙人决定是否聘请单独的律师、会计师或其他人为我们提供服务；以及 |
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• | 我们的普通合伙人可以选择导致我们向其发行与我们普通合伙人的IDR相关的目标分配水平的重置，而无需我们普通合伙人董事会的冲突委员会或我们的单位持有人的批准。在某些情况下，这次选举可能会导致对我们共同单位持有人的较低分配。 |
此外，NGL Energy GP Investor Group的某些成员及其附属公司目前在能源和自然资源部门的其他公司中持有权益。我们的合伙协议规定，我们的普通合伙人将被限制从事除作为我们的普通合伙人以外的任何商业活动，以及与其在我们的所有权权益相关的活动。然而，NGL Energy GP Investor Group的成员不被禁止从事其他业务或活动，包括那些可能与我们直接竞争的业务或活动。因此，他们可能会与我们争夺收购机会，以及我们提供的新业务或现有服务的扩展。
根据我们合伙协议的条款，公司机会原则或任何类似原则不适用于我们的普通合伙人或其任何关联公司，包括其高管、董事和所有者。任何意识到潜在交易、协议、安排或其他可能为我们带来机会的个人或实体将没有任何义务与我们沟通或向我们提供此类机会。任何此等人士或实体将不会因下述事实而对吾等或任何有限责任合伙人违反任何受信责任或其他责任：该等人士或实体自行追逐或获取该等机会、将该机会导向另一人或实体或不将该机会或信息传达给吾等。这可能会在我们和我们普通合伙人的关联公司之间造成实际和潜在的利益冲突，并导致我们和我们的单位持有人得不到优待。
即使我们的单位持有人不满意，他们的投票权也是有限的，没有资格选举我们的普通合伙人或其董事。
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。单位持有人将无权每年或持续选举我们的普通合伙人或其董事会。我们普通合伙人的董事会完全由其成员选择，而不是由我们的单位持有人选择。与上市公司不同，我们不会举行单位持有人年度会议来选举董事，也不会进行公司股东年度会议上例行进行的其他事项。此外，如果我们的单位持有人对我们普通合伙人的表现不满意，他们将有有限的能力罢免我们的普通合伙人。由于这些限制，普通单位的交易价格可能会因为交易价格中没有或减少收购溢价而降低。我们的合伙协议还包含限制单位持有人召开会议或获取有关我们业务的信息的能力的条款，以及限制我们的单位持有人影响管理方式或方向的其他条款。
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。
单位持有人的投票权受到我们合伙协议中一项条款的进一步限制，该条款规定，拥有当时未偿还的任何类别单位20%或以上的个人持有的任何单位，不包括我们的普通合伙人、其关联公司、其直接受让人和经我们的普通合伙人批准的间接受让人(该批准可由我们的普通合伙人全权酌情批准)，以及在我们的普通合伙人事先批准的情况下获得该等单位的人，不能就任何事项投票。
我们的普通合伙人权益或我们普通合伙人的控制权可能会在未经我们的单位持有人同意的情况下转让给第三方。
我们的普通合伙人可以在未经我们的单位持有人同意的情况下，在合并或出售其全部或几乎所有资产时将其普通合伙人权益转让给第三方。此外，我们的合伙协议不限制NGL Energy GP Investor Group成员将其在我们普通合伙人中的全部或部分所有权权益转让给第三方的能力。我们普通合伙人的新所有者将能够用它自己指定的人取代我们普通合伙人的董事会和高级管理人员，从而对董事会和高级管理人员的决策施加重大控制。
我们普通合伙人的IDR可能会转让给第三方。
在本公司首次公开招股(IPO)截止日期10周年后的第一季度第一天之前，我们的普通合伙人转让IDR需要(除某些有限情况外)获得我们大多数未完成的共同单位(不包括由我们的普通合伙人及其附属公司持有的共同单位)的同意。然而，在此期限届满后，我们的普通合伙人可以随时将其IDR转让给第三方，而无需我们的单位持有人的同意。如果我们的普通合伙人将其IDR转让给第三方，但保留其普通合伙人的权益，我们的普通合伙人可能不会像保留其IDR所有权的情况下那样，随着时间的推移，同样的动机来扩大我们的合作伙伴关系，并增加对单位持有人的季度分配。
我们的普通合伙人拥有有限的认购权，这可能要求我们的单位持有人以不受欢迎的时间或价格出售他们的普通单位。
如果在任何时候，我们的普通合伙人及其关联公司拥有超过80%的共同单位，我们的普通合伙人将有权(它可以转让给其任何关联公司或我们)，但没有义务，以不低于当时市场价格的价格(根据我们的合伙协议的条款计算)，收购非关联人士持有的所有但不少于所有的共同单位。因此，我们的单位持有人可能被要求以不受欢迎的时间或价格出售他们的普通单位，并且可能得不到任何回报或他们的投资可能获得负回报。我们的单位持有人也可能在出售他们的单位时承担纳税义务。
向我们的普通合作伙伴支付的费用可能会很高，可能会减少我们可用于向单位持有人进行季度分配的现金。
在对共同单位进行任何分配之前，我们将报销我们的普通合伙人及其附属公司代表我们产生的所有费用，这些费用将由我们的普通合伙人根据我们的合伙协议条款自行决定。在确定可分配给我们的成本和费用时，我们的普通合伙人须遵守其对有限责任合伙人的受托责任，这一点经我们的合伙协议修改，这要求其本着诚信行事。这些
费用将包括我们的普通合伙人及其附属公司在管理和运营我们方面发生的所有成本。我们由我们普通合伙人的高级管理人员和董事管理和运营。向我们的普通合伙人及其附属公司报销费用和支付费用(如果有)将减少可用于分配给我们的单位持有人的现金金额。
我们的合作协议要求我们分配所有可用现金，这可能会限制我们增长和进行收购的能力。
我们预计，我们将把所有可用现金分配给我们的单位持有人，并将主要依靠外部融资来源，包括商业银行借款和发行债务和股权证券，以及我们为收购和扩张资本支出建立的准备金。因此，如果我们无法从外部为增长融资，我们的现金分配政策将显著削弱我们的增长能力。
此外，由于我们分配所有可用现金，我们的增长可能没有将可用现金再投资于扩大持续运营的企业的增长速度快。如果我们发行与任何收购或扩张资本支出相关的额外单位，就这些额外单位支付分配可能会增加我们无法维持或提高每单位分配水平的风险。在我们的伙伴关系协议或管理我们债务的协议中，对我们发行额外单位的能力没有限制，包括优先于共同单位的单位。为我们的增长战略融资而产生的额外商业借款或其他债务将导致利息支出增加，这反过来可能会影响我们必须分配给单位持有人的可用现金。
我们可能会在未经单位持有人批准的情况下增发单位，这将稀释现有单位持有人的利益。
我们的合伙协议不限制我们在未经基金单位持有人批准的情况下随时可能发行的额外有限合伙人权益的数量。我们发行额外普通股或同等或高级级别的其他股权证券将产生以下影响：
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• | 我们现有的单位持有人对我们的比例所有权权益将会减少； |
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• | 每个先前尚未完成的单位的相对投票权力量可能会减弱；以及 |
我们的普通合伙人在未经我们的单位持有人批准的情况下，可以选择促使我们发行共同单位，同时也保持其普通合伙人的利益，重新设定与其IDR相关的目标分配水平。这可能会导致我们的单位持有人获得更低的分配。
我们的普通合作伙伴有权根据我们在执行重置选举时的分配情况，将初始目标分配水平重置为更高级别。在我们的普通合作伙伴选择重置后，最低季度分配将被调整为等于重置的最低季度分配，目标分配水平将基于重置的最低季度分配之上的百分比增加而被重置为相应的更高水平。
如果我们的普通合作伙伴选择重置目标分配水平，它将有权获得一些共同单位。将向我们的普通合伙人发行的普通单位的数量将等于其持有人有权在前两个季度获得平均总计季度现金分配的普通单位数量，等于前两个季度在IDR上向我们的普通合伙人分配的平均现金单位数量。我们预计，我们的普通合伙人将行使这一重置权，以促进收购或内部增长项目，如果没有这样的转换，这些项目将不会对每个普通单位的现金分配产生足够的增值。然而，我们的普通合作伙伴可能会在其收到的与其IDR相关的现金分配出现下降或预期下降的情况下进行这次重置选举，因此可能希望获得共同单位，而不是保留根据初始目标分配水平在其IDR上获得分配的权利。因此，重置选举可能会导致我们的普通单位持有人经历现金分配量的减少，如果我们没有向我们的普通合伙人发行与重置目标分配水平相关的新的共同单位和普通合伙人权益，我们的普通单位持有人本来会获得的现金分配量减少。
如果法院发现单位持有人的行为构成了对我们业务的控制，我们的单位持有人的责任可能不会受到限制。
合伙企业的普通合伙人一般对合伙企业的义务负有无限责任，但合伙企业明确规定的、不向普通合伙人追索的合同义务除外。我们的合作伙伴关系是根据特拉华州的法律组织的，我们在其他一些州开展业务。在我们开展业务的其他一些州，对有限合伙人权益持有人对有限合伙义务的责任的限制还没有明确规定。如果法院或政府机构裁定以下情况，您可以承担我们的任何和所有义务，就像您是普通合伙人一样：
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• | 我们在一个州开展业务，但没有遵守该州的合伙法规；或 |
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• | 单位持有人有权与其他单位持有人采取行动，罢免或更换我们的普通合伙人，批准我们的合伙协议的一些修订，或根据我们的合伙协议采取其他行动，构成对我们业务的“控制”。 |
我们的单位持有人可能有责任偿还错误分配给他们的分配。
在某些情况下，单位持有人可能需要偿还错误退还或分配给他们的金额。根据特拉华州有限责任公司法案第17-607节，如果分配会导致我们的负债超过我们资产的公允价值，我们可能不会向我们的单位持有人进行分配。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这违反了特拉华州法律的有限合伙人将对有限合伙承担分配金额的责任。被替换的有限合伙人对转让人在被替换的有限合伙人成为有限合伙人时已知的向合伙企业作出贡献的义务负有责任，并对如果可以从合伙协议中确定负债则未知的义务承担责任。在决定是否允许分配时，既不计入因合伙企业权益而对合伙人承担的负债，也不计入对合伙企业无追索权的负债。为确定有限合伙企业资产的公允价值，《特拉华州有限责任合伙企业法》规定，受债权人追索权限制的须负责任的财产的公允价值仅应计入有限合伙企业的资产中，前提是该财产的公允价值超过无追索权的负债。
优先股给予持有者清算和分配优先于我们的普通单位持有人。
2017年6月，我们发布了8,400,000B类优先单位，并于2019年4月发布1,800,000C类优先股，在分配权和清算时的权利方面高于普通股。除某些例外情况外，只要任何优先单位仍未清偿，我们不得就我们的共同单位申报任何分配，除非所有累积及未支付的分配已在优先单位上申报及支付。在本公司清盘、清盘或解散时，优先股持有人将有权在共有单位持有人之前获得任何此类交易的收益。如果我们自愿或非自愿地进行清算、解散或清盘，支付清盘优先权可能导致普通单位持有人得不到任何对价。此外，清算优先权的存在可能会降低普通单位的价值，使我们更难在未来的发售中出售普通单位，或者阻止或推迟控制权的变更。
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合伙企业的地位。我们可能会因为很多原因而失去合伙企业的地位，包括没有足够的“合格收入”。如果美国国税局(“IRS”)出于联邦所得税的目的将我们视为一家公司，我们可用于分配给单位持有人的现金将大幅减少。
对我们共同单位的投资的预期税后经济效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。我们没有也不打算要求美国国税局就我们作为合伙企业的联邦所得税待遇做出裁决。
尽管根据特拉华州的法律，我们是一家有限合伙企业，但像我们这样的上市合伙企业在联邦所得税方面将被视为公司，除非在每个纳税年度，其总收入的90%或更多是1986年修订的《美国国税法》(以下简称《国税法》)第7704节规定的“合格收入”。“合格收入”包括勘探、开发、生产、加工、运输、储存和销售天然气、天然气产品和原油的收入和收益，或其他被动收入类型，如某些利息和股息，以及出售或以其他方式处置为产生收入而持有的资本资产的收益。
否则就构成了合格的收入。尽管根据我们目前的业务，我们不认为我们被视为公司，但如果我们的总收入未被正确归类为合格收入、我们的业务发生变化或现行法律发生变化，我们可能会被视为公司，以联邦所得税的目的或以其他方式作为一个实体征税。
如果出于联邦所得税的目的，我们被视为一家公司，我们将按公司税率缴纳联邦所得税，公司税率目前为21%(根据最近颁布的税改法，税率为35%)，并可能按不同的税率缴纳州和地方所得税。分配给我们的单位持有人通常将再次作为公司股息征税(以我们当前和累积的收益和利润为限)，任何收入、收益、亏损、扣减或信用都不会流向我们的单位持有人。由于我们作为一家公司将被征税，我们可用于分配给单位持有人的现金将大幅减少。因此，将我们视为一家公司将导致我们单位持有人的预期现金流和税后回报大幅减少，可能导致我们共同单位的市场价值大幅下降。
我们的合伙协议规定，如果制定一项法律或修改或解释现有法律，使我们作为公司纳税，或以其他方式使我们为联邦所得税目的而接受实体层面的税收，则最低季度分配额和目标分配额可能会调整，以反映该法律对我们的影响。
我们的单位持有人扣除我们产生的利息费用的能力可能会受到限制。
一般来说，我们的单位持有人有权扣除我们已支付或应计的利息，这些利息是在我们的纳税年度内可适当分配给我们的业务的债务。然而，根据美国总裁于2017年12月22日签署成为法律的《2017年减税和就业法案》(以下简称《法案》)，从2018纳税年度开始，净利息支出的扣除额不得超过我们调整后应纳税所得额的30%。对于2017年12月31日之后至2022年1月1日之前的纳税年度，该法使用基于EBITDA的计算方法计算调整后的应税收入。在2022年1月1日及以后的纳税年度，计算调整后的应纳税所得额将不再计入折旧或摊销。然后，任何不允许的业务利息支出通常在下一个纳税年度在合作伙伴层面结转作为扣除。这些限制可能导致我们的单位持有人在晚于公认会计准则财务报表确认的期间扣除利息支出。
如果我们被个别州征收大量额外的实体级税收，这将减少我们可用于分配给单位持有人的现金。
当前州法律的变化可能会使我们受到个别州额外的实体级税收的影响。由于普遍存在的州预算赤字和其他原因，几个州正在评估通过征收州收入、特许经营权和其他形式的税收来对合伙企业征收实体税的方法。征收任何此类税收可能会大大减少可供分配给我们的单位持有人的现金。我们的合伙协议规定，如果制定了一项法律，或修改或解释了现有法律，使我们不得不缴纳实体级税收，则可以调整最低季度分配额和目标分配额，以反映该法律对我们的影响。
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。
对包括我们在内的上市合伙企业或对我们共同单位的投资的现行所得税待遇，可以随时通过行政、立法或司法解释进行修改。例如，国会议员不时提议并考虑对现行美国联邦所得税法进行实质性修改，以影响上市合伙企业的税收待遇，包括任何根本性税制改革的结果。
我们无法预测任何这样的变化或其他建议最终是否会通过或会影响我们的税务待遇。对所得税法及其解释的任何修改可能具有追溯力，也可能不具有追溯力，并可能导致我们被视为公司，以缴纳联邦所得税，或以其他方式使我们受到实体层面的征税。此外，此类修改和解释的改变可能影响或导致我们改变我们的业务活动，影响对我们的投资的税务考虑，改变我们部分收入的性质或处理方式，并对我们共同单位的投资产生不利影响。虽然我们无法预测其中任何一项变化或其他提案最终是否会生效，但任何此类变化都可能对我们共同单位的投资价值产生负面影响。
如果国税局对我们所持的联邦所得税立场提出异议，我们共同单位的市场可能会受到不利影响，任何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。
我们还没有要求美国国税局就我们作为合伙企业的联邦所得税待遇做出裁决。国税局可能会采取与我们不同的立场。可能有必要诉诸行政或法院程序来维持我们所采取的部分或全部立场，而这些立场最终可能无法维持。法院可能不会同意我们的部分或全部立场。与美国国税局的任何竞争都可能对我们共同单位的市场及其交易价格产生实质性的不利影响。此外，我们与美国国税局竞争的成本将由我们的单位持有人和我们的普通合作伙伴间接承担，因为这些成本将减少我们可用于分配的现金。
如果美国国税局对2017年后开始的纳税年度的所得税申报单进行审计调整，它可能会直接向我们收取任何由此产生的税款(包括任何适用的罚款和利息)，在这种情况下，我们可用于分配给单位持有人的现金可能会大幅减少。
根据2015年两党预算法，如果美国国税局对2017年后开始的纳税年度的所得税申报单进行审计调整，它可以直接向我们收取任何由此产生的税收(包括任何适用的罚款和利息)。在审计年度内，我们通常有能力根据我们的普通合伙人和我们的单位持有人在我们的权益，将任何此类税务责任转移到他们身上，但不能保证我们在任何情况下都能这样做。如果我们被要求支付因审计调整而产生的税款、罚款和利息，我们可用于分配给单位持有人的现金可能会大幅减少。
我们的单位持有人将被要求为他们在我们收入中的份额缴税，即使他们没有从我们那里获得任何现金分配。
由于我们希望在美国联邦所得税方面被视为合伙企业，我们的单位持有人将被视为合伙人，我们将向其分配与我们分配的现金可能不同的应税收入，我们的单位持有人将被要求为他们在我们应税收入中的份额缴纳任何联邦所得税，在某些情况下，州和地方所得税，即使他们没有从我们那里获得现金分配。我们的单位持有人从我们那里获得的现金分配可能不等于他们在我们应税收入中的份额，甚至不等于该收入产生的实际纳税义务。
出售我们共同单位的税收收益或损失可能比预期的要多或少。
如果单位持有人出售他们的共同单位，他们将确认等于变现金额与他们在这些共同单位的纳税基础之间的差额的收益或损失。由于超过单位持有人在我们的应纳税所得额中可分配份额的分配减少了单位持有人在其共同单位中的纳税基础，因此，如果单位持有人以高于其在这些单位中的纳税基础的价格出售这些单位，那么先前相对于单位持有人出售的单位的超额分配的金额(如果有的话)实际上将成为单位持有人的应税收入，即使他们收到的价格低于他们的原始成本。此外，出售普通单位的变现金额的很大一部分，无论是否代表收益，都可以作为普通收入征税，因为有可能收回项目，包括重新计提折旧。此外，由于变现的金额包括单位持有人在我们无追索权债务中的份额，如果单位持有人出售单位，他们可能会产生超过他们从出售中获得的现金的纳税义务。
免税实体和非美国人因拥有我们的共同单位而面临独特的税收问题，这可能会给他们带来不利的税收后果。
免税实体对共同单位的投资，如雇员福利计划、个人退休账户(“IRA”)、Keogh计划和其他退休计划以及非美国人，引起了他们所特有的问题。例如，我们分配给免征联邦所得税的组织的几乎所有收入，包括IRA和其他退休计划，都将是不相关的企业应税收入，并将向他们征税。对非美国人的分配将通过按适用的最高有效税率预扣税款来减少，非美国人将被要求提交美国联邦所得税申报单，并就他们在我们应纳税所得额中的份额纳税。如果您是免税实体或非美国人，在投资我们的公共单位之前，您应该咨询您的税务顾问。
我们对待每个购买公共单位的人都享有相同的税收优惠，而不考虑实际购买的公共单位。美国国税局可能会对这一待遇提出质疑，这可能会对共同单位的市场价值产生不利影响。
由于我们不能匹配普通单位的转让方和受让方，以及其他原因，我们采用了折旧和摊销头寸，这些头寸可能不符合现有财政部规定的所有方面。我们采取的任何立场与适用的财政部法规不一致，可能必须在我们的联邦所得税申报单上披露。这
信息披露增加了美国国税局挑战我们的立场并向我们的部分或所有单位持有人提出调整的可能性。美国国税局对这些头寸的成功挑战可能会对我们的单位持有人可获得的税收优惠金额产生不利影响。它还可能影响这些税收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市场价值产生负面影响，或导致对单位持有人纳税申报单的审计调整。
出于联邦所得税的目的，我们的子公司被视为公司，并缴纳公司级所得税。
我们通过子公司进行一部分业务，这些子公司是联邦所得税目的公司。我们可能会选择在未来以公司形式进行额外的业务。我们的公司子公司将被征收公司税，这将减少可用于分配给我们和我们的单位持有人的现金。如果美国国税局或其他州或地方司法管辖区成功地断言我们的公司子公司的纳税义务比我们预期的要多，或者立法提高了公司税率，我们可用于分配给单位持有人的现金将进一步减少。
我们根据我们单位在第一笔业务中的所有权，每月在我们单位的转让人和受让人之间按比例分配我们的收入、收益、损失和扣除项目，用于美国联邦所得税目的 每个月的某一天，而不是以特定单位的转移日期为基础。美国国税局可能会对这种待遇提出质疑，这可能会改变我们的单位持有人之间收入、收益、损失和扣除项目的分配。
我们在每个月的第一个工作日根据我们单位的所有权，而不是根据特定单位的转让日期，在我们单位的转让人和受让人之间按比例分配我们的收入、收益、损失和扣除项目。美国财政部最近通过了最终的财政部规定，允许从2015年8月3日或之后开始的纳税年度实行类似的月度简化惯例。然而，这些规定并没有具体授权我们所采用的按比例分配方法的所有方面。如果国税局对我们的按比例分配方法提出质疑，我们可能会被要求改变收入、收益、损失和扣除项目在单位持有人之间的分配。
单位持有人如将单位借给“卖空者”以进行单位的卖空，则可视为已将该等普通单位出售。如果是这样的话，在贷款期间，出于联邦所得税的目的，该单位持有人将不再被视为这些共同单位的合伙人，并可以确认处置的收益或损失。
由于单位持有人的单位被借给“卖空者”以实现单位的卖空，可被视为已处置这些普通单位，因此单位持有人在贷款给卖空者期间将不再被视为与这些单位有关的合伙人，单位持有人可确认处置的收益或损失。此外，在向卖空者贷款期间，我们与这些单位有关的任何收入、收益、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单位的任何现金分配可以作为普通收入全额纳税。希望确保其作为合伙人的地位并避免从向卖空者的贷款中获得认可的风险的单位持有人被敦促咨询税务顾问，以讨论修改任何适用的经纪账户协议以禁止其经纪人借入其单位是否可取。
我们为美国联邦所得税的目的采用了某些估值方法和月度惯例，这可能会导致我们的普通合伙人和我们的单位持有人之间的收入、收益、损失和扣除的转移。美国国税局可能会对这种待遇提出质疑，这可能会对我们共同单位的价值产生不利影响。
当我们发行额外的单位或从事某些其他交易时，我们将确定我们资产的公平市场价值，并将我们资产的任何未实现收益或亏损分配给我们的单位持有人和我们的普通合伙人的资本账户。我们的方法可能会被视为低估了我们资产的价值。在这种情况下，某些单位持有人和普通合伙人之间可能会出现收入、收益、损失和扣除的转移，这可能对这些单位持有人不利。此外，根据我们目前的估值方法，公共单位的后续购买者可能会将其国内收入法典第743(B)节的较大部分分配给我们的有形资产，并将较少的部分分配给我们的无形资产。美国国税局可能会挑战我们的估值方法，或我们对国内收入法典第743(B)节的分配，对我们有形和无形资产的调整，以及普通合伙人和我们的某些单位持有人之间的应税收入、收益、损失和扣除的分配。
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单位持有人的应纳税所得额或损失额产生不利影响。它还可能影响我们的单位持有人出售普通单位的应税收益金额，并可能对普通单位的价值产生负面影响，或者导致我们的单位持有人在没有额外扣除的情况下对纳税申报单进行审计调整。
我们的损失的扣除额是有限制的，这可能会对我们的单位持有人产生不利影响。
有一些限制可能会阻止单位持有人使用他们在我们损失中的可分配份额作为对无关收入的扣除。在我们的单位持有人(通常是个人和少数人持股的公司)受到被动损失规则约束的情况下，我们产生的任何损失将只能用于抵消我们未来的收入，而不能用于抵消其他活动的收入，包括其他被动活动或投资。当单位持有人在与非关联方的全额应税交易中处置其在我们的全部投资时，未使用的损失可能会被扣除。单位持有人在我们净被动收入中的份额可能会被我们从前几年结转的未使用亏损所抵消，但不会被其他被动活动的亏损所抵消，包括其他上市合伙企业的亏损。可能进一步限制单位持有人扣除我们的损失的其他限制包括风险规则，以及禁止损失分摊超过单位持有人在其单位的纳税基础。
在我们经营、拥有或收购物业的司法管辖区，我们共同单位的购买者可能需要缴纳州税和地方税以及报税表备案要求。
除联邦所得税外，我们共同单位的持有者还需缴纳其他税，包括外国、州和地方所得税、非公司营业税和遗产税、遗产税或无形税，这些税是由我们现在或将来开展业务、拥有或控制财产的各个司法管辖区征收的。我们共同单位的持有者必须提交外国、州和地方所得税申报单，并在这些不同司法管辖区的部分或全部地区缴纳州和地方所得税，如果未能遵守这些要求，可能会受到惩罚。我们在许多州拥有资产和开展业务，其中大多数州对个人征收个人所得税。这些州中的大多数还对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，我们可能会在征收个人所得税的其他州拥有或控制资产或开展业务。
项目1B：处理未解决的工作人员意见
没有。
项目2.建筑和物业
我们相信，我们拥有令人满意的所有权或有效权利来使用我们的所有物质财产。虽然部分该等物业须承担债务及租赁、尚未到期及应付税款的留置权、根据收购及其他产权负担订立的竞业禁止协议保障付款义务的产权负担、地役权及限制，但我们不相信任何该等负担会对我们继续在整体业务中使用该等物业造成重大影响。我们在循环信贷安排下的义务是以我们几乎所有不动产和个人财产的留置权和抵押来担保的。
除以下所述外，我们认为，我们已获得与我们物业所有权或业务运营相关的州和地方政府和监管机构的所有材料批准、授权、订单、许可证、许可证、特许经营权和同意，并已获得或向其提交了所有必要的材料登记、资格和备案。
我们的一个设施正在使用除一项以外的所有必需许可，因为怀俄明州尚未制定发放此类许可的程序。我们相信许可证最终将被授予，但我们无法确定怀俄明州采取任何行动的时间。
我们的公司总部位于俄克拉何马州塔尔萨，现已出租。我们还在科罗拉多州丹佛市和得克萨斯州休斯敦租用公司办公室。
有关我们的物业和使用这些物业的可报告细分市场的更多信息，请参阅第一部分，第1项-“业务”。
项目3.提起法律诉讼
我们不时参与在日常业务过程中出现的各种法律程序和索赔。有关法律程序的资料，请参阅标题下的讨论“法律或有事项“和”环境问题“在注：9本年度报告所载我们的综合财务报表，通过引用并入本项目3。
项目4.披露煤矿安全情况
不适用。
第II部
| |
第五项。 | 注册人普通股市场、相关单位持有人事项和发行人购买股票证券 |
市场信息
我们的共同单位在纽约证券交易所(“NYSE”)上市，代码为“NGL”。在…2019年5月28日，大约有130个登记在册的共同单位持有人，其中不包括可能以“街道名称”持有共同单位的单位持有人。
现金分配政策
可用现金
我们的合伙协议要求，在每个季度结束后45天内，我们将所有可用现金(根据我们的合伙协议中的定义)分配给记录日期的单位持有人。任何季度的可用现金通常包括该季度末的所有现金，减去我们的普通合伙人建立的现金储备额，以(I)为我们的业务的正确开展提供准备，(Ii)遵守适用的法律、我们的任何债务工具或其他协议，以及(Iii)为未来四个季度的任何一个或多个季度向我们的单位持有人和我们的普通合伙人提供分配资金。
普通合伙人权益
我们的普通合伙人有权获得我们在清算前所做的所有季度分配的0.1%。我们的普通合伙人有权利，但没有义务，向我们提供一定比例的资本，以维持其0.1%的普通合伙人权益。如果我们将来发行额外的有限合伙人单位(在IDR重置时发行普通单位除外)，而我们的普通合伙人不向我们出资比例金额来维持其0.1%的普通合伙人权益，我们普通合伙人在我们分配中的权益可能会减少。
激励性分配权利
普通合伙人除了按其0.1%的普通合伙人权益进行分配外，还将根据对有限合伙人的分配水平获得额外的分配。这些分配被称为“激励分配”或“IDR”。我们的普通合伙人目前持有IDR，但可以将这些权利与其普通合伙人权益分开转让，但须受我们的合伙协议的限制。
下表说明了我们的有限合伙人单位持有人和我们的普通合伙人根据指定的目标分配水平从运营盈余中分配的可用现金的百分比。在“分配中的边际百分比权益”中列出的金额是我们的普通合伙人和我们的有限合伙人单位持有人在我们分配的任何可用现金中的百分比权益，包括“每单位季度分配总额”一栏中相应的金额，直到我们分配的可用现金达到下一个目标分配水平(如果有)。我们的有限合伙人单位持有人和我们的普通合伙人的最低季度分派的百分比权益也适用于低于最低季度分派的季度分派金额。下文为我们的普通合伙人列出的百分比权益包括其0.1%的普通合伙人权益，并假设我们的普通合伙人已出资维持其0.1%的普通合伙人权益所需的任何额外资本，且未转让其IDR。
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 边际兴趣百分比
分配 |
| | 季度总
每基金单位分派 | | 有限合伙人单位持有人 | | 总司令 合作伙伴(1) |
最低季度分销 | | | | | | | | $ | 0.337500 |
| | 99.9 | % | | 0.1 | % |
第一个目标分布 | | 在上面 | | $ | 0.337500 |
| | 最高可达 | | $ | 0.388125 |
| | 99.9 | % | | 0.1 | % |
二次目标分布 | | 在上面 | | $ | 0.388125 |
| | 最高可达 | | $ | 0.421875 |
| | 86.9 | % | | 13.1 | % |
第三个目标分配 | | 在上面 | | $ | 0.421875 |
| | 最高可达 | | $ | 0.506250 |
| | 76.9 | % | | 23.1 | % |
此后 | | 在上面 | | $ | 0.506250 |
| | | | | | 51.9 | % | | 48.1 | % |
| |
(1) | 最大分布 48.1%不包括我们的普通合作伙伴可能在其拥有的公共单位上收到的分配。 |
对分派付款的限制
如中所述注：8对于本年度报告中包含的合并财务报表，信贷协议包含的契约限制了我们在信贷协议下违约时支付分配的能力以及支付超过可用现金（定义见信贷协议）的分配的能力。此外，在我们被允许申报或支付公共单位的任何分配之前，必须全额支付之前所有财政季度的首选单位的季度分配。
出售未登记的证券
2019年4月9日，我们发布 4.5亿美元的7.50%2026年到期的高级无担保票据（“2026年票据”）私募。2026年票据自2019年10月15日开始，于每年4月15日和10月15日支付利息。 2026年票据于2026年4月15日到期。看见注：8我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
共同单位回购计划
下表列出了截至三个月内有关普通单位回购的某些信息 2019年3月31日:
|
| | | | | | | | | | | | | | |
期间 | | 总人数
公共单位
购得 | | 平均价格
付费单位
公共单位 | | 总人数
公共单位
作为部件购买
公开宣布的
计划 | | 近似美元值
公共单位
可能还会被买下
在该计划下 |
2019年1月1日至31日 | | — |
| | $ | — |
| | — |
| | $ | — |
|
2019年2月1日至28日 | | 11,443 |
| | $ | 11.82 |
| | — |
| | $ | — |
|
2019年3月1日至31日 | | — |
| | $ | — |
| | — |
| | $ | — |
|
| | 11,443 |
| | | | — |
| | $ | — |
|
员工交出公共单位，以支付与受限制公共单位归属相关的税款预扣税。因此，我们认为投降是“回购”。这些回购不是公开宣布的回购我们共同单位计划的一部分，我们目前也没有公开宣布的回购我们共同单位计划。
根据股权补偿计划获授权发行的证券
随着我们IPO的完成，我们的普通合伙人采用了NGL Energy Partners LP长期激励计划。见第三部分第12项-”某些实益所有人的担保所有权以及管理和相关单位持有人事项–根据股权补偿计划授权发行的证券”，其通过引用并入第5项中。
项目6. 部分财务数据
下表总结了各期间和截至所示日期的选定合并历史财务数据。下表应与第一部分第7项-“管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”以及本年度报告中包含的财务报表和相关注释一起阅读。
选定的合并历史财务数据 2019年3月31日和2018在截至2003年的三年中， 2019年3月31日来自本年度报告中包含的经审计的历史合并财务报表。选定的合并历史财务数据 2017年3月31日, 2016和2015以及期末两年中的每一年 2016年3月31日来自未包含在本年度报告中的经审计历史合并财务报表。
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 | | 2016 | | 2015 |
| | (in数千，单位数据除外） |
损益表数据 | | | | | | | | | | |
总收入 | | $ | 24,016,907 |
| | $ | 16,907,296 |
| | $ | 12,707,203 |
| | $ | 11,468,646 |
| | $ | 16,312,860 |
|
销售总成本 | | $ | 23,284,917 |
| | $ | 16,412,641 |
| | $ | 12,228,404 |
| | $ | 10,761,793 |
| | $ | 15,679,669 |
|
营业收入(亏损) | | $ | 141,989 |
| | $ | (17,174 | ) | | $ | 205,925 |
| | $ | (148,699 | ) | | $ | 43,345 |
|
利息支出 | | $ | 164,726 |
| | $ | 199,148 |
| | $ | 149,994 |
| | $ | 132,749 |
| | $ | 109,873 |
|
提前免除负债损失（收益），净额 | | $ | 12,340 |
| | $ | 23,201 |
| | $ | (24,727 | ) | | $ | (28,532 | ) | | $ | — |
|
持续经营收入(亏损) | | $ | (63,724 | ) | | $ | (226,385 | ) | | $ | 94,802 |
| | $ | (231,318 | ) | | $ | (15,229 | ) |
分配给普通单位持有人的持续经营净（损失）收入 | | $ | (155,437 | ) | | $ | (286,521 | ) | | $ | 57,645 |
| | $ | (290,725 | ) | | $ | (69,836 | ) |
每个共同单位持续经营的基本（损失）收入 | | $ | (1.26 | ) | | $ | (2.37 | ) | | $ | 0.53 |
| | $ | (2.77 | ) | | $ | (0.81 | ) |
每个共同单位持续经营的稀释（损失）收入 | | $ | (1.26 | ) | | $ | (2.37 | ) | | $ | 0.52 |
| | $ | (2.77 | ) | | $ | (0.81 | ) |
现金流数据 | | | | |
| | |
| | |
| | |
|
经营活动提供(用于)的现金净额 | | $ | 337,250 |
| | $ | 137,967 |
| | $ | (25,038 | ) | | $ | 354,264 |
| | $ | 262,831 |
|
投资活动提供(用于)的现金净额 | | $ | 453,473 |
| | $ | 270,582 |
| | $ | (363,126 | ) | | $ | (445,327 | ) | | $ | (1,366,221 | ) |
融资活动提供的现金净额(用于) | | $ | (794,245 | ) | | $ | (394,281 | ) | | $ | 371,454 |
| | $ | 80,705 |
| | $ | 1,134,693 |
|
按普通单位支付的现金分配 | | $ | 1.56 |
| | $ | 1.56 |
| | $ | 1.56 |
| | $ | 2.54 |
| | $ | 2.37 |
|
资产负债表数据-期末 | | | | | | | | | | |
总资产 | | $ | 5,902,493 |
| | $ | 6,151,122 |
| | $ | 6,320,379 |
| | $ | 5,560,155 |
| | $ | 6,655,792 |
|
长期债务总额，扣除债务发行成本和当前到期日 | | $ | 2,223,708 |
| | $ | 2,853,254 |
| | $ | 3,143,030 |
| | $ | 3,155,062 |
| | $ | 2,838,052 |
|
总股本 | | $ | 2,277,818 |
| | $ | 2,086,095 |
| | $ | 2,166,802 |
| | $ | 1,694,065 |
| | $ | 2,693,432 |
|
项目7.财务管理部门对财务状况和经营成果的讨论分析
概述
我们是一家特拉华州有限合伙企业（“我们”、“我们”、“我们的”或“合作伙伴”） 成立于2010年9月。 NGL Energy Holdings LLC是我们的普通合作伙伴。 在… 2019年3月31日, 我们的业务包括：
2018年3月30日，我们将部分零售丙烷部门出售给BCC液化石油气（“BCC”），所得收益净额为 2.124亿美元以现金形式出售，并录得处置收益 8930万美元截至2018年3月31日止年度。此次交易涉及的零售丙烷业务包括我们在美国中部和西部地区的业务。2018年7月10日，我们完成了将几乎所有剩余的零售丙烷部门出售给Superior Plus Corp.（“Superior”），总对价为 8.898亿美元以现金形式出售，并录得处置收益 4.089亿美元截至2019年3月31日止年度内。我们保留了我们的50%胜利丙烷有限责任公司(“胜利丙烷”)的所有权权益，我们随后于2018年8月14日出售(见注：2于本年报10-K表格(“年报”)内所载的综合财务报表内。这些交易代表着我们业务的战略转变，将对我们未来的业务和财务业绩产生重大影响。因此，与我们以前的零售丙烷部门相关的经营业绩和现金流量(包括胜利丙烷的收益中的权益)在所有列报的期间都被归类为非持续经营，以前的期间在综合经营报表和综合现金流量表中进行了追溯调整。此外，与我们以前的零售丙烷部门相关的资产和负债已在我们2018年3月31日的综合资产负债表中归类为持有待售。看见注：1和附注17我们的综合财务报表包括在本年度报告中，以进一步讨论这项交易。
原油物流
我们的原油物流部门从生产商和营销商那里购买原油，并将其运输到炼油厂或在管道注水站、储存码头、驳船装载设施、铁路设施、炼油厂和其他贸易中心转售，并通过其拥有的资产提供储存、码头、卡车运输、海运和管道运输服务。
我们购买或出售原油的大多数合同都是浮动价格，与俄克拉荷马州库欣等活跃市场的公布价格挂钩。我们试图通过尽可能使用背靠背实物合约来减少对价格波动的敞口。当背靠背实物合约不是最优的时，我们签订财务结算的衍生品合约，作为我们的实物库存、实物销售和实物购买合同的经济对冲。我们利用我们的运输资产将原油从井口运往价值最高的市场。不同市场原油价格之间的价差可能会波动，这可能会扩大或限制我们通过将原油运输到不同市场来创造利润率的机会。
下表汇总了每桶原油现货价格的低和高区间俄克拉荷马州库欣纽约商品交易所西德克萨斯中质原油所示期间和期末价格：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 原油现货价格每桶美元 |
截至2013年3月31日的年度， | | 低 | | 高 | | 在此期间结束时 |
2019 | | $ | 42.53 |
| | $ | 76.41 |
| | $ | 60.14 |
|
2018 | | $ | 42.53 |
| | $ | 66.14 |
| | $ | 64.94 |
|
2017 | | $ | 35.70 |
| | $ | 54.45 |
| | $ | 50.60 |
|
我们相信大宗商品价格的波动将持续下去，我们适应和管理这种波动的能力可能会影响我们的财务业绩。
我们的原油物流部门产生 经营亏损的740万美元截至年底止年度2019年3月31日，其中包括损失 1.05亿美元在我们与第三方的交易中，他们同意对我们未来的最低产量承诺全权负责，以换取 6770万美元原油合同上的短缺信用额
管道运营商和 3,530万美元现金（请参阅 注：13至本年度报告中包含的合并财务报表以供进一步讨论）。我们的原油物流部门产生 营业收入的1.229亿美元截至年底止年度2018年3月31日，其中包括 1.086亿美元出售我们之前持有的Glass Mountain Pipeline，LLC（“Glass Mountain”）50%的权益。
水溶液
我们的水解决方案部门提供处理和处置原油和天然气生产产生的废水以及处理罐底、钻井液和钻井泥浆等固体物质的服务，并进行卡车和裂解油罐清洗。此外，我们的水解决方案部门销售执行这些服务所回收的碳氢化合物，并将淡水出售给生产商用于勘探和生产活动。
我们的水处理设施位于原油和天然气产量高的地区附近，具有战略意义。. 影响我们水务解决方案部门盈利能力的一个重要因素是我们设施附近地区的勘探和生产程度，这通常基于生产商对钻探和生产新油井盈利能力的预期。 我们怀俄明州工厂的主要客户已经承诺根据一份长期合同向我们的工厂提供指定的最低水量。我们科罗拉多州工厂的主要客户已承诺将DJ盆地内油井产生的所有废水输送到我们的工厂。我们其他工厂的大多数客户没有产量承诺，尽管我们的许多工厂有面积专用或通过管道连接到生产设施。
我们的水解决方案部门产生 营业收入的2.105亿美元截至年底止年度2019年3月31日，其中包括 1.413亿美元关于我们巴肯水处理业务和南佩科斯水处理业务的销售（请参阅 注：16如欲进一步讨论这两项交易，请参阅本年度报告所载的综合财务报表)。我们的水解决方案部门产生了经营亏损的2 420万美元截至年底止年度2018年3月31日.
液体
我们的液体部门从炼油商、加工厂、生产商和其他方购买丙烷、丁烷和其他产品，并将产品销售给美国和加拿大的零售商、批发商、炼油商和石化工厂。我们的液体部门拥有27美国各地的码头和犹他州的一家盐丘存储设施合资企业运营着一支租赁的火车车厢车队，并租赁地下存储容量。我们试图通过使用背靠背实物合同和预售协议来减少对价格波动的敞口，这些合同和预售协议允许我们锁定冬季销量的一定比例。我们还签订财务结算的衍生品合约，作为我们的实物库存、实物销售和实物购买合同的经济对冲。
我们的液体批发业务是一项“成本加成”业务，既会受到价格波动的影响，也会受到数量变化的影响。我们根据产品供应、运输、搬运、储存和资本成本的转嫁加上可接受的利润来确定我们的销售价格。
天气状况和汽油调合可能会对丙烷和丁烷的需求产生重大影响，在一年中较冷的几个月，销售量和价格通常会更高。因此，我们的收入、运营利润和运营现金流在本财年的第一季度和第二季度通常较低。
下表总结了康威、堪萨斯和芒特每加仑丙烷现货价格的高低。德克萨斯州贝尔维尤，我们的两个主要定价中心，所示期间和期间结束时的价格：
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 堪萨斯州康威 | | 德克萨斯州北部贝尔维尤山 |
| | 丙烷现货价格每加仑美元 | | 丙烷现货价格每加仑美元 |
截至三月三十一日止年度， | | 低 | | 高 | | 在此期间结束时 | | 低 | | 高 | | 在此期间结束时 |
2019 | | $ | 0.50 |
| | $ | 0.88 |
| | $ | 0.55 |
| | $ | 0.58 |
| | $ | 1.11 |
| | $ | 0.64 |
|
2018 | | $ | 0.53 |
| | $ | 0.98 |
| | $ | 0.66 |
| | $ | 0.57 |
| | $ | 1.02 |
| | $ | 0.80 |
|
2017 | | $ | 0.35 |
| | $ | 0.89 |
| | $ | 0.56 |
| | $ | 0.42 |
| | $ | 0.93 |
| | $ | 0.61 |
|
下表总结了每加仑丁烷现货价格的高低。德克萨斯州贝尔维尤所示期间和期间结束时的价格：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 丁烷现货价格为每加仑1美元 |
截至2013年3月31日的年度， | | 低 | | 高 | | 在此期间结束时 |
2019 | | $ | 0.71 |
| | $ | 1.51 |
| | $ | 0.75 |
|
2018 | | $ | 0.64 |
| | $ | 1.12 |
| | $ | 0.78 |
|
2017 | | $ | 0.52 |
| | $ | 1.42 |
| | $ | 0.75 |
|
我们相信大宗商品价格的波动将持续下去，我们适应和管理这种波动的能力可能会影响我们的财务业绩。
我们的液体部门产生 经营亏损的290万美元截至年底止年度2019年3月31日，其中包括 6620万美元与我们在犹他州的盐丘储存设施合资企业相关（请参阅 注：6至本年度报告中包含的合并财务报表）。我们的液体部门的营业亏损为 9310万美元截至3月31日的一年内， 2018，其中包括 1.169亿美元与我们在犹他州的盐丘储存设施合资企业相关（请参阅 注：6至本年度报告中包含的合并财务报表）。
精炼产品和可再生能源
我们的精炼产品和可再生能源部门 开展汽油、柴油、乙醇和生物柴油营销业务, 购买s 精炼石油和可再生产品主要分布在美国墨西哥湾沿岸、东南部和中西部地区以及 进度表s 它们将在全国各地交付。 此外，在某些储存地点，我们的精炼产品和可再生能源部门还可能购买未完成的汽油调合组件，以便随后混合到成品汽油中，以供应我们的营销业务以及第三方。我们向商业和工业终端用户、独立零售商、分销商、营销者、政府实体和其他精炼石油产品批发商销售我们的产品。我们销售我们的产品 在第三方拥有的航站楼.
下表汇总了所示期间使用NYMEX汽油现货月期货的墨西哥湾沿岸汽油每桶现货价格的低和高范围以及期间末的价格：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 每桶汽油现货价格 |
截至2013年3月31日的年度， | | 低 | | 高 | | 在此期间结束时 |
2019 | | $ | 52.45 |
| | $ | 95.35 |
| | $ | 79.62 |
|
2018 | | $ | 59.24 |
| | $ | 89.88 |
| | $ | 84.75 |
|
2017 | | $ | 53.44 |
| | $ | 71.40 |
| | $ | 71.40 |
|
下表汇总了使用NYMEX ULSD即期月期货的每桶柴油现货价格的低和高范围，以及期末的价格：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 每桶柴油现货价格 |
截至2013年3月31日的年度， | | 低 | | 高 | | 在此期间结束时 |
2019 | | $ | 69.81 |
| | $ | 102.36 |
| | $ | 82.88 |
|
2018 | | $ | 57.32 |
| | $ | 89.71 |
| | $ | 85.19 |
|
2017 | | $ | 45.13 |
| | $ | 71.58 |
| | $ | 66.09 |
|
我们的精炼产品和可再生能源部门产生 营业收入的2750万美元和5670万美元截至以下年度2019年3月31日和2018年。
综合经营成果
下表概述了我们所示期间的综合经营报表：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
| | (单位：万人) |
总收入 | | $ | 24,016,907 |
| | $ | 16,907,296 |
| | $ | 12,707,203 |
|
销售总成本 | | 23,284,917 |
| | 16,412,641 |
| | 12,228,404 |
|
运营费用 | | 240,684 |
| | 201,068 |
| | 189,003 |
|
一般和行政费用 | | 107,534 |
| | 98,129 |
| | 105,805 |
|
折旧及摊销 | | 212,860 |
| | 209,020 |
| | 180,239 |
|
资产处置或减损损失（收益），净额 | | 34,296 |
| | (17,104 | ) | | (208,890 | ) |
负债重估 | | (5,373 | ) | | 20,716 |
| | 6,717 |
|
营业收入(亏损) | | 141,989 |
| | (17,174 | ) | | 205,925 |
|
未合并实体收益中的权益 | | 2,533 |
| | 7,539 |
| | 3,830 |
|
重估投资价值 | | — |
| | — |
| | (14,365 | ) |
利息支出 | | (164,726 | ) | | (199,148 | ) | | (149,994 | ) |
提前免除负债的（损失）收益，净额 | | (12,340 | ) | | (23,201 | ) | | 24,727 |
|
其他(费用)收入，净额 | | (29,946 | ) | | 6,953 |
| | 26,612 |
|
所得税前持续经营收入(亏损) | | (62,490 | ) | | (225,031 | ) | | 96,735 |
|
所得税费用 | | (1,234 | ) | | (1,354 | ) | | (1,933 | ) |
持续经营收入(亏损) | | (63,724 | ) | | (226,385 | ) | | 94,802 |
|
非持续经营所得的税后净额 | | 403,119 |
| | 156,780 |
| | 49,072 |
|
净收益(亏损) | | 339,395 |
| | (69,605 | ) | | 143,874 |
|
减去：可归因于非控股权益的净亏损(收益) | | 20,206 |
| | (240 | ) | | (6,832 | ) |
减：可赎回非控股权益应占净亏损（收入） | | 446 |
| | (1,030 | ) | | — |
|
可归因于NGL Energy Partners LP的净收益(亏损) | | $ | 360,047 |
| | $ | (70,875 | ) | | $ | 137,042 |
|
影响我们财务业绩可比性的项目
由于业务合并、处置和其他交易，我们当前和未来的经营业绩可能无法与我们所列期间的历史经营业绩进行比较。
最新发展动态
交易于 截至2019年3月31日止三个月
优先无担保票据的回购和赎回
截至2019年3月31日的三个月内，我们回购了 1190万美元2019年注释（定义见本文）的。看到 注：8请参阅本年度报告中包含的合并财务报表以供进一步讨论。
2019年3月15日，我们付款 3.297亿美元赎回我们所有未偿还的2019年票据。看到 注：8我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
信贷协议
2019年2月6日，我们修订了信贷协议（定义见本文），除其他外，重置和增加普通股回购的篮子、降低未来季度的最高总杠杆负债率并修改定义术语“合并EBITDA”。看到 注：8我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
后续事件
看见 注：19 本年度报告中包含的合并财务报表，以讨论随后发生的交易 2019年3月31日.
收购
如下所述，我们在年底前完成了大量收购 2019年3月31日和2018.这些收购影响了我们当前财年和上一财年运营业绩的可比性。
截至2019年3月31日止年度，在水解决方案部门，我们收购了剩余的 18.375%持有NGL Water Pipelines，LLC的权益 六盐水处理设施（包括 22盐水处置井）， 二牧场和 四淡水设施（包括 45淡水井）。在我们的液体部门，我们收购了 天然气液体终端业务 DCP中流，LP在精炼和可再生能源部门，我们收购了 二 成品油码头。看见注：4我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
在零售丙烷部门，我们收购了 三 零售丙烷企业以及剩余 40% 对Atlantic Propane，LLC的权益. 这些零售丙烷交易的资产和负债已计入2018年7月10日我们几乎所有剩余零售丙烷部门的出售中，该业务已被归类为已终止。看见注：4和附注17我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
截至2018年3月31日止年度，在水解决方案部门，我们收购了剩余的 50%我们收购了NGL Solids Solutions，LLC和零售丙烷部门的所有权权益 七零售丙烷业务和Victory丙烷的某些资产。这些零售丙烷业务的资产和负债计入我们2018年3月31日综合资产负债表中持作出售的流动资产和流动负债，并且该业务已被分类为已终止。看到 注：13和附注17我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
后续事件
看见 注：19 本年度报告中包含的合并财务报表，以讨论随后发生的收购 2019年3月31日.
性情
出售南佩科斯水处理业务
2019年2月28日，我们完成了将South Pecos水处理业务出售给WaterBridge Resources LLC的子公司， 2.322亿美元 现金收益净额 并录得处置收益 1.079亿美元截至年底止年度2019年3月31日. 看见 注：16 我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
由于此次销售交易并不代表对我们的运营或财务业绩产生重大影响的战略转变，因此与我们水解决方案部门这部分相关的业务尚未被归类为已终止业务。
出售巴肯盐水处理业务
2018年11月30日，我们完成了将NGL Water Solutions Bakken，LLC出售给Tallgrass Energy，LP的子公司， 8 500万美元 现金收益净额并记录出售收益 3340万美元 截至年底止年度 2019年3月31日。看见注：16我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
由于此次销售交易并不代表对我们的运营或财务业绩产生重大影响的战略转变，因此与我们水解决方案部门这部分相关的业务尚未被归类为已终止业务。
出售零售丙烷业务
2018年3月30日，我们将部分零售丙烷部门出售给BCC。2018年7月10日，我们完成了将几乎所有剩余零售丙烷部门出售给Superior，并于2018年8月14日，我们出售了之前持有的Victory丙烷权益。请参阅上面的“概述”以了解进一步的讨论。
锯齿合资企业
2018年3月30日，我们完成交易，与 Magnum Liquids，LLC是Haddington Ventures LLC的投资组合公司，以及Magnum Development，LLC和其他哈addington赞助的投资实体（统称“Magnum”）o通过将我们的锯齿盐穹储存设施与Magnum的精炼产品权利和邻近的租赁权结合起来，专注于液化天然气和精炼产品的储存。 Magnum收购了大约 28.5% 从我们那里获得Sawtooth的权益，以换取包括现金支付约 3760万美元 （不包括流动资金）以及某些精炼产品权利和邻近租赁权的贡献。看见注：16我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
出售玻璃山的权益
2017年12月22日，我们出售了之前持有的 50% 对玻璃山感兴趣 净收益 2.921亿美元 并录得处置收益 1.086亿美元 截至2017年12月31日的三个月内. 看见 注：16 我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
由于此次销售交易并不代表对我们的运营或财务业绩产生重大影响的战略转变，因此与我们原油物流部门这部分相关的业务尚未被归类为已终止业务。
趋势
原油价格可能会根据供需状况的变化而大幅波动。我们原油物流业务产生收入的机会受到原油产量的严重影响。从2014年7月到2016年2月，原油价格大幅下跌。原油价格已反弹，并处于2019年3月31日，现货价格俄克拉荷马州库欣纽约商品交易所西德克萨斯中质原油曾经是$60.14每桶。尽管近年来美国原油产量强劲，但原油价格的大幅下跌可能会降低生产商扩大产量的动力。低原油价格可能导致原油产量下降，并可能对我们的原油物流业务的产量和利润率造成不利影响。原油价格下跌对能源市场的许多参与者产生了不利影响，当原油价格处于低位或下跌时，客户或交易对手违约的内在风险更高。
从2015年1月到2018年1月，原油市场处于期货溢价，即远期原油价格大于现货价格的状态。当市场处于期货溢价时，我们的原油物流业务就会受益，因为从我们购买库存到出售库存这段时间内，不断上涨的价格会导致库存增加。 此外，当期货溢价市场证明储存桶是合理的时，我们能够更好地利用我们的存储资产。截至年底止年度2019年3月31日目前，原油市场已从现货溢价转为相当持平。现货溢价是指远期原油价格低于现货价格的情况。当市场处于现货溢价时，价格下跌通常会对我们的利润率产生不利影响。
我们在水务解决方案业务中创造收入的机会是基于我们设施所在地区的天然气和原油生产水平。如上所述，原油价格自2014年7月以来大幅下跌，但自2016年3月至31日以来有所上涨。此外，自2016年3月31日以来，钻机和产量有所增加，特别是在二叠纪和DJ盆地，这对我们的水务解决方案业务量产生了积极影响(截至三个月2019年3月31日我们处理了860,000每天处理桶废水，相比之下761,000在截至以下三个月的三个月内每天的废水桶数2018年3月31日). A 我们水务解决方案业务的部分收入来自销售碳氢化合物，我们在处理废水时回收碳氢化合物。这些回收的碳氢化合物收入增额 主要是由于 加价 现有设施的废水处理量以及从收购和原油价格上涨获得的设施的废水处理量下降；然而，这些收入受到每处理废水桶回收的脱脂油量百分比较低的不利影响。这一百分比较低的主要原因是，通过管道输送的废水增加(每桶废水含油量较少)，以及DJ盆地的运作发生变化，这导致了较低我们的水解决方案业务的每桶收入。
我们精炼产品和可再生能源部门的一个重要元素与在东南和东海岸地区的精炼产品营销有关。我们在墨西哥湾沿岸购买产品，通过第三方管道运输产品，然后销售产品在第三方拥有的航站楼。与这些客户的合同大多为期一年，定价与销售日期墨西哥湾沿岸的价格挂钩，外加指定的差价。为了经营这项业务，我们在第三方管道和我们销售产品的目的地码头保持运输中的库存。这一库存的价值
会随着市场价格的变化而增加或减少。为了减轻这种风险，我们签订了期货合约，只有在纽约港定价的基础上才能获得。由于我们的合约与墨西哥湾沿岸的价格挂钩，而我们的期货合约是基于纽约港的价格，期货合约并不能完美地对冲我们的库存持有风险。在任何给定的时期内，墨西哥湾沿岸和纽约港之间的价差可能收窄或扩大，这可能会降低期货合约作为对冲库存持有风险的有效性。这些期货合约的期限通常为六个月至一年，也可能导致一个会计年度内各个季度的收益波动。
截至年底止年度2019年3月31日，成品油价格增额。我们销售合同所基于的墨西哥湾沿岸价格的涨幅低于我们期货合同所基于的纽约港价格，这对我们的销售成本产生了不利影响。根据历史经验，我们通常预计墨西哥湾沿岸和纽约港之间的差价在整个合同年度内的差价将比一年内任何一个季度的差价更一致，我们预计一个会计年度内各个季度的销售成本波动应该比我们在整个会计年度的预期更大。
季节性
季节性影响我们的液体、精炼产品和可再生能源部门。因此，对于我们的液体业务来说，收入、运营利润和运营现金流主要产生于本财年的第三季度和第四季度。本财年第三季度的季节性机动车燃料混合影响了我们精炼产品和可再生能源业务中的汽油库存价值，也代表了我们在系统中建立库存的时期。我们在循环信贷安排下借款，以补充我们在建立库存期间的运营现金流。见“-流动性、资本来源和资本资源活动–现金流.”
截至该年度的分部经营业绩 2019年3月31日 和 2018
原油物流
下表汇总了我们的原油物流部门在所示时期的经营业绩：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， | | |
| | 2019 | | 2018 | | 变化 |
| | (以千美元为单位，每桶除外) |
收入： | | | | | | |
原油销售 | | $ | 3,011,355 |
| | $ | 2,151,203 |
| | $ | 860,152 |
|
原油运输等 | | 161,336 |
| | 122,786 |
| | 38,550 |
|
总收入(1) | | 3,172,691 |
| | 2,273,989 |
| | 898,702 |
|
费用： | | |
| | |
| | |
|
不含销售成本的衍生品影响 | | 2,939,702 |
| | 2,120,640 |
| | 819,062 |
|
销售成本-衍生品（收益）损失 | | (1,085 | ) | | 7,021 |
| | (8,106 | ) |
运营费用 | | 53,352 |
| | 47,846 |
| | 5,506 |
|
一般和行政费用 | | 6,512 |
| | 6,584 |
| | (72 | ) |
折旧及摊销费用 | | 74,165 |
| | 80,387 |
| | (6,222 | ) |
资产处置或减损损失（收益），净额 | | 107,424 |
| | (111,393 | ) | | 218,817 |
|
总费用 | | 3,180,070 |
| | 2,151,085 |
| | 1,028,985 |
|
分部营业(亏损)收入 | | $ | (7,379 | ) | | $ | 122,904 |
| | $ | (130,283 | ) |
| | | | | | |
售出原油（桶） | | 48,366 |
| | 39,626 |
| | 8,740 |
|
通过自有管道（桶）运输的原油 | | 42,564 |
| | 33,454 |
| | 9,110 |
|
原油储存能力-拥有和租赁（桶）（2） | | 5,232 |
| | 6,159 |
| | (927 | ) |
出租给第三方的原油储存能力（桶）（2） | | 2,564 |
| | 2,641 |
| | (77 | ) |
原油库存（桶）（2） | | 827 |
| | 1,219 |
| | (392 | ) |
售出原油（美元/桶） | | $ | 62.262 |
| | $ | 54.288 |
| | $ | 7.974 |
|
每售出原油成本（美元/桶） | | $ | 60.758 |
| | $ | 53.694 |
| | $ | 7.064 |
|
原油产品利润率（美元/桶） | | $ | 1.504 |
| | $ | 0.594 |
| | $ | 0.910 |
|
| |
(1) | 收入包括 3610万美元和1390万美元截至年度分部间销售额 2019年3月31日和2018分别在我们的综合经营报表中剔除。 |
| |
(2) | 信息截至 2019年3月31日和2018年3月31日，分别为。 |
原油销售收入。 这一增长主要是由于与截至2018年3月31日的年度相比，截至2019年3月31日的年度原油价格和销量有所增加。整个2019财年原油价格的上涨导致我们的市场产量增加。我们继续在美国大部分盆地销售原油量，以支持我们的各种管道、码头和运输资产。
原油运输和其他收入。 这一增长是由于我们的大梅萨管道，该管道的收入增加了 1,700万美元与截至2018年3月31日的年度相比，截至2019年3月31日的年度，主要是由于DJ盆地产量增长增加。截至2019年3月31日止年度，约 42.6万大梅萨管道运输了桶原油，平均约为 117,000每天桶数、实物量和财务量大致平均 120,000每天桶数（数量来自内部和外部各方）。此外，在截至2019年3月31日的一年中，一份新的原油营销合同使收入增加了2，340万美元。这被轨道车分包收入的减少部分抵消。
衍生品的销售成本排除影响。 这一增长主要是由于年底原油价格和销量上涨 2019年3月31日与截至年底的年度相比2018年3月31日.
销售成本-衍生品.我们年底的销售成本 2019年3月31日包括在内60万美元的实现净亏损关于衍生品和 170万美元的未实现的净收益关于衍生品。我们年底的销售成本
2018年3月31日包括在内420万美元的实现净亏损关于衍生品和 280万美元的未实现的损失净额关于衍生品。
运营、一般和行政费用. 这一增长主要是由于与大梅萨管道运输量增加有关的公用事业公司。
折旧及摊销费用。 这一减少主要是由于缩减了我们的原油运输资产船队规模，使截至年底的折旧和摊销费用减少了430万美元 2019年3月31日与截至年底的年度相比2018年3月31日.减少的另一个原因是某些无形资产已在前期全额摊销。
资产处置或减值损失(收益)净额。截至年底止年度2019年3月31日我们记录了 净亏损的1.074亿美元，其中包括损失 1.05亿美元在我们与第三方的交易中，他们同意对我们未来的最低产量承诺全权负责，以换取 6770万美元与原油管道运营商签订的合同上的缺口信用额，以及 3,530万美元现金（请参阅 注：2和注：13至本年度报告中包含的合并财务报表）。损失还包括与此次交易相关的额外费用 2.0百万美元.此外，我们还记录了 130万美元与年底前两个码头的销售有关 2019年3月31日。截至年底止年度2018年3月31日，我们录得了1.086亿美元关于出售我们之前持有的 50%对玻璃山感兴趣（请参阅 注：16至本年度报告中包含的合并财务报表）。此外，我们还记录了 净收益的280万美元关于某些其他资产的出售。
水溶液
下表总结了水解决方案部门在所示期间的经营业绩：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， | | |
| | 2019 | | 2018 | | 变化 |
| | (in数千，每桶和每天的数量除外） |
收入： | | | | | | |
废水处理服务费 | | $ | 189,947 |
| | $ | 149,114 |
| | $ | 40,833 |
|
出售回收的碳氢化合物 | | 72,678 |
| | 58,948 |
| | 13,730 |
|
其他服务收入 | | 39,061 |
| | 21,077 |
| | 17,984 |
|
总收入 | | 301,686 |
| | 229,139 |
| | 72,547 |
|
费用： | | | | | | |
不含销售成本的衍生品影响 | | 2,668 |
| | 2,150 |
| | 518 |
|
销售成本-衍生品（收益）损失 | | (13,455 | ) | | 17,195 |
| | (30,650 | ) |
运营费用 | | 130,748 |
| | 105,200 |
| | 25,548 |
|
一般和行政费用 | | 6,615 |
| | 2,623 |
| | 3,992 |
|
折旧及摊销费用 | | 108,162 |
| | 98,623 |
| | 9,539 |
|
(收益)资产处置或减值损失，净额 | | (138,204 | ) | | 6,863 |
| | (145,067 | ) |
负债重估 | | (5,373 | ) | | 20,716 |
| | (26,089 | ) |
总费用 | | 91,161 |
| | 253,370 |
| | (162,209 | ) |
分部营业收入(亏损) | | $ | 210,525 |
| | $ | (24,231 | ) | | $ | 234,756 |
|
| | | | | | |
处理废水（桶/天） | | | | | | |
二叠纪盆地 | | 461,456 |
| | 289,360 |
| | 172,096 |
|
鹰滩盆地 | | 270,849 |
| | 235,713 |
| | 35,136 |
|
DJ盆地 | | 161,010 |
| | 113,771 |
| | 47,239 |
|
其他盆地 | | 53,799 |
| | 68,466 |
| | (14,667 | ) |
总计 | | 947,114 |
| | 707,310 |
| | 239,804 |
|
处理的固体（桶/天） | | 6,957 |
| | 5,662 |
| | 1,295 |
|
出售的撇油（桶/天） | | 3,567 |
| | 3,210 |
| | 357 |
|
处理废水服务费（美元/桶） | | $ | 0.55 |
| | $ | 0.58 |
| | $ | (0.03 | ) |
用于处理废水的回收碳氢化合物（美元/桶） | | $ | 0.21 |
| | $ | 0.23 |
| | $ | (0.02 | ) |
处理废水的运营费用（美元/桶） | | $ | 0.38 |
| | $ | 0.41 |
| | $ | (0.03 | ) |
废水处理服务费收入。这个增加的主要原因是 加价现有设施以及从收购中获得的设施处理的废水量。与上一年相比，我们继续受益于我们运营的盆地（特别是在二叠纪盆地）的石油和天然气产量和钻井平台数量的增加。
已恢复的碳氢化合物收入。这个增加曾经是主要是由于 加价 现有设施的废水处理量以及从收购和原油价格上涨获得的设施的废水处理量下降；然而，这些收入受到每处理废水桶回收的脱脂油量百分比较低的不利影响。这一百分比较低的主要原因是，通过管道输送的废水增加(每桶废水含油量较少)，以及DJ盆地的运作发生变化.
其他服务收入。 其他服务收入主要包括固体处理收入、水管收入和淡水收入，所有这些 增额截至年底止年度2019年3月31日由于销量和收购的增加。
销售成本--不包括衍生产品的影响.这个增加主要是由于将废水带入我们某些水解决方案设施的费用增加.
销售成本-衍生品. 我们在水解决方案部门开展衍生品业务，以防范我们预计在处理废水和销售脱脂油时回收的碳氢化合物市场价格下跌的风险。我们年底的销售成本 2019年3月31日包括在内1,550万美元的未实现的净收益关于衍生品和 210万美元的实现净亏损关于衍生品。2018年12月，我们结算了预定结算日期为2019年1月至2020年12月的衍生品合约，并在这些衍生品上录得840万美元的收益。我们年底的销售成本 2018年3月31日包括在内1,370万美元的未实现的损失净额关于衍生品和 350万美元的实现净亏损关于衍生品。
运营、一般和行政费用.这个增加主要是由于我们拥有和运营的水处理设施和水井数量增加， 更高现有设施和从收购中获得的设施处理的量，部分被成本削减努力抵消。由于 更高加工量，我们的每桶成本 减少，如上表所示。同时有助于 增加是与我们的一项牧场收购相关的收购费用增加。
折旧及摊销费用.这个增加主要是由于收购和开发设施，部分被我们巴肯和南佩科斯水处理业务的处置以及某些无形资产在年底前全额摊销所抵消 2019年3月31日和2018.
(收益)资产处置或减值损失，净额。截至年底止年度2019年3月31日，我们完成了South Pecos水处理业务的出售，并录得了出售的收益 1.079亿美元以及出售巴肯水处理业务，并录得出售收益 3340万美元(见注：16本年度报告中包含的合并财务报表，以进一步讨论这两项交易）。此外，我们还记录了 净亏损的310万美元关于截至年度内某些其他资产的处置 2019年3月31日.
截至年底止年度2018年3月31日我们记录了 亏损的820万美元部分被收益抵消 130万美元终止非竞争协议，其中包括已注销的非竞争协议无形资产的公允价值（请参阅 注：7至本年度报告中包含的合并财务报表）。
负债的重新评估。 负债的重新估值代表我们与作为某些业务合并的一部分而收购的特许权使用费协议相关的或有对价负债的估值变化.年终支出减少 2019年3月31日主要是由于新客户的预期产量下降以及收购导致设施增加，导致预期未来特许权使用费减少。年终年度费用 2018年3月31日主要是由于新客户的实际和预期产量增加，导致预期未来特许权使用费增加。
液体
下表总结了液体部门在所示期间的经营业绩：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， | | |
| | 2019 | | 2018 | | 变化 |
| | (in数千，每加仑量除外） |
丙烷销量： | | | | | | |
收入(1) | | $ | 1,179,087 |
| | $ | 1,203,486 |
| | $ | (24,399 | ) |
不含销售成本的衍生品影响 | | 1,111,678 |
| | 1,165,414 |
| | (53,736 | ) |
销售成本-衍生品损失（收益） | | 5,856 |
| | (5,577 | ) | | 11,433 |
|
产品利润率 | | 61,553 |
| | 43,649 |
| | 17,904 |
|
| | | | | | |
辛烷销量： | | | | | | |
收入(1) | | 637,076 |
| | 562,066 |
| | 75,010 |
|
不含销售成本的衍生品影响 | | 609,833 |
| | 535,017 |
| | 74,816 |
|
销售成本-衍生品（收益）损失 | | (1,264 | ) | | 19,616 |
| | (20,880 | ) |
产品利润率 | | 28,507 |
| | 7,433 |
| | 21,074 |
|
| | | | | | |
其他产品销售： | | | | | | |
收入(1) | | 599,166 |
| | 432,570 |
| | 166,596 |
|
不含销售成本的衍生品影响 | | 570,866 |
| | 414,980 |
| | 155,886 |
|
销售成本-衍生品损失（收益） | | 1,001 |
| | (173 | ) | | 1,174 |
|
产品利润率 | | 27,299 |
| | 17,763 |
| | 9,536 |
|
| | | | | | |
服务收入： | | | | | | |
收入(1) | | 23,003 |
| | 22,548 |
| | 455 |
|
销售成本 | | 3,030 |
| | 3,930 |
| | (900 | ) |
产品利润率 | | 19,973 |
| | 18,618 |
| | 1,355 |
|
| | | | | | |
费用： | | | | | |
运营费用 | | 41,360 |
| | 32,792 |
| | 8,568 |
|
一般和行政费用 | | 5,672 |
| | 5,331 |
| | 341 |
|
折旧及摊销费用 | | 25,997 |
| | 24,937 |
| | 1,060 |
|
资产处置损失或减值净额 | | 67,213 |
| | 117,516 |
| | (50,303 | ) |
总费用 | | 140,242 |
| | 180,576 |
| | (40,334 | ) |
分部营业亏损 | | $ | (2,910 | ) | | $ | (93,113 | ) | | $ | 90,203 |
|
| | | | | | |
液体储存容量-拥有和租赁（加仑）（2） | | 397,343 |
| | 438,968 |
| | (41,625 | ) |
| | | | | | |
售出的丙烷（加仑） | | 1,383,986 |
| | 1,361,173 |
| | 22,813 |
|
售出的丙烷（美元/加仑） | | $ | 0.852 |
| | $ | 0.884 |
| | $ | (0.032 | ) |
每售出丙烷的成本（美元/加仑） | | $ | 0.807 |
| | $ | 0.852 |
| | $ | (0.045 | ) |
丙烷产品利润率（美元/加仑） | | $ | 0.045 |
| | $ | 0.032 |
| | $ | 0.013 |
|
丙烷库存（加仑）（2） | | 44,757 |
| | 48,928 |
| | (4,171 | ) |
租赁给第三方的丙烷储存容量（加仑）（2） | | 30,440 |
| | 29,662 |
| | 778 |
|
| | | | | | |
出售的辛烷（加仑） | | 610,968 |
| | 544,750 |
| | 66,218 |
|
出售的辛烷（美元/加仑） | | $ | 1.043 |
| | $ | 1.032 |
| | $ | 0.011 |
|
每售出的丙烷成本（美元/加仑） | | $ | 0.996 |
| | $ | 1.018 |
| | $ | (0.022 | ) |
辛烷产品利润率（美元/加仑） | | $ | 0.047 |
| | $ | 0.014 |
| | $ | 0.033 |
|
辛烷库存（加仑）（2） | | 21,677 |
| | 15,385 |
| | 6,292 |
|
出租给第三方的辛烷储存容量（加仑）（2） | | 62,185 |
| | 51,660 |
| | 10,525 |
|
| | | | | | |
售出的其他产品(加仑) | | 498,751 |
| | 400,405 |
| | 98,346 |
|
已售出的其他产品（美元/加仑） | | $ | 1.201 |
| | $ | 1.080 |
| | $ | 0.121 |
|
每件销售的其他产品的成本（美元/加仑） | | $ | 1.147 |
| | $ | 1.036 |
| | $ | 0.111 |
|
其他产品利润率（美元/加仑） | | $ | 0.054 |
| | $ | 0.044 |
| | $ | 0.010 |
|
其他产品库存(加仑)(2) | | 9,158 |
| | 5,822 |
| | 3,336 |
|
| |
(1) | 收入包括 2,330万美元和470万美元截至年度分部间销售额 2019年3月31日和2018分别在我们的综合经营报表中剔除。 |
| |
(2) | 信息截至 2019年3月31日和2018年3月31日，分别为。 |
丙烷销售和销售成本-不包括衍生产品的影响。收入和销售成本的下降（不包括衍生品的影响）主要是由于产品定价下降和有轨车成本下降。
销售成本-衍生品.截至2019年3月31日止年度，我们的批发丙烷销售成本包括140万美元的衍生品未实现净亏损和440万美元的衍生品净已实现亏损。截至2018年3月31日的一年内，我们的批发丙烷销售成本包括100万美元的衍生品未实现净收益和460万美元的衍生品已实现净收益。
由于有利的市场条件，截至2019年3月31日止年度，每加仑丙烷销售的丙烷产品利润率高于截至2018年3月31日止年度。
丁烷销售额和销售成本-不包括衍生产品的影响。衍生品的收入和销售成本的增长（不包括销售成本）主要是由于今年前六个月大宗商品价格上涨，但被下半年大宗商品价格下跌部分抵消。由于市场条件有利，发货量增加。
销售成本-衍生品.在截至2019年3月31日的年度内，我们丁烷销售的成本包括150万美元的衍生品未实现净收益和30万美元的衍生品已实现净亏损。我们丁烷销售的成本包括截至2018年3月31日的年度内50万美元的衍生品未实现净亏损和1910万美元的衍生品已实现净亏损。
在截至2019年3月31日的年度内，每加仑丁烷销售的丁烷产品利润率高于截至2018年3月31日的年度，这主要是由于强劲的定价市场和普遍强劲的需求。
其他产品销售额和销售成本-不包括衍生产品的影响。其他产品数量的增长是由允许产品跨市场销售的价格套利推动的。
销售成本-衍生品.我们销售其他产品的成本包括截至2019年3月31日的年度内不到10万美元的衍生品未实现净收益和100万美元的衍生品已实现净亏损。在截至2018年3月31日的年度内，我们销售其他产品的成本包括10万美元的衍生品未实现净收益和10万美元的衍生品已实现净收益。
在截至2019年3月31日的年度内，其他产品销售产品利润率较高，主要是由于强劲的定价环境和高于预期的产量。
服务收入。这一收入包括仓储、码头和运输服务收入。截至2019年3月31日止年度的增长主要是由于我们的哈德逊港码头收入增加以及列车车队使用率高所致。
营运、一般及行政开支。支出较高，原因是利润率提高导致员工佣金增加，与锯齿合资企业相关的支出增加，3月份与收购天然气液体终端相关的支出增加，以及前一年的从价税抵免。
折旧及摊销费用。本年度的支出与上年持平。
资产处置损失或减值净额。截至2019年3月31日及2018年3月31日止年度，我们录得商誉减值费用为6620万美元和1.169亿美元分别在我们的天然气液体盐穴储存报告单元内，原因是天然气液体储存需求下降，导致收入和收益与之前和未来期间的实际和预测结果相比下降(见注：6至本年度报告中包含的合并财务报表）。截至2019年3月31日和2018年3月31日止年度，我们记录了 净亏损的100万美元和60万美元分别与资产报废有关。
精炼产品 和可再生能源
下表总结了我们的精炼产品和可再生能源部门在所示期间的经营业绩。
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， | | |
| | 2019 | | 2018 | | 变化 |
| | (以千美元为单位，每桶除外) |
精制产品销售： | | | | | | |
衍生品的不含收入的影响（1） | | $ | 17,951,780 |
| | $ | 11,827,222 |
| | $ | 6,124,558 |
|
不含销售成本的衍生品影响 | | 17,937,504 |
| | 11,709,786 |
| | 6,227,718 |
|
导数(收益)损失 | | (22,023 | ) | | 77,055 |
| | (99,078 | ) |
产品利润率 | | 36,299 |
| | 40,381 |
| | (4,082 | ) |
| | | | | | |
可再生能源销售： | | | | | | |
衍生品的收入排除影响 | | 270,302 |
| | 373,669 |
| | (103,367 | ) |
不含销售成本的衍生品影响 | | 276,094 |
| | 362,457 |
| | (86,363 | ) |
导数(收益)损失 | | (2,661 | ) | | 1,467 |
| | (4,128 | ) |
产品（损失）利润率 | | (3,131 | ) | | 9,745 |
| | (12,876 | ) |
| | | | | | |
服务费和其他收入 | | 15,605 |
| | 300 |
| | 15,305 |
|
| | | | | | |
费用： | | | |
|
| | |
运营费用 | | 13,714 |
| | 14,057 |
| | (343 | ) |
一般和行政费用 | | 9,108 |
| | 8,433 |
| | 675 |
|
折旧及摊销费用 | | 1,518 |
| | 1,294 |
| | 224 |
|
资产处置或减值收益，净额 | | (3,026 | ) | | (30,098 | ) | | 27,072 |
|
总费用（收入），净额 | | 21,314 |
| | (6,314 | ) | | 27,628 |
|
分部营业收入 | | $ | 27,459 |
| | $ | 56,740 |
| | $ | (29,281 | ) |
| | | | | | |
售出汽油（桶） | | 173,475 |
| | 108,427 |
| | 65,048 |
|
售出的柴油（桶） | | 53,662 |
| | 56,020 |
| | (2,358 | ) |
乙醇销量（桶） | | 2,553 |
| | 3,438 |
| | (885 | ) |
售出的生物柴油（桶） | | 991 |
| | 2,079 |
| | (1,088 | ) |
精炼产品和可再生能源储存能力-租赁（桶）（2） | | 9,745 |
| | 9,911 |
| | (166 | ) |
炼油产品和可再生能源储存能力分包给第三方（桶）（2） | | 235 |
| | 1,068 |
| | (833 | ) |
汽油库存（桶）（2） | | 2,807 |
| | 3,367 |
| | (560 | ) |
柴油库存（桶）（2） | | 1,258 |
| | 1,419 |
| | (161 | ) |
乙醇库存（桶）（2） | | 1,640 |
| | 701 |
| | 939 |
|
生物柴油库存（桶）（2） | | 310 |
| | 261 |
| | 49 |
|
售出的精制产品（美元/桶） | | $ | 79.035 |
| | $ | 71.921 |
| | $ | 7.114 |
|
每售出的精炼产品成本（美元/桶） | | $ | 78.875 |
| | $ | 71.676 |
| | $ | 7.199 |
|
精制产品产品利润率（美元/桶） | | $ | 0.160 |
| | $ | 0.245 |
| | $ | (0.085 | ) |
售出的可再生产品（美元/桶） | | $ | 76.270 |
| | $ | 67.730 |
| | $ | 8.540 |
|
每件可再生产品的销售成本（美元/桶） | | $ | 77.154 |
| | $ | 65.964 |
| | $ | 11.190 |
|
可再生产品产品（损失）利润率（美元/桶） | | $ | (0.884 | ) | | $ | 1.766 |
| | $ | (2.650 | ) |
| |
(1) | 收入包括 30万美元截至年度分部间销售额 2018年3月31日这些信息在我们的综合运营报表中被删除。 |
| |
(2) | 信息截至 2019年3月31日和2018年3月31日，分别为。 |
精制产品衍生品的不含收入的影响和衍生品的不含销售成本的影响。 这个增加衍生品的不含收入的影响和衍生品的不含销售成本的影响是由于 加价在成品油价格和 增额卷的 增加价格上涨主要是由于成品油的供需关系
我们批发地点的燃料。的 增额产量主要是由于我们精炼产品业务的扩张以及对汽车燃料的持续需求。止年度 2019年3月31日墨西哥湾沿岸价格涨幅低于年底 2018年3月31日，这对我们衍生品的不含保证金的影响产生了负面影响。
精制产品-衍生品（收益）损失. 我们的年内利润率 2019年3月31日包括 利得的2,200万美元主要由于NYMEX期货价格，我们的风险管理活动 递减关于我们的短期未来头寸。我们的年内利润率 2018年3月31日包括 损失的7710万美元主要由于NYMEX期货价格，我们的风险管理活动 增加关于我们的短期未来头寸。
可再生能源衍生品的不含收入影响和衍生品的不含销售成本影响。 这个减少衍生品的不含收入的影响和衍生品的不含销售成本的影响主要是由于 减少2017年12月失去与E Energy Adams，LLC的营销合同造成的销量，部分被抵消 加价可再生能源价格上涨主要是由于可再生燃料的供需。此外，截至2018年3月31日止年度的有利利润率还包括2018年2月恢复与2017年日历年相关的生物柴油税收抵免的影响。目前，2018年日历年的生物柴油税收抵免尚未恢复。
可再生能源-衍生品（收益）损失.我们的年内利润率 2019年3月31日包括 利得的270万美元主要是由于我们未平仓远期头寸的未实现收益而导致的风险管理活动。我们的年内利润率 2018年3月31日包括 损失的150万美元主要由于NYMEX期货价格，我们的风险管理活动 增加我们的短期未来头寸，部分被我们未平仓远期头寸的未实现收益所抵消。
服务费和其他收入。 这个增加主要是由于截至2018年6月30日的三个月内，我们的一项分包协议提前终止和解，以及自2018年4月1日起将分包收入重新分类为服务费和其他收入，同时采用ASC 606. 看见注15我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
营运、一般及行政开支。这个增加主要是由于我们的精炼产品业务扩大到天然气混合领域，部分被年底环境费用的下降所抵消 2019年3月31日截至2018年6月30日的三个月内收到的与历史环境赔偿协议相关的保险赔偿金。
折旧及摊销费用。这个增加主要是由于年底前的收购 2019年3月31日.
资产处置或减损收益，净. 截至年底止年度2019年3月31日我们记录了 一种收获的300万美元出售我们之前持有的E Energy Adams，LLC 20%的权益（请参阅 注：2至本年度报告中包含的合并财务报表）。止年度 2018年3月31日，我们认识到3010万美元2016年2月出售TLR普通合伙人权益的递延收益。由于我们采用ASC 606，截至2019年3月31日的年度内没有确认类似金额的递延收益。看到 注15请参阅本年度报告中包含的合并财务报表，以进一步讨论实现递延收益的原因。
公司和其他
“公司及其他”中的营业亏损包括所示期间的以下组成部分：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， | | |
| | 2019 | | 2018 | | 变化 |
| | (单位：万人) |
其他收入： | | | | | | |
|
收入 | | $ | 1,362 |
| | $ | 1,174 |
| | $ | 188 |
|
销售成本 | | 1,929 |
| | 530 |
| | 1,399 |
|
（损失）保证金 | | (567 | ) | | 644 |
| | (1,211 | ) |
| | | | | | |
费用： | | | | | | |
|
运营费用 | | 1,605 |
| | 1,173 |
| | 432 |
|
一般和行政费用 | | 79,627 |
| | 75,158 |
| | 4,469 |
|
折旧及摊销费用 | | 3,018 |
| | 3,779 |
| | (761 | ) |
资产处置损失或减值净额 | | 889 |
| | 8 |
| | 881 |
|
总费用 | | 85,139 |
| | 80,118 |
| | 5,021 |
|
营业亏损 | | $ | (85,706 | ) | | $ | (79,474 | ) | | $ | (6,232 | ) |
一般和行政费用。年末增长 2019年3月31日主要是由于基于股权的薪酬费用较高。止年度 2019年3月31日，基于股权的薪酬费用为3，760万美元，而年底前为3，520万美元 2018年3月31日.这一增加主要是由于以普通单位支付的年度奖金增加约700万美元，以及截至2019年3月31日的年度绩效奖励被取消。这一增加被与我们的服务奖励相关的约420万美元的减少部分抵消，这主要是由于截至年底授予日期公允价值较高的服务奖励的归属 2018年3月31日.有关服务奖的进一步讨论，请参阅 注：10本年度报告中包含的合并财务报表。股权薪酬的增加主要被法律费用的减少所抵消。
折旧及摊销费用。减少主要是由于某些信息技术设备已于2018年3月31日年底全额折旧。
资产处置损失或减值净额。截至年底止年度2019年3月31日，我们出售了Victory Propane 50%的权益，并收到了Victory Propane的一张期票作为对价。我们将期票贴现为其净现值，并记录了 90万美元(见注：13至本年度报告中包含的合并财务报表）。
未合并实体收益中的权益
这个减少量的5.0百万美元截至年底止年度2019年3月31日主要是由于出售了我们在Glass Mountain和E Energy Adams，LLC的投资。2017年12月22日，我们出售了之前持有的Glass Mountain 50%的权益，2018年5月3日，我们出售了之前持有的E Energy Adams，LLC的20%的权益。这些减少被我们在2018年8月收购的一家水务公司50%权益的收益部分抵消。看见注：2和注：16我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
利息支出
利息支出包括循环信贷安排、优先担保票据和优先无担保票据的利息，以及债务发行成本的摊销、信用证费用、设备融资票据的利息和无息债务债务的利息增加。这个减少量的3440万美元截至年底止年度2019年3月31日部分原因是于2017年12月29日回购所有优先担保票据。我们还回购了8410万美元2023年票据(定义见下文)及1.109亿美元截至2018年3月31日止年度的2025年期票据(定义见下文)。减少的另一个原因是2018年10月16日赎回剩余的2021年未偿还票据(定义为
以及2019年3月15日赎回剩余的2019年未偿还票据。看见注：8我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
提前清偿负债损失，净额
截至年底止年度2019年3月31日净亏损(包括已注销的债务发行成本)与提前清偿部分未偿还优先无抵押票据以及赎回2019年和2021年票据有关。截至年底止年度2018年3月31日净亏损(包括债务发行费用)与提前清偿所有优先担保票据和部分优先无担保票据有关。有关进一步讨论，请参阅本年度报告所载综合财务报表附注8。
其他(费用)收入，净额
下表总结了的组件 其他(费用)收入，净额 所示期间：
|
| | | | | | | |
| 截至2013年3月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 |
| (单位：万人) |
利息收入(1) | $ | 5,199 |
| | $ | 6,297 |
|
Gavilon法律问题和解(2) | (34,788 | ) | | — |
|
其他(3) | (357 | ) | | 656 |
|
其他(费用)收入，净额 | $ | (29,946 | ) | | $ | 6,953 |
|
| |
(1) | 在截至2019年3月31日的年度内，这主要涉及与我们为建设由第三方使用的天然气液体设施提供融资相关的应收贷款。于截至2018年3月31日止年度内，这主要涉及与本公司融资兴建供第三方使用的天然气液体设施相关的应收贷款及来自胜利丙烷的应收贷款(请参阅本年度报告所载综合财务报表附注13以作进一步讨论)。 |
| |
(2) | 代表Gavilon法律问题和解的估计成本的应计费用(请参阅本年度报告中包括的综合财务报表附注9以进行进一步讨论)。 |
| |
(3) | 截至2019年3月31日止年度，这主要与有价证券的未实现亏损有关。截至2018年3月31日止年度，这主要与诉讼和解的收益有关。 |
所得税费用
所得税费用曾经是120万美元截至年底止年度2019年3月31日与所得税费用相比 140万美元截至年底止年度2018年3月31日. 看见 注：2 我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
非控股权益-可赎回和不可赎回
非控股权益指某些合并子公司中由第三方拥有的部分。这个增加非控制性权益损失 2190万美元截至年底止年度2019年3月31日主要是由于Sawtooth合资企业的运营亏损，我们于2018年3月出售了该合资企业28.5%的权益。
截至该年度的分部经营业绩 2018年3月31日 和 2017
原油物流
下表汇总了我们的原油物流部门在所示时期的经营业绩：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， | | |
| | 2018 | | 2017 | | 变化 |
| | (以千美元为单位，每桶除外) |
收入： | | | | | | |
原油销售 | | $ | 2,151,203 |
| | $ | 1,603,667 |
| | $ | 547,536 |
|
原油运输等 | | 122,786 |
| | 70,027 |
| | 52,759 |
|
总收入(1) | | 2,273,989 |
| | 1,673,694 |
| | 600,295 |
|
费用： | | |
| | |
| | |
|
不含销售成本的衍生品影响 | | 2,120,640 |
| | 1,573,246 |
| | 547,394 |
|
销售成本-衍生品损失 | | 7,021 |
| | 5,579 |
| | 1,442 |
|
运营费用 | | 47,846 |
| | 41,535 |
| | 6,311 |
|
一般和行政费用 | | 6,584 |
| | 5,961 |
| | 623 |
|
折旧及摊销费用 | | 80,387 |
| | 54,144 |
| | 26,243 |
|
(收益)资产处置或减值损失，净额 | | (111,393 | ) | | 10,704 |
| | (122,097 | ) |
总费用 | | 2,151,085 |
| | 1,691,169 |
| | 459,916 |
|
分部营业收入(亏损) | | $ | 122,904 |
| | $ | (17,475 | ) | | $ | 140,379 |
|
| | | | | | |
售出原油（桶） | | 39,626 |
| | 34,212 |
| | 5,414 |
|
通过自有管道（桶）运输的原油 | | 33,454 |
| | 6,365 |
| | 27,089 |
|
原油储存能力-拥有和租赁（桶）（2） | | 6,159 |
| | 7,024 |
| | (865 | ) |
出租给第三方的原油储存能力（桶）（2） | | 2,641 |
| | 3,717 |
| | (1,076 | ) |
原油库存（桶）（2） | | 1,219 |
| | 2,844 |
| | (1,625 | ) |
售出原油（美元/桶） | | $ | 54.288 |
| | $ | 46.874 |
| | $ | 7.414 |
|
每售出原油成本（美元/桶） | | $ | 53.694 |
| | $ | 46.148 |
| | $ | 7.546 |
|
原油产品利润率（美元/桶） | | $ | 0.594 |
| | $ | 0.726 |
| | $ | (0.132 | ) |
| |
(1) | 收入包括 1390万美元和680万美元截至年度分部间销售额 2018年3月31日和2017分别在我们的综合经营报表中剔除。 |
| |
(2) | 信息截至 2018年3月31日和2017年3月31日，分别为。 |
原油销售收入。 增长主要是由于截至2018年3月31日的年度原油价格和销售量较截至2017年3月31日的年度增加。这一领域继续受到竞争和美国大部分盆地低利润率的影响，我们继续在这些盆地销售原油数量，以支持我们的各种管道、码头和运输资产。此外，我们还承担目前无利可图的各种盆地的第三方原油管道的某些最低产量承诺的成本。
原油运输和其他收入。 这一增长主要是由于我们的大梅萨管道于2016年11月1日开始运营，在截至2018年3月31日的年度内，与截至2017年3月31日的年度相比，收入增加了5500万美元。这一增长也是由于与DJ盆地产量增长相关的产量增加所致。在截至2018年3月31日的年度内，Grand Mesa管道输送了约3350万桶原油，平均每天约92,000桶，金融量平均每天约96,000桶(数量来自内部和外部各方)。在截至2018年3月31日的一年中，我们卡车运输业务的收入增加主要是由于与截至2017年3月31日的年度相比，对运输服务的需求增加，但与截至2017年3月31日的年度相比，截至2018年3月31日的年度原油期货溢价曲线(远期原油价格大于现货价格)的平坦部分抵消了这一增长。
衍生品的销售成本排除影响。 这一增长主要是由于截至2018年3月31日的年度内原油价格与截至2017年3月31日的年度相比有所上涨。
销售成本-衍生品.在截至2018年3月31日的年度内，我们的销售成本包括420万美元的衍生品已实现净亏损和280万美元的衍生品未实现净亏损。在截至2017年3月31日的年度内，我们的销售成本包括710万美元的衍生品已实现净亏损和150万美元的衍生品未实现净收益。
运营、一般和行政费用.这一增长主要是由于我们的大梅萨管道于2016年11月1日开始运营，在截至2018年3月31日的年度内，与截至2017年3月31日的年度相比，支出增加了800万美元。这一增长因拥有较新的驳船船队和较小的卡车车队而减少的维修和维护费用以及维修时间以及由于库存减少而降低的财产税而被部分抵消。
折旧及摊销费用。 这一增长主要是由于我们的大梅萨管道于2016年11月1日开始运营，在截至2018年3月31日的年度内，与截至2017年3月31日的年度相比，折旧和摊销费用增加了2300万美元。增加的另一个原因是与投入使用的其他资本项目有关的较高折旧费用。
(收益)资产处置或减值损失，净额.截至2018年3月31日的一年内，我们出售之前持有的Glass Mountain 50%权益，录得1.086亿美元的收益（请参阅 注：16至本年度报告中包含的合并财务报表）。此外，我们出售多余管道和某些其他资产获得了280万美元的净收益。截至2017年3月31日止年度，我们因出售某些资产而录得650万美元的净亏损，并因减记某些其他资产而录得420万美元的亏损。
水溶液
下表总结了水解决方案部门在所示期间的经营业绩：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， | | |
| | 2018 | | 2017 | | 变化 |
| | (in数千，每桶和每天的数量除外） |
收入： | | |
| | |
| | |
|
废水处理服务费 | | $ | 149,114 |
| | $ | 110,049 |
| | $ | 39,065 |
|
出售回收的碳氢化合物 | | 58,948 |
| | 31,103 |
| | 27,845 |
|
其他服务收入 | | 21,077 |
| | 18,449 |
| | 2,628 |
|
总收入 | | 229,139 |
| | 159,601 |
| | 69,538 |
|
费用： | | |
| | |
| | |
|
不含销售成本的衍生品影响 | | 2,150 |
| | 2,071 |
| | 79 |
|
销售成本-衍生品损失 | | 17,195 |
| | 1,997 |
| | 15,198 |
|
运营费用 | | 105,200 |
| | 85,562 |
| | 19,638 |
|
一般和行政费用 | | 2,623 |
| | 2,469 |
| | 154 |
|
折旧及摊销费用 | | 98,623 |
| | 101,758 |
| | (3,135 | ) |
资产处置或减损损失（收益），净额 | | 6,863 |
| | (85,560 | ) | | 92,423 |
|
负债重估 | | 20,716 |
| | 6,717 |
| | 13,999 |
|
总费用 | | 253,370 |
| | 115,014 |
| | 138,356 |
|
分部营业(亏损)收入 | | $ | (24,231 | ) | | $ | 44,587 |
| | $ | (68,818 | ) |
| | | | | | |
处理废水（桶/天） | | | | | | |
二叠纪盆地 | | 289,360 |
| | 184,702 |
| | 104,658 |
|
鹰滩盆地 | | 235,713 |
| | 208,649 |
| | 27,064 |
|
DJ盆地 | | 113,771 |
| | 68,253 |
| | 45,518 |
|
其他盆地 | | 68,466 |
| | 40,185 |
| | 28,281 |
|
总计 | | 707,310 |
| | 501,789 |
| | 205,521 |
|
处理的固体（桶/天） | | 5,662 |
| | 3,056 |
| | 2,606 |
|
出售的撇油（桶/天） | | 3,210 |
| | 1,989 |
| | 1,221 |
|
处理废水服务费（美元/桶） | | $ | 0.58 |
| | $ | 0.60 |
| | $ | (0.02 | ) |
用于处理废水的回收碳氢化合物（美元/桶） | | $ | 0.23 |
| | $ | 0.17 |
| | $ | 0.06 |
|
处理废水的运营费用（美元/桶） | | $ | 0.41 |
| | $ | 0.47 |
| | $ | (0.06 | ) |
废水处理服务费收入。这一增加主要是由于处理的废水量增加，但部分被收费较低地区的废水量增加所抵消。与上一年相比，我们继续受益于我们运营的盆地（特别是在二叠纪盆地）的钻井平台数量的增加。
已恢复的碳氢化合物收入。增加主要是由于处理废水量增加、处理每桶废水碳氢化合物量增加以及原油价格上涨。
其他服务收入。 这一增长主要是由于固体处理收入和输水管道收入因产量增加而增加。这些增长被2016年11月出售草原水解决方案有限责任公司(“草原”)造成的淡水收入减少部分抵消(见下文关于出售草原损失的讨论)。
销售成本--不包括衍生产品的影响.销售成本-不包括衍生工具的影响在本年度和前一年保持一致.
销售成本-衍生品.我们在我们的水解决方案部门进行衍生品交易，以防范碳氢化合物市场价格下跌的风险，我们预计在处理废水和出售脱脂油时将回收碳氢化合物。在截至2018年3月31日的年度内，我们的销售成本包括1370万美元的衍生品未实现净亏损和350万美元的衍生品已实现净亏损。在截至2017年3月31日的一年中，我们的销售成本包括410万美元
2016年3月31日衍生品已实现净亏损和210万美元衍生品未实现净亏损的冲销，因为截至2017年3月31日没有未结衍生品。
运营、一般和行政费用.增加的主要原因是，由于处理量增加，水处理井的运营成本增加，但被降低成本的努力部分抵消。由于加工量增加，我们的每桶成本下降了，如上表所示。
折旧及摊销费用. 减少的主要原因是，在截至2017年3月31日的年度内，因注销无形资产而产生的摊销费用减少，以及在截至2017年3月31日的年度内，某些无形资产被完全摊销，但被收购和开发的设施部分抵销(见注：7至本年度报告中包含的合并财务报表）。
资产处置或减值损失(收益)净额. 在截至2018年3月31日的年度内，我们在处置某些资产时录得亏损820万美元，但因终止竞业禁止协议而产生的130万美元收益部分抵销了亏损，其中包括已注销的竞业禁止协议无形资产的账面价值(见注：7至本年度报告中包含的合并财务报表）。
在截至2017年3月31日的年度内，我们录得：
| |
• | 对截至2016年3月31日的三个月记录的先前记录的3.802亿美元估计商誉减值费用进行1.247亿美元的调整(见注：6包括在本年度报告中的综合财务报表)； |
| |
• | 在完成商誉减值分析的同时，与一项无限期商号无形资产的价值相关的520万美元的注销(见注：7包括在本年度报告中的综合财务报表)； |
| |
• | 与终止开发协议有关的损失2,270万美元，其中包括已注销的开发协议资产的账面价值(见 注：16包括在本年度报告中的综合财务报表)； |
| |
• | 减值费用170万美元，用于减记2016年6月的应收贷款(见注：13本年度报告所载的综合财务报表)；及 |
| |
• | 出售某些资产，包括出售草原损失950万美元(见注：13我们的合并财务报表包含在本年度报告中，以讨论草原销售)。 |
负债的重新评估。 负债的重新估值代表我们与作为某些业务合并的一部分而收购的特许权使用费协议相关的或有对价负债的估值变化截至2017年3月31日止年度内。截至2018年3月31日止年度的开支增加，主要是由于新客户的实际及预期产量增加，导致预期未来特许权使用费支付有所增加。
液体
下表总结了液体部门在所示期间的经营业绩：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， | | |
| | 2018 | | 2017 | | 变化 |
| | (in数千，每加仑量除外） |
丙烷销量： | | | | | | |
收入(1) | | $ | 1,203,486 |
| | $ | 807,172 |
| | $ | 396,314 |
|
不含销售成本的衍生品影响 | | 1,165,414 |
| | 772,871 |
| | 392,543 |
|
销售成本-衍生品收益 | | (5,577 | ) | | (2,633 | ) | | (2,944 | ) |
产品利润率 | | 43,649 |
| | 36,934 |
| | 6,715 |
|
| | | | | | |
辛烷销量： | | | | | | |
收入(1) | | 562,066 |
| | 391,265 |
| | 170,801 |
|
不含销售成本的衍生品影响 | | 535,017 |
| | 354,132 |
| | 180,885 |
|
销售成本-衍生品损失 | | 19,616 |
| | 7,863 |
| | 11,753 |
|
产品利润率 | | 7,433 |
| | 29,270 |
| | (21,837 | ) |
| | | | | | |
其他产品销售： | | | | | | |
收入(1) | | 432,570 |
| | 308,031 |
| | 124,539 |
|
不含销售成本的衍生品影响 | | 414,980 |
| | 290,495 |
| | 124,485 |
|
销售成本-衍生品收益 | | (173 | ) | | (1,477 | ) | | 1,304 |
|
产品利润率 | | 17,763 |
| | 19,013 |
| | (1,250 | ) |
| | | | | | |
其他收入： | | | | | | |
收入(1) | | 22,548 |
| | 32,648 |
| | (10,100 | ) |
销售成本 | | 3,930 |
| | 12,893 |
| | (8,963 | ) |
产品利润率 | | 18,618 |
| | 19,755 |
| | (1,137 | ) |
| | | | | | |
费用： | | | | | | |
运营费用 | | 32,792 |
| | 37,634 |
| | (4,842 | ) |
一般和行政费用 | | 5,331 |
| | 4,831 |
| | 500 |
|
折旧及摊销费用 | | 24,937 |
| | 19,163 |
| | 5,774 |
|
资产处置损失或减值净额 | | 117,516 |
| | 92 |
| | 117,424 |
|
总费用 | | 180,576 |
| | 61,720 |
| | 118,856 |
|
分部营业(亏损)收入 | | $ | (93,113 | ) | | $ | 43,252 |
| | $ | (136,365 | ) |
| | | | | | |
液体储存容量-拥有和租赁（加仑）（2） | | 438,968 |
| | 358,537 |
| | 80,431 |
|
| | | | | | |
售出的丙烷（加仑） | | 1,361,173 |
| | 1,267,076 |
| | 94,097 |
|
售出的丙烷（美元/加仑） | | $ | 0.884 |
| | $ | 0.637 |
| | $ | 0.247 |
|
每售出丙烷的成本（美元/加仑） | | $ | 0.852 |
| | $ | 0.608 |
| | $ | 0.244 |
|
丙烷产品利润率（美元/加仑） | | $ | 0.032 |
| | $ | 0.029 |
| | $ | 0.003 |
|
丙烷库存（加仑）（2） | | 48,928 |
| | 48,351 |
| | 577 |
|
租赁给第三方的丙烷储存容量（加仑）（2） | | 29,662 |
| | 33,495 |
| | (3,833 | ) |
| | | | | | |
出售的辛烷（加仑） | | 544,750 |
| | 456,586 |
| | 88,164 |
|
出售的辛烷（美元/加仑） | | $ | 1.032 |
| | $ | 0.857 |
| | $ | 0.175 |
|
每售出的丙烷成本（美元/加仑） | | $ | 1.018 |
| | $ | 0.793 |
| | $ | 0.225 |
|
辛烷产品利润率（美元/加仑） | | $ | 0.014 |
| | $ | 0.064 |
| | $ | (0.050 | ) |
辛烷库存（加仑）（2） | | 15,385 |
| | 9,438 |
| | 5,947 |
|
出租给第三方的辛烷储存容量（加仑）（2） | | 51,660 |
| | 80,346 |
| | (28,686 | ) |
| | | | | | |
售出的其他产品(加仑) | | 400,405 |
| | 343,365 |
| | 57,040 |
|
已售出的其他产品（美元/加仑） | | $ | 1.080 |
| | $ | 0.897 |
| | $ | 0.183 |
|
每件销售的其他产品的成本（美元/加仑） | | $ | 1.036 |
| | $ | 0.842 |
| | $ | 0.194 |
|
其他产品利润率（美元/加仑） | | $ | 0.044 |
| | $ | 0.055 |
| | $ | (0.011 | ) |
其他产品库存(加仑)(2) | | 5,822 |
| | 6,426 |
| | (604 | ) |
| |
(1) | 收入包括 470万美元和1.9百万美元截至年度分部间销售额 2018年3月31日和2017分别在我们的综合经营报表中剔除。 |
| |
(2) | 信息截至 2018年3月31日和2017年3月31日，分别为。 |
丙烷销售和销售成本-不包括衍生产品的影响。收入和销售成本的增长(不包括衍生品的影响)是由于大宗商品价格上涨，以及一项新的长期营销协议导致销量增加。
销售成本-衍生品.截至2018年3月31日和2017年3月31日的年度，我们的丙烷批发销售成本分别减少了100万美元和150万美元的衍生品未实现净收益。此外，在截至2018年3月31日和2017年3月31日的年度，我们的丙烷批发销售成本分别减少了460万美元和110万美元的衍生品已实现净收益。
在截至2018年3月31日的一年中，销售的每加仑丙烷的产品利润率高于截至2017年3月31日的一年，这得益于冬季需求的强劲。
丁烷销售额和销售成本-不包括衍生产品的影响。收入和销售成本的增长(不包括衍生品的影响)主要是由于大宗商品价格上涨。
销售成本-衍生品.截至2018年3月31日和2017年3月31日的年度，丁烷销售成本分别增加了50万美元和200万美元的衍生品未实现净亏损。此外，在截至2018年3月31日和2017年3月31日的年度，丁烷销售成本分别增加了1910万美元和590万美元的衍生品已实现净亏损。
在截至2018年3月31日的年度内，每加仑销售丁烷的产品利润率低于截至2017年3月31日的年度，这主要是由于市场的整体竞争性质以及高于预期的未回收轨道车车队成本。
其他产品销售额和销售成本-不包括衍生产品的影响。收入和销售成本的增加(不包括衍生品的影响)主要是由于一项新的长期营销协议。此外，随着哈德逊港码头的增加，货运量也有所增加。
销售成本-衍生品.截至2018年3月31日和2017年3月31日的年度，我们销售其他产品的成本分别减少了10万美元和20万美元的衍生品未实现净收益。此外，在截至2018年3月31日和2017年3月31日的年度内，我们的其他产品成本分别减少了10万美元和130万美元的衍生品已实现净收益。
在截至2018年3月31日的年度内，产品利润率下降的主要原因是未收回的轨道车辆车队成本增加。
其他收入。 这一收入包括仓储、码头和运输服务收入。减少的主要原因是运输服务减少和市场可用存储容量增加。
营运、一般及行政开支。减少的主要原因是用共同单位支付并反映在“公司和其他”中的激励性薪酬减少。由于对关键维修进行了严格的管理和优先排序，因此大多数码头的维修和维护费用较低。
折旧及摊销费用。这一增长主要是由于上一财年收购了两个液体设施。
资产处置损失或减值净额。截至2018年3月31日止年度，我们记录了1000万美元的善意减损费用 1.169亿美元与我们位于犹他州的盐丘储存设施有关，原因是天然气液体储存需求下降，导致收入和盈利与前期和未来期间的实际和预测结果相比下降（见 注：6至本年度报告中包含的合并财务报表）。截至2018年3月31日和2017年3月31日止年度，我们记录了 净亏损的60万美元和10万美元分别与资产报废有关。
精炼产品和可再生能源
下表总结了我们的精炼产品和可再生能源部门在所示期间的经营业绩。
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， | | |
| | 2018 | | 2017 | | 变化 |
| | (以千美元为单位，每桶除外) |
精制产品销售： | | | | | | |
收入(1) | | $ | 11,827,222 |
| | $ | 8,884,976 |
| | $ | 2,942,246 |
|
不含销售成本的衍生品影响 | | 11,709,786 |
| | 8,732,312 |
| | 2,977,474 |
|
销售成本-衍生品损失 | | 77,055 |
| | 43,358 |
| | 33,697 |
|
产品利润率 | | 40,381 |
| | 109,306 |
| | (68,925 | ) |
| | | | | | |
可再生能源销售： | | | | | | |
收入 | | 373,669 |
| | 447,232 |
| | (73,563 | ) |
不含销售成本的衍生品影响 | | 362,457 |
| | 443,229 |
| | (80,772 | ) |
销售成本-衍生品损失 | | 1,467 |
| | 1,291 |
| | 176 |
|
产品利润率 | | 9,745 |
| | 2,712 |
| | 7,033 |
|
| | | | | | |
服务费和其他收入 | | 300 |
| | 10,963 |
| | (10,663 | ) |
| | | | | | |
费用： | | | | | | |
运营费用 | | 14,057 |
| | 23,177 |
| | (9,120 | ) |
一般和行政费用 | | 8,433 |
| | 9,821 |
| | (1,388 | ) |
折旧及摊销费用 | | 1,294 |
| | 1,562 |
| | (268 | ) |
资产处置或减值收益，净额 | | (30,098 | ) | | (134,125 | ) | | 104,027 |
|
总收入，净 | | (6,314 | ) | | (99,565 | ) | | 93,251 |
|
分部营业收入 | | $ | 56,740 |
| | $ | 222,546 |
| | $ | (165,806 | ) |
| | | | | | |
售出汽油（桶） | | 108,427 |
| | 91,004 |
| | 17,423 |
|
售出的柴油（桶） | | 56,020 |
| | 49,817 |
| | 6,203 |
|
乙醇销量（桶） | | 3,438 |
| | 4,605 |
| | (1,167 | ) |
售出的生物柴油（桶） | | 2,079 |
| | 2,413 |
| | (334 | ) |
精炼产品和可再生能源储存能力-租赁（桶）（2） | | 9,911 |
| | 9,419 |
| | 492 |
|
炼油产品和可再生能源储存能力分包给第三方（桶）（2） | | 1,068 |
| | 1,043 |
| | 25 |
|
汽油库存（桶）（2） | | 3,367 |
| | 2,993 |
| | 374 |
|
柴油库存（桶）（2） | | 1,419 |
| | 1,464 |
| | (45 | ) |
乙醇库存（桶）（2） | | 701 |
| | 727 |
| | (26 | ) |
生物柴油库存（桶）（2） | | 261 |
| | 471 |
| | (210 | ) |
售出的精制产品（美元/桶） | | $ | 71.921 |
| | $ | 63.094 |
| | $ | 8.827 |
|
每售出的精炼产品成本（美元/桶） | | $ | 71.676 |
| | $ | 62.318 |
| | $ | 9.358 |
|
精制产品产品利润率（美元/桶） | | $ | 0.245 |
| | $ | 0.776 |
| | $ | (0.531 | ) |
售出的可再生产品（美元/桶） | | $ | 67.730 |
| | $ | 63.726 |
| | $ | 4.004 |
|
每件可再生产品的销售成本（美元/桶） | | $ | 65.964 |
| | $ | 63.340 |
| | $ | 2.624 |
|
可再生产品产品利润率（美元/桶） | | $ | 1.766 |
| | $ | 0.386 |
| | $ | 1.380 |
|
| |
(1) | 收入包括 30万美元和50万美元 截至年度分部间销售额 2018年3月31日和2017分别在我们的综合经营报表中剔除。 |
| |
(2) | 信息截至 2018年3月31日和2017年3月31日，分别为。 |
精炼产品收入和销售成本-不包括衍生品的影响。收入和销售成本的增长(不包括衍生品的影响)是由于精炼产品价格的上涨和销量的增加。运量增加主要是由于在截至2017年3月31日的年度内购买了额外的管道运力权利，以及
我们精炼产品业务的扩大和对车用燃料的持续需求。利润率下降的主要原因是，与截至2017年3月31日的年度相比，截至2018年3月31日的年度内，汽油生产线空间价值持续下降对殖民地管道、可自由支配的终端数量盈利能力和生产线空间销售的负面影响。在截至2018年3月31日的一年中，生产线空间的平均价值约为每加仑负0.007美元，而截至2017年3月31日的一年的平均价值约为每加仑0.009美元。
成品油销售成本-衍生产品。截至2018年3月31日和2017年3月31日的两个年度的利润率分别受到我们风险管理活动7,710万美元和4,340万美元亏损的负面影响。这些亏损主要是由于未来价格上涨所致。
可再生能源收入和销售成本-不包括衍生品的影响。收入和销售成本的下降(不包括衍生品的影响)主要是由于2017年12月失去与E Energy Adams，LLC的营销合同而导致销量下降，但被可再生能源价格上涨部分抵消。在截至2018年3月31日的年度内，利润率较高，主要是由于2018年2月恢复2017日历年的生物柴油税收抵免而产生的有利生物柴油利润率。
可再生能源销售成本-衍生工具。截至2018年3月31日和2017年3月31日的两个年度的利润率分别受到我们风险管理活动亏损150万美元和130万美元的负面影响。这些损失主要是由于可再生识别号码价格疲软和未来价格上涨所致。
服务费和其他收入、运营费用、一般和行政费用。减少的主要原因是一项过渡服务协议于2016年10月到期，该协议涉及于2016年2月出售TLP的一般合伙人权益，据此我们获得了代表第三方产生的某些费用的补偿。
折旧及摊销费用。减少主要是由于截至2017年3月31日止年度某些资产完全折旧。
资产处置或减值收益，净额。截至2018年3月31日止年度，我们记录了2016年2月出售TLR普通合伙人权益的3，010万美元的递延收益（请参阅 注15至本年度报告中包含的合并财务报表以供进一步讨论）。此外，我们在处置某些资产时录得不到10万美元的净亏损。
在截至2017年3月31日的年度内，我们录得：
| |
• | 出售我们拥有的所有TIP部门获得了1.041亿美元的收益（请参阅 注：16本年度报告中包含的合并财务报表以供进一步讨论）; |
| |
• | 2016年2月出售拥有TIP权益的普通合伙人产生的3，010万美元递延收益（请参阅 注15本年度报告中包含的合并财务报表以供进一步讨论）;和 |
公司和其他
“公司及其他”内的营业亏损包括所示期间的下列组成部分：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， | | |
| | 2018 | | 2017 | | 变化 |
| | (单位：万人) |
其他收入： | | | | | | |
|
收入 | | $ | 1,174 |
| | $ | 844 |
| | $ | 330 |
|
销售成本 | | 530 |
| | 400 |
| | 130 |
|
保证金 | | 644 |
| | 444 |
| | 200 |
|
| | | | | |
|
|
费用： | |
| |
|
| | |
|
运营费用 | | 1,173 |
| | 1,095 |
| | 78 |
|
一般和行政费用 | | 75,158 |
| | 82,723 |
| | (7,565 | ) |
折旧及摊销费用 | | 3,779 |
| | 3,612 |
| | 167 |
|
资产处置或减损损失（收益），净额 | | 8 |
| | (1 | ) | | 9 |
|
总费用 | | 80,118 |
| | 87,429 |
| | (7,311 | ) |
营业亏损 | | $ | (79,474 | ) | | $ | (86,985 | ) | | $ | 7,511 |
|
一般和行政费用。截至2018年3月31日止年度的减少主要是由于与服务奖励相关的股权薪酬费用减少。截至2018年3月31日止年度，与服务奖励相关的费用为1，620万美元，而截至2017年3月31日止年度为3，720万美元。上一财年费用增加是由于取消奖励加速了费用报告。此外，在上一财年第一季度，服务奖励的费用采用负债法核算，由于该期间单位价格上涨，我们的股权补偿费用有所增加。另请参阅 注：10请参阅本年度报告中包含的合并财务报表，以进一步讨论我们的股权薪酬。股权薪酬的减少被法律费用和工人薪酬的增加部分抵消。
未合并实体收益中的权益
这个增加的3.7百万美元截至年底止年度2018年3月31日主要是由于我们在Glass Mountain的投资带来的收益增加。2017年12月22日，我们出售了之前持有的玻璃山50%的权益。看见注：16我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
利息支出
这个增加的4920万美元于截至2018年3月31日止年度，主要由于发行利率高于循环信贷安排的2023年票据及2025年票据所致。这被循环信贷安排利息支出减少所抵消，因为我们的平均未偿还余额从截至2017年3月31日的年度的17亿美元下降到截至2018年3月31日的年度的10亿美元。
(损失)提前清偿负债的收益，净额
下表汇总了提早清偿负债的(损失)收益的组成部分，所示期间的净额：
|
| | | | | | | |
| 截至2013年3月31日的年度， |
| 2018 | | 2017 |
| (单位：万人) |
提前清偿长期债务(1) | $ | (23,201 | ) | | $ | 6,922 |
|
解除或有对价负债(2) | — |
| | 22,278 |
|
注销递延债务发行成本(3) | — |
| | (4,473 | ) |
提前免除负债的（损失）收益，净额 | $ | (23,201 | ) | | $ | 24,727 |
|
| |
(1) | 截至2018年3月31日止年度，净亏损(包括已注销的债务发行成本)与提前清偿所有优先担保票据及部分优先无担保票据有关。于截至2017年3月31日止年度内，净收益(包括已注销的债务发行成本)与提前清偿部分优先无抵押票据及若干设备贷款有关。有关进一步讨论，请参阅本年度报告所载综合财务报表附注8。 |
| |
(2) | 涉及与2016年6月终止开发协议有关的某些或有对价负债的解除(见本年度报告所载综合财务报表附注16以作进一步讨论)。此外，在截至2017年3月31日的年度内，我们收购了我们的一家水务解决方案设施所在的某些地块，并在特许权使用费协议终止时记录了某些或有对价负债的解除收益。 |
| |
(3) | 涉及与修订及重述信贷协议(定义见本年报所载综合财务报表附注7以作进一步讨论)有关的若干递延债务发行成本的撇账。 |
其他收入，净额
下表总结了的组件 其他收入，净额 所示期间：
|
| | | | | | | |
| 截至2013年3月31日的年度， |
| 2018 | | 2017 |
| (单位：万人) |
利息收入(1) | $ | 6,297 |
| | $ | 7,553 |
|
终止仓储分租协议(2) | — |
| | 16,205 |
|
其他(3) | 656 |
| | 2,854 |
|
其他收入，净额 | $ | 6,953 |
| | $ | 26,612 |
|
| |
(1) | 于截至2018年3月31日止年度内，这主要涉及与本公司融资兴建供第三方使用的天然气液体设施相关的应收贷款及来自胜利丙烷的应收贷款(请参阅本年度报告所载综合财务报表附注13以作进一步讨论)。于截至二零一七年三月三十一日止年度内，这主要涉及与本公司融资兴建供第三方使用的天然气液体设施相关的应收贷款，以及来自胜利丙烷和草原的应收贷款(请参阅本年度报告所载综合财务报表附注13以作进一步讨论)。于2016年6月3日，我们收购了草原剩余的65%所有权权益，从草原应收的所有利息收入在该日期之后的合并中被注销。 |
| |
(2) | 代表因终止仓储转租协议而获得的收益(见本年度报告所载综合财务报表附注16以作进一步讨论)。 |
| |
(3) | 在截至2018年3月31日的年度内，这主要涉及诉讼和解的收益。于截至2017年3月31日止年度，这主要涉及TLP根据出售我们于2016年4月拥有的所有TLP共同单位的协议作出的分销、与我们的Water Solutions部门设施的业务中断保险覆盖有关的保险和解收益、收到的与合同终止有关的付款以及另一方从联合原油营销安排产生的损益中的份额。 |
所得税费用
所得税支出是140万美元截至年底止年度2018年3月31日与所得税费用相比 1.9百万美元截至年底止年度2017年3月31日.所得税费用的减少主要是由于州特许经营权较低
德克萨斯州的纳税义务以及我们在加拿大的应税企业子公司的较低加拿大纳税义务。 看见 注：2 我们的综合财务报表包括在本年度报告中，供进一步讨论。
非控股权益-可赎回和不可赎回
这个减少量的560万美元截至年底止年度2018年3月31日主要是由于截至2017年3月31日止年度与非控股权益相关的调整。
非公认会计准则财务指标
除根据美国公认会计原则(“GAAP”)报告的财务结果外，我们还提供了EBITDA和调整后EBITDA的非GAAP财务计量。这些非公认会计原则的财务衡量标准并不是要取代根据公认会计原则报告的财务衡量标准。这些计量可能不同于其他实体使用的非公认会计准则财务计量，即使使用类似的术语来确定此类计量也是如此。
我们定义EBITDA为可归因于NGL Energy Partners LP的净收益(亏损)，加上利息支出、所得税支出(收益)以及折旧和摊销费用。我们定义调整后的EBITDA为EBITDA，不包括衍生工具的未实现净收益和亏损、成本或市场调整的较低、资产处置或减值的损益、提前清偿负债的损益。重估投资，基于股权的薪酬费用、收购费用、负债重估、某些法律和解以及其他。 我们还在调整后的EBITDA中计入了与我们的精炼产品和可再生能源部门相关的某些库存估值调整，如下所述。 EBITDA和调整后的EBITDA不应被视为替代 净收益(亏损), 所得税前持续经营收入(亏损), 经营活动的现金流量，或根据公认会计原则计算的任何其他财务业绩指标，因为这些项目用于衡量经营业绩、流动性或偿债能力。我们相信EBITDA为投资者提供了更多信息以供评估我们的能够按季度分发到我们的单位持有人，并仅作为补充措施提出。我们相信调整后的EBITDA为投资者提供了更多信息以供评估我们的财务业绩不考虑我们的融资方式、资本结构和历史成本基础。 此外，EBITDA和调整后EBITDA，我们定义 它们可能无法与EBITDA、调整后EBITDA或其他实体使用的类似名称的指标进行比较。
除我们的精制产品和可再生能源部门，用于我们的调整后EBITDA计算，我们做了衍生品已实现和未实现损益之间的区别。 在衍生品合约开放期间，我们记录 衍生品公允价值的变化作为未实现损益。 当衍生品合同到期或结算时，我们逆转之前记录的未实现损益并记录已实现的损益。我们 不要对衍生品的已实现和未实现损益进行如此区分我们的精制产品和可再生能源部门。 主要对冲策略我们的精炼产品和可再生能源部门旨在对冲合同周期内库存价值下降的风险，许多对冲在开始时的期限为六个月至一年。 对账表中的“库存估值调整”行反映了资产负债表日我们精炼产品和可再生能源部门库存的市值与其成本之间的差异，并根据与我们的基本库存和相关对冲相关的季节性市场波动的影响进行了调整。我们包括 这计入调整后EBITDA，因为与该分部库存相关的衍生品合同相关的未实现损益（主要旨在对冲库存持有风险并计入净利润）也会影响调整后EBITDA。
下表调节 净收益(亏损)至EBITDA和调整后EBITDA：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
| | (单位：万人) |
净收益(亏损) | | $ | 339,395 |
| | $ | (69,605 | ) | | $ | 143,874 |
|
减去：可归因于非控股权益的净亏损(收益) | | 20,206 |
| | (240 | ) | | (6,832 | ) |
减：可赎回非控股权益应占净亏损（收入） | | 446 |
| | (1,030 | ) | | — |
|
可归因于NGL Energy Partners LP的净收益(亏损) | | 360,047 |
| | (70,875 | ) | | 137,042 |
|
利息支出 | | 164,879 |
| | 199,747 |
| | 150,504 |
|
所得税费用 | | 2,222 |
| | 1,458 |
| | 1,939 |
|
折旧及摊销 | | 224,547 |
| | 266,525 |
| | 238,583 |
|
EBITDA | | 751,695 |
| | 396,855 |
| | 528,068 |
|
衍生品未实现(收益)净亏损 | | (17,296 | ) | | 15,883 |
| | (3,338 | ) |
存货计价调整(1) | | (5,203 | ) | | 11,033 |
| | 7,368 |
|
成本或市场调整的较低者 | | 2,695 |
| | 399 |
| | (1,283 | ) |
资产处置或减值收益，净额 | | (393,554 | ) | | (105,313 | ) | | (209,213 | ) |
提前免除负债损失（收益），净额 | | 12,340 |
| | 23,201 |
| | (24,727 | ) |
重估投资价值 | | — |
| | — |
| | 14,365 |
|
基于股权的薪酬支出(2) | | 41,367 |
| | 35,241 |
| | 53,102 |
|
购置费用（3） | | 9,780 |
| | 263 |
| | 1,771 |
|
负债重新评估（4） | | (5,373 | ) | | 20,607 |
| | 12,761 |
|
Gavilon法律问题和解(5) | | 34,788 |
| | — |
| | — |
|
其他(6) | | 9,203 |
| | 10,081 |
| | 2,443 |
|
调整后的EBITDA | | $ | 440,442 |
| | $ | 408,250 |
| | $ | 381,317 |
|
| |
(1) | 金额反映了资产负债表日我们的精炼产品和可再生能源部门库存的市场价值及其成本之间的差额，并根据与我们的基本库存和相关对冲相关的季节性市场波动的影响进行了调整。有关进一步讨论，请参阅上文“非公认会计准则财务指标”一节。 |
| |
(2) | 上表中的权益薪酬支出可能不同于本年度报告所包括的综合财务报表附注10中报告的股权薪酬支出。上表中报告的金额包括预计将以共同单位支付的奖金的费用应计费用，而我们合并财务报表附注10中报告的金额仅包括与已正式授予的基于股权的奖励相关的费用。 |
| |
(3) | 金额为我们与收购相关的法律及咨询成本相关的支出，包括与LCT Capital，LLC法律事项相关的应计金额(见本年度报告中我们的综合财务报表附注9)，部分被先前期间发生的某些法律成本的报销所抵消。 |
| |
(4) | 金额为或有对价负债的非现金估值调整，与作为我们水务解决方案部门收购的一部分获得的特许权使用费协议相关的现金支付相抵销。 |
| |
(5) | 代表和解Gavilon法律问题的估计成本的应计费用(见本年度报告中我们的综合财务报表附注9)。我们已将这笔金额从调整后的EBITDA中剔除，因为它与我们于2013年12月收购Gavilon LLC之前发生的交易有关。 |
| |
(6) | 截至2019年3月31日的年度金额为与我们的Grand Mesa管道相关的非现金运营费用、有价证券的未实现亏损和资产报废债务的增值费用。截至2018年3月31日的年度金额为与我们的Grand Mesa管道相关的非现金运营费用、与前期相关的库存调整以及资产报废债务的增加费用。截至2017年3月31日的年度金额为与我们的Grand Mesa管道相关的非现金运营费用和资产报废债务的增值费用。 |
下表将上文EBITDA表中的折旧和摊销金额与我们的合并业务表和合并现金流量表中报告的折旧和摊销金额进行了核对：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
| | (单位：万人) |
对合并业务报表的对账： | | | | | | |
EBITDA表中的折旧和摊销 | | $ | 224,547 |
| | $ | 266,525 |
| | $ | 238,583 |
|
无形资产摊销计入销售成本 | | (5,619 | ) | | (6,099 | ) | | (6,828 | ) |
未合并实体的折旧和摊销 | | (331 | ) | | (8,706 | ) | | (11,869 | ) |
可归因于非控制权益的折旧和摊销 | | 2,921 |
| | 497 |
| | 2,913 |
|
归因于已终止业务的折旧和摊销 | | (8,658 | ) | | (43,197 | ) | | (42,560 | ) |
合并经营报表中的折旧和摊销 | | $ | 212,860 |
| | $ | 209,020 |
| | $ | 180,239 |
|
| | | | | | |
与综合现金流量表的对账： | | | | | | |
EBITDA表中的折旧和摊销 | | $ | 224,547 |
| | $ | 266,525 |
| | $ | 238,583 |
|
计入利息支出的债务发行成本摊销 | | 9,215 |
| | 10,619 |
| | 7,762 |
|
未合并实体的折旧和摊销 | | (331 | ) | | (8,706 | ) | | (11,869 | ) |
可归因于非控制权益的折旧和摊销 | | 2,921 |
| | 497 |
| | 2,913 |
|
归因于已终止业务的折旧和摊销 | | (8,658 | ) | | (43,197 | ) | | (42,560 | ) |
合并现金流量表的折旧和摊销 | | $ | 227,694 |
| | $ | 225,738 |
| | $ | 194,829 |
|
下表将上述EBITDA表中的利息支出与我们的合并经营报表中报告的指明期间的利息支出进行了核对：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
| | (单位：万人) |
每个EBITDA表的利息费用 | | $ | 164,879 |
| | $ | 199,747 |
| | $ | 150,504 |
|
归属于未合并实体的利息支出 | | (14 | ) | | (149 | ) | | — |
|
归属于已终止业务的利息费用 | | (139 | ) | | (450 | ) | | (510 | ) |
综合经营报表的利息费用 | | $ | 164,726 |
| | $ | 199,148 |
| | $ | 149,994 |
|
下表总结了上述期间内上述EBITDA表中已终止业务应占的额外金额：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
| | (单位：万人) |
所得税费用 | | $ | 988 |
| | $ | 104 |
| | $ | 6 |
|
衍生品未实现净亏损 | | $ | 78 |
| | $ | — |
| | $ | 47 |
|
资产处置或减值收益，净额 | | $ | (408,964 | ) | | $ | (89,290 | ) | | $ | (295 | ) |
下表按分部对所示期间的营业收入（亏损）与调整后EBITDA进行了对账。我们已修改了某些前期信息，以与本财年使用的计算方法一致。
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年3月31日的年度 |
| | 原油
物流 | | 水
解决方案 | | 液体 | | 精炼
产品
和
可再生能源 | | 公司
和
其他 | | 停产运营 | | 已整合 |
| | (单位：万人) |
营业(亏损)收入 | | $ | (7,379 | ) | | $ | 210,525 |
| | $ | (2,910 | ) | | $ | 27,459 |
| | $ | (85,706 | ) | | $ | — |
| | $ | 141,989 |
|
折旧及摊销 | | 74,165 |
| | 108,162 |
| | 25,997 |
| | 1,518 |
| | 3,018 |
| | — |
| | 212,860 |
|
摊销计入销售成本 | | 80 |
| | — |
| | 147 |
| | 5,392 |
| | — |
| | — |
| | 5,619 |
|
衍生品未实现净收益 | | (1,725 | ) | | (15,521 | ) | | (129 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (17,375 | ) |
存货计价调整 | | — |
| | — |
| | — |
| | (5,203 | ) | | — |
| | — |
| | (5,203 | ) |
成本或市场调整的较低者 | | — |
| | — |
| | 1,004 |
| | 1,691 |
| | — |
| | — |
| | 2,695 |
|
资产处置或减损损失（收益），净额 | | 107,424 |
| | (138,204 | ) | | 67,213 |
| | (3,026 | ) | | 889 |
| | — |
| | 34,296 |
|
基于股权的薪酬费用 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 41,367 |
| | — |
| | 41,367 |
|
收购费用 | | — |
| | 3,490 |
| | 161 |
| | — |
| | 6,176 |
| | — |
| | 9,827 |
|
其他收入(费用)，净额 | | 21 |
| | (1 | ) | | 68 |
| | 74 |
| | (30,108 | ) | | — |
| | (29,946 | ) |
未合并实体应占调整后EBITDA | | — |
| | 2,396 |
| | 6 |
| | 475 |
| | — |
| | — |
| | 2,877 |
|
调整后归属于非控股权益的EBITDA | | — |
| | (166 | ) | | (1,481 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (1,647 | ) |
负债重估 | | — |
| | (5,373 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (5,373 | ) |
Gavilon法律问题和解 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 34,788 |
| | — |
| | 34,788 |
|
其他 | | 8,274 |
| | 436 |
| | 66 |
| | 427 |
| | — |
| | — |
| | 9,203 |
|
停产经营 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 4,465 |
| | 4,465 |
|
调整后的EBITDA | | $ | 180,860 |
| | $ | 165,744 |
| | $ | 90,142 |
| | $ | 28,807 |
| | $ | (29,576 | ) | | $ | 4,465 |
| | $ | 440,442 |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2018年3月31日的年度 |
| | 原油
物流 | | 水
解决方案 | | 液体 | | 精炼
产品
和
可再生能源 | | 公司
和
其他 | | 停产运营 | | 已整合 |
| | (单位：万人) |
营业收入(亏损) | | $ | 122,904 |
| | $ | (24,231 | ) | | $ | (93,113 | ) | | $ | 56,740 |
| | $ | (79,474 | ) | | $ | — |
| | $ | (17,174 | ) |
折旧及摊销 | | 80,387 |
| | 98,623 |
| | 24,937 |
| | 1,294 |
| | 3,779 |
| | — |
| | 209,020 |
|
摊销计入销售成本 | | 338 |
| | — |
| | 282 |
| | 5,479 |
| | — |
| | — |
| | 6,099 |
|
衍生工具未实现净亏损(收益) | | 2,766 |
| | 13,694 |
| | (577 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | 15,883 |
|
存货计价调整 | | — |
| | — |
| | — |
| | 11,033 |
| | — |
| | — |
| | 11,033 |
|
成本或市场调整的较低者 | | — |
| | — |
| | 504 |
| | (105 | ) | | — |
| | — |
| | 399 |
|
(收益)资产处置或减值损失，净额 | | (111,393 | ) | | 6,863 |
| | 117,516 |
| | (30,098 | ) | | 8 |
| | — |
| | (17,104 | ) |
基于股权的薪酬费用 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 35,241 |
| | — |
| | 35,241 |
|
收购费用 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 263 |
| | — |
| | 263 |
|
其他收入，净额 | | 535 |
| | 211 |
| | 105 |
| | 604 |
| | 5,498 |
| | — |
| | 6,953 |
|
未合并实体应占调整后EBITDA | | 11,507 |
| | 579 |
| | — |
| | 4,308 |
| | — |
| | — |
| | 16,394 |
|
调整后归属于非控股权益的EBITDA | | — |
| | (737 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (737 | ) |
负债重估 | | — |
| | 20,607 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 20,607 |
|
其他 | | 10,617 |
| | 461 |
| | 85 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 11,163 |
|
停产经营 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 110,210 |
| | 110,210 |
|
调整后的EBITDA | | $ | 117,661 |
| | $ | 116,070 |
| | $ | 49,739 |
| | $ | 49,255 |
| | $ | (34,685 | ) | | $ | 110,210 |
| | $ | 408,250 |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2017年3月31日的年度 |
| | 原油
物流 | | 水
解决方案 | | 液体 | | 精炼
产品
和
可再生能源 | | 公司
和
其他 | | 停产运营 | | 已整合 |
| | (单位：万人) |
营业(亏损)收入 | | $ | (17,475 | ) | | $ | 44,587 |
| | $ | 43,252 |
| | $ | 222,546 |
| | $ | (86,985 | ) | | $ | — |
| | $ | 205,925 |
|
折旧及摊销 | | 54,144 |
| | 101,758 |
| | 19,163 |
| | 1,562 |
| | 3,612 |
| | — |
| | 180,239 |
|
摊销计入销售成本 | | 384 |
| | — |
| | 781 |
| | 5,663 |
| | — |
| | — |
| | 6,828 |
|
衍生品未实现(收益)净亏损 | | (1,513 | ) | | (2,088 | ) | | 216 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (3,385 | ) |
存货计价调整 | | — |
| | — |
| | — |
| | 7,368 |
| | — |
| | — |
| | 7,368 |
|
成本或市场调整的较低者 | | — |
| | — |
| | — |
| | (1,283 | ) | | — |
| | — |
| | (1,283 | ) |
资产处置或减损损失（收益），净额 | | 10,704 |
| | (85,560 | ) | | 92 |
| | (134,125 | ) | | (1 | ) | | — |
| | (208,890 | ) |
基于股权的薪酬费用 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 53,102 |
| | — |
| | 53,102 |
|
收购费用 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 1,771 |
| | — |
| | 1,771 |
|
其他(费用)收入，净额 | | (412 | ) | | 739 |
| | 73 |
| | 19,263 |
| | 6,949 |
| | — |
| | 26,612 |
|
未合并实体应占调整后EBITDA | | 11,589 |
| | 106 |
| | — |
| | 3,975 |
| | — |
| | — |
| | 15,670 |
|
调整后归属于非控股权益的EBITDA | | — |
| | (9,210 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (9,210 | ) |
负债重估 | | — |
| | 12,761 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 12,761 |
|
其他 | | 1,996 |
| | 368 |
| | 79 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 2,443 |
|
停产经营 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 91,366 |
| | 91,366 |
|
调整后的EBITDA | | $ | 59,417 |
| | $ | 63,461 |
| | $ | 63,656 |
| | $ | 124,969 |
| | $ | (21,552 | ) | | $ | 91,366 |
| | $ | 381,317 |
|
流动性、资本来源和资本资源活动
我们的流动资金和资本的主要来源是我们业务的现金流、循环信贷安排下的借款和进入资本市场。看见注：8请参阅本年度报告所包括的综合财务报表，以详细说明我们的长期债务。我们的运营现金流将在下文讨论。
年内，我们的借款需求有所不同，部分原因是我们的液体、精炼产品和可再生能源业务的季节性。我们最大的营运资金借款需求通常发生在6月至12月期间，当时我们正在为采暖季节建立天然气液体库存，并在冬季汽油期货溢价和调合季节之前建立汽油库存。在1月至3月期间，我们的营运资金借款需求通常会下降，此时我们液体部门的现金流最大，由于某些库存要求，汽油库存需要降至最低。
我们的合伙协议要求，在每个季度结束后45天内，我们将所有可用现金(根据我们的合伙协议中的定义)分配给记录日期的单位持有人。任何季度的可用现金通常包括该季度末的所有现金，减去我们的普通合伙人建立的现金储备额，以(I)为我们的业务的正确开展提供准备，(Ii)遵守适用的法律、我们的任何债务工具或其他协议，以及(Iii)为未来四个季度的任何一个或多个季度向我们的单位持有人和我们的普通合伙人提供分配资金。
我们相信，我们预期的营运现金流和循环信贷机制下的借款能力足以满足我们的流动资金需求。如果我们的计划或假设改变或不准确，或者如果我们进行收购，我们可能需要筹集额外的资本或出售资产。如有需要，我们是否有能力筹集额外资本，须视乎各种因素和情况而定，包括市场情况。我们不能保证我们可以筹集更多资本来满足这些需求(见第I部分，第1a项--“风险因素”)。我们对任何收购项目可能做出的承诺或支出(如果有)由我们自行决定。
我们已作出战略决定，完全退出零售丙烷业务以及Bakken和South Pecos水处理业务，并重新部署这些销售所得收入，以偿还某些债务和某些近期战略增长机会，主要是在水解决方案部门。我们相信，我们的水解决方案和原油物流业务在我们的核心盆地，特别是特拉华州盆地和DJ盆地的活动中，拥有有机的增长机会。我们计划通过收购和承担某些资本扩张项目来推行增长战略。我们预计将考虑通过循环信贷机制的现有能力或其他形式的融资，为未来的收购和资本扩张项目提供资金。
年终年度其他流动性来源 2019年3月31日下面讨论。
性情
2018年5月3日，我们出售了之前持有的 20%持有E Energy Adams，LLC的权益，净收益为 1 860万美元，我们用来偿还循环信贷机制下的未偿款项。
2018年7月10日，我们完成了将几乎所有剩余零售丙烷部门出售给Superior，总对价为 8.898亿美元以现金2018年8月14日，我们出售了之前持有的Victory Propane权益。我们用所得款项偿还循环信贷机制下的未偿款项。
2018年11月30日，我们完成了将NGL Water Solutions Bakken，LLC出售给Tallgrass Energy，LP的子公司， 8 500万美元现金收益净额，我们用来偿还循环信贷机制下的未偿款项。
2019年2月28日，我们完成了将South Pecos水处理业务出售给WaterBridge Resources LLC的子公司， 2.322亿美元 现金收益净额，我们用来资助收购天然气液化品码头业务，剩余收益用于部分赎回2019年票据。
后续事件
看见 注：19 本年度报告中包含的合并财务报表，以讨论随后发生的交易 2019年3月31日.
长期债务
信贷协议
我们是一方 17.65亿美元 与银行辛迪加签订的信贷协议（“信贷协议”）。 自.起 2019年3月31日, 信贷协议包括一项循环信贷机制，为流动资金需求提供资金，其容量为 12.50亿美元 用于现金借款和信用证（“流动资金机制”），以及为收购和扩张项目提供资金的循环信贷机制，其容量为 5.15亿美元 (the“扩张资本设施”，以及与流动资本设施一起称为“循环信贷设施”）。 循环信贷机制使我们能够在扩张资本机制和流动资本机制之间重新分配金额。 我们有信用证 1.434亿美元 on流动资本机制 2019年3月31日. 信贷协议下的承诺将于2021年10月5日到期。
2019年2月6日除其他事项外，吾等修订信贷协议，以在信贷协议余下期限内重置普通单位回购的篮子，总限额为1.5亿美元，每个财政季度不得超过5,000万美元，只要在紧接回购正式生效之前及之后，合伙企业的杠杆率(定义见信贷协议)低于3.25倍，循环可用金额(亦定义见信贷协议)大于或等于200,000,000美元。此外，修正案自2019年9月30日起降低最高总杠杆负债率，并自2020年3月31日起进一步降低，并修订定义的“综合EBITDA”一词，仅针对截至2018年12月31日和2019年3月31日的两个季度排除“Gavilon Energy EPA和解”(定义见信贷协议)。
我们遵守了信贷协议下的契约， 2019年3月31日.
高级无担保票据
高级无抵押票据包括(定义见下文)2019年票据、2021年票据、2023年票据、2025年票据及2026年票据(统称“高级无抵押票据”)。
发行
2016年10月24日，我们发布了 7.0亿美元 的 7.50%2023年到期的优先无抵押票据(“2023年票据”)。利息在每年的5月1日和11月1日支付。 2023年债券将于2023年11月1日到期。
2017年2月22日，我们发布了 5.0亿美元 的 6.125%2025年到期的优先无抵押票据(“2025年票据”)。利息在每年的3月1日和9月1日支付。 2025年票据于2025年3月1日到期。
2019年4月9日，我们发布 4.5亿美元 的 7.50%2026年到期的高级无担保票据（“2026年票据”）私募。自2019年10月15日起，每年4月15日和10月15日支付利息。 我们收到的净收益为 4.418亿美元, 初步购房者折扣后 680万美元 并提供 150万美元. 2026年票据于2026年4月15日到期.
赎回和回购
2018年10月16日，我们赎回了所有剩余未偿还的6.875% 2021年到期优先无担保票据（“2021年票据”）。2019年3月15日，我们赎回了所有剩余未偿还的2019年到期5.125%优先无担保票据（“2019年票据”）。我们使用循环信贷机制下的可用金额为赎回以及2019年2月出售South Pecos水处理业务的收益提供资金。
截至年底止年度2019年3月31日, 我们回购了 2540万美元 的2019年笔记和 860万美元2023年笔记的。
合规性
在… 2019年3月31日, 我们遵守了所有高级无担保票据契约的契约。
有关循环信贷工具和优先无担保票据赎回和回购的进一步讨论，请参阅 注：8我们的综合财务报表包含在本年度报告中。
循环信贷便利借款
下表总结了所示期间的循环信贷融资借款：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 平均余额 杰出的 | | 最低 天平 | | 最高值 天平 |
| | (单位：万人) |
截至2019年3月31日的年度 | | | | | | |
扩张资本借款 | | $ | 82,816 |
| | $ | — |
| | $ | 330,000 |
|
流动资金借款 | | $ | 852,552 |
| | $ | 439,000 |
| | $ | 1,095,500 |
|
截至2018年3月31日的年度 | | | | | | |
扩张资本借款 | | $ | 167,900 |
| | $ | — |
| | $ | 397,000 |
|
流动资金借款 | | $ | 837,651 |
| | $ | 719,500 |
| | $ | 1,014,500 |
|
在市场上计划
2016年8月24日，我们就市场计划（“ATM计划”）签订了一份股权分配协议，根据该协议，我们可以发行和出售高达 2亿美元共同单位的。我们没有义务根据ATM计划发行股票。截至本年度，我们没有根据ATM计划出售任何普通单位 2019年3月31日，大约 1.347亿美元仍可在ATM计划下出售，网址为 2019年3月31日.
资本支出、收购和其他投资
下表总结了所示期间的扩建和维护资本支出（不包括罐底和线路填充的增加，并按应计制编制）、收购和其他投资。下表中的金额包括与我们前零售丙烷部门相关的资本支出和收购。
|
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 资本支出 | | | | 其他 |
截至2013年3月31日的年度， | | 扩展(1) | | 维修(2) | | 采购（3） | | 投资(4) |
| | (单位：万人) |
2019 | | $ | 418,920 |
| | $ | 49,177 |
| | $ | 348,836 |
| | $ | 389 |
|
2018 | | $ | 155,213 |
| | $ | 37,713 |
| | $ | 50,417 |
| | $ | 27,889 |
|
2017 | | $ | 334,383 |
| | $ | 26,073 |
| | $ | 122,832 |
| | $ | 44,864 |
|
| |
(1) | 截至2018年3月31日止年度的金额包括作为锯齿合营交易的部分对价而收取的无形资产(见本年报所载综合财务报表附注16)。截至2019年3月31日、2018年和2017年3月31日的年度金额分别包括与我们以前的零售丙烷部门相关的40万美元、850万美元和540万美元。 |
| |
(2) | 截至2019年3月31日、2018年和2017年的年度金额分别包括与我们以前的零售丙烷部门相关的380万美元、1400万美元和1360万美元。 |
| |
(3) | 截至2019年3月31日、2018年和2017年3月31日的年度金额包括3190万美元, 3,050万美元和8090万美元，分别与我们以前的零售丙烷部门相关。 |
| |
(4) | 截至年底的年度数额2019年3月31日和2018年主要涉及对未合并实体的缴款。截至2017年3月31日的年度金额主要与终止开发协议所支付的款项和其他负债有关。截至2019年3月31日、2018年或2017年3月31日的年度，没有与我们之前的零售丙烷部门相关的金额。 |
我们目前预计将投资大约12亿美元至13亿美元关于本财年的收购和增长资本支出2020，其中包括约9.7亿美元用于收购Mesquite Disposals UnLimited，LLC和我们的Water Solutions部门中已完成的某些其他交易(见注：19至本年度报告中包含的合并财务报表）。
现金流
下表汇总了我们在所示时期内持续运营的现金流来源(用途)：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
现金流由提供(用于：)： | | 2019 | | 2018 | | 2017 |
| | (单位：万人) |
经营性资产和负债变动前的经营活动 | | $ | 263,513 |
| | $ | 176,052 |
| | $ | 159,613 |
|
经营性资产和负债的变动 | | 44,001 |
| | (122,423 | ) | | (257,413 | ) |
业务活动--持续业务 | | $ | 307,514 |
| | $ | 53,629 |
| | $ | (97,800 | ) |
投资活动--持续经营 | | $ | (392,286 | ) | | $ | 105,343 |
| | $ | (264,265 | ) |
筹资活动--持续业务 | | $ | (793,920 | ) | | $ | (390,445 | ) | | $ | 375,087 |
|
经营活动--持续经营。我们液体业务的季节性对我们经营活动的现金流有重大影响。天然气液体价格的上涨通常会减少我们的运营现金流，因为为库存增加提供资金的现金需求增加，而天然气液体价格的下降通常会增加我们的运营现金流，因为为库存增加提供资金的现金需求减少。在我们的液体业务中，由于天然气液体销售量下降，以及我们为即将到来的采暖季节建立库存水平，我们通常在第一季度和第二季度，即截至9月30日的六个月中出现运营亏损或运营收入下降。取暖季节将持续到3月31日结束的六个月。本财年第三季度的季节性机动车燃料混合影响了我们精炼产品和可再生能源业务中的汽油库存价值，也代表了我们在系统中建立库存的时期。我们在循环信贷安排下借款，以补充我们在建立库存期间的运营现金流。我们的业务以及我们的现金流也受到大宗商品价格正负变动的影响，由于收入和销售成本的增减，这些变动导致库存、应收账款和应收账款的价值波动。这个增加
截至2019年3月31日止年度，经营活动提供的现金净额主要由于截至2019年3月31日止年度的应收账款、存货及应付账款价值波动所致。这个增加截至2018年3月31日止年度，经营活动提供的现金净额主要是由于于截至2017年3月31日止年度购买精炼产品及可再生能源部门额外的管道产能分配而增加库存所致。
投资活动--持续经营. 用于投资活动的现金净额曾经是3.923亿美元截至年底止年度2019年3月31日，与投资活动提供的净现金的1.053亿美元截至年底止年度2018年3月31日。这个增加投资活动中使用的净现金主要是由于：
| |
• | 加价资本支出来自 1.338亿美元截至年底止年度2018年3月31日至4.556亿美元截至年底止年度2019年3月31日主要由于我们水解决方案部门扩张项目的资本支出;以及 |
| |
• | a 2.97亿美元 增加年终年度收购支付的现金 2019年3月31日. |
这些增加投资活动中使用的现金净额部分被a抵消 1.188亿美元结算衍生品的付款减少。
投资活动提供的现金净额曾经是1.053亿美元截至2018年3月31日止年度，与投资活动中使用的净现金相比 2.643亿美元截至2017年3月31日止年度。的 增加投资活动提供的净现金主要是由于：
| |
• | a 减少量资本支出来自 3.449亿美元截至2017年3月31日止年度至 1.338亿美元截至2018年3月31日止年度，主要由于大梅萨管道的资本支出以及截至2017年3月31日止年度购买额外管道容量分配; |
| |
• | a 2.01亿美元 增加出售资产的收益主要是由于出售我们之前持有的Glass Mountain 50%的权益和Sawtooth的一部分，以及截至2018年3月31日止年度出售原油物流部门多余管道的收益增加以及截至2017年3月31日止年度出售我们拥有的TLR公用单位和Grassland的收益增加;以及 |
| |
• | a 1690万美元截至2017年3月31日的年度内终止开发协议的付款（请参阅 注：16至本年度报告中包含的合并财务报表）。 |
这些增加投资活动提供的净现金被A部分抵消 6,330万美元结算衍生品的付款增加。
融资活动--持续运营。用于融资活动的现金净额曾经是7.939亿美元截至年底止年度2019年3月31日，与用于融资活动的现金净额的3.904亿美元截至年底止年度2018年3月31日。这个增加融资活动中使用的净现金主要是由于：
| |
• | 加价回购和赎回我们的高级无担保票据 2.504亿美元截至年底止年度2019年3月31日及 |
| |
• | 减少的2.027亿美元由于截至年底出售我们优先单位收到的收益 2018年3月31日. |
这些增加融资活动使用的现金净额部分被以下因素抵消 加价的4650万美元截至年底止年度循环信贷融资的借款（扣除还款） 2019年3月31日.
用于融资活动的现金净额曾经是3.904亿美元截至2018年3月31日止年度，与融资活动提供的净现金相比 3.751亿美元截至2017年3月31日止年度。的 增加融资活动中使用的净现金主要是由于：
| |
• | 12亿美元截至2017年3月31日止年度发行2023年票据和2025年票据的所得款项; |
| |
• | 加价的4.655亿美元用于偿还和回购截至2018年3月31日止年度内所有剩余未偿还的高级担保票据和部分高级无担保票据; |
| |
• | 减少的3.194亿美元截至2018年3月31日止年度内出售我们的普通单位和优先单位的收益; |
| |
• | 加价的4330万美元截至2018年3月31日止年度向我们的普通合伙人和普通基金单位持有人、优先基金单位持有人和非控股权益所有者支付的分配;和 |
| |
• | 2,640万美元用于回购截至2018年3月31日止年度内与我们的10.75% A类可转换优先单位（“A类优先单位”）相关的部分普通单位和凭证。 |
这些增加用于筹资活动的现金净额被以下项目部分抵销：
| |
• | 加价的12亿美元在截至2018年3月31日的年度内循环信贷安排的借款(扣除还款净额)； |
| |
• | 在截至2017年3月31日的年度内偿还设备贷款总额4,170万美元； |
| |
• | 截至2017年3月31日止年度发行2023年债券及2025年债券以及修订及重述信贷协议的债务发行成本3,080万元；及 |
| |
• | 在截至2017年3月31日的年度内解除与终止发展协议有关的或有对价负债2,590万美元(见注：16至本年度报告中包含的合并财务报表）。 |
已宣布的分配
我们的合伙协议要求，在每个季度结束后45天内，我们将所有可用现金(根据我们的合伙协议中的定义)分配给记录日期的单位持有人。关于我们现金分配政策的进一步讨论见本年度报告中的第5项：注册人普通股市场、相关单位持有人事项和发行人购买股票证券。
在……上面2019年3月15日，我们普通合伙人董事会宣布了一项关于9.00%截至三个月的B类固定利率至浮动利率累积可赎回永久优先股(“B类优先股”)2019年3月31日的470万美元总计已于2013年支付给B类优先单位持有人 2019年4月15日.
在……上面2019年4月24日，我们普通合伙人的董事会宣布分配 $0.39按普通单位向有记录的单位持有人支付 2019年5月7日.此外，我们普通合伙人的董事会宣布向A类优先单位持有人分配 400万美元总的来说。这些分配已于2011年支付给普通单位持有人 2019年5月15日以及A类优先单位持有人 2019年5月10日.
我们的初步分布 9.625%C类固定至浮动利率累积可赎回永久优先单位将在原发行日期后累积至2019年6月30日，如果申报，将于2019年7月15日支付。
有关我们发行版的进一步讨论，请参阅 注：10我们的综合财务报表包含在本年度报告中。
合同义务
下表汇总了我们的合同义务：2019年3月31日此后结束的财年：
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至3月31日， | | |
| | 总计 | | 2020 | | 2021 | | 2022 | | 2023 | | 2024 | | 此后 |
| | (单位：万人) |
长期债务本金支付： | | | | | | | | | | | | | | |
扩张资本借款 | | $ | 275,000 |
| | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 275,000 |
| | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | — |
|
流动资金借款 | | 896,000 |
| | — |
| | — |
| | 896,000 |
| | — |
| | — |
| | — |
|
优先无担保票据 | | 996,458 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 607,323 |
| | 389,135 |
|
其他长期债务 | | 5,331 |
| | 648 |
| | 4,683 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
长期债务利息支付： | | | | | | | | | | | | | | |
循环信贷安排(1) | | 146,419 |
| | 56,315 |
| | 56,315 |
| | 33,789 |
| | — |
| | — |
| | — |
|
优先无担保票据 | | 370,755 |
| | 69,384 |
| | 69,384 |
| | 69,384 |
| | 69,384 |
| | 69,384 |
| | 23,835 |
|
其他长期债务 | | 319 |
| | 210 |
| | 109 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
信用证 | | 143,360 |
| | — |
| | — |
| | 143,360 |
| | — |
| | — |
| | — |
|
不可取消经营租赁下的未来最低租赁付款 | | 432,295 |
| | 127,718 |
| | 105,697 |
| | 83,595 |
| | 54,599 |
| | 18,841 |
| | 41,845 |
|
不可取消协议下的未来最低吞吐量付款（2） | | 43,203 |
| | 43,203 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
建设承诺（3） | | 29,747 |
| | 29,747 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
固定价格商品采购承诺： | | | | | | | | | | | | | | |
原油 | | 60,227 |
| | 60,227 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
天然气液体 | | 5,298 |
| | 5,033 |
| | 265 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
指数价格商品购买承诺(4)： | |
|
| | | | | | | | | | | | |
原油(5) | | 3,110,615 |
| | 1,703,112 |
| | 526,420 |
| | 411,071 |
| | 269,990 |
| | 200,022 |
| | — |
|
天然气液体 | | 565,212 |
| | 564,013 |
| | 1,199 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
合同债务总额 | | $ | 7,080,239 |
| | $ | 2,659,610 |
| | $ | 764,072 |
| | $ | 1,912,199 |
| | $ | 393,973 |
| | $ | 895,570 |
| | $ | 454,815 |
|
| |
(1) | 循环信贷融资的估计利息是根据未偿还的本金和信用证计算的。2019年3月31日。有关信贷协议的其他资料，请参阅本年度报告所包括的综合财务报表附注8。 |
| |
(2) | 我们已经与原油管道运营商签署了不可取消的协议，这些协议保证了我们每月在管道上的最低运力。因此，如果实际出货量低于我们分配的运力，我们需要支付最低运费。根据某些协议，如果我们的运输量在协议下剩余的每个月期间超过每月最低运输承诺，我们有能力收回以前支付的最低运费，一些合同包含允许我们在合同到期日之后最多六个月继续运输的条款，以重新获得之前支付的最低运输拖欠费。第三方同意承担所有权利和特权，并对实际装运低于我们分配的运力的任何最低运费负全部责任。3000万美元根据我们在截至2018年6月30日的三个月内签署的最终协议，2020财年的总金额。有关更多信息，请参阅本年度报告中包括的我们综合财务报表的附注9和附注13。 |
| |
(3) | 在…2019年3月31日，建造承诺涉及目前正在建造的三艘新拖船和四艘新驳船。 |
| |
(4) | 指数价格基于远期价格曲线2019年3月31日。理论上，基础大宗商品价格每加仑天然气液体0.10美元的变化2019年3月31日会导致改变1.026亿美元在我们的指标价中，我们承诺购买天然气液体。基础大宗商品价格每桶1.00美元的理论变化2019年3月31日会导致改变5840万美元在我们的指数价格原油购买承诺的价值。有关承诺的进一步详情，请参阅本年度报告所包括的综合财务报表附注9。 |
| |
(5) | 我们的原油指数价格购买承诺超过了我们的原油指数价格销售承诺(见本年度报告中包括的综合财务报表附注9)，这主要是由于我们对我们购买并通过Grand Mesa管道运输的原油的长期购买承诺。由于这些采购承诺是交付或付款合同，因此我们要求交易对手就任何未交付的数量向我们付款，因此我们没有就我们可能无法收到的数量签订相应的长期销售合同。 |
表外安排
除了中讨论的信用证，我们没有任何表外安排注：8至本年度报告所载综合财务报表及注：9我们的综合财务报表包含在本年度报告中。看见注：2关于2019年4月1日生效的租赁会计准则的讨论。
环境立法
见第I部分，第1项--“商务--政府监管–温室气体监管讨论拟议的环境立法和法规，如果通过，可能会导致合规和运营成本增加。然而，目前我们无法预测未来任何立法或法规的结构或结果，也无法预测我们在遵守法规时可能产生的最终成本。
近期会计公告
有关适用于我们的最新会计声明的讨论，请参见注：2我们的综合财务报表包含在本年度报告中。
关键会计政策
根据公认会计原则编制财务报表和相关披露，需要根据我们业务的相关事实和情况选择和应用适当的会计原则，并使用管理层所作的估计。我们确定了以下对描述我们的综合财务状况和经营结果最重要的会计政策。这些会计政策的应用需要对未来事件的估计和预测结果作出主观或复杂的判断，以及这些会计政策的变化，可能会对我们的合并财务报表产生实质性影响。
收入确认
自2018年4月1日起，我们确认收入合同下的服务和产品收入，因为我们履行合同下的服务或交付或销售产品的义务已经履行。履约义务是在合同中承诺将独特的商品或服务转让给客户。合同的交易价格被分配给合同中的每个不同的履行义务，并在履行履行义务时确认为收入。根据ASC 606的规定，我们的收入合同主要有单一的履约义务。评估何时履行履约义务和分配给我们履约义务的交易价格需要重要的判断和假设，包括我们对标的商品或服务的控制权何时转移给我们的客户的时间的评估，以及根据具有多个履约义务的合同向客户提供的商品和服务的相对独立销售价格。实际结果可能与这些判断和假设不同。看见注15本年度报告中包括的综合财务报表，以进一步讨论我们的收入确认政策。
衍生金融工具
我们在综合资产负债表中按公允价值记录所有衍生金融工具合约，但符合 正常采购和正常销售选举. 根据这项会计政策选择，我们不会在每个资产负债表日按公允价值记录实物合约；相反，我们会在交割发生时按合约价值记录买入或出售。
我们没有为会计目的指定任何金融工具作为对冲。 我们实物合同公允价值的所有变化不符合正常购买和正常销售和结算(无论是现金交易还是非现金按市值计价的调整)，无论合同是实物还是财务结算，都在我们的综合运营报表中的收入(销售合同)或销售成本(采购合同)中报告。
我们利用各种大宗商品衍生金融工具合约，试图减少我们对价格波动的风险敞口。我们并不以交易为目的订立此类合约。商品衍生金融工具的资产及负债变动主要因市场价格、新发起的交易及结算时间的变动所致，并于综合经营报表的销售成本内连同相关结算一并列报。我们试图在名义金额和履行和交付的时间方面平衡我们的合同组合
义务。然而，净不平衡头寸可能存在，或基于我们对预期市场走势的评估而建立。由此产生的合同组合中固有的是某些商业风险，包括商品价格风险和信用风险。 大宗商品价格风险是指原油、天然气液体或精炼和可再生能源产品的市场价值将随着不断变化的市场状况发生有利或不利变化的风险。 信用风险是指供应商、客户或合同的财务对手方因不履行合同而遭受损失的风险。 我国的市场风险政策和信用政策分别规定了管理商品价格风险和信用风险的程序和限额。 每日监测未平仓商品头寸和市场价格变化，并向高级管理人员和营销业务人员报告。 信用风险每日受到监控，并通过客户存款、对产品提升的限制、信用证以及签订主要净额结算协议来最大限度地减少风险敞口，这些协议允许抵消某些交易的交易对手应收和应付余额。
长期资产减值准备
当事件和情况需要时，我们会评估我们的长期资产(财产、厂房和设备以及可摊销无形资产)的账面价值，以计提潜在减值。当长期资产组的使用和最终处置所产生的预期未贴现未来现金流量少于其账面价值时，该资产组被视为减值。我们将长期资产的账面价值与该资产预计产生的估计未贴现未来现金流进行比较。对未来净现金流的估计包括对未来销量、未来利润率或关税税率、未来运营成本以及与我们的业务计划一致的其他估计和假设的估计。如果我们确定一项资产的未摊销成本可能因减值而无法收回，我们可能会被要求降低资产的账面价值和随后的使用寿命。对长期资产的价值和使用寿命的不利变化进行任何这种减记，都会增加当时的成本和费用。
当我们认为当前公允价值可能少于账面价值时，我们评估我们的权益法投资的减值，如果我们认为价值下降不是暂时的，我们就记录减值。
商誉减值
商誉至少要进行年度减值评估。我们在财政年度第四季度进行年度减值评估，如果情况需要，还会更频繁地进行评估。为进行商誉减值测试，将资产分组为“报告单位”。报告单位既可以是运营部门，也可以是运营部门的组成部分，这取决于运营部门的组成部分在运营和经济特征方面彼此之间的相似程度。对于每个报告单位，我们就商誉减值的可能性对相关事件和情况进行定性评估。如果认为报告单位的公允价值比账面价值更有可能低于其账面价值，我们将计算报告单位的公允价值。否则，不需要进一步的测试。定性评估的基础是审查若干因素的总体情况，包括宏观经济条件、行业和市场考虑因素、成本因素、总体财务业绩、其他特定实体事件(例如管理层变动)或其他事件，如出售或处置报告单位。报告单位公允价值的确定是基于我们对报告单位未来经济前景的假设。该等假设包括(I)对报告单位内所载资产的独立财务预测，该预测依赖管理层对营运利润率的估计；(Ii)离散预测期后现金流量的长期增长率；(Iii)适当的贴现率；及(Iv)现金流量倍数的估计，以适用于估计我们报告单位的市值。如果报告单位的公允价值(包括其固有商誉)低于其账面价值，则可能需要对收益进行计提，以将商誉的账面价值降至其隐含公允价值。如果未来的结果与我们的估计不一致，我们可能会面临未来的减值损失，这可能会对我们的运营结果产生重大影响。除整体市场外，我们还监测我们产品和服务的市场，以确定是否发生触发事件，表明报告单位的公允价值低于其账面价值。看见注：6本年度报告中包括的综合财务报表，以进一步讨论我们的商誉减值评估。
资产报废债务
我们对某些设施负有合同和监管义务，当资产退役时，我们必须对这些设施执行补救、拆除或拆除活动。如果能够对公允价值作出合理估计，我们必须确认资产报废债务负债的公允价值。为了确定这种负债的公允价值，我们必须做出某些估计和假设，其中包括预计的现金流、估计的报废时间、经信贷调整的无风险利率以及对市场状况的评估，这些都可能对资产报废债务的估计公允价值产生重大影响。这些估计和假设是非常主观的，可能会随着时间的推移而变化。我们的综合资产负债表位于2019年3月31日包括以下责任：970万美元与资产报废债务有关，在其他非流动负债中报告。
除上述义务外，我们可能有义务在某些其他资产报废时拆除设施或执行其他补救措施。然而，由于结算日期无法确定，资产报废债务的公允价值目前无法合理估计。我们将在结算日期可合理确定的期间为这些资产记录资产报废义务。
不动产、厂房设备和无形资产的折旧摊销方法和估计使用年限
折旧和摊销费用是系统地注销我们的财产、厂房和设备的成本(如果有的话)和我们的可摊销无形资产的成本与使用资产的季度和年度期间的运营结果。我们折旧我们的财产、厂房和设备，并使用直线法摊销我们的大部分无形资产，这导致我们在单个资产的估计寿命内均匀地记录折旧和摊销费用。折旧和摊销费用的估计要求我们对资产的可用经济寿命和剩余价值做出假设。当我们收购并投入使用我们的物业、厂房和设备或收购无形资产时，我们对该等资产的有用经济寿命和剩余价值提出了我们认为合理的假设；然而，情况可能会发展，要求我们在未来期间改变这些假设，这将前瞻性地改变我们的折旧和摊销费用。这种情况的例子包括限制资产估计经济寿命的法律法规的变化、使资产过时的技术变化、预期残值的变化或客户流失率的变化。
收购
为了确定一笔交易是否应该计入企业合并或资产收购，我们首先计算收购资产的相对公允价值。如果基本上所有相对公允价值都集中在一项资产或一组类似资产中，或者如果不是，但交易不包括重大过程(不符合企业的定义)，我们将交易记录为资产收购。对于资产收购，购买价格是根据相对公允价值分配的。对于资产的收购，不记录商誉。所有其他交易都记录为业务合并。
取得的资产和承担的负债的公允价值是以现有信息为基础的，可能涉及聘请独立的第三方进行评估。估计公允价值可能很复杂，并受到重大商业判断的影响。我们还必须确定并在分配中包括符合某些标准的所有已购入的有形和无形资产，包括被购入实体以前未记录的资产。估计最常见的是财产、厂房和设备以及无形资产，包括那些寿命不确定的资产。估计数还包括商品买卖协议、仓储合同和运输合同等合同的公允价值。对于企业合并，收购价格超过收购资产和承担负债的公允净值的部分被记录为商誉，不摊销，而是至少每年评估减值。根据公认会计原则，允许实体在一段合理的时间内(不超过一年)获得必要的信息，以识别和计量在企业合并中收购的资产和承担的负债的公允价值。
盘存
我们的库存包括原油、天然气液体、汽油、柴油、乙醇和生物柴油。我们的存货按成本或可变现净值中较低的一个进行估值，成本采用加权平均成本或先进先出(FIFO)方法确定，包括运输和储存成本，可变现净值定义为正常业务过程中的估计销售价格，较难合理预测的完工、处置和运输成本。 在进行这种分析时，我们考虑的是固定价格远期承诺。在每个财政年度结束时，我们还进行“成本或可变现净值的较低”分析；如果存货的成本基础不能根据年末的可变现净值收回，我们就将存货的账面价值减少到可收回的金额。当我们在会计年度内的中期进行这项分析时，如果我们预期可变现净值在我们的财政年度结束前恢复，会计准则不要求我们记录较低的成本或可变现净值减记。这些商品的可变现净值每天都会随着供需状况的变化而变化。我们无法控制这些商品的可变现净值的变化，也无法确定未来是否需要减记。此外，如果我们不能得出结论认为可变现净值将在我们的财政年度结束前充分恢复，则可能需要在中期进行减记。
基于股权的薪酬
我们的普通合伙人已将某些受限单位授予员工和董事在一项长期激励计划下。受限制单位包括根据获奖者持续服务至获奖日的奖励(“服务奖励”)。 在控制权发生变更时，我们的普通合伙人的董事会也可以酌情给予奖励。
服务奖的估值为截至授予日的高/低销售价格减去归属期内预期分销流的现值的平均值，采用无风险利率。 我们在整个奖励的必要期间(即在奖励的最后单独归属部分的必要服务期内)以直线方式记录每个服务奖的费用，以确保在任何日期确认的补偿成本至少等于在该日期归属的奖励授予日期价值的部分。
第7A项包括关于市场风险的定量和定性披露
利率风险
我们的长期债务中有很大一部分是可变利率债务。利率的变化影响我们可变利率债务的利息支付，但通常不影响负债的公允价值。相反，利率的变化会影响我们固定利率债务的公允价值，但不会影响其现金流。
循环信贷工具是可变利率债务，利率通常与银行最优惠利率或伦敦银行同业拆借利率挂钩。 在… 2019年3月31日, 我们有过 12亿美元 循环信贷机制下的未偿还借款，加权平均利率为 4.39%。利率的变化0.125%将导致我们的年度利息支出增加或减少150万美元，基于未偿还的借款2019年3月31日.
商品价格与信用风险
我们的经营受到某些商业风险的影响，包括商品价格风险和信用风险。大宗商品价格风险是指原油、天然气液体或精炼和可再生能源产品的市场价值将随着不断变化的市场状况发生有利或不利变化的风险。 信用风险是指供应商、客户或合同的财务对手方因不履行合同而遭受损失的风险。
我国的市场风险政策和信用政策分别规定了管理商品价格风险和信用风险的程序和限额。 每日监测未平仓商品头寸和市场价格变化，并向高级管理人员和营销业务人员报告。 信用风险每日受到监控，并通过客户存款、对产品提升的限制、信用证以及签订主要净额结算协议来最大限度地减少风险敞口，这些协议允许抵消某些交易的交易对手应收和应付余额。 在… 2019年3月31日, 我们的主要交易对手是零售商、经销商、能源营销商、生产商、炼油商和经销商。
原油、天然气液体以及精炼和可再生能源产品行业是“基于利润”和“成本加成”的业务，毛利润取决于销售价格与供应成本的差额。我们无法控制市场状况。因此，我们的盈利能力可能会受到原油、天然气液体以及精炼和可再生能源产品价格突然大幅变化的影响。
我们从事各种类型的远期合约和金融衍生品交易，以减少价格波动对我们产品成本的影响，保护我们库存头寸的价值，并帮助确保在供应短缺期间产品的供应。当我们从批发和零售客户那里获得匹配的采购承诺时，我们试图通过采购量来平衡我们的合同组合。我们可能会时不时地经历净不平衡的头寸。除了我们保持平衡头寸的持续政策外，出于会计目的，我们还需要持续跟踪和报告我们衍生品投资组合的市场价值。
尽管我们使用金融衍生工具来降低与预测交易相关的市场价格风险，但我们不将金融衍生交易视为对冲。 我们实物合同公允价值的所有变化不符合正常购买和正常销售和结算(无论是现金交易还是非现金按市值计价的调整)，无论合同是实物还是财务结算，都在我们的综合运营报表中的收入(销售合同)或销售成本(采购合同)中报告。
下表总结了对 2019年3月31日基础商品价值增加10%的我们的商品衍生品的公允价值（以千计）：
|
| | | |
| 增加 (减少) 为实现公允价值 |
原油(原油物流部门) | $ | (10,311 | ) |
丙烷（液体部分） | $ | 773 |
|
其他产品（液体部门） | $ | (4,175 | ) |
汽油(成品油和可再生能源领域) | $ | (5,715 | ) |
柴油(成品油和可再生能源部门) | $ | (14,787 | ) |
乙醇(精炼产品和可再生能源部门) | $ | (4,730 | ) |
生物柴油(精炼产品和可再生能源领域) | $ | 265 |
|
加元(液体部分) | $ | 461 |
|
公允价值
我们使用可观察到的市场价值来确定衍生工具的公允价值。在没有积极报价的情况下，使用其他外部来源，其中包括活跃报价市场的商品价格信息、不太活跃的市场报价和其他市场基本面分析。
项目8.合并财务报表和补充数据
从本年度报告第F-1页开始的综合财务报表，连同我们的独立注册会计师事务所均富律师事务所的报告，以参考方式并入本项目第8项。
第九项会计准则与会计人员在会计和财务披露方面的变更和分歧
没有。
项目9A：管理控制和程序
信息披露控制和程序的评估
我们遵守1934年修订的《证券交易法》(下称《交易法》)第13(A)-15(E)条和第15(D)-15(E)条规定的披露控制程序和程序，旨在提供合理保证，确保根据交易法提交给我们的文件和提交文件中要求披露的信息在美国证券交易委员会(以下简称美国证券交易委员会)的规则和表格中指定的期限内得到记录、处理、汇总和报告，并积累此类信息并将其传达给我们的管理层，包括我们普通合伙人的首席执行官和首席财务官，视情况而定以便及时作出关于所需披露的决定。
在我们的管理层，包括我们的普通合伙人的首席执行官和首席财务官的监督和参与下，我们完成了一项关于我们的披露控制和程序的设计和运作的有效性的评估2019年3月31日。根据这一评估，我们普通合伙人的首席执行官和首席财务官得出的结论是，截至2019年3月31日这种披露控制和程序有效地提供了上述合理保证。
管理层关于财务报告内部控制的报告
我们特拉华州有限合伙企业(“合伙企业”)和子公司的管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制，这一术语在交易法规则13(A)-15(F)中有定义。在我们的管理层，包括我们的普通合伙人的首席执行官和首席财务官的监督和参与下，我们在2013年根据该框架对我们的财务报告内部控制的有效性进行了评估内部控制--综合框架由特雷德韦委员会赞助组织委员会或COSO框架发布。
根据我们在COSO框架下的评估，我们的管理层得出的结论是，截至2011年，我们对财务报告的内部控制是有效的 2019年3月31日.
我们对财务报告的内部控制截至2019年3月31日已由独立注册会计师事务所Grant Thornton LLP审计，如其报告所述，该报告载于第四部分第15项-”展示、财务报表明细表在这份年度报告中。
财务报告内部控制的变化
除截至年底我们的业务合并已导致或可能导致的变化外 2019年3月31日如下文所述，截至三个月，我们对财务报告的内部控制（定义见《交易法》第13（a）至15（f）条）没有发生任何变化 2019年3月31日对我们的财务报告内部控制造成重大影响或合理可能造成重大影响。
我们在年底前完成了几项业务合并 2019年3月31日如所述， 注：4我们的综合财务报表包含在本年度报告中。目前，我们继续评估这些收购业务的业务和内部控制及流程，并根据我们的业务计划对其运营和组织结构进行各种改变。我们正在对这些收购的业务实施我们的内部控制结构。我们预计，我们与这些合并业务有关的评价和整合工作将持续到未来几个财政季度。
项目9B.报告和其他资料
没有。
第III部
项目10.合作伙伴关系董事、高管与公司治理
我们的普通合伙人董事会
NGL Energy Holdings LLC是我们的普通合作伙伴，通过其董事和高管代表我们管理我们的运营和活动。单位持有人无权选举我们普通合伙人的董事，或直接或间接参与我们的管理或运营。NGL Energy GP Investor Group任命所有成员进入我们普通合伙人的董事会。
我们普通合伙人的董事会目前有八会员。我们普通合伙人的董事会决定，詹姆斯·C·奈尔先生、詹姆斯·史蒂芬·L·克罗珀先生和詹姆斯·M·科林斯沃斯先生满足纽约证券交易所(以下简称纽交所)和美国证券交易委员会的独立性要求。纽约证券交易所不要求像我们这样的上市上市有限合伙企业在普通合伙人的董事会中拥有多数独立董事。此外，我们不需要有提名和公司治理委员会。
在评估董事候选人时，NGL Energy GP投资者小组评估候选人是否具备可能增强普通合伙人董事会管理和指导我们事务和业务的能力，包括在适用时增强董事会委员会履行职责的能力。我们的普通合伙人对董事候选人没有最低资格。不过，总的来说，NGL Energy GP Investor Group会审查和评估现任和潜在的新董事，以努力实现我们普通合伙人董事的技能和经验的多样性，并参照以下标准：
| |
• | 与我们重要的领域相关的特定技能、经验或专业知识，如能源生产、消费、分配或运输、政府、政策、金融或法律； |
| |
• | 能够投入必要的时间履行董事的职责，包括出席会议和就伙伴关系事宜进行咨询。 |
尽管我们的普通合作伙伴没有关于在确定董事提名人时考虑多样性的正式政策，但在考虑董事会提名的合格候选人时，不考虑种族、肤色、宗教、性别、血统或国籍。
董事及获提名的行政人员
我们普通合伙人的董事由NGL Energy GP Investor Group任命，任期直至其继任者正式选出并符合资格，或直至其去世、辞职、免职或取消资格（以较早者为准）。指定的执行人员由我们普通合伙人的董事会任命并酌情任职。下表总结了截至2011年有关我们普通合伙人董事和指定执行官的信息 2019年5月28日.
|
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名字 | | 年龄 | | 与中国国家石油天然气集团公司能源控股有限责任公司 |
H·迈克尔·克里姆比尔 | | 65 | | 董事首席执行官兼首席执行官 |
罗伯特·W·卡洛维奇三世 | | 42 | | 常务副总裁兼首席财务官 |
库尔斯顿·P·麦克默里 | | 47 | | 执行副总裁兼总法律顾问兼秘书 |
劳伦斯·J·图利耶 | | 48 | | 首席会计官 |
肖恩·W考迪 | | 57 | | 董事 |
James M.科林斯沃斯 | | 64 | | 董事 |
Stephen L. Cropper | | 69 | | 董事 |
布莱恩·K Guderian | | 59 | | 董事 |
詹姆斯·C·奈尔 | | 67 | | 董事 |
约翰·雷蒙德 | | 48 | | 董事 |
L.约翰·肖费尔四世 | | 36 | | 董事 |
H.迈克尔·克里姆比尔。KrimBill先生自2010年10月以来一直担任我们的首席执行官，自2010年9月我们的普通合伙人成立以来一直担任该公司的董事会成员。从2007年2月到2010年9月，克里姆比尔负责管理私人投资。KrimBill先生从2004年起担任Energy Transfer Partners L.P.的总裁兼首席财务官，直至2007年1月辞职。KrimBill先生于1990年加入Energy Transfer Partners，L.P.的前身Heritage Proane Partners，L.P.，担任副总裁兼首席财务官。KrimBill先生于1999年至2000年担任遗产丙烷合伙人有限公司的总裁，并于2000年至2005年担任遗产丙烷合伙人有限公司的总裁兼首席执行官。KrimBill先生还曾在董事担任Energy Transfer Equity的普通合伙人，于2000年至2007年1月担任Energy Transfer Partners L.P.，于2007年至2012年9月担任Williams Partners L.P.，并于2011年1月至2015年3月担任太平洋商业银行的普通合伙人。
克里姆比尔先生为董事会带来了领导力、监督和财务经验。KrimBill先生提供管理和运营上市合伙企业的专业知识，包括成功收购和整合丙烷和中游业务的丰富专业知识。克里姆比尔还为董事会带来了财务专业知识，包括他之前担任过的首席财务长。KrimBill先生在其他上市公司董事会任职的经验也是我们董事会的宝贵资产。
罗伯特·W·卡洛维奇三世.卡洛维奇先生自2016年2月起担任我们的执行副总裁总裁兼首席财务官。在加入NGL之前，Karlovich先生于2015年2月至2016年2月担任Targa Resources Partners，LP的子公司Targa Pipeline Partners的首席财务官，并于2015年11月至2016年2月担任Targa Resources Partners，LP的商业和业务发展部高级副总裁。Karlovich先生曾在Atlas Pipeline Partners，L.P.及其子公司(“APL”)担任各种职务，包括最近担任的首席财务官，从2006年9月至2015年2月APL与Targa Resources Partners，LP合并。2004年2月至2006年9月，卡洛维奇先生在Syntroolum公司担任各种职务。在此之前，卡洛维奇先生曾在Arthur Andersen LLP和Grant Thornton LLP工作。卡洛维奇是一名注册会计师。
库尔斯顿·P·麦克默里。自2016年10月以来，麦克默里先生一直担任我们的执行副总裁总裁和总法律顾问兼秘书长。麦克默里先生于2015年2月加入NGL，担任法律和公司秘书总裁副秘书长。在加入NGL之前，麦克默里先生自1998年起在俄克拉何马州塔尔萨地区从事法律工作，是Wilkin/McMurray PLLC的创始股东之一。McMurray先生的私人执业业务擅长于商业交易、房地产、医疗保健、银行、公司治理、公司管理和商业诉讼。
劳伦斯·J·苏利尔。Thuillier先生自2016年1月以来一直担任我们的首席会计官。在加入NGL之前，Thuillier先生于2007年12月至2015年10月在Eagle Rock Energy Partners，L.P.担任过各种职务，最近担任的职务是财务报告和公司财务总监总裁副主任。Thuillier先生在2006年11月至2007年11月期间担任Exterran Holdings，Inc.(前身为Universal Compression)的助理公司总监。在此之前，Thuillier先生在Deloitte&Touche LLP担任过各种职务，最近担任的是审计高级经理。
肖恩·W·科迪。Coady博士自2012年4月以来一直担任我们的总裁和零售部首席运营官，并曾在2010年10月至2012年4月担任我们的联席总裁和零售部首席运营官。2018年3月30日，由于出售了我们零售丙烷部门的一部分(见附注17他已辞去总裁及零售事业部首席运营官一职，但仍将继续担任我们普通合伙人的董事会成员。科迪博士自2010年9月我们的普通合伙人成立以来一直担任该公司的董事会成员。Coady博士于1989年3月至2010年9月期间担任Hicks Oils&Hicksgas，Inc.(“HOH”)的高级管理人员，当时HOH将其丙烷和丙烷相关资产贡献给Hicksgas LLC，Hicksgas LLC的会员权益是作为我们成立交易的一部分贡献给我们的。科迪博士也是希克斯气体吉福德公司的总裁，从3月到，直到作为我们成立交易的一部分，公司的会员权益被贡献给我们。科迪博士于2004年至2015年担任美国国家丙烷气体协会董事，并于2004年至2015年3月担任伊利诺伊州丙烷气体协会执行委员会成员。
科迪博士为董事会带来了宝贵的运营经验。科迪博士在零售丙烷行业拥有超过25年的经验，并提供收购和有机增长战略方面的专业知识。科迪博士还通过他在行业协会中的领导角色，对丙烷行业的发展和趋势提供了洞察。
詹姆斯·M·科林斯沃斯。柯林斯沃斯先生自2015年1月起担任我们普通合伙人的董事会成员。科林斯沃斯先生曾于2001年11月至2014年1月期间担任企业产品合作伙伴有限公司普通合伙人高级副总裁。在此之前，科林斯沃斯先生于1998年7月至2001年10月担任德士古加拿大石油公司董事会成员，并于1991年至2001年受聘于德士古担任各种管理职位，包括1998年7月至2001年10月担任NGL资产和商业服务部的高级副总裁。在加入德士古之前，科林斯沃斯先生于1988年至1991年在雷克森石化公司担任原料董事经理，并于1973年至1988年在MAPCO公司的组织中担任各种职务，包括中美洲和塞米诺尔管道的客户服务和业务发展经理。科林斯沃斯先生目前在Martin Midstream Partners L.P.和American ethane Co.的董事会任职。
柯林斯沃斯先生为董事会带来了丰富的深入行业经验。科林斯沃斯先生在中游和石化行业的方方面面工作了40多年。
史蒂芬·L·克罗珀。克罗珀先生于2011年6月加入我们普通合伙人的董事会。克罗珀先生在威廉姆斯公司的25年职业生涯中担任过各种职务，包括担任威廉姆斯能源服务公司的总裁和首席执行官，威廉姆斯能源服务公司是威廉姆斯能源服务公司的一个运营部门，涉及各种能源相关业务，直到1998年退休。2000年至2005年，克罗珀先生担任能量转移伙伴公司的董事董事。自1998年从威廉姆斯公司退休以来，他一直担任顾问和私人投资者，还曾担任过Sunoco物流伙伴公司、NRG能源公司、Berry石油公司和美元节俭汽车集团子公司租赁汽车金融公司的董事顾问。克罗珀先生目前在QuikTrip Corporation和Wawa Inc.的董事会任职。
Cropper先生为董事会带来了在能源业务和能源产品营销方面的丰富经验。凭借丰富的管理和治理经验，Cropper先生在识别、评估和解决各种业务问题方面提供了重要的技能。作为其他上市公司的董事，克罗珀先生也提供了跨板体验。
布莱恩·K·古德里安。古德里安先生于2012年5月加入我们普通合伙人的董事会。古德里安先生自2018年2月起担任WPX Energy，Inc.(以下简称WPX)负责业务发展的执行副总裁总裁。Guderian先生于2014年10月至2018年2月担任WPX业务发展部高级副总裁，并于2011年8月至2014年10月担任WPX运营部高级副总裁。古德里安先生曾在1998年至2011年8月期间担任威廉姆斯公司勘探和生产部门的总裁副总裁，负责监督国际业务。古德里安先生于2002年至2015年担任Apco石油天然气国际公司的董事董事，并于2003年至2015年担任PetRolera Entre Loma S.A.的董事董事。
古德里安先生为董事会带来了相当多的上游经验，包括30年来参与石油行业的高管、运营和财务专业知识，其中大部分专注于勘探和生产。
詹姆斯·C·科内尔。Kneale先生于2011年5月加入我们普通合伙人的董事会。Kneale先生于2007年1月至2007年1月担任Oneok，Inc.的总裁兼首席运营官，从2008年5月至2008年5月担任Oneok Partners L.P.的首席运营官
他于2010年1月退休。1981年加入ONEOK后，Kneale先生曾担任过各种其他职务，包括1999年至2006年的首席财务官。Kneale先生从2006年起至2010年1月退休，一直担任ONEOK Partners，L.P.的董事董事。
Kneale先生为董事会带来了广泛的行政、财务和运营经验。凭借在天然气液体行业多个职位近30年的经验，Kneale先生为我们的业务和行业提供了宝贵的见解。
约翰·T·雷蒙德。雷蒙德先生于2013年8月加入我们的普通合伙人董事会。雷蒙德先生是能源矿业集团(“EMG”)的创始人和大股东，自2006年9月成立以来一直担任该集团的管理合伙人和首席执行官。雷蒙德先生曾在多家能源公司担任过行政领导职务，包括总裁和普莱恩斯资源公司(火神能源公司的前身)首席执行官总裁和普莱恩斯勘探与生产公司的首席运营官，以及普莱恩斯全美管道公司的董事。
雷蒙德先生目前还担任俄亥俄州美国能源控股有限公司、Ferus Inc.、Ferus Natural Gas Fuels Inc.、Iron Ore Holdings、LighTower Oil&Gas GP，LLC、MarkWest Utica EMG，LLC、Medallion Midstream、Plains All American GP、PAA GP Holdings LLC、Tallgras MLP GP LLC和Tallgras Management，LLC的董事。雷蒙德先生通过个人控股的Lynx Holdings，LLC管理各种私人投资。
雷蒙德先生为董事会带来了广泛的金融和行业经验。作为其他上市公司的董事投资者，雷蒙德也提供了跨板体验。
L.约翰·肖费尔四世。舒费勒先生于2018年2月加入我们普通合伙人的董事会。肖费尔自2011年以来一直在EMG工作。朔费勒之前曾在一家中端市场私募股权投资公司和摩根大通任职。朔费勒目前是以下公司的董事董事：Ascent Resources，LLC、Flat River Minerals Heritage NonOp Holdings，LLC、Heritage Minerals Holdings，LLC、Silver Creek Midstream和White Star Petroleum Holdings，LLC；他还曾是LighTower Oil&Gas，Traverse Midstream和Utica Minerals Development，LLC的董事董事。
舒费勒先生为董事会带来了广泛的金融和行业经验。凭借在能源领域15年的经验，舒费勒先生为我们的业务提供了宝贵的见解。
董事委任权
NGL Energy Holdings LLC的有限责任公司协议授予某些当事人指定一定数量的人在我们普通合伙人的董事会任职的权利。EMG NGL HC LLC有权指定两人担任我们普通合伙人的董事会成员，并已指定John T.Raymond和L.John SchauFele IV担任董事。Coady Group(由Shawn W.Coady和他的兄弟Todd M.Coady控制的某些实体组成)和组成合伙企业的投资者(“IEP方”)(由H.Michael KrimBill控制的某些实体和另外两名投资者组成)各有权指定一人在我们普通合伙人的董事会任职。科迪集团已指定肖恩·W·科迪，IEP政党已指定H·H·迈克尔·克里姆比尔。
董事会领导结构及其在风险监督中的作用
我们普通合伙人的董事会认为，董事会主席和首席执行官的职位是合并还是分离，应由董事会在考虑相关情况后不时在其业务判断中做出决定。我们普通合伙人的董事会目前没有董事长。
董事会及其委员会定期与高级管理层一起审查重大运营、财务、薪酬和合规风险。特别是，审计委员会负责对财务和合规风险以及与我们的审计和独立注册会计师事务所有关的风险进行风险监督。我们的薪酬委员会考虑与设计和评估我们高级管理人员的薪酬计划有关的风险。每个委员会定期向董事会报告。
审计委员会
我们普通合伙人的董事会已经成立了一个审计委员会。审计委员会协助董事会监督我们的财务报表的完整性，以及我们遵守法律和法规要求以及合作伙伴关系政策和控制的情况。除其他事项外，审计委员会拥有以下唯一权力：
| |
• | 批准由我们的独立注册会计师事务所提供的所有审计服务和相关费用及其条款；以及 |
| |
• | 制定政策和程序，预先批准所有由我们的独立注册会计师事务所提供的非审计服务和税务服务。 |
审计委员会还负责确认我们独立注册会计师事务所的独立性和客观性。必要时，我们的独立注册会计师事务所可以不受限制地接触审计委员会和我们的管理层。
科林斯沃斯先生、克罗珀先生和科尼勒先生目前在审计委员会任职，科林斯沃斯先生担任主席。我们普通合伙人的董事会已经认定，科内莱先生是美国证券交易委员会规则所定义的“审计委员会财务专家”，而且审计委员会的每一位成员都具备金融知识。根据纽约证券交易所的要求，审计委员会的所有成员都是独立董事，这一点在适用的纽约证券交易所和交易法规则中有定义。
薪酬委员会
我们普通合伙人的董事会已经成立了一个薪酬委员会。薪酬委员会的职责包括以下内容：
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• | 就其他高级管理人员和董事的薪酬向董事会提出建议； |
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• | 审查并向董事会提出有关激励性薪酬和股权计划的建议。 |
克罗珀先生、古德里安先生和科内莱先生目前在薪酬委员会任职。郭炳湘担任董事长。董事会已确定，根据适用的《纽约证券交易所和交易法》规定，克罗珀先生和科内勒先生是独立董事。纽交所并不要求上市的上市有限合伙企业必须有一个完全由独立董事组成的薪酬委员会。
违法者组第16(A)段报告
交易法第16(A)节要求我们的普通合伙人董事会和指定的高管，以及拥有我们股权证券注册类别超过10%的人，向美国证券交易委员会提交我们共同单位和其他股权证券的受益所有权的初始报告和实益所有权变更报告。根据美国证券交易委员会规定，董事、指定的高管和超过10%的单位持有人必须向我们提供他们向美国证券交易委员会提交的所有第16(A)节表格的副本。
据我们所知，仅根据向吾等提交的该等报告的副本以及吾等董事及指定行政人员的书面陈述，吾等相信于截至该年度止年度内，吾等的普通合伙人董事及指定执行人员及超过10%的单位持有人的所有报告责任均已履行。2019年3月31日，除因Osterman先生于2018年7月10日出售我们几乎所有剩余的零售丙烷部门而于2018年7月10日出售几乎所有剩余零售丙烷部门的单位因行政错误而被没收外，以及Highstar Capital IV，L.P.于2018年5月11日行使认股权证时收购95,333个普通单位的报告晚于2018年6月27日提交的Form 4中报告。
公司治理
我们普通合伙人的董事会通过了《首席执行官和高级财务官道德守则》，或称《道德守则》，适用于我们普通合伙人的首席执行官、首席财务官、首席会计官、财务总监和所有其他高级财务和会计官员。对《道德守则》的修订或豁免将在我们的网站上公布。我们普通合伙人的董事会还通过了公司治理准则，概述了有关我们治理的重要政策和做法，以及适用于我们普通合伙人和合伙企业的董事、高级管理人员和员工的商业行为和道德准则。
我们在我们的网站http://www.nglenergypartners.com/governance，的“治理”部分免费向任何提出要求的单位持有人提供道德守则、公司治理准则、商业行为和道德守则以及我们普通合伙人董事会的审计委员会和薪酬委员会的章程。欲索取打印副本，请发送电子邮件至InvestorInfo@nglep.com，或致电投资者关系部，NGL Energy Partners LP，6120South Yale Avenue，Suite805，Tulsa，Oklahoma 74136，或致电(918)481-1119。我们网站上包含的或与我们网站相关的信息不会以引用的方式并入本年度报告，因此不应被视为本报告或我们提交给美国证券交易委员会的任何其他报告的一部分。
非管理董事会议及与董事的沟通
在我们普通合伙人的审计委员会和/或董事会的每个季度会议上，我们的独立董事在没有管理层或非独立董事参与的情况下举行执行会议。Kneale先生主持了这些执行会议。
单位持有人或有利害关系的各方可以直接与我们的普通合伙人董事会、董事会任何委员会、任何独立董事或任何一家董事公司的董事会进行沟通，方式是将书面函件寄往董事会、委员会或董事，请秘书注意：董事公司名称(S)，NGL Energy Partners LP秘书，南耶鲁大道6120号，Suite：805，Tulsa，Oklahoma 74136。通信将根据通信中概述的事实和情况适当地分发给董事会、委员会或董事。
项目11. 高管薪酬
薪酬问题的探讨与分析
这一年“2019在薪酬讨论和分析中，薪酬汇总表指的是我们截至的财政年度2019年3月31日.
引言
我们普通合伙人的董事会有责任和权力为我们的高管做出与薪酬相关的决定。董事会已经成立了一个薪酬委员会来制定我们的薪酬计划，确定我们首席执行官的薪酬，并就我们其他高管的薪酬向董事会提出建议。我们的高管也是我们运营公司的高管，由我们的运营公司直接支付薪酬。虽然我们报销我们的普通合伙人及其附属公司代表我们产生的所有费用，但我们的高管不会因他们向普通合伙人提供的服务而获得任何额外补偿。
我们财政年度的“被点名的执行官员”2019其中包括：
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• | H.Michael KrimBill-首席执行官 |
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• | 罗伯特·W·卡洛维奇三世--执行副总裁总裁兼首席财务官 |
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• | Lawrence J.Thuillier--首席会计官 |
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• | 库尔斯顿·P·麦克默里--执行副总裁总裁兼总法律顾问兼秘书长 |
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• | 文森特·J·奥斯特曼-前总裁，零售丙烷运营。奥斯特曼先生于2018年7月10日辞职，同时出售了我们几乎所有剩余的零售丙烷部门。 |
薪酬理念
我们的薪酬理念强调按业绩支付，主要侧重于向单位持有人增加可持续的季度分配的能力。绩效工资是基于我们的业绩和个别高管对我们业绩的贡献相结合的。我们相信，这种按绩效支付薪酬的方法总体上使我们高管的利益与我们单位持有人的利益保持一致，同时使我们能够在运营和财务业绩不符合我们预期的情况下保持较低的现金薪酬支出水平。
我们的高管薪酬计划旨在提供全面的薪酬方案，使我们能够：
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• | 吸引和留住具备成功执行我们业务战略所需的背景和技能的人员； |
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• | 激励这些个人以一种使他们的利益与我们单位持有人的利益相一致的方式实现短期和长期目标；以及 |
最近的成就
我们的薪酬结构旨在奖励为基金单位持有人实现高于市场回报的高管。我们这一年的成就结束了 2019年3月31日包括以下内容：
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• | 2018年7月10日，我们出售了几乎所有剩余的零售丙烷部门，净收益为 8.898亿美元; |
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• | 2019年2月28日，我们出售了South Pecos水处理业务，净收益为 2.322亿美元; |
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• | 2018年11月30日，我们出售了巴肯海水处置业务，净收益为 8 500万美元及 |
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• | 2018年5月3日，我们出售了之前持有的E Energy Adams，LLC权益，净收益为 1 860万美元. |
薪酬亮点
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• | 我们向 克里姆比尔先生, 卡洛维奇先生和麦克默里先生在财政年度内2019, 主要是由于他们的工作与出售我们几乎所有剩余的零售丙烷部门以及我们的South Pecos和Bakken水处理业务有关。 |
| |
• | 我们大多数被点名的高管的工资仍然低于我们基准同行群体的中位数。这使我们能够给予更多基于绩效的薪酬，以保持具有竞争力的总薪酬方案，并实现更大程度的薪酬与绩效的一致。 |
加强与单位持有人利益一致的因素
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• | 大多数指定的高管薪酬是基于年度财务业绩和单位持有人价值增长的风险激励性薪酬； |
薪酬设置流程
我们为被任命的高管提供的薪酬计划支持了我们的按绩效支付薪酬的理念。
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• | 管理层的角色：我们的首席执行官还定期向薪酬委员会和董事会提供关于除他本人以外的其他被点名高管的薪酬建议。 |
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• | 薪酬委员会顾问的作用：在履行建立、实施和监督我们的高管薪酬理念、计划和计划的有效性的职责时，我们的薪酬委员会有权聘请外部专家协助其审议。在财政期间 |
年2019，薪酬委员会收到了Pearl Meyer & Partners（“PM & P”）的薪酬建议和数据。PM & P对我们高管（包括我们指定的高管）的薪酬主要组成部分进行了竞争性审查。PM & P还就同行群体选择（薪酬和绩效同行）以及短期和长期激励计划设计提供了意见。薪酬委员会审查了PM & P提供的服务，并确定他们在提供高管薪酬咨询服务方面是独立的。在做出这一决定时，薪酬委员会指出，在财年内 2019:
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◦ | 除赔偿委员会要求或批准的赔偿咨询服务外，PM&P没有向合伙企业或管理层提供任何服务； |
| |
◦ | PM&P不直接或间接通过关联公司提供任何非补偿服务，如养老金咨询或人力资源外包； |
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◦ | PM&P维持一项冲突政策，向赔偿委员会提供了旨在确保独立性的具体政策和程序； |
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◦ | 合伙企业在财年内向PM & P支付的费用 2019不到PM & P总收入的1%; |
| |
◦ | PM&P负责合伙事务的顾问都没有与薪酬委员会成员有任何商业或个人关系； |
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◦ | 从事合伙事务的PM&P顾问(或PM&P的任何顾问)均未与合伙企业的任何执行人员有任何业务或个人关系；以及 |
| |
◦ | PM&P在合伙人关系方面的顾问都不关心合伙人的利益。 |
薪酬委员会继续定期监控其薪酬顾问的独立性。薪酬委员会在设计财年过程中考虑了PM & P提供的建议 2019补偿方案。
高管薪酬的构成要素
作为我们对高管薪酬的绩效薪酬方法的一部分，我们高管的薪酬包括基于我们业绩的激励性薪酬的重要组成部分。下表总结了我们高管薪酬计划中的主要薪酬要素：
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| | | | | | | | | | |
| | | | | | 目标得到支持 |
元素 | | 主要目的 | | 金额如何确定 | | 吸引和 保留 | | 激励与 支付以下费用： 性能 | | 单位持有人 对齐 |
基本工资 | | 固定收入，以补偿高管的责任、专业知识和经验水平 | | 基于市场对高管人才和能力的竞争 | | X | | | | |
| | | | | | | | | | |
自由支配现金奖金奖励 | | 奖励实现特定年度财务和运营绩效目标 | | 根据被任命的高管对实现或超过年度目标的相对贡献 | | X | | X | | X |
| | 认可个人对我们绩效的贡献 | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
长期股权激励奖励 | | 激励和奖励实现长期绩效目标，包括提高我们共同基金单位的市场价格以及对基金单位持有人的季度分配 | | 基于指定执行官对长期绩效目标的预期贡献 | | X | | X | | X |
| | 提供不可剥夺的长期激励以鼓励高管留任 | | | | | | | | |
基本工资
薪酬委员会定期审查我们任命的高管的基本工资，并可能在必要时建议调整。我们不会每年自动调整基本工资。
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• | KrimBill先生的初始基本工资为12万美元，最初是作为我们组建交易谈判的一部分确定的。在厘定基本薪酬时，双方考虑了多项因素，包括吸引或挽留人员所需的薪酬、人员过往的薪酬，以及每名人员对工作表现的期望贡献。应KrimBill先生的要求，双方同意他的基本工资应该低于我们当时的其他高管，因为作为我们的首席执行官，他的薪酬的很大一部分应该以业绩为基础，以进一步使他的利益与我们单位持有人的利益保持一致。2012年2月，KrimBill先生的基本工资降至6万美元，这是基于我们的运营和财务业绩，这是一个异常温暖的冬天的结果。KrimBill先生的基本工资从2012年11月12日起恢复到12万美元。自2014年7月1日起，董事会将KrimBill先生的工资提高到35万美元，考虑到他的工资相对于基准同行组较低(且仍低于同行组的第25个百分位数)。从2018年4月1日起，KrimBill先生的基本工资增加到625,000美元，因为他的工资比基准同龄人低。 |
| |
• | 卡洛维奇先生的40万美元基本工资是在他于2016年2月加入我们的管理团队之前谈判的。2017年4月，卡洛维奇的基本工资增至43万美元。2018年6月10日，考虑到Karlovich先生的工资相对于基准同龄人群体较低，他的工资提高到50万美元。 |
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• | Thuillier先生的25万美元基本工资是在他于2016年1月加入我们的管理团队之前谈判的。2017年4月，Thuillier先生的基本工资提高到26万美元。2018年4月，Thuillier先生的基本工资提高到26.8万美元。从2019年3月31日起，Thuillier的基本工资增加到27万美元。 |
| |
• | 麦克默里先生的25万美元基本工资是在他于2015年2月加入我们的管理团队之前谈判的。麦克默里的基本工资在2017年4月增加到30万美元。自2018年4月1日起，麦克默里的基本工资上调至35万美元。自2019年3月31日起，麦克默里先生的基本工资上调至$375,000. |
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• | 奥斯特曼先生最初的基本工资为125,000美元，是在我们完成对奥斯特曼丙烷的收购后加入我们的管理团队时谈判的。考虑到奥斯特曼先生的工资相对于基准同龄人较低，他的工资于2013年1月增至20万美元，2013年7月增至25万美元，并自2017年4月2日起增至31.5万美元。奥斯特曼先生于2018年7月10日辞职，同时出售了我们几乎所有剩余的零售丙烷部门。 |
自由支配现金奖金奖励
所有被任命的高管均不受正式现金奖金计划的约束，任何现金奖金都由董事会(就KrimBill先生而言)或董事会的薪酬委员会(就其他被点名的高管而言)酌情决定。现金奖金：100万美元, 70万美元和70万美元被付钱给克里姆比尔先生, 卡洛维奇先生和麦克默里先生，分别在财政年度内2019, 主要是由于他们的工作与出售我们几乎所有剩余的零售丙烷部门以及我们的South Pecos和Bakken水处理业务有关。
长期股权激励奖励
授予指定高管的某些受限单位分批授予，但条件是获奖者是否继续服务至归属日期(“服务奖励”)。下表汇总了本财年授予、授予和/或没收的服务奖励单位2019关于被点名的执行干事：
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| | | | | | | | | | | | | | | |
| | 未归属单位位于 | | | | | | | | 未归属单位位于 |
名字 | | 2018年3月31日 | | 授予的单位 | | 归属单位 | | 没收的单位 | | 2019年3月31日 |
H·迈克尔·克里姆比尔(1) | | 200,000 |
| | 300,000 |
| | (100,000 | ) | | — |
| | 400,000 |
|
Robert W.卡洛维奇三世（2） | | 62,500 |
| | 25,000 |
| | (25,000 | ) | | — |
| | 62,500 |
|
劳伦斯·J·苏利尔(3) | | 25,000 |
| | 21,551 |
| | (21,551 | ) | | — |
| | 25,000 |
|
库尔斯顿·P·麦克默里(4) | | 37,500 |
| | 20,000 |
| | (15,000 | ) | | — |
| | 42,500 |
|
文森特·J·奥斯特曼（5） | | 50,000 |
| | — |
| | — |
| | (50,000 | ) | | — |
|
| |
(1) | 克里姆比尔先生授予 100,000服务奖项 2018年7月9日.封 300,000服务奖项 2018年11月21日，其中75,000每个人身上都有背心 2020年2月11日, 2020年11月10日, 2021年2月11日和2021年11月12日，分别为。 |
| |
(2) | 卡尔洛维奇先生授予 12,500和12,500服务奖项 2018年11月13日和2019年2月12日，分别。封 25,000服务奖项 2018年11月21日，其中12,500每个人身上都有背心 2021年2月11日和2021年11月12日，分别为。 |
| |
(3) | 图利尔先生荣获服务奖 11,551在……上面2018年9月11日, 5,000在……上面2018年11月13日和5,000在……上面2019年2月12日.封 11,551服务奖项 2018年9月11日和10,000服务奖项 2018年11月21日，其中5,000每个人身上都有背心 2021年2月11日和2021年11月12日，分别为。 |
| |
(4) | 麦克默里先生授予 7,500和7,500服务奖项 2018年11月13日和2019年2月12日，分别。封 20,000服务奖项 2018年11月21日，其中10,000每个人身上都有背心 2021年2月11日和2021年11月12日，分别为。 |
| |
(5) | 奥斯特曼先生被没收 50,000服务奖项 2018年7月9日终止雇佣关系后，我们几乎所有剩余资产的出售 零售丙烷部门于2018年7月10日发布。奥斯特曼先生在解雇前的2019财年没有获得任何服务奖励。 |
授予指定高管的服务奖励单位是参考我们的同行群体和PM & P编制的基于市场的基准确定的，并基于位于同行群体第25和第50百分位之间的指定高管的总薪酬。
授予的服务奖励单位 2018年11月21日旨在作为终了财年绩效的酌情奖金 2018年3月31日.
下表总结了未归属的服务奖励单位的归属日期 2019年3月31日(as如上所述，Osterman先生因2018年7月10日解雇而没收了所有未归属的服务奖励单位）：
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| | 按财年结束授予的服务奖励单位 | | 未归属单位位于 |
名字 | | 2020年3月31日 | | 2021年3月31日 | | 2022年3月31日 | | 2019年3月31日 |
H·迈克尔·克里姆比尔(1) | | 175,000 |
| | 150,000 |
| | 75,000 |
| | 400,000 |
|
Robert W.卡洛维奇三世（2） | | 25,000 |
| | 25,000 |
| | 12,500 |
| | 62,500 |
|
劳伦斯·J·苏利尔(2) | | 10,000 |
| | 10,000 |
| | 5,000 |
| | 25,000 |
|
库尔斯顿·P·麦克默里(3) | | 15,000 |
| | 17,500 |
| | 10,000 |
| | 42,500 |
|
| |
(1) | Krimbill先生的服务奖将授予如下：截至本财年 2020年3月31日, 100,000的单位将归属于 2019年7月8日和75,000的单位将归属于 2020年2月11日.终了财政年度 2021年3月31日，一半的单位将穿着 2020年11月10日和2021年2月11日.终了财政年度 2022年3月31日，单位将归属 2021年11月12日. |
| |
(2) | Karlovich先生和Thuillier先生的服务奖将归属如下：截至本财年 2020年3月31日，一半的单位将穿着 2019年11月13日另一半在 2020年2月11日.终了财政年度 2021年3月31日，一半的单位将穿着 2020年11月10日和2021年2月11日.终了财政年度 2022年3月31日，单位将归属 2021年11月12日. |
| |
(3) | 麦克默里先生的服务奖将授予如下：截至本财年 2020年3月31日，一半的单位将穿着 2019年11月13日另一半在 2020年2月11日.终了财政年度 2021年3月31日, 7,500的单位将归属于 |
2020年11月10日和10,000的单位将归属于 2021年2月11日.终了财政年度 2022年3月31日，单位将归属 2021年11月12日.
从2015年4月开始，我们的普通合伙人授予单位，条件是接受者持续服务到归属日期，以及我们的共同单位在特定时间段内相对于Alerian MLP指数(“指数”)中其他同行实体的表现(“表现奖”)。这些绩效奖单位是授予某些员工的。执行情况的计算依据是我们共同单位的回报(包括在执行期间支付的共同单位市价和分配的变化)相对于指数中其他实体的共同单位回报。在截至2018年12月31日的三个月内，我们的普通合伙人董事会薪酬委员会终止了绩效奖励计划，所有未授予的优秀绩效奖励单位都被取消。因此，由于没有发放替代赔偿金，所有以前未确认的赔偿费用在取消之日都已支出。
遣散费和控制权利益的变更
除麦克默里先生外，我们不会向我们指定的行政人员提供任何遣散费或控制权变更福利，根据其雇佣协议，在其某些终止雇用的情况下，他有权领取遣散费福利(如下文“与麦克默里先生的雇佣协议”标题下的“简要补偿表”之后所述)。如果合伙企业的控制权发生变化，董事会有权加快受限单位的归属，尽管董事会没有任何义务这样做。 如果董事会在控制权变更时行使其酌情权，加快限制单位的归属，则该等单位的价值将与 “杰出股票奖： 2019年3月31日” 表格在下面(在“尚未归属的服务奖励单位的市值”一栏中)。
401(K)计划
我们已经建立了一个固定供款401(K)计划，以帮助我们的合格员工在递延纳税的基础上为退休储蓄。401(K)计划允许所有符合条件的员工，包括我们指定的高管，在符合适用税收限制的情况下，自愿为该计划做出税前贡献。对于员工贡献其合格薪酬(如计划中定义)的1%的每1美元，我们将贡献1美元，外加员工贡献其合格薪酬(如计划中定义)的1%至6%之间的每1美元加50美分。我们在2015年1月1日之前的匹配缴款归属于五年，自2015年1月1日起，我们的匹配缴款归属于两年。
其他好处
我们不为我们的高管维持固定福利或养老金计划，因为我们认为此类计划主要奖励长寿而不是业绩。我们为几乎所有全职员工提供基本福利方案，其中包括401(K)计划以及医疗、牙科、视力、残疾和人寿保险。
其他高级船员
在我们的各个业务部门中担任领导角色但不是执行人员的某些高级管理人员，会根据他们所参与的各个业务部门的表现参加公式化的奖金计划。在大多数情况下，类似的计划在我们收购业务之前就已经存在，我们基本上保持了这些计划的完好无损。
竞争评审和财政年度2019薪酬计划
在财政年度内2019，PM&P对我们的高管薪酬计划进行了竞争性审查，并就竞争性薪酬水平和薪酬计划设计向薪酬委员会提供了意见。为了向薪酬委员会提供关于有竞争力的薪酬比率的指导，PM&P从以下来源收集了薪酬数据：
| |
• | 薪酬调查，包括代表其他能源行业和收入在10亿至60亿美元之间的一般行业公司的已公布薪酬调查的数据；以及 |
| |
• | 同级组数据，包括来自10-K的支付数据和一组18公开交易的中游油气合作伙伴关系的规模和范围与我们相似。 |
同业集团对公司的薪酬 |
| | | | |
AmeriGas Partners LP | | NuSTAR Energy L.P. | | Martin Midstream Partners LP |
Ferrellgas Partners LP | | 塔尔加资源公司 | | Boardwalk Pipeline Partners，LP |
明星集团，L.P. | | Buckeye Partners，L.P. | | Western Gas Partners LP |
Suburban Propane Partners，LP | | Genesis Energy LP | | EnLink Midstream Partners，LP |
ONEOK Partners，LP | | Crestwood Equity Partners LP | | |
威廉姆斯合伙公司LP | | 麦哲伦Midstream Partners LP | | |
Enbridge Energy Partners，L.P. | | DPP Midstream Partners LP | | |
PM & P将“市场”定义为调查数据和同行群体数据的组合。如上所述，薪酬委员会在确定财年工资时考虑了该数据 2019并确定授予指定行政人员的服务奖励单位数量。
雇佣协议
除麦克默里先生外，除麦克默里先生外，我们并无与任何指定行政人员订立雇佣协议(见下文“与麦克默里先生的雇佣协议”标题下的“薪酬摘要表”后所述)。
补偿的扣除
我们认为，支付给被任命的高管的薪酬通常可以完全扣除联邦所得税。我们是一家有限责任合伙企业，不符合经修订的1986年《国税法》第162(M)节规定的受扣除限制的公司的定义。
薪酬委员会报告
我们普通合伙人董事会的薪酬委员会已与管理层审查并讨论了上述薪酬讨论和分析。基于此审查和讨论，薪酬委员会建议我们普通合伙人的董事会将薪酬讨论和分析纳入本年度报告。
|
| |
| 赔偿委员会成员： |
| |
| 史蒂芬·L·克罗珀(主席) |
| 布莱恩·K Guderian |
| 詹姆斯·C·奈尔 |
薪酬政策和做法与风险管理的关系
我们的薪酬安排包含许多设计元素，旨在最大限度地减少为实现短期、不可持续的结果而承担过度或不适当风险的动机。这包括使用受限单位补助金作为行政人员薪酬的重要组成部分，因为受限单位旨在根据伙伴关系的长期业绩奖励执行干事。结合我们的风险管理做法，我们不认为我们的员工薪酬政策和做法产生的风险合理地可能对我们产生重大不利影响。
薪酬委员会联锁与内部人参与
在财政年度内2019、斯蒂芬·L布莱恩·K·克罗珀古德里安和詹姆斯·C。尼尔曾担任薪酬委员会成员。这些人都不是我们普通合伙人的员工或官员。如第一部分第13项所述--”与关联人的交易，“古德里安先生是WPX的执行官，我们在财年与WPX达成了某些交易 2019.肖恩·W科迪曾是我们普通合伙人的执行官，目前仍然是董事会成员。科迪博士还担任家族企业HOH的董事会成员，科迪博士以此身份参与HOH董事会的薪酬制定过程。
的薪酬汇总表2019
下表总结了我们指定的高管在本财年赚取的薪酬 2017穿过2019.
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
提名候选人和他的职位。 | | 财政 年 | | 薪金 ($) | | 奖金 ($) | | 受限 单位 奖项（服务和绩效奖）（1） ($) | | 所有其他 补偿(2) ($) | | 总计 ($) |
H.迈克尔·克里姆比尔 | | 2019 | | 614,423 |
| | 1,000,000 |
| | 1,928,520 |
| | 13,886 |
| | 3,556,829 |
|
首席执行官 | | 2018 | | 350,000 |
| | — |
| | — |
| | 10,891 |
| | 360,891 |
|
| | 2017 | | 350,000 |
| | — |
| | 7,174,094 |
| | 10,463 |
| | 7,534,557 |
|
| | | | | | | | | | | | |
罗伯特·W·卡洛维奇三世 | | 2019 | | 483,846 |
| | 650,000 |
| | 142,405 |
| | 7,695 |
| | 1,283,946 |
|
常务副秘书长总裁和 | | 2018 | | 428,846 |
| | 430,000 |
| | 711,291 |
| | 9,079 |
| | 1,579,216 |
|
首席财务官 | | 2017 | | 400,000 |
| | — |
| | 809,985 |
| | 5,510 |
| | 1,215,495 |
|
| | | | | | | | | | | | |
劳伦斯·J·图利耶 | | 2019 | | 267,693 |
| | — |
| | 191,964 |
| | 9,639 |
| | 469,296 |
|
首席会计官 | | 2018 | | 259,615 |
| | — |
| | 414,525 |
| | 9,357 |
| | 683,497 |
|
| | 2017 | | 250,000 |
| | — |
| | 374,007 |
| | 43,469 |
| | 667,476 |
|
| | | | | | | | | | | | |
库尔斯顿·P·麦克默里(3) | | 2019 | | 348,077 |
| | 650,000 |
| | 113,924 |
| | 9,199 |
| | 1,121,200 |
|
常务副秘书长总裁和 | | 2018 | | 298,077 |
| | 300,000 |
| | 426,774 |
| | 8,182 |
| | 1,033,033 |
|
总法律顾问兼秘书 | | | | | | | | | | | |
|
|
| | | | | | | | | | | | |
文森特·J·奥斯特曼(4) | | 2019 | | 98,500 |
| | — |
| | — |
| | 32,323 |
| | 130,823 |
|
前总裁， | | 2018 | | 312,500 |
| | — |
| | 569,032 |
| | 44,926 |
| | 926,458 |
|
零售丙烷业务 | | 2017 | | 250,000 |
| | — |
| | 1,662,027 |
| | 36,831 |
| | 1,948,858 |
|
| |
(1) | 上表所示受限制单位的公允价值乃根据我们的普通单位于授出日期的收市价计算，并作出调整以反映受限制单位在归属期间无权获得分派的事实。根据授予日期前最近一次分销的价值以及市场参与者可能对未来分销增长作出的假设，估计归属期间缺乏分销权利的影响。公允价值的计算与会计准则编纂(“ASC”)718股票补偿的规定一致。对于2018财政年度和2017财政年度，此栏还包括在绩效奖励计划终止之前授予的绩效奖励的价值。 |
| |
(2) | 本栏中的金额包括对我们的401(K)计划的匹配缴费。Thuillier 2017财年的支出包括搬家费用。给Osterman先生的数额包括提供给他和他的家人的丙烷(按丙烷到NGL的费用计算)。下表汇总了Thuillier先生和Osterman先生的这些金额： |
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
名字 | | 财政 年 | | 401(k) 火柴 | | 搬家费用 | | 丙烷 | | 总计其他 补偿 |
劳伦斯·J·图利耶 | | 2017 | | $ | 5,721 |
| | $ | 37,748 |
| | $ | — |
| | $ | 43,469 |
|
| | | | | | | | | | |
文森特·J·奥斯特曼 | | 2019 | | $ | 3,758 |
| | $ | — |
| | $ | 28,565 |
| | $ | 32,323 |
|
| | 2018 | | $ | 6,273 |
| | $ | — |
| | $ | 38,653 |
| | $ | 44,926 |
|
| | 2017 | | $ | 5,721 |
| | $ | — |
| | $ | 31,110 |
| | $ | 36,831 |
|
| |
(3) | 在2018财年之前，麦克默里并不是一名被点名的高管。 |
| |
(4) | 奥斯特曼先生于2018年7月10日辞职，同时出售了我们几乎所有剩余的零售丙烷部门。 |
与麦克默里先生签订雇佣协议
麦克默里与合伙公司签订了一份雇佣协议，日期为2017年3月10日。协议的有效期为五年，自生效之日起生效，此后可自动续签一年，除非任何一方除外。
提供60天不续订期限的通知。协议规定，麦克默里先生每年将获得不低于25万美元的基本工资，并有资格获得合伙企业每个财政年度的年度奖金，目标是基本工资的100%。麦克默里先生还有权根据该合伙企业的LTIP获得未授予单位的年度奖励。
如果麦克默里先生被合伙企业无故终止雇佣关系(按照其协议的定义)，只要他执行一项全面的索赔程序，麦克默里先生有权获得(I)在终止后12个月内继续支付其基本工资，(Ii)如果麦克默里先生在其被终止后再继续受雇三年，将会支付或授予麦克默里先生的保证单位奖励，以及(Iii)他被解雇的业绩年度的目标年度奖金。麦克默里先生还将有权获得前述句子中所述的遣散费，如果他因“建设性解雇”而自愿辞职，这种情况将包括(1)麦克默里先生的年基本工资降至250,000美元以下(不包括按比例全面削减不超过10%，适用于合伙企业所有类似职位的高管)，或合伙企业未能向麦克默里先生提供补偿；(2)未经麦克默里先生书面同意，免去麦克默里先生执行副总裁总裁以及总法律顾问和秘书的职务。(3)合伙公司的任何行动导致麦克默里先生的权力、权力或责任显著减少，或(4)合伙公司将其在俄克拉何马州的主要营业地点迁至距其当前位置50英里以上的地点。McMurray先生须遵守保密和知识产权转让义务，以及在其任职期间及之后12个月内不得招揽客户、雇员或顾问的义务。
限量单位奖
在财政年度内2019薪酬委员会对在特定日期授予的单位给予奖励，但条件是接受者在服务日期之前是否继续服务(“服务奖”)。
2019基于计划的奖励表
下表总结了授予我们指定高管的限制性服务奖励单位数量及其授予日期的公允价值：
|
| | | | | | | | | |
名字 | | 授予日期 | | 服务奖总数 单位 | | 授出日期公平值 服务奖励单位 ($)(1) |
H·迈克尔·克里姆比尔 | | 2018年11月21日 |
| | 300,000 |
| | 1,928,520 |
|
罗伯特·W·卡洛维奇三世 | | 2018年11月21日 |
| | 25,000 |
| | 142,405 |
|
劳伦斯·J·图利耶 | | 2018年9月11日 |
| | 11,551 |
| | 135,002 |
|
| | 2018年11月21日 |
| | 10,000 |
| | 56,962 |
|
库尔斯顿·P·麦克默里 | | 2018年11月21日 |
| | 20,000 |
| | 113,924 |
|
文森特·J·奥斯特曼（2） | | — |
| | — |
| | — |
|
| |
(1) | 上表所示受限制服务奖励单位的公允价值是根据授予日期我们普通单位的收盘市价计算的，并进行了调整以反映受限制单位无权在归属期内获得分配的事实。 |
| |
(2) | 在2018年7月10日解雇之前，Osterman先生在2019财年没有收到任何限制服务奖励单位。 |
我们在整个奖励的必要期间(即在奖励的最后单独归属部分的必要服务期内)以直线方式记录每个服务奖的费用，以确保在任何日期确认的补偿成本至少等于在该日期归属的奖励授予日期价值的部分。上表中报告的受限制基金单位金额是ASC 718下出于财务报告目的的授予日期公允价值，并不代表指定执行官在归属时实际实现的金额，该金额可能大于或小于上表中报告的金额。
杰出股票奖： 2019年3月31日
下表总结了未授予的服务奖励的数量及其公允价值 2019年3月31日:
|
| | | | | | |
| | 全球服务获奖单位数 这些资产还没有被授予 | | 服务获奖单位市值 尚未归属于 |
名字 | | (#)(1) | | ($)(2) |
H·迈克尔·克里姆比尔 | | 400,000 |
| | 5,612,000 |
|
罗伯特·W·卡洛维奇三世 | | 62,500 |
| | 876,875 |
|
劳伦斯·J·图利耶 | | 25,000 |
| | 350,750 |
|
库尔斯顿·P·麦克默里 | | 42,500 |
| | 596,275 |
|
文森特·J·奥斯特曼（3） | | — |
| | — |
|
| |
(1) | 反映尚未授予且由每位指定执行官持有的服务奖。 |
| |
(2) | 根据我们常见单位的收盘市场价格计算 2019年3月31日的$14.03.没有进行任何调整以反映受限制单位无权在归属期内获得分配的事实。 |
| |
(3) | 奥斯特曼先生因2018年7月10日解雇而放弃了所有未偿还的股权奖励。 |
2019归属单位
在财政年度内2019，授予某些受限制的服务奖励。下表概述了归属日奖励的价值，该价值是根据归属日每个普通股的收盘市场价格计算的。
|
| | | | | | |
名字 | | 服务奖励单位数量 在Vesting时收购 (#) | | 归属实现的价值 ($) |
H·迈克尔·克里姆比尔(1) | | 100,000 |
| | 1,247,500 |
|
Robert W.卡洛维奇三世（2） | | 25,000 |
| | 272,375 |
|
劳伦斯·J·苏利尔(3) | | 21,551 |
| | 243,952 |
|
库尔斯顿·P·麦克默里(4) | | 15,000 |
| | 163,425 |
|
文森特·J·奥斯特曼（5） | | — |
| | — |
|
| |
(1) | 克里姆比尔先生授予 100,000服务奖项 2018年7月9日. |
| |
(2) | 卡尔洛维奇先生授予 12,500和12,500服务奖项 2018年11月13日和2019年2月12日，分别为。 |
| |
(3) | 图利尔先生赋予 11,551, 5,000和5,000服务奖项 2018年9月11日, 2018年11月13日和2019年2月12日，分别为。 |
| |
(4) | 麦克默里先生授予 7,500和7,500服务奖项 2018年11月13日和2019年2月12日，分别为。 |
| |
(5) | Osterman先生在2018年7月10日解雇之前没有授予任何服务奖励。 |
在归属后，某些指定的执行官员选举我们向税务当局汇款，以代替发行公共单位。下表总结了已发放的公用单位数量和预扣税的公用单位数量：
|
| | | | | | | | | |
名字 | | 单元数： 已发布 | | 单元数： 被扣留 | | 总计 |
罗伯特·W·卡洛维奇三世 | | 13,870 |
| | 11,130 |
| | 25,000 |
|
劳伦斯·J·图利耶 | | 12,589 |
| | 8,962 |
| | 21,551 |
|
库尔斯顿·P·麦克默里 | | 8,099 |
| | 6,901 |
| | 15,000 |
|
终止或控制权变更时的潜在付款
我们不会向我们指定的高管提供任何遣散费或控制权变更福利。, 麦克默里先生除外，他有权因某些类型的解雇而获得遣散费（如上文“与麦克默里先生的就业协议”标题下更详细描述）。如果麦克默里先生的工作是
终止日期 2019年3月31日合伙企业无“理由”或由于“推定解除”，麦克默里先生将有权获得以下金额：
|
| | | | | | | | | | | | | | |
现金流 | | 保证单位奖的价值 | | 目标年度奖金 | | 总计 |
$ | 375,000 |
| | $ | 596,275 |
| | $ | 375,000 |
| | $ | 1,346,275 |
|
如果合伙企业的控制权发生变化，董事会有权加快受限单位的归属，尽管董事会没有任何义务这样做。 如果董事会在控制权变更时行使其酌情权，加快限制单位的归属，则该等单位的价值将与 “杰出股票奖： 2019年3月31日” 表格在上面(在“尚未归属的服务奖励单位的市值”一栏中)。
薪酬比率披露
根据《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法》第953(B)条和S-K法规第402(U)项的要求，我们提供以下信息，说明我们首席执行官克里姆比尔先生的年度总薪酬与我们上一财年员工年总薪酬的中位数之比。
截至该年度为止2019年3月31日:
| |
• | 所有员工（首席执行官除外）的年度总薪酬中位数为 $46,408及 |
| |
• | 如上文薪酬汇总表所述，KrimBill先生的年度薪酬总额为$3,556,829. |
根据截至以下年度的资料2019年3月31日，我们首席执行官的年总薪酬与我们中位数员工的年总薪酬的比率约为77设置为1。
为了确定我们的员工中位数，我们确定了我们在2019年1月1日，也就是我们确定的日期雇用的每个人。截至当日，我们在两个国家和地区拥有1210名员工。我们通过只检查2018年1月1日至2018年12月31日期间的基本工资和加班费来确定员工的中位数。我们包括了所有员工，除了三名在加拿大工作的员工，无论是全职还是兼职，并且没有对任何基本工资和加班费做出任何估计、假设或调整。在确定中位数员工后，我们使用与计算指定高管的年总薪酬相同的方法来计算中位数员工的年度总薪酬，如上面的薪酬汇总表所述。
这一薪酬比率是根据我们的工资和雇佣记录以及上述方法，按照美国证券交易委员会规则计算的合理估计数。美国证券交易委员会用于确定员工中位数并根据该员工的年度总薪酬计算薪酬比率的规则允许公司采用多种方法，应用某些排除，并做出反映其薪酬实践的合理估计和假设。因此，其他公司报告的薪酬比率可能无法与上文报告的薪酬比率相比较，因为其他公司可能有不同的雇佣和薪酬做法，并可能采用不同的方法、剔除、估计和假设来计算其本身的薪酬比率。
董事薪酬
我们的普通合伙人或其关联公司的高级管理人员或员工同时担任董事，他们作为普通合伙人的董事的服务不会获得额外的补偿。每位不是我们普通合伙人或其关联公司高管或员工的董事，都将因其董事会服务获得以下现金薪酬：
| |
• | 审计委员会和薪酬委员会主席每年10 000美元的聘用费； |
| |
• | 审计委员会和薪酬委员会主席以外的每位成员每年的聘用费为5,000美元。 |
专门委员会由董事会不时召开，以审查具体的交易。支付给这些委员会成员的补偿因交易和委员会成员的预期时间承诺而异。
自2019年3月29日起，董事会批准对每位不是我们普通合伙人或其附属公司高管或员工的董事的薪酬进行以下更改：
| |
• | 审计委员会主席以外的每名成员每年的聘用费为14,000美元；以及 |
| |
• | 薪酬委员会主席以外的每位成员每年的聘用费为10,000美元。 |
此外，每位不是我们普通合伙人或其附属公司（科迪博士除外）的高级官员或雇员的董事都获得了受限制单位奖励。我们所有董事还可报销因出席董事会或委员会会议而产生的所有自付费用。在特拉华州法律允许的最大范围内，每位董事因其与担任董事相关的行为而受到赔偿。
下表总结了财年内赚取的薪酬 2019由并非我们普通合伙人或其附属公司的高级官员或雇员的每位董事执行：
|
| | | | | | | | | |
名字 | | 赚取的费用或 以现金支付的现金 ($) | | 限制股 奖项 ($) | | 总计 ($) |
肖恩·W考迪 | | 40,000 |
| | — |
| | 40,000 |
|
James M.科林斯沃斯 | | 75,000 |
| | 45,569 |
| | 120,569 |
|
Stephen L. Cropper | | 85,000 |
| | 45,569 |
| | 130,569 |
|
布莱恩·K Guderian | | 75,000 |
| | 45,569 |
| | 120,569 |
|
詹姆斯·C·奈尔 | | 85,000 |
| | 45,569 |
| | 130,569 |
|
长期股权激励奖励
下表总结了本财年授予和授予的服务奖励单位 2019对于不是我们普通合伙人或其附属公司的高级官员或雇员的每位董事：
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| | 未归属单位位于 | | | | | | 未归属单位位于 |
名字 | | 2018年3月31日 | | 授予的单位 | | 归属单位 | | 2019年3月31日 |
肖恩·W科迪（1） | | 40,000 |
| | — |
| | (20,000 | ) | | 20,000 |
|
James M.科林斯沃斯（2） | | 24,000 |
| | 8,000 |
| | (8,000 | ) | | 24,000 |
|
Stephen L.克罗珀（2） | | 24,000 |
| | 8,000 |
| | (8,000 | ) | | 24,000 |
|
布莱恩·K古德里安（2） | | 24,000 |
| | 8,000 |
| | (8,000 | ) | | 24,000 |
|
James C.跪下（3） | | 20,000 |
| | 8,000 |
| | (8,000 | ) | | 20,000 |
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(1) | 科迪博士授予 20,000服务奖项 2018年7月9日.这些单位是授予科迪博士担任我们零售部门总裁兼首席运营官期间的。当我们将部分零售丙烷部门出售给BCC液化石油气（“BCC”）时，Coady博士被允许保留他的未归属单位。科迪博士在解雇前的2019财年没有获得任何服务奖。 |
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(2) | 科林斯沃斯先生、克罗珀先生和古德里安先生归属于 8,000服务奖项 2018年7月9日.科林斯沃斯先生、克罗珀先生和古德里安先生获得了 8,000服务奖项 2018年11月21日，其中4,000每个人身上都有背心 2021年2月11日和2021年11月12日，分别为。 |
| |
(3) | Kneale先生于2018年11月13日授予4，000个服务奖，并于2019年2月12日授予4，000个服务奖。尼尔先生被授予 8,000服务奖项 2018年11月21日，其中4,000每个人身上都有背心 2021年2月11日和2021年11月12日，分别为。 |
下表总结了未归属的服务奖励单位的归属日期 2019年3月31日:
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| | 按财年结束授予的服务奖励单位 | | 未归属单位位于 |
名字 | | 2020年3月31日 | | 2021年3月31日 | | 2022年3月31日 | | 2019年3月31日 |
肖恩·W科迪（1） | | 20,000 |
| | — |
| | — |
| | 20,000 |
|
James M.科林斯沃斯（2） | | 12,000 |
| | 8,000 |
| | 4,000 |
| | 24,000 |
|
Stephen L.克罗珀（2） | | 12,000 |
| | 8,000 |
| | 4,000 |
| | 24,000 |
|
布莱恩·K古德里安（2） | | 12,000 |
| | 8,000 |
| | 4,000 |
| | 24,000 |
|
James C.跪下（3） | | 8,000 |
| | 8,000 |
| | 4,000 |
| | 20,000 |
|
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(2) | Collingsworth先生、Cropper先生和Guderian先生的服务奖将授予如下：截至本财年 2020年3月31日, 8,000的单位将归属于 2019年7月8日和4,000的单位将归属于 2020年2月11日.终了财政年度 2021年3月31日，一半的单位将穿着 2020年11月10日和2021年2月11日.终了财政年度 2022年3月31日，单位将归属 2021年11月12日. |
| |
(3) | Kneale先生的服务奖将授予如下：截至本财年 2020年3月31日，一半的单位将穿着 2019年7月8日和2020年2月11日.终了财政年度 2021年3月31日，一半的单位将穿着 2020年11月10日和2021年2月11日.终了财政年度 2022年3月31日，单位将归属 2021年11月12日. |
项目12.合作伙伴关系某些实益所有人的担保所有权以及管理和相关单位持有人事项
某些实益所有人和管理层的担保所有权
下表总结了截至2011年的实际所有权 2019年5月28日，我们的共同单位由：
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• | 我们所知道的是我们5%以上优秀公共单位的受益所有者的每个人或团体; |
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| | | | | | |
实益拥有人 | | 公共单位 有益的 拥有 | | 百分比： 公共交通单位 有益的 拥有（1） |
5%或以上的单位持有人（高管和董事除外）： | | |
| | |
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奥本海默基金公司（2） | | 20,250,603 |
| | 16.08 | % |
ALPS顾问公司（3） | | 10,867,760 |
| | 8.63 | % |
| | | | |
董事及指定的行政人员： | | |
| | |
|
肖恩·W科迪（4） | | 2,578,195 |
| | 2.05 | % |
James M.科林斯沃斯（5） | | 108,620 |
| | * |
|
Stephen L.克罗珀（6） | | 51,000 |
| | * |
|
布莱恩·K Guderian | | 48,500 |
| | * |
|
Robert W.卡洛维奇三世（7） | | 59,533 |
| | * |
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James C.跪下（8） | | 52,000 |
| | * |
|
H.迈克尔·克里姆比尔（9） | | 2,382,820 |
| | 1.89 | % |
库尔斯顿·P·麦克默里（10） | | 28,594 |
| | * |
|
文森特·J·奥斯特曼（11） | | 3,983,730 |
| | 3.16 | % |
John T.雷蒙德（12） | | 226,634 |
| | * |
|
L.约翰·肖费尔四世 | | — |
| | * |
|
劳伦斯·J·图利耶（13） | | 32,368 |
| | * |
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所有董事和指定执行官作为一个团体（12人）（14） | | 9,551,994 |
| | 7.58 | % |
*低于1.0%
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(1) | 基于125,966,868未完成的公共单位数为2019年5月28日. |
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(2) | OppenheimerFunds，Inc.的邮寄地址是纽约自由街225号，NY 10281。OppenheimerFunds，Inc.报告了关于所有实益拥有的共同单位的共享投票权和处置权。与OppenheimerFunds，Inc.相关的信息基于其提交给美国证券交易委员会的截至2019年3月31日的季度的13F时间表。 |
| |
(3) | 阿尔卑斯山顾问公司的邮寄地址是：1290Broadway，Suite1100，Denver，CO 80203。Alps Advisors，Inc.报告了与所有实益拥有的公共单位有关的共享投票权和处分权。与Alps Advisors，Inc.相关的信息基于其提交给美国证券交易委员会的截至2019年3月31日的季度的13F时间表。 |
| |
(4) | 科迪博士拥有98,304其中包括20,000个未归属的单位，这些单位将归属于2019年7月8日。SWC Family Partnership LP拥有2,320,391这些共同的单位。SWC Family Partnership LP由SWC General Partner LLC独资拥有，Coady博士是该公司的唯一成员。Coady博士可能被认为对这些单位拥有唯一投票权和投资权，但放弃这种实益所有权，除非他在其中的金钱利益范围内。2012年肖恩·W·科迪不可撤销保险信托基金是为肖恩·W·科迪的孩子们的利益而成立的，拥有135,000这些共同的单位。Coady博士可能被认为对这些单位拥有唯一投票权和投资权，但放弃这种实益所有权，除非他在其中的金钱利益范围内。以报告人为受托人的Tara Nicole Coady Trust II拥有12,250公共单位。科琳·布莱尔·科迪信托，报告人是受托人，拥有12,250公共单位。科迪博士还通过科迪企业有限责任公司在我们的普通合伙人中拥有12.27%的权益，他拥有该公司100%的会员权益。 |
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(5) | 科林斯沃斯先生拥有103,500这些共同的单位。科林斯沃斯先生持有2,000与他的配偶辛迪·科林斯沃斯共同组成了这些共同的单位。辛迪·科林斯沃斯和她的妹妹共同拥有2,250这些共同的单位。辛迪·科林斯沃斯拥有870在这些普通单位中 |
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(6) | 克罗珀先生拥有26,000这些共同单位的。唐娜·L号Cropper Living Trust，Cropper先生和他的配偶Donna L。克罗珀是受托人，拥有 25,000这些共同单位的。 |
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(7) | 不包括12,500未归属的单位将归属于 2019年11月13日, 12,500未归属的单位将归属于 2020年2月11日, 12,500未归属的单位将归属于 2020年11月10日, 12,500未归属的单位将归属于 2021年2月11日和12,500未归属的单位将归属于 2021年11月12日. |
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(8) | 单位由The Suzanne and Jim Kneale Living Trust持有，Kneale先生和他的妻子是该信托基金的受托人。 |
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(9) | 克里姆比尔先生拥有 831,417这些常见单位的，其中包括 100,000未归属的单位将归属于 2019年7月8日并且不包括 75,000未归属的单位将归属于 2020年2月11日, 75,000未归属的单位将归属于 2020年11月10日, 75,000未归属的单位将归属于 2021年2月11日和75,000未归属的单位将归属于 2021年11月12日。上面提到的所有未归属单位都在KrimBill先生的Form 4中报告了。904,848这些共同的单位。KrimBill Enterprises LP、H.Michael、KrimBill和James E.KrimBill分别拥有Krim2010，LLC 90.89%、4.05%和5.06%的股份。KrimBill Enterprises LP还拥有283,000这些共同的单位。KrimBill Enterprise LP由H.Michael KrimBill通过其普通合伙人KrimBill Holding Company的所有权控制。H.迈克尔·克里姆比尔可能被视为对这些单位拥有唯一投票权和投资权，但放弃这种实益所有权，除非他在其中拥有金钱利益。KrimGP2010 LLC拥有363,555这些共同的单位。KrimGP2010 LLC由H.Michael和KrimBill全资拥有。H·迈克尔·克里姆比尔可能被视为对这些单位拥有唯一投票权和投资权。H·迈克尔·克里姆比尔还通过KrimGP2010，LLC拥有我们普通合伙人14.81%的权益，他拥有KrimBill Capital Group，LLC 100%的会员权益，KrimBill Capital Group，LLC由H.Michael KrimBill可撤销信托拥有100%，KrimBill先生是该信托的受托人。 |
| |
(10) | 不包括7,500未归属的单位将归属于 2019年11月13日, 7,500未归属的单位将归属于 2020年2月11日, 7,500未归属的单位将归属于 2020年11月10日, 10,000未归属的单位将归属于 2021年2月11日和10,000未归属的单位将归属于 2021年11月12日. |
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(11) | 奥斯特曼从2019年1月22日起辞去了董事会的职务，以下信息基于他最后提交的表格4。奥斯特曼拥有129,093个这样的普通单位。其余的公共单位由AO能源公司(110,587个公共单位)、E.C.Osterman，Inc.(394,350个公共单位)、E.Osterman天然气服务公司(301,700个公共单位)、E.Osterman天然气服务公司(669,300个公共单位)、Milford Proane，Inc.(559,784个公共单位)、Osterman Family Foundation(122,016个公共单位)、Osterman Proane，Inc.(1,445,850个公共单位)、丙烷天然气公司(36,450个公共单位)和Saveway丙烷天然气服务公司(214,600个公共单位)拥有。这些控股实体中的每一个都可能被认为对自己的共同单位拥有唯一投票权和投资权，而丙烷天然气有限责任公司作为丙烷天然气公司的唯一股东，可能被认为对这些共同单位拥有唯一投票权和投资权。文森特·奥斯特曼是董事的高管兼股东或成员，可被视为对798,393个普通单位拥有唯一投票权和投资权，以及(与他的父亲欧内斯特·奥斯特曼)共同拥有3,185,337个普通单位的投票权和投资权，但放弃实益所有权，但他在其中的金钱权益除外。文森特·J·奥斯特曼还通过VE Properties xi有限责任公司拥有我们普通合伙人1.65%的权益。 |
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(12) | 雷蒙德先生拥有50,000这些共同的单位。EMG NGL HC，LLC拥有176,634这些共同的单位。约翰·T·雷蒙德是NGP MR GP LLC的首席执行官兼管理合伙人，NGP MR，LP的普通合伙人，NGP Midstream&Resources，LLC的普通合伙人，EMG NGL HC LLC的多数股权的成员。约翰·T·雷蒙德可能被视为对这些单位拥有共同投票权和投资权，但放弃实益所有权，除非他在其中拥有金钱利益。EMG NGL GP Holdings，LLC是EMG NGL HC LLC的附属公司，拥有我们普通合伙人5.73%的权益。EMG II NGL GP Holdings，LLC是EMG NGL HC LLC的附属公司，拥有我们普通合伙人5.36%的权益。 |
| |
(13) | 不包括5,000未归属的单位将归属于 2019年11月13日, 5,000未归属的单位将归属于 2020年2月11日, 5,000未归属的单位将归属于 2020年11月10日, 5,000未归属的单位将归属于 2021年2月11日和5,000未归属的单位将归属于 2021年11月12日. |
| |
(14) | 我们普通合伙人的董事和执行人员还共同拥有我们普通合伙人58.58%的权益。 |
除特别注明外，上述个人对其实益持有的单位据信拥有独家投票权和投资权。上面列出的我们普通合伙人的每位高级管理人员和董事的通讯地址是：俄克拉荷马州塔尔萨74136，南耶鲁大道6120号，805Suite。
根据股权补偿计划授权发行的证券
下表总结了有关根据LTIP可能发行的证券的信息 2019年3月31日.
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| | 中国证券上市公司数量待定 予发行 未偿还的股票期权， 认股权证和认股权证 | | 加权平均 行使以下价格： 未偿还的股票期权， 认股权证和认股权证 | | 中国证券的数量： 剩余部分可用于以下项目 未来的债券发行正在进行中。 股权和薪酬计划 (不包括美国证券) (反映在第(A)栏) |
计划类别 | | (a) | | (b) | | (c)(1) |
证券持有人批准的股权补偿计划 | | — |
| | — |
| | — |
|
未经证券持有人批准的股权补偿计划(2) | | 2,308,400 |
| | — |
| | — |
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总计 | | 2,308,400 |
| | — |
| | — |
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(1) | 根据LTIP下的裁决可交付的通用单位数量限制为 10% 我们已发行和杰出的共同单位。LTIP下可交付的最大通用单位数自动增加到 10% 除非计划管理人决定将可交付的最大单位数增加一个较小的数额，否则应在每次发放共同单位后立即计算已发放和未发放的共同单位的数量。 |
| |
(2) | 本公司普通合伙人于二零一一年五月完成首次公开发售(“首次公开招股”)时采用LTIP。LTIP的采用并不需要我们的单位持有人的批准。 |
项目13. 某些关系和关联交易以及董事独立性
我们的董事、高管和超过5%的单位持有人合计拥有40,670,357公共单位，表示聚合32.29%有限合伙人对我们的兴趣。此外，我们的普通合伙人拥有我们0.1%的普通合伙人权益以及我们所有的奖励分配权(“IDR”)。
向我们的普通合伙人及其附属公司分发和付款
我们的普通合伙人及其附属公司不会因管理我们的业务和事务而获得任何管理费或其他补偿，但他们会报销代表我们发生的所有费用，包括一般和行政费用。我们的普通合伙人决定这些费用的数额。此外，我们的普通合伙人拥有0.1%的普通合伙人权益和所有IDR。如果我们在任何季度分配的金额超过我们的合作伙伴协议中规定的水平，我们的普通合伙人有权获得奖励分配。
下表汇总了我们将向我们的董事、高级管理人员、超过5%的所有者和我们的普通合伙人支付的与我们持续运营和任何清算相关的分配和付款。这些分配和支付是在我们首次公开募股之前由关联实体和关联实体之间决定的，因此，并不是公平谈判的结果。
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运营阶段 | | |
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将可用现金分配给我们的董事、高级管理人员、超过5%的所有者和我们的普通合作伙伴 | | 我们通常按比例将99.9%的现金分配给我们的单位持有人，包括我们的董事、高级管理人员和超过5%的所有者，作为总计40,670,357个普通单位的持有者，0.1%给我们的普通合伙人。此外，当分销超过最低季度分销和其他更高的目标分销水平时，我们的普通合作伙伴有权增加分销的百分比，最高可达高于最高目标分销水平的48.1%。 |
| | |
| | 假设我们有足够的可用现金来支付我们所有未偿单位四个季度的季度分配，与2019年5月支付的相同（每单位0.39美元），我们的普通合伙人将获得其普通合伙人利息和激励分配权的年度分配20万美元，而我们的董事、高管、超过5%的业主每年将获得总计7260万美元的公共单元分配。 |
| | |
| | 如果我们的普通合伙人选择重置目标分配水平，它将有权获得共同单位并保持其普通合伙人利益。 |
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向我们的普通合伙人及其附属公司付款 | | 我们的普通合伙人及其附属公司不会因管理我们的业务和事务而获得任何管理费或其他补偿，但他们会报销代表我们发生的所有费用，包括一般和行政费用。由于普通合伙人的唯一目的是作为我们的普通合伙人，我们普通合伙人的几乎所有费用都是代表我们发生的，并由我们或我们的子公司报销。我们的普通合伙人决定这些费用的数额。 |
| | |
我们普通合伙人的退出或除名 | | 如果我们的普通合伙人退出或被除名，其普通合伙人权益及其IDR将以现金形式出售给新的普通合伙人或转换为普通单位，每种情况下的金额都等于这些权益的公平市场价值。 |
| | |
清算阶段 | | |
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清算 | | 在我们清算时，我们的合伙人，包括我们的普通合伙人，将有权根据他们各自的资本账户余额获得清算分配。 |
与关联人的交易
WPX
布莱恩·K Guderian是我们的董事会成员和WPX的执行官。我们从WPX购买原油并向WPX出售原油 （某些相互考虑而达成的购买和销售按净额记录在我们综合经营报表的收入中）。我们还处理和处置从WPX收到的废水和固体。 下表总结了以下交易：WPX 对于年告一段落 2019年3月31日 (单位：千)：
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对WPX的销售 | $ | 28,026 |
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从WPX购买 | $ | 329,525 |
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在截至2018年6月30日的三个月内，我们与WPX达成了最终协议。根据这项协议，我们同意向WPX提供我们的最低运费或差额积分(前几个时期支付的费用超过实际发货量)的好处，总计6770万美元在交易时(如中进一步讨论的注：2本年度报告所载的综合财务报表)，可用于后续期间发货量超过最低月度数量承诺的数量。我们还同意，我们将只运输我们需要利用我们在这些管道上的分配能力从WPX购买的原油，他们同意对我们的所有短缺付款完全负责(当我们的实际发货量低于我们分配的能力时，应支付的款项)
对于我们合同的剩余期限，总共是5,030万美元2018年6月30日(请参阅注：9我们的综合财务报表包含在本年度报告中)。作为这笔交易的对价，我们向WPX支付了净额3,530万美元.
SemGroup
SemGroup持有我们普通合伙人11.78%的股权。我们向SemGroup销售产品和从SemGroup购买产品，这些交易分别包含在我们的综合运营报表中的销售收入和销售成本中 （某些相互考虑而达成的购买和销售按净额记录在我们综合经营报表的收入中）。 我们还从SemGroup租用原油储存库。 下表总结了以下交易：SemGroup 对于年告一段落 2019年3月31日 (单位：千)：
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| | | |
向SemGroup销售 | $ | 11,764 |
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从SemGroup购买 | $ | 15,045 |
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DCC
肖恩·W科迪是我们的董事会成员和BCC的执行官。我们向BCC出售丙烷并从BCC购买丙烷。我们还从BCC租赁卡车。 下表总结了以下交易：DCC 对于年告一段落 2019年3月31日 (单位：千)：
其他交易
我们从某些由我们的指定执行官和前指定执行官（Vincent J. Osterman）部分拥有的实体购买商品和服务。下表总结了这些事务 对于年告一段落 2019年3月31日:
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| | | | | | | | | |
实体 | | 购买的本质属性 | | 金额 购得 | | 所有权权益 在实体 |
| | | | (单位：万人) | | |
文森特·J·奥斯特曼 | | | | | | |
VE Properties III，LLC | | 办公空间租金 | | $ | 36 |
| | 100 | % |
H·迈克尔·克里姆比尔 | | | | | | |
Pinnacle Aviation 2007，LLC | | 飞机租赁 | | $ | 216 |
| | 50 | % |
H·迈克尔·克里姆比尔 | | | | | | |
KAIR2014 LLC | | 飞机租赁 | | $ | 211 |
| | 50 | % |
蒂莫西·奥斯特曼是合伙公司的前雇员，父亲文森特·J·奥斯特曼是合伙公司的前高管和董事会前成员，曾是合伙公司的雇员。蒂莫西·奥斯特曼于2018年7月10日从合伙公司辞职。在截至2019年3月31日的一年中，蒂莫西·奥斯特曼获得了约40万美元的总薪酬。
该合伙公司的雇员特拉维斯·克里姆比尔是H·迈克尔·克里姆比尔的儿子，迈克尔·克里姆比尔是该合伙公司的指定高管和董事会成员。特拉维斯·克里姆比尔不向H·迈克尔·克里姆比尔汇报，他的薪酬由首席财务官决定。在截至2019年3月31日的一年中，特拉维斯·克里姆比尔获得了约10万美元的总薪酬。
注册权协议
吾等已与若干第三方(“登记权当事人”)订立登记权协议(经修订，“登记权协议”)，据此，吾等同意根据经修订的1933年证券法(“证券法”)登记转售注册权协议订约方拥有的共同单位。关于我们的首次公开募股，我们向NGL Energy LP Investor Group授予了注册权，随后，我们又授予了与几笔收购相关的注册权。如果符合以下条件，我们将不会被要求注册这些公共单位
对于希望出售的普通单位的数量，可以免除《证券法》的登记要求。除《登记权协议》规定的限制外，登记权当事人的登记权包括：
| |
• | 要求注册权。*根据协议被视为“重要持有人”的某些注册权当事人，只要继续拥有我们共同单位的4%以上，就可以要求我们向美国证券交易委员会提交一份登记声明，登记特定数量的共同单位的发售和销售，但要受到任何12个月期间可以提出的登记请求数量的限制，以及承销商酌情决定的与潜在发行相关的惯例削减。所有其他登记权当事人有权获悉重要持有人行使其要求登记权的情况，并可将其共同单位包括在此种登记中。我们只能被要求在重要持有人行使这些要求登记权时提交总共9份登记声明，并且只有在向公众建议的总发行价至少为1,000万美元的情况下才需要完成要求登记。 |
| |
• | 搭载登记权。如果我们建议根据证券法提交注册声明来注册我们的共同单位，注册权当事人有权获得关于此类注册的通知，并有权将其共同单位包括在注册中，但受与潜在发行相关的承销商可能对注册中包括的共同单位数量施加的限制所限。这些交易对手也有权将他们的单位纳入我们未来的登记，包括我们共同单位的二次发行。 |
| |
• | 注册的开支。*除指定的例外情况外，我们被要求支付任何共同单位注册的所有附带费用，不包括承保折扣和佣金。 |
审查、批准或批准与关联方的交易
我们普通合伙人的董事会已经通过了一项商业行为和道德准则，其中规定了我们审查、批准和批准与相关人士的交易的政策。《商业行为与道德守则》规定，我们的普通合伙人或其授权委员会的董事会将定期审查美国证券交易委员会规则要求披露的所有关联人交易，并在适当时初步授权或批准所有此类交易。如果我们的普通合伙人或其授权委员会的董事会考虑批准关联人交易，并决定不批准，我们的商业行为和道德准则规定，我们的高级职员将尽一切合理努力取消或取消交易。
《商业行为和道德守则》规定，在决定是否建议初步批准或批准关联人交易时，我们的普通合伙人或其授权委员会的董事会应考虑现有的所有相关事实和情况，包括(如果适用)但不限于：
| |
• | 交易对董事独立性的影响(如果关联方是董事、董事的直系亲属或董事是合伙人、股东或高管的实体)； |
董事独立自主
纽约证券交易所并不要求像我们这样的上市公开交易合伙企业在我们的普通合伙人的董事会中拥有多数独立董事。有关我们普通合伙人董事会独立性的讨论，请参阅第三部分第10项-”董事、高管与公司治理–我们的普通合伙人董事会.”
项目14. 主要会计费用和服务
我们已聘请均富会计师事务所作为我们的独立注册会计师事务所。下表汇总了我们为审计我们的年度合并财务报表和所示期间的其他服务而向均富律师事务所支付的费用：
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| | | | | | | | |
| | 3月31日， |
| | 2019 | | 2018 |
审计费(1) | | $ | 2,500,800 |
| | $ | 2,507,000 |
|
审计相关费用(2) | | 120,000 |
| | — |
|
税费 | | — |
| | — |
|
所有其他费用 | | 3,500 |
| | — |
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总计 | | $ | 2,624,300 |
| | $ | 2,507,000 |
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| |
(1) | 包括合伙企业财务报表审计费、相关季度财务报表审查费以及独立会计师通常提供的与法定和监管备案或业务相关的服务费，包括审查向SEC提交的文件以及准备致承销商和其他请求方的信件。 |
审计委员会对审计和非审计服务的批准
我们普通合伙人董事会的审计委员会对均富律师事务所可能提供的服务采取了预先批准的政策。这项政策列出了特定的审计相关服务以及均富律师事务所被授权执行的任何其他服务，并为每项特定服务规定了具体的金额限制，没有审计委员会的额外授权，不得超过这一限额。审计委员会根据预先核准政策收到关于支出状况的季度报告。审计委员会至少每年审查一次政策，以便批准本年度的服务和限制。任何在政策中没有明确列举的服务必须在聘用之前获得审计委员会的具体预先批准。
第IV部
项目15.合作伙伴关系展示、财务报表明细表
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2. | 财务报表明细表。所有附表都被省略，因为这些附表要么不适用，要么不是必需的，要么这些附表所要求的资料出现在财务报表或相关说明中。 |
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展品编号 | 描述 |
2.1 | | 有限责任公司权益转让协议，日期为2013年8月1日，由油田水务公司LP作为代表，OWL Pearsall SWD，LLC，OWL Pearsall Holdings，LLC，NGL Energy Partners，LP和High Sierra Water-Eagle Ford，LLC(通过引用附件2.1并入2013年8月7日提交给美国证券交易委员会的当前8-K报告(文件号：0001-35172)中) |
2.2 | | 有限责任公司权益转让协议，日期为2013年8月1日，由油田水务公司LP作为代表，OWL Karnes SWD，LLC，OWL Karnes Holdings，LLC，NGL Energy Partners，LP和High Sierra Water-Eagle Ford，LLC(通过引用附件2.2并入2013年8月7日提交给美国证券交易委员会的当前8-K报告(文件号：0001-35172)中) |
2.3 | | 有限责任公司权益转让协议，日期为2013年8月1日，由油田水务公司，LP，OWL Cotulla SWD，LLC，Terry Bailey作为PJB不可撤销信托的受托人，NGL Energy Partners，LP和High Sierra Water-Eagle Ford，LLC(通过引用附件2.3并入2013年8月7日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(文件编号：0001-35172)中) |
2.4 | | 有限责任公司权益转让协议，日期为2013年8月1日，由油田水务公司LP、OWL Nixon SWD，LLC、Terry Bailey作为PJB不可撤销信托的受托人、NGL Energy Partners，LP和High Sierra Water-Eagle Ford，LLC(通过引用附件2.4并入2013年8月7日提交给美国证券交易委员会的当前8-K报告(文件号：F001-35172)中) |
2.5 | | 有限责任公司权益转让协议，日期为2013年8月1日，由油田水务公司、LP、HR OWL、LLC、OWL运营公司、LLC、莲花油田服务公司、L.L.C.、OWL莲花公司、NGL Energy Partners、LP、High Sierra Water-Eagle Ford，LLC和High Sierra Transportation有限责任公司(通过引用附件2.5并入2013年8月7日提交给美国证券交易委员会的当前8-K报告(文件号：0001-35172)中) |
2.6 | | 股权购买协议，日期为2013年11月5日，由NGL Energy Partners LP，High Sierra Energy，LP，Gavilon，LLC和Gavilon Energy Intermediate，LLC签订(通过引用附件2.1并入2013年12月5日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(文件号：0001-35172)) |
2.7 | | 会员权益购买协议，日期为2018年5月30日，由NGL Energy Operating，LLC，NGL Energy Partners LP和Superior Plus Energy Services Inc.签订(通过参考2018年7月10日提交给美国证券交易委员会的8-K表格当前报告(文件编号001-35172)的附件2.1并入) |
3.1 | | NGL Energy Partners LP有限合伙企业证书(参照2011年4月15日提交给美国证券交易委员会的S-1表格注册说明书附件33.1(文件编号：333-172186)合并) |
3.2 | | 《NGL Energy Partners LP有限合伙企业证书修正案》(参考2011年4月15日提交给美国证券交易委员会的S-1表格登记说明书附件3.2(文件编号：333-172186)) |
3.3 | | NGL能源控股有限责任公司成立证书(参考2011年4月15日提交给美国证券交易委员会的S-1表格注册说明书附件33.4(文件编号：333-172186)) |
3.4 | | NGL能源控股有限责任公司成立证书修正案(参考2011年4月15日提交给美国证券交易委员会的S-1表格登记说明书附件3.5(档号：333-172186)) |
3.5 | | 第三次修订和重新签署的《NGL Energy Holdings LLC有限责任公司协议》(参考2013年2月28日提交给美国证券交易委员会的8-K表格当前报告的附件3.1(文件号：0001-35172)) |
3.6 | | NGL Energy Holdings LLC第三次修订和重新签署的有限责任公司协议，日期为2013年8月6日(通过引用附件3.1并入2013年8月7日提交给美国证券交易委员会的当前报告Form 8-K(文件号：0001-35172)) |
3.7 | | NGL Energy Holdings LLC第三次修订和重新签署的有限责任公司协议修正案2，日期为2014年6月27日(通过引用附件3.1并入2014年7月3日提交给美国证券交易委员会的当前报告Form 8-K(文件号：0001-35172)) |
3.8 | | NGL Energy Holdings LLC第三次修订和重新签署的有限责任公司协议修正案3，日期为2016年6月24日(通过引用附件3.2纳入2016年6月28日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(文件编号001-35172)) |
3.9 | | 第四次修订和重新签署的《NGL Energy Partners LP有限合伙协议》，日期为2017年6月13日(通过引用附件3.1并入2017年6月13日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表报告(文件号：0001-35172)) |
3.10 | | 第五次修订和重新签署的《NGL Energy Partners LP有限合伙协议》，日期为2019年4月2日(通过引用附件3.1并入2019年4月2日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(文件号：0001-35172)) |
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展品编号 | 描述 |
4.1 | | 第一次修订和重新签署的注册权协议，日期为2011年10月3日，由合伙企业、希克斯石油公司、NGL控股公司、Inc.、Krim2010、LLC、基础设施资本管理公司、Atkinson Investors、LLC、E.Osterman丙烷公司和其他持有者之间的协议(通过引用附件4.1并入2011年10月7日提交给美国证券交易委员会的当前8-K报告(文件编号：0001-35172)中) |
4.2 | | 第1号修正案，并与合伙企业和SemStream之间于2011年11月1日首次修订和重新签署的注册权协议(通过引用附件4.1并入2011年11月4日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(文件编号：0001-35172)中) |
4.3 | | 第2号修正案和2012年1月3日首次修订和重新签署的注册权协议，由NGL Energy Holdings LLC，Liberty Proane，L.L.C.，Pacer-Enviro Proane，L.L.C.，Pacer-Pittman Proane，L.L.C.，Pacer-Portland Proane，L.L.C.，Pacer丙烷(华盛顿)，L.L.C.，Pacer-Salida丙烷，L.L.C.和Pacer-Utah丙烷，L.L.C.L.L.C.(参考附件4.1并入2012年1月9日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表报告(文件号：0001-35172)) |
4.4 | | 第293号修正案，并与NGL Energy Holdings LLC和Downeast Energy Corp.于2012年5月1日首次修订和重新签署的注册权协议(通过引用附件4.1并入2012年5月4日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(文件号：0001-35172)中) |
4.5 | | 第294号修正案，并与NGL Energy Holdings LLC和NGP M&R HS LP LLC之间于2012年6月19日首次修订和重新签署的注册权协议(通过引用附件4.2并入2012年6月25日提交给美国证券交易委员会的当前Form 8-K报告(文件号：0001-35172)) |
4.6 | | 第5号修正案，并与NGL Energy Holdings LLC和Enstone，LLC之间于2012年10月1日首次修订和重新签署的注册权协议(通过引用附件4.1并入2012年10月3日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表报告(文件号：0001-35172)合并) |
4.7 | | 第6号修正案，并与NGL Energy Holdings LLC和Gerald L.Jensen、Thrift Opportunity Holdings，LP、Jenco Petroleum Corporation、明爱信托、Animosus Trust和Nitor Trust共同修订和重新签署登记权协议，日期为2012年11月13日(通过引用附件4.1并入2012年11月19日提交给美国证券交易委员会的当前8-K报告(文件编号：0001-35172)) |
4.8 | | 第7号修正案，并与NGL Energy Holdings LLC、Ofield Water Lines、LP和Terry G.Bailey共同修订和重新签署的注册权协议，日期为2013年8月1日(通过引用附件4.1并入2013年8月7日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(文件号：0001-35172)) |
4.9 | | 第8号修正案，并与NGL Energy Holdings LLC和Magnum NGL Holdco LLC(通过引用2015年6月1日提交给美国证券交易委员会的截至2015年3月31日的10-K表格年度报告(文件编号001-35172)的附件4.9合并)首次修订和重新签署的注册权协议，日期为2015年2月17日 |
4.10 | | 第299号修正案，并与NGL Energy Holdings LLC和Magnum NGL Holdco LLC(通过引用2016年5月31日提交给美国证券交易委员会的截至2016年3月31日的10-K表格年度报告(文件编号001-35172)的附件4.10合并)首次修订和重新签署的注册权协议，日期为2016年2月25日 |
4.11 | | 注册权协议，日期为2013年12月2日，由NGL Energy Partners LP和其附表A所列的购买者之间签订(通过参考2013年12月5日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件号：0001-35172)的当前报告的附件4.1并入) |
4.12 | | 契约，日期为2016年10月24日，由NGL Energy Partners LP、NGL Energy Finance Corp.、其担保方和美国银行全国协会作为受托人(通过引用附件4.1并入2016年10月24日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(文件编号：0001-35172)中) |
4.13 | | 2023年到期的7.5厘优先票据的表格(通过引用附件4.2并入，并作为附件A1和A2至附件4.1的附件包括在2016年10月24日提交给美国证券交易委员会的当前报告FORM 8-K(文件号：0001-35172)中) |
4.14 | | 注册权协议，日期为2016年10月24日，由NGL Energy Partners LP、NGL Energy Finance Corp.、附件A中列出的担保人和巴克莱资本公司作为几个初始购买者的代表(通过引用附件74.3并入2016年10月24日提交给美国证券交易委员会的当前报告FORM 8-K(文件号：0001-35172)) |
4.15 | | 第一补充契约，日期为2017年2月21日，在NGL Energy Partners LP、NGL Energy Finance Corp.、其担保子公司方、其担保方和美国银行全国协会中作为受托人(通过参考2019年2月11日提交给美国证券交易委员会的截至2018年12月31日的10-Q季度报告(文件编号001-35172)附件4.8合并) |
4.16 | | 第二份补充契约，日期为2018年7月18日，在NGL Energy Partners LP、NGL Energy Finance Corp.、其担保子公司方、其担保方和美国银行全国协会中作为受托人(通过参考2019年2月11日提交给美国证券交易委员会的截至2018年12月31日的10-Q季度报告(文件编号001-35172)附件4.9合并) |
4.17 | | 第三份补充契约，日期为2019年1月25日，在NGL Energy Partners LP、NGL Energy Finance Corp.、其担保子公司方、其担保方和美国银行全国协会中作为受托人(通过参考2019年2月11日提交给美国证券交易委员会的截至2018年12月31日的10-Q季度报告(文件编号001-35172)附件4.10合并) |
4.18 | | 契约，日期为2017年2月22日，由NGL Energy Partners LP、NGL Energy Finance Corp.、其担保方和美国银行全国协会作为受托人(通过引用附件4.1并入2017年2月22日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(文件编号：0001-35172)中) |
4.19 | | 2025年到期的6.125%优先票据的表格(通过引用附件6.125并入，作为2017年2月22日提交给美国证券交易委员会的当前报告的附件A1和A2至附件4.1(文件编号：0001-001) |
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展品编号 | 描述 |
4.20 | | 注册权协议，日期为2017年2月22日，由NGL Energy Partners LP、NGL Energy Finance Corp.、附件A和加拿大皇家银行资本市场上列出的担保人、有限责任公司和德意志银行证券公司作为几个初始购买者的代表(通过引用附件4.3并入2017年2月22日提交给美国证券交易委员会的当前8-K报告(文件号：0001-35172)中) |
4.21 | | 第一补充契约，日期为2018年7月18日，在NGL Energy Partners LP、NGL Energy Finance Corp.、其担保子公司方、其担保方和美国银行全国协会中作为受托人(通过参考2019年2月11日提交给美国证券交易委员会的截至2018年12月31日的10-Q季度报告(文件编号001-35172)附件4.11合并) |
4.22 | | 第二份补充契约，日期为2019年1月25日，在NGL Energy Partners LP、NGL Energy Finance Corp.、其担保子公司方、其担保方和美国银行全国协会中作为受托人(通过参考2019年2月11日提交给美国证券交易委员会的截至2018年12月31日的10-Q季度报告(文件编号001-35172)的附件4.12合并) |
4.23 | | 契约，日期为2019年4月9日，由NGL Energy Partners LP、NGL Energy Finance Corp.、其担保方和作为受托人的美国银行全国协会作为受托人(通过引用附件4.1并入2019年4月9日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(文件编号：0001-35172)中) |
4.24 | | 2026年到期的7.50%优先票据格式（参考附件4.2合并，并作为附件A1和A2包含在2019年4月9日向SEC提交的当前8-K表格（文件编号001-35172）报告中） |
4.25 | | 登记权协议，日期为2019年4月9日，由NGL Energy Partners LP、NGL Energy Finance Corp.、附件A和加拿大皇家银行资本市场上列出的担保人、有限责任公司和瑞穗证券美国有限责任公司作为几个初始购买者的代表签署(通过引用附件4.3并入2019年4月9日提交给美国证券交易委员会的当前8-K报告(文件号：0001-35172))。 |
4.26 | | 修订和重新签署的NGL Energy Partners LP和其中指定的购买者之间的担保协议，日期为2017年3月31日，自2016年12月31日起生效(通过引用2017年8月4日提交给美国证券交易委员会的截至6月30日的10-Q季度报告(文件编号001-35172)的附件4.1并入) |
10.1 | | 修订和重新签署的信贷协议，日期为2017年2月14日，由NGL Energy Partners LP、NGL Energy Operating LLC、其附属担保人一方、德意志银行美洲信托公司、德意志银行纽约分行和其他金融机构之间修订和重新签署的(通过引用附件10.1并入2017年2月15日提交给美国证券交易委员会的当前8-K报告(文件编号001-35172)) |
10.2 | | 修订和重新签署的信贷协议的第1号修正案，日期为2017年3月31日，在NGL Energy Partners LP、NGL Energy Operating LLC、其其他附属借款人、德意志银行信托公司美洲公司和其他金融机构之间(通过参考2017年4月5日提交给美国证券交易委员会的当前8-K报告(文件编号001-35172)的附件10.1并入) |
10.3 | | 修订和重新签署的信贷协议的第2号修正案，日期为2017年6月2日，涉及NGL Energy Partners LP、NGL Energy Operating LLC、其其他附属借款人、德意志银行信托公司美洲公司和其他金融机构之间的信贷协议(通过参考2017年6月5日提交给美国证券交易委员会的8-K表格当前报告(文件编号：0001-35172)的附件10.1并入) |
10.4 | | 修订和重新签署的信贷协议的第3号修正案，日期为2018年2月5日，由NGL Energy Partners LP、NGL Energy Operating LLC、其其他附属借款人、德意志银行信托公司美洲公司和其他金融机构组成(通过参考2018年2月9日提交给美国证券交易委员会的截至2017年12月31日的10-Q季度报告(文件编号001-35172)的附件10.1并入) |
10.5 | | 修改和重新签署的信贷协议，日期为2018年3月6日，由合伙企业、NGL能源运营有限责任公司、其其他附属借款人、德意志银行信托公司美洲公司和其他金融机构组成(通过引用2018年3月8日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表报告(文件编号001-35172)的附件10.1并入) |
10.6 | | 修改和重新签署的信贷协议，日期为2018年5月24日，由合伙企业、NGL能源运营有限责任公司、其其他附属借款人、德意志银行信托公司美洲公司和其他金融机构组成(通过引用2018年5月30日提交给美国证券交易委员会的截至2018年3月31日的10-K表格年度报告(文件编号001-35172)的附件10.6并入) |
10.7 | | 修改和重新签署的信贷协议，日期为2018年7月5日，由合伙企业、NGL能源运营有限责任公司、其其他附属借款人、德意志银行信托公司美洲公司和其他金融机构组成(通过引用2018年7月10日提交给美国证券交易委员会的当前8-K报表(文件编号001-35172)的附件10.1并入) |
10.8 | | 修改和重新签署的信贷协议，日期为2019年2月6日，由合伙企业、NGL能源运营有限责任公司、其其他附属借款人、德意志银行信托公司美洲公司和其他金融机构组成(通过参考2019年2月11日提交给美国证券交易委员会的截至2018年12月31日的10-Q季度报告(文件编号001-35172)附件10.1并入) |
10.9 | | 共同单位购买协议，日期为2013年11月5日，由NGL Energy Partners LP及其附表A所列购买者之间签订(通过引用附件10.1并入2013年12月5日提交给美国证券交易委员会的当前8-K报告(文件号：0001-35172)) |
10.10+ | | NGL Energy Partners LP 2011年长期激励计划(在2011年5月17日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件号：0001-35172)的当前报告中引用附件10.1) |
10.11+ | | NGL能源合作伙伴LP 2011年长期激励计划下的受限单位奖励协议表格(通过引用附件10.2并入2012年8月14日提交给美国证券交易委员会的截至2012年6月30日的季度报告FORM 10-Q(文件号：Q001-35172)) |
21.1* | | NGL Energy Partners LP子公司名单 |
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展品编号 | 描述 |
23.1* | | 均富律师事务所同意 |
31.1* | | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302节对首席执行官的认证 |
31.2* | | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302节对首席财务官的认证 |
32.1* | | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350节对首席执行官的证明 |
32.2* | | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18章第1350节对首席财务官的认证 |
101.INS** | | XBRL实例文档-实例文档不显示在交互数据文件中，因为它的XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。 |
101.SCH** | | XBRL架构文档 |
101.卡尔** | | XBRL计算链接库文档 |
101.定义** | | XBRL定义链接库文档 |
101.实验室** | | XBRL标签链接库文档 |
101.前** | | XBRL演示文稿链接库文档 |
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** | 以下文件采用BEP（可扩展商业报告语言）格式：（i）合并资产负债表 2019年3月31日和2018、（ii）截至2013年的综合经营报表 2019年3月31日, 2018，以及2017，（三）综合报表 收入(亏损)在过去几年里2019年3月31日, 2018，以及2017、（iv）截至2014年12月30日止年度合并权益变动表 2019年3月31日, 2018，以及2017、（v）截至年度的合并现金流量表 2019年3月31日, 2018，以及2017，及（vi）合并财务报表附注。 |
项目16.表格10-K摘要
没有。
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15（d）条的要求，登记人已正式促使以下签署人代表其签署本报告，并于2014年正式授权 2019年5月30日.
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| | | |
| NGL能源合作伙伴LP |
| 发信人： | NGL Energy Holdings LLC是其普通合作伙伴 |
| | 发信人： | /S/H.迈克尔·克里姆比尔 |
| | H.迈克尔·克里姆比尔 |
| | 首席执行官 |
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员以登记人的身份在指定日期签署。
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| | | | |
签名 | | 标题 | | 日期 |
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/S/H.迈克尔·克里姆比尔 | | 董事首席执行官兼首席执行官 | | 2019年5月30日 |
H.迈克尔·克里姆比尔 | | (首席行政主任) | | |
| | | | |
/s/罗伯特·W.卡尔洛维奇三世 | | 首席财务官 | | 2019年5月30日 |
罗伯特·W·卡洛维奇三世 | | (首席财务官) | | |
| | | | |
/s/劳伦斯·J·图利尔 | | 首席会计官 | | 2019年5月30日 |
劳伦斯·J·图利耶 | | (首席会计主任) | | |
| | | | |
/s/ Shawn W.考迪 | | 董事 | | 2019年5月30日 |
肖恩·W·科迪 | | | | |
| | | | |
/s/詹姆斯·M.科林斯沃斯 | | 董事 | | 2019年5月30日 |
James M.科林斯沃斯 | | | | |
| | | | |
/s/斯蒂芬·L. Cropper | | 董事 | | 2019年5月30日 |
史蒂芬·L·克罗珀 | | | | |
| | | | |
/s/ Bryan K. Guderian | | 董事 | | 2019年5月30日 |
布莱恩·K·古德里安 | | | | |
| | | | |
/s/詹姆斯·C.跪下 | | 董事 | | 2019年5月30日 |
詹姆斯·C·科内尔 | | | | |
| | | | |
/S/约翰·T·雷蒙德 | | 董事 | | 2019年5月30日 |
约翰·雷蒙德 | | | | |
| | | | |
/s/ L。约翰·绍费勒四世 | | 董事 | | 2019年5月30日 |
L.约翰·肖费尔四世 | | | | |
财务报表索引
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NGL能源合作伙伴LP | |
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独立注册会计师事务所报告 | F-2 |
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2019年3月31日和2018年3月31日合并资产负债表 | F-4 |
| |
截至2019年、2018年和2017年3月31日止年度的合并经营报表 | F-5 |
| |
截至2019年、2018年和2017年3月31日止年度综合全面收益（亏损）表 | F-6 |
| |
截至2019年、2018年和2017年3月31日止年度合并权益变动表 | F-7 |
| |
截至2019年、2018年和2017年3月31日止年度合并现金流量表 | F-8 |
| |
合并财务报表附注 | F-10 |
独立注册会计师事务所报告
合作伙伴
NGL Energy Partners LP
对财务报表的几点看法
我们已审计了NGL Energy Partners LP（特拉华州有限合伙企业）及其子公司（“合伙企业”）的合并资产负债表 2019年3月31日和2018、截至本期三年各年的相关合并经营报表、全面收益（亏损）、权益变动和现金流量 2019年3月31日、以及相关附注（统称为“财务报表”）。我们认为，财务报表在所有重大方面公平地反映了合伙企业截至2011年的财务状况 2019年3月31日和2018，以及在截至该期间的三个年度内每年的经营业绩和现金流2019年3月31日，符合美利坚合众国普遍接受的会计原则。
我们还根据上市公司会计监督委员会（美国）（“PCAOB”）的标准审计了该合伙企业截至2011年对财务报告的内部控制 2019年3月31日，基于2013年制定的标准 内部控制--综合框架由特雷德韦委员会赞助组织委员会（“COSO”）发布，我们的报告日期为 2019年5月30日发表了无保留意见。
意见基础
这些财务报表是合伙企业管理层的责任。我们的责任是根据我们的审计对合伙企业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，我们必须与合伙企业保持独立。
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支持财务报表中的数额和披露的证据。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。
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/s/均富律师事务所 | |
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自2010年以来，我们一直担任该伙伴关系的审计师。 | |
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俄克拉荷马州塔尔萨 | |
2019年5月30日 | |
独立注册会计师事务所报告
合作伙伴
NGL Energy Partners LP
对财务报告内部控制的几点看法
截至2014年，我们已审计NGL Energy Partners LP（特拉华州有限合伙企业）及其子公司（“合伙企业”）财务报告的内部控制 2019年3月31日，基于2013年制定的标准 内部控制--综合框架由特雷德韦委员会赞助组织委员会（“COSO”）发布。我们认为，截至2011年，该合伙企业在所有重大方面对财务报告保持了有效的内部控制 2019年3月31日，基于2013年制定的标准 内部控制--综合框架由COSO发布。
我们还根据上市公司会计监督委员会（美国）（“PCAOB”）的标准审计了该合伙企业截至2019年的合并财务报表 2019年3月31日，我们的报告日期 2019年5月30日发表无保留意见 在那些财务报表上。
意见基础
合伙企业的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关于财务报告内部控制的报告（“管理层报告”）中。我们的责任是根据我们的审计，对合伙企业对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，我们必须对合伙企业保持独立性。
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，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
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，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
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。
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/s/均富律师事务所 | |
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俄克拉荷马州塔尔萨 | |
2019年5月30日 | |
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并资产负债表
(in千，单位金额除外）
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| 3月31日， |
| 2019 | | 2018 |
资产 | | | |
流动资产： | | | |
现金和现金等价物 | $ | 18,572 |
| | $ | 22,094 |
|
应收账款-贸易，扣除可疑账款备抵后分别为4，366美元和4，201美元 | 1,162,919 |
| | 1,026,764 |
|
应收账款-附属公司 | 12,867 |
| | 4,772 |
|
盘存 | 463,143 |
| | 551,303 |
|
预付费用和其他流动资产 | 155,172 |
| | 128,742 |
|
持有待售资产 | — |
| | 517,604 |
|
流动资产总额 | 1,812,673 |
| | 2,251,279 |
|
财产、厂房和设备，扣除累计折旧分别为420，362美元和343，345美元 | 1,844,493 |
| | 1,518,607 |
|
商誉 | 1,145,861 |
| | 1,204,607 |
|
无形资产，扣除累计摊销分别为524，257美元和433，565美元 | 938,335 |
| | 913,154 |
|
对未合并实体的投资 | 1,127 |
| | 17,236 |
|
贷款应收附属机构 | — |
| | 1,200 |
|
其他非流动资产 | 160,004 |
| | 245,039 |
|
总资产 | $ | 5,902,493 |
| | $ | 6,151,122 |
|
负债和权益 | | | |
当前负债和可赎回的非控制性权益： | | | |
应付帐款--贸易 | $ | 964,665 |
| | $ | 852,839 |
|
应付账款-附属公司 | 28,469 |
| | 1,254 |
|
应计费用和其他应付款 | 248,450 |
| | 223,504 |
|
自客户收取之预付款项而言 | 8,921 |
| | 8,374 |
|
长期债务当期到期日 | 648 |
| | 646 |
|
负债和持作出售的可赎回非控制性权益 | — |
| | 42,580 |
|
流动负债总额和可赎回非控制性权益 | 1,251,153 |
| | 1,129,197 |
|
长期债务，扣除债务发行成本分别为12，008美元和20，645美元以及当前期限 | 2,160,133 |
| | 2,679,740 |
|
其他非流动负债 | 63,575 |
| | 173,514 |
|
承付款和或有事项(附注9) |
|
| |
|
|
| | | |
A类10.75%可转换基金单位，分别已发行和未发行19，942，169个和19，942，169个优先基金单位 | 149,814 |
| | 82,576 |
|
| | | |
股本： | | | |
普通合伙人，占0.1%的权益，分别为124，633和121，594个名义单位 | (50,603 | ) | | (50,819 | ) |
有限合伙人，占99.9%的权益，分别发行和发行124，508，497个和121，472，725个普通单位 | 2,067,197 |
| | 1,852,495 |
|
B类优先有限合伙人，分别发行和发行了8，400，000个和8，400，000个优先单位 | 202,731 |
| | 202,731 |
|
累计其他综合损失 | (255 | ) | | (1,815 | ) |
非控制性权益 | 58,748 |
| | 83,503 |
|
总股本 | 2,277,818 |
| | 2,086,095 |
|
负债和权益总额 | $ | 5,902,493 |
| | $ | 6,151,122 |
|
附注是这些合并财务报表的组成部分。
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并业务报表
(in千，单位和单位金额除外）
|
| | | | | | | | | | | |
| 截至2013年3月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
收入： | | | | | |
原油物流 | $ | 3,136,635 |
| | $ | 2,260,075 |
| | $ | 1,666,884 |
|
水溶液 | 301,686 |
| | 229,139 |
| | 159,601 |
|
液体 | 2,415,041 |
| | 2,215,985 |
| | 1,537,172 |
|
精炼产品和可再生能源 | 18,162,183 |
| | 12,200,923 |
| | 9,342,702 |
|
其他 | 1,362 |
| | 1,174 |
| | 844 |
|
总收入 | 24,016,907 |
| | 16,907,296 |
| | 12,707,203 |
|
销售成本： | | | | | |
原油物流 | 2,902,656 |
| | 2,113,747 |
| | 1,572,015 |
|
水溶液 | (10,787 | ) | | 19,345 |
| | 4,068 |
|
液体 | 2,277,709 |
| | 2,128,522 |
| | 1,432,200 |
|
精炼产品和可再生能源 | 18,113,410 |
| | 12,150,497 |
| | 9,219,721 |
|
其他 | 1,929 |
| | 530 |
| | 400 |
|
销售总成本 | 23,284,917 |
| | 16,412,641 |
| | 12,228,404 |
|
运营成本和支出： | | | | | |
运营中 | 240,684 |
| | 201,068 |
| | 189,003 |
|
一般和行政 | 107,534 |
| | 98,129 |
| | 105,805 |
|
折旧及摊销 | 212,860 |
| | 209,020 |
| | 180,239 |
|
资产处置或减损损失（收益），净额 | 34,296 |
| | (17,104 | ) | | (208,890 | ) |
负债重估 | (5,373 | ) | | 20,716 |
| | 6,717 |
|
营业收入(亏损) | 141,989 |
| | (17,174 | ) | | 205,925 |
|
其他收入(支出)： | | | | | |
未合并实体收益中的权益 | 2,533 |
| | 7,539 |
| | 3,830 |
|
重估投资价值 | — |
| | — |
| | (14,365 | ) |
利息支出 | (164,726 | ) | | (199,148 | ) | | (149,994 | ) |
提前免除负债的（损失）收益，净额 | (12,340 | ) | | (23,201 | ) | | 24,727 |
|
其他(费用)收入，净额 | (29,946 | ) | | 6,953 |
| | 26,612 |
|
所得税前持续经营的（损失）收入 | (62,490 | ) | | (225,031 | ) | | 96,735 |
|
所得税费用 | (1,234 | ) | | (1,354 | ) | | (1,933 | ) |
（损失）持续经营收入 | (63,724 | ) | | (226,385 | ) | | 94,802 |
|
终止经营收入，扣除税款 | 403,119 |
| | 156,780 |
| | 49,072 |
|
净收益(亏损) | 339,395 |
| | (69,605 | ) | | 143,874 |
|
减：归因于非控制性权益的净损失（收入） | 20,206 |
| | (240 | ) | | (6,832 | ) |
减：归因于可赎回非控制性权益的净损失（收入） | 446 |
| | (1,030 | ) | | — |
|
净收入（损失）归属于NGL Energy Partners LP | $ | 360,047 |
| | $ | (70,875 | ) | | $ | 137,042 |
|
| | | | | |
分配给普通未成年人的持续经营净（损失）收入（注3） | $ | (155,437 | ) | | $ | (286,521 | ) | | $ | 57,645 |
|
分配给普通未成年人的停止经营净收入（注3） | $ | 403,161 |
| | $ | 155,595 |
| | $ | 49,023 |
|
分配给普通未成年人的净收入（损失） | $ | 247,724 |
| | $ | (130,926 | ) | | $ | 106,668 |
|
每个公共单位的基本收入（损失） | | | | | |
（损失）持续经营收入 | $ | (1.26 | ) | | $ | (2.37 | ) | | $ | 0.53 |
|
终止经营收入，扣除税款 | $ | 3.28 |
| | $ | 1.29 |
| | $ | 0.45 |
|
净收益(亏损) | $ | 2.01 |
| | $ | (1.08 | ) | | $ | 0.99 |
|
每个公共单位的稀释收入（损失） | | | | | |
（损失）持续经营收入 | $ | (1.26 | ) | | $ | (2.37 | ) | | $ | 0.52 |
|
终止经营收入，扣除税款 | $ | 3.28 |
| | $ | 1.29 |
| | $ | 0.44 |
|
净收益(亏损) | $ | 2.01 |
| | $ | (1.08 | ) | | $ | 0.95 |
|
基本加权平均公共单位脱颖而出 | 123,017,064 |
| | 120,991,340 |
| | 108,091,486 |
|
稀释加权平均公共单位表现出色 | 123,017,064 |
| | 120,991,340 |
| | 111,850,621 |
|
附注是这些合并财务报表的组成部分。
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
综合综合报表收入(亏损)
(单位：千)
|
| | | | | | | | | | | |
| 截至2013年3月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
净收益(亏损) | $ | 339,395 |
| | $ | (69,605 | ) | | $ | 143,874 |
|
其他综合(亏损)收入 | (9 | ) | | 13 |
| | (1,671 | ) |
综合收益(亏损) | $ | 339,386 |
| | $ | (69,592 | ) | | $ | 142,203 |
|
附注是这些合并财务报表的组成部分。
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并权益变动表
截至3月31日的年份， 2019, 2018，以及2017
(in千，单位金额除外）
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 有限责任合伙人 | | | | | | |
| | | 优先考虑B类 | | 普普通通 | | | | | | |
| 一般信息 合作伙伴 | | 单位 | | 金额 | |
单位 | | 金额 | | 累计其他综合收益(亏损) | | 非控制性 利益 | | 总计 权益 |
2016年3月31日的余额 | $ | (50,811 | ) | | — |
| | $ | — |
| | 104,169,573 |
| | $ | 1,707,326 |
| | $ | (157 | ) | | $ | 37,707 |
| | $ | 1,694,065 |
|
向普通和共同单位合作伙伴以及首选单位持有人的分配（注10） | (287 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (181,294 | ) | | — |
| | — |
| | (181,581 | ) |
对非控股股东的分配 | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (3,292 | ) | | (3,292 | ) |
投稿 | 49 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (501 | ) | | — |
| | 1,173 |
| | 721 |
|
企业合并 | — |
| | — |
| | — |
| | 218,617 |
| | 3,940 |
| | — |
| | — |
| | 3,940 |
|
购买非控股权益 | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (215 | ) | | — |
| | (12,602 | ) | | (12,817 | ) |
根据激励薪酬计划发行的股权（注10） | — |
| | — |
| | — |
| | 2,350,082 |
| | 68,414 |
| | — |
| | — |
| | 68,414 |
|
已发行的普通单位，扣除发行成本（注10） | 288 |
| | — |
| | — |
| | 13,441,135 |
| | 286,848 |
| | — |
| | — |
| | 287,136 |
|
A类可转换优先单位的有益转换特征的价值分配（注10） | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 131,534 |
| | — |
| | — |
| | 131,534 |
|
发行配股，扣除发行成本（注10） | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 48,550 |
| | — |
| | — |
| | 48,550 |
|
A类可转换优先单位的有益转换特征的认可（注10） | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (8,999 | ) | | — |
| | — |
| | (8,999 | ) |
转让可赎回非控制性权益（注2） | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (3,072 | ) | | (3,072 | ) |
净收入 | 232 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 136,810 |
| | — |
| | 6,832 |
| | 143,874 |
|
其他综合损失 | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (1,671 | ) | | — |
| | (1,671 | ) |
2017年3月31日的余额 | (50,529 | ) | | — |
| | — |
| | 120,179,407 |
| | 2,192,413 |
| | (1,828 | ) | | 26,746 |
| | 2,166,802 |
|
向普通和共同单位合作伙伴以及首选单位持有人的分配（注10） | (323 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (229,469 | ) | | — |
| | — |
| | (229,792 | ) |
对非控股股东的分配 | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (3,082 | ) | | (3,082 | ) |
投稿 | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 23 |
| | 23 |
|
锯齿合资企业（注16） | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (16,981 | ) | | — |
| | 76,214 |
| | 59,233 |
|
购买非控股权益（注4） | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (6,245 | ) | | — |
| | (16,638 | ) | | (22,883 | ) |
可赎回非控制性权益估值调整（注2） | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (5,825 | ) | | — |
| | — |
| | (5,825 | ) |
回购期权（注10） | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (10,549 | ) | | — |
| | — |
| | (10,549 | ) |
根据激励薪酬计划发行的股权（注10） | 28 |
| | — |
| | — |
| | 2,260,011 |
| | 34,623 |
| | — |
| | — |
| | 34,651 |
|
普通单位回购和注销（注10） | — |
| | — |
| | — |
| | (1,574,346 | ) | | (15,817 | ) | | — |
| | — |
| | (15,817 | ) |
已行使的授权证（注10） | — |
| | — |
| | — |
| | 607,653 |
| | 6 |
| | — |
| | — |
| | 6 |
|
A类可转换优先单位的有益转换特征的认可（注10） | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (18,781 | ) | | — |
| | — |
| | (18,781 | ) |
发行B类优先单位，扣除发行成本（注10） | — |
| | 8,400,000 |
| | 202,731 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 202,731 |
|
净收益(亏损) | 5 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (70,880 | ) | | — |
| | 240 |
| | (70,635 | ) |
其他综合收益 | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 13 |
| | — |
| | 13 |
|
2018年3月31日的余额 | (50,819 | ) | | 8,400,000 |
| | 202,731 |
| | 121,472,725 |
| | 1,852,495 |
| | (1,815 | ) | | 83,503 |
| | 2,086,095 |
|
向普通和共同单位合作伙伴以及首选单位持有人的分配（注10） | (330 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (236,303 | ) | | — |
| | — |
| | (236,633 | ) |
投稿 | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 169 |
| | 169 |
|
锯齿合资企业（注16） | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (63 | ) | | — |
| | (791 | ) | | (854 | ) |
购买非控股权益（注4） | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (33 | ) | | — |
| | (3,927 | ) | | (3,960 | ) |
可赎回非控制性权益估值调整（注2） | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (3,349 | ) | | — |
| | — |
| | (3,349 | ) |
回购期权（注10） | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (14,988 | ) | | — |
| | — |
| | (14,988 | ) |
普通单位回购和注销（注10） | — |
| | — |
| | — |
| | (26,993 | ) | | (297 | ) | | — |
| | — |
| | (297 | ) |
根据激励薪酬计划发行的股权（注10） | 22 |
| | — |
| | — |
| | 2,833,968 |
| | 39,712 |
| | — |
| | — |
| | 39,734 |
|
已行使的授权证（注10） | — |
| | — |
| | — |
| | 228,797 |
| | 2 |
| | — |
| | — |
| | 2 |
|
A类可转换优先单位的有益转换特征的认可（注10） | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (67,239 | ) | | — |
| | — |
| | (67,239 | ) |
净收益(亏损) | 387 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 359,660 |
| | — |
| | (20,206 | ) | | 339,841 |
|
其他综合损失 | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (9 | ) | | — |
| | (9 | ) |
采用ASC 606的累积影响调整（注15） | 139 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 139,167 |
| | — |
| | — |
| | 139,306 |
|
采用ASO 2016-01的累积影响调整（注2） | (2 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (1,567 | ) | | 1,569 |
| | — |
| | — |
|
2019年3月31日的余额 | $ | (50,603 | ) | | 8,400,000 |
| | $ | 202,731 |
| | 124,508,497 |
| | $ | 2,067,197 |
| | $ | (255 | ) | | $ | 58,748 |
| | $ | 2,277,818 |
|
附注是这些合并财务报表的组成部分。
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并现金流量表
(单位：千)
|
| | | | | | | | | | | |
| 截至2013年3月31日的年度， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
经营活动： | | | | | |
净收益(亏损) | $ | 339,395 |
| | $ | (69,605 | ) | | $ | 143,874 |
|
将净收益(亏损)与经营活动提供(用于)的现金净额进行调整： | | | | | |
非持续经营所得的税后净额 | (403,119 | ) | | (156,780 | ) | | (49,072 | ) |
折旧和摊销，包括债务发行成本的摊销 | 227,694 |
| | 225,738 |
| | 194,829 |
|
提前报废或负债重新估值的损失（收益），净额 | 6,967 |
| | 43,917 |
| | (18,010 | ) |
终止存储分包协议的收益 | — |
| | — |
| | (16,205 | ) |
非现金股权薪酬费用 | 41,367 |
| | 35,241 |
| | 53,102 |
|
资产处置或减损损失（收益），净额 | 34,296 |
| | (17,104 | ) | | (208,890 | ) |
坏账准备 | 369 |
| | 590 |
| | (1,000 | ) |
大宗商品衍生品公允价值净调整 | (33,631 | ) | | 116,604 |
| | 55,978 |
|
未合并实体收益中的权益 | (2,533 | ) | | (7,539 | ) | | (3,830 | ) |
未合并实体的收益分配 | 2,206 |
| | 4,632 |
| | 3,564 |
|
成本或市值调整的较低者 | 50,987 |
| | 399 |
| | (1,283 | ) |
重估投资价值 | — |
| | — |
| | 14,365 |
|
其他 | (485 | ) | | (41 | ) | | (7,809 | ) |
经营资产和负债变化（不包括收购）： | | | | | |
应收账款-贸易和附属公司 | (144,209 | ) | | (272,990 | ) | | (254,124 | ) |
盘存 | 52,870 |
| | (8,048 | ) | | (189,311 | ) |
其他流动和非流动资产 | 44,261 |
| | (22,472 | ) | | (54,184 | ) |
应付账款-贸易和附属公司 | 101,699 |
| | 195,339 |
| | 236,633 |
|
其他流动和非流动负债 | (10,620 | ) | | (14,252 | ) | | 3,573 |
|
经营活动提供（用于）的净现金-持续经营 | 307,514 |
| | 53,629 |
| | (97,800 | ) |
业务活动提供的现金净额—已终止业务 | 29,736 |
| | 84,338 |
| | 72,762 |
|
经营活动提供(用于)的现金净额 | 337,250 |
| | 137,967 |
| | (25,038 | ) |
投资活动： | | | | | |
资本支出 | (455,613 | ) | | (133,761 | ) | | (344,936 | ) |
收购，扣除收购现金后的净额 | (316,936 | ) | | (19,897 | ) | | (41,928 | ) |
大宗商品衍生品净结算 | 18,405 |
| | (100,405 | ) | | (37,086 | ) |
出售资产所得收益 | 16,177 |
| | 33,844 |
| | 28,232 |
|
企业和投资剥离收益，净 | 335,809 |
| | 329,780 |
| | 134,370 |
|
与胜利丙烷的交易（注13） | — |
| | (6,424 | ) | | — |
|
对未合并实体的投资 | (389 | ) | | (21,465 | ) | | (2,105 | ) |
来自未合并实体的资本分配 | 1,440 |
| | 11,969 |
| | 9,692 |
|
液化天然气设施贷款偿还 | 10,336 |
| | 10,052 |
| | 8,916 |
|
向附属公司提供贷款 | (1,515 | ) | | (2,510 | ) | | (3,200 | ) |
偿还附属公司的贷款 | — |
| | 4,160 |
| | 655 |
|
终止开发协议的付款 | — |
| | — |
| | (16,875 | ) |
投资活动-持续经营提供的净现金（用于） | (392,286 | ) | | 105,343 |
| | (264,265 | ) |
投资活动提供（用于）已终止业务的净现金 | 845,759 |
| | 165,239 |
| | (98,861 | ) |
投资活动提供(用于)的现金净额 | 453,473 |
| | 270,582 |
| | (363,126 | ) |
融资活动： | | | | | |
循环信贷安排下借款的收益 | 4,098,500 |
| | 2,434,500 |
| | 1,700,000 |
|
循环信贷安排的付款 | (3,897,000 | ) | | (2,279,500 | ) | | (2,733,500 | ) |
发行优先无抵押票据 | — |
| | — |
| | 1,200,000 |
|
高级有担保和高级无担保票据的偿还和回购 | (737,058 | ) | | (486,699 | ) | | (21,193 | ) |
其他长期债务的偿还 | (653 | ) | | (877 | ) | | (46,153 | ) |
发债成本 | (1,383 | ) | | (2,700 | ) | | (33,558 | ) |
普通合伙人的捐款 | — |
| | — |
| | 49 |
|
非控股权益所有者的贡献，净额 | 169 |
| | 23 |
| | 672 |
|
向普通和共同单位合作伙伴以及首选单位持有人分配 | (236,633 | ) | | (225,067 | ) | | (181,581 | ) |
对非控股股东的分配 | — |
| | (3,082 | ) | | (3,292 | ) |
出售优先单位的收益，扣除发行成本 | — |
| | 202,731 |
| | 234,975 |
|
回购认股权证 | (14,988 | ) | | (10,549 | ) | | — |
|
普通单位回购和取消 | (297 | ) | | (15,817 | ) | | — |
|
出售普通单位的收益，扣除发行成本 | — |
| | — |
| | 287,136 |
|
结算付款和提前免除债务 | (4,577 | ) | | (3,408 | ) | | (28,468 | ) |
融资活动提供的净现金（用于）-持续经营 | (793,920 | ) | | (390,445 | ) | | 375,087 |
|
融资活动使用的现金净额-已终止业务 | (325 | ) | | (3,836 | ) | | (3,633 | ) |
融资活动提供的现金净额(用于) | (794,245 | ) | | (394,281 | ) | | 371,454 |
|
现金及现金等价物净(减)增 | (3,522 | ) | | 14,268 |
| | (16,710 | ) |
期初现金及现金等价物 | 22,094 |
| | 7,826 |
| | 24,536 |
|
期末现金和现金等价物 | $ | 18,572 |
| | $ | 22,094 |
| | $ | 7,826 |
|
|
| | | | | | | | | | | |
补充现金流信息： | | | | | |
支付的现金利息 | $ | 170,632 |
| | $ | 192,938 |
| | $ | 117,912 |
|
已缴所得税（扣除所得税退款） | $ | 2,423 |
| | $ | 1,843 |
| | $ | 2,022 |
|
补充非现金投资和融资活动： | | | | | |
已申报但未支付给B类优先单位持有人的分配 | $ | 4,725 |
| | $ | 4,725 |
| | $ | — |
|
应计资本支出 | $ | 19,121 |
| | $ | 12,123 |
| | $ | 1,758 |
|
企业合并中发行的共同单位价值 | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 3,940 |
|
附注是这些合并财务报表的组成部分。
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注
注：1—运营和组织的性质
NGL Energy Partners LP（“我们”、“我们”、“我们的”或“合作伙伴”）是 特拉华州有限合伙企业 成立于2010年9月。 NGL Energy Holdings LLC是我们的普通合作伙伴。 在… 2019年3月31日, 我们的业务包括：
| |
• | 我们的原油物流部门从生产商和营销商那里购买原油，并将其运输到炼油厂或在管道注水站、储存码头、驳船装载设施、铁路设施、炼油厂和其他贸易中心转售，并通过其拥有的资产提供储存、码头、卡车运输、海运和管道运输服务。 |
| |
• | 我们的水解决方案部门提供处理和处置原油和天然气生产产生的废水以及处理罐底、钻井液和钻井泥浆等固体物质的服务，并进行卡车和裂解油罐清洗。此外，我们的水解决方案部门销售执行这些服务所回收的碳氢化合物，并将淡水出售给生产商用于勘探和生产活动。 |
| |
• | 我们的液体部门利用其租用的地下仓库和租赁的火车车队，向美国和加拿大的零售商、批发商、炼油厂和石化厂供应天然气液体，通过其地区市场 27 该公司在美国各地拥有码头，并在犹他州的盐丘储存设施合资企业提供终端和储存服务。 看见 注：16 讨论我们Sawtooth Caverns，LLC（“Sawtooth”）业务的合资企业。 |
| |
• | 我们的精炼产品和可再生能源部门 开展汽油、柴油、乙醇和生物柴油营销业务, 购买s 精炼石油和可再生产品主要分布在美国墨西哥湾沿岸、东南部和中西部地区以及 进度表s 它们将在全国各地交付。 此外，在某些储存地点，我们的精炼产品和可再生能源部门还可能购买未完成的汽油调合组件，以便随后混合到成品汽油中，以供应我们的营销业务以及第三方。 |
最新发展动态
2018年3月30日，我们将部分零售丙烷部门出售给BCC液化石油气（“BCC”），所得收益净额为 $212.4百万用现金支付。受这笔交易影响的零售丙烷业务包括我们在美国中部和西部的业务。2018年7月10日，我们完成了向Superior Plus Corp.(“Superior”)出售几乎所有剩余的零售丙烷部门，总对价为$889.8百万用现金支付。我们保留了我们的50%胜利丙烷有限责任公司(“胜利丙烷”)的所有权权益，我们随后于2018年8月14日出售(见注：2)。这些交易代表着我们业务的战略转变，将对我们未来的业务和财务业绩产生重大影响。因此，与我们以前的零售丙烷部门相关的经营业绩和现金流量(包括胜利丙烷的收益中的权益)在所有列报的期间都被归类为非持续经营，以前的期间在综合经营报表和综合现金流量表中进行了追溯调整。此外，与我们以前的零售丙烷部门相关的资产和负债已在我们2018年3月31日的综合资产负债表中归类为持有待售。看见附注17以进一步讨论这笔交易。
注：2—重大会计政策
陈述的基础
我们的综合财务报表是根据美国公认会计原则(“公认会计原则”)编制的。随附的合并财务报表包括我们的账目和我们控制的子公司的账目。公司间交易和账户余额已在合并中冲销。我们不能控制的投资，但可以对其产生重大影响的投资，使用权益会计方法核算。我们还在一条原油管道中拥有不可分割的权益，并在我们的合并财务报表中包括我们与这条管道相关的资产、负债和费用的比例份额。
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
预算的使用
根据公认会计原则编制合并财务报表时，我们需要作出估计和假设，以影响在合并财务报表日期报告的资产和负债额以及在列报期间报告的收入和费用。
我们在编制综合财务报表时所作的关键估计包括(其中包括)厘定收购所得资产及负债的公允价值、衍生工具的公允价值、应收账款的可回收性、存货的可回收性、物业、厂房及设备及可摊销无形资产的可回收性、长期资产及商誉的减值、资产报废负债的公允价值、基于股权的补偿的价值、环境事项的应计项目及估计若干收入。尽管我们认为这些估计是合理的，但实际结果可能与这些估计不同。
公允价值计量
公允价值被定义为在计量日期在市场参与者之间的有序交易中为出售资产而收到的或为转移负债而支付的价格(退出价格)。公允价值是基于市场参与者在为资产或负债定价时使用的假设。我们使用以下公允价值层次结构，将用于计量公允价值的估值技术输入划分为三个大的级别：
| |
• | 第1级：我们在计量日期有能力获得的相同资产和负债在活跃市场的报价。 |
| |
• | 第2级：资产或负债可直接或间接观察到的投入(第1级所包括的报价除外)，包括(I)活跃市场中类似资产或负债的报价，(Ii)不活跃市场中相同或类似资产或负债的报价，(Iii)资产或负债可观测到的报价以外的投入，及(Iv)通过相关或其他方式从可观测市场数据中得出的投入。第2级的工具包括非交易所交易的衍生品，如场外商品价格互换和期权合约以及远期商品合约。我们使用类似工具的定价模型来确定我们所有衍生金融工具的公允价值。定价模型的投入包括公开可得的价格和远期曲线，这些远期曲线是从第三方收集的数据汇编而成的。 |
| |
• | 第三级：资产或负债的不可观察的投入，包括资产或负债的市场活动很少(如果有的话)的情况。 |
公允价值等级对活跃市场的报价给予最高优先权(第1级)，对不可观察到的投入给予最低优先权(第3级)。在某些情况下，用于计量公允价值的投入可能属于公允价值等级的不同级别。对公允价值计量具有重要意义的最低水平的投入决定了公允价值层次结构中的适用水平。评估特定投入对公允价值计量的重要性需要进行判断，并考虑资产或负债的特定因素。
衍生金融工具
我们在综合资产负债表中按公允价值记录所有衍生金融工具合约，但符合 正常采购和正常销售选举. 根据这项会计政策选择，我们不会在每个资产负债表日按公允价值记录实物合约；相反，我们会在交割发生时按合约价值记录买入或出售。
我们没有为会计目的指定任何金融工具作为对冲。 我们实物合同公允价值的所有变化不符合正常购买和正常销售和结算(无论是现金交易还是非现金按市值计价的调整)，无论合同是实物还是财务结算，都在我们的综合运营报表中的收入(销售合同)或销售成本(采购合同)中报告。
我们利用各种大宗商品衍生金融工具合同来尝试减少价格波动的风险。我们不会出于交易目的签订此类合同。商品衍生金融工具的资产和负债变化主要是由于市场价格、新发起的交易和结算时间的变化造成的，并在综合运营报表的销售成本中报告，以及相关结算。我们试图在名义金额、履行时间和交付义务方面平衡我们的合同投资组合。然而，根据我们对预期市场的评估，净不平衡头寸可能存在或建立
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
动作由此产生的合同投资组合固有的是某些业务风险，包括商品价格风险和信用风险。 大宗商品价格风险是指原油、天然气液体或精炼和可再生能源产品的市场价值将随着不断变化的市场状况发生有利或不利变化的风险。 信用风险是指供应商、客户或合同的财务对手方因不履行合同而遭受损失的风险。 我国的市场风险政策和信用政策分别规定了管理商品价格风险和信用风险的程序和限额。 每日监测未平仓商品头寸和市场价格变化，并向高级管理人员和营销业务人员报告。 信用风险每日受到监控，并通过客户存款、对产品提升的限制、信用证以及签订主要净额结算协议来最大限度地减少风险敞口，这些协议允许抵消某些交易的交易对手应收和应付余额。
销售成本
我们将获得产品所产生的所有成本，包括在交付给客户之前的采购、终止和运输库存的成本计入销售成本。销售成本不包括我们财产、厂房和设备的折旧。
折旧及摊销
我们综合经营报表中的折旧和摊销包括除债务发行成本以外的所有财产、厂房和设备的折旧和无形资产的摊销，对于这些资产，摊销记入利息支出，以及某些基于合同的无形资产，摊销记入销售成本。
所得税
出于所得税的目的，我们有资格成为合伙企业。因此，我们通常不缴纳美国联邦所得税。相反，每个业主在他或她的个人纳税申报单上报告他或她在我们收入或损失中的份额。出于财务和税务报告的目的，我们无法很容易地确定我们净资产基础上的总差额，因为我们无法获得关于每个合作伙伴在合伙企业中的基础的信息。
我们在美国和加拿大有某些应税的公司子公司，我们在德克萨斯州的业务需要缴纳州特许经营税，该税是根据收入扣除销售成本计算得出的。我们2015至2018财年通常仍需接受联邦、州和加拿大税务当局的审查。我们采用资产负债法核算所得税。根据这一方法，递延税项资产和负债按现有资产和负债的财务报表账面金额与各自的计税基础之间的差额可归因于未来的税务后果进行确认。递延税项资产及负债采用制定税率计量，预期适用于预期收回或结算该等暂时性差额的年度。税率的变动在包括颁布日期在内的期间的收入中确认。
一个公开交易的合伙企业需要至少产生90%从某些符合条件的来源获得的总收入(根据联邦所得税的定义)。我们的应税公司子公司产生的收入不包括在这一合格收入计算中。尽管我们经常在我们的公司子公司之外创造不符合条件的收入，但我们相信至少90%自我们首次公开募股以来的每一历年，我们毛收入的一半都是符合条件的收入。
截至年底止年度2019年3月31日，我们确认了一项递延税项负债$16.3百万由于收购了与我们的一项收购相关的公司(请参阅注：4)。递延税项负债是指公司内部收购资产的公认会计原则基础与纳税基础之间的累计影响暂时性差异。就公认会计原则而言，某些收购资产将随着时间的推移进行折旧和摊销，这将降低公认会计准则的基础。截至该年度录得的递延税项利益2019年3月31日是$1.5百万实际税率为 31%。递延税项负债为$14.8百万在…2019年3月31日并计入我们综合资产负债表中的其他非流动负债。
我们在合并财务报表中评估不确定的税务状况以进行确认和计量。在确认税务状况时，我们会根据税务状况的技术价值，在审核(包括任何相关上诉或诉讼的解决)后，决定是否更有可能维持该税务状况。对符合较大可能门槛的税务状况进行计量，以确定应在合并财务报表中确认的利益金额。我们没有重大的不确定税务状况需要在我们的综合财务报表中确认2019年3月31日或2018.
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
现金和现金等价物
现金和现金等价物包括手头现金、活期存款和定期存款，以及在购买之日投资于到期日不超过三个月的高流动性工具的资金。有时，某些账户余额可能会超过联邦保险的限额。
应收账款与信用风险的集中
我们在美国和加拿大开展业务。我们根据正常的行业标准和条款向客户提供无担保信贷，并建立了允许评估每个客户的信誉以及一般经济状况的政策和程序。坏账准备是基于我们对客户账户可收集性的评估，该评估考虑了客户的整体信誉和任何具体的争议。根据合同条款，应收账款被视为逾期或拖欠。当收款努力耗尽时，我们将应收账款从坏账准备中注销。
我们与某些客户执行净额结算协议以降低我们的信用风险。如果已达成净额结算协议，应收账款和应付账款将反映为净余额，并且我们打算按净额结算。
在指定日期，我们的应收账款包括以下内容：
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2019年3月31日 | | 2018年3月31日 |
细分市场 | | 毛收入
应收账款 | | 津贴：
值得怀疑
帐目 | | 网络 | | 毛收入
应收账款 | | 津贴：
值得怀疑
帐目 | | 网络 |
| | (单位：万人) |
原油物流 | | $ | 514,243 |
| | $ | (15 | ) | | $ | 514,228 |
| | $ | 404,865 |
| | $ | — |
| | $ | 404,865 |
|
水溶液 | | 57,526 |
| | (3,157 | ) | | 54,369 |
| | 59,958 |
| | (2,952 | ) | | 57,006 |
|
液体 | | 134,050 |
| | (177 | ) | | 133,873 |
| | 131,006 |
| | (20 | ) | | 130,986 |
|
精炼产品和可再生能源 | | 461,050 |
| | (1,017 | ) | | 460,033 |
| | 435,136 |
| | (1,229 | ) | | 433,907 |
|
公司和其他 | | 416 |
| | — |
| | 416 |
| | — |
| | — |
| | — |
|
总计 | | $ | 1,167,285 |
| | $ | (4,366 | ) | | $ | 1,162,919 |
| | $ | 1,030,965 |
| | $ | (4,201 | ) | | $ | 1,026,764 |
|
所示期间可疑账款拨备的变化如下：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
| | (单位：万人) |
可疑账款备抵，期初 | | $ | (4,201 | ) | | $ | (3,954 | ) | | $ | (5,963 | ) |
坏账准备 | | (369 | ) | | (590 | ) | | 1,000 |
|
坏账核销 | | 204 |
| | 343 |
| | 1,009 |
|
期间终结时的坏账准备 | | $ | (4,366 | ) | | $ | (4,201 | ) | | $ | (3,954 | ) |
上表中的金额不包括与我们前零售丙烷部门相关的应收账款或可疑账款拨备，因为这些金额已在我们2018年3月31日的综合资产负债表中被归类为持待售资产，并且该活动已纳入我们综合运营报表中的已终止业务（见 附注17).
我们没有任何客户代表超过 10%财年合并收入 2019, 2018和2017.
盘存
我们的存货按成本或可变现净值中较低的一个进行估值，成本采用加权平均成本或先进先出(FIFO)方法确定，包括运输和储存成本，可变现净值定义为正常业务过程中的估计销售价格，较难合理预测的完工、处置和运输成本。 在进行这种分析时，我们考虑的是固定价格远期承诺。
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
在所示日期，库存包括以下内容：
|
| | | | | | | | |
| | 3月31日， |
| | 2019 | | 2018 |
| | (单位：万人) |
原油 | | $ | 51,359 |
| | $ | 77,351 |
|
天然气液体： | | | | |
丙烷 | | 33,478 |
| | 38,910 |
|
丁烷 | | 15,294 |
| | 12,613 |
|
其他 | | 7,482 |
| | 6,515 |
|
精炼产品： | | | | |
汽油 | | 189,802 |
| | 253,286 |
|
柴油 | | 103,935 |
| | 113,939 |
|
可再生能源： | | | | |
乙醇 | | 51,542 |
| | 38,093 |
|
生物柴油 | | 10,251 |
| | 10,596 |
|
总计 | | $ | 463,143 |
| | $ | 551,303 |
|
上表中的金额不包括与我们以前的零售丙烷部门相关的库存，因为这些金额已被归类为2018年3月31日综合资产负债表中的待售资产(见附注17).
对未合并实体的投资
我们不能控制的投资，但可以对其产生重大影响的投资，使用权益会计方法核算。对合伙企业和有限责任公司的投资，除非我们的投资被认为是次要的，对非公司合资企业的投资也使用权益会计方法入账。根据权益法，我们不会在综合资产负债表上报告这些实体的个别资产和负债；相反，我们的所有权权益在我们综合资产负债表上的未合并实体投资中报告。根据权益法，投资按收购成本入账，增加我们在任何收益和额外资本贡献中的比例份额，减去我们在任何亏损、已支付的分配和任何额外投资的摊销中的比例份额。超额投资是指我们的总投资额超过我们在被投资方净资产中所占比例的数额。我们将投资日后从未合并实体收到的不超过累计权益收益的分派视为投资回报，并在我们的综合现金流量表中分类为经营活动。我们将投资日后从未合并实体收到的超过累计股本收益的分配视为投资回报，并在我们的综合现金流量表中分类为投资活动。
于所示日期，我们对未合并实体的投资包括以下内容：
|
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 所有权 | | 获取日期 | | 3月31日， |
实体 | | 细分市场 | | 利息(1) | | 或形成 | | 2019 | | 2018 |
| | | | | | | | (单位：万人) |
水务公司（2） | | 水溶液 | | 50% | | 2018年8月 | | $ | 920 |
| | $ | — |
|
天然气液体码头公司（3） | | 液体 | | 50% | | 2019年3月 | | 207 |
| | — |
|
水处理和处置设施（4） | | 水溶液 | | —% | | 2015年8月 | | — |
| | 2,094 |
|
E Energy Adams，LLC（5） | | 精炼产品和可再生能源 | | —% | | 2013年12月 | | — |
| | 15,142 |
|
胜利丙烷（6） | | 公司和其他 | | —% | | 2015年4月 | | — |
| | — |
|
总计 | | | | | | | | $ | 1,127 |
| | $ | 17,236 |
|
| |
(2) | 这是对一家非公司合资企业的投资，我们在2018年8月收购中收购了该企业。进一步讨论请参阅注4。 |
| |
(3) | 这是对一家非公司合资企业的投资，我们在2019年3月收购中收购了该企业。进一步讨论请参阅注4。 |
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
| |
(4) | 这是对一家非公司合资企业的投资。2019年2月28日，我们出售了这项投资，作为出售South Pecos水处理业务的一部分。进一步讨论请参阅注16。 |
| |
(5) | 2018年5月3日，我们出售了之前持有的 20%持有E Energy Adams，LLC的权益，净收益为 $18.6百万并录得处置收益 $3.0百万截至年底止年度2019年3月31日在资产处置或减损损失（收益），净额在我们的综合运营报表中。 |
| |
(6) | 2018年8月14日，我们出售了之前持有的 50%对胜利丙烷感兴趣。进一步讨论请参阅注13。 |
我们所有未合并实体的合并财务信息摘要如下所示日期和期间：
资产负债表：
|
| | | | | | | |
| 3月31日， |
| 2019 | | 2018 |
| (单位：万人) |
流动资产 | $ | 1,328 |
| | $ | 24,431 |
|
非流动资产 | $ | 519 |
| | $ | 99,164 |
|
流动负债 | $ | 178 |
| | $ | 16,787 |
|
非流动负债 | $ | — |
| | $ | 10,620 |
|
运营说明书：
|
| | | | | | | | | | | |
| 3月31日， |
| 2019 | | 2018 | | 2017 |
| (单位：千) |
收入 | $ | 21,036 |
| | $ | 182,820 |
| | $ | 180,632 |
|
销售成本 | $ | 9,919 |
| | $ | 114,890 |
| | $ | 114,316 |
|
净收入 | $ | 5,506 |
| | $ | 26,438 |
| | $ | 19,462 |
|
在…2019年3月31日自收购以来，我们的未合并实体的累计股权收益和累计分配为 $1.9百万和$3.0百万，分别为。
可变利息实体
Victory Propane于2015年4月由我们和一家不相关的第三方成立为合资企业。Victory Propane的业务目的是收购和/或开发指定地理区域内的零售丙烷业务。结合胜利丙烷的成立，我们同意为胜利丙烷提供一个循环信贷额度 $5.0百万并得出结论，Victory Propane是一家可变利益实体，因为如果没有额外的次级财务支持，Victory Propane的股权不足以为其活动提供资金。 2018年8月14日，我们出售了Victory Propane的权益。我们在Victory Propane的收益中的权益已被归类为已终止业务，如中进一步讨论的那样 注：1和附注17.
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
其他非流动资产
其他非流动资产在指定日期由下列资产组成：
|
| | | | | | | | |
| | 3月31日， |
| | 2019 | | 2018 |
| | (单位：万人) |
应收贷款（1） | | $ | 19,474 |
| | $ | 29,463 |
|
线路填充（2） | | 33,437 |
| | 34,897 |
|
罐底（3） | | 44,148 |
| | 42,044 |
|
最低运费-管道承诺（4） | | 23,494 |
| | 88,757 |
|
其他 | | 39,451 |
| | 49,878 |
|
总计 | | $ | 160,004 |
| | $ | 245,039 |
|
| |
(1) | 指与我们为第三方使用的天然气液体设施的建设融资相关的应收贷款的非流动部分，以及与胜利丙烷有关的应收贷款的非流动部分(见附注13)。 |
| |
(2) | 表示根据长期发货承诺，我们需要留在某些第三方拥有的管道上的最低产品量。在…2019年3月31日，行填充由以下部分组成335,069桶原油和 262,000几桶丙烷。在…2018年3月31日，行填充由以下部分组成360,425桶原油和 262,000几桶丙烷。我们拥有的管道中的管线填充包括在财产、厂房和设备中(见附注5)。 |
| |
(3) | 储罐底部是储罐运行所需的产品体积，按历史成本记录。当储罐停止使用时，我们会恢复储罐底部。在…2019年3月31日和2018，存放在第三方码头的罐底包括389,737桶和366,212精炼产品的桶，分别。我们拥有的码头中保存的罐底包括在财产、厂房和设备中(见附注5)。 |
| |
(4) | 表示超过发货量支付的最低运费，或不足积分二与原油管道运营商签订合同。当发货量超过最低每月量承诺时，可以收回该金额（请参阅注9）。截至2018年6月30日的三个月内，我们达成了一份最终协议，如注释13中进一步描述的，其中我们同意根据以下条件提供我们的缺口信贷利益 一这些合同的。由于向第三方提供此好处，我们注销了 $67.7百万这些不足信用的并在内记录了损失 资产处置或减损损失（收益），净额.根据我们拥有未来利益的剩余其他合同，我们目前有 13月份其中运输多余的体积。 |
上表中的金额不包括与我们前零售丙烷部门相关的其他非流动资产，因为这些金额已在我们2018年3月31日的综合资产负债表中被归类为持待售资产（请参阅 附注17).
应计开支及其他应付款项
应计费用和其他应付款在指定日期由下列各项组成：
|
| | | | | | | | |
| | 3月31日， |
| | 2019 | | 2018 |
| | (单位：万人) |
应计薪酬和福利 | | $ | 19,558 |
| | $ | 18,033 |
|
消费税及其他税务责任 | | 40,339 |
| | 40,829 |
|
衍生负债 | | 100,372 |
| | 51,039 |
|
应计利息 | | 24,882 |
| | 39,947 |
|
产品交换负债 | | 21,081 |
| | 11,842 |
|
Gavilon法律事项和解(注9) | | 12,500 |
| | — |
|
出售TLP普通合伙人权益的递延收益(1) | | — |
| | 30,113 |
|
其他 | | 29,718 |
| | 31,701 |
|
总计 | | $ | 248,450 |
| | $ | 223,504 |
|
| |
(1) | 关于采用ASC 606时递延收益的会计处理的讨论，见附注15。 |
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
上表中的金额不包括与我们以前的零售丙烷部门相关的应计费用和其他应付款，因为这些金额已被归类为2018年3月31日综合资产负债表中的待售负债(见附注17).
物业、厂房及设备
我们按成本减去累计折旧来记录财产、厂房和设备。采购和改进被资本化，维护和维修在发生时计入费用。当我们处置资产时，我们从账目中扣除成本和相关的累计折旧，由此产生的任何收益或损失都包括在资产处置或减损损失（收益），净额。我们使用直线法计算资产估计使用年限内的财产、厂房和设备的折旧费用(见注：5).
无形资产
我们的无形资产包括在业务合并中获得的合同和安排，包括客户关系、客户承诺、管道运力权利、通行权和地役权、水权、执行合同和其他协议、不竞争契约和商号。此外，我们将与循环信贷安排相关的某些债务发行成本资本化。我们在资产的估计使用年限内按直线摊销大部分无形资产(见注：7)。我们使用一种近似实际利息法的方法，按相关债务的条款摊销债务发行成本。
长期资产减值准备
当事件和情况需要时，我们会评估我们的长期资产(财产、厂房和设备以及可摊销无形资产)的账面价值，以计提潜在减值。当长期资产组的使用和最终处置所产生的预期未贴现未来现金流量少于其账面价值时，该资产组被视为减值。在这种情况下，我们确认的损失等于账面价值超过资产组公允价值的金额。当我们停止使用已获得的商品名称时，我们使用特许权使用费减免方法测试该商品名称的减值，并开始在其作为防御性资产的估计使用寿命内摊销该商品名称。看见注：5和注：7关于合并业务报表中确认的长期资产减值的进一步讨论。
当我们认为当前公允价值可能少于账面价值时，我们评估我们的权益法投资的减值，如果我们认为价值下降不是暂时的，我们就记录减值。
商誉
商誉指为被收购企业支付的对价超过被收购个人资产的公允价值，扣除承担的负债后的部分。企业合并使用“收购法”进行核算(见注：4)。我们希望我们所有的善意都在2019年3月31日是可以扣除联邦所得税的。
商誉和无限期无形资产不摊销，而是至少每年评估一次减值。我们在财政年度第四季度进行年度减值评估，如果情况需要，还会更频繁地进行评估。
在进行这项评估时，我们首先考虑定性因素，以确定每个报告单位的公允价值是否更有可能超过其账面价值。如果我们得出结论认为，报告单位的公允价值很可能没有超过其账面价值，我们将计算报告单位的公允价值，并将该金额与其账面金额(包括商誉)进行比较。如果报告单位的公允价值超过其账面价值，报告单位的商誉不被视为减值。如果报告单位的账面价值超过其公允价值，商誉被视为减值，商誉余额减去报告单位的公允价值与账面金额之间的差额。
用于进行减值评估的估计和假设本身就是不确定的，可能会对分析结果产生重大影响。我们在年度商誉减值评估中使用的估计和假设包括市场参与者的考虑和未来预测的经营业绩。经营业绩和其他假设的变化可能会对这些估计产生重大影响。看见注：6以进一步讨论和分析我们的商誉减值评估。
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
产品交易所
根据交换协议应收或可退还的产品数量在我们的综合资产负债表中在预付费用和其他流动资产以及应计费用和其他应付款项中报告。我们根据我们已经交付或将在交易所交付的存货的加权平均成本基础，加上或减去地点差额，来估计产品交换资产和负债的价值。与我们以前的零售丙烷部门相关的产品交换已被归类为2018年3月31日综合资产负债表中的待售资产(见附注17).
非控制性权益
非控股权益指某些合并子公司中由第三方拥有的部分。金额根据非控股股东在子公司每一期间的收益或亏损中的比例份额以及支付的任何分配进行调整。非控制性权益被报告为权益的组成部分，除非非控制性权益被认为是可赎回的，在这种情况下，非控制性权益被记录在我们综合资产负债表中的负债和权益(夹层或临时权益)之间。如果金额大于账面价值，可赎回非控股权益将在每个资产负债表日调整为其最高赎回价值。可赎回非控股权益计入负债及于综合资产负债表内持有待出售的可赎回非控股权益(见附注17).下表汇总了我们合并资产负债表中可赎回非控股权益的变化(单位：千)：
|
| | | | |
2017年3月31日余额 | | $ | 3,072 |
|
可赎回非控股权益的净收入 | | 1,030 |
|
可赎回非控股权益估值调整 | | 5,825 |
|
2018年3月31日的余额 | | 9,927 |
|
可赎回非控股权益应占净亏损 | | (446 | ) |
可赎回非控股权益估值调整 | | 3,349 |
|
处置可赎回的非控制性权益 | | (12,830 | ) |
2019年3月31日的余额 | | $ | — |
|
收购
为了确定一笔交易是否应该计入企业合并或资产收购，我们首先计算收购资产的相对公允价值。如果基本上所有相对公允价值都集中在一项资产或一组类似资产中，或者如果不是，但交易不包括重大过程(不符合企业的定义)，我们将交易记录为资产收购。对于资产收购，购买价格是根据相对公允价值分配的。对于资产的收购，不记录商誉。所有其他交易都记录为业务合并。本公司于收购日期记录一项企业合并中收购的资产及承担的负债的公允价值。对于企业合并，收购价格超过收购资产和承担负债的公允净值的部分记为商誉，不摊销，而是至少每年评估一次减值(如上所述)。
根据公认会计原则，允许实体在一段合理的时间内(不超过一年)获得必要的信息，以识别和计量在企业合并中收购的资产和承担的负债的公允价值。如中所讨论的注：4，我们的某些收购仍在这一计量期内，因此，我们为收购的资产和承担的负债记录的收购日期公允价值可能会发生变化。
近期会计公告
2016年6月，财务会计准则委员会(FASB)发布了2016-13年会计准则更新(ASU)编号：《金融工具--信贷损失》。美国会计准则要求按摊销成本计量的金融资产(或一组金融资产)以预期收取的净额列报，其中将包括应收账款。对预期信贷损失的计量是基于过去事件的相关信息，包括历史经验、当前状况以及影响报告金额可收回性的合理和可支持的预测。ASU从2020年4月1日起对合作伙伴关系有效，尽管允许提前采用，但需要修改后的追溯采用方法。我们目前正在评估这一ASU对我们合并财务报表的影响。
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
2016年2月，美国财务会计准则委员会发布了ASC 842《租赁》。这将取代GAAP中以前的租赁会计指导。新的指导意见要求承租人确认被归类为经营性租赁的租赁资产和租赁负债。它还保留了融资租赁和经营性租赁之间的区别。本指导意见自2019年4月1日起生效。我们评估了我们目前的租赁和其他根据新标准可能被视为租赁的合同，以及对我们的内部控制、会计政策、财务报表和披露的影响。我们的评估过程包括编制我们的租赁数据库、实施会计软件以协助合规以及开发内部控制以确保我们的租赁的完整性和准确性符合ASC 842的范围。根据我们目前的租赁人口，我们预计ASC 842的影响将使我们的资产和负债增加$533百万和$563百万由于确认使用权资产和租赁负债。我们选择了以下过渡性的实际权宜之计，这将使我们能够在2019年4月1日之前不评估土地地役权：在确定租约期限时使用事后诸葛亮；不重新评估现有或过期的合同是否包含租约；不重新评估任何到期或现有租约的租约分类；以及不重新评估初始成本。我们还预计选择可选的过渡方法，通过对股权的累积影响调整来记录采用影响。
2018年4月1日，我们采用了修改后的回溯性采用方法，采用了ASC 606《与客户的合同收入》。ASC 606取代了主题605“收入确认”中以前的收入确认要求，并包括一个五步收入确认模型，以描述向客户转移商品或服务的金额，该金额反映了我们预期有权获得这些商品或服务的对价。为了实现这一核心原则，收入确认过程中需要比专题605所要求的更多的判断和估计。此外，ASC 606还要求大幅增加与与客户签订合同所产生的收入和现金流的性质、时间、数额和不确定性有关的披露。看见注15进一步讨论采用ASC 606对我们的合并财务报表和我们的收入确认政策的影响。
2018年4月1日，我们通过了ASU 2016-01号《金融资产和金融负债的确认和计量》。ASU第2016-01号的其中一项规定是取代将公允价值易于确定的权益证券分类为不同类别(即交易或可供出售)的指导意见，并要求权益证券按公允价值计量，公允价值变动通过净收益确认。作为采用的结果，我们记录了累积效果调整$1.6百万，将未实现亏损从累积的其他全面收益转移到有限合伙人权益。
注3-收入(亏损)每个公共单位
下表列出了我们对所示期间的基本和摊薄加权平均公用事业单位的计算：
|
| | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
期间未清偿的加权平均公用事业单位： | | | | | | |
通用单位--基本单位 | | 123,017,064 |
| | 120,991,340 |
| | 108,091,486 |
|
稀释性证券的影响： | | | | | | |
表演奖 | | — |
| | — |
| | 173,087 |
|
认股权证 | | — |
| | — |
| | 3,586,048 |
|
普通单位--稀释 | | 123,017,064 |
| | 120,991,340 |
| | 111,850,621 |
|
截至该年度为止2019年3月31日、服务奖励（定义见本文）、认购证和A类优先单位（定义见本文）被认为具有反稀释作用。由于绩效奖励计划终止（见注10），截至2019年3月31日，没有杰出的绩效奖励（定义见本文）。截至2018年3月31日止年度，服务奖励、绩效奖励、认购证和A类优先单位被认为具有反稀释作用。截至2017年3月31日止年度，服务奖励和A类优先单位被认为具有反稀释作用。
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
我们的收入(亏损)在所示期间，每个公用单位如下：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
| | (单位：千，单位数不包括单位数，单位数数不包括单位数) |
持续经营收入(亏损) | | $ | (63,724 | ) | | $ | (226,385 | ) | | $ | 94,802 |
|
减：非控股权益应占持续经营亏损（收入） | | 20,206 |
| | (240 | ) | | (6,832 | ) |
NGL Energy Partners LP应占持续经营业务净（亏损）收入 | | (43,518 | ) | | (226,625 | ) | | 87,970 |
|
减去：分配给优先单位持有人(1) | | (111,936 | ) | | (59,697 | ) | | (30,142 | ) |
减：分配给普通合伙人的持续经营净亏损（收入）（2） | | 17 |
| | 150 |
| | (183 | ) |
减：回购期权（3） | | — |
| | (349 | ) | | — |
|
分配给普通单位持有人的持续经营净（损失）收入 | | $ | (155,437 | ) | | $ | (286,521 | ) | | $ | 57,645 |
|
| | | | | | |
非持续经营所得的税后净额 | | $ | 403,119 |
| | $ | 156,780 |
| | $ | 49,072 |
|
减：可赎回非控股权益应占的终止经营损失（收入） | | 446 |
| | (1,030 | ) | | — |
|
减：分配给普通合伙人的终止经营收入（2） | | (404 | ) | | (155 | ) | | (49 | ) |
分配给普通基金单位持有人的终止业务净利润 | | $ | 403,161 |
| | $ | 155,595 |
| | $ | 49,023 |
|
| | | | | | |
分配给普通单位持有人的净利润（损失） | | $ | 247,724 |
| | $ | (130,926 | ) | | $ | 106,668 |
|
| | | | | | |
单位基本收入（损失） | | | | | | |
持续经营收入(亏损) | | $ | (1.26 | ) | | $ | (2.37 | ) | | $ | 0.53 |
|
非持续经营所得的税后净额 | | $ | 3.28 |
| | $ | 1.29 |
| | $ | 0.45 |
|
净收益(亏损) | | $ | 2.01 |
| | $ | (1.08 | ) | | $ | 0.99 |
|
单位单位稀释收益（损失） | | | | | | |
持续经营收入(亏损) | | $ | (1.26 | ) | | $ | (2.37 | ) | | $ | 0.52 |
|
非持续经营所得的税后净额 | | $ | 3.28 |
| | $ | 1.29 |
| | $ | 0.44 |
|
净收益(亏损) | | $ | 2.01 |
| | $ | (1.08 | ) | | $ | 0.95 |
|
基本加权平均未偿还公用事业单位 | | 123,017,064 |
| | 120,991,340 |
| | 108,091,486 |
|
摊薄加权平均未偿还公用事业单位 | | 123,017,064 |
| | 120,991,340 |
| | 111,850,621 |
|
| |
(1) | 该金额包括向优先基金单位持有人的分配以及有益转换的增加，如注10中进一步讨论的那样。 |
| |
(2) | 分配给普通合伙人的净（收入）损失包括其作为激励分配权持有者有权获得的分配。 |
| |
(3) | 该金额代表回购价格超过认购证公允价值的部分，详情请参阅注10。 |
注：4—收购
以下总结了我们在年底前的收购情况 2019年3月31日:
自来水管道公司
2018年4月24日，我们收购了剩余的 18.375% NGL Water Pipelines，LLC的权益，该公司在德克萨斯州西部二叠纪盆地的特拉华盆地部分运营总考虑大约 $4.0百万.收购剩余权益作为股权交易会计处理，未记录损益，并调整非控股权益的公允价值以反映子公司所有权权益的变化。截至交易日期， 18.375%利息的公允价值为 $3.9百万.
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
盐水解决方案设施
截至年底止年度2019年3月31日，我们收购了六盐水处理设施（包括 15海水处理井)，总的考虑约为$116.1百万.
作为这些收购的一部分，我们记录了客户关系、有利合同和竞业禁止协议无形资产，据此我们使用收益法估计了这些无形资产的价值，该方法使用估值技术将未来金额(例如现金流量或收益)转换为单一现值(贴现)。这一计量是基于当前市场对这些未来金额的预期所表明的价值。
这些收购的协议考虑了某些营运资本项目的结算后付款。我们将这些交易作为业务合并进行会计处理。下表汇总了交易结束日期对购置的资产和承担的负债的公允价值的初步估计(以千计)：
|
| | | |
财产、厂房和设备 | $ | 36,590 |
|
商誉 | 50,619 |
|
无形资产 | 29,287 |
|
流动负债 | (10 | ) |
其他非流动负债 | (410 | ) |
购入净资产的公允价值 | $ | 116,076 |
|
自.起2019年3月31日此外，购买价格的分配被认为是初步的，因为我们正在继续收集更多的信息，以最终确定房地产、厂房和设备以及无形资产的公允价值。
商誉指为被收购企业支付的对价超过被收购个人资产的公允价值，扣除承担的负债后的部分。商誉是指为扩大我们在目前由我们提供服务的油田生产盆地中的处置地点数量而支付的溢价，从而增强我们作为该油田生产盆地处置服务提供商的竞争地位。我们预计，所有商誉都可以在联邦所得税中扣除。
自收购之日起，这些水解决方案设施的运营已包括在我们的综合运营报表中。我们截至本年度的综合经营报表2019年3月31日包括以下收入$12.6百万和营业收入$4.9百万这些水溶液设施的运行产生。我们招致 $0.2百万截至年底，与这些收购相关的交易成本 2019年3月31日.这些金额记录在我们综合经营报表的一般和行政费用中。
截至年底止年度2019年3月31日，我们还收购了 七完全考虑的咸水处理井 $35.2百万，我们将其视为资产收购。此次交易支付的对价主要分配给不动产、厂房和设备。
淡水解决方案设施
截至年底止年度2019年3月31日，我们买了一个牧场， 四淡水设施（包括 27淡水井)和可用于管道的通行权，总考虑约为$77.2百万.
作为这些收购的一部分，我们记录了水权、客户关系、有利合同和竞业禁止协议无形资产，因此我们使用收益法估计这些无形资产的价值，该方法使用估值技术将未来金额(例如现金流量或收益)转换为单一现值(贴现)。这一计量是基于当前市场对这些未来金额的预期所表明的价值。
账面/税额差额是作为其中一项收购的一部分产生的，因此，我们已经记录了初步的非流动递延税项负债$16.3百万(见注：2以供进一步讨论)。
我们在综合资产负债表中将或有对价负债计入应计费用和其他应付款项及其他非流动负债，与应付卖方的未来特许权使用费有关。我们根据合同特许权使用费费率估计了一项债务的或有对价，即每桶统一费率乘以预期的淡水销售量。我们根据合同特许权使用费费率估计了其他负债的或有对价，该特许权使用费费率是每桶统一费率，乘以预期在管道上为
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
路权的预期使用年限。然后，使用我们的加权平均资本成本加上代表与预期数量相关的不确定性的溢价，将这些金额贴现为现值。截至收购日，我们记录了一项或有负债$2.7百万.
我们假设有特许权使用费的土地租约是收购其中某些设施的一部分。收购会计方法要求在收购日对市场状况不利的未执行合同在收购会计中作为负债记录。我们在其他非流动负债中记录了一项负债$0.5百万由于特许权使用费条款被认为是不利的，与这些租赁相关。我们将根据工厂处理的数量摊销这一负债。
这些收购的协议考虑了某些营运资本项目的结算后付款。我们将这些交易作为业务合并进行会计处理。下表汇总了交易结束日期对购置的资产和承担的负债的公允价值的初步估计(以千计)：
|
| | | |
财产、厂房和设备 | $ | 7,123 |
|
商誉 | 23,570 |
|
无形资产 | 64,015 |
|
对未合并实体的投资 | 2,060 |
|
流动负债 | (276 | ) |
其他非流动负债 | (19,288 | ) |
购入净资产的公允价值 | $ | 77,204 |
|
自.起2019年3月31日由于我们正继续收集额外资料以确定土地、其他物业、厂房及设备、无形资产(包括客户关系)及对未合并实体的投资的公允价值，故收购价格的分配被视为初步的。我们还聘请了一家第三方评估公司来帮助我们完成这项工作。非流动递延税项负债也被认为是初步的，一旦所购资产的公允价值最终确定，将被最终确定。
商誉指为被收购企业支付的对价超过被收购个人资产的公允价值，扣除承担的负债后的部分。商誉是指为扩大我们在目前由我们提供服务的油田生产盆地提供的服务而支付的溢价，从而增强我们作为该油田生产盆地处置和其他服务提供商的竞争地位。我们预计，所有商誉都可以在联邦所得税中扣除。
自收购之日起，这些水解决方案设施的运营已包括在我们的综合运营报表中。我们截至本年度的综合经营报表2019年3月31日包括以下收入$2.0百万及经营亏损 $1.1百万这些水溶液设施的运行产生。我们招致 $3.7百万截至年底，与这些收购相关的交易成本 2019年3月31日.这些金额记录在我们综合经营报表的一般和行政费用中。
截至年底止年度2019年3月31日，我们还收购了一个额外的牧场（包括 18淡水井）全面考虑 $28.4百万，我们将其视为资产收购。此次交易支付的对价被分配给土地和无形资产。
天然气液体码头业务
2019年3月，我们 完成了对 天然气液体终端业务 DCP中流，LP. 此次收购包括 五 丙烷铁路终点站，位于美国东部， 50% 位于缅因州的额外铁路终点站和位于弗吉尼亚州切萨皮克的进出口终点站的所有权权益总考虑大约 $103.4百万. 该进出口码头能够装卸各种大小的船只，从轻便的船只到超大型天然气运输船。这些终端补充了我们现有的液化天然气产品组合，并为新客户和现有客户提供业务创造了额外的机会。
作为此次收购的一部分，我们记录了客户关系无形资产，据此我们使用收益法估计该无形资产的价值，该方法使用估值技术将未来金额（例如，现金流或收益）转换为单一现值（贴现）。该测量基于当前市场对这些未来金额的预期所指示的价值。
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
此次收购的协议考虑了某些营运资本项目的结算后付款。我们将这笔交易作为一项业务合并进行会计处理。下表汇总了交易结束日期对购置的资产和承担的负债的公允价值的初步估计(以千计)：
|
| | | |
盘存 | $ | 15,370 |
|
其他流动资产 | 667 |
|
财产、厂房和设备 | 42,413 |
|
商誉 | 20,472 |
|
无形资产 | 26,900 |
|
对未合并实体的投资 | 204 |
|
流动负债 | (2,128 | ) |
其他非流动负债 | (524 | ) |
购入净资产的公允价值 | $ | 103,374 |
|
自.起2019年3月31日此外，收购价格的分配被认为是初步的，因为我们正在继续收集额外的信息，以最终确定物业、厂房和设备、无形资产和对未合并实体的投资的公允价值。
商誉指为被收购企业支付的对价超过被收购个人资产的公允价值，扣除承担的负债后的部分。商誉是指在我们目前提供服务的地区扩大我们的天然气液体终端数量所支付的溢价，从而增强我们作为该地区终端服务提供商的竞争地位。我们预计，所有商誉都可以在联邦所得税中扣除。
自收购之日起，这些液化天然气终端的运营已包括在我们的综合运营报表中。我们截至本年度的综合经营报表2019年3月31日包括以下收入$22.7百万和营业收入$2.4百万这些天然气液体码头的运行产生。我们招致 $0.5百万截至年度与此次收购相关的交易成本 2019年3月31日.这些金额记录在我们综合经营报表的一般和行政费用中。
精制产品终端
2019年1月，我们完成收购 二 成品油码头 位于佐治亚州总考虑大约 $16.3百万.
作为此次收购的一部分，我们记录了客户关系无形资产，据此我们使用收益法估计该无形资产的价值，该方法使用估值技术将未来金额（例如，现金流或收益）转换为单一现值（贴现）。该测量基于当前市场对这些未来金额的预期所指示的价值。
此次收购的协议考虑了某些营运资本项目的结算后付款。我们将这笔交易作为一项业务合并进行会计处理。下表汇总了交易结束日期对购置的资产和承担的负债的公允价值的初步估计(以千计)：
|
| | | |
盘存 | $ | 327 |
|
其他流动资产 | 85 |
|
财产、厂房和设备 | 9,986 |
|
商誉 | 1,328 |
|
无形资产 | 4,600 |
|
流动负债 | (4 | ) |
购入净资产的公允价值 | $ | 16,322 |
|
自.起2019年3月31日此外，购买价格的分配被认为是初步的，因为我们正在继续收集更多的信息，以最终确定房地产、厂房和设备以及无形资产的公允价值。
善意指为所收购企业支付的代价超过所收购个别资产公允价值（扣除所承担负债）的部分。善意代表着为扩大我们精炼厂数量而支付的溢价
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
在我们目前服务的地区生产终端，从而增强我们作为该地区终端服务提供商的竞争地位。我们预计所有善意都可以出于联邦所得税的目的扣除。
这些精炼产品码头的运营自收购日期起已纳入我们的综合运营报表。我们截至年底的综合经营报表 2019年3月31日包括以下收入$0.3百万及经营亏损 $0.1百万这些产品都是由这些成品码头的运营产生的。我们招致 $0.1百万截至年度与此次收购相关的交易成本 2019年3月31日.这些金额记录在我们综合经营报表的一般和行政费用中。
零售丙烷企业
截至2018年6月30日的三个月内，我们收购了 三 零售丙烷企业总考虑大约 $19.1百万.我们将这些交易视为业务合并。
2018年7月9日，结合零售丙烷部门的销售（请参阅 注：1），我们收购了 剩余 40% 对Atlantic Propane，LLC的权益，该部门是我们零售丙烷部门的一部分，总对价约为 $12.8百万.收购剩余权益作为股权交易会计处理，未记录损益，并调整非控股权益的公允价值以反映子公司所有权权益的变化。Atlantic Propane，LLC已包含在向Superior的出售中（请参阅 注：1).
这些零售丙烷交易的资产和负债已计入2018年7月10日我们几乎所有剩余零售丙烷部门的出售中，该业务已被归类为已终止(见附注17).
以下总结了2018年4月1日之前收购的初步收购价格分配情况：
零售丙烷企业
截至2018年6月30日的三个月内，我们完成了剩余资产的收购会计处理 四零售丙烷业务，这是我们几乎所有零售丙烷部门销售的一部分（请参阅 附注17).资产和负债计入我们2018年3月31日合并资产负债表中持作出售的流动资产和流动负债（请参阅 附注17).截至2018年6月30日止三个月内，所收购资产和所承担负债的公允价值没有重大调整。
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
注：5—物业、厂房及设备
截至所示日期，我们的财产、厂房和设备包括以下内容：
|
| | | | | | | | | | |
| 估计数 | 3月31日， |
描述 | 有用的生命 | 2019 | | 2018 |
| (按年计算) | (单位：万人) |
天然气液体码头和储存资产 | 2 | - | 30 | $ | 280,106 |
| | $ | 238,487 |
|
管道及相关设施 | 30 | - | 40 | 243,799 |
| | 243,616 |
|
精制产品终端资产和设备 | 15 | - | 25 | 15,187 |
| | 6,736 |
|
车辆和火车车厢 | 3 | - | 25 | 124,948 |
| | 121,159 |
|
水处理设施和设备 | 3 | - | 30 | 704,666 |
| | 601,139 |
|
原油储罐及相关设备 | 2 | - | 30 | 225,476 |
| | 218,588 |
|
驳船和拖船 | 5 | - | 30 | 103,735 |
| | 92,712 |
|
信息技术设备 | 3 | - | 7 | 33,082 |
| | 30,749 |
|
建筑物和租赁设施的改进 | 3 | - | 40 | 144,567 |
| | 147,442 |
|
土地 | | | | 63,368 |
| | 51,816 |
|
罐底和线路填充（1） | | | | 20,071 |
| | 20,118 |
|
其他 | 3 | - | 20 | 15,018 |
| | 11,794 |
|
在建工程 | | | | 290,832 |
| | 77,596 |
|
| | | | 2,264,855 |
| | 1,861,952 |
|
累计折旧 | | | | (420,362 | ) | | (343,345 | ) |
净财产、厂房和设备 | | | | $ | 1,844,493 |
| | $ | 1,518,607 |
|
| |
(1) | 罐底是储罐运行所需的产品体积，按历史成本记录。当储罐停止使用时，我们会回收罐底。生产线填充量代表运营我们拥有的管道按比例份额所需的产品量部分，按历史成本记录。 |
上表中的金额不包括与我们前零售丙烷分部相关的不动产、厂房和设备以及累计折旧，因为这些金额已在我们2018年3月31日的综合资产负债表中被归类为持待售资产（见 附注17).
下表总结了所示期间的折旧费用和资本化利息费用：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至三月三十一日止年度， |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
| | (单位：千) |
折旧费用 | | $ | 102,314 |
| | $ | 100,576 |
| | $ | 90,474 |
|
资本化利息费用 | | $ | 482 |
| | $ | 182 |
| | $ | 6,887 |
|
上表中的金额不包括与我们前零售丙烷部门相关的折旧费用和资本化利息，因为这些金额已被分类为我们综合运营报表中的已终止业务（请参阅 附注17).
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
我们记录了销售不动产、厂房和设备的（收益）损失以及因减损而导致的任何价值减记 资产处置或减损损失（收益），净额在我们的综合运营报表中。下表总结了所示期间按分部划分的不动产、厂房和设备处置或减损的（收益）损失：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至三月三十一日止年度， |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
| | (单位：万人) |
原油物流（1） | | $ | 3,489 |
| | $ | (3,144 | ) | | $ | 8,124 |
|
水溶液 | | 3,067 |
| | 8,117 |
| | 7,169 |
|
液体 | | 993 |
| | 639 |
| | 92 |
|
精炼产品和可再生能源 | | — |
| | 15 |
| | 91 |
|
公司 | | — |
| | 8 |
| | (1 | ) |
总计 | | $ | 7,549 |
| | $ | 5,635 |
| | $ | 15,475 |
|
| |
(1) | 年终金额 2018年3月31日主要与出售多余管道相关的收益有关，部分被处置某些资产和减记其他资产的损失抵消。年终金额 2017年3月31日主要与出售某些资产（包括多余管道）的损失有关。 |
注：6—商誉
下表总结了所示期间按分部划分的善意变化（单位：千）：
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油
物流 | | 水
解决方案 | | 液体 | | 精炼
产品和
可再生能源 | | 总计 |
| (单位：万人) |
2017年3月31日余额 | $ | 579,846 |
| | $ | 424,270 |
| | $ | 266,046 |
| | $ | 51,127 |
| | $ | 1,321,289 |
|
对购置款会计的修订 | — |
| | 195 |
| | — |
| | — |
| | 195 |
|
减损 | — |
| | — |
| | (116,877 | ) | | — |
| | (116,877 | ) |
2018年3月31日的余额 | 579,846 |
| | 424,465 |
| | 149,169 |
| | 51,127 |
| | 1,204,607 |
|
收购(注4) | — |
| | 74,189 |
| | 20,472 |
| | 1,328 |
| | 95,989 |
|
处置(附注16) | — |
| | (88,515 | ) | | — |
| | — |
| | (88,515 | ) |
减损 | — |
| | — |
| | (66,220 | ) | | — |
| | (66,220 | ) |
2019年3月31日的余额 | $ | 579,846 |
| | $ | 410,139 |
| | $ | 103,421 |
| | $ | 52,455 |
| | $ | 1,145,861 |
|
2019财年商誉减值评估
由于对天然气液体储存的需求持续下降，以及由此导致的收入和收益相对于实际和预期结果的下降，我们测试了我们的天然气液体盐穴储存报告单元(“锯齿报告单元”)的商誉，该报告单元是我们液体部门的一部分，于2019年1月1日进行减值测试。我们根据收益法(也称为贴现现金流法)估计锯齿形报告单位的公允价值，该方法利用未来预期现金流量的现值来估计公允价值。我们锯齿报告部门的未来现金流是根据截至测试日期的未来收入、运营费用和支持这些现金流所需的现金流出的估计进行预测的，包括营运资本和维护资本支出。我们还考虑了以下方面的预期：(1)预期储存量，预计未来几年由于天然气液体产量增加而增加；(2)预期丙烷和丁烷价格；(3)预期租金；(4)增加储存精炼产品(作为出售部分报告单位的一部分而获得的)(见注：16)。我们假设大宗商品价格在整个模型期间是持平的，平均涨幅约为7%从2020年4月开始每年增加租金，并在我们的模型中在2024财年之后的一段时间内保持这些价格和费用不变。对于费用，我们假设随着存储容量的增加而增加，而维护资本在整个模型中保持不变。我们的贴现现金流方法中使用的贴现率是截至2019年1月1日计算的经风险调整的加权平均资本成本，约为13.1%。折现现金流量结果显示，我们锯齿报告单位的估计公允价值比其账面价值低约35.2%2019年1月1日。
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
于截至2019年3月31日止三个月内，我们录得商誉减值费用为$66.2百万，这是对锯齿形报告股内剩余商誉的核销。商誉减值费用在资产处置或减损损失（收益），净额，在我们的综合经营报表中。
我们进行了截至2019年1月1日的定性评估，以确定每个报告单位的公允价值是否更有可能大于报告单位的账面价值。基于这些定性评估，我们确定每个报告单位的公允价值很可能大于或不大于报告单位的账面价值，而不是如上所述的锯齿报告单位。
2018财年商誉减值评估
由于对天然气液体储存的需求减少，导致收入和收益与之前和未来期间的实际和预测结果相比下降，我们测试了我们锯齿报告部门(作为我们液体部门的一部分)于2017年9月30日的商誉减值。我们根据收益法(也称为贴现现金流法)估计锯齿形报告单位的公允价值，该方法利用未来预期现金流量的现值来估计公允价值。我们锯齿报告部门的未来现金流是根据截至测试日期的未来收入、运营费用和支持这些现金流所需的现金流出的估计进行预测的，包括营运资本和维护资本支出。我们还考虑了以下方面的预期：(I)预期储存量，预计未来几年由于天然气液体产量增加而增加；(Ii)预期丙烷和丁烷价格；以及(Iii)预期租金。我们假设了一个2%每年大宗商品价格的增长和4%从2018年4月开始每年增加租金，并在我们的模式中在2023财年之后的一段时间内保持这些价格和费用不变。对于费用，我们假设随着存储容量的增加而增加，而维护资本在整个模型中保持不变。我们贴现现金流方法中使用的贴现率是截至2017年9月30日计算的经风险调整的加权平均资本成本12%。折现现金流量结果显示，我们锯齿报告单位的估计公允价值比其账面价值低约32%2017年9月30日。
于截至2017年9月30日止三个月内，我们录得商誉减值费用为$116.9百万，它被记录在资产处置或减损损失（收益），净额，在我们的综合经营报表中。截至2017年9月30日，我们的锯齿报告单位的商誉余额为$66.2百万.
在……里面注：16，我们讨论了一项交易，在该交易中，我们成立了一家合资企业，其中包括我们的锯齿形盐丘储存设施。作为这笔交易的结果，我们在这笔交易完成前对我们锯齿报告部门的商誉进行了减值测试。截至2018年3月30日，我们的锯齿报告单位的商誉余额为$66.2百万。与我们截至2017年9月30日进行的分析类似，如上所述，我们基于收益法(也称为贴现现金流法)估计锯齿报告单位的公允价值，该方法利用未来预期现金流量的现值来估计公允价值。我们锯齿报告部门的未来现金流是根据截至测试日期的未来收入、运营费用和支持这些现金流所需的现金流出的估计进行预测的，包括营运资本和维护资本支出。我们还考虑了以下方面的预期：(I)预期储存量，预计未来几年由于天然气液体产量增加而增加；(Ii)预期丙烷和丁烷价格；以及(Iii)预期租金。我们假设了一个2%每年大宗商品价格的增长和4%从2018年4月开始每年增加租金，并在我们的模式中在2023财年之后的一段时间内保持这些价格和费用不变。对于费用，我们假设随着存储容量的增加而增加，而维护资本在整个模型中保持不变。我们的贴现现金流方法中使用的贴现率是截至2018年3月30日计算的经风险调整的加权平均资本成本12.4%。贴现现金流结果显示，我们锯齿报告单位的估计公允价值比其账面价值高出约2%2018年3月30日。
我们的估计公允价值是基于管理层对天然气液体产量增长和使用火车车厢储存天然气液体的下降的假设。我们使用这些假设来估计我们工厂的存储需求以及客户在我们工厂预订容量所产生的收入。由于目前大宗商品价格的波动和目前市场上过剩的火车车厢，我们认为我们在模型中估计的地下存储需求有可能不会实现，因此我们对公允价值的估计可能会改变，并导致我们锯齿报告单位的商誉进一步减值。
我们进行了截至2018年1月1日的定性评估，以确定每个报告单位的公允价值是否更有可能大于报告单位的账面价值。基于这些定性的
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
经评估后，吾等确定，除上文所述的锯齿状报告单位外，上述每个报告单位的公允价值均极有可能大于或不高于报告单位的账面价值。
2017财年商誉减值评估
我们进行了截至2017年1月1日的定性评估，以确定每个报告单位的公允价值是否更有可能大于报告单位的账面价值。根据这些定性评估，我们确定每个报告单位的公允价值很可能大于或不大于报告单位的账面价值。
2016财年商誉减值评估
如前所述，在截至2016年6月30日的三个月内，我们在第三方评估公司的协助下，完成了我们水务解决方案报告部门的商誉减值分析。作为完成分析的结果，我们确定需要反转$124.7百万之前记录的商誉减值估计为$380.2百万在截至2016年3月31日的年度内录得。这一调整主要是由于我们客户关系无形资产的公允价值发生了变化。在第三方评估公司的协助下，与现有客户相关的收入增长率和流失率等数据得到了改进，以便在我们的Water Solutions报告部门中更好地与我们的历史收入增长和现有客户的流失率相关联。这一变化导致分配给客户关系的公允价值低于我们初步计算的公允价值，而分配给商誉的价值高于我们的初步计算。我们将调整记录在资产处置或减损损失（收益），净额在我们的综合运营报表中。
注：7—无形资产
截至所示日期，我们的无形资产包括以下内容：
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 2019年3月31日 | | 2018年3月31日 |
描述 | 可摊销 生命 | | 总运载量 金额 | | 累计 摊销 | | 网络 | | 总运载量
金额 | | 累计
摊销 | | 网络 |
| (单位：年) | | (单位：万人) |
可摊销： | | | | | | | | | | | | | | | |
客户关系 | 3 | - | 30 | | $ | 747,432 |
| | $ | (370,072 | ) | | $ | 377,360 |
| | $ | 718,763 |
| | $ | (328,666 | ) | | $ | 390,097 |
|
客户的承诺 | 10 | | | | 310,000 |
| | (74,917 | ) | | 235,083 |
| | 310,000 |
| | (43,917 | ) | | 266,083 |
|
管道容量权 | 30 | | | | 161,785 |
| | (22,438 | ) | | 139,347 |
| | 161,785 |
| | (17,045 | ) | | 144,740 |
|
通行权和地役权 | 1 | - | 40 | | 73,409 |
| | (4,509 | ) | | 68,900 |
| | 63,995 |
| | (3,214 | ) | | 60,781 |
|
水权 | 14 | | | | 64,868 |
| | (3,018 | ) | | 61,850 |
| | — |
| | — |
| | — |
|
执行合同和其他协议 | 3 | - | 30 | | 47,230 |
| | (17,212 | ) | | 30,018 |
| | 42,919 |
| | (15,424 | ) | | 27,495 |
|
竞业禁止协议 | 2 | - | 32 | | 12,723 |
| | (2,570 | ) | | 10,153 |
| | 5,465 |
| | (706 | ) | | 4,759 |
|
债务发行成本（1） | 5 | | | | 42,345 |
| | (29,521 | ) | | 12,824 |
| | 40,992 |
| | (24,593 | ) | | 16,399 |
|
全额摊销 | | | | | 1,459,792 |
| | (524,257 | ) | | 935,535 |
| | 1,343,919 |
| | (433,565 | ) | | 910,354 |
|
不可摊销： | | | | | | | | | | | | | | | |
商号 | | | | | 2,800 |
| | — |
| | 2,800 |
| | 2,800 |
| | — |
| | 2,800 |
|
总计 | | | | | $ | 1,462,592 |
| | $ | (524,257 | ) | | $ | 938,335 |
| | $ | 1,346,719 |
| | $ | (433,565 | ) | | $ | 913,154 |
|
| |
(1) | 包括与循环信贷工具（定义见本文）相关的债务发行成本。与固定利率票据相关的债务发行成本被报告为长期债务账面金额的减少。 |
上表中的金额不包括与我们前零售丙烷分部相关的无形资产和累计摊销，因为这些金额已在我们2018年3月31日的综合资产负债表中被归类为持待售资产（请参阅 附注17).
无形资产加权平均剩余摊销期约为 13.4年份.
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
无形资产核销
截至年底止年度2018年3月31日，我们注销了 $1.8百万与作为我们收购NGL Solids Solutions，LLC剩余权益的一部分而终止的非竞争协议有关。关于2017年2月信贷协议（定义见本文）的修订和重述，我们注销了 $4.5百万延期债务发行成本。止年度 2017年3月31日，我们写了 $5.2百万与无限寿命的商品名称无形资产的价值相关，并最终确定我们的善意损失分析。此外，由于2016年6月终止了水解决方案部门的开发协议（请参阅 注：16），我们遭受了 $5.8百万注销水设施开发协议。多年的亏损结束 2018年3月31日和2017报告于内 资产处置或减损损失（收益），净额在我们的综合运营报表中。
所列期间的摊销费用如下：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
记录的时间为 | | 2019 | | 2018 | | 2017 |
| | (单位：万人) |
折旧及摊销 | | $ | 110,546 |
| | $ | 108,444 |
| | $ | 89,765 |
|
销售成本 | | 5,619 |
| | 6,099 |
| | 6,828 |
|
利息支出 | | 4,928 |
| | 4,568 |
| | 4,471 |
|
总计 | | $ | 121,093 |
| | $ | 119,111 |
| | $ | 101,064 |
|
上表中的金额不包括与我们前零售丙烷分部相关的摊销费用，因为这些金额已被分类为我们综合运营报表中的已终止业务（请参阅 附注17).
我们无形资产的预期摊销如下（单位：千）：
|
| | | |
截至2013年3月31日止的一年， | |
|
2020 | $ | 122,159 |
|
2021 | 109,849 |
|
2022 | 97,011 |
|
2023 | 88,991 |
|
2024 | 82,851 |
|
此后 | 434,674 |
|
总计 | $ | 935,535 |
|
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
注：8—长期债务
我们在指定日期的长期债务包括以下内容：
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2019年3月31日 | | 2018年3月31日 |
| | 脸
金额 | | 未摊销
发债
成本（1） | | 书
价值 | | 脸
金额 | | 未摊销
发债
成本（1） | | 书
价值 |
| | (单位：万人) |
循环信贷安排： | |
|
| | | | | | | | | | |
扩张资本借款 | | $ | 275,000 |
| | $ | — |
| | $ | 275,000 |
| | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | — |
|
流动资金借款 | | 896,000 |
| | — |
| | 896,000 |
| | 969,500 |
| | — |
| | 969,500 |
|
优先无担保票据： | | | | | |
|
| | | | | |
|
|
5.125% 2019年到期票据（“2019年票据”） | | — |
| | — |
| | — |
| | 353,424 |
| | (1,653 | ) | | 351,771 |
|
6.875% 2021年到期票据（“2021年票据”） | | — |
| | — |
| | — |
| | 367,048 |
| | (4,499 | ) | | 362,549 |
|
7.500% 2023年到期票据（“2023年票据”） | | 607,323 |
| | (6,916 | ) | | 600,407 |
| | 615,947 |
| | (8,542 | ) | | 607,405 |
|
6.125% 2025年到期票据（“2025年票据”） | | 389,135 |
| | (5,092 | ) | | 384,043 |
| | 389,135 |
| | (5,951 | ) | | 383,184 |
|
其他长期债务 | | 5,331 |
| | — |
| | 5,331 |
| | 5,977 |
| | — |
| | 5,977 |
|
| | 2,172,789 |
| | (12,008 | ) | | 2,160,781 |
| | 2,701,031 |
| | (20,645 | ) | | 2,680,386 |
|
减：当前到期日 | | 648 |
| | — |
| | 648 |
| | 646 |
| | — |
| | 646 |
|
长期债务 | | $ | 2,172,141 |
| | $ | (12,008 | ) | | $ | 2,160,133 |
| | $ | 2,700,385 |
| | $ | (20,645 | ) | | $ | 2,679,740 |
|
| |
(1) | 与循环信贷机制相关的债务发行成本在无形资产中报告，而不是作为长期债务的账面金额的减少。 |
上表中的金额不包括与我们前零售丙烷部门相关的长期债务，因为这些金额已在我们2018年3月31日的综合资产负债表中被归类为持待售负债（见 附注17).
上表中与长期债务相关的债务发行成本的摊销费用为 $4.3百万, $6.1百万和$3.3百万截至以下年度2019年3月31日, 2018和2017.
债务发行成本的预期摊销如下（单位：千）：
|
| | | | |
截至3月31日， | | |
2020 | | $ | 2,371 |
|
2021 | | 2,367 |
|
2022 | | 2,367 |
|
2023 | | 2,367 |
|
2024 | | 1,744 |
|
此后 | | 792 |
|
总计 | | $ | 12,008 |
|
信贷协议
我们是一方 $1.765十亿 与银行辛迪加签订的信贷协议（“信贷协议”）。 自.起 2019年3月31日, 信贷协议包括一项循环信贷机制，为流动资金需求提供资金，其容量为 $1.250十亿 用于现金借款和信用证（“流动资金机制”），以及为收购和扩张项目提供资金的循环信贷机制，其容量为 $515.0百万 (the“扩张资本设施”，以及与流动资本设施一起称为“循环信贷设施”）。 循环信贷机制使我们能够在扩张资本机制和流动资本机制之间重新分配金额。 我们有信用证 $143.4百万 on流动资本机制 2019年3月31日.周转资金融资的能力可能受到“借款基础”（定义见信贷协议）的限制，该基础是根据任何时间点某些周转资金项目的价值计算的。
信贷协议下的承诺将于2021年10月5日到期。我们有权根据信贷协议预付未偿借款，而不会招致任何罚款，如果我们
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进行某些交易以出售资产或获得新的借款。信贷协议以我们几乎所有的资产为抵押。
在…2019年3月31日，信贷协议项下借款的加权平均利率为4.39%，计算为加权平均LIBOR利率2.49%外加利润率1.75%对于LIBOR借款和最优惠利率5.50%外加利润率0.75%以替代基准利率借款为基准。在…2019年3月31日，信用证的实际利率是1.75%。承诺费收取的费率从0.375%至0.50%任何未使用的容量。
2018年7月5日，我们修改了信贷协议。在修订中，贷款人同意在零售丙烷处置完成后，解除NGL丙烷、有限责任公司及其全资子公司在贷款文件下的担保和其他义务，以及其他事项。作为回报，合伙企业同意使用零售丙烷处置的净收益偿还现有债务，不迟于零售丙烷处置完成后五个工作日。
2019年2月6日, 吾等修订信贷协议，其中包括在信贷协议余下期限内重置普通单位回购的篮子，总限额为1.5亿美元，每个财政季度不超过5,000万美元，只要紧接在给予回购形式生效之前及之后，合伙企业的杠杆率(定义见信贷协议)低于3.25倍，且循环可用金额(亦定义于信贷协议)大于或等于2亿美元。此外，修订自2019年9月30日起降低最高总杠杆负债率，并自2020年3月31日起进一步降低(如下表所示)，并修订“综合EBITDA”的定义术语，以仅针对截至2018年12月31日和2019年3月31日的两个季度排除“Gavilon Energy EPA结算”(定义见信贷协议)。
下表汇总了截至2019年3月31日信贷协议中规定的债务契约水平(经2019年2月6日修改)：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | | | 高级安全保障 | | 利息 | | 总杠杆 |
期间开始 | | 杠杆率（1） | | 杠杆率（1） | | 覆盖率（2） | | 负债率（1） |
2019年3月31日 | | 4.50 |
| | 3.25 |
| | 2.75 |
| | 6.50 |
|
2019年9月30日 | | 4.50 |
| | 3.25 |
| | 2.75 |
| | 6.25 |
|
2020年3月31日及以后 | | 4.50 |
| | 3.25 |
| | 2.75 |
| | 6.00 |
|
在…2019年3月31日，我们的杠杆率大约是 2.63至1，我们的高级担保杠杆率大约为 0.58至1，我们的利息覆盖率大约是 3.70至1我们的总杠杆负债率约为4.48至1.
信贷协议包含各种惯例陈述、担保和附加契约，包括但不限于对基本变化的限制以及对债务和留置权的限制。在发生某些违约事件(受制于适用的救济期)后，我们在信贷协议下的义务可能会加速，包括但不限于(I)未能在到期时支付本金或利息，(Ii)合伙企业或其子公司违反任何重大陈述或担保或信贷协议中的任何契约，或(Iii)某些破产或无力偿债的事件。
我们遵守了信贷协议下的契约， 2019年3月31日.
高级担保票据
2012年6月19日，我们进入了票据购买协议(经修订为“高级抵押票据购买协议”)据此，我们发布了 $250.0百万 私募发行的高级担保票据(“高级担保票据”)。 优先担保票据按固定利率支付利息 6.65% 每季度支付一次。 高级抵押票据须每半年偿还一次 $25.0百万 自2017年12月19日起至2022年6月19日到期日止。我们可以选择提前偿还未偿还的本金，尽管我们会招致提前还款的罚款。2017年12月29日，我们回购了所有剩余的未偿还高级担保票据。有关回购的详情，请参阅下文。
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回购
下表汇总了所示期间高级担保票据的回购情况：
|
| | | | |
| | 截至三月三十一日止年度， |
| | 2018 |
| | (单位：千) |
高级担保票据 | | |
已购回的票据 | | $ | 230,500 |
|
已支付的现金(不包括应计利息的支付) | | $ | 250,179 |
|
提前清偿债务损失(1) | | $ | (23,971 | ) |
| |
(1) | 于截至2018年3月31日止年度内，优先担保票据提前清偿债务所产生的亏损包括撇销以下债务发行成本$4.3百万。遗失在以下时间内挂失(损失)提前清偿负债的收益，净额在我们的综合运营报表中。 |
在2017年12月29日回购所有剩余的未偿还高级担保票据之前，我们每半年支付一次本金分期付款$19.5百万2017年12月19日。
高级无担保票据
高级无抵押票据包括(定义见下文)2019年票据、2021年票据、2023年票据、2025年票据及2026年票据(统称“高级无抵押票据”)。
合伙企业及NGL Energy Finance Corp.为高级无抵押票据的联席发行人，高级无抵押票据项下的债务由若干现有及未来的受限制附属公司全面及无条件担保，该等附属公司在若干其他债务(包括循环信贷安排)项下产生或担保债务。管理高级无抵押票据的契约载有各种惯常契约，包括：(I)支付分派、购买或赎回吾等普通股或购买或赎回吾等次级债务；(Ii)产生或担保额外债务或发行优先股；(Iii)设定或产生若干留置权；(Iv)订立协议以限制受限制附属公司向吾等作出分派或其他付款；(V)合并、合并或转让吾等全部或实质上所有资产；以及(Vi)与联属公司进行交易。
我们在高级无担保票据下的债务可能会在发生某些违约事件(受适用的治疗期限制)后加速履行，包括但不限于(I)未能在到期时支付本金或利息，(Ii)发生某些其他债务协议的违约事件，或(Iii)某些破产或无力偿债的事件。
发行
2014年7月9日，我们发布了 $400.0百万的5.125%2019年到期的高级无担保票据（“2019年票据”）。每年1月15日和7月15日支付利息。2019年票据已于2019年3月15日赎回。请参阅下面的进一步讨论。
2013年10月16日，我们发布 $450.0百万的6.875%2021年到期的高级无担保票据（“2021年票据”）。每年4月15日和10月15日支付利息。2021年票据已于2018年10月16日赎回。请参阅下面的进一步讨论。
2016年10月24日，我们发布了 $700.0百万 的 7.50%2023年到期的优先无抵押票据(“2023年票据”)。利息在每年的5月1日和11月1日支付。2023年票据登记于2017年7月11日生效。 2023年债券将于2023年11月1日到期。
2017年2月22日，我们发布了 $500.0百万 的 6.125%2025年到期的优先无抵押票据(“2025年票据”)。利息在每年的3月1日和9月1日支付。2025年票据的登记于2017年7月11日生效。2025年票据于2025年3月1日到期。
2019年4月9日，我们发布 $450.0百万 的 7.50%2026年到期的优先无抵押票据(“2026年票据”)以私募方式发行。2026年发行的债券附有利息，分别于每年4月15日及10月15日支付，由
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2019年10月15日。我们收到的净收益为 $441.8百万, 初步购房者折扣后 $6.8百万 并提供 $1.5百万. 2026年票据于2026年4月15日到期.
合伙企业和NGL Energy Finance Corp.是2026年债券的联合发行人，2026年债券下的义务由我们某些现有和未来的受限子公司提供全面和无条件的担保，这些子公司根据我们的某些其他债务产生或担保债务，包括循环信贷安排。管理2026年票据的契约载有各种惯例契约，包括：(I)支付分派、购买或赎回我们的普通股或购买或赎回我们的次级债务；(Ii)产生或担保额外债务或发行优先股；(Iii)设定或产生某些留置权；(Iv)订立协议，限制受限制附属公司向我们作出的分派或其他付款；(V)合并、合并或转让我们的全部或实质所有资产；以及(Vi)与联属公司进行交易。
在发生某些违约事件(受制于适用的救济期)后，我们在契约项下的债务可能会加速履行，包括但不限于(I)未能在到期时支付本金或利息，(Ii)发生某些其他债务协议的违约事件，或(Iii)某些破产或无力偿债的事件。
我们有权在2022年4月15日或之后的任何时间按固定赎回价格赎回全部或部分2026年债券，赎回价格从2022年4月15日或之后的103.750%开始，每年递减，并按票面价值计算在2024年4月15日或之后赎回债券，外加应计和未偿还的利息。在2022年4月15日之前的任何时间，我们可以赎回全部或部分2026年债券，赎回价格相当于契约中指定的“全价”，外加应计和未支付的利息。
在2026年票据发售结束之际，合伙企业签订了一项登记权协议(“登记权协议”)。根据注册权协议，合伙企业同意向美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)提交一份注册声明，以便持有人可以将2026年债券兑换成条款与2026年债券基本相同且证明负债与2026年债券相同的注册债券。此外，附属担保人同意将与2026年票据有关的担保换成与原始担保条款大致相同的登记担保。合伙企业有义务以商业上合理的努力，就交换票据和交换担保提交交换要约登记声明，并使该交换要约登记声明在本次发售结束后365天或之前生效。如果合伙未能履行这一义务，将被要求向2026年票据持有人支付相当于2026年票据持有人在紧接登记违约发生后90天期间持有的2026票据本金的0.25%的金额，该金额将在该90天期间结束时每年增加0.25%。
赎回
下表汇总了所示期间高级无担保票据的赎回情况：
|
| | | | |
| | 截至三月三十一日止年度， |
| | 2019 |
| | (单位：千) |
2019年注意事项（1） | | |
已赎回的票据 | | $ | 328,005 |
|
已支付的现金(不包括应计利息的支付) | | $ | 329,719 |
|
提前清偿债务损失 | | $ | (2,113 | ) |
| | |
2021年票据(2) | | |
已赎回的票据 | | $ | 367,048 |
|
已支付的现金(不包括应计利息的支付) | | $ | 373,358 |
|
提前清偿债务损失 | | $ | (10,130 | ) |
| |
(1) | 2019年3月15日，我们赎回了所有剩余的2019年未偿还票据。截至2019年3月31日止年度内，提前清偿2019年债券债务的亏损包括撇销债券发行成本$0.4百万。遗失在以下时间内挂失(损失)提前清偿负债的收益，净额在我们的综合运营报表中。 |
| |
(2) | 2018年10月16日，我们赎回了所有剩余的2021年未偿还票据。截至2019年3月31日止年度内，提前清偿2021年债券债务所产生的亏损包括撇销债券发行成本$3.8百万。遗失在以下时间内挂失(损失)提前清偿负债的收益，净额在我们的综合运营报表中。 |
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回购
下表汇总了所示期间高级无担保票据的回购情况：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至三月三十一日止年度， |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
| | (单位：万人) |
2019年笔记 | | | | | | |
已购回的票据 | | $ | 25,419 |
| | $ | 26,034 |
| | $ | 9,009 |
|
已支付的现金(不包括应计利息的支付) | | $ | 25,406 |
| | $ | 26,002 |
| | $ | 7,099 |
|
提前消除债务的（损失）收益（1） | | $ | (34 | ) | | $ | (140 | ) | | $ | 1,759 |
|
| | | | | | |
2021年笔记 | | | | | | |
已购回的票据 | | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 21,241 |
|
已支付的现金(不包括应计利息的支付) | | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 14,094 |
|
提前清偿债务的收益(2) | | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 6,748 |
|
| | | | | | |
2023年笔记 | | | | | | |
已购回的票据 | | $ | 8,624 |
| | $ | 84,053 |
| | $ | — |
|
已支付的现金(不包括应计利息的支付) | | $ | 8,575 |
| | $ | 83,967 |
| | $ | — |
|
提前偿还债务损失（3） | | $ | (63 | ) | | $ | (1,136 | ) | | $ | — |
|
| | | | | | |
2025年笔记 | | | | | | |
已购回的票据 | | $ | — |
| | $ | 110,865 |
| | $ | — |
|
已支付的现金(不包括应计利息的支付) | | $ | — |
| | $ | 107,050 |
| | $ | — |
|
提前消除债务的收益（4） | | $ | — |
| | $ | 2,046 |
| | $ | — |
|
| |
(1) | 提前偿还债务的（损失）收益截至2019年、2018年和2017年3月31日止年度的2019年票据包括债务发行成本的核销 不到$0.1百万 $0.2百万和$0.2百万，分别。（损失）收益在内报告 (损失)提前清偿负债的收益，净额在我们的综合运营报表中。 |
| |
(2) | 提前清偿债务的收益截至2017年3月31日止年度的2021年票据包括债务发行成本的核销 $0.4百万.收益报告于内 (损失)提前清偿负债的收益，净额在我们的综合运营报表中。 |
| |
(3) | 提前清偿债务损失截至2019年和2018年3月31日止年度的2023年票据包括债务发行成本的核销 $0.1百万和$1.2百万，分别。损失报告在内 (损失)提前清偿负债的收益，净额在我们的综合运营报表中。 |
| |
(4) | 提前清偿债务的收益截至2018年3月31日止年度的2025年票据包括债务发行成本的核销 $1.8百万.收益报告于内 (损失)提前清偿负债的收益，净额在我们的综合运营报表中。 |
合规性
在… 2019年3月31日, 我们遵守了所有高级无担保票据契约的契约。
其他长期债务
我们还有与设备融资相关的其他应付票据。这些工具的利率范围从 4.13%至7.10%每年，本金余额总额为 $5.3百万于2019年3月31日。设备贷款总计 $41.7百万已于2017年3月30日还清，导致提前免除债务造成损失 $1.6百万，这是净的 $0.1百万债务发行成本和 $1.5百万预付款罚款。损失报告在内 (损失)提前清偿负债的收益，净额在我们的综合运营报表中。
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债务到期日时间表
我们长期债务的预定到期日如下 2019年3月31日:
|
| | | | | | | | | | | | | | | | |
截至3月31日止的一年， | | 旋转
信贷安排 | | 高级无担保票据 | | 其他 长期的 债务 | | 总计 |
| | (单位：万人) |
2020 | | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 648 |
| | $ | 648 |
|
2021 | | — |
| | — |
| | 4,683 |
| | 4,683 |
|
2022 | | 1,171,000 |
| | — |
| | — |
| | 1,171,000 |
|
2023 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
2024 | | — |
| | 607,323 |
| | — |
| | 607,323 |
|
此后 | | — |
| | 389,135 |
| | — |
| | 389,135 |
|
总计 | | $ | 1,171,000 |
| | $ | 996,458 |
| | $ | 5,331 |
| | $ | 2,172,789 |
|
注：9—承付款和或有事项
法律或有事项
2015年8月，LCT Capital，LLC（“LCT”）对NGL Energy Holdings LLC（“GP”）和合伙企业提起诉讼，要求支付与收购TransMontaigne Inc.相关的投资银行服务费用。和相关资产。在审前裁决后，LCT仅限于追求（i）的主张 量子美鲁特(the LCT提供的服务的价值）和（ii）针对被告的欺诈性虚假陈述。2018年7月23日至2018年8月1日在特拉华州法院进行陪审团审判后，陪审团做出了裁决，其中包括 $4.0百万为量子美鲁特和$29.0百万以欺诈性失实陈述为由， 受法定利息的限制。全科医生和伙伴关系认为 陪审团的裁决，至少是关于欺诈性失实陈述的， 都不支持 控制性法律或 证据记录。作为法律问题，两名被告都有一项悬而未决的动议，要求对欺诈性失实陈述指控做出判决，并计划酌情提出判决后动议 在初审法院，如果需要，将向特拉华州最高法院提出上诉。我们的立场是，这些奖项，即使每个奖项都成立，也不是累积的。一旦获得所有信息，在审判后和任何情况下，董事会将在GP和合伙企业之间分配最终裁决裁决 上诉程序已经结束，从法律上讲，判决是最终的。由于合伙公司是诉讼中被点名的被告，而最终做出的任何判决都将是与全科医生共同作出的，我们已经确定，合伙公司很可能对本判决的一部分负责。目前，我们认为可以分配给伙伴关系的数额不会很大，因为估计少于$4.0百万。自.起2019年3月31日，我们已经积累了$2.5百万与这件事有关。
我们是在正常业务过程中产生的各种索赔、法律行动和投诉的当事人。我们的管理层认为，在考虑了应计金额、保险范围和其他安排后，这些索赔、法律行动和投诉的最终解决预计不会对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。然而，这类事件的结果本质上是不确定的，我们对负债的估计可能会随着情况的发展而发生重大变化。
环境问题
在…2019年3月31日，我们有一项环境责任，以未贴现的基础衡量，$2.5百万，在我们综合资产负债表的应计费用和其他应付款项中记录。我们的运营受到广泛的联邦、州和地方环境法律法规的约束。尽管我们相信我们的运营基本上符合适用的环境法律法规，但额外成本和责任的风险是我们业务固有的，不能保证我们不会产生重大成本。此外，其他事态发展，如日益严格的环境法律、法规和执行政策，以及对作业造成的财产或人员损害的索赔，可能会导致巨额费用。因此，我们在污染控制、产品安全、职业健康以及危险材料的处理、储存、使用和处置方面采取了政策、做法和程序，旨在防止物质环境或其他损害，并限制此类事件可能导致的经济责任。然而，环境或其他损害的风险在我们的业务中是固有的。
正如之前披露的那样，2015年，美国环境保护局(EPA)向NGL原油物流有限责任公司(前身为Gavilon Energy LLC)通报了Gavilon Energy在2011年发生的涉嫌违规行为。
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《清洁空气法》的可再生燃料标准法规(在2013年12月被我们收购之前)。2016年10月4日，美国司法部应美国环保局的要求，在爱荷华州北区对Gavilon能源公司及其当时的供应商之一Western Dubuque生物柴油有限责任公司(简称Western Dubuque)提起民事诉讼。与美国环保署早些时候的指控一致，民事诉讼涉及Gavilon Energy和West Dubuque之间的交易，以及Western Dubuque于2011年向Gavilon Energy出售的生物柴油可再生识别号(RIN)的生成。2016年12月19日，我们提出了驳回申诉的动议。2017年1月9日，环保局提出了修改后的申诉。修改后的起诉书要求下令宣布西部迪布克的RIN无效，并要求被告退出同等数量的有效RIN，并要求被告支付法定的民事罚款。2017年1月23日，我们提出动议，驳回修改后的申诉。2017年5月24日，法院驳回了我们的驳回动议。随后，美国环保局提出了第二次修改后的申诉，要求下令宣布西部杜伯克的RIN无效，要求我们退役同等数量的有效RIN，并判处我们法定的民事处罚。2018年5月，双方完成了关于案件责任问题简易判决的交叉动议简报。2018年7月3日，法院驳回了我们的简易判决动议，基本批准了原告关于责任的两项简易判决动议。2018年7月19日，Gavilon Energy与EPA就案件的和解条款达成了原则协议，并在2018年9月27日提交给法院的同意法令中进行了纪念。这样的条款将导致Gavilon Energy支付$25.0百万和退休36百万RIN，为期12个月。法院于2018年11月8日批准了同意法令。同意法令解决了Gavilon Energy和EPA之间与上述投诉有关的所有问题。截至年底止年度2019年3月31日，我们向环保局支付了$12.5百万所有人都退休了36百万RIN。自.起2019年3月31日，我们有一个应计项目，包括在我们综合资产负债表的应计费用和其他应付款中，$12.5百万.
资产报废债务
我们对某些设施负有合同和监管义务，当资产退役时，我们必须对这些设施执行补救、拆除或拆除活动。我们的资产报废义务负债贴现至现值。为了计算负债，我们对退休成本和退休时间进行估计和假设。随着时间的推移和未来事件的发生，我们的假设和估计可能会发生变化。 下表汇总了我们的资产报废债务的变化，在我们的合并资产负债表中的其他非流动负债中报告了这一变化(以千为单位)：
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| | | | |
2017年3月31日余额 | | $ | 8,181 |
|
已发生的负债 | | 592 |
|
收购中承担的负债 | | 21 |
|
已结清的债务 | | (549 | ) |
吸积费用 | | 888 |
|
2018年3月31日的余额 | | 9,133 |
|
已发生的负债 | | 586 |
|
收购中承担的负债 | | 438 |
|
与已处置资产相关的负债(1) | | (585 | ) |
已结清的债务 | | (546 | ) |
吸积费用 | | 697 |
|
2019年3月31日的余额 | | $ | 9,723 |
|
| |
(1) | 该金额主要与巴肯和南佩科斯水处理业务的销售有关 (见附注16). |
除上述义务外，我们可能有义务在某些其他资产报废时拆除设施或执行其他补救措施。然而，由于结算日期无法确定，资产报废债务的公允价值目前无法合理估计。我们将在结算日期可合理确定的期间为这些资产记录资产报废义务。
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经营租约
我们已就产品存储、办公空间、车辆、房地产、有轨电车和设备执行了各种不可取消的经营租赁协议。 下表总结了这些协议下的未来最低租赁付款 2019年3月31日(单位：千)：
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| | | |
截至3月31日止的一年， | |
2020 | $ | 127,718 |
|
2021 | 105,697 |
|
2022 | 83,595 |
|
2023 | 54,599 |
|
2024 | 18,841 |
|
此后 | 41,845 |
|
总计 | $ | 432,295 |
|
上表中的金额不包括与我们前零售丙烷部门相关的经营租赁（请参阅 附注17).
与经营租赁相关的租金费用 $150.7百万, $122.4百万，以及$122.0百万截至以下年度2019年3月31日, 2018和2017，分别为。金额不包括与我们以前的零售丙烷部门相关的租金费用，因为这些金额已在我们的综合经营报表中归类为非连续性业务(见附注17).
管道运力协议
我们已经与原油管道运营商签署了不可取消的协议，这些协议保证了我们每月在管道上的最低运力。因此，如果实际出货量低于我们分配的运力，我们需要支付最低运费。根据某些协议，如果我们的运输量超过协议规定的每个月的最低月运输承诺，我们有能力收回以前支付的最低运费，其中一些合同包含允许我们继续发货的条款六个月在合同到期日之后，以收回以前支付的最低运费拖欠费。我们目前在合并资产负债表的其他非流动资产中记录了一项资产，用于本期和上期支付的最低运费，预计在未来期间将通过超过最低月度运量收回(见注：2).
根据这些协议，未来的最低吞吐量付款为2019年3月31日是$43.2百万。这些协议的付款将在2020财年结束时完成。在未来总的最低吞吐量付款中，第三方同意承担所有权利和特权，并完全负责实际装运低于我们分配的运力的任何最低运费。$30.0百万根据我们在截至2018年6月30日的三个月内签署的最终协议，2020财年的金额(见注：13).
建设承诺
在…2019年3月31日，我们有建设承诺的$29.7百万.
买卖合约
我们已签订产品销售和采购合同，我们预计双方将在未来期间实物结算并交付库存。
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在…2019年3月31日，我们有以下商品购买承诺（以千计）：
|
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 原油（1） | | 天然气液体 |
| | 价值 | | 卷
(in桶） | | 价值 | | 卷
(单位：加仑) |
固定价格商品购买承诺： | | | | | | | | |
2020 | | $ | 60,227 |
| | 1,040 |
| | $ | 5,033 |
| | 7,545 |
|
2021 | | — |
| | — |
| | 265 |
| | 378 |
|
总计 | | $ | 60,227 |
| | 1,040 |
| | $ | 5,298 |
| | 7,923 |
|
| | | | | | | | |
指数价格大宗商品购买承诺： | | | | | | | | |
2020 | | $ | 1,703,112 |
| | 30,363 |
| | $ | 564,013 |
| | 1,023,998 |
|
2021 | | 526,420 |
| | 10,227 |
| | 1,199 |
| | 2,152 |
|
2022 | | 411,071 |
| | 8,264 |
| | — |
| | — |
|
2023 | | 269,990 |
| | 5,482 |
| | — |
| | — |
|
2024 | | 200,022 |
| | 4,110 |
| | — |
| | — |
|
总计 | | $ | 3,110,615 |
| | 58,446 |
| | $ | 565,212 |
| | 1,026,150 |
|
| |
(1) | 我们的原油指数价格购买承诺超过了我们的原油指数价格销售承诺（见下文），主要是由于我们对我们在大梅萨管道购买和运输的原油的长期购买承诺。由于这些购买承诺是交付或付款合同，我们的交易对手必须就任何未交付的数量向我们付款，因此我们尚未就我们可能无法收到的数量签订相应的长期销售合同。 |
在…2019年3月31日，我们有以下商品销售承诺（以千计）： |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 原油 | | 天然气液体 |
| | 价值 | | 卷
(in桶） | | 价值 | | 卷
(单位：加仑) |
固定价格商品销售承诺： | | | | | | | | |
2020 | | $ | 63,759 |
| | 1,090 |
| | $ | 45,626 |
| | 52,766 |
|
2021 | | — |
| | — |
| | 1,395 |
| | 1,580 |
|
2022 | | — |
| | — |
| | 86 |
| | 100 |
|
总计 | | $ | 63,759 |
| | 1,090 |
| | $ | 47,107 |
| | 54,446 |
|
| | | | | | | | |
指数-价格商品销售承诺： | | | | | | | | |
2020 | | $ | 1,240,074 |
| | 20,500 |
| | $ | 594,877 |
| | 778,454 |
|
2021 | | — |
| | — |
| | 1,634 |
| | 2,183 |
|
总计 | | $ | 1,240,074 |
| | 20,500 |
| | $ | 596,511 |
| | 780,637 |
|
我们使用 正常采购和正常销售选举. 根据这项会计政策选择，我们不会在每个资产负债表日按公允价值记录实物合约；相反，我们会在交割发生时按合约价值记录买入或出售。上表中的合同可能具有抵消衍生品合同（中描述 注：11）或库存头寸（中描述 注：2).
某些其他远期买卖合同不符合正常购买和正常销售选择的资格。这些合同在我们的综合资产负债表中按公允价值记录，不包括在上表中。这些合同包含在衍生品披露中 注：11，并代表 $86.5百万我们的预付费用和其他流动资产以及 $100.3百万我们的应计费用和其他应付款项 2019年3月31日.
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注：10—权益
合伙企业权益
合伙企业的股权包括0.1%普通合伙人的兴趣和 99.9%有限合伙人权益，由共同单位组成。我们的普通合伙人有权，但没有义务，向我们提供一定比例的资本，以维持其 0.1%一般合伙人的兴趣。我们的普通合伙人无需担保或支付我们的任何债务或义务。
普通合伙人缴款
与发行普通单位以归属受限制单位和截至年度已行使普通单位的认购权有关 2019年3月31日，我们发布了3,039名义上的单位是我们的普通合作伙伴， 不到$0.1百万为了保持其 0.1%对我们感兴趣。
就发行普通单位以归属受限制单位和截至2018年3月31日止年度内对普通单位行使的认购权而言，我们发行了 1,294名义上的单位是我们的普通合作伙伴， 不到$0.1百万为了保持其 0.1%对我们感兴趣。
与发行共同单位以归属受限制单位有关，ATM计划（定义如下
本文）和2017年2月的股票发行（如本注释中所讨论），以及截至2017年3月31日止年度为零售丙烷收购发行的普通单位，我们发行 16,026名义上的单位是我们的普通合作伙伴， $0.3百万为了保持其 0.1%对我们感兴趣。
股权发行
2016年8月24日，我们就市场计划（“ATM计划”）签订了一份股权分配协议，根据该协议，我们可以发行和出售高达 $200.0百万共同单位的。该ATM计划通过S-3表格中的有效注册声明向SEC注册。截至2017年3月31日的一年内，我们出售了 3,321,135净收益的共同单位 $64.4百万(net提供成本 $0.9百万).截至2019年3月31日和2018年3月31日止年度，我们没有根据ATM计划销售任何普通单位。截至 2019年3月31日，大约$134.7百万仍然可以通过自动取款机计划进行销售。
2017年2月22日，我们完成公开发行 10,120,000公共单位。我们收到的净收益为 $222.5百万(net提供成本 $11.8百万).
共同单位回购计划
2017年8月29日，我们普通合伙人的董事会授权了一项共同单位回购计划，根据该计划，我们最多可以回购 $15.0百万截至2017年12月31日我们优秀的共同单位的数量 不时在公开市场或其他私下谈判交易中. 根据该计划， 我们回购了1,516,848 总价格为 $15.0百万，包括佣金。该计划于2017年12月31日结束。
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我们的分销
下表总结了过去三个财年对我们公用单位宣布的分配：
|
| | | | | | | | | | | | | | | | |
宣布的日期 | | 记录日期 | | 付款日期 | | 金额 按单位计算 | | 已付 有限责任合伙人 | | 已付 普通合伙人 |
| | | | | | | | (单位：万人) | | (单位：万人) |
2016年4月21日 | | 2016年5月3日 | | 2016年5月13日 | | $ | 0.3900 |
| | $ | 40,626 |
| | $ | 70 |
|
2016年7月21日 | | 2016年8月4日 | | 2016年8月12日 | | $ | 0.3900 |
| | $ | 41,146 |
| | $ | 71 |
|
2016年10月20日 | | 2016年11月4日 | | 2016年11月14日 | | $ | 0.3900 |
| | $ | 41,907 |
| | $ | 72 |
|
2017年1月19日 | | 2017年2月3日 | | 2017年2月14 | | $ | 0.3900 |
| | $ | 42,923 |
| | $ | 74 |
|
2017年4月24 | | 2017年5月8日 | | 2017年5月15日 | | $ | 0.3900 |
| | $ | 46,870 |
| | $ | 80 |
|
2017年7月20 | | 2017年8月4日 | | 2017年8月14日 | | $ | 0.3900 |
| | $ | 47,460 |
| | $ | 81 |
|
2017年10月19日 | | 2017年11月6日 | | 2017年11月14日 | | $ | 0.3900 |
| | $ | 47,000 |
| | $ | 81 |
|
2018年1月23 | | 2018年2月6日 | | 2018年2月14 | | $ | 0.3900 |
| | $ | 47,223 |
| | $ | 81 |
|
2018年4月24日 | | 2018年5月7日 | | 2018年5月15 | | $ | 0.3900 |
| | $ | 47,374 |
| | $ | 82 |
|
2018年7月24日 | | 2018年8月8日 | | 2018年8月14 | | $ | 0.3900 |
| | $ | 47,600 |
| | $ | 82 |
|
2018年10月23日 | | 2018年11月8日 | | 2018年11月14日 | | $ | 0.3900 |
| | $ | 48,260 |
| | $ | 83 |
|
2019年1月22 | | 2019年2月6 | | 2019年2月14日 | | $ | 0.3900 |
| | $ | 48,373 |
| | $ | 83 |
|
2019年4月24日 | | 2019年5月7日 | | 2019年5月15日 | | $ | 0.3900 |
| | $ | 49,127 |
| | $ | 85 |
|
A类可转换优先单位
2016年4月21日，我们签订私募协议发行 $200百万的10.75%授予Oaktree Capital Management LP及其共同投资者（“Oaktree”）的A类可转换优先单位（“A类优先单位”）。2016年6月23日，私募协议进行修改，将本金总额从 $200百万至$240百万.我们收到的净收益为 $235.0百万(net提供成本 $5.0百万）与发布有关 19,942,169A类首选单位和4,375,112搜查令。
我们以每年的费率支付累积的季度分配 10.75%在我们普通合伙人董事会宣布的范围内对A类优先单位。在所申报的范围内，此类分配将在以下时间内支付 45每个季度结束后的几天。
下表总结了过去三个财年我们对A类优先单位宣布的分配：
|
| | | | | | |
宣布的日期 | | 付款日期 | | 支付给A类的金额
优先单位持有人 |
| | | | (单位：千) |
2016年7月21日 | | 2016年8月12日 | | $ | 1,795 |
|
2016年10月20日 | | 2016年11月14日 | | $ | 6,449 |
|
2017年1月19日 | | 2017年2月14 | | $ | 6,449 |
|
2017年4月24 | | 2017年5月15日 | | $ | 6,449 |
|
2017年7月20 | | 2017年8月14日 | | $ | 6,449 |
|
2017年10月19日 | | 2017年11月14日 | | $ | 6,449 |
|
2018年1月23 | | 2018年2月14 | | $ | 6,449 |
|
2018年4月24日 | | 2018年5月15 | | $ | 6,449 |
|
2018年7月24日 | | 2018年8月14 | | $ | 6,449 |
|
2018年10月23日 | | 2018年11月14日 | | $ | 6,449 |
|
2019年1月22 | | 2019年2月14日 | | $ | 6,449 |
|
2019年4月24日 | | 2019年5月10日 | | $ | 4,034 |
|
如果任何季度A类优先单位季度分配未以全额现金方式进行，A类优先单位分配率将增加四分之一个百分点（0.25%）每年，从第一次的分配开始 六- 付款违约生效的月份，并将进一步增加四分之一个百分点（0.25%）从下一个的分发开始 六- 付款违约仍然有效的月份。的
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缺陷率不得超过11.25%每年；只要违约发生，应计但未支付的A类优先股季度分配额应以每年10.75%，按季度复利，直到全额支付。
A类优先单位没有强制赎回日期，但可在截止日期一周年后的任何时间由我们选择赎回。我们有权按每个A类优先股的价格赎回所有尚未赎回的A类优先股，价格等于购买价格乘以当时有效的赎回倍数。赎回方式多种多样(一)140%赎回日期为第一日或之后，但在截止日期两周年之前，(B)115%如赎回发生在第二天或之后，但在截止日期三周年之前，(C)110%赎回发生在第三日或之后，但在截止日期八周年之前，以及(D)101%适用于在截止日期八周年当日或之后发生的赎回。
在初始成交日期三周年之后的任何时间，A类优先股持有人有权以每A类优先股的价格转换所有未偿还的A类优先股，价格等于购买价格乘以当时有效的转换倍数，可根据我们的酌情决定以普通单位、现金或组合结算。转换倍数意味着如果我们的共同单位交易在或更高$12.035(“初始转股价格”)，转股价格不作调整。然而，如果转换价格低于初始转换价格，转换价格将重置为(I)调整后的通用单位成交量加权平均价格15紧接截止日期三周年前的交易日或(Ii)$5.00.
在合伙公司控制权变更时，每一A类优先股持有人有权在其选择时选择(I)选择将其A类优先股转换为普通单位；(Ii)如果我们是此类控制权变更的幸存实体，则其可选择继续持有其A类优先股；或(Iii)要求我们在成交日期一周年前赎回其A类优先股，以相当于(A)的现金，140%(B)在成交日期的第一周年当日或之后但在成交日期两周年之前，130%(C)在成交日期两周年当日或之后，120%购买单位价格；及。(D)其后，101%单位收购价的。在每一种情况下，这一金额都将包括赎回日任何应计但未支付的分派。
根据私募协议，我们须于180在初始截止日期的当天，登记A类优先股转换或权证行使时已发行或将发行的公用单位转售的登记声明，并宣布该登记声明在360截止日期后的几天。我们被要求继续保持登记声明的有效性，直到所有证券都被出售为止。2016年11月23日，美国证券交易委员会宣布该伙伴关系的注册声明生效。
这些认股权证有一项八一年期限，之后未行使的认股权证将到期。权证持有人可以在原发行日一周年起及以后行使三分之一的权证，在二周年及以后再行使三分之一的权证，以及自三周年起及之后行使最后三分之一的权证。于控制权变更或吾等对A类优先股行使赎回权时，所有未授权证应立即归属及可全数行使。认股权证的行使价为$0.01。在截至2019年3月31日的年度内，228,797对普通单位行使了认股权证，我们收到了不到$0.1百万，我们回购了1,229,575未授权证，总购买价为$15.0百万2018年4月26日。在截至2018年3月31日的年度内，607,653对普通单位行使了认股权证，我们收到了不到$0.1百万，我们回购了850,716未授权证，总购买价为$10.5百万2017年6月23日。自.起2019年3月31日，我们有过1,458,371仍未执行的认股权证，已于2019年4月5日为普通单位全部行使(进一步讨论见下文)。
我们按相对公允价值将所得款项净额分配给A类优先股($186.4百万)，其中包括受益转换功能的价值，以及认股权证($48.6百万)。如下所述，$131.5百万分配给A类优先股的金额被分配给受益转换功能的内在价值。有利的兑换特征被定义为在承诺日期货币中的不可拆卸的兑换特征。根据适用的会计指引，吾等须根据利益转换功能的内在价值，将分配予A类优先股的部分收益分配至利益转换功能。内在价值于承诺日根据发行日的公允价值(转换时可发行的公用股数量乘以发行日我们的公用股单位价值)与归属于A类优先股的收益之间的差额计算。我们使用有效利息法将可归因于受益转换特征的增值记录为视为分配三在持有人转换权生效日期之前的一年期间。受益转换功能的累加是$67.2百万, $18.8百万和$9.0百万在过去几年里2019年3月31日, 2018和2017，分别为。
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如上所述，A类优先股不可强制赎回，但可在控制权变更时赎回，而控制权变更并不一定会在发行A类优先股时发生。由于赎回是以不一定会发生或不在吾等控制范围内的事件为条件，故吾等须于综合资产负债表中记录分配予A类优先股的价值，但不包括利益转换功能的价值。分配给认股权证和利益转换功能的价值计入我们综合资产负债表的有限合伙人权益内。
2019年4月5日，我们进行了部分赎回 7,468,978A类首选单位的。赎回日期适用的A类赎回溢价为 $13.389，计算为 111.25%的$12.035(the A类优先单位价格），以及应计但未付和累积的分配 $0.338.支付给每个A类优先单位持有人的每个A类优先单位金额为 $13.727，支付总额为$102.5百万. 2019年4月5日，橡树也 行使了所有的 1,458,371 购买普通单位的授权书所得款项为 不到$0.1百万.
2019年5月11日，我们赎回了剩余的 12,473,191优秀的A类优先单位。赎回日期适用的A类赎回溢价为 $13.2385，计算为 110%的$12.035(the A类优先单位价格），以及应计但未付和累积的分配 $0.1437.支付给每个A类优先单位持有人的每个A类优先单位金额为 $13.3822，支付总额为$166.9百万。此外，如上所述，我们向A类优先单位持有人支付了截至2019年3月31日的季度宣布的分配。
B类首选单位
2017年6月13日，我们发布 8,400,000我们的9.00%B类固定利率至浮动利率累积可赎回永久优先股(“B类优先股”)，代表有限合伙人权益，价格为$25.00按单位计算的净收益$202.7百万(扣除承销商折扣后的净额$6.6百万并提供以下成本$0.7百万).
在2022年7月1日或之后的任何时间，我们可以赎回全部或部分B类优先股，赎回价格为每个B类优先股25.00美元，外加相当于到赎回日(但不包括赎回日)的所有累积和未付分派的金额，无论是否宣布。我们也可以在我们的合作协议中规定的控制权变更时赎回B类优先股。如果我们选择不赎回B类优先股，B类优先股持有人可能有能力以当时适用的转换率将B类优先股转换为普通单位。B类优先单位持有人没有投票权，除非涉及我们的合伙协议中规定的某些事项。
B类优先股的分配将于每年1月、4月、7月和10月的第15天支付给记录在册的持有人，并于每个付款月的第一天支付。从最初发行之日起至2022年7月1日(但不包括在内)的B类优先股的初始分配率为每单位25.00美元清算优先股的每年9.00%(相当于每单位每年2.25美元)。在2022年7月1日及以后，B类优先股的分派将按25美元清算优先股的百分比累积，相当于适用的3个月伦敦银行同业拆息加7.213%的利差。
下表汇总了过去两个会计年度在我们的B类首选单元上申报的分配情况： |
| | | | | | | | |
宣布的日期 | | 记录日期 | | 付款日期 | | 支付给B类的金额
优先单位持有人 |
| | | | | | (单位：千) |
2017年9月18日 | | 2017年9月29日 | | 2017年10月16日 | | $ | 5,670 |
|
2017年12月19日 | | 2017年12月29日 | | 2018年1月15 | | $ | 4,725 |
|
2018年3月19日 | | 2018年4月2日 | | 2018年4月16日 | | $ | 4,725 |
|
2018年6月19日 | | 2018年7月2日 | | 2018年7月16日 | | $ | 4,725 |
|
2018年9月12日 | | 2018年10月1日 | | 2018年10月15日 | | $ | 4,725 |
|
2018年12月17日 | | 2018年12月31日 | | 2019年1月15 | | $ | 4,725 |
|
2019年3月15日 | | 2019年4月1日 | | 2019年4月15日 | | $ | 4,725 |
|
已支付的分配金额 2019年4月15日已计入我们综合资产负债表中的应计费用和其他应付款项 2019年3月31日.
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合并财务报表附注(续)
C类首选单位
2019年4月2日，我们发布 1,800,000我们的9.625%C类固定至浮动利率累积可赎回永久优先单位（“C类优先单位”）代表有限合伙人权益，价格为 $25.00按单位计算的净收益$43.1百万(扣除承销商折扣后的净额$1.4百万以及估计的发行成本 $0.5百万).
在2024年4月15日或之后的任何时间，我们可以赎回全部或部分C类优先股，赎回价格为每个C类优先股25.00美元，外加相当于到赎回日(但不包括赎回日)的所有累积和未付分派的金额，无论是否宣布。我们也可以在我们的合作协议中规定的控制权变更时赎回C类优先股。如果我们选择不赎回C类优先股，C类优先股持有人可能有能力以当时适用的转换率将C类优先股转换为普通单位。除我们的合伙协议中规定的某些事项外，C类优先单位持有人没有投票权。
丙类优先股的分配将于每年1月、4月、7月和10月的第15天支付给记录在册的持有人，在每个付款月的第一天支付。从最初发行之日起至2024年4月15日(但不包括该日)的丙类优先股的初始分发率为每单位25美元清算优先股的每年9.625%(相当于每单位每年2.41美元)。在2024年4月15日及以后，C类优先股的分派将按25美元清算优先股的百分比累积，相当于适用的3个月伦敦银行同业拆息加7.384%的利差。
修订和重新签署的《伙伴关系协定》
2019年4月2日，NGL能源控股有限责任公司签署了《第五次修订和重新签署的有限合伙协议》。C类优先股持有人的优先选择、权利、权力和义务在修订和重述的合伙协议中有明确规定。在清算、解散和清盘时的资产分配和分配方面，C类优先股的排名高于普通股，与A类优先股(见上文关于赎回这些股的讨论)和B类优先股持平。C类优先股没有规定的到期日，但我们可以在2024年4月15日或之后的任何时间或在控制权发生变化时赎回C类优先股。
2017年6月13日，NGL能源控股有限责任公司签署了第四次修订和重新签署的有限合伙协议。B类优先股持有人的优先选择、权利、权力和义务在修订和重述的合伙协议中有明确规定。在清算、解散和清盘时的资产分配和分配方面，B类优先单位的排名高于普通单位，与A类优先单位持平(见上文关于这些单位的赎回的讨论)。B类优先股没有规定的到期日，但我们可以在2022年7月1日或之后的任何时间或在控制权发生变化时赎回B类优先股。
2016年6月24日，NGL能源控股有限责任公司签署了第三次修订和重新签署的有限合伙协议。A类优先股持有人的优先选择、权利、权力及责任在经修订及重述的合伙协议中有所界定。在支付分配和清算、解散和清盘时的资产分配方面，A类优先单位的地位高于普通单位。A类优先股单位并无指定到期日，亦不受强制赎回或任何偿债基金的约束，除非由合伙公司赎回或经合伙公司或A类优先股持有人选择，或因控制权变更而转换为普通单位，否则将无限期未偿还。有关赎回A类优先股的讨论，请参阅上文。
股权激励性薪酬
我们的普通合伙人采用了长期激励计划(“LTIP”)，允许发行基于股权的薪酬。我们的普通合伙人已将某些受限单位授予员工和董事，以接受者的继续服务为条件，分批归属。在控制权发生变更时，我们的普通合伙人的董事会也可以酌情给予奖励。 不是在归属期间，分配应计入或支付给受限制的单位。
受限制单位包括根据获奖者持续服务至获奖日的奖励(“服务奖励”)。
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合并财务报表附注(续)
2017年4月1日，我们做出了会计政策选择，以核算实际没收，而不是像之前要求的那样估计每个时期的没收。因此，累积影响调整，即以前记录的赔偿支出数额与不假定没收情况下本应记录的数额之间的差额，已经不是对我们合并财务报表的影响。
下表汇总了截至以下年度的服务奖励活动2019年3月31日, 2018和2017:
|
| | | |
2016年3月31日未投资服务奖单位 | | 2,297,132 |
|
已批出单位 | | 3,124,600 |
|
归属和发行的单位 | | (2,350,082 | ) |
被没收的单位 | | (363,150 | ) |
2017年3月31日未投资服务奖单位 | | 2,708,500 |
|
已批出单位 | | 1,964,911 |
|
归属和发行的单位 | | (2,260,011 | ) |
被没收的单位 | | (134,525 | ) |
2018年3月31日未投资服务奖单位 | | 2,278,875 |
|
已批出单位 | | 3,141,993 |
|
归属和发行的单位 | | (2,833,968 | ) |
被没收的单位 | | (278,500 | ) |
2019年3月31日未投资服务奖单位 | | 2,308,400 |
|
与截至年度内某些受限制单位的归属有关 2019年3月31日，我们取消了 26,993新归属的公共单位的满意度 $0.3百万我们支付的员工纳税义务。根据LTIP的条款，这些被取消的单位可在LTIP下获得未来赠款。
下表总结了我们未归属的服务奖励单位的计划归属 2019年3月31日:
|
| | | |
截至3月31日止的一年， | | 单元数： |
2020 | | 1,005,725 |
|
2021 | | 869,425 |
|
2022 | | 433,250 |
|
总计 | | 2,308,400 |
|
服务奖的估值为截至授予日的高/低销售价格减去归属期内预期分销流的现值的平均值，采用无风险利率。 我们在整个奖励的必要期间(即在奖励的最后单独归属部分的必要服务期内)以直线方式记录每个服务奖的费用，以确保在任何日期确认的补偿成本至少等于在该日期归属的奖励授予日期价值的部分。
截至以下年度2019年3月31日, 2018和2017，我们记录了与服务奖励单位相关的补偿费用 $12.0百万, $16.2百万和$56.2百万，分别为。
截至年度授予和归属的受限制单位 2019年3月31日, 1,745,801截至2018年3月31日止年度，单位作为绩效奖金授予。这些奖金支付的总额为 $20.4百万，我们已经积累了 $6.3百万截至2018年3月31日。此外， 59,393截至2018年3月31日止年度，单位已授予并归属为激励补偿。这些奖项的价值是 $0.7百万并记录在截至2018年3月31日止年度的综合经营报表中的一般和行政费用中。
截至年度授予和归属的受限制单位 2019年3月31日, 176,817单位被授予作为年终绩效奖金 2019年3月31日.这些奖金支付的总额为 $2.4百万.
截至2017年3月31日止年度授予和归属的受限制单位中， 1,008,091截至2016年3月31日止年度，单位作为绩效奖金授予。我们积累了 $16.8百万截至2016年3月31日止年度，作为对将授予的该等奖金单位价值的估计。截至2017年3月31日止年度，我们记录了额外的 $2.2百万将估计与 $19.0百万与这些相关的实际费用
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奖金。由于这些单位直到2016年8月才获得批准，因此$19.0百万反映在截至2017年3月31日的年度支出中。
下表汇总了我们预计将在以下位置记录的未归属服务奖单位的估计未来支出2019年3月31日(单位：千)：
|
| | | | |
截至3月31日止的一年， | | |
2020 | | $ | 8,168 |
|
2021 | | 4,154 |
|
2022 | | 1,350 |
|
总计 | | $ | 13,672 |
|
从2015年4月开始，我们的普通合伙人授予单位，条件是接受者持续服务到归属日期，以及我们的共同单位在特定时间段内相对于Alerian MLP指数(“指数”)中其他实体的表现(“表现奖”)。这些绩效奖单位是授予某些员工的。执行情况的计算依据是我们共同单位的回报(包括在执行期间支付的共同单位市价和分配的变化)相对于指数中其他实体的共同单位回报。在截至2018年12月31日的三个月内，我们的普通合伙人董事会薪酬委员会终止了绩效奖励计划，所有未授予的优秀绩效奖励单位都被取消。因此，由于没有发放替代赔偿金，所有以前未确认的赔偿费用在取消之日都已支出。截至年底止年度2019年3月31日，我们记录了与取消以下绩效单位相关的补偿费用$3.1百万于截至该年度的综合经营报表中记入一般及行政费用内2019年3月31日.
下表汇总了截至以下年度的绩效奖励活动2019年3月31日, 2018和2017:
|
| | | |
2016年3月31日未授予绩效奖单位 | | 637,382 |
|
已批出单位 | | 932,309 |
|
被没收的单位 | | (380,691 | ) |
2017年3月31日未授予绩效奖单位 | | 1,189,000 |
|
已批出单位 | | 224,000 |
|
被没收的单位 | | (496,000 | ) |
2018年3月31日未授予绩效奖单位 | | 917,000 |
|
被没收的单位 | | (445,500 | ) |
已取消的单位 | | (471,500 | ) |
2019年3月31日未授予绩效奖单位 | | — |
|
在2015年7月1日至2018年6月30日的业绩期间，我们共同单位的回报率低于指数中我们同行公司的第50个百分位数的回报率。结果,不是2018年7月1日归属的绩效奖励单位和2018年7月1日归属的绩效单位视为没收。
绩效奖的公允价值是在授予之日使用蒙特卡洛模拟方法估计的。用于计算这些奖励的公允价值的重要投入包括：(I)授权日和履约期开始时的单位价格，(Ii)复合无风险利率，(Iii)我们的复合股息率，(Iv)我们的历史波动率，(V)同行的波动性和相关性，以及(Vi)剩余的履约期。我们以直线方式记录了从授予日期开始到部分归属日期结束的一段时间内的费用。任何在绩效期限结束时未获得的绩效奖励将被终止、到期或被参与者没收。截至以下年度2019年3月31日, 2018和2017年，我们记录了与绩效奖励单位有关的薪酬支出$4.9百万(包括与取消业绩奖励计划有关的记录金额(见上文))$5.3百万和$7.2百万，分别为。
根据LTIP下的裁决可交付的通用单位数量限制为 10% 我们已发行和杰出的共同单位。LTIP下可交付的最大通用单位数自动增加到 10% 除非计划管理人决定将可交付的最大单位数增加一个较小的数额，否则应在每次发放共同单位后立即计算已发放和未发放的共同单位的数量。当奖项被没收时，
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取消、行使、支付或以其他方式终止或到期而未交付单位，受此类奖励的单位可再次根据LTIP获得新奖励。LTIP规定，分配用于履行预扣税义务的单位不被视为减少LTIP下奖励的可用性。在审查LTIP后，我们普通合伙人董事会的薪酬委员会确定，2016年7月1日之后归属的单位无意中被计入合伙企业LTIP储备的减少。因此，在根据LTIP的规定进行调整后，截至 2019年3月31日大约有 3.3百万根据LTIP仍可发行的单位。
注：11—金融工具的公允价值
由于其短期性质，我们的现金和现金等值物、应收账款、应付账款、应计费用以及其他流动资产和负债（不包括衍生工具）的金额合理地接近其公允价值。
商品衍生品
下表总结了综合资产负债表中报告的商品衍生品资产和负债于所示日期的估计公允价值：
|
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2019年3月31日 | | 2018年3月31日 |
| | 导数
资产 | | 导数
负债 | | 导数
资产 | | 导数
负债 |
| | (单位：万人) |
1级测量 | | $ | 49,509 |
| | $ | (7,273 | ) | | $ | 5,093 |
| | $ | (20,186 | ) |
2级测量 | | 86,785 |
| | (100,564 | ) | | 48,752 |
| | (54,410 | ) |
| | 136,294 |
| | (107,837 | ) | | 53,845 |
| | (74,596 | ) |
| | | | | | | | |
交易对手合同的净额结算（1） | | (7,501 | ) | | 7,501 |
| | (2,922 | ) | | 2,922 |
|
提供的净现金抵押品（持有） | | (18,271 | ) | | (208 | ) | | (1,762 | ) | | 17,263 |
|
商品衍生品 | | $ | 110,522 |
| | $ | (100,544 | ) | | $ | 49,161 |
| | $ | (54,411 | ) |
| |
(1) | 与预计在交易所或通过与交易对手的净额结算安排进行净结算的大宗商品衍生品资产和负债有关。我们不符合正常购买正常销售交易资格的实体合同不受此类净额结算安排的约束。 |
下表总结了在所示日期综合资产负债表中包含我们的商品衍生品资产和负债的账目：
|
| | | | | | | | |
| | 3月31日， |
| | 2019 | | 2018 |
| | (单位：万人) |
预付费用和其他流动资产 | | $ | 110,521 |
| | $ | 49,161 |
|
其他非流动资产 | | 1 |
| | — |
|
应计费用和其他应付款 | | (100,372 | ) | | (51,039 | ) |
其他非流动负债 | | (172 | ) | | (3,372 | ) |
净商品衍生资产（负债） | | $ | 9,978 |
| | $ | (5,250 | ) |
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下表总结了我们在所示日期的未平仓商品衍生品合约头寸。我们不将这些衍生品视为对冲。
|
| | | | | | | | | |
合同 | | 结算期 | | 净多头
(简短)
名义单位
(in桶） | | 公允价值
的
净资产
(负债) |
| | | | (单位：万人) |
2019年3月31日： | | | | | | |
原油固定价格（1） | | 2019年4月至2020年12月 | | (1,961 | ) | | 1,014 |
|
丙烷固定价格（1） | | 2019年4月至2020年3月 | | 198 |
| | 608 |
|
精制产品固定价格（1） | | 2019年4月至2021年1月 | | (2,296 | ) | | 22,079 |
|
其他 | | 2019年4月至2022年3月 | | | | 4,756 |
|
| | | | | | 28,457 |
|
持有的现金抵押品净值 | | | | | | (18,479 | ) |
大宗商品衍生资产净值 | | | | | | $ | 9,978 |
|
| | | | | | |
2018年3月31日： | | | | | | |
跨商品（2） | | 2018年4月至2019年3月 | | 155 |
| | $ | (430 | ) |
原油固定价格（1） | | 2018年4月至2019年12月 | | (1,376 | ) | | $ | (8,960 | ) |
原油指数（1） | | 2018年4月-2018年4月 | | (10 | ) | | $ | (6 | ) |
丙烷固定价格（1） | | 2018年4月至2019年2月 | | 14 |
| | 1,849 |
|
精制产品固定价格（1） | | 2018年4月至2020年1月 | | (5,419 | ) | | (17,081 | ) |
成品指数（1） | | 2018年4月-2018年4月 | | (4 | ) | | (17 | ) |
其他 | | 2018年4月-2022年3月 | | | | 3,894 |
|
| | | | | | (20,751 | ) |
提供的现金抵押品净额 | | | | | | 15,501 |
|
商品衍生负债净额 | | | | | | $ | (5,250 | ) |
| |
(1) | 我们可能有固定价格的实物购买，包括库存，由浮动价格实物销售抵消，或浮动价格实物购买由固定价格实物销售抵消。这些合约是我们签订的衍生品，作为对固定价格和浮动价格实物债务之间错配风险的经济对冲。 |
| |
(2) | 我们可以购买或出售一种实物商品，其中基础合同定价机制与不同的商品价格指数挂钩。这些合约是我们签订的衍生品，用来对冲一种大宗商品价格相对于另一种大宗商品价格变动的风险。 |
上表中的金额不包括与我们以前的零售丙烷部门相关的大宗商品衍生品合约头寸，因为这些金额已被归类为2018年3月31日综合资产负债表中持有的待售资产(见附注17).
下表汇总了净收益(亏损)从我们的商品衍生品记录到我们的合并经营报表中所示时期的收入和销售成本(以千为单位)：
|
| | | | |
截至2013年3月31日的年度， | | |
2019 | | $ | 33,631 |
|
2018 | | $ | (116,604 | ) |
2017 | | $ | (55,978 | ) |
上表中的金额不包括与我们以前的零售丙烷部门相关的商品衍生品的净亏损，因为这些金额已在我们的综合经营报表中归类为非持续业务(见附注17).
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信用风险
我们拥有我们认为将整体信用风险降至最低的信用政策，包括对潜在交易对手的财务状况(包括信用评级)的评估，在某些情况下的抵押品要求，以及使用行业标准的总净额结算协议，该协议允许抵消某些交易的交易对手应收和应付余额。在… 2019年3月31日, 我们的主要交易对手是零售商、经销商、能源营销商、生产商、炼油商和经销商。交易对手的这种集中可能会对我们的整体信用风险产生积极或消极影响，因为交易对手可能会受到经济、监管或其他条件变化的类似影响。如果交易对手不履行合同，我们可能无法实现已记录在综合资产负债表中并在净利润中确认的金额。
利率风险
循环信贷工具是可变利率债务，利率通常与银行最优惠利率或伦敦银行同业拆借利率挂钩。 在… 2019年3月31日, 我们有过 $1.2十亿 循环信贷机制下的未偿还借款，加权平均利率为 4.39%.
固定利率票据的公允价值
下表提供了我们固定利率票据的公允价值估计 2019年3月31日(单位：千)：
|
| | | |
优先无担保票据： | |
2023年笔记 | $ | 626,621 |
|
2025年笔记 | $ | 375,126 |
|
对于优先无担保票据，公允价值估计是根据公开交易报价制定的，并将被分类为公允价值层级中的第一级。
注：12—细分市场
下表总结了与我们分部相关的收入。2018年4月1日之后开始的报告期的收入在主题606下列出（请参阅 注15供进一步讨论），而前期不进行调整，并继续根据该期间有效的会计准则进行报告。分部之间的交易根据分部之间协商的价格记录。下表中的“公司及其他”类别包括未分配至可报告分部的某些公司费用。下表不包括与我们前零售丙烷分部相关的金额，因为这些金额已被分类为我们综合运营报表中的已终止业务（请参阅 附注17).
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|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| | 2019 | | 2018 (1) | | 2017 (1) |
| | (单位：万人) |
收入： | | | | | | |
原油物流： | | | | | | |
主题606收入 | | | | | | |
原油销售 | | $ | 3,011,355 |
| | $ | 2,151,203 |
| | $ | 1,603,667 |
|
原油运输等 | | 148,738 |
| | 122,786 |
| | 70,027 |
|
非主题606收入 | | 12,598 |
| | — |
| | — |
|
消除部门间销售 | | (36,056 | ) | | (13,914 | ) | | (6,810 | ) |
原油物流总收入 | | 3,136,635 |
| | 2,260,075 |
| | 1,666,884 |
|
水溶液： | | | | | | |
主题606收入 | | | | | | |
处置服务费 | | 217,545 |
| | 149,114 |
| | 110,049 |
|
出售回收的碳氢化合物 | | 72,678 |
| | 58,948 |
| | 31,103 |
|
淡水收入 | | 2,404 |
| | — |
| | — |
|
其他服务收入 | | 9,017 |
| | 21,077 |
| | 18,449 |
|
非主题606收入 | | 42 |
| | — |
| | — |
|
水解决方案总收入 | | 301,686 |
| | 229,139 |
| | 159,601 |
|
液体： | | | | | | |
主题606收入 | | | | | | |
丙烷销量 | | 1,169,117 |
| | 1,203,486 |
| | 807,172 |
|
丁烷销售量 | | 628,063 |
| | 562,066 |
| | 391,265 |
|
其他产品销售 | | 592,889 |
| | 432,570 |
| | 308,031 |
|
服务收入 | | 26,655 |
| | 22,548 |
| | 32,648 |
|
非主题606收入 | | 21,608 |
| | — |
| | — |
|
消除部门间销售 | | (23,291 | ) | | (4,685 | ) | | (1,944 | ) |
液体总收入 | | 2,415,041 |
| | 2,215,985 |
| | 1,537,172 |
|
精制产品和可再生能源： | | | | | | |
主题606收入 | | | | | | |
成品销售 | | 5,455,204 |
| | 11,827,222 |
| | 8,884,976 |
|
可再生能源销售 | | — |
| | 373,669 |
| | 447,232 |
|
服务费和其他收入 | | 498 |
| | 300 |
| | 10,963 |
|
非主题606收入 | | 12,706,481 |
| | — |
| | — |
|
消除部门间销售 | | — |
| | (268 | ) | | (469 | ) |
精炼产品和可再生能源总收入 | | 18,162,183 |
| | 12,200,923 |
| | 9,342,702 |
|
公司和其他 | | | | | | |
非主题606收入 | | 1,362 |
| | 1,174 |
| | 844 |
|
企业和其他收入总额 | | 1,362 |
| | 1,174 |
| | 844 |
|
总收入 | | $ | 24,016,907 |
| | $ | 16,907,296 |
| | $ | 12,707,203 |
|
| |
(1) | 我们于2018年4月1日采用ASC 606。2018和2017财年报告的收入与之前的列报方式相比没有发生变化。 |
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
下表总结了所示期间按分部划分的折旧和摊销费用以及营业收入（损失）。
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| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
| | (单位：万人) |
折旧和摊销： | | | | | | |
原油物流 | | $ | 74,165 |
| | $ | 80,387 |
| | $ | 54,144 |
|
水溶液 | | 108,162 |
| | 98,623 |
| | 101,758 |
|
液体 | | 25,997 |
| | 24,937 |
| | 19,163 |
|
精炼产品和可再生能源 | | 1,518 |
| | 1,294 |
| | 1,562 |
|
公司和其他 | | 3,018 |
| | 3,779 |
| | 3,612 |
|
折旧及摊销总额（1） | | $ | 212,860 |
| | $ | 209,020 |
| | $ | 180,239 |
|
| | | | | | |
营业收入(亏损)： | | | | | | |
原油物流 | | $ | (7,379 | ) | | $ | 122,904 |
| | $ | (17,475 | ) |
水溶液 | | 210,525 |
| | (24,231 | ) | | 44,587 |
|
液体 | | (2,910 | ) | | (93,113 | ) | | 43,252 |
|
精炼产品和可再生能源 | | 27,459 |
| | 56,740 |
| | 222,546 |
|
公司和其他 | | (85,706 | ) | | (79,474 | ) | | (86,985 | ) |
营业总收入(亏损) | | $ | 141,989 |
| | $ | (17,174 | ) | | $ | 205,925 |
|
| |
(1) | 金额不包括利息费用和销售成本中记录的摊销费用（见注7和注8）。 |
下表总结了所示期间按分部划分的不动产、厂房和设备以及无形资产的增加。该信息是按应计制编制的，包括在收购中获得的不动产、厂房和设备以及无形资产。以下信息不包括按分部划分的善意。
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| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
| | (单位：万人) |
原油物流 | | $ | 28,039 |
| | $ | 36,762 |
| | $ | 168,053 |
|
水溶液 | | 567,637 |
| | 102,261 |
| | 109,008 |
|
液体 | | 72,717 |
| | 25,023 |
| | 66,864 |
|
精炼产品和可再生能源 | | 14,613 |
| | — |
| | 42,175 |
|
公司和其他 | | 1,819 |
| | 1,472 |
| | 2,825 |
|
总计 | | $ | 684,825 |
| | $ | 165,518 |
| | $ | 388,925 |
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下表总结了截至所示日期按分部划分的长期资产（包括不动产、厂房和设备、无形资产和善意）和总资产：
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| | | | | | | | |
| | 3月31日， |
| | 2019 | | 2018 |
| | (单位：万人) |
长期资产，净额： | | | | |
原油物流 | | $ | 1,584,636 |
| | $ | 1,638,558 |
|
水溶液 | | 1,600,836 |
| | 1,256,143 |
|
液体（1） | | 498,767 |
| | 501,302 |
|
精炼产品和可再生能源 | | 217,881 |
| | 208,849 |
|
公司和其他 | | 26,569 |
| | 31,516 |
|
总计 | | $ | 3,928,689 |
| | $ | 3,636,368 |
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NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
| |
(1) | 包括$0.5百万和$0.6百万非美国长期资产 2019年3月31日和2018，分别为。 |
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| | | | | | | | |
| | 3月31日， |
| | 2019 | | 2018 |
| | (单位：万人) |
总资产： | | | | |
原油物流 | | $ | 2,237,612 |
| | $ | 2,285,813 |
|
水溶液 | | 1,668,292 |
| | 1,323,171 |
|
液体（1） | | 721,008 |
| | 717,690 |
|
精炼产品和可再生能源 | | 1,198,562 |
| | 1,204,633 |
|
公司和其他 | | 77,019 |
| | 102,211 |
|
持有待售资产 | | — |
| | 517,604 |
|
总计 | | $ | 5,902,493 |
| | $ | 6,151,122 |
|
| |
(1) | 包括$12.0百万和$27.5百万占非美国总资产的比例 2019年3月31日和2018，分别为。 |
注：13—与关联公司的交易
我们普通合伙人的董事会成员是WPX Energy，Inc.的执行官。（“WPX”）。我们从WPX购买原油并向WPX出售原油 （某些相互考虑而达成的购买和销售按净额记录在我们综合经营报表的收入中）。我们还处理和处置从WPX收到的废水和固体。
SemGroup Corporation（“SemGroup”）持有我们普通合作伙伴的所有权权益。 我们向SemGroup销售产品和从SemGroup购买产品，这些交易分别包含在我们的综合运营报表中的销售收入和销售成本中. 我们还从SemGroup租用原油储存库。
我们从E Energy Adams，LLC购买了乙醇，我们之前作为股权法投资对象持有该公司的所有权权益。我们于2018年5月3日出售了E Energy Adams，LLC的权益（请参阅 注：2).这些交易在我们的综合运营报表中的销售成本中报告。
下表总结了所示期间的这些关联方交易：
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| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
| | (单位：万人) |
对WPX的销售 | | $ | 28,026 |
| | $ | — |
| | $ | — |
|
从WPX购买（1） | | $ | 329,525 |
| | $ | — |
| | $ | — |
|
向SemGroup销售 | | $ | 1,114 |
| | $ | 606 |
| | $ | 3,866 |
|
从SemGroup购买 | | $ | 4,395 |
| | $ | 5,034 |
| | $ | 12,254 |
|
向管理层附属实体的销售 | | $ | 21,385 |
| | $ | 268 |
| | $ | 290 |
|
从管理层附属实体购买 | | $ | 4,382 |
| | $ | 3,870 |
| | $ | 15,209 |
|
销售转股权法被投资人 | | $ | — |
| | $ | 294 |
| | $ | 692 |
|
向权益法投资对象购买 | | $ | — |
| | $ | 66,820 |
| | $ | 121,336 |
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| |
(1) | 金额主要涉及根据我们与WPX签署的最终协议购买原油，详情如下。 |
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截至所示日期，应收附属公司的账款包括以下内容：
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| | | | | | | | |
| | 3月31日， |
| | 2019 | | 2018 |
| | (单位：万人) |
来自NGL Energy Holdings LLC的收件箱 | | $ | 7,277 |
| | $ | 4,693 |
|
来自WPX的收件箱 | | 5,185 |
| | — |
|
来自SemGroup的收件箱 | | 71 |
| | 49 |
|
来自管理层附属实体的发票 | | 334 |
| | 24 |
|
来自权益法投资对象的发票 | | — |
| | 6 |
|
总计 | | $ | 12,867 |
| | $ | 4,772 |
|
应支付给关联公司的账款在指定日期包括以下内容：
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| | | | | | | | |
| | 3月31日， |
| | 2019 | | 2018 |
| | (单位：万人) |
切换到WPX | | $ | 27,844 |
| | $ | — |
|
附属于管理层的实体 | | 625 |
| | 1,246 |
|
归属于权益法投资对象 | | — |
| | 8 |
|
总计 | | $ | 28,469 |
| | $ | 1,254 |
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其他关联方交易
胜利丙烷
2018年8月14日，我们出售了我们的 50%Victory Propane的权益转让给Victory Propane，LLC。作为对价，我们收到了金额为 $3.4百万，其中包括我们的购买价格 50%利息加上未偿还的应收贷款余额$2.6百万截至交易日期。该期票不计息，2023年7月31日到期。我们将期票贴现为净现值。$2.6百万，并将本票价值的减少额记为资产处置或减损损失（收益），净额在我们的综合经营报表中。这是退出零售丙烷业务的最后一笔交易，管理层认为这笔交易无关紧要。作为出售的结果，胜利丙烷不再被视为关联方。
在2018年3月31日，我们从胜利丙烷那里获得了一笔应收贷款，这是当时的权益法投资对象(见注：2)、$1.2百万.
在截至2017年12月31日的三个月内，我们完成了与胜利丙烷的交易，胜利丙烷当时是一种股权投资方法(见注：2)，收购胜利丙烷的密歇根州资产。我们给胜利丙烷付了钱$6.4百万现金及收到的流动资产、物业、厂房及设备及客户。对价的分配情况如下(以千计)：
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| | | |
流动资产 | $ | 276 |
|
财产、厂房和设备 | 1,366 |
|
无形资产(客户关系) | 4,782 |
|
购入净资产的公允价值 | $ | 6,424 |
|
胜利丙烷确认了这笔交易的收益。由于投资者和被投资人之间的所有实体内利润和损失在实现之前都会被抵消，因此我们在账面上抵消了我们从这笔交易中获得的按比例分配的收益。因此，我们在胜利丙烷净资产中的基础权益超过了我们的投资(见注：2)，这一差额在获得的非流动资产的剩余寿命内摊销为收入，直到2018年8月14日出售。将我们剩余的几乎所有零售丙烷部门出售给Superior(请参阅注：1)包括胜利丙烷的密歇根资产，我们能够确认我们在胜利丙烷确认的收益中的比例份额。因此，我们能够从应收贷款余额中转回我们按比例计入的他们的损失份额，并将我们在胜利丙烷的投资价值计入$0.8百万.
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与WPX达成协议
在截至2018年6月30日的三个月内，我们与WPX达成了最终协议。根据这项协议，我们同意向WPX提供我们的最低运费或差额积分(前几个时期支付的费用超过实际发货量)的好处，总计$67.7百万在交易时(如中进一步讨论的注：2)，可用于后续期间发货量超过每月最低数量承诺的数量。因此，我们在综合资产负债表中注销了这些以前包含在其他非流动资产中的最低运费(见注：2)并在以下时间内记录了损失资产处置或减损损失（收益），净额。我们还同意，在利用我们在这些管道上的分配能力时，我们将只运输我们需要从WPX购买的原油，他们同意在我们剩余的合同期限内，对我们的所有欠款(当我们的实际发货量低于我们的分配能力时应支付的款项)承担全部责任。$50.3百万2018年6月30日(请参阅注：9).作为此次交易的对价，我们向WPX支付了一笔净额 $35.3百万，被记录为内亏损 资产处置或减损损失（收益），净额.
回购股票
2018年4月26日和2017年6月23日，我们回购了未偿凭证，详情见 注：10，来自Oaktree管理的基金，该基金派代表参加了我们普通合伙人的董事会（见注19）。
草原
我们之前收到了Grassland Water Solutions，LLC（“Grassland”）的应收贷款，截至2016年6月30日的三个月内，我们收到了以下的贷款付款 $0.7百万根据贷款协议从草原。 2016年6月3日，我们收购了剩余的 65% 草原的所有权权益。 在本次交易完成之前，我们对之前持有的 35% 使用权益会计法计算草原的所有权权益。 由于我们拥有Grassland的控股权，我们重新评估了之前持有的 35% 所有权权益与公允价值之比 $0.8百万 并记录了一笔损失 $14.9百万. 由于支付的金额(现金加上我们先前持有的所有权权益的公允价值)低于所收购资产和承担的负债的公允价值，我们记录了 $0.6百万。一旦我们获得草原的剩余所有权权益，由于草原被合并到我们的合并财务报表中，应收贷款被冲销。作为收购的结果，我们产生了以下减值费用：$1.7百万将应收贷款减记为其公允价值，并在资产处置或减损损失（收益），净额在我们的综合经营报表中。2016年11月29日，我们出售了草原，并收到了$22.0百万并记录了处置的损失$2.3百万在截至2016年12月31日的三个月内。此损失在以下时间内报告资产处置或减损损失（收益），净额在我们的综合运营报表中。
注14-员工福利计划
我们已经建立了一个固定供款401(K)计划，以帮助我们的合格员工在递延纳税的基础上为退休储蓄。401(K)计划允许所有符合条件的员工自愿为该计划做出税前贡献，但须遵守适用的税收限制。对于员工贡献其合格薪酬(如计划中定义)的1%的每1美元，我们将贡献1美元，外加员工贡献其合格薪酬(如计划中定义)的1%至6%之间的每1美元加50美分。我们在2015年1月1日之前的匹配缴款归属于五年，自2015年1月1日起，我们的匹配缴款归属于两年。计划项下终了年度的开支2019年3月31日, 2018和2017是$2.0百万, $1.8百万和$1.9百万，分别为。与我们以前的零售丙烷部门相关的匹配缴费的费用已在我们的综合运营报表内的非持续业务中分类(见附注17).
注15—与客户签订合同的收入
采用的影响
我们于2018年4月1日采用ASC 606，采用修改后的回溯法。2018年4月1日以后报告期间的收入在专题606下列报，而前几个期间未作调整，继续按照这些期间的现行会计准则报告。由于采用该准则的累积影响，截至2018年4月1日，我们的期初权益余额有所增加，如下所述。
根据我们的评估，我们预计收入的时间和我们向客户开具发票的权利的不同可能会不时产生合同资产或负债。这些时间上的差异将是合同的结果
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其中包含最小流量承诺和分级定价条款，主要在我们的水解决方案部门内。此外，我们完成了对我们的业务流程、系统和控制进行适当更改的过程，以支持本标准下的确认和披露。此外，根据这一准则，我们做出了一项会计政策选择，将政府当局评估的所有税种排除在我们从客户那里收取的特定创收交易上并与之同时征收的交易价格之外。
如前所述，我们出售了我们在TransMontaigne Partners L.P.(“TLP”)的普通合伙人权益，并推迟了与出售相关的一部分收益，其中当前部分记录在应计费用和其他应付款中，长期部分记录在我们综合资产负债表中的其他非流动负债中。在截至2018年3月31日和2017年3月31日的年度内，我们认识到$30.1百万和$30.1百万分别计入我们综合经营报表中的递延收益。由于该交易是根据ASC 360-20中的房地产指导核算的， 房地产、厂房和设备，我们 一直在相关租赁协议有效期内摊销收益。采用ASC 606后，我们确定该交易应在ASC 810-10-40的指导下核算，并利用修改后的追溯采用法，截至2018年3月31日的递延收益 $139.3百万作为我们2018年4月1日累积效应调整的一部分，在保留收益的初始余额中确认。
下表总结了采用该方法对我们合并资产负债表的影响 2019年3月31日以及我们截至年底的综合经营报表 2019年3月31日:
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 合并资产负债表 |
| | 2019年3月31日 |
| | 如报道所述 | | 不采用ASC 606的余额 | | 更改的效果
增加/(减少) |
| | (单位：万人) |
应计费用和其他负债 | | $ | 248,450 |
| | $ | 278,563 |
| | $ | (30,113 | ) |
其他非流动负债 | | $ | 63,575 |
| | $ | 142,656 |
| | $ | (79,081 | ) |
股本： | | | | | | |
普通合伙人 | | $ | (50,603 | ) | | $ | (50,712 | ) | | $ | 109 |
|
有限合伙人 | | $ | 2,067,197 |
| | $ | 1,958,113 |
| | $ | 109,084 |
|
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 合并业务报表 |
| | 2019年3月31日 |
| | 如报道所述 | | 不采用ASC 606的余额 | | 更改的效果
增加/(减少) |
| | (单位：万人) |
资产处置损失或减值净额 | | $ | 34,296 |
| | $ | 4,183 |
| | $ | 30,113 |
|
营业收入 | | $ | 141,989 |
| | $ | 172,102 |
| | $ | (30,113 | ) |
净收入 | | $ | 339,395 |
| | $ | 369,508 |
| | $ | (30,113 | ) |
2018年4月1日之前，当主题605下满足所有以下标准时，我们确认服务和产品的收入：（i）已提供服务或已交付或销售产品;（ii）存在安排的有说服力的证据;（iii）服务价格是固定的或可确定的;（iv）合理保证可收回性。当我们从客户收到款项但尚未满足上述标准时，我们记录了递延收入。当符合标准并且提供所有服务时，我们在综合经营报表中确认了递延收入。
自2018年4月1日起，我们确认收入合同下的服务和产品收入，因为我们履行合同下的服务或交付或销售产品的义务已经履行。履约义务是在合同中承诺将独特的商品或服务转让给客户。合同的交易价格被分配给合同中的每个不同的履行义务，并在履行履行义务时确认为收入。根据ASC 606的规定，我们的收入合同主要有单一的履约义务。评估何时履行履约义务和分配给我们履约义务的交易价格需要重要的判断和假设，包括我们对标的商品或服务的控制权何时转移给我们的客户的时间的评估，以及根据具有多个履约义务的合同向客户提供的商品和服务的相对独立销售价格。实际结果可能与这些判断和假设不同。我们不
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截至2018年3月31日，我们是否有任何具有多项履行义务的重大合同，或根据这些合同，我们获得了重大的非现金对价。截至，我们获得或履行收入合同的成本并不重要2019年3月31日.
我们的大部分收入协议都在ASC 606的范围内，其余的收入来自根据ASC 815作为衍生品入账的合同，或者包含非货币交换或租赁的合同，这些合同分别在主题845和840的范围内。看见注：12有关收入分类的详情，请参阅。在我们的精炼和可再生能源部门中，根据ASC 815作为衍生品入账的合同收入包括$75.5百万的净亏损与该等安排于终了年度录得的按市值计值的变动有关2019年3月31日.
付款条款和条件因合同类型而异，尽管条款通常包括在30至60天内付款的要求。在确认收入的时间与开具发票的时间不同的情况下，我们已确定我们的合同通常不包括重要的融资部分。我们发票条款的主要目的是让客户有权保留以后接收或使用的产品或存储容量，而不是从我们的客户那里获得融资或向客户提供融资。
我们报告从客户那里收取并汇给税务机关的税款，如销售税和使用税，以净额计算。我们将支付给客户的运输和搬运成本的金额计入我们的综合经营报表的收入中。
原油物流履约义务
在原油物流部门，收入分为两个主要收入流，其中包括商品销售收入和服务收入。对于商品销售，我们有义务按月向客户交付预定数量的产品。对于这些类型的协议，收入在基于产品交付和控制权转移到客户的时间点上确认。
对于所提供的服务所获得的收入，我们有义务提供通过管道、卡车、有轨电车或船舶运输产品的吞吐量服务或提供码头维护服务。在任何一种情况下，使用基于从起始点移动到最终目的地的每一量产品的产出方法或基于时间的流逝，随着时间的推移履行义务。
水务解决方案履约义务
在水解决方案部门，收入分为两个主要收入流，包括服务收入和商品销售收入。对于涉及处置服务的合同，我们接受废水和固体在我们的设施中处置。如果我们在合同内同意或法律要求我们从废水中去除碳氢化合物，脱脂油将作为非现金对价进行估值。通常，脱脂油的公允价值需要在合同开始时估计；但是，由于非现金对价形式的多变性，在合同开始之日，金额和美元价值未知。因此，ASC 606-10-32-11允许我们在知道价值的日期对脱脂油进行估值。
水务解决方案部门拥有某些出售合同，其中包含以下类型的条款或定价结构，这些条款或定价结构涉及影响收入确定和时间安排的重大判断。
| |
• | 最低数量承诺。如果客户在规定的时间内没有交付一定数量的废水，我们就会收到差额费用。在每个报告期内，我们都会就赚取这笔费用的可能性作出决定。我们在以下情况下确认来自这些合同的收入：(I)收到实际数量；以及(Ii)当客户根据最低数量承诺行使剩余权利以弥补不足数量的可能性变得微乎其微时(也称为违约模型)。 |
| |
• | 分级定价。对于有分级定价规定的合同，赚取和结算分级的期限(即“重置期限”)可能从每月到数月不等。如果分级定价是以一个月为基础的，我们将费用分配给与之相关的不同的日常服务。如果分级定价跨越多个报告期，我们将根据预期交易量估算每个重置期开始时的交易总价。我们会在每个重置期间的每个报告日期修订我们对可变对价的估计。 |
| |
• | 批量折扣定价。批量折扣定价是一种可变对价形式，客户在此基础上为累计交付的数量付费。与分级定价类似，累积成交量的赚取和结算期(即“重置期”)可能从每天到几个月不等。如果 |
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批量折扣是以一个月为基础的，我们将费用分摊到与之相关的不同的日常服务中。如果成交量折扣期跨越多个报告期，我们将根据预期成交量估算每个重置期开始时的交易总价。我们在每个报告日期修订可变对价的估计。
对于我们在水解决方案部门内的所有处置合同，收入将根据我们从客户那里接受的废水或固体的量，随着时间的推移利用产出方法进行确认。对于涉及销售回收碳氢化合物和淡水的合同，我们将根据产品控制权转移到客户手中的时间，在某个时间点确认收入。
液体履约义务
在液体部门，收入分为两个主要收入来源，其中包括销售商品和提供服务的收入。对于商品销售，我们有义务在指定的时间内交付指定数量的产品。对于这些类型的协议，收入在基于产品交付和控制权转移到客户的时间点上确认。对于所提供服务的收入，我们提供各种服务，包括：(I)产品混合的仓储服务；(Ii)有轨电车运输服务；(Iii)转运服务；以及(Iv)物流服务。我们有义务在一段预定的时间内提供这些服务。服务合同的收入在每月控制权移交后的某个时间点确认。所有来自服务的收入都是根据存储或移动的数量，利用产出方法，随着时间的推移确认的。
精炼产品和可再生能源的性能义务
精炼产品和可再生能源部门有一个独特的收入来源，那就是来自大宗商品销售的收入。在这些协议中，我们有义务在指定的时间段内销售预定数量的产品。所有商品销售的收入在客户取消商定数量后的某个时间点确认。
剩余履约义务
我们的大多数服务合同都是这样的，因此我们有权从客户那里获得与我们迄今完成的业绩对客户的价值直接对应的金额。因此，我们正在利用ASC 606-10-55-18中的实际权宜之计，根据该条款，我们将收入确认为我们有权开具发票的金额。应用这一实际权宜之计，我们不需要披露分配给这些协议下剩余履约义务的交易价格。下表汇总了此类合同的收入确认金额和时间2019年3月31日(单位：千)：
|
| | | |
截至3月31日的财年， | |
2020 | $ | 167,061 |
|
2021 | 128,572 |
|
2022 | 119,016 |
|
2023 | 113,861 |
|
2024 | 99,430 |
|
此后 | 242,032 |
|
总计 | $ | 869,972 |
|
许多协议本质上是短期的，合同期限为一年或更短。对于这些合同，我们利用了ASC 606-10-50中的实际权宜之计，如果履约义务是最初预期期限为一年或更短的合同的一部分，我们将免于披露分配给剩余履约义务的交易价格。此外，对于我们的产品销售合同，我们选择了ASC 606-10-50-14A中规定的实际权宜之计，其中规定，如果可变对价完全分配给完全未履行的履约义务，我们不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。根据该等协议，每单位产品代表一项独立的履约责任，因此未来的成交量完全未获满足，且无须披露分配至剩余履约责任的交易价格。在产品销售合同中，由于数量和定价(通常是基于指数的)在产品交付之前都不知道，因此出现了可变性。
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合同资产和负债
根据我们的某些合同，我们在综合资产负债表的预付费用和其他流动资产中确认超过账单的收入，称为合同资产。与客户签订合同的应收账款在我们合并资产负债表的应收账款-贸易和应收账款-附属公司中列示。在此期间，我们没有记录任何合同资产。
根据我们的某些合同，我们可能有权在履行合同规定的履行义务之前收到付款。我们在综合资产负债表中确认了超过已确认收入的这些付款的负债，称为递延收入或合同负债，在从客户那里收到的预付款中。我们的递延收入主要涉及：
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• | 提前还款。一些收入合同在我们的液体部门中包含预付款条款。与我们的地下洞穴存储服务相关的收入将在合同期开始时预先收到，并将推迟到提供服务后才收到。在某些情况下，我们还会收到购买商品的客户的预付款，这使得客户可以确保在未来一段时间内收到他们要求的数量。这些合同的收入最初是递延的，因此产生了合同负债。 |
| |
• | 多期合同，其中费用在合同之后的每一年递增。这些合同的收入是根据预计在合同有效期内收到的加权平均数随着时间的推移确认的。由于从客户收到的实际帐单金额与确认的收入金额不同，因此记录了合同负债。 |
| |
• | 分级定价和批量折扣定价。如上所述，我们在每个重置期间的每个报告日期对可变对价的估计进行了修订。由于从客户收到的实际帐单金额与确认的收入金额不同，因此记录了合同负债。 |
| |
• | 资本报销。我们水务解决方案部门的某些合同要求我们的客户偿还与建造长期资产相关的资本支出，如集水管道和托管转移点，根据收入合同，这些资产用于向他们提供服务。由于我们将这些金额视为与将向客户提供的持续服务相关的客户的对价，因此我们推迟在递延收入中支付这些预付款，并在相关收入合同的有效期内确认收入金额，因为根据合同履行了履行义务。 |
下表汇总了我们合同资产和负债在指定日期的余额(以千为单位)：
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| | | | | | | | |
| | 余额为 |
| | 2018年4月1日 | | 2019年3月31日 |
与客户签订合同应收账款 | | $ | 677,095 |
| | $ | 740,878 |
|
|
| | | | |
2018年4月1日合同负债余额 | | $ | 8,374 |
|
已收到和延期付款 | | 77,956 |
|
在收入中确认的付款 | | (77,409 | ) |
2019年3月31日合同负债余额 | | $ | 8,921 |
|
注：16—其他事项
出售南佩科斯水处理业务
2019年2月28日，我们完成了将South Pecos水处理业务出售给WaterBridge Resources LLC的子公司， $232.2百万 现金收益净额 并录得处置收益 $107.9百万截至年底止年度2019年3月31日.这一收益报告在 资产处置或减损损失（收益），净额在我们的综合运营报表中。这些操作包括：（i） 九盐水处置设施，（ii）与这些设施相关的所有处置协议、商业、地面和其他合同，（iii）连接到设施的管道和（iv）多个
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
处置许可证。此次交易中出售的所有资产均位于德克萨斯州里夫斯县南部和沃德县佩科斯镇附近。一旦许可程序完成，WaterBridge Resources LLC还可以选择获得额外的土地和许可证。
由于此次销售交易并不代表对我们的运营或财务业绩产生重大影响的战略转变，因此与我们水解决方案部门这部分相关的业务尚未被归类为已终止业务。
出售巴肯盐水处理业务
2018年11月30日，我们完成了将NGL Water Solutions Bakken，LLC出售给Tallgrass Energy，LP的子公司， $85.0百万 现金收益净额并记录出售收益 $33.4百万 截至年底止年度 2019年3月31日在资产处置或减损损失（收益），净额在我们的综合运营报表中。这些操作包括 五咸水处置井位于北达科他州麦肯齐县和邓恩县。
由于此次销售交易并不代表对我们的运营或财务业绩产生重大影响的战略转变，因此与我们水解决方案部门这部分相关的业务尚未被归类为已终止业务。
锯齿合资企业
2018年3月30日，我们完成交易，与 Magnum Liquids，LLC是Haddington Ventures LLC的投资组合公司，以及Magnum Development，LLC和其他哈addington赞助的投资实体（统称“Magnum”）o通过将我们的锯齿盐穹储存设施与Magnum的精炼产品权利和邻近的租赁权结合起来，专注于液化天然气和精炼产品的储存。 Magnum收购了大约 28.5% 从我们那里获得Sawtooth的权益，以换取包括现金支付约 $37.6百万 （不包括流动资金）以及某些精炼产品权利和邻近租赁权的贡献，我们重视这一点 $21.6百万并记录在我们综合资产负债表的无形资产中。 该权益的处置被视为股权交易，未记录任何收益或亏损，并对非控股权益的公允价值进行了调整，以反映该附属公司所有权权益的变化。 我们大约拥有 71.5% 合资企业的;以及在下一个 二 几年来，Magnum可以选择以额外的价格收购我们的剩余权益 $182.4百万.
出售Glass Mountain Pipeline，LLC（“Glass Mountain”）的权益
2017年12月22日，我们出售了之前持有的 50% 对玻璃山感兴趣 净收益 $292.1百万 并录得处置收益 $108.6百万 截至2017年12月31日的三个月内在资产处置或减损损失（收益），净额在我们的综合运营报表中。
由于此次销售交易并不代表对我们的运营或财务业绩产生重大影响的战略转变，因此与我们原油物流部门这部分相关的业务尚未被归类为已终止业务。
终止存储分包协议
截至2017年3月31日止年度，我们同意终止原定于2017年1月开始、期限为 五年为了终止本协议，交易对手同意向我们支付特定金额 五平等付款始于2017年2月和次年1月 四年，并免除合伙企业的任何未来义务。因此，我们对未来付款进行了贴现，并记录了 $16.2百万截至2017年3月31日止年度综合经营报表中的其他（费用）收入净额。
开发协议终止
2016年6月3日，我们与水解决方案部门开发协议的对手方签订了一份买卖协议。根据协议支付的现金对价总额为 $49.6百万作为回报，我们收到了以下内容：
| |
• | 免除归因于我们某些水处理和处置设施的或有对价负债; |
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
| |
• | 某些地块和开发咸水处理井以及其他包含水井和设备的地块的许可证;以及 |
我们将该交易视为资产收购。我们分配 $1.2百万不动产、厂房和设备的总代价中， $3.3百万对于无形资产， $2.8百万对于非控股权益， $25.5百万解除或有对价负债以及 $16.9百万到开发协议的终止。我们录得 $21.3百万释放收益 $46.8百万或有对价负债，记录在 (损失)提前清偿负债的收益，净额截至2017年3月31日止年度的综合经营报表中。由于开发协议的终止，我们记录了 $22.7百万, 其中包括已注销的开发协议资产的账面价值(见 注：7).这笔损失记录在 资产处置或减损损失（收益），净额截至2017年3月31日止年度的综合经营报表中。
出售TLP公用单位
2016年4月1日，我们将我们拥有的所有TLP公共单元以大约$112.4百万以现金形式并记录出售收益 $104.1百万截至2017年3月31日止年度。这一收益报告在 资产处置或减损损失（收益），净额在我们的综合运营报表中。
附注17—待售资产、负债和可赎回非控制性权益以及已终止业务
如中所讨论的注：1截至2018年6月30日，我们符合将零售丙烷分部的资产、负债和可赎回非控股权益分类为持待售且业务分类为已终止的标准。2018年3月30日，我们将部分零售丙烷部门出售给BCC，净收益为 $212.4百万以现金形式出售，并录得处置收益 $89.3百万截至2018年3月31日止年度。2018年7月10日，我们完成了将几乎所有剩余零售丙烷部门出售给Superior，净收益为 $889.8百万以现金形式出售，并录得处置收益 $408.9百万截至2019年3月31日止年度。2018年8月14日，我们出售了之前持有的Victory Propane权益。看到 注：1进一步讨论
下表总结了2018年3月31日分类为持作出售的资产、负债和可赎回非控股权益的主要类别（单位：千）：
|
| | | | |
持有待售资产 | | |
现金和现金等价物 | | $ | 4,113 |
|
应收账款-贸易，净额 | | 45,924 |
|
盘存 | | 13,250 |
|
预付费用和其他流动资产 | | 2,796 |
|
财产、厂房和设备、净值 | | 201,340 |
|
商誉 | | 107,951 |
|
无形资产，净额 | | 141,328 |
|
其他资产 | | 902 |
|
持有待售资产总额 | | $ | 517,604 |
|
| | |
负债和可赎回持有待售非控制性权益 | | |
应付帐款--贸易 | | $ | 7,790 |
|
应计费用和其他应付款 | | 6,583 |
|
自客户收取之预付款项而言 | | 12,842 |
|
长期债务当期到期日 | | 2,550 |
|
长期债务，净额 | | 2,888 |
|
可赎回的非控股权益 | | 9,927 |
|
负债总额和持作出售的可赎回非控制性权益 | | $ | 42,580 |
|
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
下表总结了所示期间与我们前零售丙烷分部相关的已终止业务的运营业绩：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至2018年3月31日的年度， |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
| | (单位：千) |
收入 | | $ | 70,859 |
| | $ | 521,511 |
| | $ | 413,206 |
|
销售成本 | | 36,758 |
| | 269,367 |
| | 191,589 |
|
运营费用 | | 27,729 |
| | 129,789 |
| | 118,922 |
|
一般和行政费用 | | 2,589 |
| | 11,322 |
| | 10,761 |
|
折旧及摊销 | | 8,706 |
| | 43,692 |
| | 42,966 |
|
资产处置或减损收益，净额（1） | | (407,608 | ) | | (88,209 | ) | | (287 | ) |
非持续经营的营业收入 | | 402,685 |
| | 155,550 |
| | 49,255 |
|
未合并实体收益(亏损)中的权益 | | 1,183 |
| | 425 |
| | (746 | ) |
利息支出 | | (125 | ) | | (422 | ) | | (484 | ) |
其他收入，净额 | | 364 |
| | 1,330 |
| | 1,052 |
|
停止经营税前收入（2） | | 404,107 |
| | 156,883 |
| | 49,077 |
|
所得税费用 | | (988 | ) | | (103 | ) | | (5 | ) |
非持续经营所得的税后净额 | | $ | 403,119 |
| | $ | 156,780 |
| | $ | 49,072 |
|
| |
(1) | 年终金额 2019年3月31日包括以下收益$408.9百万2018年7月10日，我们几乎所有剩余的零售丙烷部门出售给Superior，部分被损失抵消 $1.3百万关于2018年3月30日将部分零售丙烷部门出售给BCC的事宜，涉及流动资金调整。 |
| |
(2) | 金额包括可赎回非控股权益应占的收入（亏损）。可赎回非控制性权益应占亏损为 $0.4百万截至该年度为止2019年3月31日可赎回非控制性权益应占收入为 $1.0百万截至该年度为止2018年3月31日. |
持续参与
自.起2019年3月31日，我们承诺出售给 7.4百万加仑丙烷，价值为 $5.7百万（根据合同价格）至2020年3月，我们前零售丙烷部门的买家Superior和BCC。止年度 2019年3月31日，我们收到了一个合并的 $84.2百万从Superior和BCC购买期间出售给他们的丙烷。
注：18-季度财务数据(未经审计)
下表总结了我们未经审计的季度财务数据。每个普通单位的净收益(亏损)的计算是按季度和年度分开进行的。由于普通合伙人和有限责任合伙人之间的收入分配，以及在计算这些数额时使用的加权平均未偿单位的差异，每个季度每个共同单位的净收益(亏损)总额可能不等于该年度的每个共同单位的净收益(亏损)。
我们以前的零售丙烷部门的业务(包括在非持续运营中，请参阅附注17)是季节性的，因为我们服务区的天气条件。其业绩受到冬季供暖季节要求的影响，冬季供暖季节要求通常导致每年10月至3月30日期间的净收益，以及每年4月1日至9月30日期间的净亏损或净收益减少。我们的液体部门也受到季节性波动的影响，因为冬季对丙烷和丁烷的需求通常较高。我们来自其他部门的运营收入对天气的敏感度较低。此外，中介绍的收购注：4影响年度内、年度间季度信息的可比性。
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 季度报告结束 | | 年终了 |
| 2018年6月30日 | | 2018年9月30日 | | 2018年12月31日 | | 2019年3月31日 | | 2019年3月31日 |
| (单位及每单位金额除外，以千计) |
总收入 | $ | 5,844,434 |
| | $ | 6,654,634 |
| | $ | 6,376,820 |
| | $ | 5,141,019 |
| | $ | 24,016,907 |
|
销售总成本 | $ | 5,696,156 |
| | $ | 6,509,527 |
| | $ | 6,114,384 |
| | $ | 4,964,850 |
| | $ | 23,284,917 |
|
持续经营收入(亏损) | $ | (165,248 | ) | | $ | (53,508 | ) | | $ | 110,432 |
| | $ | 44,600 |
| | $ | (63,724 | ) |
净(亏损)收益 | $ | (169,289 | ) | | $ | 354,939 |
| | $ | 110,528 |
| | $ | 43,217 |
| | $ | 339,395 |
|
NGL Energy Partners LP应占净（亏损）收入 | $ | (168,546 | ) | | $ | 355,505 |
| | $ | 110,835 |
| | $ | 62,253 |
| | $ | 360,047 |
|
单位基本（损失）收入 | | | | | | | | | |
持续经营收入(亏损) | $ | (1.52 | ) | | $ | (0.63 | ) | | $ | 0.65 |
| | $ | 0.21 |
| | $ | (1.26 | ) |
净(亏损)收益 | $ | (1.55 | ) | | $ | 2.70 |
| | $ | 0.65 |
| | $ | 0.20 |
| | $ | 2.01 |
|
单位单位稀释（损失）收入 | | | | | | | | | |
持续经营收入(亏损) | $ | (1.52 | ) | | $ | (0.63 | ) | | $ | 0.64 |
| | $ | 0.20 |
| | $ | (1.26 | ) |
净(亏损)收益 | $ | (1.55 | ) | | $ | 2.70 |
| | $ | 0.64 |
| | $ | 0.19 |
| | $ | 2.01 |
|
基本加权平均未偿还公用事业单位 | 121,544,421 |
| | 122,380,197 |
| | 123,892,680 |
| | 124,262,014 |
| | 123,017,064 |
|
摊薄加权平均未偿还公用事业单位 | 121,544,421 |
| | 122,380,197 |
| | 125,959,751 |
| | 126,926,589 |
| | 123,017,064 |
|
| | | | | | | | | |
| 季度报告结束 | | 年终了 |
| 2017年6月30日 | | 2017年9月30日 | | 2017年12月31日 | | 2018年3月31日 | | 2018年3月31日 |
| (单位及每单位金额除外，以千计) |
总收入 | $ | 3,730,705 |
| | $ | 3,876,676 |
| | $ | 4,353,783 |
| | $ | 4,946,132 |
| | $ | 16,907,296 |
|
销售总成本 | $ | 3,628,683 |
| | $ | 3,757,450 |
| | $ | 4,235,867 |
| | $ | 4,790,641 |
| | $ | 16,412,641 |
|
持续经营收入(亏损) | $ | (58,049 | ) | | $ | (164,293 | ) | | $ | 31,827 |
| | $ | (35,870 | ) | | $ | (226,385 | ) |
净(亏损)收益 | $ | (63,707 | ) | | $ | (173,579 | ) | | $ | 56,769 |
| | $ | 110,912 |
| | $ | (69,605 | ) |
NGL Energy Partners LP应占净（亏损）收入 | $ | (63,362 | ) | | $ | (173,371 | ) | | $ | 56,256 |
| | $ | 109,602 |
| | $ | (70,875 | ) |
单位基本（损失）收入 | | | | | | | | | |
持续经营收入(亏损) | $ | (0.56 | ) | | $ | (1.49 | ) | | $ | 0.13 |
| | $ | (0.44 | ) | | $ | (2.37 | ) |
净(亏损)收益 | $ | (0.61 | ) | | $ | (1.56 | ) | | $ | 0.33 |
| | $ | 0.76 |
| | $ | (1.08 | ) |
单位单位稀释（损失）收入 | | | | | | | | | |
持续经营收入(亏损) | $ | (0.56 | ) | | $ | (1.49 | ) | | $ | 0.12 |
| | $ | (0.28 | ) | | $ | (2.37 | ) |
净(亏损)收益 | $ | (0.61 | ) | | $ | (1.56 | ) | | $ | 0.32 |
| | $ | 0.71 |
| | $ | (1.08 | ) |
基本加权平均未偿还公用事业单位 | 120,535,909 |
| | 121,314,636 |
| | 120,844,008 |
| | 121,271,959 |
| | 120,991,340 |
|
摊薄加权平均未偿还公用事业单位 | 120,535,909 |
| | 121,314,636 |
| | 124,161,966 |
| | 146,868,349 |
| | 120,991,340 |
|
以下总结了截至年度内认可的重要项目 2019年3月31日和2018:
截至2019年3月31日的年度
| |
• | 在2019财年第四季度，我们记录了与Sawtooth相关的善意损失（请参阅 注：6); |
| |
• | 2019年2月28日，我们出售了South Pecos水处理业务并录得收益（请参阅 注：16); |
| |
• | 2018年11月30日，我们出售了巴肯海水处置业务并录得收益（请参阅 注：16); |
| |
• | 2018年7月10日，我们几乎出售了所有剩余的零售丙烷部门，并录得收益（请参阅 附注17); |
| |
• | 2018年5月3日，我们出售了之前持有的E Energy Adams，LLC权益，并录得收益（请参阅 注：2)；及 |
| |
• | 在2019财年，我们回购了部分2019年票据和2023年票据，并赎回了未偿还的2019年票据和2021年票据，并因这些票据的提前报废而记录了亏损（请参阅 注：8). |
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
截至2018年3月31日的年度
| |
• | 2018年3月30日，我们将部分零售丙烷部门出售给BCC并录得收益（请参阅 附注17); |
| |
• | 2018年3月30日，我们关闭了与Sawtooth相关的合资企业，并出售了我们在Sawtooth的部分权益（请参阅 注：16); |
| |
• | 2017年12月22日，我们出售了之前持有的 对玻璃山感兴趣(见注：16); |
| |
• | 在2018财年第二季度，我们记录了与Sawtooth相关的善意损失（请参阅 注：6); |
| |
• | 在2018财年，我们回购了部分2019年票据、2023年票据和2025年票据，并因这些票据的提前报废而录得净收益（请参阅 注：8)；及 |
| |
• | 在2018财年第一和第三季度，我们回购了部分以及所有剩余未偿还的高级担保票据，并因这些票据的提前报废而记录了损失（请参阅 注：8). |
注：19—后续事件
发行C类优先单位
2019年4月2日，我们发布C类首选单位。看到 注：10进一步讨论
赎回A类优先单位
2019年4月5日，我们赎回了部分A类优先单位，并于2019年5月11日，我们赎回了剩余未赎回的A类优先单位。看到 注：10以供进一步讨论。由于赎回，贾里德·帕克辞去了我们普通合伙人的董事会职务。
认股权证的行使
2019年4月5日，Oaktree 行使了所有的剩余购买普通单位的授权书。看见注：10进一步讨论
发行2026年纸币
2019年4月9日，我们发行了2026年票据。看到 注：8进一步讨论
收购
2019年5月14日，我们与Mesquite Dissemble Unlimited，LLC（“Mesquite”）达成最终协议，以约3.5美元收购其所有资产 $892.5百万.梅斯基特SWD Inc.将继续担任梅斯基特现任管理团队领导的梅斯基特资产的运营商。这些资产包括新墨西哥州埃迪县和利县以及德克萨斯州洛夫县的完全互联的气田水管道运输和处置系统。关闭时，梅斯基特系统预计将拥有 35总共有盐水处理井。该交易须遵守某些监管和其他习惯成交条件，预计将于2019年7月完成。
2019年4月10日，我们收购了 一盐水处理设施（包括 三海水处理井)，总的考虑约为$53.0百万.
2019年4月3日，我们收购了土地和二海水处理井的总考虑约为$13.0百万.
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
注：20-合并担保人和非担保人财务信息
我们的若干全资附属公司已共同及个别、全面及无条件地为高级无抵押票据提供担保(见注：8)。根据S-X法规第3-10条，我们已将NGL Energy Partners LP(母公司)、NGL Energy Finance Corp.、合并后的保证人子公司和非保证人子公司的合并财务信息列于下表。NGL Energy Partners LP和NGL Energy Finance Corp.是高级无担保票据的联合发行人。自NGL Energy Partners LP收到发行高级无担保票据的收益以来，所有活动已反映在下表的NGL Energy Partners LP(母公司)一栏中。
于下表所列期间，若干附属公司的地位有所改变，因为它们或成为高级无抵押票据的担保人，或不再是高级无抵押票据的担保人。就下表而言，当附属公司的状况发生改变时，所有附属公司的活动均会根据该附属公司于资产负债表日的状况而列入担保人附属公司一栏或非担保人附属公司一栏，而不论该年度内的活动为何。
没有重大限制阻止母公司或任何担保子公司通过股息或贷款从各自的子公司获得资金。担保人子公司的资产(对非担保人子公司的投资除外)均不是根据修订后的1933年证券法S-X条例第4-08(E)(3)条规定的限制性净资产。
就下表而言，(I)合并财务资料按法人单位呈列，(Ii)于合并附属公司的投资按权益法投资入账，及(Iii)对合并实体的缴款、分配及垫款在合并现金流量表的合并现金流量表的预付款净变动内按净额列报。
正如在 注：1和附注17，与前零售丙烷部门相关的资产和负债已在我们2018年3月31日的综合资产负债表内归类为待售，与前零售丙烷部门相关的运营结果和现金流量(包括胜利丙烷的收益中的权益)已在所有列报期间归类为非持续经营，前几个期间在综合经营报表和综合现金流量表中进行了追溯调整。
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
合并资产负债表
(单位：千)
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2019年3月31日 |
| | NGL能源
合作伙伴LP
(家长) | | NGL能源
金融公司 | | 担保人
附属公司 | | 非担保人
附属公司 | | 正在巩固
调整 | | 已整合 |
资产 | | | | | | | | | | | | |
流动资产： | | | | | | | | | | | | |
现金和现金等价物 | | $ | 12,798 |
| | $ | — |
| | $ | 3,728 |
| | $ | 2,046 |
| | $ | — |
| | $ | 18,572 |
|
应收账款-贸易，扣除可疑账款备抵 | | — |
| | — |
| | 1,160,908 |
| | 2,011 |
| | — |
| | 1,162,919 |
|
应收账款-附属公司 | | — |
| | — |
| | 12,867 |
| | — |
| | — |
| | 12,867 |
|
盘存 | | — |
| | — |
| | 462,109 |
| | 1,034 |
| | — |
| | 463,143 |
|
预付费用和其他流动资产 | | — |
| | — |
| | 154,697 |
| | 475 |
| | — |
| | 155,172 |
|
流动资产总额 | | 12,798 |
| | — |
| | 1,794,309 |
| | 5,566 |
| | — |
| | 1,812,673 |
|
财产、厂房和设备，扣除累计折旧 | | — |
| | — |
| | 1,635,637 |
| | 208,856 |
| | — |
| | 1,844,493 |
|
商誉 | | — |
| | — |
| | 1,140,686 |
| | 5,175 |
| | — |
| | 1,145,861 |
|
无形资产，扣除累计摊销 | | — |
| | — |
| | 862,988 |
| | 75,347 |
| | — |
| | 938,335 |
|
对未合并实体的投资 | | — |
| | — |
| | 1,127 |
| | — |
| | — |
| | 1,127 |
|
净公司间应收账款（应付账款） | | 862,186 |
| | — |
| | (808,610 | ) | | (53,576 | ) | | — |
| | — |
|
对合并子公司的投资 | | 2,503,848 |
| | — |
| | 170,690 |
| | — |
| | (2,674,538 | ) | | — |
|
其他非流动资产 | | — |
| | — |
| | 160,004 |
| | — |
| | — |
| | 160,004 |
|
总资产 | | $ | 3,378,832 |
| | $ | — |
| | $ | 4,956,831 |
| | $ | 241,368 |
| | $ | (2,674,538 | ) | | $ | 5,902,493 |
|
负债和权益 | | | | | | | | | | | | |
当前负债和可赎回的非控制性权益： | | | | | | | | | | | | |
应付帐款--贸易 | | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 957,724 |
| | $ | 6,941 |
| | $ | — |
| | $ | 964,665 |
|
应付账款-附属公司 | | 1 |
| | — |
| | 28,468 |
| | — |
| | — |
| | 28,469 |
|
应计费用和其他应付款 | | 25,497 |
| | — |
| | 221,456 |
| | 1,497 |
| | — |
| | 248,450 |
|
自客户收取之预付款项而言 | | — |
| | — |
| | 8,010 |
| | 911 |
| | — |
| | 8,921 |
|
长期债务当期到期日 | | — |
| | — |
| | 648 |
| | — |
| | — |
| | 648 |
|
流动负债总额和可赎回非控制性权益 | | 25,498 |
| | — |
| | 1,216,306 |
| | 9,349 |
| | — |
| | 1,251,153 |
|
长期债务，扣除债务发行成本和当前期限 | | 984,450 |
| | — |
| | 1,175,683 |
| | — |
| | — |
| | 2,160,133 |
|
其他非流动负债 | | — |
| | — |
| | 60,994 |
| | 2,581 |
| | — |
| | 63,575 |
|
A类10.75%可转换组件 | | 149,814 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 149,814 |
|
股本： | | | | | | | | | | | | |
合伙人权益 | | 2,219,070 |
| | — |
| | 2,503,848 |
| | 229,693 |
| | (2,733,286 | ) | | 2,219,325 |
|
累计其他综合损失 | | — |
| | — |
| | — |
| | (255 | ) | | — |
| | (255 | ) |
非控制性权益 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 58,748 |
| | 58,748 |
|
总股本 | | 2,219,070 |
| | — |
| | 2,503,848 |
| | 229,438 |
| | (2,674,538 | ) | | 2,277,818 |
|
负债和权益总额 | | $ | 3,378,832 |
| | $ | — |
| | $ | 4,956,831 |
| | $ | 241,368 |
| | $ | (2,674,538 | ) | | $ | 5,902,493 |
|
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
合并资产负债表
(单位：千)
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2018年3月31日 |
| | NGL能源
合作伙伴LP
(家长) | | NGL能源
金融公司 | | 担保人
附属公司 | | 非担保人
附属公司 | | 正在巩固
调整 | | 已整合 |
资产 | | | | | | | | | | | | |
流动资产： | | | | | | | | | | | | |
现金和现金等价物 | | $ | 16,915 |
| | $ | — |
| | $ | 3,329 |
| | $ | 1,850 |
| | $ | — |
| | $ | 22,094 |
|
应收账款-贸易，扣除可疑账款备抵 | | — |
| | — |
| | 1,021,616 |
| | 5,148 |
| | — |
| | 1,026,764 |
|
应收账款-附属公司 | | — |
| | — |
| | 4,772 |
| | — |
| | — |
| | 4,772 |
|
盘存 | | — |
| | — |
| | 550,978 |
| | 325 |
| | — |
| | 551,303 |
|
预付费用和其他流动资产 | | — |
| | — |
| | 128,311 |
| | 431 |
| | — |
| | 128,742 |
|
持有待售资产 | | — |
| | — |
| | 490,800 |
| | 26,804 |
| | — |
| | 517,604 |
|
流动资产总额 | | 16,915 |
| | — |
| | 2,199,806 |
| | 34,558 |
| | — |
| | 2,251,279 |
|
财产、厂房和设备，扣除累计折旧 | | — |
| | — |
| | 1,371,495 |
| | 147,112 |
| | — |
| | 1,518,607 |
|
商誉 | | — |
| | — |
| | 1,127,347 |
| | 77,260 |
| | — |
| | 1,204,607 |
|
无形资产，扣除累计摊销 | | — |
| | — |
| | 829,449 |
| | 83,705 |
| | — |
| | 913,154 |
|
对未合并实体的投资 | | — |
| | — |
| | 17,236 |
| | — |
| | — |
| | 17,236 |
|
净公司间应收账款（应付账款） | | 2,110,940 |
| | — |
| | (2,121,741 | ) | | 10,801 |
| | — |
| | — |
|
对合并子公司的投资 | | 1,703,327 |
| | — |
| | 244,109 |
| | — |
| | (1,947,436 | ) | | — |
|
贷款应收附属机构 | | — |
| | — |
| | 1,200 |
| | — |
| | — |
| | 1,200 |
|
其他非流动资产 | | — |
| | — |
| | 245,039 |
| | — |
| | — |
| | 245,039 |
|
总资产 | | $ | 3,831,182 |
| | $ | — |
| | $ | 3,913,940 |
| | $ | 353,436 |
| | $ | (1,947,436 | ) | | $ | 6,151,122 |
|
负债和权益 | | | | | | | | | | | | |
当前负债和可赎回的非控制性权益： | | | | | | | | | | | | |
应付帐款--贸易 | | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 850,607 |
| | $ | 2,232 |
| | $ | — |
| | $ | 852,839 |
|
应付账款-附属公司 | | 1 |
| | — |
| | 1,253 |
| | — |
| | — |
| | 1,254 |
|
应计费用和其他应付款 | | 41,104 |
| | — |
| | 181,115 |
| | 1,285 |
| | — |
| | 223,504 |
|
自客户收取之预付款项而言 | | — |
| | — |
| | 4,507 |
| | 3,867 |
| | — |
| | 8,374 |
|
长期债务当期到期日 | | — |
| | — |
| | 646 |
| | — |
| | — |
| | 646 |
|
负债和持作出售的可赎回非控制性权益 | | — |
| | — |
| | 30,066 |
| | 12,514 |
| | — |
| | 42,580 |
|
流动负债总额和可赎回非控制性权益 | | 41,105 |
| | — |
| | 1,068,194 |
| | 19,898 |
| | — |
| | 1,129,197 |
|
长期债务，扣除债务发行成本和当前期限 | | 1,704,909 |
| | — |
| | 974,831 |
| | — |
| | — |
| | 2,679,740 |
|
其他非流动负债 | | — |
| | — |
| | 167,588 |
| | 5,926 |
| | — |
| | 173,514 |
|
A类10.75%可转换组件 | | 82,576 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 82,576 |
|
股本： | | | | | | | | | | | | |
合伙人权益 | | 2,002,592 |
| | — |
| | 1,704,896 |
| | 327,858 |
| | (2,030,939 | ) | | 2,004,407 |
|
累计其他综合损失 | | — |
| | — |
| | (1,569 | ) | | (246 | ) | | — |
| | (1,815 | ) |
非控制性权益 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 83,503 |
| | 83,503 |
|
总股本 | | 2,002,592 |
| | — |
| | 1,703,327 |
| | 327,612 |
| | (1,947,436 | ) | | 2,086,095 |
|
负债和权益总额 | | $ | 3,831,182 |
| | $ | — |
| | $ | 3,913,940 |
| | $ | 353,436 |
| | $ | (1,947,436 | ) | | $ | 6,151,122 |
|
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
合并业务报表
(单位：千)
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年3月31日的年度 |
| | NGL能源
Partners LP
(家长) | | NGL能源
金融公司 | | 担保人
附属公司 | | 非担保人
附属公司 | | 正在巩固
调整 | | 已整合 |
| | | | | | | | | | | | |
收入 | | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 23,993,347 |
| | $ | 27,542 |
| | $ | (3,982 | ) | | $ | 24,016,907 |
|
销售成本 | | — |
| | — |
| | 23,287,875 |
| | 1,024 |
| | (3,982 | ) | | 23,284,917 |
|
运营成本和支出： | | | | | | | | | | | | |
运营中 | | — |
| | — |
| | 227,216 |
| | 13,468 |
| | — |
| | 240,684 |
|
一般和行政 | | — |
| | — |
| | 106,722 |
| | 812 |
| | — |
| | 107,534 |
|
折旧及摊销 | | — |
| | — |
| | 202,400 |
| | 10,460 |
| | — |
| | 212,860 |
|
(收益)资产处置或减值损失，净额 | | — |
| | — |
| | (31,924 | ) | | 66,220 |
| | — |
| | 34,296 |
|
负债重估 | | — |
| | — |
| | (5,373 | ) | | — |
| | — |
| | (5,373 | ) |
营业收入(亏损) | | — |
| | — |
| | 206,431 |
| | (64,442 | ) | | — |
| | 141,989 |
|
其他收入(支出)： | | | | | | | | | | | | |
未合并实体收益中的权益 | | — |
| | — |
| | 2,533 |
| | — |
| | — |
| | 2,533 |
|
利息支出 | | (104,716 | ) | | — |
| | (60,009 | ) | | (46 | ) | | 45 |
| | (164,726 | ) |
提前免除负债损失，净 | | (12,340 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (12,340 | ) |
其他费用，净额 | | — |
| | — |
| | (29,715 | ) | | — |
| | (231 | ) | | (29,946 | ) |
所得税前持续经营的（损失）收入 | | (117,056 | ) | | — |
| | 119,240 |
| | (64,488 | ) | | (186 | ) | | (62,490 | ) |
所得税费用 | | — |
| | — |
| | (1,234 | ) | | — |
| | — |
| | (1,234 | ) |
合并子公司持续经营净收益（亏损）中的权益 | | 477,103 |
| | — |
| | (44,865 | ) | | — |
| | (432,238 | ) | | — |
|
持续经营收入（损失） | | 360,047 |
| | — |
| | 73,141 |
| | (64,488 | ) | | (432,424 | ) | | (63,724 | ) |
非持续经营的收入(亏损)，税后净额 | | — |
| | — |
| | 403,962 |
| | (1,029 | ) | | 186 |
| | 403,119 |
|
净收益(亏损) | | 360,047 |
| | — |
| | 477,103 |
| | (65,517 | ) | | (432,238 | ) | | 339,395 |
|
减：归因于非控制性权益的净损失 | | | | | | | | | | 20,206 |
| | 20,206 |
|
减：归因于可赎回非控制性权益的净损失 | | | | | | | | | | 446 |
| | 446 |
|
净收入（损失）归属于NGL Energy Partnerner LP | | $ | 360,047 |
| | $ | — |
| | $ | 477,103 |
| | $ | (65,517 | ) | | $ | (411,586 | ) | | $ | 360,047 |
|
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
合并业务报表
(单位：千)
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2018年3月31日的年度 |
| | NGL能源
Partners LP
(家长) | | NGL能源
金融公司 | | 担保人
附属公司 | | 非担保人
附属公司 | | 正在巩固
调整 | | 已整合 |
| | | | | | | | | | | | |
收入 | | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 16,888,834 |
| | $ | 19,954 |
| | $ | (1,492 | ) | | $ | 16,907,296 |
|
销售成本 | | — |
| | — |
| | 16,412,642 |
| | 1,491 |
| | (1,492 | ) | | 16,412,641 |
|
运营成本和支出： | | | | | | | | | | | | |
运营中 | | — |
| | — |
| | 194,048 |
| | 7,020 |
| | — |
| | 201,068 |
|
一般和行政 | | — |
| | — |
| | 97,552 |
| | 577 |
| | — |
| | 98,129 |
|
折旧及摊销 | | — |
| | — |
| | 198,119 |
| | 10,901 |
| | — |
| | 209,020 |
|
(收益)资产处置或减值损失，净额 | | — |
| | — |
| | (133,979 | ) | | 116,875 |
| | — |
| | (17,104 | ) |
负债重估 | | — |
| | — |
| | 20,124 |
| | 592 |
| | — |
| | 20,716 |
|
营业收入(亏损) | | — |
| | — |
| | 100,328 |
| | (117,502 | ) | | — |
| | (17,174 | ) |
其他收入(支出)： | | | | | | | | | | | | |
未合并实体收益中的权益 | | — |
| | — |
| | 7,539 |
| | — |
| | — |
| | 7,539 |
|
利息支出 | | (142,159 | ) | | — |
| | (56,988 | ) | | (46 | ) | | 45 |
| | (199,148 | ) |
提前免除负债损失，净 | | (23,201 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (23,201 | ) |
其他收入，净额 | | — |
| | — |
| | 7,753 |
| | 19 |
| | (819 | ) | | 6,953 |
|
所得税前持续经营的（损失）收入 | | (165,360 | ) | | — |
| | 58,632 |
| | (117,529 | ) | | (774 | ) | | (225,031 | ) |
所得税费用 | | — |
| | — |
| | (1,354 | ) | | — |
| | — |
| | (1,354 | ) |
合并子公司持续经营净收益（亏损）中的权益 | | 94,485 |
| | — |
| | (116,224 | ) | | — |
| | 21,739 |
| | — |
|
来自持续经营业务之亏损 | | (70,875 | ) | | — |
| | (58,946 | ) | | (117,529 | ) | | 20,965 |
| | (226,385 | ) |
非持续经营收入，税后净额 | | — |
| | — |
| | 153,431 |
| | 2,575 |
| | 774 |
| | 156,780 |
|
净(亏损)收益 | | (70,875 | ) | | — |
| | 94,485 |
| | (114,954 | ) | | 21,739 |
| | (69,605 | ) |
减去：可归因于非控股权益的净收入 | | | | | | | | | | (240 | ) | | (240 | ) |
减：归属于可赎回非控制性权益的净收入 | | | | | | | | | | (1,030 | ) | | (1,030 | ) |
净（损失）收入归属于NGL Energy Partnerner LP | | $ | (70,875 | ) | | $ | — |
| | $ | 94,485 |
| | $ | (114,954 | ) | | $ | 20,469 |
| | $ | (70,875 | ) |
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
合并业务报表
(单位：千)
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2017年3月31日的年度 |
| | NGL能源
Partners LP
(家长) | | NGL能源
金融公司 | | 担保人
附属公司 | | 非担保人
附属公司 | | 正在巩固
调整 | | 已整合 |
| | | | | | | | | | | | |
收入 | | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 12,688,354 |
| | $ | 19,639 |
| | $ | (790 | ) | | $ | 12,707,203 |
|
销售成本 | | — |
| | — |
| | 12,228,661 |
| | 533 |
| | (790 | ) | | 12,228,404 |
|
运营成本和支出： | | | | | | | | | | | | |
运营中 | | — |
| | — |
| | 182,476 |
| | 6,527 |
| | — |
| | 189,003 |
|
一般和行政 | | — |
| | — |
| | 105,402 |
| | 403 |
| | — |
| | 105,805 |
|
折旧及摊销 | | — |
| | — |
| | 172,798 |
| | 7,441 |
| | — |
| | 180,239 |
|
资产处置或减值收益，净额 | | — |
| | — |
| | (208,890 | ) | | — |
| | — |
| | (208,890 | ) |
负债重估 | | — |
| | — |
| | 6,305 |
| | 412 |
| | — |
| | 6,717 |
|
营业收入 | | — |
| | — |
| | 201,602 |
| | 4,323 |
| | — |
| | 205,925 |
|
其他收入(支出)： | | | | | | | | | | | | |
未合并实体收益中的权益 | | — |
| | — |
| | 3,830 |
| | — |
| | — |
| | 3,830 |
|
重估投资价值 | | — |
| | — |
| | (14,365 | ) | | — |
| | — |
| | (14,365 | ) |
利息支出 | | (91,259 | ) | | — |
| | (58,607 | ) | | (174 | ) | | 46 |
| | (149,994 | ) |
提前免除负债的收益，净额 | | 8,507 |
| | — |
| | 16,220 |
| | — |
| | — |
| | 24,727 |
|
其他收入，净额 | | — |
| | — |
| | 27,205 |
| | — |
| | (593 | ) | | 26,612 |
|
所得税前持续经营的（损失）收入 | | (82,752 | ) | | — |
| | 175,885 |
| | 4,149 |
| | (547 | ) | | 96,735 |
|
所得税费用 | | — |
| | — |
| | (1,933 | ) | | — |
| | — |
| | (1,933 | ) |
合并子公司持续经营净收益（亏损）中的权益 | | 219,794 |
| | — |
| | (1,336 | ) | | — |
| | (218,458 | ) | | — |
|
持续经营收入 | | 137,042 |
| | — |
| | 172,616 |
| | 4,149 |
| | (219,005 | ) | | 94,802 |
|
非持续经营收入，税后净额 | | — |
| | — |
| | 47,178 |
| | 1,347 |
| | 547 |
| | 49,072 |
|
净收入 | | 137,042 |
| | — |
| | 219,794 |
| | 5,496 |
| | (218,458 | ) | | 143,874 |
|
减去：可归因于非控股权益的净收入 | | | | | | | | | | (6,832 | ) | | (6,832 | ) |
净收入归属于NGL Energy Partnerner LP | | $ | 137,042 |
| | $ | — |
| | $ | 219,794 |
| | $ | 5,496 |
| | $ | (225,290 | ) | | $ | 137,042 |
|
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
综合收益表（亏损）
(单位：千)
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年3月31日的年度 |
| | NGL能源
Partners LP
(家长) | | NGL能源
金融公司 | | 担保人
附属公司 | | 非担保人
附属公司 | | 正在巩固
调整 | | 已整合 |
| | | | | | | | | | | | |
净收益(亏损) | | $ | 360,047 |
| | $ | — |
| | $ | 477,103 |
| | $ | (65,517 | ) | | $ | (432,238 | ) | | $ | 339,395 |
|
其他综合（loss）收入 | | — |
| | — |
| | (18 | ) | | 9 |
| | — |
| | (9 | ) |
综合收益(亏损) | | $ | 360,047 |
| | $ | — |
| | $ | 477,085 |
| | $ | (65,508 | ) | | $ | (432,238 | ) | | $ | 339,386 |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2018年3月31日的年度 |
| | NGL能源
Partners LP
(家长) | | NGL能源
金融公司 | | 担保人
附属公司 | | 非担保人
附属公司 | | 正在巩固
调整 | | 已整合 |
| | | | | | | | | | | | |
净(亏损)收益 | | $ | (70,875 | ) | | $ | — |
| | $ | 94,485 |
| | $ | (114,954 | ) | | $ | 21,739 |
| | $ | (69,605 | ) |
其他全面收益(亏损) | | — |
| | — |
| | 58 |
| | (45 | ) | | — |
| | 13 |
|
综合(亏损)收益 | | $ | (70,875 | ) | | $ | — |
| | $ | 94,543 |
| | $ | (114,999 | ) | | $ | 21,739 |
| | $ | (69,592 | ) |
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2017年3月31日的年度 |
| | NGL能源
Partners LP
(家长) | | NGL能源
金融公司 | | 担保人
附属公司 | | 非担保人
附属公司 | | 正在巩固
调整 | | 已整合 |
| | | | | | | | | | | | |
净收入 | | $ | 137,042 |
| | $ | — |
| | $ | 219,794 |
| | $ | 5,496 |
| | $ | (218,458 | ) | | $ | 143,874 |
|
其他综合损失 | | — |
| | — |
| | (1,626 | ) | | (45 | ) | | — |
| | (1,671 | ) |
综合收益 | | $ | 137,042 |
| | $ | — |
| | $ | 218,168 |
| | $ | 5,451 |
| | $ | (218,458 | ) | | $ | 142,203 |
|
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
合并现金流量表
(单位：千)
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年3月31日的年度 |
| | NGL能源
Partners LP
(家长) | | NGL能源
金融公司 | | 担保人
附属公司 | | 非担保人
附属公司 | | 合并调整 | | 已整合 |
经营活动： | | | | | | | | | | | | |
经营活动-持续经营提供的净现金（用于） | | $ | (116,033 | ) | | $ | — |
| | $ | 451,284 |
| | $ | (27,551 | ) | | $ | (186 | ) | | $ | 307,514 |
|
业务活动提供的现金净额—已终止业务 | | — |
| | — |
| | 26,515 |
| | 3,221 |
| | — |
| | 29,736 |
|
经营活动提供的现金净额(用于) | | (116,033 | ) | | — |
| | 477,799 |
| | (24,330 | ) | | (186 | ) | | 337,250 |
|
投资活动： | | | | | | | | | | | | |
资本支出 | | — |
| | — |
| | (414,549 | ) | | (41,064 | ) | | — |
| | (455,613 | ) |
收购，扣除收购现金后的净额 | | — |
| | — |
| | (313,009 | ) | | (3,927 | ) | | — |
| | (316,936 | ) |
大宗商品衍生品净结算 | | — |
| | — |
| | 18,405 |
| | — |
| | — |
| | 18,405 |
|
出售资产所得收益 | | — |
| | — |
| | 16,177 |
| | — |
| | — |
| | 16,177 |
|
企业和投资剥离收益，净 | | — |
| | — |
| | 335,809 |
| | — |
| | — |
| | 335,809 |
|
对未合并实体的投资 | | — |
| | — |
| | (389 | ) | | — |
| | — |
| | (389 | ) |
来自未合并实体的资本分配 | | — |
| | — |
| | 1,440 |
| | — |
| | — |
| | 1,440 |
|
液化天然气设施贷款偿还 | | — |
| | — |
| | 10,336 |
| | — |
| | — |
| | 10,336 |
|
向附属公司提供贷款 | | — |
| | — |
| | (1,515 | ) | | — |
| | — |
| | (1,515 | ) |
投资活动所用现金净额—持续经营业务 | | — |
| | — |
| | (347,295 | ) | | (44,991 | ) | | — |
| | (392,286 | ) |
投资活动-已终止业务提供的净现金 | | — |
| | — |
| | 838,777 |
| | 6,982 |
| | — |
| | 845,759 |
|
投资活动提供(用于)的现金净额 | | — |
| | — |
| | 491,482 |
| | (38,009 | ) | | — |
| | 453,473 |
|
融资活动： | | | | | | | | | | | | |
循环信贷安排下借款的收益 | | — |
| | — |
| | 4,098,500 |
| | — |
| | — |
| | 4,098,500 |
|
循环信贷安排的付款 | | — |
| | — |
| | (3,897,000 | ) | | — |
| | — |
| | (3,897,000 | ) |
高级有担保和高级无担保票据的偿还和回购 | | (737,058 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (737,058 | ) |
其他长期债务的偿还 | | — |
| | — |
| | (653 | ) | | — |
| | — |
| | (653 | ) |
发债成本 | | (30 | ) | | — |
| | (1,353 | ) | | — |
| | — |
| | (1,383 | ) |
非控股权益所有者的贡献，净额 | | — |
| | — |
| | — |
| | 169 |
| | — |
| | 169 |
|
向普通和共同单位合作伙伴以及首选单位持有人分配 | | (236,633 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (236,633 | ) |
回购认股权证 | | (14,988 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (14,988 | ) |
普通单位回购和取消 | | (297 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (297 | ) |
结算付款和提前免除债务 | | — |
| | — |
| | (4,577 | ) | | — |
| | — |
| | (4,577 | ) |
合并实体预付款净变化 | | 1,100,922 |
| | — |
| | (1,163,504 | ) | | 62,396 |
| | 186 |
| | — |
|
融资活动提供（用于）的净现金-持续经营 | | 111,916 |
| | — |
| | (968,587 | ) | | 62,565 |
| | 186 |
| | (793,920 | ) |
融资活动使用的现金净额-已终止业务 | | — |
| | — |
| | (295 | ) | | (30 | ) | | — |
| | (325 | ) |
融资活动提供(用于)的现金净额 | | 111,916 |
| | — |
| | (968,882 | ) | | 62,535 |
| | 186 |
| | (794,245 | ) |
现金及现金等价物净(减)增 | | (4,117 | ) | | — |
| | 399 |
| | 196 |
| | — |
| | (3,522 | ) |
期初现金及现金等价物 | | 16,915 |
| | — |
| | 3,329 |
| | 1,850 |
| | — |
| | 22,094 |
|
期末现金和现金等价物 | | $ | 12,798 |
| | $ | — |
| | $ | 3,728 |
| | $ | 2,046 |
| | $ | — |
| | $ | 18,572 |
|
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
合并现金流量表
(单位：千)
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2018年3月31日的年度 |
| | NGL能源
Partners LP
(家长) | | NGL能源
金融公司 | | 担保人
附属公司 | | 非担保人
附属公司 | | 合并调整 | | 已整合 |
经营活动： | | | | | | | | | | | | |
经营活动-持续经营提供的净现金（用于） | | $ | (141,967 | ) | | $ | — |
| | $ | 186,959 |
| | $ | 9,411 |
| | $ | (774 | ) | | $ | 53,629 |
|
业务活动提供的现金净额—已终止业务 | | — |
| | — |
| | 80,857 |
| | 3,481 |
| | — |
| | 84,338 |
|
经营活动提供的现金净额(用于) | | (141,967 | ) | | — |
| | 267,816 |
| | 12,892 |
| | (774 | ) | | 137,967 |
|
投资活动： | | | | | | | | | | | | |
资本支出 | | — |
| | — |
| | (130,760 | ) | | (3,001 | ) | | — |
| | (133,761 | ) |
收购，扣除收购现金后的净额 | | — |
| | — |
| | 3,100 |
| | (22,997 | ) | | — |
| | (19,897 | ) |
大宗商品衍生品净结算 | | — |
| | — |
| | (100,405 | ) | | — |
| | — |
| | (100,405 | ) |
出售资产所得收益 | | — |
| | — |
| | 33,844 |
| | — |
| | — |
| | 33,844 |
|
企业和投资剥离收益，净 | | — |
| | — |
| | 292,112 |
| | 37,668 |
| | — |
| | 329,780 |
|
与胜利丙烷的交易（注13） | | — |
| | — |
| | (6,424 | ) | | — |
| | — |
| | (6,424 | ) |
对未合并实体的投资 | | — |
| | — |
| | (21,465 | ) | | — |
| | — |
| | (21,465 | ) |
来自未合并实体的资本分配 | | — |
| | — |
| | 11,969 |
| | — |
| | — |
| | 11,969 |
|
液化天然气设施贷款偿还 | | — |
| | — |
| | 10,052 |
| | — |
| | — |
| | 10,052 |
|
向附属公司提供贷款 | | — |
| | — |
| | (2,510 | ) | | — |
| | — |
| | (2,510 | ) |
偿还附属公司的贷款 | | — |
| | — |
| | 4,160 |
| | — |
| | — |
| | 4,160 |
|
投资活动-持续经营提供的净现金 | | — |
| | — |
| | 93,673 |
| | 11,670 |
| | — |
| | 105,343 |
|
投资活动提供（用于）已终止业务的净现金 | | — |
| | — |
| | 165,958 |
| | (719 | ) | | — |
| | 165,239 |
|
投资活动提供的现金净额 | | — |
| | — |
| | 259,631 |
| | 10,951 |
| | — |
| | 270,582 |
|
融资活动： | | | | | | | | | | | | |
循环信贷安排下借款的收益 | | — |
| | — |
| | 2,434,500 |
| | — |
| | — |
| | 2,434,500 |
|
循环信贷安排的付款 | | — |
| | — |
| | (2,279,500 | ) | | — |
| | — |
| | (2,279,500 | ) |
高级有担保和高级无担保票据的偿还和回购 | | (486,699 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (486,699 | ) |
其他长期债务的偿还 | | — |
| | — |
| | (877 | ) | | — |
| | — |
| | (877 | ) |
发债成本 | | (692 | ) | | — |
| | (2,008 | ) | | — |
| | — |
| | (2,700 | ) |
非控股权益所有者的贡献，净额 | | — |
| | — |
| | — |
| | 23 |
| | — |
| | 23 |
|
向普通和共同单位合作伙伴以及首选单位持有人分配 | | (225,067 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (225,067 | ) |
对非控股股东的分配 | | — |
| | — |
| | — |
| | (3,082 | ) | | — |
| | (3,082 | ) |
出售优先单位的收益，扣除发行成本 | | 202,731 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 202,731 |
|
回购认股权证 | | (10,549 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (10,549 | ) |
普通单位回购和取消 | | (15,817 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (15,817 | ) |
结算付款和提前免除债务 | | — |
| | — |
| | (3,408 | ) | | — |
| | — |
| | (3,408 | ) |
合并实体预付款净变化 | | 688,718 |
| | — |
| | (669,452 | ) | | (20,040 | ) | | 774 |
| | — |
|
融资活动提供（用于）的净现金-持续经营 | | 152,625 |
| | — |
| | (520,745 | ) | | (23,099 | ) | | 774 |
| | (390,445 | ) |
融资活动使用的现金净额-已终止业务 | | — |
| | — |
| | (3,446 | ) | | (390 | ) | | — |
| | (3,836 | ) |
融资活动提供(用于)的现金净额 | | 152,625 |
| | — |
| | (524,191 | ) | | (23,489 | ) | | 774 |
| | (394,281 | ) |
现金及现金等价物净增加情况 | | 10,658 |
| | — |
| | 3,256 |
| | 354 |
| | — |
| | 14,268 |
|
期初现金及现金等价物 | | 6,257 |
| | — |
| | 73 |
| | 1,496 |
| | — |
| | 7,826 |
|
期末现金和现金等价物 | | $ | 16,915 |
| | $ | — |
| | $ | 3,329 |
| | $ | 1,850 |
| | $ | — |
| | $ | 22,094 |
|
NGL能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注(续)
合并现金流量表
(单位：千)
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2017年3月31日的年度 |
| | NGL能源
Partners LP
(家长) | | NGL能源
金融公司 | | 担保人
附属公司 | | 非担保人
附属公司 | | 合并调整 | | 已整合 |
经营活动： | | | | | | | | | | | | |
经营活动-持续经营提供的净现金（用于） | | $ | (749,250 | ) | | $ | — |
| | $ | 635,322 |
| | $ | 16,675 |
| | $ | (547 | ) | | $ | (97,800 | ) |
业务活动提供的现金净额—已终止业务 | | — |
| | — |
| | 67,733 |
| | 5,029 |
| | — |
| | 72,762 |
|
经营活动提供的现金净额(用于) | | (749,250 | ) | | — |
| | 703,055 |
| | 21,704 |
| | (547 | ) | | (25,038 | ) |
投资活动： | | | | | | | | | | | | |
资本支出 | | — |
| | — |
| | (338,569 | ) | | (6,367 | ) | | — |
| | (344,936 | ) |
收购，扣除收购现金后的净额 | | — |
| | — |
| | (41,928 | ) | | — |
| | — |
| | (41,928 | ) |
大宗商品衍生品净结算 | | — |
| | — |
| | (37,086 | ) | | — |
| | — |
| | (37,086 | ) |
出售资产所得收益 | | — |
| | — |
| | 28,232 |
| | — |
| | — |
| | 28,232 |
|
企业和投资剥离收益，净 | | — |
| | — |
| | 112,370 |
| | 22,000 |
| | — |
| | 134,370 |
|
对未合并实体的投资 | | — |
| | — |
| | (2,105 | ) | | — |
| | — |
| | (2,105 | ) |
来自未合并实体的资本分配 | | — |
| | — |
| | 9,692 |
| | — |
| | — |
| | 9,692 |
|
液化天然气设施贷款偿还 | | — |
| | — |
| | 8,916 |
| | — |
| | — |
| | 8,916 |
|
向附属公司提供贷款 | | — |
| | — |
| | (3,200 | ) | | — |
| | — |
| | (3,200 | ) |
偿还附属公司的贷款 | | — |
| | — |
| | 655 |
| | — |
| | — |
| | 655 |
|
终止开发协议的付款 | | — |
| | — |
| | (16,875 | ) | | — |
| | — |
| | (16,875 | ) |
投资活动-持续经营提供的净现金（用于） | | — |
| | — |
| | (279,898 | ) | | 15,633 |
| | — |
| | (264,265 | ) |
投资活动所用现金净额—已终止业务 | | — |
| | — |
| | (86,463 | ) | | (12,398 | ) | | — |
| | (98,861 | ) |
投资活动提供的现金净额(用于) | | — |
| | — |
| | (366,361 | ) | | 3,235 |
| | — |
| | (363,126 | ) |
融资活动： | | | | | | | | | | | | |
循环信贷安排下借款的收益 | | — |
| | — |
| | 1,700,000 |
| | — |
| | — |
| | 1,700,000 |
|
循环信贷安排的付款 | | — |
| | — |
| | (2,733,500 | ) | | — |
| | — |
| | (2,733,500 | ) |
发行优先无抵押票据 | | 1,200,000 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 1,200,000 |
|
高级有担保和高级无担保票据的偿还和回购 | | (21,193 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (21,193 | ) |
其他长期债务的偿还 | | — |
| | — |
| | (46,153 | ) | | — |
| | — |
| | (46,153 | ) |
发债成本 | | (21,868 | ) | | — |
| | (11,690 | ) | | — |
| | — |
| | (33,558 | ) |
普通合伙人的捐款 | | 49 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 49 |
|
非控股权益所有者的贡献，净额 | | — |
| | — |
| | — |
| | 672 |
| | — |
| | 672 |
|
向普通和共同单位合作伙伴以及首选单位持有人分配 | | (181,581 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (181,581 | ) |
对非控股股东的分配 | | — |
| | — |
| | — |
| | (3,292 | ) | | — |
| | (3,292 | ) |
出售优先单位的收益，扣除发行成本 | | 234,975 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 234,975 |
|
出售普通单位的收益，扣除发行成本 | | 287,136 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 287,136 |
|
结算付款和提前免除债务 | | — |
| | — |
| | (28,468 | ) | | — |
| | — |
| | (28,468 | ) |
合并实体预付款净变化 | | (767,760 | ) | | — |
| | 788,334 |
| | (21,121 | ) | | 547 |
| | — |
|
融资活动提供（用于）的净现金-持续经营 | | 729,758 |
| | — |
| | (331,477 | ) | | (23,741 | ) | | 547 |
| | 375,087 |
|
融资活动使用的现金净额-已终止业务 | | — |
| | — |
| | (3,443 | ) | | (190 | ) | | — |
| | (3,633 | ) |
融资活动提供(用于)的现金净额 | | 729,758 |
| | — |
| | (334,920 | ) | | (23,931 | ) | | 547 |
| | 371,454 |
|
现金及现金等价物净(减)增 | | (19,492 | ) | | — |
| | 1,774 |
| | 1,008 |
| | — |
| | (16,710 | ) |
期初现金及现金等价物 | | 25,749 |
| | — |
| | (1,701 | ) | | 488 |
| | — |
| | 24,536 |
|
期末现金和现金等价物 | | $ | 6,257 |
| | $ | — |
| | $ | 73 |
| | $ | 1,496 |
| | $ | — |
| | $ | 7,826 |
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