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美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
(标记一)
| | | | | |
| ☒ | 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2024年3月31日
或
| | | | | |
| ☐ | 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
委托文件编号：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，1300套房 | | |
| 塔尔萨, | 俄克拉荷马州 | | 74136 |
| (主要行政办公室地址) | | (邮政编码) |
(918) 481-1119
(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 | | 交易代码 | | 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第405条规则中定义的知名经验丰富的发行人。是☒**编号：☐
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 ☐ 不是☒
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☒**编号：☐
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☒**编号：☐
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。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 大型加速文件服务器 | o | | 加速文件管理器 | x |
| 非加速文件服务器 | o | | 规模较小的报告公司 | ☐ |
| | | 新兴成长型公司 | ☐ |
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13(A)条提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
勾选注册人是否已根据《萨班斯-奥克斯利法案》（15 U.S.C.）第404（b）条提交了关于其管理层对财务报告内部控制有效性评估的报告和证明。第7262（b）条），由编制或出具审计报告的注册会计师事务所出具。 ☒
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用勾号表示登记人在备案中的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☒
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据§240.10D-1(B)收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
通过勾选标记检查注册人是否是空壳公司（定义见该法案第12 b-2条）。 是的 ☐**编号：☒
注册人非关联公司持有的普通股截至2023年9月30日的总市值，基于该日纽约证券交易所报告的普通股收盘价（美元3.87每个公用单位）为$400.6 万就此计算而言，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。
截至2024年6月4日，有 132,512,766已发行和未偿还的普通单位。
目录
| | | | | | | | |
第I部分 |
| | |
第1项。 | 业务 | 3 |
第1A项。 | 风险因素 | 22 |
项目1B。 | 未解决的员工意见 | 50 |
项目1C。 | 网络安全 | 50 |
第二项。 | 属性 | 52 |
第三项。 | 法律诉讼 | 52 |
第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 52 |
| | |
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 | 53 |
第六项。 | [已保留] | 54 |
第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 54 |
第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 87 |
第八项。 | 财务报表和补充数据 | 90 |
第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 90 |
第9A项。 | 控制和程序 | 90 |
项目9B。 | 其他信息 | 92 |
项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 92 |
| | |
第III部 |
| |
第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 92 |
第11项。 | 高管薪酬 | 97 |
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 | 105 |
第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 107 |
第14项。 | 首席会计师费用及服务 | 110 |
| | |
第IV部 |
| |
第15项。 | 展示和财务报表明细表 | 111 |
第16项。 | 表格10-K摘要 | 114 |
前瞻性陈述
本年度报告以Form 10-K(“年度报告”)的形式包含各种前瞻性陈述和信息，这些陈述和信息基于NGL Energy Partners LP(“我们”、“我们”、“我们的”或“合作伙伴”)的信念和我们的普通合作伙伴(“GP”)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。尽管我们和我们的全科医生认为这样的前瞻性陈述是合理的，但我们和我们的全科医生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：
•原油、天然气液体、汽油、柴油、生物柴油价格和能源价格总体；
•原油、天然气液体、汽油、柴油和生物柴油的总体需求水平和供应情况；
•在我们有业务和设施的地区的原油和天然气钻探和生产水平；
•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；
•天气状况对原油、天然气液体、汽油、柴油和生物柴油供需的影响；
•自然灾害、地震、飓风、龙卷风、雷击或者其他重大天气事件的影响；
•与我们的运输服务相关的本地、州内和州际交通基础设施的可用性；
•竞争燃料的可获得性、价格和营销；
•节能措施对产品需求的影响；
•能源效率和技术趋势；
•发布行政命令，适用法律、法规和政策的变更，包括税收、环境、交通和就业法规，或监管机构对此类法律和法规以及此类法律、法规和政策（现在现有或未来）对我们业务运营的影响的新解释;
•行政命令以及立法和监管行动对水力压裂、水处理和运输、回流水和采出水处理、地震活动以及联邦和州土地上的钻探和通行权的影响;
•延误或限制我们或我们的客户获取、使用或维护许可证和/或通行权；
•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；
•原油、天然气液体和成品油行业的成熟度和来自其他市场的竞争；
•关键人员流失；
•竞争对我们运营的影响，包括我们与主要客户续签合同的能力;
•保持或增加我们为服务实现的利润率的能力；
•能够续订我们租用的设备和储存设施的租约；
•通货膨胀、利率和一般经济状况(包括经济衰退和全球信贷市场未来的其他干扰和波动，以及这些事件对客户和供应商的影响)；
•我方交易对手不付款、不履行义务或破产的；
•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；
•信贷和资本市场的恶化；
•能够成功识别和完成增值收购和有机增长项目，并整合收购的资产和业务；
•法律和行政诉讼的费用和效果；
•总体经济状况的变化，包括全球流行病和相关政府应对措施以及国际军事冲突（例如乌克兰战争以及以色列与哈马斯之间的冲突）造成的市场和宏观经济干扰;
•环境团体对与原油、精炼产品、天然气、天然气液体、汽油、柴油或生物柴油的生产、收集、提炼、加工、分馏、运输和销售有关的政策和决定施加的政治压力和影响；以及
•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”、“We”、“We”、“Our”或“Partnership”或类似的术语是指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(“GP”)，(Iii)“NGL Energy Operating LLC”是指NGL Energy Partners LP的直接运营子公司NGL Energy Operating LLC，以及(Iv)“NGL Energy GP Investor Group”是指，总体而言，拥有我们GP所有未偿还会员权益的43个个人和实体。
我们已经提交了截至2024年3月31日的年度的第一部分第一项“业务”的经营数据。除非另有说明，此数据为截至2024年3月31日的数据。
项目1. 业务
概述
我们是一家多元化的中游能源合作伙伴关系，运输、处理、回收和处置能源生产过程中产生的已生产和回流水，以及运输、储存、销售原油和液态碳氢化合物并提供其他物流服务。我们最初成立于2010年9月，是特拉华州的一家大型有限责任合伙企业，目前我们的业务分为以下三个部分：
•我们的水解决方案部门运输、处理、回收和处置原油和天然气生产产生的产出水和回流水。我们还向我们的生产商客户销售用于重复使用和回收的产出水，以及用于原油勘探和生产活动的咸水非饮用水。作为处理水的一部分，我们聚集和销售回收的原油，也被称为脱脂油。我们还处理罐底、钻井液和钻井泥浆等固体物质，并提供其他辅助服务，如卡车和压裂油罐清洗。我们在这一领域的活动得到了长期固定费用合同和种植面积承诺的支持，其中一些合同包含与领先石油和天然气公司(包括大型投资级生产商客户)的最低产量承诺。
•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油站、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、码头和运输服务。我们在这一领域的活动得到了某些长期固定费率合同的支持，其中包括对我们自有和租赁的管道和储罐的最低产量承诺。
•我们的液体物流部门为美国和加拿大的广泛商业、零售和工业客户提供天然气液体、精炼石油产品和生物柴油的供应业务。这些业务是通过我们拥有的23个航站楼、第三方存储和航站楼设施、9条公共运输管道和一支租赁的火车车厢进行的。我们还通过我们位于弗吉尼亚州切萨皮克的设施为丁烷的海运出口提供服务，我们还在密歇根州拥有一条丙烷管道。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。
业务重新定位
在过去的几年里，我们采取了许多重要的战略行动，努力利用伙伴关系的核心竞争优势，并专注于产生稳定、不断增长和可预测的现金流，同时改善我们的信用状况。我们相信，我们的行动大大简化了我们的业务组合，使我们能够专注于我们认为是业务核心领域的领域，并改善了我们的整体财务状况。预计这些行动将使我们为未来的持续增长做好准备。
有关我们的经营业绩和可报告分部的更多信息，请参阅第二部分，项目7-“管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”，并在本年度报告中包括我们的合并财务报表附注11。有关我们的处置和收购交易及其对我们业务的影响的更多信息，请参阅本年度报告中包括的我们综合财务报表的附注17和我们的截至2023年3月31日的Form 10-K年度报告和2022.
债务再融资
2024年2月2日，我们完成了一笔29亿美元的债务再融资交易。是次再融资包括非公开发售22亿美元优先抵押票据，其中包括9,000,000美元2029年到期的8.125%优先抵押票据(“2029年优先抵押票据”)及13亿美元2032年到期的8.375%优先抵押票据(“2032年优先抵押票据”)。我们还签订了一项新的7年期7.00亿美元优先担保定期贷款“B”信贷安排(“定期贷款B”)。
此外，为配合完成再融资，本公司以资产为本的循环信贷安排(“ABL安排”)已予修订，以延长到期日及对其条款作出若干其他更改。ABL贷款机制下的承付款总额没有任何变化。
有关2029年高级担保票据、2032年高级担保票据、定期贷款B和ABL贷款的更多信息，请参阅本年度报告中包括的综合财务报表附注7。
主要服务领域
下图显示了我们业务在2024年3月31日的主要服务领域：
组织结构图
下表概述了截至2024年3月31日的我们的法人实体结构：
(1)业务包括(I)NGL Water Solutions，LLC，包括我们的Water Solutions部门的业务；(Ii)NGL原油物流，LLC，包括我们原油物流部门的业务和我们液体物流部门内的某些业务；以及(Iii)NGL Liquds，LLC，包括我们的液体物流部门内我们某些业务的业务。
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业务目标：
•谨慎地管理我们的资产负债表，为我们的运营、资本项目和战略收购提供最大的财务灵活性。我们的主要重点是降低我们的绝对债务和杠杆率，并保持足够的流动性，以继续降低我们的整体杠杆率，并恢复对普通单位分配的支付。我们还专注于维护信用指标，以管理现有和未来的资本需求，以及利用市场机会。我们预计将继续评估资本市场，并可能机会性地寻求融资交易，以优化我们的资本结构。
•打造专注于为上游客户提供水解决方案的中游大师有限合伙企业。我们继续加强将采出水从井口输送到处理厂进行处置、回收或排放的能力。在较小程度上，我们将原油从井口运往炼油厂，将天然气液体从加工厂和供应中心运往最终用户。
•以安全和对环境负责的方式运行。我们寻求以安全和对环境负责的方式运营我们的业务，与我们的员工、客户、供应商和当地社区合作，将对环境的影响降至最低，并遵守当地、州和联邦环境法律法规。
•专注于根据多年期合同运营产生的稳定的年度现金流，将商品价格风险降至最低，并产生基于费用的收入。除了背靠背合同外，我们还打算专注于根据长期固定费用合同创造收入，以最大限度地减少大宗商品价格敞口。我们寻求继续增加由某些固定费用、多年期合同支持的现金流，其中一些合同包括生产商的种植面积承诺或最低产量承诺。
•通过利用我们现有的资产足迹实现增长，投资于新资产、客户和企业，以增加业务量和增强我们的运营，并产生诱人的回报率。我们拥有和运营的许多资产都有可用能力，可以用最少的增量资本投资来增加现金流。我们已经进行了投资，并预计将继续在我们现有的业务范围内投资，以利用增值的有机增长机会。我们还继续进行战略交易和合资企业，以补充和加强我们现有的足迹。
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：
•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多产原油和天然气的地区，包括特拉华州盆地、丹佛-朱利斯堡(“DJ”)盆地和鹰福特盆地。这些资产得到长期固定费用合同和种植面积奉献的支持，其中一些合同包含最低数量承诺。此外，我们相信，我们的水务解决方案业务的技术能力可以根据需要在新的设施和地点迅速实施。我们的系统位于特拉华盆地北部，是一个由大直径产出水管道、回收设施和处理井组成的综合网络，共同为生产商客户提供可靠的服务，目前竞争对手很难复制这些服务。
•我们的原油运输和储存资产网络，使我们能够在广泛的地理区域为客户服务，并优化销售。我们战略部署的码头，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。这些业务得到了与生产商、炼油商和营销商签订的某些长期固定费率合同的支持，其中包括我们自有和租赁的管道和储罐的最低产量承诺。
•我们的天然气液体运输、终端和存储资产网络，使我们能够在美国和加拿大提供多种服务。我们位于战略位置的码头，密歇根州的丙烷管道，大型租赁轨道车队，公共运输管道上的托运人地位，以及大量租赁存储
使我们成为天然气液体的首选采购商和销售商。我们拥有不同的长期客户基础，并相信我们的业绩指标使我们能够在美国和加拿大各地可靠地供应、储存和运输产品。
•我们的多元化业务使我们能够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。我们的三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，我们相信这在典型的大宗商品周期中为我们提供了更稳定的现金流。
•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、行业内的关系和经验为我们提供了优化现有资产的机会。我们的管理团队在识别、评估和完成收购和其他项目方面也有经验，这些项目为我们提供了补充、发展和扩大现有业务的更多机会。
我们的业务
水溶液
概述。我们的水解决方案部门运输、处理、回收和处置原油和天然气生产产生的产出水和回流水。我们还向我们的生产商客户销售用于重复使用和回收的产出水，以及用于原油勘探和生产活动的咸水非饮用水。作为处理水的一部分，我们聚集和销售回收的原油，也被称为脱脂油。我们还处理罐底、钻井液和钻井泥浆等固体物质，并提供其他辅助服务，如卡车和压裂油罐清洗。我们在这一领域的活动得到了长期固定费用合同和种植面积承诺的支持，其中一些合同包含与领先石油和天然气公司(包括大型投资级生产商客户)的最低产量承诺。
我们在美国许多最高产的原油和天然气产区开展业务，包括新墨西哥州和德克萨斯州的特拉华州盆地、科罗拉多州的DJ盆地和德克萨斯州的鹰福特盆地。在截至2024年3月31日的一年中，我们的系统在其运营区域内处理了约8.846亿桶产出水，我们相信我们是美国最大的独立产出水运输和处置公司。根据长期协议，我们目前在特拉华盆地北部有大约66.4万英亩的土地专门用于我们的系统。此外，我们有几个最低产量承诺和其他商业协议，涵盖特拉华州、DJ和鹰福特盆地。我们发展水务解决方案业务的重点一直是确保与资本充裕的大型生产商客户签订长期的固定费用合同，其中包括最低产量承诺、种植面积承诺或类似的牢固合同关系。
我们在水务解决方案部门的核心资产是我们位于特拉华州盆地北部的系统，我们在那里拥有并运营着最大的大直径产出水管道、回收设施和处置井的综合网络。这个系统覆盖了新墨西哥州和德克萨斯州的六个县，这两个县代表着美国最高产的原油产区之一，拥有一些最经济的碳氢化合物资源，对生产商来说，盈亏平衡经济最低。我们的系统有超过750英里的新建、在役大口径产出水管道，连接着56个现役海水处理设施和127个现役处置井。我们目前有大约664,000英亩专门用于北特拉华州系统，提供了数十年的钻探库存和巨大的增长机会。
2024年1月22日，我们宣布，我们的水务解决方案业务将开始扩建其Lea县快速管道系统，从每天14万桶水的能力扩大到2024年的每天34万桶水(“Lex II扩建”)。我们预计Lex II的扩建将在2025财年下半年完成。这条27英里、30英寸长的产出水管道的建设将把水输送到盆地核心以外的地区，从而进一步扩大我们处置作业的地理位置。Lex II的扩建完全由最近签署的最低产量承诺合同担保，该合同包括与一家投资级石油和天然气生产商延长种植面积。Lex II的扩张包括在生产商的投入下，承诺面积和产量的增量增加。此外，Lex II扩建项目的日产量可扩展至50万桶。
作为我们业务的一部分，我们还回收水，包括销售生产水和回收水，用于我们客户的完工活动。在截至2024年3月31日的一年中，我们销售了约3080万桶再生水。
行动。我们拥有水处理和处置设施，包括193口注水井。这些设施的位置和允许的处理能力概述如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 数量 | | 数量 | | 允许的处理能力(桶/天) |
| 位置 | | 设施 | | 水井 | | 自己(1) | | 租约(2) | | 总计 |
| 特拉华州盆地(3)--德克萨斯州和新墨西哥州 | | 56 | | | 127 | | | 1,429,000 | | | 3,582,300 | | | 5,011,300 | |
| 鹰滩盆地(3)(4)-德克萨斯州 | | 18 | | | 32 | | | 449,000 | | | 362,000 | | | 811,000 | |
| DJ盆地-科罗拉多州 | | 13 | | | 31 | | | 373,000 | | | 162,500 | | | 535,500 | |
| 其他盆地-德克萨斯州 | | 2 | | | 3 | | | 55,000 | | | — | | | 55,000 | |
| 总计-所有设施 | | 89 | | | 193 | | | 2,306,000 | | | 4,106,800 | | | 6,412,800 | |
(1)这些设施通常位于我们拥有的土地上。
(2)这些设施通常位于我们租赁的土地上。
(3)允许某些设施既可以处理产出水，也可以处理罐底、钻井液和钻井泥浆等固体物质。
(4)我们包括一个每天允许加工能力为40,000桶的设施，我们拥有75%的权益，以及一个每天允许加工能力为65,000桶的设施，我们拥有50%的权益。
我们拥有89个水处理和处置设施中的39个所在的土地，我们要么拥有地役权，要么租用剩余的水处理和处置设施所在的土地。
2023年3月31日，我们出售了米德兰盆地的某些咸水处置资产(见本年度报告中包含的综合财务报表附注17)。
2023年7月25日，我们签订了一项协议，终止了最低水量的水处理合同，并出售了Pinedale背斜盆地的某些咸水处理资产和无形资产(见本年度报告中包含的综合财务报表附注17)。
2024年4月5日，我们在新墨西哥州埃迪县和莱县的两个牧场出售了约122,250英亩的房地产(见本年度报告中包含的合并财务报表附注18)。此外，与这些牧场相关的资产和负债已在我们2024年3月31日的综合资产负债表内归类为持有出售(见本年度报告中包含的综合财务报表附注17)。
我们的客户通过管道收集系统和卡车将原油和天然气勘探和生产作业产生的生产和回流水输送到我们的设施进行处理。在截至2024年3月31日的一年中，在特拉华盆地，我们大约98%的生产和回流水通过管道获得。一旦我们接收了水，处理的水平就由水的最终处置决定。
我们的设施主要通过注水井将产出的水处理到地下深层。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。我们业务的主要客户主要是大型上市石油和天然气公司，这些公司在多个领先的石油和天然气公司拥有多样化的种植面积。在截至2024年3月31日的年度内，我们水务解决方案部门69%的收入来自该部门的十大客户。此外，水解决方案部门的某些主要客户对本组织的现金流和盈利能力做出了重大贡献。这些客户或他们的合同的任何损失都可能对我们的财务业绩产生不利影响。
竞争。竞争的主要因素是系统可靠性、项目执行能力和声誉、系统容量和灵活性、服务费率和系统相对于生产商运营的位置。我们的竞争对手包括独立的产出水运输和处置公司，以及石油和天然气生产公司自己拥有的水运和处置业务。对于我们的客户来说，位置可能是一个重要的考虑因素，他们寻求将产出的水运输到处理设施的成本降至最低。我们的许多设施都位于原油和天然气产量高的地区附近，这为我们提供了相对于竞争对手的明显优势，竞争对手必须建立一个能够与我们的资产竞争的系统。
定价政策。我们向客户收取每桶产出水的费用。我们的合同协议可以包括：(A)最低产量承诺，要求客户在指定的时间段内交付指定的最低产量；(B)面积专用协议，要求客户与我们一起交付专用面积产生的所有产量；以及(C)产出水管道和卡车处置协议，提供可中断服务，以换取每接收一桶产出水的费用。我们还从销售原油中获得收入，这些原油是在处理采出的水时回收的。此外，我们可能会收取销售生产水供客户重复使用的费用、管道运输费、管道互联费和固体处理费。
商标名。我们的水解决方案部门以NGL水解决方案的商标名称运营。
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。
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油站、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、码头和运输服务。我们在这一领域的活动得到了某些长期固定费率合同的支持，其中包括对我们自有和租赁的管道和储罐的最低产量承诺。我们的业务集中在美国四个高产原油产区及其周围，包括科罗拉多州的DJ盆地、德克萨斯州和新墨西哥州的二叠纪盆地、德克萨斯州的鹰福特盆地和美国墨西哥湾沿岸。
我们在这一领域的基础资产是大台面管道，这是一条550英里长的管道，将原油从科罗拉多州韦尔德县的原产地输送到我们在俄克拉何马州库欣的码头。大梅萨管道于2016年11月1日开始运营，此后一直在运营。这条管道的主线部分由与SaddleHorn管道公司(“Saddlehorn”)的不可分割权益组成，我们拥有该管道每天150,000桶的产能。在截至2024年3月31日的一年中，通过大梅萨管道运输的原油约为2560万桶。与大梅萨管道相关的运营成本根据我们的比例所有权、权益和吞吐量分配给我们。我们还在科罗拉多州的卢塞恩和里弗赛德拥有和运营原产地码头，在那里我们收集不同类型和等级的原油，并将它们储存起来，直到它们准备好转移到大梅萨管道。卢塞恩码头拥有95万桶石油储存和一个12舱卡车装卸设施。Riverside码头拥有2万桶石油储存和一个四舱卡车装卸设施。
通过我们在大梅萨管道的所有权，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的机会，只要这些地役权仍然有效，涉及原油和凝析油运输的项目。2023年12月6日，我们宣布大梅萨管道开放季节。这一开放季节在2024年1月5日营业结束时结束，并产生了一个新的托运人，从2024年1月6日开始签订为期五年的最低数量承诺合同。
我们拥有并运营一个位于俄克拉何马州库欣的大型原油码头，其存储能力为3,626,000桶，七个卸货租赁自动托管转移装置(“LACT”)，一个全面控制室，现场质量管理大楼，以及三条每天可输送360,000桶的24英寸双向管道。该航站楼具有与其他航站楼和管道的有利连接，包括与大梅萨管道和TC Energy航站楼的重要连接，通过Marketlink进入美国墨西哥湾沿岸。我们的航站楼占地200英亩，可根据客户需求进行扩建。库欣是全球流动性最强的原油交易中心之一，也是西德克萨斯中质油期货合约的交割点。
我们拥有并运营一个位于德克萨斯州Comfort点的原油海运码头，拥有35.5万桶的存储能力和6个卸货LACT。我们的油箱连接到港口的三个码头(两个用于远洋驳船和轮船，一个用于内陆驳船)。
我们在路易斯安那州侯马市拥有和运营一个原油管道和海运码头，拥有28.8万桶的存储能力，两个卸货LACT，一个棕水驳船码头和两个12英寸双向管道，每条管道每天能够运输12万桶原油，并连接到壳牌的Zydeco系统。
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。我们战略部署的码头，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：
•上文所述的大梅萨管道和其他19条由第三方拥有的公共运输管道；以及
•396辆自有有轨电车（全部出租给第三方）。
我们正在重新认证我们拥有的396辆有轨车，使其符合所运输商品的有轨车标准。截至2024年3月31日，已有130辆有轨电车通过重新认证（请参阅“-政府法规”）。
我们还拥有27个位于战略位置的管道注入站，其位置概述如下。
| | | | | | | | |
| 状态 | | 三个管道注水站的数量 |
| 德克萨斯州 | | 13 | |
| 新墨西哥州 | | 6 | |
| 俄克拉荷马州 | | 5 | |
| 堪萨斯州 | | 3 | |
| 总计 | | 27 | |
2023年3月30日，我们出售了我们的海洋资产(见本年度报告中我们的合并财务报表附注17)。
顾客。我们的客户包括原油精炼商、生产商和营销人员。截至2024年3月31日止年度，原油物流部门86%的收入来自该部门的十大客户。此外，原油物流部门的某些关键客户对该组织的现金流和盈利能力做出了重大贡献。这些客户或其合同的任何损失都可能对我们的财务业绩产生不利影响。
竞争。我们的原油物流部门面临着激烈的竞争，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：
•价格；
•供应和炼油厂需求的可用性；
•服务的可靠性；
•开立信用；
•物流能力，包括有轨电车、专有终端和自有管道和有轨电车的可用性；以及
•建立长期的客户关系。
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。我们目前以2217个租约从241个生产商那里购买原油。
定价政策。我们大多数购买或销售原油的合同都是浮动价格，与活跃的市场，如俄克拉荷马州库欣、路易斯安那州圣詹姆斯和麦哲伦东休斯顿的公布价格挂钩。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。原油市场可能处于期货溢价(远期原油价格高于现货价格)，也可能处于现货溢价(远期原油价格低于现货价格)。当市场处于期货溢价时，我们的原油物流部门受益，因为
在我们购买库存和出售库存之间的一段时间内，价格会导致库存价值增加。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，我们的库存价值在我们购买库存和出售库存之间的一段时间内下降，价格下降通常也会对我们的储罐租赁率产生不利影响。为了帮助减轻价格变化的影响，我们通过衍生品工具来对冲我们的库存。
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、NGL原油码头和NGL原油库欣的商品名称运营。
液体物流
概述。我们的液体物流部门为美国和加拿大的广泛商业、零售和工业客户提供天然气液体、精炼石油产品和生物柴油的供应业务。这些业务是通过我们拥有的23个航站楼、第三方存储和航站楼设施、9条公共运输管道和一支租赁的火车车厢进行的。我们还通过我们位于弗吉尼亚州切萨皮克的设施为丁烷的海运出口提供服务，我们还在密歇根州拥有一条丙烷管道。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。我们采用了许多合同和对冲策略，以将大宗商品风险敞口降至最低，并最大限度地提高这一细分市场的收益稳定性。在截至2024年3月31日的年度内，我们售出了约25亿加仑的天然气液体、精炼产品和可再生能源产品，或每天697万加仑(约16.6万桶)。
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。为了降低仓储成本和价格风险，我们可能会在需求较低的月份以较低的利润率销售这些数量，而不是我们在其他批发业务中的收入。
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，向客户收取运输服务费，并将火车车厢转租给某些客户。我们自有和租赁的航站楼和轨道车车队使我们有机会进入美国各地的市场，并将产品转移到需求最高的地方。我们在路易斯安那州哈德逊港、弗吉尼亚州切萨皮克和华盛顿州谢尔顿的设施为第三方提供运输、存储和吞吐量服务。
我们主要在美国墨西哥湾、西海岸和中西部地区购买精炼石油和可再生产品，并计划在全国各地交付。我们通过机架现货销售或交付销售在第三方拥有的全国终端网络上进行即时销售，不涉及购买或交付产品的持续合同义务。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。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。典型的货架现货销售购买者包括商业和工业终端用户、独立零售商和转售的小型独立营销者
产品销售到零售加油站或其他终端用户。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量、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减少产品数量的愿望。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。
下表概述了我们设施的位置以及各自的存储容量和与这些设施的互连。
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| | | | 存储容量(加仑) | | |
| 位置 | | 设施数量 | | 自己(1) | | 租约(2) | | 总计 | | 终端和互联互通 |
| 维吉尼亚 | | 2 | | | 20,888,000 | | | — | | | 20,888,000 | | | 铁路设施;海洋设施 |
| 阿肯色州 | | 3 | | | 3,765,000 | | | 90,000 | | | 3,855,000 | | | 连接至Enterprise Texas Eastern Products管道;铁路设施 |
| 密苏里 | | 3 | | | 2,124,000 | | | — | | | 2,124,000 | | | 连接到德克萨斯州东部企业产品管道、Phillips66蓝线管道和麦哲伦(OKE)6号管道 |
| 明尼苏达州 | | 1 | | | 1,829,000 | | | — | | | 1,829,000 | | | 连接企业中美洲管道;铁路设施 |
| 印第安纳州 | | 1 | | | 1,530,000 | | | — | | | 1,530,000 | | | 连接至Enterprise Texas Eastern Products管道;铁路设施 |
| 威斯康星州 | | 2 | | | 696,000 | | | 390,000 | | | 1,086,000 | | | 连接企业中美洲管道;铁路设施 |
| 马萨诸塞州 | | 2 | | | 788,400 | | | — | | | 788,400 | | | 铁路设施 |
| 路易斯安那州 | | 1 | | | 720,000 | | | — | | | 720,000 | | | 卡车设施 |
| 伊利诺伊州 | | 1 | | | 480,000 | | | — | | | 480,000 | | | 连接Phillips 66蓝线管道 |
| 密西根 | | 1 | | | 480,000 | | | — | | | 480,000 | | | 连接至大使管道 |
| 纽约 | | 2 | | | — | | | 450,000 | | | 450,000 | | | 铁路设施 |
| 缅因州 | | 1 | | | — | | | 120,000 | | | 120,000 | | | 铁路设施 |
| 佛蒙特州 | | 1 | | | — | | | 120,000 | | | 120,000 | | | 铁路设施 |
| 华盛顿 | | 1 | | | — | | | 120,000 | | | 120,000 | | | 铁路设施 |
| 美国合计 | | 22 | | | 33,300,400 | | | 1,290,000 | | | 34,590,400 | | | |
| | | | | | | | | | |
| 加拿大安大略省(3) | | 1 | | | — | | | 120,000 | | | 120,000 | | | 卡车设施 |
| 加拿大共计 | | 1 | | | — | | | 120,000 | | | 120,000 | | | |
| | | | | | | | | | |
| 总计 | | 23 | | | 33,300,400 | | | 1,410,000 | | | 34,710,400 | | | |
(1)这些设施通常位于我们拥有的土地上。
(2)这些设施通常位于我们租赁的土地上。
(3)根据年度协议，该设施由第三方运营。
在截至2024年3月31日的年度内，我们出售了三个天然气液体终端(见本年报包含的综合财务报表附注17)。
我们拥有23个天然气液体终端中的15个所在的土地，我们要么拥有地役权，要么出租其余终端所在的土地。
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，在弗吉尼亚州切萨皮克拥有一个海运进出口码头。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，并由总容量为720,000加仑的储罐组成。切萨皮克工厂是一个海运进出口码头，位于弗吉尼亚州诺福克的上游，伊丽莎白河畔。该站点包括一个专有码头，可将轻便大小的船只(载重量在15,000至35,000载重吨之间的油轮的干散货船)停靠到超大型天然气运输船(可装载100,000立方米至200,000立方米天然气的运输船)、卡车装载和非公路货架以及22个火车车位，服务由诺福克南方铁路公司提供。该设施的总存储容量为20,408,000加仑。
我们拥有28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。
我们拥有大使管道，这是一条大约225英里长的丙烷管道，从密歇根州卡尔卡斯卡县的卡尔卡斯卡天然气厂一直延伸到密歇根州圣克莱尔县马里斯维尔附近的终止点。位于密歇根州中部的惠勒丙烷终端位于管道的中点。这些资产补充了我们在中西部北部的现有资产，并将扩大我们在密歇根州的业务，密歇根州是美国最大的丙烷市场之一。
我们使用了大约4,300辆高压和通用租赁轨道车，其中295辆轨道车由第三方转租。
我们租用存储空间，以满足零售和批发客户的供应要求和合同需求。
下表汇总了我们在天然气液体和成品油储存设施以及与这些设施互连的大量租赁储存空间：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 租用的存储和空间
(单位：加仑) | |
| 存储和设施位置 | | 起头
4月1日，
2024 | | 在…
3月31日，
2024 | | 存储和互联 |
| 堪萨斯州 | | 44,100,000 | | | 56,700,000 | | | 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 |
| 密西根 | | 21,000,000 | | | 26,692,050 | | | 铁路设施；卡车设施 |
| 亚利桑那州 | | 5,510,400 | | | 5,510,400 | | | 金德摩根西管道;卡车设施 |
| 犹他州 | | 5,250,000 | | | 15,750,000 | | | 铁路设施 |
| 德克萨斯州 | | 4,830,000 | | | 4,830,000 | | | 连接到企业德克萨斯东部产品管道；卡车设施 |
| 密西西比州 | | 3,150,000 | | | 1,680,000 | | | 连接到企业Dixie管道；轨道设施 |
| 俄勒冈州 | | 2,100,000 | | | 2,100,000 | | | 铁路设施；卡车设施 |
| 美国合计 | | 85,940,400 | | | 113,262,450 | | | |
| | | | | | |
| 加拿大安大略省 | | 8,467,200 | | | 8,467,200 | | | 铁路设施 |
| 加拿大艾伯塔省 | | 1,323,420 | | | 1,323,420 | | | 连接到科钦管道；铁路设施 |
| 加拿大共计 | | 9,790,620 | | | 9,790,620 | | | |
| | | | | | |
| 总计 | | 95,731,020 | | | 123,053,070 | | | |
顾客.我们的液体物流部门为48个州、墨西哥和加拿大的约1，200家客户提供服务，其中包括国家、区域和独立零售、工业、批发、石化、炼油和天然气液体生产客户。截至2024年3月31日止年度，液体物流部门23%的收入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。
汽油需求通常在夏季驾车季节达到高峰，从4月持续到9月，秋季和冬季需求下降。然而，由于气温较低，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。我们的液体物流部门面临着来自其他天然气液体批发商、贸易公司和参与天然气液体中游行业(如码头和炼油厂运营)的公司的激烈竞争，其中一些公司的财力比我们更大。我们竞争的主要因素是：
•价格；
•供应情况；
•服务的可靠性；
•公共输送管道上的可用空间;
•存储可用性；
•物流能力，包括有轨电车和专有终点站的可用性；
•建立长期的客户关系。
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维持最低商品价格风险敞口。我们很大一部分的精炼产品和生物柴油业务是按背靠背定价的，这最大限度地减少了我们的商品价格风险。对于可自由支配的库存，以及实体交易无法适当匹配的情况，我们利用金融衍生品来减轻大宗商品价格风险。我们的市场风险政策规定了具体的风险敞口限额。
成品油在任何当地交割市场的价值是商品价格的总和纽约商品交易所(NYMEX)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。
定价政策。在我们的液体物流部门，我们为客户提供以下类别的合同：
•客户预购，通常需要根据市场定价条件缴纳押金;
•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
•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。
我们在许多液体业务销售中使用背靠背合同，以限制大宗商品价格敞口，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未来交货支付押金。
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。2022年8月，联邦政府延长了税收抵免，目前税收抵免将于2024年12月31日到期。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。
商标名。我们的液体物流部门主要以NGL供应批发、NGL供应终端公司、百年能源、百年天然气液体和NGL原油物流的商品名称运营。
人力资本
截至2024年3月31日，我们在27个州和加拿大拥有607名员工。在这些员工中，226人主要为我们的水解决方案部门工作，58人主要为原油物流部门工作，151人主要为液体物流部门工作，172人为各个业务部门提供行政服务。NGL是一个机会均等的雇主，我们的员工手册强调了这一承诺，政策禁止歧视、骚扰和报复。
我们理解具有竞争力的福利方案对于我们员工的健康和福利以及我们招聘和留住最优秀人才的能力的重要性。在这方面，在2021财政年度结束时，我们为所有正式、全职雇员实施了每小时20美元的最低工资。在2024财年，超过95%的合格员工参与了NGL 401(K)计划。截至2023年1月1日，我们将NGL 401(K)资格期限从受雇六个月后的第一天缩短至受雇三个月后的每月第一天。此外，我们提供传统的PPO或高免赔额医疗计划，包括雇主缴费的健康储蓄账户；为未参加高免赔额医疗计划的人提供灵活的支出账户选项；牙科计划；愿景计划；员工援助计划，包括为员工及其家庭成员提供免费咨询；公司支付的短期残疾保险；自愿长期残疾保险；公司支付的人寿保险和AD&D保险；以及为员工及其家庭成员提供的自愿生活和AD&D保险选项。
我们的行动是由特定的健康和安全协议指导的。我们努力以符合或超过适用的健康和安全法规的方式开展业务，并将对员工和我们运营的社区的风险降至最低。我们的环境、健康和安全团队：
·委员会就安全和工业卫生监管要求和最佳做法提供咨询；
·监管机构制定安全程序和指导方针；
·安全部门进行安全检查；
·就改善健康和安全绩效的战略提供建议；以及
·中国设计和举办安全和工业卫生培训课程。
作为这项努力的一部分，我们实施了一个企业管理信息系统，旨在帮助我们更好地了解我们的业绩，找出事故的根本原因，并在适当情况下实施必要的缓解措施。
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。这些规定可能会影响我们的业务以及我们某些客户和供应商的业务。无法预测影响我们运营或我们客户或供应商运营的法规可能会如何或何时发生变化。
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》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，FERC修订后的政策目前并未对大梅萨管道产生影响。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，州内原油和天然气的运输和储存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。
环境监管
将军。 我们的业务受联邦、州和地方有关环境保护的法律和法规的约束。现有的法规要求以多种方式为我们的决策和业务活动提供信息，例如：
•就部署什么类型的污染控制设备以及应如何设计设施提供信息；
•为建筑活动提供决策信息，如在哪里选址和不在哪里选址；例如，将建筑活动设在远离敏感环境、文化或历史区域的地方，包括湿地、沿海地区或濒危或受威胁物种栖息地，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；
•通知决策活动的时间安排，例如，我们将在某些许可证的发放或续期期间推迟建设或系统修改或升级；
•在必要和适当的情况下，向有关我们调查、减轻和补救我们设施和业务的计划外泄漏或可归因于以前的设施或业务的方法的决策提供信息；以及
•通知我们的决策是否应暂时停止设施或运营，以解决潜在的不遵守相关许可证要求的问题。
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的物质的场所所需的费用规定了严格的和/或连带责任。环境监管的趋势是对可能对人类健康和环境造成不利影响的活动施加更多的限制和限制，并将更多的财政和其他资源用于检查、遵守和执行活动。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约束，这些法律和法规管理着天然气液体的储存、分配和运输，以及大量储存液化石油气(LPG)终端的运营，以及管理危险物质和废物的法律和法规，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)监管空气和水质，对污染物的排放施加限制，并为固体废物和危险废物的使用、处理、储存、处理、运输和处置制定标准；(Ii)对我们的运营施加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)对我们运营造成的污染施加重大责任；(V)要求采取补救措施，以减轻任何违反环境法律和法规的行为，或以前或正在进行的运营造成的污染；以及(Vi)可能导致对不遵守此类法律的行政、民事和刑事处罚进行评估。除其他外，这些法律包括《资源保护和恢复法》、《全面环境反应、补偿和责任法》、《联邦清洁空气法》、2002年《国土安全部法》、
《应急规划和社区知情权法》、《清洁水法》、《安全饮水法》、《防止和防范漏油条例》，每一部都经过修订，以及类似的州法规。
CERCLA，也被称为“超级基金”法，以及类似的州法律，要求某些类别的潜在责任人承担责任，这些责任人被认为是导致向环境中排放“危险物质”的原因之一。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，对危险物质的释放负有责任的人可能要承担严格的和/或连带责任，承担调查和清理已排放到环境中的危险物质的费用，以及对自然资源的损害和某些健康研究的费用。邻近的土地所有者和其他第三方就据称因向环境中释放危险物质而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固体废物和危险废物的产生、运输、处理、储存、处置和清理。在环境保护局的授权下，大多数州管理RCRA的部分或全部条款，有时与它们自己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，根据RCRA不那么严格的副标题D、州法律或其他联邦法律，这些废物被作为固体废物进行监管。然而，现在被归类为非危险固体废物的某些废物将来可能被归类为危险废物，从而受到更严格和成本更高的处置要求的约束。国会不时提出立法，将某些石油和天然气废物列为“RCRA下的危险废物”。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。
含有自然产生的放射性物质(“正常”)的废物也可能在我们的作业中产生。用于生产石油和天然气的某些工艺可能会增强油田废弃物中可能存在的正常放射性。NORAME主要受制于个别国家的辐射控制法规。德克萨斯州和新墨西哥州都颁布了管理Norm的处理、处理、储存和处置的法规。此外，规范处理和管理活动受联邦《职业安全和健康法》(“OSHA”)颁布的条例管辖。这些州和OSHA条例对工人保护、标准废物的处理、储存和处置、含有标准废物的垃圾堆、容器和储罐的管理以及对有标准污染的土地的使用提出了某些要求。
我们目前拥有或租赁正在或已经处理原油多年的物业。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，但原油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，或已运输原油和废物进行处理或处置的其他地点或之下。这些财产和在其上处置或释放的废物可能受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。
防止油污。1973年，环保局根据CWA通过了防止石油污染的规定。这些防止石油污染的条例自最初通过以来经过了多次修订，要求为从事钻探、生产、收集、储存、加工、提炼、转移、分发、使用或消费原油和石油产品的设施准备一份溢油控制和对策(SPCC)计划，由于这些设施的位置，可以合理地预期这些设施将有害数量的石油排放到美国的通航水域或在美国的通航水域上。根据CWA的SPCC要求，需要适当的安全壳护堤和类似的结构，以帮助防止在原油或其他组成油罐泄漏、破裂或泄漏的情况下将污染物排放到受管制水域。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SPCC计划，其中详细说明设施的运营如何符合泄漏预防和控制要求。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，我们努力维持和实施SPCC
我们设施的平面图。违反SPCC的要求可能会使我们面临罚款、禁令、操作条件或限制，可能还会采取刑事执法行动。
空气排放我们的业务受CAA和类似的州和地方法律法规的约束，这些法规监管来自各种工业来源的空气污染物的排放，并要求某些许可、监测、记录和报告要求。在环境保护局的授权下，大多数州管理CAA的部分或全部条款，有时与它们自己更严格的要求相结合。CAA及其在联邦和州一级的实施条例可能要求我们在建设、修改或运营某些项目或设施之前获得许可，这些项目或设施预计会排放或增加超过某些阈值水平的空气排放，我们获得并严格遵守包含排放和操作限制的空气许可，或利用特定的排放控制技术来限制排放，任何这些都可能给我们的业务带来重大成本。违反CAA的要求可能会使我们面临罚款、禁令、运营条件或限制，并可能采取刑事执法行动。此外，我们可能会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。CWA和类似的州法律对污染物排放到州水域以及被定义为美国水域(“WOTUS”)的通航水域施加了限制和严格控制，并对我们在水域和湿地进行建筑活动的能力施加了影响。根据CWA的国家污染物排放消除系统计划颁发的某些州法规和一般许可证禁止排放污染物和化学品。CWA禁止在湿地或其他WOTUS中放置疏浚或填充材料，除非获得美国陆军工程兵团或根据第404条授权的州机构颁发的许可。此外，CWA和类似的州法律要求从某些类型的设施排放暴雨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从这些设施产生的雨水径流。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《公约》和类似的州法律和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。原油和天然气废料的地下注入受《安全饮用水法》授权的地下注入控制(“UIC”)计划以及以保护碳氢资源为重点的州计划的监管。注水井作业要求的主要目标是确保注水设备的机械完整性，防止流体从注水区迁移到地下饮用水来源，以及防止注入的流体与能够产生碳氢化合物的区域之间的连通。《安全饮用水法》规定了对注水井活动的许可、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来源。注入井地下部分的任何泄漏都可能导致淡水地下水资源退化，可能导致我们的UIC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。
在UIC所在州实施的联邦UIC计划的支持下，监管机构，特别是州一级的监管机构，对地下注入和地震活动之间可能存在的关联变得越来越敏感。因此，实施联邦UIC计划和州推论的州监管机构正在严格审查注射设施相对于断层的位置，并限制密度或注射设施以及注射速度和体积。
水力压裂水力压裂是指在压力下将水、砂和化学物质注入地层，以刺激石油和天然气生产。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，而我们的水解决方案部门处理和处理原油和天然气生产产生的产出水，包括采用水力压裂的生产。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UIC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，并启动规则制定，以强制披露水力压裂作业中使用的化学品，并为生产的
水力压裂作业产生的水。此外，一些州和地方政府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。
濒临灭绝的物种。《濒危物种法》限制可能影响濒危或受威胁物种或其栖息地的活动。联邦候鸟条约法案(MBTA)和白头鹰和金鹰保护法(BGEPA)也为候鸟提供了类似的保护。如果欧空局或类似的州法律列出的物种，或受MBTA或BGEPA保护的物种在我们或我们的石油和天然气生产客户运营的地区生活、繁殖、筑巢或迁徙，我们和我们的客户进行或扩大运营和建设设施的能力可能会受到限制，或被迫产生实质性的额外成本。此外，在受保护的栖息地或某些季节，例如繁殖和筑巢季节，我们的客户的钻探活动可能会被推迟、限制或取消。我们的一些业务和我们客户的业务位于指定为受保护物种栖息地的区域。此外，美国鱼类和野生动物管理局(USFWS)可能会对目前未列入欧空局濒危或受威胁物种名单做出决定。例如，2023年7月3日，美国联邦安全局提议将在我们活动地区发现的沙丘鼠尾草蜥蜴列入欧空局濒危物种名单。此外，在我们运营的地区也可以找到小草原鸡，从2023年3月27日起被列入欧空局名单。指定以前未确认的濒危或受威胁物种可能间接导致我们产生额外成本，导致我们或我们的石油和天然气生产客户的运营受到运营限制或禁令的限制，并限制受影响地区的未来开发活动。USFWS和类似的国家机构也可以指定关键或合适的栖息地，他们认为这些区域对于受威胁或濒危物种的生存是必要的。这样的指定可能会对联邦、州和私人土地的使用或访问造成实质性限制。
温室气体监管
在国内和国际上，人们越来越关注气候变化和温室气体(“GHG”)排放，尤其是甲烷和二氧化碳排放对气候变化的影响。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，2021年2月，厄尔·布鲁门奥尔(Earl Blumenauer)众议员(D-OR)以H.R.795的身份在众议院提出了2021年气候紧急状态法，参议院(VT)参议员伯尼·桑德斯(Bernie Sanders)(I-VT)提出了2021年气候紧急状态法，要求美国的总裁宣布国家气候紧急状态，并采取各种行动应对气候变化。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，几个国家已经采取法律措施减少温室气体排放，主要是通过有计划地制定温室气体排放清单和/或区域温室气体排放限额与交易方案。例如，2023年10月7日，加利福尼亚州州长加文·纽瑟姆签署了SB 253《气候企业数据责任法案》和SB 261《气候相关金融风险法案》。这两项法案适用于在加利福尼亚州开展业务的公司，并要求披露范围1和范围2温室气体排放，从2026年开始(上一财年信息)，以及范围3温室气体排放，从2027年开始(上一财年信息)，以及披露某些其他与气候有关的金融风险信息。
2009年12月15日，环保局发布了其调查结果，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，因为根据环保局的说法，这些气体的排放会导致地球大气变暖和其他气候变化。这些发现使环境保护局能够通过和实施法规，根据《CAA》的现有条款限制温室气体的排放。在奥巴马政府期间，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定，其中包括2016年8月2日生效的石油和天然气部门新来源绩效标准(GHG NSPS)。在特朗普政府执政期间，进行了规则制定，导致温室气体NSP的要求大幅放宽，包括与逃逸排放、气动泵标准和封闭通风系统认证等有关的要求，这些要求于2020年8月13日敲定。拜登政府在总裁·拜登2021年1月20日的演讲中宣布，打算审查对温室气体NSP的修订关于保护公众健康和环境并恢复科学以应对气候危机的行政命令。2021年11月15日，美国环保局发布了一份修订温室气体NSPS法规的提案。2023年12月2日，美国环保署发布了最终规则，目标是减少石油和天然气作业的甲烷和其他空气污染物的排放。具体地说，该规则建立了新的来源性能标准，以减少来自新的和改进的来源，包括生产的水储罐的甲烷和其他挥发性有机化合物的排放。该规定于2024年5月7日生效，要求监测和修复甲烷泄漏，并要求某些报告要求。
2024年3月6日，美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)通过了一套新的规则，要求广泛披露与气候有关的信息，包括与气候有关的重大风险、与气候有关的对登记人的业务具有重大意义的任何目标或目标的信息、经营成果或财务状况，范围1和范围2温室气体排放
在这些排放是实质性的情况下，由某些较大的登记者分阶段实施，并提交一份涵盖这些排放的证明报告，以及披露恶劣天气事件和包括成本和损失在内的其他自然条件的财务报表影响。最终规则下的合规日期按注册人类别分阶段进行。已经提起了多起诉讼，挑战美国证券交易委员会的新气候规则，这些规则已经合并，将在美国第八巡回上诉法院审理。2024年4月4日，美国证券交易委员会发布了一项命令，在司法审查完成之前暂缓执行最终规则。
一些科学家表示，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CAA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比其他能源(如燃料油和煤炭)更具竞争优势的能源。
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，包括温室气体法规和与气候变化有关的法规，从而导致业务成本增加，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，州政府机构管理这些法律，而在其他州，市政当局管理这些法律。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、规定和执行危险液体储存和运输的最低联邦安全标准，以及与管道设施的设计、安装、测试、施工、操作、更换和管理有关的类似州法规。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：(一)采取额外的管道损坏预防措施；(二)允许秘书
(I)要求运输部门要求新管道上安装自动和远程控制的截止阀；(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应急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。近年来，国会加强了PHMSA的安全权限，并一再扩大其权限，最近的一次是在2020年的《保护我们的管道基础设施和加强安全法案》中。
有轨电车监管
我们通过铁路运输我们的天然气液体和生物柴油的很大一部分，我们拥有和/或租赁了一支原油、高压和通用轨道车车队用于这一目的。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辆设计或运输活动的任何自愿措施，或地方社区限制或限制铁路交通的努力，可能同样会通过增加合规成本和减少对我们服务的需求来影响我们的业务，这可能会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、处置、储存和配送设施相关的工作场所受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。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。尽管目前无法准确估计这些支出，但我们预计遵守这些标准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www.nglenergypartners.com。在我们向美国证券交易委员会提交或向美国证券交易委员会提交定期报告后，我们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提交的定期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(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
我们业务活动的性质使我们面临各种危险和风险。以下是我们已识别的与我们业务活动相关的重大风险的摘要和描述。除了本年度报告其他地方讨论的因素外，您还应仔细考虑下文描述的风险和不确定性，这些风险和不确定性可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响，包括我们产生现金为运营提供资金的能力、偿还债务和支付分配。如果实现多重风险，您还应该考虑相互关系和潜在的复合效应。这些风险并不是我们面临的唯一风险。我们的业务可能会受到目前未知或我们目前认为不重要的额外风险和不确定性的影响。
风险因素摘要
与流动性和融资相关的风险
•我们可能没有足够的现金，这取决于现金流而不是盈利能力，使我们能够为我们的运营提供资金，偿还债务或支付分配。
•我们的债务和优先股协议中包含的巨额债务和限制可能会限制我们获得融资以寻求其他商业机会的灵活性，并限制我们目前和未来的运营。
•提高利率可能会影响我们的融资成本、共同单位价格、我们优先单位的分配以及我们发行股票和产生债务的能力。
•我们的银行机构的倒闭。
与我们的业务运营相关的风险
•我们依赖于其他各方勘探和生产原油和天然气的能力和意愿。
•碳氢化合物需求下降、商品价格和生产量、库存风险、运输和储存能力的可获得性以及运输和租赁成本增加。
•来自其他中游、运输、码头和仓储公司的竞争。
•我们的主要存储设施或公共运输管道或铁路的服务中断。
•向客户收取的产品和服务费用可能无法弥补成本的增加。
•风险管理程序和衍生金融工具的使用。
•由于能源效率、新技术、替代能源和新法规，对我们产品的需求减少。
•季节性天气条件，包括温暖的冬季天气和自然或人为灾害。
•我们有能力成功完成、整合和运营增值收购和有机增长项目。
•建设新的交通系统和设施使我们面临建设风险。
•来自不同团体对我们管道和设施运营的反对。
•我们对关键和合格人员的领导、参与和留住的依赖。
与合规相关的风险
•行政命令和联邦、州、省和地方法律法规对环境的影响，包括气候变化、安全和其他监管事项，包括与我们的水力压裂客户和海水处理井相关的倡议。
•FERC对我们目前和未来可能的业务拥有管辖权。
•与隐私、数据保护和数据安全相关的政府法规和其他法律义务。
•与跨境经营有关的规定。
与我们的合作伙伴结构和对我们的投资相关的风险
•我们修订和重述的有限合伙协议（“合伙协议”）限制了我们的全科医生对我们的基金单位持有人的受托责任，并限制了我们的基金单位持有人可用的补救措施。
•我们的全科医生及其附属公司的利益冲突。
•我们的单位持有人拥有有限的投票权。
•我们的GP或IDR(如本文所定义)的控制权可能会转让给第三方。
•我们的全科医生拥有有限的赎回权，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。
•我们的伙伴关系协议要求我们分配我们所有的可用现金。
•我们可以在不经单位持有人批准的情况下增发单位。
•我们的全科医生可以选择促使我们发行共同单位，同时维持其与其IDR相关的目标分配水平重置的全科医生权益。
•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。
•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。
•优先股(如本文所定义)给予持有者清算和分配优先于我们的普通单位持有人。
•在行使某些认股权证时发行共同单位，将会对现有的共同单位持有人造成稀释。
我们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。
•由个别州征收的额外实体级税收。
•上市合伙企业的税务处理可能会受到潜在的变化或解释的影响。
•国税局（定义见本文）可能会质疑我们采取的某些所得税立场、方法或处理方式，并根据2015年《两党预算法案》，可能会对我们从2019年起的纳税年度的所得税申报表进行审计调整。
•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。
•我们采取的某些行动，如发行额外的单位，可能会增加单位持有人的纳税义务。
•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。
•免税实体和拥有我们共同单位的非美国人面临着独特的税收问题。
•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。
•单位持有人将其共用单位借给“卖空者”进行卖空，可视为已将该等共用单位处置。
•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。
•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。
•将我们优先股的分配视为资本使用的保证付款，为优先股持有人创造了与我们共同单位持有人不同的税收待遇。
一般风险
•重要客户和交易对手违约或失去一个或多个重要客户。
•未能维持有效的内部控制制度，包括财务报告的内部控制。
•流行病、恐怖主义和政治动荡。
•产品责任索赔和诉讼。
•我们的运营系统故障或对我们或第三方的任何设施的网络安全攻击。
与流动性和融资相关的风险
在我们的全科医生建立现金储备并向我们的全科医生支付成本和开支(包括报销费用)之后，我们可能没有足够的现金来为我们的运营提供资金，偿还债务或向单位持有人支付分配。
我们可能没有足够的现金来为我们的运营提供资金，偿还债务或支付分配。对我们的共同单位持有人的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。我们必须为我们的运营、偿还债务或支付分配提供资金的现金数量主要取决于我们从运营中产生的现金数量，而不是盈利能力，这将在每个季度根据其他因素波动：
•我们购买转售的原油、天然气液体、汽油、柴油和生物柴油的成本，以及我们是否能够将成本增加转嫁给我们的客户；
•向我们的处理设施输送的产出水的数量；
•原油和/或天然气液体供应中断；
•我们有能力续订仓库和火车车厢的租约；
•我国商品价格套期保值策略的有效性；
•美国各地的天气状况；
•来自其他能源供应商的竞争程度；以及
•当前的经济状况。
此外，我们将有多少现金可用于资助我们的运营、偿还债务或支付分配也取决于其他因素，其中一些因素是我们无法控制的，包括：
•流动资金需求的波动;
•我们的资本支出水平；
•收购成本（如有）;
•ABL贷款、定期贷款B和管理我们的2029年高级担保票据和2032年高级担保票据的契约(统称为“契约”)中包含的限制；
•有关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”)、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”)及9.00%D类优先股(“D类优先股”)(统称为“优先股”)的协议所载限制；
•我们借入资金和进入资本市场的能力；
•我们的全科医生建立的现金储备的金额(如果有)；以及
•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。
我们的GP董事会预计将在适当的时候评估恢复公共单位分配的情况，考虑到一些重要因素，包括我们的杠杆、流动性、现金流的可持续性、资本支出和我们业务的整体表现。截至2020年12月31日的季度，公共单位季度分配暂停。
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，我们偿还债务的能力可能会影响我们的运营。
截至2024年3月31日，我们长期债务的面值为29亿美元。我们的负债水平可能会对我们产生重要后果，包括以下几点：
•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；
•我们可用于运营和未来商机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；
•由于ABL贷款的借款水平较高而导致ABL贷款的可用性降低，这可能会使我们更有可能在定期重新确定后减少借款基数，从而要求我们偿还当时未偿还的ABL贷款的一部分；
•我们可能更容易受到竞争压力或我们的业务或经济普遍下滑的影响；
•我们在应对不断变化的商业和经济情况方面的灵活性可能有限；以及
•这可能会使我们更难履行债务义务，并增加我们可能违约的风险。
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。如果我们的经营业绩不足以偿还未来的债务，我们将被迫采取行动，如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。
我们的杠杆可能会对我们的债务义务产生重要影响。我们将需要大量现金流来履行债务方面的本金和利息义务。我们是否有能力按计划付款、为我们的债务进行再融资，或我们将来获得额外融资的能力，将取决于我们的财务和经营表现，而这反过来又受到当前经济状况以及金融、商业和其他因素的影响。我们可能没有足够的运营现金流和ABL贷款下的可用借款来服务
我们的债务。如果我们的业务或其他发展大幅下滑，对我们的现金流产生不利影响，可能会严重削弱我们偿还债务的能力。如果我们的现金流和资本资源不足以为我们的偿债义务提供资金，我们可能会被迫对全部或部分债务进行再融资或出售资产。我们不能向您保证，我们将能够对我们现有的债务进行再融资，或以商业上合理的条款出售资产。
ABL贷款、定期贷款B和Indenture的限制可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和我们共同单位的价值产生不利影响。
ABL贷款、定期贷款B和Indenture限制了我们的能力，其中包括：
•产生额外债务或开具信用证的；
•赎回或回购单位；
•进行某些贷款、投资和收购；
•产生某些留置权或允许留置权存在；
•从事售后租回交易；
•与关联公司进行某些类型的交易；
•签订协议，限制辅助性分配；
•改变我们的业务性质或进入一个本质上不同的业务；
•与另一公司合并或合并；以及
•转让或以其他方式处置资产。
我们将被允许在我们满足某些定义的指标后向我们的单位持有人进行分配，只要紧接在分配的声明和付款生效之前和之后都不存在违约或违约事件，并且分配不超过适用季度期间的可用现金。
ABL贷款、定期贷款B和Indenture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业机会的能力，以及我们在规划和应对商业条件变化方面的灵活性。此外，不遵守这些协议的条款可能会导致违约或违约事件，使我们的贷款人能够在符合条款和条件的情况下，宣布该债务的未偿还本金以及应计和未支付的利息立即到期和支付。如果我们无法偿还加速的金额，我们的贷款人可以利用我们授予他们的抵押品来担保我们在2029年高级担保票据、2032年高级担保票据、ABL融资和定期贷款B项下的债务。如果我们的债务加速偿还，我们其他债务工具(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。
D类优先股持有人可能要求合伙企业赎回全部或部分D类优先股，这可能需要大量现金。
在2027年7月2日或之后的任何时间，每个D类优先股持有人将有权要求合伙公司在2027年7月2日后的180天之前赎回当时由该优先股持有人持有的全部或部分D类优先股，赎回价格为当时适用的赎回价格，可以现金支付，或者在合伙企业选择的情况下，现金和一些普通单位的组合不超过当时适用的赎回总价的一半，这在我们的合伙协议中有更全面的描述。此外，在发生D类控制权变更时(如我们的合伙协议所界定)，每名D类优先股持有人将有权要求合伙公司以每D类优先股的价格赎回当时由该优先股持有人持有的D类优先股，价格与适用的赎回价格相等。我们不能向您保证，我们将有足够的现金流、流动性或产生债务的能力或以商业上合理的条款出售资产，以便赎回D类优先股，即使需要这样做。此外，我们可能寻求在D类优先股被要求赎回之前解决它们的未偿还余额，这可能会影响我们偿还债务的能力。
利率上升可能会影响我们的融资成本和普通单价，影响我们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。
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。通过B类优先股、C类优先股和D类优先股的浮动利率条款，我们也面临利率上升的风险。此外，我们C类优先股的分配率在2024年4月15日从固定利率转换为浮动利率，而在2024年7月1日或之后，我们D类优先股的持有者可以不时选择基于浮动利率计算分配率。我们的经营业绩、现金流和财务状况可能会因利率的重大变化而受到重大不利影响。
此外，我们共同单位的市场价格，就像其他收益率导向型证券一样，可能会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，利率的上升或下降可能会影响投资于我们共同单位的投资者的收益率要求。不断上升的利率环境可能会对我们的普通单价以及我们为收购或其他目的发行股票或产生债务的能力产生不利影响，并可能影响我们以预期水平支付债务和现金分配的能力。
我们的现金和现金等价物可能会受到我们的银行机构倒闭的影响。
虽然我们寻求将我们的现金和现金等价物的第三方损失风险降至最低，但我们的余额保存在几家大型银行机构。尽管有这样的分配，我们仍面临银行倒闭的风险。例如，在2023年3月10日，硅谷银行(“SVB”)无法继续经营，联邦存款保险公司被任命为SVB的接管人，并成立了圣克拉拉国家银行来持有SVB的存款。我们的现金和现金等价物均不在SVB持有。然而，如果我们持有存款的银行机构遭遇类似的破产，我们可能会经历额外的风险。我们的现金和现金等价物的任何此类损失或限制都将对我们的业务产生不利影响。
与我们的业务运营相关的风险
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，例如与环境问题有关的法规，这些都不是我们所能控制的。
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。上述任何情况或事件均可能对我们的综合经营业绩造成重大不利影响，除影响我们的业务外，财务状况及经营业绩可能需要我们就相关资产产生减值费用或减记我们的商誉。
原油价格和原油产量的下降可能会对我们的水务解决方案和原油物流部门产生不利影响。
我们加工的水和我们运输的原油的数量在很大程度上是由我们所在地区的原油产量决定的。较低的原油价格为生产商提供了较少的资本支出动机，这导致钻井平台减少，原油产量减少，这对我们的原油运输和产出水处理量产生了负面影响。此外，我们在水解决方案部门的部分盈利来自于我们在处理采出水时回收的原油的销售，如果不进行对冲，较低的原油价格将对这些销售产生不利影响。原油价格下跌或原油价格长期低迷可能会对我们的业务产生不利影响。
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。
原油物流和液体物流是“保证金”业务，我们实现的利润率取决于销售价格与供应成本的差额。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ABL贷款机制下的借款基数减少，我们可能被要求清算我们已经预售的库存。
我们液体物流部门的战略之一是主要在美国墨西哥湾、西海岸和中西部地区购买精炼石油和可再生产品，并计划在全国各地交付。从我们购买精炼产品到销售产品，我们面临着价格下跌的风险。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。在我们的液体物流部门，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石油公司、其他中游或批发营销公司、州际和州内管道以及天然气的收集、压缩、处理、加工、运输、储存和销售公司。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。我们的液体物流部门也面临着来自国际市场的供应竞争加剧。我们还面临着对精炼产品、供应和这些服务的客户的激烈竞争。
我们的原油物流部门面临着对原油供应和客户服务的激烈竞争。这些业务还面临着来自运输公司的竞争，要求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。
我们的水解决方案部门与其他业务存在直接和间接的竞争，包括处理和其他生产水处理业务。
我们不能保证我们在每一项业务上都能成功竞争。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和交付产品的能力造成不利影响。我们用火车运送天然气液体和生物柴油。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将对我们向客户交付产品的能力造成不利影响。
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。
我们的业务依赖于各种形式的储存和运输，以接收和交付原油、天然气液体和成品油。
我们拥有天然气液体和原油终端，并从第三方天然气液体和成品油终端租赁储存能力。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。码头、管道、铁路或横向连接的任何服务中断，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。
根据我们与客户的协议，向他们收取的原油、凝析油、天然气液体、汽油等运输和销售费用, 柴油、生物柴油和产出水的处置可能不足以弥补成本的增加，在某些情况下可能会暂停协议，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/或天然气液体的生产或供应被削减或切断。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。
风险管理程序，包括使用金融衍生工具合约，不能消除所有商品价格风险、基准风险或不利市场环境的风险，这些风险可能对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。此外，任何违反我们的市场风险政策的行为都可能导致重大的财务损失。
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。我们亦订立金融衍生工具合约，例如期货，以防范商品价格风险，而作为我们整体业务策略的一部分，我们未来可能会不时增加或减少使用此类金融衍生工具合约。如果商品价格或利率发生对我们有利的变化，我们使用这种金融衍生品合约可能会导致我们放弃原本会实现的经济利益。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。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。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。
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，购买、销售或交换某一等级或地点的商品时所产生的固有市场价格风险。运输成本和计时差异是计时的组成部分 风险。在一个落后的市场中(当未来交货的价格低于当前价格时)，计时风险就产生了。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。时机风险无法完全消除，而基本风险敞口，特别是在倒推或其他不利市场条件下，可能会对我们的综合财务状况和运营结果产生不利影响。
来自替代能源、能源效率和新技术的竞争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。
丙烷与其他能源竞争，其中一些能源的同等能值成本较低。由于减少了对许多公用事业公司的监管，来自电力、天然气和可再生能源等替代能源的竞争加剧。随着国家天然气分配系统的逐步扩大，以前依赖丙烷的地区也可以获得天然气。此外，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炉子和其他电器，对丙烷的需求产生了不利影响。未来替代能源的扩展、节能措施或家电效率、发电或其他设备的技术进步可能会减少对丙烷的需求，并导致我们失去客户。
我们无法预测替代能源的发展、加强保护或新技术可能对我们的运营产生的影响，包括地方、州和联邦政府对替代能源的补贴是否会扩大，或者这可能对原油、天然气和天然气液体的供应或需求产生什么影响。
《2022年通胀削减法案》(IRA)可能会影响碳氢燃料产品的需求，并给某些客户带来新的成本。
2022年8月，总裁·拜登签署了《爱尔兰共和军》，其中包括多项激励措施，鼓励发展可再生能源、清洁氢气、清洁燃料、电动汽车以及配套基础设施以及碳捕获和封存。此外，爱尔兰共和军对需要向环保局报告温室气体排放的来源的甲烷排放征收联邦费用，包括陆上石油和天然气生产类别的某些来源。我们的一些生产商客户面临着爱尔兰共和军支付排放甲烷计划的风险。此外，上述为各种清洁能源行业提供的多重激励措施可能会减少对原油和天然气的需求，增加我们的合规和运营成本，从而对我们的业务产生不利影响。
对精炼产品需求的减少可能会对我们的经营业绩产生不利影响。
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：
•经济衰退、通货膨胀上升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；
•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；
•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；
•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
•更多地使用替代燃料来源，如电池驱动的发动机。
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。
天气状况，包括温暖的冬季或收获季节的干燥或温暖天气，可能会减少对丙烷的需求，这可能会对我们的运营业绩、现金流、财务状况或流动性产生重大不利影响。
天气条件对取暖和农业用丙烷的需求有很大影响。因此，我们的丙烷销售量在11月至3月的冬季取暖季节最高，并直接受到这几个月温度的影响。实际天气状况每年可能会有很大不同，这可能会对我们的财务业绩或状况产生重大影响。此外，我们经营业务的一个或多个地区的天气变化可能会显著影响我们的丙烷总销售量，从而影响我们的财务业绩或状况。农业对丙烷的需求受到天气的影响，因为收获季节的干燥或温暖天气可能会减少一些作物干燥应用中使用的丙烷的需求。
我们未来的财务业绩和增长可能会受到我们以经济上可接受的条件成功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：
•对有吸引力的收购的竞争加剧；
•ABL融资、定期贷款B和契约中限制我们为收购融资可能产生的债务金额和类型的契约;
•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
•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。
无法保证我们未来会找到有吸引力的收购候选人，我们将能够以经济上可接受的条款收购此类企业，任何收购都不会稀释盈利和分配。此外，如果我们完成未来的任何收购，我们的资本和运营业绩可能会发生变化
重要的是，基金单位持有人将没有机会评估我们在确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：
•无法成功整合最近收购的企业的业务；
•承担已知或未知的责任，包括环境责任；
•从卖方获得赔偿的权利的限制;
•对股权、债务或协同效应的总成本的错误假设；
•对销售量、利润率或运营费用的错误假设；
•在新的地理区域或新的业务部门运营的不可预见的困难；
•管理层和员工的注意力从其他业务上转移；
•被收购企业流失的客户或关键员工；以及
•我们的债务和相关利息支出可能大幅增加。
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。
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造我们的系统的附加物和/或建造新的终端、运输和产出水处理设施。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、环境正义社区、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，包括拖延或拒绝所需的政府许可、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获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做出的努力
需要维修，这可能会导致受影响管道或设施的运行中断一段时间，这一时间明显长于其他情况下的情况。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。此外，政府当局在发放许可证的时间和范围方面拥有相当大的自由裁量权，公众可以参与许可证发放过程，包括通过干预法院。公众的负面看法可能会导致我们开展业务所需的许可证被扣留、推迟或因限制我们开展业务的能力的要求而负担沉重。任何这样的事件，如果中断了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单位持有人支付分配的现金，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。
我们的商业计划是基于这样的假设，即社会情绪将继续支持碳氢化合物燃料的未来开发、运输和使用，现有法规将保持不变。与碳氢化合物燃料的生产、精炼、运输和销售有关的决策受到政治压力、媒体和其他人对我们经营的行业的负面描述以及环境和其他特殊利益集团的影响和抗议。这种对碳氢化合物能源行业的负面情绪可能会影响消费者的偏好以及政府或监管行动，这可能会对我们的业务产生不利影响。
最近，担心气候变化潜在影响的活动人士将注意力转向碳氢化合物能源公司的资金来源，这导致某些金融机构、基金和其他资金来源限制或取消了它们对与能源有关的活动的投资。最终，这可能使为勘探和生产活动或能源基础设施相关项目和正在进行的运营获得资金变得更加困难，从而可能间接影响对我们服务的需求，并直接影响我们为建设或其他资本项目提供资金的能力，以及正确运营我们正在进行的运营的能力。
我们的业务成功有赖于关键人员的领导和参与，我们与其他业务竞争，以吸引和留住合格的人才。
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。此外，我们与其他企业竞争，以吸引和保留合格的员工，而紧张的劳动力市场可能会导致我们的劳动力成本增加。不能保证我们的劳动力成本不会增加，也不能保证这种增加可以通过向客户收取更高的价格来弥补。
与合规相关的风险
我们销售原油、凝析油、天然气液体、汽油, 柴油和生物柴油以及相关的运输和对冲活动，以及我们对产出水的处理，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管辖范围。(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。
2010年7月21日颁布的《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》(“多德-弗兰克法案”)确立了对场外衍生品市场和参与该市场的实体(如我们)的联邦监督和监管。《多德-弗兰克法案》要求商品期货交易委员会和美国证券交易委员会颁布实施《多德-弗兰克法案》的规章制度。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-弗兰克法案规定了一种潜在的
豁免商业最终用户的该等结算及现金抵押品要求，并包括若干界定的术语，以确定该项豁免如何适用于特定衍生工具交易及该等交易的当事人。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。CFTC还发布了2021年3月15日生效的新规，对某些实物大宗商品的某些核心期货和等值掉期合约的头寸设置了限制，但某些真诚对冲交易的例外情况除外。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采出水的业务，在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方面，受到严格的联邦、州、省和地方法律法规的约束。我们面临着因处理采出水和碳氢化合物(如原油、凝析油、天然气液体、汽油、柴油和生物柴油)而招致重大环境成本和责任的固有风险。例如，我们的水解决方案部门存在环境风险，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的风险。我们的原油物流和液体物流部门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，可能导致限制或取消业务、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采出水，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。
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产出水处理、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、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。续期、修订或修改这些许可证、批准和其他授权可能涉及施加更严格和更繁琐的条款和条件，从而导致成本更高，对我们的运营产生更重大的影响。
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。2022年4月，新墨西哥州通过了新的空气质量规定，旨在消除新墨西哥州每年因石油和天然气生产而产生的数亿磅有害排放。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运营的温室气体排放，可能需要我们招致巨大的成本。正如人们对监管环境的普遍理解一样，不能保证这些或未来影响我们运营的规则不会对我们的综合运营结果和财务状况产生实质性影响。
我们、我们的客户和我们的供应商的运营受到气候变化威胁所产生的一系列风险的影响，这些风险可能导致运营成本增加，对我们的运营结果和向单位持有人分配现金的能力产生不利影响，限制可能发生石油和天然气生产的区域，并减少对我们提供的产品和服务的需求。
气候变化的威胁继续在美国和其他国家引起相当大的关注。已经提出并可能继续在国际、国家、区域和州各级政府一级提出许多建议，以监测和限制现有的温室气体排放，并限制或消除这种未来的排放。因此，我们的业务以及我们的原油和天然气勘探和生产客户和供应商的业务都受到与化石燃料的生产和加工以及温室气体排放相关的一系列监管、政治、诉讼和金融风险的影响。
在美国，联邦一级还没有实施全面的气候变化立法。然而，在美国最高法院裁定温室气体排放构成CAA规定的污染物后，美国环保局通过了多项法规，其中包括对某些大型固定污染源的温室气体排放进行建筑和运营许可审查，要求对美国某些石油和天然气系统来源的温室气体排放进行监测和年度报告，并与交通部一起对在美国制造的运营车辆实施温室气体排放限制。近年来，对石油和天然气设施中甲烷的监管一直存在不确定性，但最近一次是在2023年12月，环保局完成了其规则制定，建立了新的来源性能标准，以减少来自新来源和改进来源的甲烷和其他挥发性有机化合物的排放。此外，各个州和州集团已经通过或正在考虑通过立法、法规或其他监管举措，侧重于温室气体排放限额和交易计划、碳税、报告和跟踪计划以及限制排放等领域。在国际上，联合国发起的《巴黎协定》要求成员国在2020年后每五年单独确定并提交一次不具约束力的减排目标。尽管美国于2020年11月4日退出了《巴黎协定》，但在2021年1月20日，总裁·拜登签署了行政命令，再次承诺美国遵守该协定，并呼吁联邦政府开始制定美国在该协定下的国家确定的减排目标。
政府、科学和公众对温室气体排放引起的气候变化威胁的担忧导致美国的政治风险增加，包括最近当选公职的某些候选人做出的与气候变化有关的承诺。这些措施包括承诺限制排放和限制石油和天然气的生产，例如通过停止出租公共土地用于碳氢化合物开发。例如，2021年1月27日，总裁·拜登发布了一项行政命令，承诺在气候变化问题上采取实质性行动，呼吁联邦政府增加使用零排放汽车，取消对化石燃料行业的补贴，并加强政府机构和经济部门对气候相关风险的重视。另外，2021年1月20日，美国内政部代理部长发布了一项命令，除其他外，暂停在联邦土地上发放化石燃料授权，包括租赁和许可证。尽管能源部于2022年4月15日宣布，根据联邦法院的裁决，它将恢复公共土地上的石油和天然气租赁，但公共土地上的石油和天然气租赁的话题仍然充满政治色彩，因为该公告表明，由于环境和气候问题，可用于石油和天然气租赁的联邦土地将比最初提名的面积减少80%。拜登政府可能采取的其他行动可能包括对建立管道基础设施或允许液化天然气实施更严格的要求
天然气出口设施。诉讼风险也在增加，许多城市和其他地方政府试图在州或联邦法院对最大的石油和天然气公司提起诉讼，指控这些公司通过生产导致气候变化的燃料等方式造成公共滋扰。还根据股东和消费者生产法对这类公司提起诉讼，指控这些公司已经意识到气候变化的不利影响，但未能充分披露这些影响。
化石燃料生产商面临的财务风险也越来越大，因为目前投资于化石燃料公司的股东可能会在未来选择将部分或全部投资转移到其他相关行业。向化石燃料能源公司提供融资的机构贷款人也变得更加关注可持续的贷款做法，其中一些可能会选择不为化石燃料能源公司提供资金。还有一种风险是，金融机构将被要求采取具有减少向化石燃料部门提供资金的效果的政策。美国联邦储备委员会宣布，它已申请加入绿色金融系统网络，这是一个由金融监管机构组成的联盟，专注于应对金融部门与气候相关的风险。化石燃料行业可用资本的大幅减少可能会使勘探、开发、生产、运输和加工活动更难获得资金，从而可能导致对我们服务的需求减少。
通过和实施新的或更严格的国际、联邦或州立法、法规或其他监管举措，对石油和天然气部门的温室气体排放实施更严格的标准，或以其他方式限制该部门可能生产石油和天然气或产生温室气体排放的领域，可能会导致合规成本或消费成本增加，从而减少对石油和天然气的需求，这可能会减少对我们服务和产品的需求。此外，政治、诉讼和金融风险可能导致我们的石油和天然气客户限制或取消生产活动，因气候变化而导致基础设施损坏的责任，或损害他们继续以经济方式运营的能力，这也可能减少对我们的服务和产品的需求。这些发展中的一个或多个可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和向单位持有人分配现金的能力产生实质性的不利影响。
最后，许多科学家得出结论，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生具有重大物理影响的气候变化，例如风暴、洪水和其他气候事件的频率和严重性增加。如果发生任何这样的影响，它们可能会对我们的运营结果和向单位持有人分配现金的能力产生不利影响。此外，虽然我们对天气条件变化的考虑和在设计中纳入安全因素涵盖了气候变化和其他事件可能带来的不确定性，但我们缓解这些事件不利影响的能力在一定程度上取决于我们设施的有效性以及我们的灾害准备和应对以及业务连续性规划，而这些可能没有考虑到或准备好应对每一次可能发生的情况。
与我们的水力压裂客户相关的州和联邦立法和监管举措可能会损害我们的业务。
水力压裂在油气勘探和生产过程中是一种常见的做法，包括在我们的Water Solutions和原油物流部门运营的那些油田中。水力压裂是一种油井增产技术，用于促进从页岩和致密的常规地层中生产石油、天然气和其他碳氢化合物凝析油。勘探和生产过程，包括水力压裂实践，受到州和联邦当局的监管。根据活动地点的不同，管辖权和适用的法规要求可能会有所不同。部分公众以及环境和其他团体对水力压裂过程进行了相当严格的审查，声称这种做法可能是诱发地震事件的罪魁祸首，水力压裂过程中使用的化学品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。例如，2021年1月20日，拜登政府在联邦土地上暂停新的油气租赁和钻探许可60天，2021年1月27日，美国能源部根据总裁·拜登的行政命令无限期暂停联邦油气租赁计划。尽管能源部在2022年4月宣布恢复陆上石油和天然气租赁，但该计划正在进行重大改革，最初提名的土地面积可供租赁的土地减少了80%。2024年4月12日，美国能源部敲定了关于土地管理局管理的公共土地的联邦陆上石油和天然气租赁法规的全面更新，其中提高了担保要求、特许权使用费和最低出价。这样的行动可能会对我们和我们的行业产生实质性的不利影响。
对旨在保护某些野生动物物种或其栖息地的钻探和相关活动的限制，可能会对我们的客户在我们运营的一些地区进行钻探和相关活动的能力产生不利影响。
各种联邦和州法规禁止某些损害濒危或受威胁物种及其栖息地、候鸟、湿地和自然资源的行为。这些法规包括欧空局、MBTA、BGEPA、CWA、CERCLA和石油污染法。USFWS可以指定其认为对受威胁或濒危物种的生存所必需的关键栖息地和合适的栖息地。关键的栖息地或适当的栖息地指定可能导致对联邦土地使用和私人土地使用的进一步实质性限制，并可能推迟、限制或禁止我们客户的土地访问或石油和天然气开发。如果我们或我们的客户的活动对物种产生不利影响或对湿地、栖息地或自然资源造成损害，政府实体或私人可能会采取行动阻止此类活动，或就我们的活动或客户钻探、建造或排放石油、废物、危险物质或其他受管制材料而对物种、栖息地或自然资源造成的损害寻求损害赔偿，这可能会减少对我们服务的需求。
例如，2023年7月3日，美国联邦安全局提议将在我们活动地区发现的沙丘鼠尾草蜥蜴列入欧空局濒危物种名单。对拟议规则的评议期于2023年10月2日结束。此外，在我们运营的地区也可以找到小草原鸡，从2023年3月27日起被列入欧空局名单。
如果物种被列入欧空局或类似的州法律，或以前未受保护的物种在我们的资产和业务所在地区被指定为受威胁或濒危物种，在这些地区的运营可能会因物种保护措施而产生更多成本，并面临生产活动的延误或限制。
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的审查，包括各种州监管机构，以及环境和其他团体，他们断言，某些水处理井的运行导致了特定的诱发地震事件。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。
在某些特定情况下，州监管机构已经并可能要求我们暂停一个或多个处置设施的运营，等待进一步研究某个地点对地震活动的潜在影响。在一个具体的例子中，我们将水限制在一个处理井中，并将水重新引导到地质地层的不同区域，以解决这些担忧。2021年12月，由于地震活动增加，德克萨斯州铁路委员会暂停了在米德兰县和埃克托县约100平方英里范围内的所有深层石油和天然气产出水注入，这直接影响了我们的一口闲置处置井。这口闲置的油井随后被封堵和废弃。2024年1月，德克萨斯州铁路委员会无限期暂停了卡尔伯森和里夫斯县的所有深层石油和天然气采出水注入，这直接影响了我们的一口处置井。虽然这一暂停导致每天损失1万桶的处置能力，但暂停并未产生实质性影响我们的水处理业务。
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。到目前为止，由于我们在受影响地区的综合系统的能力、我们的处置设施的不同位置以及我们系统的连通性，我们处理产出水的能力没有受到这些行动的实质性影响，而且由于我们在受影响地区之外的独特定位，我们有能力扩大我们的资产基础。
我们的一些行动受到FERC的管辖，其他行动可能会在未来受到影响。
FERC对州际管道上的原油和成品油运输等进行了监管。FERC对石油管道的管辖权源于1906年对州际商法的一项修正案，该修正案规定石油管道的公共载体受联邦监管。自1977年以来，FERC一直根据这一权力管理石油管道，当时立法将管辖权从州际商务委员会移交给FERC。1992年的《能源政策法》指示FERC为石油管道制定一种简化和普遍适用的费率制定方法，以符合其确保石油管道费率公正合理的法定任务。
不提供州际服务的州内运输和收集管道受州监管委员会的监管，如德克萨斯州铁路委员会。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。
我们受到政府监管和其他与隐私、数据保护和数据安全相关的法律义务的约束。我们实际或认为不遵守此类义务可能会损害我们的业务。
有许多关于隐私以及个人数据的存储、共享、使用、处理、转移、披露和保护的法律和法规，其范围正在变化，受到不同解释的影响，可能在一国之内或国家之间不一致。例如，2020年1月1日生效的加州消费者隐私法(CCPA)限制了我们收集和使用个人数据的方式。CCPA的影响可能是深远的，可能需要我们修改我们的数据处理做法和政策，并产生与合规相关的成本和支出。此外，2020年11月，加州选民通过了《加州隐私权和执行法》(CPRA)，该法案扩大了CCPA的范围，增加了可能影响我们业务的数据隐私合规要求，并建立了一个专门执行这些要求的监管机构。目前尚不清楚《全面和平协议》和《全面和平协议》的各项规定将如何解释和执行。这些和其他数据隐私法及其解释继续发展，可能在不同的司法管辖区之间不一致。不遵守这些法律可能会受到惩罚或承担重大法律责任。尽管我们采取合理努力遵守所有适用的法律和法规，但不能保证一旦发生事故，我们不会受到监管行动的影响，包括罚款。如果扩大法律或法规以要求改变我们或我们的第三方服务提供商的业务做法，或者如果管辖司法管辖区以对我们或我们的第三方服务提供商的业务、运营结果或财务状况产生负面影响的方式解释或实施其法律或法规，我们或我们的第三方服务提供商可能会受到不利影响。
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。
与我们的合作伙伴结构和对我们的投资相关的风险
我们的合伙协议将我们的全科医生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的全科医生采取的可能违反受托责任的行动可采取的补救措施。
我们的全科医生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。我们的合作伙伴协议包含降低我们的全科医生的标准的条款，否则我们的全科医生将被州受托责任法持有。例如，我们的合作伙伴协议：
•限制责任并减少我们的全科医生的受托责任，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可用的补救措施。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；
•允许我们的全科医生以个人身份做出一些决定，而不是以我们的全科医生的身份。这使我们的GP有权只考虑其希望的利益和因素，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；
•规定我们的全科医生不对我们或我们的单位持有人以全科医生的身份做出的决定承担任何责任，只要它真诚行事，这意味着我们的全科医生主观上认为该决定符合或不反对合伙企业的最佳利益；
•一般规定，未经本公司GP董事会冲突委员会批准且不涉及本公司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”，并且在确定交易或解决方案是否“公平合理”时，本公司GP可考虑所涉及各方之间的整体关系，包括可能对我们特别有利或有利的其他交易；以及
•规定，我们的全科医生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，裁定我们的全科医生或其他人恶意行事或从事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GP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。
NGL Energy GP Investor Group拥有并控制我们的GP及其在我们中0.1%的GP权益。虽然我们的GP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GP的执行人员和董事有以有利于其所有者的方式管理我们的GP的受托责任。此外，由于我们GP的某些高管和董事是我们GP附属公司的高管或董事，NGL Energy GP Investor Group及其附属公司(包括我们的GP)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，我们的全科医生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的全科医生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的全科医生采取的可能违反受托责任的行动可用的补救措施，“，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：
•我们的GP被允许在解决利益冲突时考虑到我们以外的各方的利益，例如NGL Energy GP Investor Group的成员；
•无论是我们的合作伙伴协议还是任何其他协议，都不要求我们的GP所有者追求有利于我们的商业战略；
•除非在有限的情况下，我们的GP有权和授权在没有单位持有人批准的情况下开展我们的业务；
•我们的全科医生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数量；
•我们的一般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我们的GP的现金数量；
•我们的GP决定它所产生的哪些费用由我们报销；
•我们的全科医生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；
•我们的合作伙伴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全科医生分配有关全科医生权益或激励分配权（“IDT”）的资金;
•我们的合作伙伴协议不限制我们的全科医生向我们或其附属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一个达成额外的合同安排；
•我们的GP打算限制其关于我们的合同义务和其他义务的责任；
•如果我们的GP拥有超过80%的公共单位，则我们的GP可以行使其召回和购买所有非其及其附属公司拥有的公共单位的权利；
•我们的GP控制着它及其附属公司对我们所欠义务的执行；
•我们的全科医生决定是否保留单独的律师、会计师或其他人为我们提供服务；以及
•我们的GP可能会选择导致我们向其发行与重新设置与我们的GP的IDR相关的目标分配级别相关的公共单位，而无需我们的GP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。我们的合作伙伴协议规定，我们的GP将被限制从事任何商业活动，而不是作为我们的GP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GP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的GP附属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GP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全科医生或其董事会。我们GP的董事会完全是由它的成员而不是我们的单位持有人选择的。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的GP的表现不满意，他们移除我们的GP的能力将是有限的。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了拥有我们共同单位20%或更多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，不包括本公司的GP、其关联公司、其直接受让人和经本公司的GP批准的间接受让人(批准可由其全权酌情决定)，以及事先获得本公司的GP批准的该等单位的人，不能就任何事项投票。
我们的GP权益或对我们GP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。
本公司的GP可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的过程中将其GP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GP中的全部或部分所有权权益转让给第三方的能力。然后，我们GP的新所有者将能够用自己指定的人取代我们GP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GP的IDR可能会转让给第三方。
我们的GP可以在任何时候将其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GP将其IDR转让给第三方，但保留其GP权益，我们的GP可能不会像保留其IDR所有权时那样，随着时间的推移，有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。
我们的全科医生拥有有限的赎回权，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。
如果我们的GP及其附属公司在任何时候拥有超过80%的普通单位，我们的GP将有权利(它可以转让给其任何附属公司或我们)，但没有义务，以不低于当时市场价格的价格(根据我们的合作伙伴协议的条款计算)收购所有但不少于所有由非关联人士持有的共同单位。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。
我们的合作伙伴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可以在任何时候不经我们的单位持有人批准而发行的额外有限合伙人权益的数量。我们增发普通股或其他同等或高级股权证券将产生以下影响：
•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；
•每个单位可供分配的现金数量可能会减少；
•应纳税所得额与分配额的比率可能会提高;
•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
•普通单位的市场价格可能会下降。
我们的全科医生，在没有我们的单位持有人批准的情况下，可以选择促使我们发行普通单位，同时维持其与其IDR相关的目标分配水平的重置的全科医生权益。这可能会导致我们的单位持有人获得更低的分配。
我们的GP有权根据我们在执行重置选举时的分发情况，将初始目标分发级别重置为更高级别。在我们的全科医生重置选举后，最低季度分配将被调整为等于重置的最低季度分配，目标分配水平将根据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GP选择重置目标分配级别，它将有权获得一些普通单位。将向我们的GP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的数量等于分配的平均值
我们的全科医生在前两个季度的IDR上。我们预计，我们的GP将行使这一重置权，以促进收购或有机增长项目，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，我们的全科医生可能会在它正在经历或预计会经历与其IDR相关的现金分配下降的时候进行这次重置选举，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上接收分配的权利。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GP发放与重置目标分配水平相关的新的共同单位和GP利息，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：
•我们在一个州开展业务，但没有遵守该州的合伙法规；或
•单位持有人有权与其他单位持有人一起行动，以撤换我们的普通科医生、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，这构成了对我们业务的“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。
我们目前有三个系列的首选单位尚未完成。所有这些单位在分配权和清算时的权利方面都高于普通单位。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。
在行使某些认股权证时发行普通单位，会对现有的普通单位持有人造成摊薄，并可能对我们共同单位的交易价格构成下行压力。
我们目前拥有未偿还的可行使认股权证，可以购买25,500,000个普通单位，行使价格从每单位13.56美元到每单位17.45美元不等。任何这些认股权证的行使都会对现有普通单位持有人造成稀释，并可能对我们共同单位的交易价格构成下行压力。目前所有未行使的认股权证均可行使，任何未行使的认股权证将于发行之日起十周年届满。认股权证不会参与
现金分配。有关认股权证的其他资料，请参阅本年度报告所包括的综合财务报表附注9。
我们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节所规定的“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生产收入而持有的资本资产的收益，否则构成合格收入。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，目前的税率为21%(根据2017年《减税和就业法案》(以下简称法案)，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日签署成为法律的法案，从2018年纳税年度开始，净利息支出的扣除额限制在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。我们的伙伴关系协议规定，如果颁布一项法律或修改或解释现行法律，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，国会议员不时建议并考虑对现行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。
税法的变化可能会对我们的业绩产生不利影响。
我们受到广泛的税收法律法规的约束，涉及联邦、州和外国所得税以及消费税、销售/使用税、工资税、特许经营税和从价税等交易税。新的税收法规和现行税收法规的变化正在不断出台，这可能会导致未来税收支出的增加。
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全科医生间接承担，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GP和我们的单位持有人在我们的利益，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，即使他们没有收到我们的现金分配。例如，如果我们出售资产，并将收益用于偿还现有债务或为资本支出提供资金，我们的单位持有人可能会获得应税收入和出售收益，而不是共同的单位分配。同样，利用机会减少我们现有的债务，如债务交换、债务回购或修改我们现有的债务，可能会导致“取消债务收入”作为应税收入分配给我们的单位持有人，而不是任何共同的单位分配。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。
我们可能采取的某些行动，如发行额外的单位，可能会增加单位持有人的联邦所得税负担。
如果我们未来发行额外的单位或从事某些其他交易，分配给单位持有人的无追索权负债的可分配份额将重新计算，以考虑我们发行的任何额外单位。单位持有人在我们的无追索权债务中所占份额的任何减少都将被视为向该单位持有人分配现金，并将导致单位持有人单位的相应税基减少。在某些情况下，被视为现金分配可能导致单位持有人确认应税收益，只要被视为现金分配的单位超过该单位持有人的单位计税基础。
此外，如果我们处置资产或进行未来的单位发售，并以不会产生实质性额外扣减的方式使用收益，例如偿还目前未偿还的债务或收购不符合联邦所得税目的的折旧或摊销的财产，或以明显低于当前适用于我们资产的税率的速度折旧或摊销，则单位持有人的联邦所得税责任可能会增加。
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。对非美国人的分配一般由美国对与美国贸易或企业实际相关的收入(“实际相关收入”)征税，并遵守所得税申报要求。分配给我们单位持有人的收入和出售我们共同单位的任何收益通常被认为与美国的贸易或企业“有效地联系在一起”。因此，对非美国单位持有人的分配将按最高适用的实际税率征收预扣税，出售或以其他方式处置共同单位的非美国单位持有人也将就出售或处置该共同单位所获得的收益缴纳美国联邦所得税。非美国人将被要求提交联邦所得税申报单，并为他们在我们应纳税所得额中的份额纳税。
除了对有效关联收入的分配征收预扣税外，对非美国单位持有人的分配也将对超过我们累计净收入的任何分配金额征收10%的预扣税。为此，我们打算将我们的所有分配视为超过我们的累计净收入，并缴纳10%的预扣税。因此，对非美国单位持有人的分配将适用等于最高适用有效税率和10%的综合预扣税率。对于通过经纪人进行的公开交易合伙企业中的利益转移，转让人的经纪人负有扣留义务。我们被要求就这些问题发布有保留的通知。我们的合格通知可以在我们的网站上找到。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。这一披露增加了美国国税局质疑我们的立场并建议对我们的部分或全部
单位持有人。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。美国财政部通过了最终的财政部条例，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。
单位持有人将其共用单位借给“卖空者”进行卖空，可视为已将该等共用单位处置。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。
由于单位持有人将其共同单位借给“卖空者”进行卖空，可被视为已处置这些共同单位，因此在贷款给卖空者期间，该单位持有人将不再被视为与这些共同单位有关的合伙人，单位持有人可确认从处置中获得的收益或损失。此外，在向卖空者贷款期间，我们与这些共同单位有关的任何收入、收益、损失或扣除可能不会被单位持有人报告，而单位持有人收到的关于这些共同单位的任何现金分配可以作为普通收入全额纳税。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是否可取，以禁止他们的经纪人借入他们的共同单位。
出于联邦所得税的目的，我们采用了某些估值方法和每月惯例，这可能会导致我们的GP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到我们的单位持有人和我们的GP的资本账户中。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科医生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GP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。
将我们优先股的分配视为资本使用的保证付款，为优先股持有人创造了与我们共同单位持有人不同的税收待遇，此类分配很可能没有资格享受合格上市合伙企业收入20%的扣减。
对我们首选单位的分配的税收处理是不确定的。出于税务目的，我们将优先股持有人视为合伙人，并将优先股的分配视为资本使用的担保付款，优先股持有人一般应按普通收入纳税。我们优先股的持有者可以从此类担保付款的应计收入中确认应税收入，即使在没有同时分配的情况下也是如此。否则，优先股持有人一般不会分享我们的收入、收益、损失或扣除项目，我们也不会将我们的无追索权债务的任何份额分配给优先股持有人。如果优先股在税务上被视为负债，而不是作为资本使用的担保付款，则分配很可能会被视为我们向优先股持有人支付的利息。
尽管我们预计，我们获得的大部分收入通常有资格享受合格上市合伙企业收入20%的扣除额，但从2020年1月1日或之后的纳税年度开始生效的某些财政部法规规定，资本使用的担保付款不符合合格上市合伙企业收入20%的扣除额。因此，可归因于优先股持有人确认的资本使用担保付款的收入不符合合格上市合伙企业收入20%的扣除资格。我们敦促所有优先股持有人咨询税务顾问，以确定他们是否有资格获得合格上市合伙企业收入相对于其优先股的20%扣减。此外，虽然上市合伙企业的单位持有人在受到某些限制的情况下，有权获得相当于其合格上市合伙企业收入可分配份额的20%的扣除，但这一扣除将在2025年12月31日之后的纳税年度到期。
优先股持有人将被要求确认出售优先股的收益或亏损，相当于该持有人变现的金额与该持有人在出售优先股中的纳税基础之间的差额。一般情况下，变现的金额将等于现金和持有者为换取此类优先单位而获得的其他财产的公平市场价值的总和。在符合要求在多项合伙权益之间采用混合基准的一般规则的规限下，优先股的课税基准一般等于优先股持有人为收购该优先股而支付的现金和其他财产的公平市场价值之和。优先股持有人在出售或交换持有超过一年的优先股时确认的收益或损失，一般将作为长期资本收益或损失征税。由于优先股持有人一般不会获得我们折旧、损耗或摊销项目的份额，因此预计这些持有人不会被要求将其收益的任何部分重新定性为普通收入，这是重新征收规则的结果。
免税投资者(如员工福利计划和IRA)以及非美国人对优先股的投资引发了他们特有的问题。对优先股的非美国持有者的分配将被征收预扣税。如果预扣金额超过实际应缴的美国联邦所得税金额，优先股的非美国持有者可能被要求提交美国联邦所得税申报单，以寻求退还超出的部分。对于向免税投资者使用资本的担保付款的处理方式并不确定，对于美国联邦所得税而言，此类付款可能被视为无关的企业应税收入。如果您是免税实体或非美国人，您应该咨询您的税务顾问有关拥有我们的首选单位的后果。
我们敦促所有持有我们优先股的人就拥有我们优先股的后果咨询税务顾问。
一般风险
重要客户和交易对手违约或失去一个或多个重要客户可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大或不利影响。
我们的一个或多个重要客户或交易对手的财务状况恶化可能导致他们无法履行与我们达成的协议条款，或拖欠欠我们的款项。我们的客户和交易对手包括工业客户、当地分销公司、原油和天然气生产商、金融机构和营销者，他们的信誉可能会突然受到大宗商品价格波动、能源市场状况恶化以及公众和监管机构反对能源生产活动等因素的不同影响。虽然我们通过信用分析、信用审批、建立信用限额、要求预付款(部分或全部)或其他担保、要求在规定的时间段内交付产品以及信用监控来管理我们的信用风险敞口，但我们无法完全消除与这些各方做生意给我们带来的业绩和信用风险。在大宗商品价格较低的环境下，我们的某些客户已经或可能受到负面影响，给他们带来巨大的经济压力，在某些情况下，导致客户申请破产或重新谈判我们的合同。我们客户信誉的恶化以及由此导致的拒付和/或不履行情况的增加可能会导致我们减记或注销应收账款或有形和无形资产。此类冲销或冲销可能会在发生期间对我们的经营业绩产生负面影响，如果重大，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大或不利影响。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。此外，大梅萨管道的某些主要客户对该资产的现金流和盈利能力做出了重大贡献。这些客户或他们的合同的任何损失都可能对我们的财务业绩产生不利影响。如果我们的一个或多个主要客户启动破产程序，根据美国破产法的适用条款，我们与客户的合同可能被拒绝，或者如果我们同意，可能会重新谈判。此外，在任何此类破产程序中，在假定、拒绝或重新谈判此类合同之前，破产法院可能会暂时授权支付低于合同要求的我们服务的价值，这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。我们对此类客户或交易对手的未决债权的解决取决于重组计划的条款，但可能包括我们的债权在重组后的实体中转换为股权，除了影响我们的业务外，财务状况和经营结果可能要求我们对关联资产产生减值费用或减记我们的商誉。
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。产品供应以及原油和天然气液体供应中断 大宗商品行业整体而言，在较长时间或较短期内可能导致我们的衍生品和实物买卖合同的交易对手违约。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。
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(“萨班斯-奥克斯利法案”)第404(A)节，我们也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。
萨班斯-奥克斯利法案要求上市公司拥有并维持有效的披露控制和程序，以确保及时披露重要信息，并让管理层每季度审查这些控制的有效性。萨班斯-奥克斯利法案还要求上市公司对财务报告拥有并保持有效的内部控制，对财务报告和财务报表的编制提供合理的保证，并让管理层每年审查这些控制的有效性(并让公司的独立审计师证明此类内部控制的有效性)。
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保证，我们可能会在努力遵守萨班斯-奥克斯利法案第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。
全球公共卫生危机的影响可能会对总体经济、金融和商业状况产生重大不利影响，并可能对我们的业务、财务状况、运营业绩和流动性以及我们的客户、供应商和其他交易对手的业务产生重大不利影响。
碳氢化合物产品的供求变化影响我们采购及销售的产品数量以及我们向客户提供的服务水平，进而影响我们的财务状况、经营业绩及现金流量。
全球和美国经济总体上已经从新冠肺炎疫情的负面经济影响中恢复过来，这次疫情扰乱了全球供应链，减少了消费者活动，扰乱了旅行，并造成了金融和大宗商品市场的大幅波动和扰乱。虽然世界卫生组织于2023年5月宣布新冠肺炎结束全球突发公共卫生事件，但未来的全球公共卫生危机可能会导致类似的破坏和相关的经济后果。任何经济放缓或衰退的恢复时期，或我们处理的碳氢化合物需求或价格恢复低迷的时期，都可能对我们的财务状况以及我们客户、供应商和其他交易对手的财务状况产生重大不利影响，并可能减少我们的流动性，并对我们管道和其他设施处理的产品数量产生负面影响。
此类事件对我们的财务状况、经营业绩及现金流量的潜在影响，主要取决于我们无法控制的事态发展，包括公共卫生危机的持续时间及应对措施、对整体经济活动的相关影响以及对原油及其他产品需求的潜在长期影响，所有这些都无法确切预测。
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或政治动乱都可能导致原油和天然气供应中断，这可能会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运输原油、天然气液体和
将精炼和可再生能源产品引入我们的工厂。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。
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或其他诉讼事项，无论是否具有可取之处，都可能是昂贵的辩护费用，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，或未能成功抵御产品责任索赔或其他诉讼事宜，可能会对我们的业务、综合经营业绩、财务状况和现金流造成重大不利影响。
我们的操作系统出现故障或对我们的任何设施或第三方的设施进行网络安全攻击，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安全攻击可能会导致经济损失，包括因未能保护数据而可能被罚款，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。
项目1B：处理未解决的工作人员意见
没有。
项目1C：关于网络安全的问题
网络安全治理和战略
我们的网络安全计划旨在为我们的基础设施、系统和数据提供逻辑和物理安全保护，使其免受可能影响我们的运营、声誉和合规性的盗窃和破坏。为了保护我们免受网络事件的影响，基于美国商务部国家标准与框架研究所(NIST)的网络安全框架，存在具体的缓解网络安全控制、系统和事件程序，该框架是行业公认的私营和公共部门安全框架。我们对网络安全的承诺体现在我们为持续加强网络安全态势而进行的广泛计划和相关技术投资中。
我们旨在预防、检测、管理、缓解和补救网络威胁的网络安全治理和战略计划包括：
•控制基于NIST的企业治理、关键资产管理、内部和第三方风险管理、隔离访问控制管理、数据安全和保护的网络安全框架，
异常记录和一般安全监测、事件响应、安全培训和认识以及灾难恢复测试。
•安全政策和程序用于网络安全、事件响应、可接受使用、变更控制、灾难恢复、备份和恢复、业务连续性、业务运营恢复、第三方供应商安全评估、漏洞和补丁管理、数据隐私以及各种合规领域。
•企业风险管理识别、评估和缓解基于NIST网络安全框架的持续生命周期计划中的内部和第三方风险。这一风险管理框架结合了公司和业务部门的SCADA(监督控制和数据采集)系统风险，以实现综合企业方法。
•各种网络安全系统和协议用于聚合监控、检测和响应、网络保护和分段、分层安全方法、漏洞和补丁管理、备份和恢复以及资产管理。
•员工教育用于持续的安全意识和威胁调查。该计划包括针对高风险领域的无数月度和季度必需的网络培训，以及针对所有员工和有权访问我们网络的第三方的强制性半年培训。此外，每月的模拟钓鱼活动和时事通讯加强了网络风险和一般安全意识。
网络安全风险和威胁管理
我们的企业网络安全风险管理计划是一种持续的生命周期方法，包括正式的年度风险评估，然后是全年的内部和第三方风险评估。每年都会聘请一家独立的安全专家供应商，根据行业和技术标准进行网络安全风险评估。评估结果按优先顺序排列，然后在我们的治理、风险和控制系统中跟踪，该系统得出特定的风险可能性和影响缓解的风险分数。然后制定网络安全项目、控制措施和做法，以减轻已确定的风险。合规和安全指导委员会每月举行会议，审查风险登记、当前威胁评估和风险管理跟踪的相关缓解工作。此外，我们的首席信息官(“CIO”)每季度向我们的GP董事会提交风险评分和风险缓解更新，以进行风险监督。
网络事件的事件管理遵循基于NIST框架的我们的网络安全政策事件响应程序(“事件响应策略”)。该程序包括事件识别、隔离和遏制、调查、影响分析、沟通、重要性评估，包括对以前事件的汇总评估，以及报告步骤和相关的所有权。每年都会与关键所有者一起测试事件响应策略，以验证程序并进行培训。
网络安全威胁带来的风险的影响
尽管截至本年度报告之日，我们尚未经历过对我们的业务或运营造成重大不利影响的网络安全威胁或事件，但由于全球网络攻击的数量、频率和复杂性不断增加，因此不能保证我们未来不会经历此类事件。此类事件，无论是否成功，都可能导致我们产生大量相关成本，例如，实施额外的威胁防护措施、对我们的产品和服务进行修改或更换、抵御诉讼、回应监管机构的询问或行动、向客户提供与我们保持业务关系的激励、或对第三方采取其他补救措施，以及招致声誉损害。此外，这些威胁正在不断演变，从而增加了成功防御它们或实施足够的预防措施的难度，即使我们的各种网络安全保护和弹性协议也是如此。
管理层的网络专业知识
我们的网络安全计划由我们的首席信息官领导，他也是我们的首席信息安全官。我们的CIO自2014年加入我们，拥有30多年的信息技术和合规经验。我们的首席信息官拥有管理信息系统理学学士学位，并拥有认证信息系统审计安全认证。我们的安全成员由网络安全、业务连续性和系统恢复、事件管理、系统管理、网络工程和法规遵从性方面的各种行业技术熟练资源组成，拥有100多年的共同经验。我们还利用安全运营合作伙伴提供24x7x365全天候受管检测和响应支持，并提供专业的网络安全资源作为我们团队的扩展。
新浪董事网络监督委员会
在网络安全监督方面，我们全科医生培训计划的董事会旨在向成员通报当前的网络威胁策略，并提供相关的、定期的教育安全技术信息。网络安全培训计划包括：
•我们的网络控制和相关系统的年度介绍概述，以全面了解我们的网络安全保护和复原力；
•有关勒索软件、网络钓鱼、冒充、社会工程、第三方安全风险和商业电子邮件泄露等主题的季度网络安全培训，以加强一般安全知识；以及
•每月分发网络安全时事通讯，了解当前的威胁策略和一般安全意识。
此外，首席信息官向我们的全科医生董事会提供季度网络更新，以概述网络计划的关键指标和趋势、网络事件执行摘要(基于发生)、财政年度安全目标和跟踪进展、风险登记评分以及网络相关项目的状态更新。
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。虽然其中一些物业须受负债及租赁、未到期及应付税款留置权、产权负担、地役权及限制所影响，但我们不相信任何此等负担会对我们继续在整体业务中使用这些物业造成重大影响。我们在ABL贷款、定期贷款B和契约下的义务以我们几乎所有不动产和个人财产的留置权和抵押作担保。
我们相信，我们都需要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所有必要的材料登记、资格和备案。
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，见标题下的讨论法律或有事项“在本年度报告所载我们综合财务报表附注8中，本年度报告以引用方式并入本项目3。
美国证券交易委员会条例S-K第103条要求，当政府主管部门是诉讼的一方，并且此类诉讼涉及我们有理由相信将超过指定门槛的潜在金钱制裁时，披露某些环境事项。根据美国证券交易委员会的规定，我们对此类诉讼使用100万美元的门槛。我们相信，这一门槛的合理设计是为了披露对我们的业务或财务状况具有重大意义的环境诉讼。应用这一门槛，在截至2024年3月31日的三年中，没有环境问题需要披露。
项目4.披露煤矿安全情况
不适用。
第II部
项目5.登记人普通股、相关单位持有人事项和发行人购买股权证券的市场
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”。截至2024年6月4日，登记在册的共同单位持有人约有90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，在每个季度结束后的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GP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GP提供分配资金。
普通合伙人权益
我们的全科医生有权获得我们清算前所有季度分配的0.1%。我们的GP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%的GP权益。如果我们未来发行额外的有限合伙人单位（除了在重置IDT后发行普通合伙人单位），并且我们的GP没有向我们提供一定比例的资本来维持其0.1%的GP权益，那么我们的GP对我们分配的兴趣可能会减少。截至2024年3月31日，我们拥有GP 8.69%的股份。
激励性分配权利
GP除了按其0.1%的GP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GP目前拥有IDR，但可能会将这些权利与其GP权益分开转让。
下表说明了基于指定的目标分配水平，我们的有限合伙人单位持有人和我们的GP之间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全科医生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，直到我们分配的运营盈余的可用现金达到下一个目标分配水平(如果有)，并包括“每单位季度分配总额”一栏中的相应金额。为我们的有限合伙人单位持有人和我们的GP显示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。下面为我们的GP列出的百分比权益包括其0.1%的GP权益，并假设我们的GP已出资维持其0.1%的GP权益所需的任何额外资本，且未转让其IDR。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 分派的边际百分比权益 |
| | 每个销售单位的季度分销总额 | | 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)*48.1%的最大分发不包括我们的分发全科医生可以在其拥有的公共单位上收取。
对分派付款的限制
如中所述 注7在本年度报告所包括的综合财务报表中，ABL贷款、定期贷款B和Indenture包含契约，限制了我们在这些协议下违约时支付分配的能力。此外，如果我们在分配时最近结束的四个完整会计季度的总杠杆率(在Indenture和定期贷款B协议中定义)大于4.75至1.00，则定期贷款B和Indenture限制我们支付分配，而如果某些支付条件(定义在ABL工具中)低于某些阈值，则ABL贷款限制我们支付分配。此外，优先股的季度分配必须在之前的所有会计季度全额支付，然后我们才被允许申报或支付我们共同单位的任何分配。
根据股权补偿计划获授权发行的证券
随着我们首次公开募股的完成，我们的GP采用了NGL Energy Partners LP长期激励计划。见第三部分，第12项--“某些实益所有人和管理层及相关单位持有人的担保所有权--根据股权补偿计划授权发行的证券”，通过引用并入本第5项。
项目6.合作伙伴关系[已保留]
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
NGL Energy Partners LP是特拉华州的一家大型有限责任合伙企业，是一家多元化的中游能源合伙企业，负责运输、处理、回收和处置能源生产过程中产生的已生产和回流水，以及运输、储存、销售原油和液态碳氢化合物，并提供其他物流服务。NGL Energy Holdings LLC是我们的普通合伙人(“GP”)。截至2024年3月31日，我们的业务包括三个部门，如下所述。
水溶液
我们的水解决方案部门运输、处理、回收和处置原油和天然气生产产生的产出水和回流水。我们还向我们的生产商客户销售用于重复使用和回收的产出水，以及用于原油勘探和生产活动的咸水非饮用水。作为处理水的一部分，我们聚集和销售回收的原油，也被称为脱脂油。我们还处理罐底、钻井液和钻井泥浆等固体物质，并提供其他辅助服务，如卡车和压裂油罐清洗。我们在这一领域的活动得到了长期固定费用合同和种植面积承诺的支持，其中一些合同包含与领先石油和天然气公司(包括大型投资级生产商客户)的最低产量承诺。
我们在美国许多最高产的原油和天然气产区开展业务，包括新墨西哥州和德克萨斯州的特拉华州盆地、科罗拉多州的丹佛-朱利斯堡(“DJ”)盆地和德克萨斯州的鹰福特盆地。在截至2024年3月31日的一年中，我们的系统在其运营区域内处理了约8.846亿桶产出水，我们相信我们是美国最大的独立产出水运输和处置公司。
我们水务解决方案部门创造收入的机会在很大程度上是由我们设施所在地区的原油生产水平推动的。最近，由于原油价格上涨或稳定，我们的处置数量受到原油产量增加的积极影响，特别是在特拉华州和伊格尔福特盆地。较低的原油价格给生产商提供了更少的动力来钻探和完成新油井，这导致产量下降，并对我们的处置数量产生负面影响。
我们的水务解决方案部门在截至2024年3月31日的年度内产生了2.313亿美元的营业收入，而截至2023年3月31日的年度的营业收入为1.98亿美元。
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油站、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、码头和运输服务。我们在这一领域的活动得到了某些长期固定费率合同的支持，其中包括对我们自有和租赁的管道和储罐的最低产量承诺。
我们大多数购买或销售原油的合同都是浮动价格，与活跃的市场，如俄克拉荷马州库欣、路易斯安那州圣詹姆斯和麦哲伦东休斯顿的公布价格挂钩。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。
下表汇总了所示期间纽约商品交易所(NYMEX)位于俄克拉荷马州库欣的西德克萨斯中质原油每桶现货价格的高低区间以及期末价格：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 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 |
| 2024 | | $ | 67.12 | | | $ | 93.68 | | | $ | 83.17 | |
| 2023 | | $ | 66.74 | | | $ | 122.11 | | | $ | 75.67 | |
| 2022 | | $ | 58.65 | | | $ | 123.70 | | | $ | 100.28 | |
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在截至2024年3月31日的年度内产生了5,210万美元的营业收入，而截至2023年3月31日的年度的营业收入为8,150万美元。
液体物流
我们的液体物流部门为美国和加拿大的广泛商业、零售和工业客户提供天然气液体、精炼石油产品和生物柴油的供应业务。这些业务是通过我们拥有的23个航站楼、第三方存储和航站楼设施、9条公共运输管道和一支租赁的火车车厢进行的。我们还通过我们位于弗吉尼亚州切萨皮克的设施为丁烷的海运出口提供服务，我们还在密歇根州拥有一条丙烷管道。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利润来确定我们的销售价格。此外，我们通过货架现货销售在第三方拥有的全国终端网络中进行汽油和柴油的即时销售，不涉及购买或交付产品的持续合同义务。
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 |
| 2024 | | $ | 0.49 | | | $ | 0.91 | | | $ | 0.78 | | | $ | 0.53 | | | $ | 0.97 | | | $ | 0.84 | |
| 2023 | | $ | 0.63 | | | $ | 1.34 | | | $ | 0.74 | | | $ | 0.64 | | | $ | 1.39 | | | $ | 0.78 | |
| 2022 | | $ | 0.67 | | | $ | 1.64 | | | $ | 1.37 | | | $ | 0.72 | | | $ | 1.63 | | | $ | 1.39 | |
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 |
| 2024 | | $ | 0.58 | | | $ | 1.14 | | | $ | 0.98 | |
| 2023 | | $ | 0.85 | | | $ | 1.65 | | | $ | 0.92 | |
| 2022 | | $ | 0.78 | | | $ | 2.01 | | | $ | 1.71 | |
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 |
| 2024 | | $ | 83.15 | | | $ | 124.53 | | | $ | 115.97 | |
| 2023 | | $ | 86.06 | | | $ | 179.60 | | | $ | 113.42 | |
| 2022 | | $ | 81.95 | | | $ | 154.67 | | | $ | 133.96 | |
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 |
| 2024 | | $ | 93.76 | | | $ | 146.22 | | | $ | 109.86 | |
| 2023 | | $ | 109.41 | | | $ | 215.69 | | | $ | 112.40 | |
| 2022 | | $ | 74.44 | | | $ | 186.37 | | | $ | 155.03 | |
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。
我们的液体物流部门在截至2024年3月31日的年度内产生了250万美元的营业收入，而截至2023年3月31日的年度的营业收入为6660万美元。
其他发展
全球大流行、国际冲突与市场动态
自2020年3月以来以及在过去三年中，由于新冠肺炎大流行的影响，全球市场和大宗商品价格一直极其波动，2022年2月开始的乌克兰战争、2023年10月开始的以色列和哈马斯之间的当前冲突以及涉及伊朗及其代理人部队的冲突进一步影响了市场的波动。虽然自大流行开始以来，我们看到商品价格持续回升，但由于这些冲突，我们预计至少在短期内、甚至可能更长时间内仍将持续波动。这种波动可能导致经济衰退或萧条，并对原油、天然气、石油产品和工业产品的未来价格产生负面影响。
此外，如果我们看到2023财年S的通胀状况持续或加速、利率上升、供应链中断和劳动力市场紧张，我们还可能看到2025财年我们的资产运营和资本项目执行成本上升。为了抑制通胀，美国联邦储备委员会在本财年提高了利率
2023年5月，最近一次是在2023年7月。如果美国联邦储备委员会实施额外的增加，我们的可变利率债务和优先单位项下的成本将增加(见“项目7A。关于市场风险的定量和定性披露-利率风险“包含在本年度报告的10-K表格(”年度报告“)中。另一方面，根据我们的合同，我们有能力将反映生产者和/或消费物价指数变化的利率上升转嫁给我们的客户，这应该有助于抵消通胀对我们成本的影响。
地震活动性
在德克萨斯州和新墨西哥州，地下注入产出水进行处置与诱发的地震事件有关。虽然这些地震的震级相对较低，但行业和相关的州监管机构正在采取积极措施，试图防止类似的诱发地震事件。更具体地说，我们与其他处置运营商和相关的州监管机构参与了各种行业合作努力，努力收集和审查数据，加强对区域故障系统的了解，并最终制定和实施适当的长期缓解战略。作为这项努力的一部分，我们已经减少了某些设施的注入量，并在适当的情况下暂时关闭了设施。到目前为止，由于我们在受影响地区的综合系统的能力、我们的处置设施的不同位置以及我们系统的连通性，我们处理产出水的能力没有受到这些行动的实质性影响，而且由于我们在受影响地区之外的独特定位，我们有能力扩大我们的资产基础。
监管的发展
2024年3月6日，美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)通过了一套新的规则，要求广泛披露与气候有关的信息，包括与气候有关的重大风险、与气候有关的对登记人的业务具有重大意义的任何目标或目标的信息、经营成果或财务状况，范围1和范围2温室气体 当某些较大的登记者排放量较大时，分阶段排放，并提交涵盖相同排放的证明报告，并披露恶劣天气事件和其他自然条件（包括成本和损失）对财务报表的影响。最终规则下的合规日期按注册人类别分阶段确定。已提起多起诉讼，质疑 美国证券交易委员会的新气候规则，这些规则已经合并，将在美国第八巡回上诉法院审理。2024年4月4日，美国证券交易委员会发布了一项命令，在司法审查完成之前暂缓执行最终规则。
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， |
| | 2024 | | 2023 | | 2022 |
| | (单位：万人) |
| 收入 | | $ | 6,956,571 | | | $ | 8,694,904 | | | $ | 7,947,915 | |
| 销售成本 | | 5,966,794 | | | 7,650,024 | | | 7,139,312 | |
| 运营费用 | | 305,185 | | | 313,725 | | | 285,535 | |
| 一般和行政费用 | | 121,881 | | | 71,818 | | | 63,546 | |
| 折旧及摊销 | | 266,523 | | | 273,621 | | | 288,720 | |
| 资产处置损失或减值净额 | | 115,936 | | | 86,888 | | | 94,254 | |
| 负债重估 | | 2,680 | | | 9,665 | | | (6,495) | |
| 营业收入 | | 177,572 | | | 289,163 | | | 83,043 | |
| 未合并实体收益中的权益 | | 4,120 | | | 4,120 | | | 1,400 | |
| 利息支出 | | (269,923) | | | (275,445) | | | (271,640) | |
| 提前免除负债的（损失）收益，净额 | | (55,281) | | | 6,177 | | | 1,813 | |
| 其他收入，净额 | | 2,793 | | | 28,748 | | | 2,254 | |
| 所得税前收入(亏损) | | (140,719) | | | 52,763 | | | (183,130) | |
| 所得税费用 | | (2,405) | | | (271) | | | (971) | |
| 净(亏损)收益 | | (143,124) | | | 52,492 | | | (184,101) | |
| 减去：可归因于非控股权益的净收入 | | (631) | | | (1,106) | | | (655) | |
| NGL Energy Partners LP应占净（亏损）收入 | | $ | (143,755) | | | $ | 51,386 | | | $ | (184,756) | |
影响我们财务业绩可比性的项目
由于大宗商品价格波动、需求波动、收购、处置和其他交易，我们当前和未来的运营结果可能无法与我们在本报告所述期间的历史运营结果相比较。
债务再融资
2024年2月2日，我们完成了一笔29亿美元的债务再融资交易，其中包括私募发行22亿美元的优先担保票据，并签订了一项新的7年期7.00亿美元优先担保定期贷款“B”信贷安排(“定期贷款B”)。该等交易所得款项净额用于(I)赎回及相关解除管理本公司现有于2026年到期的7.5厘优先无抵押票据(“2026年优先抵押票据”)及我们于2025年到期的6.125%优先无抵押票据(“2025年票据”)及于2026年到期的7.5%优先无抵押票据(统称为“高级无抵押票据”)的契据，包括任何适用的溢价及应计及未付利息，(Ii)支付与此相关的费用及开支，(Iii)偿还600,000,000美元以资产为本的循环信贷安排(“ABL贷款”)项下的借款，及(Iv)以任何剩余的所得款项净额为限，作一般企业用途。此外，我们还修改了ABL设施。有关该等交易的进一步讨论，请参阅本年度报告所包括的综合财务报表附注7及“-流动性、资本来源及资本资源活动”。
回购和/或赎回高级担保票据和高级无担保票据
在截至2024年3月31日的三个月内，我们回购和/或赎回了所有21亿美元的2026年高级担保债券和2.807亿美元的2025年债券。2024年2月2日，我们向受托人存入3.319亿美元，用于赎回2026年债券。有关购回和赎回的进一步讨论，请参阅本年度报告所包括的综合财务报表附注7。
性情
在截至2024年3月31日、2023年和2022年3月31日的几年中，我们完成了几次处置。这些交易影响了我们本财年和上一财年的经营结果的可比性。 关于本会计年度和上一会计年度发生的处置的讨论，请参阅本年度报告中包括的合并财务报表附注17。
季节性
季节性影响我们的液体物流部门。因此，对于我们的液体物流部门，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。我们通常在ABL贷款机制下借款，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-一般”)。
后续事件
有关2024年3月31日之后发生的交易的讨论，请参阅本年度报告中包括的合并财务报表附注18。
截至2024年及2023年3月31日止年度的分部经营业绩
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， | | |
| | 2024 | | 2023 | | 变化 |
| | (in数千，每桶和每天的数量除外） |
| 收入： | | | | | | |
| 水处理服务费 | | $ | 572,972 | | | $ | 524,689 | | | $ | 48,283 | |
| 出售回收原油 | | 107,367 | | | 120,705 | | | (13,338) | |
| 再生水 | | 9,785 | | | 13,841 | | | (4,056) | |
| 其他收入 | | 40,694 | | | 37,803 | | | 2,891 | |
| 总收入 | | 730,818 | | | 697,038 | | | 33,780 | |
| 费用： | | | | | | |
| 不含销售成本的衍生品影响 | | 10,146 | | | 9,737 | | | 409 | |
| 衍生品损失 | | 1,148 | | | 4,363 | | | (3,215) | |
| 运营费用 | | 212,052 | | | 212,115 | | | (63) | |
| 一般和行政费用 | | 5,417 | | | 8,722 | | | (3,305) | |
| 折旧及摊销费用 | | 214,480 | | | 207,081 | | | 7,399 | |
| 资产处置损失或减值净额 | | 53,639 | | | 46,431 | | | 7,208 | |
| 负债重估 | | 2,680 | | | 9,665 | | | (6,985) | |
| 总费用 | | 499,562 | | | 498,114 | | | 1,448 | |
| 分部营业收入 | | $ | 231,256 | | | $ | 198,924 | | | $ | 32,332 | |
| | | | | | |
| 已处理的产出水(每天处理桶) | | | | | | |
| 特拉华州盆地 | | 2,123,337 | | | 2,042,777 | | | 80,560 | |
| 鹰滩盆地 | | 142,374 | | | 119,458 | | | 22,916 | |
| DJ盆地 | | 150,426 | | | 150,619 | | | (193) | |
| 其他盆地 | | 740 | | | 14,483 | | | (13,743) | |
| 总计 | | 2,416,877 | | | 2,327,337 | | | 89,540 | |
| 再生水(每天桶) | | 84,212 | | | 118,847 | | | (34,635) | |
| 总计(日产量) | | 2,501,089 | | | 2,446,184 | | | 54,905 | |
| 脱脂油销售量(桶/天)(1) | | 3,992 | | | 3,764 | | | 228 | |
| 生产水处理服务费(元/桶)(2) | | $ | 0.65 | | | $ | 0.62 | | | $ | 0.03 | |
| 已处理产出水的回收原油(元/桶)(2) | | $ | 0.12 | | | $ | 0.14 | | | $ | (0.02) | |
| 已处理产出水的运营费用(美元/桶)(2) | | $ | 0.24 | | | $ | 0.25 | | | $ | (0.01) | |
(1)在截至2023年3月31日的三个月内，储存了34,380桶脱脂油，并在截至2024年3月31日的年度内出售。
(2)截至2024年、2024年及2023年3月31日止年度内处理的总产出水桶分别为884,576,981桶及849,477,938桶。这些数额不包括截至2024年和2023年3月31日的年度的63,968,944桶和36,143,594桶，分别与从生产商收到的未交付承诺量的付款有关，如下所述。
水处理服务费收入。这一增长主要是由于主要在特拉华州盆地的合同客户处理的产水量增加、新合同的费用增加以及可中断现货产量的费用增加。某些生产者为未交付的承诺数量支付的款项也有所增加。加工生产水的服务费(美元/桶)也从这些短缺付款中受益。此外，在2023年7月，我们达成了一项交易，其中由于终止了最低水量的水处理合同，我们收到的总对价的一部分分配给了收入(见本年度报告中包含的综合财务报表附注17)。
恢复原油收入。减少的主要原因是出售脱脂油桶所收到的已实现原油价格下降，但部分被脱脂油桶销售增加所抵销，这是由于从增加的处理产出水中回收的脱脂油增加所致。此外，在本财年，由于管道规格收紧，我们销售了截至2023年3月31日储存的34,380桶脱脂油。
再生水的收入。再生水的收入包括销售生产水和再生水，用于我们客户的完井活动。减少的主要原因是与完井用水的时间安排有关的循环水量减少。
其他收入。 其他收入主要包括咸水非饮用水收入、输水管道收入、地面使用收入、固体处置收入以及建设项目的报销、助推器运营费和发电机租金。增加的主要原因是建筑项目、助推器运营费和发电机租金的报销增加，地面使用收入增加，以及某些地面使用和补偿协议的租赁收入增加。由于某些管道承诺收入将于2022年12月到期，以及与我们的客户从微咸非饮用水向回收水过渡的时间相关的微咸非饮用水销售下降，这些增长被部分抵消。
销售成本--不包括衍生产品的影响。增加的主要原因是所发生的费用，这些费用将由生产者偿还各助力站的发电机和燃料费用。此外，在截至2024年3月31日的一年中，我们因销售脱脂油而产生的卡车运输费用增加。由于回收活动减少，回收成本降低，以及为满足客户需求而从第三方购买的咸水非饮用水减少，这些增加被部分抵消。
派生损失。我们在我们的水解决方案部门进行衍生品交易，以防范我们在加工采出水和销售回收脱脂油时预期回收的原油的市场价格下降的风险。在截至2024年3月31日的年度内，我们有40万美元的衍生品未实现净亏损和80万美元的衍生品已实现净亏损。在截至2023年3月31日的一年中，我们有450万美元的衍生品未实现净收益和880万美元的衍生品已实现净亏损。
运营、一般和行政费用。减少的主要原因是由于购买更少的化学品和更有效地使用化学品而导致的化学品费用减少，管理费用降低，发电机租金费用由于租用更少的发电机而减少，以及由于回收的原油收入减少而导致遣散费减少，以及2023年9月与前期相关的遣散费退税。这些减少部分被由于处理的产水量增加而增加的运营费用所抵消。
折旧及摊销费用。增加的主要原因是新开发的设施和基础设施的折旧，但在截至2023年3月31日和2024年3月31日的财政年度内，某些长期资产被完全摊销或减值，部分抵消了这一增长。
资产处置损失或减值净额。于截至2024年3月31日止年度内，本集团录得净亏损3,750万美元，主要与减记若干海水处理井的价值以及放弃若干资本项目及注销若干资产有关，净亏损1,760万美元主要与出售若干资产有关，以及因若干淡水井未充分利用而引致若干租约减值240万美元。此外，我们还记录了从保险赔偿中获得的390万美元的收益，因为某些海水处理设施和助推器在前一时期遭到损坏。于截至2023年3月31日止年度内，本集团录得净亏损2,630万美元，主要与出售若干资产有关，并因减记一处停用海水处置设施的价值及另一处海水处置设施的损坏设备而录得净亏损2,180万美元，以及放弃若干资本项目及注销若干资产。我们还记录了与终止一项联合营销协议有关的50万美元损失。此外，我们还记录了为前期损坏的海水处理设施进行保险追回的210万美元的收益。
重估负债。于截至2024年及2023年3月31日止年度，作为某些业务合并的一部分而收购的与特许权使用费协议相关的或有对价负债的估值支出增加，主要原因是新客户的预期产量增加，导致预期未来特许权使用费支付增加。
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， | | |
| | 2024 | | 2023 | | 变化 |
| | (以千美元为单位，每桶除外) |
| 收入： | | | | | | |
| 原油销售 | | $ | 1,597,238 | | | $ | 2,376,434 | | | $ | (779,196) | |
| 原油运输和其他销售 | | 59,373 | | | 96,978 | | | (37,605) | |
| 总收入(1) | | 1,656,611 | | | 2,473,412 | | | (816,801) | |
| 费用： | | | | | | |
| 不含销售成本的衍生品影响 | | 1,514,370 | | | 2,274,089 | | | (759,719) | |
| 衍生品损失（收益） | | 7,367 | | | (14,565) | | | 21,932 | |
| 运营费用 | | 39,004 | | | 50,154 | | | (11,150) | |
| 一般和行政费用 | | 3,780 | | | 4,547 | | | (767) | |
| 折旧及摊销费用 | | 36,922 | | | 46,577 | | | (9,655) | |
| 资产处置损失或减值净额 | | 3,094 | | | 31,086 | | | (27,992) | |
| 总费用 | | 1,604,537 | | | 2,391,888 | | | (787,351) | |
| 分部营业收入 | | $ | 52,074 | | | $ | 81,524 | | | $ | (29,450) | |
| | | | | | |
| 售出原油（桶） | | 20,068 | | | 25,497 | | | (5,429) | |
| 通过自有管道（桶）运输的原油 | | 25,611 | | | 27,714 | | | (2,103) | |
| 原油储存能力-拥有和租赁（桶）（2） | | 5,232 | | | 5,232 | | | — | |
| 租赁给第三方的原油储存能力（桶）（2） | | 2,250 | | | 1,501 | | | 749 | |
| 原油库存（桶）（2） | | 573 | | | 684 | | | (111) | |
| 售出原油（美元/桶） | | $ | 79.591 | | | $ | 93.204 | | | $ | (13.613) | |
| 每售出原油成本（美元/桶）（3） | | $ | 75.462 | | | $ | 89.190 | | | $ | (13.728) | |
| 原油产品利润率(美元/桶)(3) | | $ | 4.129 | | | $ | 4.014 | | | $ | 0.115 | |
(1)营业收入包括截至2024年3月31日和2023年3月31日的年度内分别为50万美元和860万美元的部门间销售额，这些收入在我们的合并运营报表中被注销。
(二)信息呈报日期分别为2024年3月31日和2023年3月31日。
(3)每桶的成本和产品利润率不包括衍生品的影响。
原油销售和销售成本-不包括衍生品的影响。销售额和销售成本的下降(不包括衍生品的影响)主要是由于截至2024年3月31日的年度DJ盆地专用种植面积的产量低于截至2023年3月31日的年度而导致的销售量下降，以及原油价格同比下降。
原油销售的原油产品利润率从截至2023年3月31日的年度的1.023亿美元降至截至2024年3月31日的年度的8290万美元，主要原因是销量和原油价格同比下降。与上一年相比，较低的原油价格导致与某些生产商的合同费率较低，而前一年由于原油价格较高，合同费率较高。我们还在某些其他销售合同上实现了较低的合同差额。
在截至2024年3月31日的一年中，与截至2023年3月31日的年度相比，每桶原油产品利润率有所上升，这是因为在2024年的某些时期，向价格上涨的市场出售了价格较低的库存。而在截至2023年3月31日的一年中，我们向整个财年价格普遍下降的市场出售价格较高的库存。原油产品利润率的计算不包括可能抵消实物利润率变动的衍生品的损益。
派生损失(收益)在截至2024年3月31日的年度内，我们的销售成本包括受原油价格下跌推动的5840万美元的衍生品已实现净收益，以及6580万美元的衍生品未实现净亏损。截至2024年3月31日的前一句中的金额包括已实现净收益6,090万美元和未实现净亏损6,140万美元，这些净已实现收益和未实现净亏损与我们对CMA Differential Roll的对冲相关的衍生工具相关，在下文的“-非GAAP财务措施”中定义和讨论。我们在截至2023年3月31日的年度内的销售成本
其中包括受原油价格上涨推动的3,550万美元衍生品已实现净亏损，以及5,010万美元衍生品未实现净收益。前一句中截至2023年3月31日的金额包括已实现净亏损1,310万美元和与我们的CMA Differential Roll对冲相关的衍生工具相关的未实现净收益2,380万美元。
原油运输及其他销售。减少的主要原因是我们于2023年3月30日出售了我们的海洋资产，以及由于我们在第三方管道上的承诺转让而导致管道关税收入下降。
在截至2024年3月31日的年度内，大梅萨管道的实物流量平均每天约为70,000桶，而截至2023年3月31日的年度约为每天76,000桶。由于DJ盆地专供我们使用的土地产量下降，Grand Mesa管道的合同量减少。
运营、一般和行政费用。减少的主要原因是我们在2023年3月30日出售了我们的海洋资产。此外，本年度受益于奖励补偿支出减少，以及上一年度归还出租人的租赁轨道车辆的维修和维护费用减少。
折旧及摊销费用。减少的主要原因是于2023年3月30日出售我们的海运资产，由于我们的某些轨道车资产在截至2024年3月31日的年度内完全折旧而导致折旧费用减少，以及某些码头资产在上一年的减值降低了其折旧基数。
资产处置损失或减值净额。在截至2024年3月31日的年度内，我们录得净亏损310万美元，主要原因是某些资产的报废或出售。在截至2023年3月31日的年度内，我们录得与表现不佳的原油码头有关的减值2,310万美元，以及出售我们的海洋资产的亏损800万美元。
液体物流
下表总结了液体物流部门在所示期间的经营业绩：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， | | |
| | 2024 | | 2023 | | 变化 |
| | (in数千，每加仑量除外） |
| 精炼产品： | | | | | | |
| 衍生品的销售除外影响 | | $ | 2,192,783 | | | $ | 2,554,084 | | | $ | (361,301) | |
| 不含销售成本的衍生品影响 | | 2,168,481 | | | 2,512,748 | | | (344,267) | |
| 衍生品损失 | | 110 | | | 1,255 | | | (1,145) | |
| 产品利润率 | | 24,192 | | | 40,081 | | | (15,889) | |
| | | | | | |
| 丙烷： | | | | | | |
| 销售额 | | 739,591 | | | 1,161,129 | | | (421,538) | |
| 不含销售成本的衍生品影响 | | 692,649 | | | 1,103,786 | | | (411,137) | |
| 衍生品损失 | | 2,463 | | | 11,642 | | | (9,179) | |
| 产品利润率 | | 44,479 | | | 45,701 | | | (1,222) | |
| | | | | | |
| 辛烷： | | | | | | |
| 销售额 | | 628,685 | | | 773,633 | | | (144,948) | |
| 不含销售成本的衍生品影响 | | 587,307 | | | 776,845 | | | (189,538) | |
| 衍生品损失（收益） | | 2,771 | | | (22,976) | | | 25,747 | |
| 产品利润率 | | 38,607 | | | 19,764 | | | 18,843 | |
| | | | | | |
| 其他产品： | | | | | | |
| 衍生品的销售除外影响 | | 958,291 | | | 1,025,733 | | | (67,442) | |
| 不含销售成本的衍生品影响 | | 955,259 | | | 970,176 | | | (14,917) | |
| 导数(收益)损失 | | (11,360) | | | 24,483 | | | (35,843) | |
| 产品利润率 | | 14,392 | | | 31,074 | | | (16,682) | |
| | | | | | |
| 服务： | | | | | | |
| 销售额 | | 14,151 | | | 14,218 | | | (67) | |
| 销售成本 | | 1,379 | | | 1,603 | | | (224) | |
| 产品利润率 | | 12,772 | | | 12,615 | | | 157 | |
| | | | | | |
| 费用： | | | | | |
| 运营费用 | | 54,129 | | | 51,456 | | | 2,673 | |
| 一般和行政费用 | | 7,537 | | | 7,571 | | | (34) | |
| 折旧及摊销费用 | | 10,372 | | | 13,301 | | | (2,929) | |
| 资产处置损失或减值净额 | | 59,923 | | | 10,283 | | | 49,640 | |
| 总费用 | | 131,961 | | | 82,611 | | | 49,350 | |
| 分部营业收入 | | $ | 2,481 | | | $ | 66,624 | | | $ | (64,143) | |
| | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， | | |
| | 2024 | | 2023 | | 变化 |
| | (in数千，每加仑量除外） |
| | | | | | |
| 液化天然气和精炼产品储存能力-拥有和租赁（加仑）（1） | | 130,441 | | | 160,329 | | | (29,888) | |
| | | | | | |
| 售出的精制产品（加仑） | | 817,634 | | | 769,151 | | | 48,483 | |
| 售出的精制产品（美元/加仑） | | $ | 2.682 | | | $ | 3.321 | | | $ | (0.639) | |
| 每件成品销售的成本（美元/加仑）（2） | | $ | 2.652 | | | $ | 3.267 | | | $ | (0.615) | |
| 精制产品产品利润率（美元/加仑）（2） | | $ | 0.030 | | | $ | 0.054 | | | $ | (0.024) | |
| 成品库存（加仑）（1） | | 1,872 | | | 1,003 | | | 869 | |
| | | | | | |
| 售出的丙烷（加仑） | | 811,035 | | | 1,018,937 | | | (207,902) | |
| 售出的丙烷（美元/加仑） | | $ | 0.912 | | | $ | 1.140 | | | $ | (0.228) | |
| 每售出丙烷的成本（美元/加仑）（2） | | $ | 0.854 | | | $ | 1.083 | | | $ | (0.229) | |
| 丙烷产品利润率（美元/加仑）（2） | | $ | 0.058 | | | $ | 0.057 | | | $ | 0.001 | |
| 丙烷库存（加仑）（1） | | 35,177 | | | 48,379 | | | (13,202) | |
| | | | | | |
| 出售的辛烷（加仑） | | 537,015 | | | 539,658 | | | (2,643) | |
| 出售的辛烷（美元/加仑） | | $ | 1.171 | | | $ | 1.434 | | | $ | (0.263) | |
| 每售出的丙烷成本（美元/加仑）（2） | | $ | 1.094 | | | $ | 1.440 | | | $ | (0.346) | |
| 辛烷产品利润率（损失）（美元/加仑）（2） | | $ | 0.077 | | | $ | (0.006) | | | $ | 0.083 | |
| 辛烷库存（加仑）（1） | | 17,790 | | | 17,409 | | | 381 | |
| | | | | | |
| 销售的其他产品（加仑） | | 379,077 | | | 391,723 | | | (12,646) | |
| 已售出的其他产品（美元/加仑） | | $ | 2.528 | | | $ | 2.619 | | | $ | (0.091) | |
| 其他销售产品的成本（美元/加仑）（2） | | $ | 2.520 | | | $ | 2.477 | | | $ | 0.043 | |
| 其他产品利润率（美元/加仑）（2） | | $ | 0.008 | | | $ | 0.142 | | | $ | (0.134) | |
| 其他产品库存（加仑）（1） | | 20,112 | | | 12,893 | | | 7,219 | |
(1)国家信息公布日期分别为2024年3月31日和2023年3月31日。
(2)每加仑的平均成本和产品利润率(亏损)不包括衍生品的影响。
精炼产品销售额和销售成本-不包括衍生品的影响。在截至2024年3月31日的年度内，不包括衍生品的影响，销售额和销售成本的下降主要是由于大宗商品价格下降导致本年度的销售价格下降。由于我们在某些市场增加了新的供应和客户合同，数量的增加部分抵消了这一下降。
截至2024年3月31日的年度，不包括衍生品影响的成品油产品利润率比截至2023年3月31日的年度有所下降，主要原因是前一年由于几个供应趋紧的市场需求增加而产生的利润率较高。随着供应问题的解决和供需平衡的恢复，这些供应问题在本年度恢复正常。
成品油衍生品亏损。截至2024年3月31日的年度，我们的成品油产品利润率包括10万美元的已实现亏损，截至2023年3月31日的年度，包括130万美元的已实现亏损。
丙烷销售和销售成本-不包括衍生产品的影响。销售额和销售成本的下降(不包括衍生品的影响)是由于截至2024年3月31日的年度内丙烷产量和价格下降所致。在截至2024年3月31日的一年中，丙烷产量下降，原因是出售了三个天然气液体终端，失去了某个供应合同，性能较差的天然气液体终端闲置，以及专注于更有利可图的市场和客户。此外，在截至2024年3月31日的一年中，由于冬季比正常温暖，需求较低。
丙烷产品利润率，不包括衍生产品的影响， 在截至2024年3月31日的年度内有所下降，主要是由于销量和价格下降。
丙烷衍生物损失。我们的丙烷销售成本包括460万美元 截至2024年3月31日的年度内，衍生工具未实现净收益为700万美元，衍生工具已实现净亏损为700万美元。在截至2023年3月31日的年度内，我们的丙烷销售成本包括690万美元的衍生品未实现净亏损和470万美元的已实现净亏损
衍生品。
丁烷销售额和销售成本-不包括衍生产品的影响。销售额和销售成本的下降(不包括衍生品的影响)主要是由于丁烷价格下降。下降的另一个原因是，在截至2024年3月31日的前六个月，由于现货需求疲软、出口需求疲软以及一个重要客户改变战略，销量下降。2023年10月至2024年2月15日期间的强劲混合需求部分抵消了这些下降。
不包括衍生品影响的丁烷产品利润率在截至2024年3月31日的年度内较截至2023年3月31日的年度有所增加，主要是由于对丁烷混合的需求增加，这导致丁烷供应收紧，导致销售差额扩大。此外，在前一年，我们受到较低的区位差异的负面影响，因为我们在季节开始时签约购买的产品继续与在折扣市场购买的产品竞争。
丁烷衍生损失(增益)。在截至2024年3月31日的年度内，我们丁烷销售的成本包括320万美元 衍生品未实现净亏损和50万美元衍生品已实现净收益。在截至2023年3月31日的一年中，我们丁烷销售的成本包括390万美元的衍生品未实现净收益和1910万美元的衍生品已实现净收益。
其他产品销售额和销售成本-不包括衍生产品的影响。销售额和销售成本的下降(不包括衍生品的影响)主要是由于截至2024年3月31日的年度的市场价格与截至2023年3月31日的年度相比有所下降。由于美国环境保护署(下称“环保署”)的最终可再生燃料标准(下称“可再生燃料标准”)要求降低生物柴油的调和量，从而增加了市场的供应量，生物柴油的市场价格有所下降。这一减少也是由于失去某些供应合同而导致的天然汽油数量减少所致。由于供应增加，沥青销售增加，部分抵消了这些下降。
其他产品销售产品利润率，不包括衍生品的影响，在截至2024年3月31日的年度内下降，原因是由于EPA的最终RFS授权，市场上生物柴油的供应增加，这降低了生物柴油和可再生识别号的价格，以及在价格较高的前一年签订的生物柴油合同的交付，在价格下降的本期间交付。
其他产品衍生(收益)损失。我们其他产品的衍生品包括截至2024年3月31日的年度内1,150万美元的衍生品已实现净收益和10万美元的衍生品未实现亏损。在截至2023年3月31日的年度内，我们的其他产品衍生品包括2460万美元的衍生品已实现净亏损和10万美元的衍生品未实现收益。
服务销售额和销售成本。销售收入包括仓储、码头和运输服务收入。截至2024年3月31日的年度销售额与截至2023年3月31日的年度销售额保持一致，但由于第三方成本降低，销售成本下降。
营运、一般及行政开支。这一增长是由于我们某些业务的利润率同比提高，从而提高了激励性薪酬。
折旧及摊销费用。这一下降是由于截至2023年6月30日，客户关系无形资产已全部摊销。
资产处置损失或减值净额。于截至2024年3月31日止年度，我们于批发/码头报告部门录得商誉减值亏损6,920万美元(见本年报所载综合财务报表附注5)。此外，由于出售三个天然气液体码头，我们录得净收益850万美元，与某些其他资产的报废或出售有关的净收益为80万美元。在截至2023年3月31日的年度内，由于几个表现不佳的天然气液体终端减值，我们录得净亏损1,010万美元。此外，于截至2023年3月31日止年度内，我们录得与出售及注销其他资产有关的净亏损20万美元。
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， | | |
| | 2024 | | 2023 | | 变化 |
| | (单位：万人) |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 销售成本 | | | | | | |
| 导数(收益)损失 | | $ | (937) | | | $ | 1,181 | | | $ | (2,118) | |
| 费用： | | | | | | |
| 一般和行政费用 | | 105,147 | | | 50,978 | | | 54,169 | |
| 折旧及摊销费用 | | 4,749 | | | 6,662 | | | (1,913) | |
| 资产处置或减值收益，净额 | | (720) | | | (912) | | | 192 | |
| 总费用 | | 109,176 | | | 56,728 | | | 52,448 | |
| 营业亏损 | | $ | (108,239) | | | $ | (57,909) | | | $ | (50,330) | |
销售成本-衍生(收益)损失。在截至2024年3月31日的一年中，我们的销售成本包括20万美元的衍生品已实现净亏损和120万美元的衍生品未实现净收益。我们进行了经济对冲，以保护我们的流动性状况和杠杆不受大宗商品价格大幅上涨的影响，大宗商品价格大幅上涨推动了我们的营运资金需求，从而影响了我们减少绝对债务的能力，直到大宗商品价格走弱。截至2024年3月31日，没有会影响销售成本的未平仓对冲头寸。
一般和行政费用。截至2024年3月31日止年度的增长主要是由于我们与LCT Capital，LLC(“LCT”)法律事宜有关的应计项目从250万美元增加至3600万美元(见附注8 (见本年度报告所载综合财务报表附注12)，以及注销与长期合作法律事宜有关的法律费用1,420万美元(见本年度报告所载综合财务报表附注12)。此外，由于我们向保险公司支付了与我们以前的原油海运业务(我们于2023年3月30日出售)相关的赔偿保单的任何未来补充催缴，增加了保险费，以及减少了我们对其他业务部门的管理费用分配，因此我们也产生了更多的商业保险费用。这些增长被股权激励薪酬的减少部分抵消，因为我们的最终服务奖励是在2023年11月15日授予的。
折旧及摊销费用。在截至2024年3月31日的年度内减少的原因是软件在截至2024年3月31日的年度内完全折旧。
资产处置或减值收益，净额。在截至2024年3月31日的一年中，我们出售了一架飞机，获得了70万美元的收益。在截至2023年3月31日的一年中，我们以130万美元的收益出售了一架飞机，但部分抵消了因注销债务人预付的2023年7月31日到期的应收贷款余额而记录的亏损，以及我们不再使用的一栋建筑的转租记录的减值损失。
未合并实体收益中的权益
在截至2024年3月31日的年度内，未合并实体的权益收益为410万美元，主要包括与特定土地和水利服务业务相关的某些成员权益的收入，以及另一实体在截至2023年12月31日的三个月内因出售飞机而确认的收益(见本年度报告中的综合财务报表附注12)。截至2023年3月31日的年度内，未合并实体收益中的权益为410万美元，主要包括与特定土地和水服务业务相关的某些成员权益的收益以及我们在一家飞机公司的权益的亏损。
利息支出
下表汇总了所示期间的合并利息支出的组成部分：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， | | |
| | 2024 | | 2023 | | 变化 |
| | (单位：万人) |
| 高级担保票据 | | $ | 160,088 | | | $ | 153,750 | | | $ | 6,338 | |
| 优先无担保票据 | | 40,829 | | | 76,288 | | | (35,459) | |
| ABL设施 | | 15,645 | | | 17,111 | | | (1,466) | |
| 定期贷款B | | 11,275 | | | — | | | 11,275 | |
| 其他债务 | | 26,900 | | | 11,559 | | | 15,341 | |
| 债务利息支出总额 | | 254,737 | | | 258,708 | | | (3,971) | |
| 债务发行成本摊销 | | 15,701 | | | 16,737 | | | (1,036) | |
| | | | | | |
| 利率互换未实现收益 | | (515) | | | — | | | (515) | |
| 利息支出总额 | | $ | 269,923 | | | $ | 275,445 | | | $ | (5,522) | |
于截至2024年3月31日止年度，债务利息开支减少400万美元，主要由于回购于上一年度到期的7.5%优先无抵押票据(“2023年票据”)及于2023年3月31日赎回余下的2023年票据。此外，在截至2023年6月30日的三个月内，我们回购了部分未偿还的2025年债券。此外，在前一年，我们有一笔因未能支付特许权使用费利息而提出的索赔应计费用。这些减少额被与长期合作法律事项有关的应计利息2610万美元部分抵消(见附注8 我们的综合财务报表包括在本年度报告中)，以及由于新债务工具的利率上升而增加。
(损失)提前清偿负债的收益，净额
在截至2024年3月31日的年度内，提前清偿负债的净亏损为5530万美元，而在截至2023年3月31日的年度内，提前清偿负债的净收益为620万美元。于截至2024年3月31日止年度内，净亏损(包括债务发行成本撇销)主要涉及提前清偿2026年未偿还优先抵押票据支付的赎回溢价3,840万美元、债务发行成本撇账及与回购/赎回2026年优先抵押票据及高级无抵押票据有关的其他开支。在截至2023年3月31日的年度内，净收益(包括债务发行成本)主要与提前清偿一部分未偿还优先无担保票据有关，部分被债务发行成本的注销所抵消。此外，我们支付了160万美元的预付款保费，并注销了与偿还一笔未偿还设备贷款相关的不到10万美元的债务发行成本。有关购回及赎回债务工具的进一步讨论，请参阅本年度报告所包括的综合财务报表附注7。
其他收入，净额
截至2024年3月31日止年度的其他收入净额为280万美元，主要包括应收贷款利息收入(请参阅本年度报告所载综合财务报表附注2作进一步讨论)及手头现金、解决纠纷所得收入及从权益法被投资方收到的超额分派收入(请参阅本年度报告所载综合财务报表附注2以作进一步讨论)。在截至2023年3月31日的年度内，其他收入净额为2,870万美元，主要是解决了与本报告期内未发生的商业活动相关的纠纷(见本年度报告中包含的合并财务报表附注17以供进一步讨论)。
所得税费用
在截至2024年3月31日的一年中，所得税支出为240万美元，而截至2023年3月31日的一年中，所得税支出为30万美元。有关进一步讨论，请参阅本年度报告所包括的综合财务报表附注2。
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。截至2024年3月31日止年度的非控制性权益收入为60万美元，而2024年期间为110万美元
截至2023年3月31日的年度。截至2024年3月31日止年度减少50万美元，主要是由于截至2024年3月31日止年度某些水溶液业务的收入减少。
截至2023年及2022年3月31日止年度的分部经营业绩
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， | | |
| | | 2023 | | 2022 | | 变化 |
| | | (in数千，每桶和每天的数量除外） |
| 收入： | | | | | | |
| 水处理服务费 | | $ | 524,689 | | | $ | 397,128 | | | $ | 127,561 | |
| 出售回收原油 | | 120,705 | | | 77,203 | | | 43,502 | |
| 再生水 | | 13,841 | | | 11,343 | | | 2,498 | |
| 其他收入 | | 37,803 | | | 59,192 | | | (21,389) | |
| 总收入 | | 697,038 | | | 544,866 | | | 152,172 | |
| 费用： | | | | | | |
| 不含销售成本的衍生品影响 | | 9,737 | | | 26,340 | | | (16,603) | |
| 衍生品损失 | | 4,363 | | | 7,640 | | | (3,277) | |
| 运营费用 | | 212,115 | | | 175,022 | | | 37,093 | |
| 一般和行政费用 | | 8,722 | | | 7,352 | | | 1,370 | |
| 折旧及摊销费用 | | 207,081 | | | 214,558 | | | (7,477) | |
| 资产处置损失或减值净额 | | 46,431 | | | 25,598 | | | 20,833 | |
| 负债重估 | | 9,665 | | | (6,495) | | | 16,160 | |
| 总费用 | | 498,114 | | | 450,015 | | | 48,099 | |
| 分部营业收入 | | $ | 198,924 | | | $ | 94,851 | | | $ | 104,073 | |
| | | | | | |
| 已处理的产出水(每天处理桶) | | | | | | |
| 特拉华州盆地 | | 2,042,777 | | | 1,531,830 | | | 510,947 | |
| 鹰滩盆地 | | 119,458 | | | 99,298 | | | 20,160 | |
| DJ盆地 | | 150,619 | | | 142,611 | | | 8,008 | |
| 其他盆地 | | 14,483 | | | 24,179 | | | (9,696) | |
| 总计 | | 2,327,337 | | | 1,797,918 | | | 529,419 | |
| 再生水(每天桶) | | 118,847 | | | 93,487 | | | 25,360 | |
| 总计(日产量) | | 2,446,184 | | | 1,891,405 | | | 554,779 | |
| 脱脂油销售量(桶/天)(1) | | 3,764 | | | 2,864 | | | 900 | |
| 生产水处理服务费(元/桶)(2) | | $ | 0.62 | | | $ | 0.61 | | | $ | 0.01 | |
| 已处理产出水的回收原油(元/桶)(2) | | $ | 0.14 | | | $ | 0.12 | | | $ | 0.02 | |
| 已处理产出水的运营费用(美元/桶)(2) | | $ | 0.25 | | | $ | 0.27 | | | $ | (0.02) | |
（1） 截至2023年3月31日的三个月内，储存了34，380桶脱脂油，并将在2024财年出售。
（2） 截至2023年3月31日和2022年3月31日止年度处理的气田水桶总数分别为849，477，938和656，240，083个。这些金额不包括截至2023年3月31日和2022年3月31日止年度的36，143，594桶和25，653，729桶，这些金额分别与从生产商收到的未交付承诺产量的付款有关，如下进一步讨论。
水处理服务费收入。这一增长是由于原油价格上涨和完井活动(主要是在特拉华州盆地)导致原油产量增加，以及现货产量收费上升，导致处理的产水量增加。此外，某些生产者为未交付的承诺数量支付的款项有所增加。加工生产水的服务费(美元/桶)也从这些短缺付款中受益。这部分被每桶收到的较低服务费用所抵消，这是由于长期种植面积专用或合同费用较低的最低产量承诺客户的产量增加。
恢复原油收入。增加的主要原因是脱脂油桶销售量增加，原因是处理的产水量增加，以及脱脂油销售的已实现原油价格上升。
桶。此外，在此期间，随着回流活动的增加，在我们的作业区完成的油井数量增加，导致每桶处理的产出水的脱脂油量增加。
再生水的收入。这一增长主要是由于主要在特拉华州盆地的钻井和完井活动增加，以及我们的客户从咸水非饮用水转向再生水，部分抵消了再生水价格下降的影响，从而增加了对完井用水的需求。
其他收入。 减少的主要原因是，由于终止了一项联合营销协议，以及我们的客户从半咸水非饮用水转向再生水，微咸非饮用水的销售额下降，但部分被本期建筑项目的报销所抵消。
销售成本--不包括衍生产品的影响。减少的主要原因是，由于终止了一项联合营销协议，为满足客户需求而从第三方购买的咸水非饮用水减少。
衍生损失。我们在我们的水解决方案部门进行衍生品交易，以防范我们在加工采出水和销售回收脱脂油时预期回收的原油的市场价格下降的风险。在截至2023年3月31日的一年中，我们有450万美元的衍生品未实现净收益和880万美元的衍生品已实现净亏损。在截至2022年3月31日的一年中，我们有1170万美元的衍生品未实现净亏损和400万美元的衍生品已实现净收益。
运营、一般和行政费用。增加的主要原因是公用事业、特许权使用费和化学品费用增加，这是由于处理的产水量增加所致。公用事业、特许权使用费和化学费用是我们最大的三项可变费用，由于与我们的化学品供应商签订了固定费率的长期公用事业合同、没有升级条款的特许权使用费合同以及每桶固定的化学费用，因此不受通胀上升的影响。增加的原因还包括较高的奖励补偿支出、因回收原油收入增加而增加的遣散费以及因维修时间和临时增压站的运营而导致的维修和维护费用增加。
折旧及摊销费用. 减少的主要原因是在截至2022年3月31日和2023年3月31日的年度内，某些长期资产被完全摊销或减值。这一减少额被新开发的设施和基础设施的折旧部分抵消。
资产处置损失或减值净额。于截至2023年3月31日止年度内，本集团录得净亏损2,630万美元，主要与出售若干资产有关，并因减记一处停用海水处置设施的价值及另一处海水处置设施的损坏设备而录得净亏损2,180万美元，以及放弃若干资本项目及注销若干资产。我们还记录了与终止一项联合营销协议有关的50万美元损失。此外，我们还记录了为前期损坏的海水处理设施进行保险追回的210万美元的收益。于截至2022年3月31日止年度内，本集团录得净亏损2,980万美元，主要涉及减记一处未启用的海水处理设施及其他设施损坏的设备及水井、放弃若干基本项目及出售若干其他杂项资产。此外，我们从出售某些土地和堆填区许可证方面录得430万元的收益。
重估负债。于截至2023年3月31日止年度，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或有代价负债的估值开支增加，主要原因是新客户的预期产量增加，导致预期未来特许权使用费支付有所增加。于截至2022年3月31日止年度，作为某些业务合并的一部分而收购的与特许权使用费协议相关的或有代价负债的估值开支减少，主要原因是新客户的预期产量降低，导致预期未来特许权使用费支付减少。
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， | | |
| | 2023 | | 2022 | | 变化 |
| | (以千美元为单位，每桶除外) |
| 收入： | | | | | | |
| 原油销售 | | $ | 2,376,434 | | | $ | 2,432,393 | | | $ | (55,959) | |
| 原油运输和其他销售 | | 96,978 | | | 84,171 | | | 12,807 | |
| 总收入(1) | | 2,473,412 | | | 2,516,564 | | | (43,152) | |
| 费用： | | | | | | |
| 不含销售成本的衍生品影响 | | 2,274,089 | | | 2,271,973 | | | 2,116 | |
| 导数(收益)损失 | | (14,565) | | | 92,027 | | | (106,592) | |
| 运营费用 | | 50,154 | | | 54,606 | | | (4,452) | |
| 一般和行政费用 | | 4,547 | | | 7,537 | | | (2,990) | |
| 折旧及摊销费用 | | 46,577 | | | 48,489 | | | (1,912) | |
| 资产处置或减损损失（收益），净额 | | 31,086 | | | (3,101) | | | 34,187 | |
| 总费用 | | 2,391,888 | | | 2,471,531 | | | (79,643) | |
| 分部营业收入 | | $ | 81,524 | | | $ | 45,033 | | | $ | 36,491 | |
| | | | | | |
| 售出原油（桶） | | 25,497 | | | 31,091 | | | (5,594) | |
| 通过自有管道（桶）运输的原油 | | 27,714 | | | 28,410 | | | (696) | |
| 原油储存能力-拥有和租赁（桶）（2） | | 5,232 | | | 5,232 | | | — | |
| 租赁给第三方的原油储存能力（桶）（2） | | 1,501 | | | 1,501 | | | — | |
| 原油库存（桶）（2） | | 684 | | | 1,339 | | | (655) | |
| 售出原油（美元/桶） | | $ | 93.204 | | | $ | 78.235 | | | $ | 14.969 | |
| 每售出原油成本（美元/桶）（3） | | $ | 89.190 | | | $ | 73.075 | | | $ | 16.115 | |
| 原油产品利润率(美元/桶)(3) | | $ | 4.014 | | | $ | 5.160 | | | $ | (1.146) | |
(1)营业收入包括分别在截至2023年3月31日和2022年3月31日的年度内的860万美元和1110万美元的部门间销售额，这些收入在我们的合并运营报表中被扣除。
(二)《国际信息通报》分别截至2023年3月31日和2022年3月31日。原油库存减少的主要原因是，由于所需资源增加，将额外的原油桶资本化为管线填充物。
(3)每桶的成本和产品利润率不包括衍生品的影响。
原油销售和销售成本-不包括衍生品的影响。销售额下降主要是由于DJ盆地产量下降以及截至2023年3月31日的年度内买入/卖出交易增加所致。买卖交易是指我们从交易对手那里购买产品，然后在不同的地点或时间向相同的交易对手销售相同数量的产品。这些交易的销售额、销售成本和成交量都已计入净额。在截至2023年3月31日的一年中，与截至2022年3月31日的年度相比，原油价格的上涨部分抵消了这一下降。 不包括衍生品影响的销售成本增加，主要是由于截至2023年3月31日的年度内，原油价格与截至2022年3月31日的年度相比有所上升，但被销售量的下降所抵消。
出售原油的原油产品利润率下降，主要是因为向一年中大部分时间价格都在下降的市场出售价格较高的库存。在前一年，价格较低的库存被出售给一个价格在一年中的大部分时间都在上涨的市场。此外，我们在本期间发生了增加的运费。产品利润率的下降被与某些生产商签订的更高的合同费率以及本年度前9个月某些其他销售合同的差额增加所抵消。原油产品利润率的计算不包括可能抵消实物利润率变动的衍生品的损益。
导数(收益)损失。在截至2023年3月31日的一年中，我们的销售成本包括受原油价格上涨推动的3550万美元的衍生品已实现净亏损，以及5010万美元的衍生品未实现净收益。截至2023年3月31日的前一句中的金额包括已实现净亏损1,310万美元和未实现净收益2,380万美元，这些净已实现亏损和未实现净收益与我们的CMA Differential Roll对冲相关的衍生工具有关，这些定义和讨论在下文的“-非GAAP财务措施”中进行了定义和讨论。截至2022年3月31日止年度的销售成本
包括受原油价格上涨推动的1.157亿美元衍生品已实现净亏损，以及2370万美元衍生品未实现净收益。截至2022年3月31日的一年，前一句中的金额包括已实现净亏损8350万美元和与我们的CMA Differential Roll对冲相关的衍生工具相关的未实现净收益4500万美元。
原油运输及其他销售。增长主要是由于需求增加，我们海运业务的租船天数和日间费率有所增加。2023年3月30日，我们出售了我们的海洋资产(见本年度报告中我们的合并财务报表附注17)。
在截至2023年3月31日的一年中，大梅萨管道的实物流量平均每天约为76,000桶，而截至2022年3月31日的一年约为每天78,000桶。由于DJ盆地的整体产量下降，部分原因是生产商许可问题，合同和非合同数量都有所下降。
运营、一般和行政费用. 减少主要与截至2022年3月31日止年度卡车运输业务的出售以及由于完成某些租赁的重新谈判导致本期租赁费用减少有关。
折旧及摊销费用。这一减少主要是由于截至2022年3月31日止年度出售了我们的卡车运输资产。
资产处置或减值损失(收益)净额.截至2023年3月31日止年度，我们因表现不佳的原油码头而录得2，310万美元的亏损，并因出售我们的海洋资产而录得800万美元的亏损。截至2022年3月31日止的一年内，我们出售卡车运输资产带来550万美元的收益，并因飓风艾达对我们墨西哥湾沿岸之一造成的损坏而亏损220万美元。
液体物流
下表总结了液体物流部门在所示期间的经营业绩：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， | | |
| | 2023 | | 2022 | | 变化 |
| | (in数千，每加仑量除外） |
| 精炼产品： | | | | | | |
| 衍生品的销售除外影响（1） | | $ | 2,554,084 | | | $ | 1,899,898 | | | $ | 654,186 | |
| 不含销售成本的衍生品影响 | | 2,512,748 | | | 1,876,728 | | | 636,020 | |
| 衍生品损失 | | 1,255 | | | 2,907 | | | (1,652) | |
| 产品利润率 | | 40,081 | | | 20,263 | | | 19,818 | |
| | | | | | |
| 丙烷： | | | | | | |
| 销售（1） | | 1,161,129 | | | 1,325,941 | | | (164,812) | |
| 不含销售成本的衍生品影响 | | 1,103,786 | | | 1,313,765 | | | (209,979) | |
| 衍生品损失（收益） | | 11,642 | | | (20,519) | | | 32,161 | |
| 产品利润率 | | 45,701 | | | 32,695 | | | 13,006 | |
| | | | | | |
| 辛烷： | | | | | | |
| 销售（1） | | 773,633 | | | 863,348 | | | (89,715) | |
| 不含销售成本的衍生品影响 | | 776,845 | | | 794,180 | | | (17,335) | |
| 导数(收益)损失 | | (22,976) | | | 18,690 | | | (41,666) | |
| 产品利润率 | | 19,764 | | | 50,478 | | | (30,714) | |
| | | | | | |
| 其他产品： | | | | | | |
| 销售额-不包括衍生品的影响（1） | | 1,025,733 | | | 791,125 | | | 234,608 | |
| 不含销售成本的衍生品影响 | | 970,176 | | | 748,392 | | | 221,784 | |
| 衍生品损失 | | 24,483 | | | 15,812 | | | 8,671 | |
| 产品利润率 | | 31,074 | | | 26,921 | | | 4,153 | |
| | | | | | |
| 服务： | | | | | | |
| 销售（1） | | 14,218 | | | 16,200 | | | (1,982) | |
| 销售成本 | | 1,603 | | | 1,404 | | | 199 | |
| 产品利润率 | | 12,615 | | | 14,796 | | | (2,181) | |
| | | | | | |
| 费用： | | | | | | |
| 运营费用 | | 51,456 | | | 55,907 | | | (4,451) | |
| 一般和行政费用 | | 7,571 | | | 7,166 | | | 405 | |
| 折旧及摊销费用 | | 13,301 | | | 18,714 | | | (5,413) | |
| 资产处置损失或减值净额 | | 10,283 | | | 71,807 | | | (61,524) | |
| 总费用 | | 82,611 | | | 153,594 | | | (70,983) | |
| 分部营业收入(亏损) | | $ | 66,624 | | | $ | (8,441) | | | $ | 75,065 | |
| | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， | | |
| | 2023 | | 2022 | | 变化 |
| | (in数千，每加仑量除外） |
| | | | | | |
| 液化天然气和精炼产品储存能力-拥有和租赁（加仑）（2） | | 160,329 | | | 156,219 | | | 4,110 | |
| | | | | | |
| 售出的精制产品（加仑） | | 769,151 | | | 776,797 | | | (7,646) | |
| 售出的精制产品（美元/加仑） | | $ | 3.321 | | | $ | 2.446 | | | $ | 0.875 | |
| 每件成品销售的成本（美元/加仑）（3） | | $ | 3.267 | | | $ | 2.416 | | | $ | 0.851 | |
| 精制产品产品利润率（美元/加仑）（3） | | $ | 0.054 | | | $ | 0.030 | | | $ | 0.024 | |
| 成品库存（加仑）（2） | | 1,003 | | | 1,090 | | | (87) | |
| | | | | | |
| 售出的丙烷（加仑） | | 1,018,937 | | | 1,034,706 | | | (15,769) | |
| 售出的丙烷（美元/加仑） | | $ | 1.140 | | | $ | 1.281 | | | $ | (0.141) | |
| 每售出丙烷的成本（美元/加仑）（3） | | $ | 1.083 | | | $ | 1.270 | | | $ | (0.187) | |
| 丙烷产品利润率（美元/加仑）（3） | | $ | 0.057 | | | $ | 0.011 | | | $ | 0.046 | |
| 丙烷库存（加仑）（2） | | 48,379 | | | 37,719 | | | 10,660 | |
| | | | | | |
| 出售的辛烷（加仑） | | 539,658 | | | 588,032 | | | (48,374) | |
| 出售的辛烷（美元/加仑） | | $ | 1.434 | | | $ | 1.468 | | | $ | (0.034) | |
| 每售出的丙烷成本（美元/加仑）（3） | | $ | 1.440 | | | $ | 1.351 | | | $ | 0.089 | |
| 辛烷产品（损失）利润率（美元/加仑）（3） | | $ | (0.006) | | | $ | 0.117 | | | $ | (0.123) | |
| 辛烷库存（加仑）（2） | | 17,409 | | | 19,825 | | | (2,416) | |
| | | | | | |
| 售出的其他产品(加仑) | | 391,723 | | | 376,906 | | | 14,817 | |
| 已售出的其他产品（美元/加仑） | | $ | 2.619 | | | $ | 2.099 | | | $ | 0.520 | |
| 其他销售产品的成本（美元/加仑）（3） | | $ | 2.477 | | | $ | 1.986 | | | $ | 0.491 | |
| 其他产品利润率（美元/加仑）（3） | | $ | 0.142 | | | $ | 0.113 | | | $ | 0.029 | |
| 其他产品库存(加仑)(2) | | 12,893 | | | 18,614 | | | (5,721) | |
(1)营业收入包括截至2022年3月31日的年度内130万美元的部门间销售额，这些销售额在我们的综合运营报表中被剔除。
(二)《国际信息通报》分别截至2023年3月31日和2022年3月31日。
(3)每加仑的平均成本和产品利润率(亏损)不包括衍生品的影响。
精炼产品销售额和销售成本-不包括衍生品的影响。销售额和销售成本的增加(不包括衍生品的影响)是由于成品油价格的上涨。这部分被主要与某些市场供应趋紧有关的数量减少所抵销。
截至2023年3月31日的年度，不包括衍生品影响的成品油产品利润率比截至2022年3月31日的年度有所上升，这是由于几个市场的需求增加，这些市场正在经历供应趋紧，以及在大宗商品价格极端波动的持续时期，从供应和库存的角度处于有利地位。
成品油衍生品亏损。截至2023年3月31日的年度，我们的成品油产品利润率包括已实现亏损130万美元，截至2022年3月31日的年度包括已实现亏损290万美元。
丙烷销售和销售成本-不包括衍生产品的影响。销售额和销售成本的下降(不包括衍生品的影响)主要是由于丙烷价格下降和销量下降。丙烷价格随着全球能源价格的下降而下降，这是由于为抑制通胀而提高利率，以及经济中对潜在衰退的整体担忧，以及由于国内供应天数的增加，以及由于取暖季节变暖导致需求下降。由于退役，销售量下降一位批评者2022年4月在中西部的地下储存设施，但由于大使输油管道的建成，密歇根州的销售量增加，抵消了这一减少额。
丙烷产品利润率，不包括衍生产品的影响， 由于我们在较低的价格环境下更换我们的库存，我们实现了与远期固定价格销售合同相关的利润率，并由于截至2023年3月31日的全年价格下降而降低了库存成本。在截至2022年3月31日的年度内，我们经历了
情况恰恰相反，当价格上涨时，他们正在更换我们的库存。
丙烷衍生损失(收益)。我们的丙烷销售成本包括690万美元 截至2023年3月31日的年度内，衍生品未实现净亏损为470万美元，衍生品已实现净亏损为470万美元。在截至2022年3月31日的一年中，我们的丙烷销售成本包括200万美元的衍生品未实现净收益和1850万美元的衍生品已实现净收益。
丁烷销售额和销售成本-不包括衍生产品的影响。销售额和销售成本的下降(不包括衍生品的影响)是由于对该产品的现货需求疲软，特别是出口需求减弱，以及价格下降，导致销量下降。全年出口经济持续疲软，导致国内价格下降，因为出口到国外的产品减少了。
在截至2023年3月31日的一年中，不包括衍生品的影响，丁烷产品利润率与截至2022年3月31日的年度相比有所下降，原因是价格下降、出口需求下降以及燃料附加费上涨导致运费增加。此外，我们还受到了较低的区位差异的负面影响，因为我们在季节开始时签约购买的产品继续与在折扣市场购买的产品竞争。
丁烷衍生物(增益)损失。在截至2023年3月31日的年度内，我们丁烷销售的成本包括390万美元 衍生品未实现净收益和1,910万美元衍生品已实现净收益。在截至2022年3月31日的一年中，我们丁烷销售的成本包括100万美元的衍生品未实现净收益和1970万美元的衍生品已实现净亏损。
其他产品销售额和销售成本-不包括衍生产品的影响。销售额和销售成本的增长(不包括衍生品的影响)是由于上一年签订了有利的供应合同，导致本年度销售的生物柴油供应比上一年同期增加。这一增长还与沥青收入因供应增加而增加有关。
其他产品销售产品利润率(不包括衍生品的影响)在截至2023年3月31日的年度内增加，原因是生物柴油和生物柴油可再生标识号市场价格上涨，以及在中西部获得有利的生物柴油供应合同，并将产品运输到更有利的市场销售。
其他产品衍生损失。在截至2023年3月31日的一年中，我们的其他产品的衍生品包括2460万美元的衍生品已实现净亏损和10万美元的衍生品未实现收益。在截至2022年3月31日的年度内，我们的其他产品的衍生品包括1580万美元的衍生品已实现净亏损，衍生品没有未实现的收益或亏损。
服务销售额和销售成本。销售收入包括仓储、码头和运输服务收入。截至2023年3月31日止年度的减幅是由于出售锯齿Caves，LLC(“锯齿”)2021年6月，以及我们某些丙烷和丁烷终端的吞吐量减少。由于我们的天然气液体终端的化学品成本上升，销售成本增加。
营运、一般及行政开支。减少的主要原因是，由于经营业绩下降，激励性薪酬减少。
折旧及摊销费用。这一减少主要是由于2021年6月出售了Sawtooth，以及由于某些无形资产已于2023年3月31日全额摊销，摊销费用较低。
资产处置损失或减值净额。截至2023年3月31日止年度，由于多个表现不佳的液化天然气码头出现减损，我们录得净亏损1，010万美元。此外，截至2023年3月31日止年度，我们录得与其他资产出售和报废相关的净亏损20万美元。截至2022年3月31日止年度，我们录得与出售Sawtooth相关的净亏损6，010万美元（见本年度报告中的综合财务报表附注17），以及截至2021年9月30日止三个月内与出售另一个码头相关的净亏损1，180万美元。
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， | | |
| | 2023 | | 2022 | | 变化 |
| | (单位：万人) |
| 销售成本 | | | | | | |
| 衍生品损失 | | $ | 1,181 | | | $ | — | | | $ | 1,181 | |
| 费用： | | | | | | |
| | | | | | |
| 一般和行政费用 | | 50,978 | | | 41,491 | | | 9,487 | |
| 折旧及摊销费用 | | 6,662 | | | 6,959 | | | (297) | |
| 资产处置或减值收益，净额 | | (912) | | | (50) | | | (862) | |
| 总费用 | | 56,728 | | | 48,400 | | | 8,328 | |
| 营业亏损 | | $ | (57,909) | | | $ | (48,400) | | | $ | (9,509) | |
销售成本-衍生损失。截至2023年3月31日的年度为原油期权的未实现亏损，以保护我们的流动性状况和杠杆，使其免受推动我们营运资金需求的大宗商品价格大幅上涨的影响，正如我们在上一财年所经历的那样。这些职位将在2023年4月至2023年11月期间到期。
一般和行政费用。在截至2023年3月31日的一年中，增加的原因是与上一年相比，激励性薪酬支出增加，以及基于股权的薪酬增加，这主要是由于在截至2022年3月31日的年度内，激励性薪酬应计项目发生了逆转。
折旧及摊销费用。截至2023年3月31日的年度的折旧和摊销费用与截至2022年3月31日的年度一致。
资产处置或减值收益，净额。在截至2023年3月31日的一年中，我们以130万美元的收益出售了一架飞机，但部分抵消了因注销债务人预付的2023年7月31日到期的应收贷款剩余金额而记录的亏损，以及我们不再使用的一栋建筑的转租记录的减值损失。
未合并实体收益中的权益
在截至2023年3月31日的一年中，未合并实体的收益中的股本为410万美元，而截至2022年3月31日的一年中为140万美元。在截至2023年3月31日的一年中增加270万美元，主要是由于与特定土地和水服务业务相关的某些会员权益的收益增加，以及我们在一家飞机公司的权益的亏损减少。
利息支出
下表汇总了所示期间的合并利息支出的组成部分：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至三月三十一日止年度， | | |
| | 2023 | | 2022 | | 变化 |
| | (单位：万人) |
| 高级担保票据 | | $ | 153,750 | | | $ | 153,750 | | | $ | — | |
| 优先无担保票据 | | 76,288 | | | 87,766 | | | (11,478) | |
| ABL设施 | | 17,111 | | | 10,077 | | | 7,034 | |
| 其他债务 | | 11,559 | | | 3,087 | | | 8,472 | |
| 债务利息支出总额 | | 258,708 | | | 254,680 | | | 4,028 | |
| 债务发行成本摊销 | | 16,737 | | | 16,960 | | | (223) | |
| 利息支出总额 | | $ | 275,445 | | | $ | 271,640 | | | $ | 3,805 | |
在截至2023年3月31日的年度内，债务利息支出增加了400万美元，这主要是由于未能支付特许权使用费支付利息的索赔达成和解，这一点在我们的综合财务附注8中进一步讨论
本年度报告中包含的声明和本年度ABL贷款利率的上调。本年度的增长被回购部分高级无担保票据导致的利息支出减少所抵消。
提前清偿负债的收益，净额
在截至2023年3月31日的一年中，债务提前清偿的净收益为620万美元，而截至2022年3月31日的一年中为180万美元。在截至2023年3月31日和2022年3月31日的年度内，净收益(包括债务发行成本)主要与提前清偿部分未偿还优先无担保票据有关。此外，我们支付了160万美元的预付款保费，并注销了与偿还一笔未偿还设备贷款相关的不到10万美元的债务发行成本。在截至2022年3月31日的年度，净收益被提前终止锯齿信贷协议的亏损部分抵消。有关进一步讨论，请参阅本年度报告所包括的综合财务报表附注7。
其他收入，净额
在截至2023年3月31日的一年中，其他收入净额为2870万美元，而截至2022年3月31日的一年中，其他收入净额为230万美元。在截至2023年3月31日的年度内，其他收入净增2,640万美元，主要是由于解决了与本报告期内未发生的商业活动相关的纠纷(见本年度报告中包含的综合财务报表附注17以作进一步讨论)。
所得税费用
在截至2023年3月31日的一年中，所得税支出为30万美元，而截至2022年3月31日的一年中，所得税支出为100万美元。有关进一步讨论，请参阅本年度报告所包括的综合财务报表附注2。
非控制性权益
在截至2023年3月31日的一年中，非控股利息收入为110万美元，而截至2022年3月31日的一年中为70万美元。在截至2023年3月31日的年度内增加40万美元，主要是由于在截至2023年3月31日的年度内来自某些水解决方案业务的收入增加，以及在截至2022年3月31日的年度内来自锯齿业务的亏损20万美元，但被截至2023年3月31日的年度来自某些回收业务的较低收入部分抵销。
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。
我们将EBITDA定义为可归因于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。我们将经调整EBITDA定义为EBITDA，不包括衍生工具的未实现净收益和亏损、成本或可变现净值调整的较低收益和亏损、资产处置或减值的收益和亏损、提前清偿负债的收益和亏损、基于股权的补偿费用、负债重估和其他。我们还在调整后的EBITDA中计入了与我们液体物流部门内的某些精炼产品业务相关的某些库存估值调整，如下所述。EBITDA和调整后的EBITDA不应被视为净(亏损)收入、所得税前(亏损)收入、经营活动现金流量或根据公认会计准则计算的任何其他财务业绩指标的替代项目，因为这些项目用于衡量经营业绩、流动性或偿债能力。我们认为，EBITDA为投资者提供了额外的信息，以评估我们向单位持有人进行季度分配的能力，并仅作为补充措施提出。我们认为，调整后的EBITDA为投资者提供了额外的信息，用于评估我们的财务业绩，而不考虑我们的融资方式、资本结构和历史成本基础。此外，根据我们的定义，EBITDA和调整后的EBITDA可能无法与EBITDA、调整后的EBITDA或其他实体使用的类似名称的衡量标准相比较。
除了我们液体物流部门的某些业务，为了我们调整后的EBITDA计算，我们区分了衍生品的已实现和未实现损益。在一段时间内
衍生工具合约未平仓时，我们将衍生工具的公允价值变动记录为未实现损益。当衍生品合约到期或结算时，我们转回以前记录的未实现收益或损失，并记录已实现收益或损失。我们没有对我们液体物流部门内某些业务的已实现和未实现损益进行这样的区分。这些业务的主要对冲策略是对冲合同周期期间库存价值下降的风险，其中许多对冲涵盖了较长的时间段。对账单中的“存货估值调整”一行反映的是这些业务在资产负债表日的存货市值与其成本之间的差额。我们将此计入调整后EBITDA是因为与该部门库存相关的衍生合约相关的未实现收益和亏损也影响调整后EBITDA，其主要目的是对冲库存持有风险并计入净收入。在我们的原油物流部门，我们使用西德克萨斯中质油(“WTI”)日历月平均(“CMA”)价格购买某些原油桶，并根据我们的合同使用WTI CMA价格加上Argus CMA Differential Roll成分(“CMA Differential Roll”)出售原油桶。为了消除CMA Differential Roll的波动性，我们于2021年1月建立了衍生品工具头寸，以确保从2021年5月至2023年12月每月150万桶的利润率约为每桶0.2美元。由于这些仓位的性质，按公认会计原则确认的现金流和收益在不同时期有所不同，取决于当前原油价格和未来估计原油价格，这些价格是利用第三方市场报价进行估值的。我们在调整后的EBITDA中确认了2021年1月达成的衍生品工具头寸的损益，以与我们在本次交易期间每月对冲的实物保证金适当保持一致。这一陈述与管理层对交易的评估一致。我们持有的与CMA差动轧辊相关的衍生工具头寸已于2023年12月31日到期，我们尚未建立任何与CMA差动轧辊相关的新衍生品头寸。
下表对所示期间的净(亏损)收入与EBITDA和调整后的EBITDA进行了核对：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| | 2024 | | 2023 | | 2022 |
| | (单位：万人) |
| 净(亏损)收益 | | $ | (143,124) | | | $ | 52,492 | | | $ | (184,101) | |
| 减去：可归因于非控股权益的净收入 | | (631) | | | (1,106) | | | (655) | |
| NGL Energy Partners LP应占净（亏损）收入 | | (143,755) | | | 51,386 | | | (184,756) | |
| 利息支出 | | 270,004 | | | 275,505 | | | 271,689 | |
| 所得税费用 | | 2,405 | | | 271 | | | 971 | |
| 折旧及摊销 | | 266,287 | | | 273,544 | | | 287,943 | |
| EBITDA | | 394,941 | | | 600,706 | | | 375,847 | |
| 衍生工具未实现净亏损(收益) | | 63,762 | | | (50,438) | | | (14,977) | |
| CMA差压净亏损（收益）（1） | | (71,285) | | | 3,547 | | | 67,738 | |
| 库存估值调整（2） | | (3,419) | | | (7,795) | | | 8,409 | |
| 成本或可变现净值调整中的较低者 | | 1,337 | | | (11,534) | | | 10,862 | |
| 资产处置损失或减值净额 | | 115,555 | | | 86,872 | | | 94,059 | |
| 提前免除负债损失（收益），净额 | | 55,281 | | | (6,177) | | | (1,851) | |
| 基于股权的薪酬费用 | | 1,098 | | | 2,718 | | | (1,052) | |
| 负债重估(三) | | 2,680 | | | 9,665 | | | (6,495) | |
| 其他(4) | | 50,131 | | | 5,111 | | | 9,976 | |
| 调整后的EBITDA | | $ | 610,081 | | | $ | 632,675 | | | $ | 542,516 | |
（1） 调整以在调整后EBITDA内使合伙企业CMA差压衍生工具头寸的净损益与所对冲的实物保证金保持一致。请参阅上面的“非GAAP财务指标”部分以了解进一步的讨论。
（2） 金额代表资产负债表日库存市值与成本之间的差额。请参阅上面的“非GAAP财务指标”部分以了解进一步的讨论。
(3)其他金额为或有对价负债的非现金估值调整，由现金付款抵销，与作为我们水务解决方案部门收购的一部分收购的特许权使用费协议相关。
(4)其他金额为资产报废债务的增值费用、有价证券的未实现收益/亏损以及与收购和处置相关的法律和咨询成本相关的支出，包括与长期现金法律事项相关的应计判断(不包括利息)(见本年度报告中包含的我们的综合财务报表附注8)，以及最初分配给GP的与长期现金法律事项相关的法律成本的注销(见本年度报告中我们的综合财务报表的附注12)。此外，截至2023年3月31日的年度包括在前期收购中获得的资产的注销，截至2023年3月31日和2022年3月31日的年度包括与我们的大梅萨管道相关的非现金运营费用。
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， |
| | 2024 | | 2023 | | 2022 |
| | (单位：万人) |
| EBITDA表中的折旧和摊销 | | $ | 266,287 | | | $ | 273,544 | | | $ | 287,943 | |
| 无形资产摊销计入销售成本 | | (260) | | | (274) | | | (281) | |
| 归属于未合并实体的折旧和摊销 | | (686) | | | (783) | | | (768) | |
| 可归因于非控制权益的折旧和摊销 | | 1,182 | | | 1,134 | | | 1,826 | |
| 合并经营报表中的折旧和摊销 | | $ | 266,523 | | | $ | 273,621 | | | $ | 288,720 | |
| | | | | | |
| EBITDA表中的折旧和摊销 | | $ | 266,287 | | | $ | 273,544 | | | $ | 287,943 | |
| 计入利息支出的债务发行成本摊销 | | 15,701 | | | 16,737 | | | 16,960 | |
| 计入营业费用的特许权使用费摊销 | | 247 | | | 247 | | | 247 | |
| 归属于未合并实体的折旧和摊销 | | (686) | | | (783) | | | (768) | |
| 可归因于非控制权益的折旧和摊销 | | 1,182 | | | 1,134 | | | 1,826 | |
| 合并现金流量表的折旧和摊销 | | $ | 282,731 | | | $ | 290,879 | | | $ | 306,208 | |
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， |
| | 2024 | | 2023 | | 2022 |
| | (单位：万人) |
| 每个EBITDA表的利息费用 | | $ | 270,004 | | | $ | 275,505 | | | $ | 271,689 | |
| 归属于未合并实体的利息支出 | | (81) | | | (60) | | | (65) | |
| 归属于非控股权益的利息支出 | | — | | | — | | | 16 | |
| 综合经营报表的利息费用 | | $ | 269,923 | | | $ | 275,445 | | | $ | 271,640 | |
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。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2024年3月31日的年度 |
| 水
解决方案 | | 原油
物流 | | 液体物流 | | 公司
以及其他 | | 已整合 |
| (单位：万人) |
| 营业收入(亏损) | $ | 231,256 | | | $ | 52,074 | | | $ | 2,481 | | | $ | (108,239) | | | $ | 177,572 | |
| 折旧及摊销 | 214,480 | | | 36,922 | | | 10,372 | | | 4,749 | | | 266,523 | |
| 摊销计入销售成本 | — | | | — | | | 260 | | | — | | | 260 | |
| 衍生工具未实现净亏损(收益) | 385 | | | 65,786 | | | (1,230) | | | (1,179) | | | 63,762 | |
| CMA差压净亏损（收益） | — | | | (71,285) | | | — | | | — | | | (71,285) | |
| 存货计价调整 | — | | | — | | | (3,419) | | | — | | | (3,419) | |
| 成本或可变现净值调整中的较低者 | — | | | — | | | 1,337 | | | — | | | 1,337 | |
| 资产处置或减损损失（收益），净额 | 53,639 | | | 3,094 | | | 59,923 | | | (720) | | | 115,936 | |
| 基于股权的薪酬费用 | — | | | — | | | — | | | 1,098 | | | 1,098 | |
| 其他收入，净额 | 1,110 | | | 105 | | | 12 | | | 1,566 | | | 2,793 | |
| 未合并实体应占调整后EBITDA | 4,393 | | | — | | | (12) | | | 124 | | | 4,505 | |
| 调整后归属于非控股权益的EBITDA | (1,821) | | | — | | | — | | | — | | | (1,821) | |
| 负债重估 | 2,680 | | | — | | | — | | | — | | | 2,680 | |
| 其他 | 2,186 | | | 191 | | | 230 | | | 47,533 | | | 50,140 | |
| 调整后的EBITDA | $ | 508,308 | | | $ | 86,887 | | | $ | 69,954 | | | $ | (55,068) | | | $ | 610,081 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年3月31日的年度 |
| 水
解决方案 | | 原油
物流 | | 液体物流 | | 公司
以及其他 | | 已整合 |
| (单位：万人) |
| 营业收入(亏损) | $ | 198,924 | | | $ | 81,524 | | | $ | 66,624 | | | $ | (57,909) | | | $ | 289,163 | |
| 折旧及摊销 | 207,081 | | | 46,577 | | | 13,301 | | | 6,662 | | | 273,621 | |
| 摊销计入销售成本 | — | | | — | | | 274 | | | — | | | 274 | |
| 衍生品未实现(收益)净亏损 | (4,464) | | | (50,104) | | | 2,951 | | | 1,179 | | | (50,438) | |
| CMA差压净亏损（收益） | — | | | 3,547 | | | — | | | — | | | 3,547 | |
| 存货计价调整 | — | | | — | | | (7,795) | | | — | | | (7,795) | |
| 成本或可变现净值调整中的较低者 | — | | | (2,247) | | | (9,287) | | | — | | | (11,534) | |
| 资产处置或减损损失（收益），净额 | 46,431 | | | 31,086 | | | 10,283 | | | (912) | | | 86,888 | |
| 基于股权的薪酬费用 | — | | | — | | | — | | | 2,718 | | | 2,718 | |
| 其他收入(费用)，净额 | 70 | | | 330 | | | (1,665) | | | 30,013 | | | 28,748 | |
| 未合并实体应占调整后EBITDA | 4,759 | | | — | | | 27 | | | 176 | | | 4,962 | |
| 调整后归属于非控股权益的EBITDA | (2,269) | | | — | | | — | | | — | | | (2,269) | |
| 负债重估 | 9,665 | | | — | | | — | | | — | | | 9,665 | |
| 其他 | 2,894 | | | 203 | | | 1,933 | | | 95 | | | 5,125 | |
| 调整后的EBITDA | $ | 463,091 | | | $ | 110,916 | | | $ | 76,646 | | | $ | (17,978) | | | $ | 632,675 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年3月31日的年度 |
| 水
解决方案 | | 原油
物流 | | 液体物流 | | 公司
以及其他 | | 已整合 |
| (单位：万人) |
| 营业收入(亏损) | $ | 94,851 | | | $ | 45,033 | | | $ | (8,441) | | | $ | (48,400) | | | $ | 83,043 | |
| 折旧及摊销 | 214,558 | | | 48,489 | | | 18,714 | | | 6,959 | | | 288,720 | |
| 摊销计入销售成本 | — | | | — | | | 281 | | | — | | | 281 | |
| 衍生工具未实现净亏损(收益) | 11,652 | | | (23,664) | | | (2,965) | | | — | | | (14,977) | |
| CMA差压净亏损（收益） | — | | | 67,738 | | | — | | | — | | | 67,738 | |
| 存货计价调整 | — | | | — | | | 8,409 | | | — | | | 8,409 | |
| 成本或可变现净值调整中的较低者 | — | | | 2,235 | | | 8,627 | | | — | | | 10,862 | |
| 资产处置或减损损失（收益），净额 | 25,598 | | | (3,101) | | | 71,807 | | | (50) | | | 94,254 | |
| 基于股权的薪酬费用 | — | | | — | | | — | | | (1,052) | | | (1,052) | |
| 其他收入，净额 | 718 | | | 353 | | | 711 | | | 472 | | | 2,254 | |
| 未合并实体应占调整后EBITDA | 2,363 | | | — | | | 14 | | | (145) | | | 2,232 | |
| 调整后归属于非控股权益的EBITDA | (2,212) | | | — | | | (528) | | | — | | | (2,740) | |
| 负债重估 | (6,495) | | | — | | | — | | | — | | | (6,495) | |
| 其他 | 925 | | | 9,064 | | | (65) | | | 63 | | | 9,987 | |
| 调整后的EBITDA | $ | 341,958 | | | $ | 146,147 | | | $ | 96,564 | | | $ | (42,153) | | | $ | 542,516 | |
流动性、资本来源和资本资源活动
一般信息
我们的流动性和资本资源需求的主要来源是我们业务的现金流、ABL贷款、发行长期票据、普通股和/或优先股、金融机构贷款、资产证券化或资产出售。我们预计我们的主要现金流出将与资本支出、利息以及债务到期日和分配的偿还有关。
2024年2月2日，我们完成了一笔29亿美元的债务再融资交易。是次再融资包括非公开发售22亿美元优先抵押票据，其中包括9,000,000美元2029年到期的8.125%优先抵押票据(“2029年优先抵押票据”)及13亿美元2032年到期的8.375%优先抵押票据(“2032年优先抵押票据”)。我们还签订了一项新的7年期7.00亿美元定期贷款B。这些交易的净收益用于(I)赎回和相关解除管理我们现有的2025年票据、2026年票据和2026年高级担保票据的契约，包括任何适用的保费以及应计和未付利息(如下进一步讨论)，(Ii)支付与此相关的费用和支出，(Iii)偿还ABL融资机制下的借款，以及(Iv)任何剩余净收益的范围，用于一般公司用途。
我们相信，我们预期的运营现金流和ABL贷款下的借款能力将足以满足我们的流动性需求。年内，我们的借款需求有所不同，部分原因是由于我们液体物流部门某些业务的季节性。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，当时我们正在建立天然气液体库存，以应对丁烷混合和取暖季节的到来。我们的营运资金借款需求在1月至3月期间普遍下降，此时我们液体物流部门的现金流入最大。此外，我们的营运资金借款需求随着大宗商品价格的变化而变化。大宗商品价格的大幅上涨可能会推高我们的营运资金需求，限制我们继续去杠杆化资产负债表的能力，并限制我们的财务灵活性。为了保护我们的流动性和杠杆，我们在过去和未来都进行了经济对冲，以减少我们在建立库存时的风险敞口。截至2024年3月31日，没有未平仓的对冲头寸。
现金管理
我们利用集中现金管理计划管理现金，该计划将我们运营子公司的现金资产集中在联合账户中，目的是提供财务灵活性，并降低借款成本、交易成本和银行手续费。我们的集中式现金管理计划规定，超过我们运营子公司日常需求的资金将被集中、合并或以其他方式在我们的合并集团内使用。我们所有的全资运营子公司都参与了这一计划。根据现金管理计划，根据参与子公司是否有短期现金盈余或现金需求，我们向子公司提供现金，或子公司向我们提供现金。
短期流动性
我们短期流动资金的主要来源包括我们运营的现金流和ABL贷款下的借款，我们相信这将为我们的业务运营、管理我们的营运资金需求和偿还当前到期债务提供流动性。
2024年2月2日，我们对ABL贷款机制进行了修订，除其他事项外，(I)将到期期限延长至(A)2029年2月2日和(B)本金总额为5,000万美元或更高的任何债务的最早到期日之前91天，除某些例外情况外，(Ii)根据收到贷款人的承诺和惯常借款条件，规定信用证的分额限额为2亿美元和2亿美元的递增贷款，(Iii)根据有担保隔夜融资利率(“SOFR”)或另类基本利率修订ABL融资机制下贷款的适用保证金，以根据我们的综合净杠杆率减少0.25%，及(Iv)若“超额现金”总额(定义见ABL融资机制)超过5,000,000美元，则在ABL融资机制下任何贷款未偿还时，根据ABL融资机制规定强制性预付款项，但若干例外情况除外。
ABL贷款机制下的承诺额为6.0亿美元。截至2024年3月31日，ABL贷款下没有借款，我们有大约9950万美元的未偿还信用证。
有关ABL融资机制和修正案的更多信息，请参阅本年度报告中包括的我们综合财务报表的附注7。
截至2024年3月31日，我们的流动资产比流动负债高出约2.016亿美元。
长期融资
我们预计将通过发行长期票据、普通单位和/或优先单位、金融机构贷款、资产证券化或资产出售来为我们的长期融资需求提供资金。
新高级担保票据
2024年2月2日，我们完成了价值9.00亿美元的2029年2月15日到期的2029年高级担保债券和2032年2月15日到期的13亿美元2032年高级担保债券的非公开发行。从2024年5月15日开始，新的优先担保票据的利息将在每年的2月15日、5月15日、8月15日和11月15日每季度支付一次。
定期贷款B
2024年2月2日，我们签订了一笔新的7年期7.00亿美元定期贷款B。定期贷款B将于2031年2月2日到期，从截至2024年6月30日的财政季度开始，按季度等额摊销，总金额相当于原始本金的1.0%，余额在到期时支付。
2026年高级担保票据
2024年1月19日，我们向2026年优先担保票据持有人发出通知，表示我们打算以本金的101.875%赎回所有现有的2026年优先担保票据，连同应计和未付利息。于2024年2月6日，我们赎回了所有未偿还的2026年高级担保票据，总代价为21亿美元，其中包括支付210万美元的应计利息和未付利息以及3840万美元的催缴溢价。
高级无担保票据
2024年1月19日，我们向2025年债券和2026年债券的持有人发出通知，表示我们打算按本金的100%赎回每个系列的所有未偿还票据，连同应计和未付利息。2024年2月20日，我们赎回了所有未偿还的2025年债券，总代价为2.888亿美元，其中包括支付810万美元的应计和未偿还利息。2024年2月2日，我们向受托人存入3.319亿美元，用于赎回2026年债券，其中包括支付1200万美元的应计和未付利息。由于我们满足了日期为2021年2月4日的契约规定的解除要求，自2024年3月31日起，我们不再承担这一责任。
有关我们长期债务的更多信息，请参阅本年度报告中包括的我们综合财务报表的附注7。
资本支出、收购和其他投资
下表汇总了所示期间的扩建、维护和其他非现金资本支出(不包括罐底和衬里填充物的增加，并已按应计制编制)、购置和其他投资。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 资本支出 | | | | 其他 |
| 截至2013年3月31日的年度， | | 膨胀 | | 维修 | | 其他(1) | | 收购(2) | | 投资(3) |
| | (单位：万人) |
| 2024 | | $ | 99,533 | | | $ | 54,854 | | | $ | 15,680 | | | $ | — | | | $ | 258 | |
| 2023 | | $ | 79,091 | | | $ | 61,649 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 88 | |
| 2022 | | $ | 75,554 | | | $ | 59,468 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 350 | |
(1)截至2024年3月31日的年度总金额包括与客户签订合同而收到的设备和其他资产920万美元，以及归类为资产购置的交易640万美元。有关收购资产的资料，请参阅本年度报告所包括的综合财务报表附注17。
(2)在截至2024年3月31日、2023年或2022年3月31日的年度内，没有进行过收购。
(3)一些数额与对未合并实体的捐款有关。
截至2025年3月31日的一年，资本支出预计约为2.1亿美元。
已宣布的分配
我们的GP董事会决定暂停所有分配，以去杠杆化我们的资产负债表，直到我们达到2026年高级担保票据契约中规定的4.75%至1.00的总杠杆率。因此，从截至2020年12月31日的季度开始暂停季度普通单位分配，从截至2021年3月31日的季度开始暂停优先单位分配。
于2024年2月6日，本公司董事会宣布向持有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”)、C类固定至浮动利率累积可赎回永久优先股(“C类优先股”)及持有9.00%D类优先股(“D类优先股”)的持有人，现金分派截至2023年12月31日的未偿还分配欠款的50%。这个
2024年2月27日向2024年2月16日收盘时的记录保持者分发了总计1.783亿美元。
2024年4月4日，我们的GP董事会宣布向B类优先股、C类优先股和D类优先股的持有者进行现金分配，金额为截至2024年3月31日的季度未偿还分配拖欠金额的55.4%。总计1.2亿美元的分配是在2024年4月18日向2024年4月12日收盘时的记录保持者进行的。
2024年4月9日，我们的GP董事会宣布了一项现金分配，以向B类优先股、C类优先股和D类优先股的持有人全额支付剩余的分配拖欠和利息。总额为9,810万美元的股票已于2024年4月25日分发给2024年4月19日收盘时的记录持有者。
截至2024年4月25日，拖欠的优先单位分配已全部兑付。
我们的GP董事会预计将在适当的时候评估恢复公共单位分配的情况，考虑到一些重要因素，包括我们的杠杆、流动性、现金流的可持续性、即将到来的债务到期日、资本支出和我们业务的整体表现。
关于我们现金分配政策的进一步讨论见本年度报告第二部分第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权证券”。有关分配的进一步讨论，请参阅本年度报告所包括的综合财务报表附注9。
合同义务
我们的合同义务主要包括购买承诺、未偿债务本息义务、经营租赁义务、管道承诺、资产报废义务和其他承诺。
购买承诺
我们的固定价格和指数价格商品采购承诺源于我们签订的合同，我们希望各方在未来期间实物结算和交付库存。截至2024年3月31日，我们的购买承诺总额为55亿美元，其中47亿美元在一年内到期。有关我们的商品购买承诺和预期购买承诺付款的时间安排的信息，请参阅本年度报告中我们的合并财务报表附注8。
债务本金和利息义务
截至2024年3月31日，我们的未偿债务本金总额为29亿美元，其中700万美元将在一年内到期。根据截至2024年3月31日的未偿还余额和利率，我们对债务的利息义务为17亿美元，其中2.581亿美元在一年内到期。有关我们未偿还的债务本金和利息义务以及预期债务本金和利息支付时间的信息，请参阅本年度报告中我们的综合财务报表附注7。
经营租赁义务
截至2024年3月31日，我们的未贴现经营租赁债务为1.312亿美元，其中3840万美元在一年内到期。有关我们的租赁义务和预期租赁付款的时间安排的信息，请参阅本年度报告中我们的综合财务报表附注15。
管道承诺
我们的管道承诺是与原油管道运营商达成的不可取消的协议，这些协议保证了我们在管道上的最低月度运输能力。截至2024年3月31日，我们未来的最低吞吐量付款为3,040万美元，应在一年内到期。有关我们的管道承诺和预期管道承诺付款的时间安排的信息，请参阅本年度报告中包括的综合财务报表附注8。
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进行补救、拆除或拆除活动。截至2024年3月31日，我们的资产报废债务为5660万美元，其中我们预计将在2025财年结算120万美元。有关我们的资产报废义务和预期资产报废义务付款的时间安排的信息，请参阅本年度报告中包括的综合财务报表附注8。
其他承诺
我们有不可取消的产品储存、轨道车辆支线、资本项目和房地产协议。截至2024年3月31日，我们的承诺债务为5570万美元，其中3480万美元在一年内到期。有关我们的其他承诺和预期承诺付款的时间安排的信息，请参阅本年度报告中我们的合并财务报表附注8。
LCT法律判决
2024年5月28日，特拉华州最高法院确认陪审团裁决，将案件发回初审法院，重新计算判决前和判决后利息应计金额。截至2024年3月31日，我们应计了$62.1百万美元与这一问题有关，其中约有#美元26.1百万美元代表截至2024年3月31日的应计利息和美元0.1判给原告的1000万美元的费用。利息将继续累积，直至支付判决的款额为止。我们预计在2024年6月30日之前支付与此事相关的判决、费用和利息。有关这一事项的进一步信息，请参阅本年度报告中我们的综合财务报表附注8。
现金流
下表汇总了所示期间我们现金流的来源(用途)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| 现金流由提供(用于：)： | | 2024 | | 2023 | | 2022 |
| | (单位：万人) |
| 经营性资产和负债变动前的经营活动 | | $ | 324,993 | | | $ | 447,024 | | | $ | 342,362 | |
| 经营性资产和负债的变动 | | 51,171 | | | (1,838) | | | (136,516) | |
| 经营活动 | | $ | 376,164 | | | $ | 445,186 | | | $ | 205,846 | |
| 投资活动 | | $ | (83,761) | | | $ | 64,188 | | | $ | (212,408) | |
| 融资活动 | | $ | (258,925) | | | $ | (507,765) | | | $ | 5,555 | |
经营活动。在截至2024年3月31日的年度内，经营活动提供的现金净额减少，主要是由于原油数量和价格下降导致营运资本波动，特别是应收账款和应付账款波动，以及天然气液体销售和采购减少导致库存减少，以及运营收益减少。在截至2023年3月31日的一年中，经营活动提供的现金净额增加，主要是由于在截至2023年3月31日的一年中营运资金，特别是应收账款、存货和应付账款的波动，以及运营收益的增加。
投资活动。在截至2024年3月31日的年度内，投资活动使用的现金净额为8380万美元，而截至2023年3月31日的年度内，投资活动提供的现金净额为6420万美元。用于投资活动的现金净额增加的主要原因是：
•收到的收益减少8840万美元，这是由于2023年3月出售某些主要与出售我们的海洋资产和某些海水处置资产有关的资产和业务所收到的收益比截至2024年3月31日的年度内出售某些海水处置资产和出售三个天然气液体终端所收到的收益减少了8840万美元(见本年度报告中包括的综合财务报表附注17)；
•为结算衍生工具而支付的款项增加5,550万元；
•资本支出从截至2023年3月31日的年度的1.478亿美元(包括支付截至2022年3月31日的应计金额)增加到截至2024年3月31日的年度的1.523亿美元(包括支付截至2023年3月31日的应计金额)，主要原因是我们的水解决方案部门的支出时间安排。
在截至2023年3月31日的一年中，投资活动提供的净现金为6420万美元，而在截至2022年3月31日的一年中，用于投资活动的现金净额为2.124亿美元。用于投资活动的现金净额减少的主要原因是：
•用于结算衍生品的款项减少2.065亿美元；以及
•出售若干资产及业务所得收益增加7,560万美元，主要与于2023年3月出售我们的海洋资产及若干海水处置资产及于2021年6月出售我们于锯齿的权益有关(见本年报所载综合财务报表附注2、附注4及附注17)。
用于投资活动的现金净额的减少被资本支出从截至2022年3月31日的年度的1.424亿美元(包括支付截至2021年3月31日的应计金额)增加到截至2023年3月31日的年度的1.478亿美元(包括支付截至2022年3月31日的应计金额)部分抵消，这主要是由于我们的水解决方案部门的支出时机所致。
融资活动。在截至2024年3月31日的年度内，用于融资活动的净现金为2.589亿美元，而在截至2023年3月31日的年度内，用于融资活动的现金净额为5.078亿美元。用于筹资活动的现金净额减少的主要原因是：
•在截至2024年3月31日的年度内，发行2029年高级担保票据、2032年高级担保票据和定期贷款B所得的29亿美元；以及
•支付其他长期债务4,330万美元，用于支付我们的设备贷款未偿还余额和我们在2023年3月出售海洋资产时的预付款溢价(见本年度报告中包含的综合财务报表附注17)。
用于筹资活动的现金净额的减少被以下各项部分抵消：
•在截至2024年3月31日的年度内，以现金增加23亿美元，以回购我们的2025年债券的一部分，并赎回剩余的2025年债券、2026年债券和2026年高级担保债券；
•于截至2024年3月31日止年度内，向本公司优先股持有人及非控股权益拥有人支付的分派增加1.779亿美元，主要是由于于截至2024年3月31日止年度向B类优先股、C类优先股及D类优先股持有人作出的分派；
•在截至2024年3月31日的年度内，ABL贷款的借款减少1.6亿美元(扣除还款后)；以及
•在截至2024年3月31日的年度内，2029年高级担保票据、2032年高级担保票据、定期贷款B和ABL贷款的债务发行成本增加了4990万美元。
在截至2023年3月31日的一年中，用于融资活动的现金净额为5.078亿美元，而在截至2022年3月31日的一年中，融资活动提供的现金净额为560万美元。用于筹资活动的现金净额增加的主要原因是：
•增加现金支付3.961亿美元，以回购部分优先无抵押票据，并在截至2023年3月31日的年度内赎回剩余的2023年未偿还票据；
•在截至2023年3月31日止年度内，资产负债表贷款的借款减少9,000万元(扣除还款后)；及
•支付其他长期债务4,330万美元，用于支付我们的设备贷款未偿还余额和我们在2023年3月出售海洋资产时的预付款溢价(见本年度报告中包含的综合财务报表附注17)。
用于筹资活动的现金净额的增加被以下各项部分抵消：
•在截至2023年3月31日的年度内，ABL贷款的债务发行成本减少了960万美元；以及
•在我们于2021年6月出售我们在锯齿的所有权权益之前，支付的其他长期债务减少了500万美元，因为锯齿信贷协议已付清并终止。
环境立法
见第一部分第1项--“企业--政府监管-温室气体监管”，讨论拟议的环境立法和条例，这些立法和条例如获通过，可能会导致遵约和运作成本增加。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
关于适用于我们的最近会计声明的讨论，请参阅本年度报告中包括的我们的合并财务报表附注2。
关键会计估计
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。我们在会计政策的应用中确定了以下更关键的判断领域，这些领域对我们的综合财务状况和经营结果的描述是最重要的。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。
商誉减值
与我们每个报告单位相关的商誉每年都会进行减值测试，当事件或情况变化表明可能发生减值时也会进行测试。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其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。定性评估是在审查若干因素的基础上进行的，这些因素包括宏观经济条件、行业和市场考虑因素、成本因素、总体财务业绩、其他特定实体的事件(例如管理层的变动)或其他事件，例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。考虑到许多可能对我们的估计产生重大影响的假设，对公允价值计算的基本假设变化的敏感性进行估计是不可行的。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，则在报告单位商誉的隐含公允价值小于其账面价值的范围内确认减值损失，但限于报告单位的商誉总额。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。在截至2024年3月31日的年度内，我们记录了6920万美元的商誉减值。在截至2023年3月31日和2022年3月31日的年度内，我们没有记录商誉减值。有关商誉减值评估的进一步讨论，请参阅本年度报告所包括的综合财务报表附注5。
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。个别资产按相关可识别现金流基本上独立于其他资产和负债现金流的最低水平分组。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业务一致的其他估计和假设的估计
计划以及行业和经济趋势等外部因素。考虑到许多可能对我们的估计产生重大影响的假设，对公允价值计算的基本假设变化的敏感性进行估计是不可行的。如账面值不可收回，则减值亏损按资产账面值超出其估计公允价值计量。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。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。有关我们长期资产减值的进一步讨论，请参阅本年度报告中我们的合并财务报表的附注4和附注6。
当事件或环境变化显示，根据管理层的判断，非综合实体投资的公允价值可能已下降至低于其账面价值，且这种下降并非暂时的，我们就对该等投资进行减值评估。
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我们资产的估计使用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，我们对该等资产的估计使用寿命和剩余价值作出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，并对我们的经营业绩产生重大影响。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。见本年度报告所载本公司合并财务报表附注2、附注4及附注6以作进一步讨论。
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，但预计会导致实物交割的正常购买和正常销售交易除外。我们实物合同公允价值的所有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调整)的变化都在我们的综合经营报表中的收入(对于销售合同)或销售成本(对于采购合同)中报告，无论合同是实物还是财务结算，以及在我们的综合现金流量表的运营现金流量中报告。我们利率掉期的公允价值变动在我们的综合经营报表中记为利息支出中的净收益或净亏损，在我们的综合现金流量表中记为经营现金流量中的净收益或亏损。我们使用公开可获得的价格来确定我们的交易所交易衍生金融工具的公允价值，对于非交易所交易的衍生金融工具，我们使用类似工具的定价模型，包括公开可获得的价格和从第三方收集的数据汇编产生的远期曲线。由于市场价格的变化，实际金额可能与估计的公允价值大不相同。此外，用于确定衍生金融工具公允价值的方法或假设的变化可能会对我们的综合财务报表产生重大影响。见“项目7A。关于市场风险的定量和定性披露--商品价格风险，“基础商品价值增加10%的影响”，项目7A。关于市场风险的定量和定性披露-利率风险“，用于标的利率掉期价值增加10%的影响，以及本年报所包括的综合财务报表的附注2和附注10，以进一步讨论我们的衍生金融工具。
收入确认
我们的水解决方案部门与客户签订了某些长期合同，其中包括必须在合同开始时估计并在每个报告期重新评估的可变对价。这些安排的总对价被确认为适用合同期内的收入，并基于我们对相应履约义务的履行情况的衡量，收入确认和开单时间的差异导致合同资产和负债。合同有效期内的估计履约义务包括管理层作出的重大判断，包括产量和预测产量信息。这些假设的改变或合同修改可能会有材料
对确认为收入的可变对价金额的影响。有关收入确认政策的进一步讨论，请参阅本年度报告中包含的综合财务报表附注14。
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进行补救、拆除或拆除活动。我们最大的资产报废义务涉及放弃或拆除管道以及咸水和淡水处置井。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。这些资产报废义务大多是未来数年或数十年的，合同和条例往往模糊地描述了当实际发生转移事件时必须满足哪些转移做法和标准。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。截至2024年3月31日，我们的综合资产负债表包括与资产报废债务相关的5660万美元负债，这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。
收购
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。在确定分配给收购资产的估计公允价值、承担的负债和被投资方的任何非控制权益，以及每项资产的估计使用寿命和每项负债的期限时作出的判断，可能会对收购后期间的财务报表产生重大影响，例如通过折旧和摊销费用。虽然我们相信我们已作出合理的假设以计算公允价值，但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业绩产生重大影响。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、柴油和生物柴油。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。
第7A项包括关于市场风险的定量和定性披露
利率风险
我们长期债务的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。
ABL贷款是一种可变利率债务，利率通常与最优惠利率或SOFR挂钩。截至2024年3月31日，ABL贷款机制下没有借款。
定期贷款B是可变利率债务，利率通常与SOFR挂钩。截至2024年3月31日，定期贷款B项下的未偿还借款为7.0亿美元，加权平均利率为5.33%，利差为4.50%。根据截至2024年3月31日的未偿还借款，利率变化0.125%将导致我们的年度利息支出增加或减少900万美元。
2024年3月，我们签订了一项2.00亿美元的利率互换，以减少与我们基于SOFR的浮动利率借款相关的现金流出的变异性，包括定期贷款B的借款。基础利率互换价值增加10%将导致我们的利率互换在2024年3月31日的公允价值净变化10万美元。
B类优先股的现行分销利率为三个月期伦敦银行同业拆息(伦敦银行同业拆息)利率(截至2024年3月31日止季度为5.3314厘)加息差7.213厘的浮动利率。0.125%的利率变动将导致我们的B类优先股分派增加或减少1,000,000美元，这是基于2024年3月31日未偿还的B类优先股。自2023年7月3日起，在计算该等证券的分派利率时所提及的伦敦银行同业拆息已被取代根据芝加哥商品交易所集团基准管理有限公司计算和公布的三个月芝加哥商品交易所期限SOFR，外加根据可调利率(LIBOR)法案(“LIBOR法案”)和实施LIBOR法案的规则进行的0.26161%的期限利差调整。
于2024年4月15日，C类优先股的分派将按相当于适用的三个月期伦敦银行同业拆息利率(或根据经修订及重述的有限合伙协议(“合伙协议”)厘定的替代利率)的25.00美元清算优先股的百分比，加上7.384%的利差累积。在2024年7月1日或之后，我们D类优先股的持有人可以不时选择根据浮动利率计算分配，浮动利率等于适用的三个月期LIBOR利率(或根据我们的合作伙伴协议确定的替代利率)加上7.00%的利差(“D类可变利率”，根据我们的合作伙伴协议定义)。每一次D类浮动利率选举在选举后至少四个季度内有效。
商品价格风险
我们的经营受到某些商业风险的影响，包括商品价格风险。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。我们的市场风险政策规定了管理商品价格风险的程序和限额。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。
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，在这些业务中，我们实现的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。我们实物公允价值的所有变化
不符合正常购买以及正常销售和结算资格的合同（无论是现金交易还是非现金按市值计价调整）在我们的综合运营报表中的收入（对于销售合同）或销售成本（对于购买合同）中报告，无论合同是实物还是财务结算，并在我们的综合现金流量表中的运营现金流量中报告。请参阅“第7项。管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析-关键会计估计”，讨论我们如何确定金融衍生工具的公允价值。
下表总结了基础商品价值增加10%（以千计）对我们的商品衍生品2024年3月31日公允价值的假设影响：
| | | | | |
| 增加
(减少)
为实现公允价值 |
| 原油(水解决方案部门) | $ | (1,504) | |
| 原油(原油物流部门) | $ | (152) | |
| 丙烷(液体物流部门) | $ | (1,432) | |
| 丁烷(液体物流部门) | $ | (6,186) | |
| 精炼产品(液体物流部门) | $ | (2,867) | |
| 其他产品(液体物流部门) | $ | (912) | |
| 加元(液体物流部门) | $ | 124 | |
大宗商品价格的变化也可能影响我们能够运输、处置、储存和销售的数量，这也影响我们的现金流。
信用风险
我们的业务还面临信用风险，即供应商、客户或合同金融对手方不履行义务而造成损失的风险。我们的信贷政策中规定了管理信贷风险的程序和限制。信用风险每天都会受到监控，我们试图通过以下措施最大限度地减少风险：
•要求某些客户为我们的产品和服务预付或预付押金；
•要求某些客户邮寄信用证或其他形式的担保；
•根据先前批准的信用额度监控个人客户应收账款；
•要求某些客户按比例提货，而不是允许他们自行提货；
•签订总的净额结算协议，以抵消某些交易的交易对手应收和应付余额；
•定期审查应收账款的账龄，以确定可能出现的问题或趋势；以及
•要求营销人员对客户的应收账款情况进行管理，对未及时支付未付款发票的客户暂停销售。
截至2024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。
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
我们维持《1934年证券交易法》(修订后的《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(“美国证券交易委员会”)的规则和表格中指定的期限内被记录、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GP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。
于2024年3月31日，我们在包括GP首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，完成了对我们的披露控制和程序的设计和操作的有效性的评估。基于这一评估，我们全科医生的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2024年3月31日，此类披露控制和程序是有效的。
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，我们的管理层得出结论，截至2024年3月31日，我们对财务报告的内部控制是有效的。
我们截至2024年3月31日的财务报告内部控制已由独立注册会计师事务所Grant Thornton LLP审计，正如他们的报告中所述，该报告如下所述，见下文年度报告的这一部分。
财务报告内部控制的变化
在截至2024年3月31日的三个月内，我们对财务报告的内部控制(根据外汇法案规则13(A)-15(F)的定义)没有发生重大影响或合理地很可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
独立注册会计师事务所报告
NGL Energy Holdings LLC董事会和
NGL Energy Partners LP的单位持有人
对财务报告内部控制的几点看法
我们根据2013年制定的标准，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”）截至2024年3月31日的财务报告内部控制 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2024年3月31日，该合伙企业根据2013年制定的标准，在所有重大方面对财务报告保持了有效的内部控制 内部控制--综合框架由COSO发布。
我们还根据美国上市公司会计监督委员会（“PCAOB”）的标准审计了该合伙企业截至2024年3月31日止年度的合并财务报表，我们日期为2024年6月6日的报告对这些财务报表表达了无保留意见。
意见基础
合伙企业管理层负责维持对财务报告的有效内部控制，并负责评估财务报告内部控制的有效性，包括在所附的《管理层财务报告内部控制报告》中。我们的责任是根据我们的审计，就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 | |
| 2024年6月6日 | |
项目9B.报告和其他资料
截至2024年3月31日的三个月内，合伙企业无董事或高级官员 通过或已终止“规则10b5-1交易安排”或“非规则10b5-1交易安排”，每个术语在S-K条例第408(A)项中定义。
项目9 C. 关于阻止检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
第III部
项目10. 董事、行政人员及企业管治
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全科医生的董事，或直接或间接参与我们的管理或运营。NGL Energy GP投资者集团包括43名个人和实体，他们拥有我们GP所有未偿还的会员权益(“NGL Energy GP投资者集团”)，任命所有成员进入我们GP的董事会。
我们的GP董事会目前有七名成员。本全科医生董事会认定，James M.Colingsworth先生、Bryan K.Guderian先生和Derek S.Reiners先生满足纽约证券交易所(NYSE)和美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)的独立性要求。纽交所不要求像NGL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我们GP董事会管理和指导我们的事务和业务的能力，包括在适用时增强董事会履行职责的能力的诚信、判断力、知识、经验、技能和专业知识。我们的全科医生对董事候选人没有最低资格。然而，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GP董事的技能和经验的多样性，并参照以下标准：
•有商业、政府、教育、技术或公共利益方面的经验；
•具有大型组织的高级管理经验；
•对我们的商业和工业的知识广度；
•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；
•品德和正直；
•致力于我们单位持有人的利益；
•能够根据经验和专业知识提供真知灼见和实践智慧；
•阅读和理解财务报表的能力；以及
•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。
尽管我们的全科医生在确定董事提名者时没有正式的政策来考虑多样性，但合格的董事会候选人是不考虑种族、肤色、宗教、性别、血统或国籍的。
董事及获提名的行政人员
我们的GP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）。指定的执行官员由我们的全科医生董事会任命并酌情任职。下表总结了截至2024年6月4日有关我们的全科医生董事和指定执行官的信息。
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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 | | 70 | | 董事首席执行官兼首席执行官 |
| 布拉德利·P·库珀 | | 48 | | 常务副总裁兼首席财务官 |
| Jennifer L. Kingham | | 52 | | 常务副总裁兼首席信息官 |
| 库尔斯顿·P·麦克默里 | | 52 | | 执行副总裁兼总法律顾问兼秘书 |
| 劳伦斯·J·图利耶 | | 53 | | 首席会计官 |
| 肖恩·W考迪 | | 62 | | 董事 |
| James M.科林斯沃斯 | | 69 | | 董事 |
| 布莱恩·K Guderian | | 64 | | 董事 |
| 约翰·雷蒙德 | | 53 | | 董事 |
| 德里克·S莱纳斯 | | 53 | | 董事 |
| 兰德尔·S韦德 | | 54 | | 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，并自2010年9月我们的GP成立以来一直担任董事会成员。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中游企业的丰富专业知识。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GP董事会的宝贵财富。
布拉德利·P·库珀.库珀先生自2023年1月13日起担任我们的执行副总裁总裁兼首席财务官。从2021年6月加入NGL至2023年1月，库珀先生担任我们的高级副总裁，负责行政和风险。库珀先生在WPX Energy，Inc.工作了10年，担任财务和财务副总裁总裁。在加入WPX之前，他在Williams Companies(“Williams”)担任过各种企业融资和风险管理领导职务。
Jennifer L. Kingham。Kingham女士自2024年3月以来一直担任我们的执行副总裁总裁兼首席信息官。金汉姆女士于2018年2月至2024年3月担任我们的高级副总裁和首席信息官，并于2014年4月至2018年2月担任我们的首席信息官。在加入NGL之前，Kingham女士是首席信息官，并在一家专业咨询公司担任了九年的信息技术(IT)审计管理职位。此外，Kingham女士在Williams的九年职业生涯中担任过各种IT技术和后续管理职位。
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年以来在俄克拉何马州塔尔萨地区的Moyers，Martin，Santee，Imel&Tetrick LLP等律师事务所从事法律工作。和Robinett&Osmond，是Kurston P.McMurray，PC和Wilkin/McMurray PLLC的创始股东。McMurray先生的私人执业业务涉及商业交易、房地产、建筑、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先生担任公司助理
2006年11月至2007年11月期间担任Exterran Holdings，Inc.(前身为Universal Compression)的财务总监。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。2012年4月至2018年3月，我们将部分零售丙烷业务出售给帝斯曼液化石油气公司(“DCC”)；2012年4月至2018年3月，高迪博士担任我们零售事业部的总裁兼首席运营官；2010年10月至2012年4月，他曾担任我们的联席董事总裁兼零售事业部首席运营官。从2018年4月到2020年12月退休，科迪博士一直担任DCC的高管。K.Coady博士自2010年9月我们的GP成立以来一直担任董事会成员。柯迪博士曾于2010年3月至2010年9月期间担任希克斯石油天然气有限公司(以下简称“希克斯石油有限公司”)的高级管理人员，当时希克斯石油有限公司将其丙烷及丙烷相关资产捐献给希克斯天然气有限公司，而希克斯天然气有限公司的会员权益是作为我们成立交易的一部分贡献给我们的。从1989年3月到1989年3月，科迪博士也是希克斯气体吉福德公司的总裁，直到作为我们成立交易的一部分，公司的成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。科林斯沃斯先生自2015年1月起担任我们全科医生的董事会成员。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。科林斯沃斯先生曾担任美国乙烷公司的董事董事。科林斯沃斯先生目前是马丁·中流合伙公司L.P.的董事会成员。
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。
布莱恩·K·古德里安。古德里安先生于2012年5月加入本全科医生董事会。古德里安先生目前是能源相关咨询公司BKG Consulting LLC的负责人。古德里安先生从2018年2月至2021年1月退休，一直担任WPX业务发展部常务副总裁。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勘探开发和生产部门的总裁副主任，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40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。
约翰·T·雷蒙德。雷蒙德先生于2013年8月加入我们全科医生的董事会。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费鲁斯公司、费鲁斯天然气燃料公司、MarkWest Utica EMG，LLC、Medallion Midstream，LLC和PAA GP Holdings LLC的董事成员。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。
德里克·S·莱纳斯。Reiners先生于2019年12月加入我们的全科医生董事会。莱纳斯目前担任私人投资和咨询公司ConTango Energy Capital LLC的总裁。在此之前，莱纳斯先生
2009年8月至2019年5月在ONEOK，Inc.和ONEOK Partners，L.P.担任各种高级财务和会计职务，包括2009年8月至2012年12月担任高级副总裁兼首席会计官，2013年1月至2017年5月担任首席财务官兼财务主管高级副总裁，2017年6月至2019年5月担任财务和财务主管高级副总裁。在加入ONEOK之前，Reiners先生在2004年8月至2009年7月期间是均富律师事务所的合伙人。莱纳斯目前在俄克拉荷马州一家社区银行的董事会任职。莱纳斯先生是一名注册会计师。
Reiners先生为董事会带来了广泛的管理、财务和运营经验。凭借在天然气液体行业多个职位十多年的经验，莱纳斯先生为我们的业务和行业提供了宝贵的见解。
兰德尔·S韦德。韦德先生自2021年2月以来一直担任我们全科医生的董事会成员。韦德先生是EIG Global Energy Partners(“EIG”)的总裁，也是其投资和执行委员会的成员。他广泛参与公司的各种活动，包括投资、投资者关系、运营和战略举措。自1996年加入EIG以来，韦德先生担任过多个职位，包括首席运营官、直接贷款战略主管、负责澳大利亚业务的投资负责人以及石油和天然气团队的分析师。在加入EIG之前，Wade先生是德克萨斯州第一州际银行的商业贷款官，负责开发中端市场贷款组合。
韦德先生为董事会带来了丰富的金融和行业经验。
董事委任权
NGL Energy Holdings LLC的有限责任公司协议授予某些方指定特定数量的人在我们的GP董事会任职的权利。EMG NGL HC LLC有权指定一人担任我们的GP董事会成员，并已指定John T.Raymond。EIG有权指定一人担任我们的GP董事会成员，并已任命兰德尔·S·韦德。科迪集团(由肖恩·W·科迪和他的兄弟托德·M·科迪控制的某些实体组成)和组成合伙企业的投资者(“IEP方”)(由H·迈克尔·克里姆比尔控制的某些实体和另外两名投资者组成)各自有权指定一人担任我们的GP董事会成员。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
我们全科医生的董事会认为，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。我们的GP董事会目前没有主席，但我们的首席执行官克里姆比尔先生主持了会议。
我们的全科医生董事会及其委员会定期与高级管理层一起审查重大的运营、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相关的风险进行风险监督。我们的薪酬委员会考虑与高级管理层薪酬计划设计和评估相关的风险。每个委员会定期向全科医生的董事会报告其各自的风险监督角色。
审计委员会
我们全科医生的董事会已经成立了审计委员会。审计委员会协助董事会监督我们财务报表的完整性以及我们对法律和监管要求以及合作伙伴政策和控制的遵守情况。审计委员会唯一有权（除其他外）：
•保留和终止我们的独立注册会计师事务所；
•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、古德里安和莱纳斯目前在审计委员会任职，莱纳斯担任主席。我们全科医生的董事会已经认定莱纳斯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”，审计委员会的每一位成员都懂财务。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
我们全科医生的董事会成立了一个薪酬委员会。薪酬委员会的职责包括以下内容：
•确立全科医生的薪酬理念和目标；
•批准首席执行官和其他高级管理人员的薪酬；
•就董事问题向董事会提出建议；
•审查并向董事会提出有关激励性薪酬和股权薪酬计划的建议。
科林斯沃斯、古德里安和莱纳斯目前在薪酬委员会任职，古德里安担任主席。本全科医生的董事会已确定科林斯沃斯先生、古德里安先生和莱纳斯先生为独立董事，其定义见适用的《纽约证券交易所和交易法》规则。
公司治理
本公司董事会已通过《首席执行官和高级财务官道德守则》，或称《道德准则》，适用于本公司的首席执行官、首席财务官、首席会计官、公司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。我们全科医生的董事会还通过了公司治理指南，其中概述了有关我们的治理的重要政策和实践，以及适用于我们全科医生和合伙企业的董事、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》以及我们全科医生董事会的审计委员会和薪酬委员会章程。欲索取印刷副本，请发送电子邮件至InvestorInfo@nglep.com，或致电74136俄克拉荷马州塔尔萨市南耶鲁大道6120号Suite1300NGL Energy Partners LP的投资者关系部，或致电(918481-1119)。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。
内幕交易
我们GP的董事会已采用内幕交易政策和程序，管理董事、高级管理人员和员工或我们对我们证券的购买、销售和其他处置，这些政策和程序旨在促进遵守内幕交易法律、规则和法规以及适用于我们的任何上市标准。我们的内幕交易政策已作为本年度报告的附件19.1和附件19.2提交。
非管理董事会议及与董事的沟通
在我们全科医生的审计委员会和/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召开执行会议。莱纳斯先生主持了这些执行会议。
单位持有人或利害关系人可以直接与本公司GP董事会、任何董事会委员会、任何独立董事或任何一家董事公司沟通，通过邮寄方式向董事会发出书面信函，
委员会或董事请秘书注意，地址如下：董事名称(S)，NGL能源合作伙伴有限公司C/O秘书，南耶鲁大道6120号，Suite 1300，俄克拉荷马州塔尔萨，邮编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
《薪酬研讨与分析》及薪酬汇总表中的《2024年》是指我们截至2024年3月31日的会计年度。
引言
我们GP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。我们GP的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，并批准首席执行官和其他高管的薪酬。我们的管理人员也是我们运营公司的管理人员。虽然我们报销我们的GP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我们的GP提供的服务而获得任何额外的补偿。
我们2024财年的“被提名高管”包括：
•H.Michael KrimBill-首席执行官
•布拉德利·P·库珀-执行副总裁兼首席财务官总裁
•Lawrence J.Thuillier--首席会计官
•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
•詹妮弗·L·金厄姆--执行副总裁兼首席信息官总裁
薪酬理念
我们的薪酬理念强调按业绩支付，主要关注向单位持有人恢复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：
•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；
•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
•赏金成功地实现这些目标。
加强与单位持有人利益一致的因素
•基于年度财务业绩的风险激励补偿;
•没有消费税总额；以及
•薪酬委员会聘请一名独立的薪酬顾问。
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。
•管理层的角色：我们的首席执行官定期向薪酬委员会和我们的GP董事会提供关于我们指定的高管的薪酬的建议，但他自己的薪酬除外。
•薪酬委员会顾问的作用：在履行建立、实施和监控高管薪酬理念、计划和计划有效性的职责时，我们的薪酬委员会有权聘请外部专家协助其审议，包括接收某些高管和高级副总裁职位的市场薪酬信息或协助设计薪酬计划。
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：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 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
为—
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 | | 基于指定执行官对合伙企业持续业务的相对贡献 | | X | | X | | X |
| | 认可个人对我们绩效的贡献 | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
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。
我们任命的执行干事有权获得以下年度基本工资：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 名字 | | 财政年度结束
2023年3月31日
基本薪金比率(1)
($) | | 财政年度结束
2024年3月31日
基本薪金率(2)
($) |
| H·迈克尔·克里姆比尔 | | 700,000 | | | 800,000 | |
| 布拉德利·P·库珀 | | 500,000 | | | 600,000 | |
| 劳伦斯·J·图利耶 | | 335,000 | | | 370,000 | |
| 库尔斯顿·P·麦克默里 | | 500,000 | | | 515,000 | |
| Jennifer L. Kingham | | — | | | 400,000 | |
(一)自2023年3月26日起，克里姆比尔先生和苏里耶先生的基本工资标准生效。库珀先生于2023年1月13日晋升为执行副总裁总裁兼首席财务官，基本工资标准生效。麦克默里的基本工资从2022年4月1日起生效。
(二)新的基本工资标准自2024年3月24日起施行。金汉姆的薪水从39万美元上调。
自由支配现金奖金奖励
所有被任命的高管都不受正式的现金奖金计划的约束，任何现金奖金都由我们GP董事会的薪酬委员会自行决定。在2024财年，分别向克里姆比尔、库珀、麦克默里、苏利尔和金汉姆支付了200万美元、60万美元、50万美元、30万美元和30万美元的现金奖金。
长期股权激励奖励
该伙伴关系以前通过了一项长期激励计划(“长期激励计划”)，允许发放基于股权的薪酬。关于未来的奖励，LTIP于2021年5月10日到期。于下表于2023年11月15日授予的于LTIP期满前批出的所有尚未批出的受限制单位(“服务奖励”)。
下表总结了2024财年与被任命的高管有关的服务奖活动：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 未归属单位位于 | | | | | | | | 未归属单位位于 |
| 名字 | | 2023年3月31日 | | | | 归属单位 | | | | 2024年3月31日 |
| H·迈克尔·克里姆比尔 | | 62,500 | | | | | (62,500) | | | | | — | |
| 劳伦斯·J·图利耶 | | 13,750 | | | | | (13,750) | | | | | — | |
| 库尔斯顿·P·麦克默里 | | 37,500 | | | | | (37,500) | | | | | — | |
| Jennifer L. Kingham | | 25,000 | | | | | (25,000) | | | | | — | |
遣散费和控制权利益的变更
除了麦克默里先生和金厄姆女士之外，我们不会向指定的高管提供任何遣散费或控制权变更福利，他们有权在某些雇佣关系终止的情况下根据雇佣协议获得遣散费（如下文“与麦克默里先生和金厄姆女士的雇佣协议”标题下的“摘要补偿表”后面所述）。
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。对于员工贡献高达其合格薪酬(如计划中定义)的4%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4%至6%之间的每1美元加50美分。我们的等额供款在雇员受雇的头两年内授予，但受制于参与者的继续服务。
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福利套餐，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
在我们的个人业务部门中担任领导角色但不是高管的某些官员，参与基于他们所参与的个人业务部门表现的公式化奖金计划。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。
雇佣协议
除麦克默里先生和金厄姆女士外，我们与任何指定的高管都没有签订雇佣协议（如下文“与麦克默里先生和金厄姆女士的雇佣协议”标题下的“薪酬汇总表”后面所述）。
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GP董事会的薪酬委员会已经与管理层审查和讨论了上述薪酬讨论和分析。基于这一审查和讨论，薪酬委员会向我们的GP董事会建议，将薪酬讨论和分析纳入本年度报告。
| | | | | |
| | 赔偿委员会成员： |
| | |
| | 布莱恩·K古德里安（主席） |
| James M.科林斯沃斯 |
| | 德里克·S莱纳斯 |
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
2024财年，James M.科林斯沃斯，布莱恩·K。古德里安和德里克·S。雷纳斯曾在薪酬委员会任职。这些人都不是我们全科医生的员工或官员。
薪酬汇总表
下表总结了2022至2024财年我们指定的高管赚取的薪酬。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 提名候选人和他的职位。 | | 财政
年 | | 薪金
($) | | 奖金
($) | | 股票奖励（1）
($) | | 所有其他
补偿(2)
($) | | 总计
($) |
| H.迈克尔·克里姆比尔 | | 2024 | | 675,769 | | | 2,000,000 | | | — | | | 19,953 | | | 2,695,722 | |
| 首席执行官 | | 2023 | | 649,038 | | | — | | | — | | | 17,922 | | | 666,960 | |
| | 2022 | | 625,000 | | | — | | | 537,500 | | | 15,719 | | | 1,178,219 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 布拉德利·P·库珀(3) | | 2024 | | 482,692 | | | 600,000 | | | — | | | 17,227 | | | 1,099,919 | |
| 常务副秘书长总裁和 | | 2023 | | 413,942 | | | 375,000 | | | — | | | 17,573 | | | 806,515 | |
| 首席财务官 | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 劳伦斯·J·图利耶 | | 2024 | | 323,404 | | | 335,000 | | | — | | | 17,164 | | | 675,568 | |
| 首席会计官 | | 2023 | | 324,000 | | | 225,000 | | | — | | | 16,325 | | | 565,325 | |
| | 2022 | | 300,692 | | | 150,000 | | | 118,250 | | | 15,353 | | | 584,295 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 库尔斯顿·P·麦克默里 | | 2024 | | 482,692 | | | 500,000 | | | — | | | 16,914 | | | 999,606 | |
| 常务副秘书长总裁和 | | 2023 | | 519,230 | | | 500,000 | | | — | | | 7,572 | | | 1,026,802 | |
| 总法律顾问兼秘书 | | 2022 | | 495,192 | | | 250,000 | | | 322,500 | | | 3,863 | | | 1,071,555 | |
| | | | | | | | | | | | |
| Jennifer L.金厄姆（4） | | 2024 | | 376,500 | | | 300,000 | | | — | | | 16,003 | | | 692,503 | |
| 常务副秘书长总裁和 | | | | | | | | | | | | |
| 首席信息官 | | | | | | | | | | | | |
（1） 上表所示受限制单位的公允价值是根据FASB会计准则法典主题718，股票补偿计算的。
(2)表示，本栏中的金额主要代表对我们401(K)计划的匹配捐款。
（3） 库珀先生于2023年1月13日就任执行副总裁兼首席财务官，因此在2023财年之前并不是指定的执行官。
（4） 在2024财年之前，金厄姆女士并不是指定的执行官。
与麦克默里先生和金厄姆女士的雇佣协议
麦克默里先生和金汉姆女士是该伙伴关系于2017年3月10日签订的雇佣协议的一方。这些协议的有效期为自生效之日起五年，此后可自动续期一年，除非任何一方提供60天的不续期通知。这些协议按2024年3月10日的条款续签。协议规定，麦克默里和金汉姆的基本工资每年不低于25万美元。麦克默里先生将有资格获得合伙企业每个财政年度的年度奖金，目标为其基本工资的100%，而金汉姆女士将有资格获得合伙企业每个财政年度的年度奖金，目标为其基本工资的60%。麦克默里先生和金汉姆女士还有权根据合伙企业的LTIP获得未授予单位的年度奖励。
如果麦克默里先生或金汉姆女士被合伙企业无故终止雇佣关系(根据各自协议的定义)，只要他们执行了一项全面的索赔释放，麦克默里先生和金汉姆女士有权获得(I)在终止后12个月内继续支付他们的基本工资，(Ii)如果他们在终止后再受雇三年将会被支付或授予的受限单位奖励，以及(Iii)他们被终止的业绩年度的目标年度奖金。麦克默里先生和金汉姆女士还将有权获得前述判决中描述的遣散费福利，如果他们因“建设性解雇”而自愿辞职，这种情况将包括(1)他们的年基本工资降至25万美元以下(不包括按比例全面削减不超过10%，适用于所有类似职位的合伙企业高管)，或合伙企业未能向麦克默里先生和金汉姆女士提供补偿要素。(2)未经麦克默里先生书面同意，免去麦克默里先生的执行副总裁总裁、总法律顾问兼秘书职务，或未经金汉姆女士书面同意，免去金汉姆女士的执行副总裁总裁兼首席信息官职务；(3)合伙企业采取的任何行动，致使麦克默里先生或金汉姆女士的权力、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离其当前地点50英里以上的地点。McMurray先生和Kingham女士必须遵守保密和知识产权转让义务，并有义务在任职期间及之后12个月内不得招揽客户、雇员或顾问。
限量单位奖
如上所述，在2024财政年度，由于长期服务执行计划期满，没有向被提名的执行干事颁发服务奖。下表中的所有杰出服务奖均于2023年11月15日授予。
2024个已归属单位
下表汇总了授予日的价值，该价值是根据归属日每普通单位的收盘价计算得出的。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 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 | | 62,500 | | | 246,563 | |
| 劳伦斯·J·图利耶 | | 13,750 | | | 54,244 | |
| 库尔斯顿·P·麦克默里 | | 37,500 | | | 147,938 | |
| Jennifer L. Kingham | | 25,000 | | | 98,625 | |
| | | | |
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 |
| | | | | | |
| 劳伦斯·J·图利耶 | | 8,236 | | | 5,514 | | | 13,750 | |
| 库尔斯顿·P·麦克默里 | | 21,712 | | | 15,788 | | | 37,500 | |
| | | | | | |
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。, 麦克默里先生和金汉姆女士除外，他们有权因某些类型的解雇领取遣散费(如上文“与麦克默里先生和金汉姆女士的雇佣协议”标题下更详细地描述的那样)。如果截至2024年3月31日，合伙企业无故或因“建设性解雇”而终止雇用，麦克默里先生和金汉姆女士将有权获得以下金额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 现金流 | | | | 目标年度奖金 | | 总计 |
| 库尔斯顿·P·麦克默里 | | $ | 515,000 | | | | | $ | 515,000 | | | $ | 1,030,000 | |
| Jennifer L. Kingham | | $ | 400,000 | | | | | $ | 240,000 | | | $ | 640,000 | |
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2024年3月31日的年度：
•所有雇员(行政总裁除外)的年总薪酬中位数为108,712元；及
•如上文赔偿表摘要所述，KrimBill先生的年度报酬总额为2,695,722美元。
根据截至2024年3月31日的年度资料，我们首席执行官的年度总薪酬与我们中位数员工的年度总薪酬之比约为25比1。
为了确定我们的中位数员工，我们确定了我们在2024年1月1日，也就是我们确定的日期雇用的每个人。截至那一天，我们在两个国家和地区拥有619名员工。我们通过只检查2023年1月1日至2023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。
合伙企业共同单位的套期保值
我们的补充交易政策禁止董事、指定高管和其他指定员工进行以下交易：(I)交易我们共同单位的看跌期权或看涨期权或从事卖空交易，或(Ii)从事某些套期保值交易，如零成本套期、股票掉期、预付可变远期合约和交易所基金，这些交易旨在对冲或抵消其所持股份市值的下降。我们的补充交易政策还规定，高级管理人员、某些员工和董事不得在没有事先通知的情况下将我们的共同单位质押为任何贷款的抵押品，这些个人不得在保证金账户中持有我们的共同单位，除非在确定他们的保证金要求时不考虑我们的共同单位，并且他们已经事先通知了他们的经纪人他们与合伙企业的关系和地位以及适用于我们的共同单位的任何销售限制。
董事薪酬
我们全科医生或其附属公司的高级职员或雇员同时担任董事，不会因他们作为全科医生董事的服务而获得额外补偿。每位不是我们全科医生或其附属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：
•每年180，000美元的聘用费;
•审计委员会主席每年聘请25，000美元;
•赔偿委员会主席每年15000美元的聘用费；
•审计委员会主席以外的每名成员每年15,000元的聘用费；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，每个不是我们全科医生或其附属公司高管或员工的董事都被授予限制单位奖。我们的所有董事还将报销所有因参加董事会或委员会会议而产生的自付费用。每个董事都会因为他在特拉华州法律允许的最大程度上成为董事的行为而受到赔偿。
由于LTIP到期，如上所述，在2024财年没有向董事授予任何受限单位。
下表汇总了每个不是我们GP或其附属公司高管或员工的董事在2024财年获得的薪酬：
| | | | | | | | |
| 名字 | | 总补偿(1)
($) |
| 肖恩·W考迪 | | 180,000 | |
| James M.科林斯沃斯 | | 205,000 | |
| 布莱恩·K Guderian | | 210,000 | |
| 德里克·S莱纳斯 | | 215,000 | |
(1)表示所有赔偿均以现金支付。
长期股权激励奖励
下表总结了2024财年期间针对每位并非全科医生或其附属公司官员或员工的董事的服务奖励活动：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 未归属单位位于 | | | | | | 未归属单位位于 |
| 名字 | | 2023年3月31日 | | | | 单位归属（1） | | 2024年3月31日 |
| 肖恩·W考迪 | | 12,500 | | | | | (12,500) | | | — | |
| James M.科林斯沃斯 | | 12,500 | | | | | (12,500) | | | — | |
| 布莱恩·K Guderian | | 12,500 | | | | | (12,500) | | | — | |
| 德里克·S莱纳斯 | | 12,500 | | | | | (12,500) | | | — | |
（1） 所有杰出的服务奖均于2023年11月15日授予。
项目12. 某些受益所有人和管理层的证券所有权以及相关基金单位持有人事宜
某些实益所有人和管理层的担保所有权
下表总结了截至2024年6月4日我们共同单位的受益所有权：
•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;
•我们全科医生的每位主任;
•我们的全科医生的每位指定执行官;以及
•我们全科医生作为一个整体的所有董事和执行官。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 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）： | | | | |
| Invesco Ltd.（2） | | 19,562,133 | | | 14.76 | % |
| EIG海王星股权聚集器，LP（3） | | 16,734,375 | | | 11.21 | % |
| 摩根大通（4） | | 8,493,128 | | | 6.41 | % |
| | | | |
| 董事及指定的行政人员： | | | | |
| 肖恩·W科迪（5） | | 2,652,195 | | | 2.00 | % |
| James M.科林斯沃斯（6） | | 639,870 | | | * |
| 布拉德利·P·库珀 | | 200,000 | | | * |
| 布莱恩·K Guderian | | 122,500 | | | * |
| Jennifer L. Kingham | | 92,687 | | | * |
| H.迈克尔·克里姆比尔（7） | | 4,925,018 | | | 3.72 | % |
| 库尔斯顿·P·麦克默里（8） | | 147,524 | | | * |
| John T.雷蒙德 | | 50,000 | | | * |
| 德里克·S莱纳斯 | | 126,000 | | | * |
| 劳伦斯·J·图利耶 | | 84,298 | | | * |
| 兰德尔·S韦德 | | — | | | * |
| 全体董事和执行干事(11人)(9人) | | 9,040,092 | | | 6.82 | % |
*低于1.0%
(1)根据截至2024年6月4日未偿还的132,512,766个普通单位计算。
(2)Invesco Ltd.的邮寄地址是乔治亚州亚特兰大斯普林街西北1331SpringStreet NW，Suite2500，邮编30309。景顺股份有限公司报告了对所有实益拥有的普通单位的唯一投票权和处置权。景顺股份有限公司的相关信息基于其于2024年2月12日提交给美国证券交易委员会的13G/A日程表。
(3)现在EIG海王星股权聚合器L.P.(“EIG海王星”)的邮寄地址是新汉普郡大道600号NW，Suite1200，Washington，DC 20037。EIG海王星报告了对所有实益拥有的普通单位的唯一投票权和处置权。与EIG海王星相关的信息是基于其于2020年9月4日提交给美国证券交易委员会的13D/A时间表。实益拥有的普通单位与2020年7月2日可行使的权证有关。为了计算所有权百分比，认股权证相关单位仅在计算EIG海王星百分比时被视为未偿还单位。
(4)另外，摩根大通的邮寄地址是纽约麦迪逊大道383号，NY 10179。摩根大通公布了对所有实益拥有的普通单位的唯一投票权和处置权。摩根大通的相关信息是基于其2024年2月6日提交给美国证券交易委员会的13G时间表。
(5)他说，科迪博士拥有172,304个这样的普通单位。SWC Family Partnership LP拥有其中2,320,391个普通单位。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13.5万个这样的普通单位。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 II信托基金拥有12,250个这样的共同单位。科琳·布莱尔·科迪信托基金(Colleen Blair Coady Trust)拥有12,250个此类共同单位，报告人是该信托基金的受托人。科迪博士还拥有一家 通过Coady Enterprise，LLC拥有我们的GP 12.27%的权益，他拥有该公司100%的会员权益。
(6)他说，科林斯沃斯先生拥有这些普通单位中的627,500个。科林斯沃斯和他的配偶辛迪·科林斯沃斯共同持有2000套这样的共用公寓。辛迪·科林斯沃斯和她的妹妹共同拥有9500套这样的普通公寓。辛迪·科林斯沃斯拥有870套这样的普通公寓。
(7)他说，克里姆比尔先生拥有2,938,615个这样的普通单位。Krim2010，LLC拥有904,848个这样的普通单位。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58.8万个这样的普通单位。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个这样的普通单位。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，但放弃这种实益所有权，除非他在其中拥有金钱利益。KrimBill Enterprise LP，II还拥有13万个这样的普通单位。KrimBill Enterprise LP，II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拥有唯一投票权
以及对该等单位的投资权，但放弃该等实益拥有权，但在其金钱权益的范围内则不在此限。H·迈克尔·克里姆比尔还通过KrimGP2010，LLC拥有我们GP 15.10%的权益，他拥有其中100%的会员权益。
(8)麦克默里先生通过MCM Investments，LLC拥有我们GP 0.25%的权益，他拥有其中100%的会员权益。
(9)截至2024年6月4日，我们全科医生的董事和高管合计持有本全科医生33.90%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。上面列出的我们全科医生每位高管和董事的邮寄地址是：74136，俄克拉荷马州塔尔萨，南耶鲁大道6120,1300Suite。
根据股权补偿计划授权发行的证券
LTIP于2021年5月10日到期，所有未偿还单位均于2023年11月15日到期。
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53,829,728个普通单位，相当于有限合伙人对我们的总权益的39.20%。此外，我们的GP拥有我们0.1%的GP权益以及我们所有的奖励分配权(“IDR”)。截至2024年3月31日，我们拥有我们全科医生8.69%的股份。
向我们的普通合伙人及其附属公司分发和付款
我们的GP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。我们的全科医生决定了这些费用的数额。此外，我们的GP拥有0.1%的GP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指定的水平，我们的GP有权获得奖励分配。
下表汇总了我们将向我们的董事、高管、超过5%的单位持有人和我们的全科医生支付的与我们持续运营和任何清算相关的分配和付款。该等分派及支付乃于本公司首次公开招股(“IPO”)前由关联实体及关联实体之间厘定，因此并非按公平原则磋商的结果。
| | | | | | | | |
| 运营阶段 | | |
| | |
将可用现金分配给我们的董事、高管以及超过5%的单位持有人和我们的全科医生 | | 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、高管和超过5%的单位持有人，作为总计53,829,728个普通单位的持有者，0.1%给我们的GP。此外，当分配超过最低季度分配水平和其他更高的目标分配水平时，我们的GP有权增加分配的百分比，最高可达高于最高目标分配水平的分配的48.1%。 |
| | |
| | 如果我们的GP选择重置目标分配级别，它将有权获得普通单位并保持其GP利益。 |
| | |
| | 正如本年度报告所包括的综合财务报表附注7所述，ABL贷款、定期贷款B以及2029年高级担保票据和2032年高级担保票据的契约包含限制我们在这些协议下违约时支付分配能力的契约。此外，优先股的季度分配必须在之前的所有会计季度全额支付，然后我们才能宣布或支付我们共同单位的任何分配。 |
| | |
向我们的全科医生及其附属公司付款 | | 我们的GP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GP的唯一目的是充当我们的GP，因此我们GP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。我们的全科医生决定了这些费用的数额。 |
| | |
撤回或撤换我们的全科医生 | | 如果我们的普通合伙人退出或被撤换，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 | | |
| | |
| 清算 | | 在我们清算时，我们的合作伙伴，包括我们的GP，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
我们从某些实体购买商品和服务，这些实体由我们指定的高管部分拥有。下表汇总了2023年4月1日至2024年3月31日期间的这些交易：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 实体 | | 购买的本质属性 | | 购买金额 | | 实体的所有权权益 |
| | | | (单位：万人) | | |
| H·迈克尔·克里姆比尔 | | | | | | |
| KAIR2014 LLC(“KAIR2014”) | | 飞机 | | $ | 958 | | | 50 | % |
在购买我们在飞机公司KAIR 2014的50%权益的过程中，我们为KAIR 2014的S未偿还贷款的贷款人的利益执行了一项连带担保。KAIR2014的另一位所有者，我们的首席执行官H·迈克尔·克里姆比尔(H.Michael KrimBill)也是类似担保的一方。这项担保使我们有义务支付和履行KAIR 2014关于偿还贷款的义务，这笔贷款将于2023年9月到期。2023年9月1日，KAIR2014达成协议，将贷款到期日延长至2028年9月1日。因此，我们和H.Michael KrimBill为贷款人的利益为KAIR 2014年的S未偿还贷款执行了新的联合和几项担保。2023年12月，KAIR2014以约470万美元的总代价出售了一架飞机。收益的一部分被用来偿还约210万美元的未偿还贷款余额，从而解除了我们的担保。
Travis KrimBill，The Partnership的一名员工，是H.Michael KrimBill的儿子，H.Michael KrimBill是该合作伙伴的指定执行官员，也是我们的GP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2024年3月31日的一年中，特拉维斯·克里姆比尔获得了约30万美元的总薪酬。
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”)登记转售注册权当事人拥有的共同单位。关于我们的首次公开募股，我们向NGL Energy GP Investor Group授予了注册权，随后，我们已经授予了与几笔收购相关的注册权。如果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，我们将不被要求登记此类普通单位。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”的某些登记权利方，只要继续拥有我们普通单位的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，登记特定数量的普通单位的发售和销售，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售相关的惯例削减。所有其他登记权当事人有权获知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类登记中。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，注册权当事人有权收到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
本公司董事会已经通过了《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，我们全科医生的董事会或其授权委员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GP董事会或其授权委员会考虑批准一项关联人交易，并决定不批准，我们的商业行为和道德准则规定，我们的官员将尽一切合理努力取消或取消交易。
《商业行为及道德守则》规定，在决定是否建议初步批准或批准一项关连人士交易时，本公司全科医生或其授权委员会的董事会应考虑所有可获得的相关事实和情况，包括(如果适用)但不限于：
•交易是否有适当的商业理由；
•合伙企业因交易而获得的利益；
•进行类似交易的无关第三方可使用的条件；
•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)；
•提供可比产品或服务的其他来源；
•是单一交易还是一系列持续的、相关的交易；以及
•达成交易是否符合《商业行为和道德准则》。
董事独立自主
纽交所不要求像NGL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。关于本公司董事会独立性的讨论，见第三部分，第10项--“董事、高管和公司治理--本公司普通合伙人的董事会”。
项目14. 首席会计师费用和服务
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。下表汇总了我们在所示期间向均富律师事务所支付的费用：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 3月31日， |
| | 2024 | | 2023 |
| | (单位：千) |
| 审计费(1) | | $ | 1,867 | | | $ | 1,769 | |
| 审计相关费用 | | — | | | — | |
| 税费 | | — | | | — | |
| 所有其他费用 | | — | | | — | |
| 总计 | | $ | 1,867 | | | $ | 1,769 | |
(1)费用包括审计合伙企业的财务报表、审查相关的季度财务报表，以及独立会计师通常提供的与法定和监管备案或接洽有关的服务，包括审查提交给美国证券交易委员会的文件以及编写致承销商和其他请求方的信函。
在2024和2023财年，均富会计师事务所的所有服务均得到了审计委员会的预先批准。
第IV部
项目15.附表和财务报表明细表
(A)以下文件作为本年度报告的一部分提交：
1. 财务报表。见随附的财务报表索引。
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。
3. 展品。
| | | | | | | | |
| 展品编号 | | 描述 |
| 2.1 | | 资产买卖协议，日期为2019年5月13日，由NGL Energy Partners LP、Mesquite Disposals UnLimited，LLC和Mesquite SWD，Inc.签订(通过引用附件2.1并入2019年7月8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)) |
| 2.2 | | 会员权益购买协议，日期为2019年8月7日，由NGL Energy Operating，LLC和Trabit Acquisition Company LLC签订(通过引用附件2.1并入2019年10月4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)) |
| 2.3 | | 股权购买协议，由NGL Energy Partners LP，NGL Water Solutions Permian，LLC，Water Remainco，LLC，Hillstone Environmental Partners，LLC，GGCOF Hep Block II，LLC，GGCOF Hep Block，LLC，GGCOF Hep Block，LLC，Golden Gate Capital Opportunity Fund-A，L.P.，GGCOF AIV L.P.和GGCOF Hep Blocker II Holdings，LLC(通过引用附件2.1合并到2019年11月1日提交给美国证券交易委员会的当前8-K报告(文件号：001-35172)中) |
| 2.4 | | 会员权益购买协议，日期为2023年3月3日(通过引用附件2.1并入2023年4月3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)中). |
| 2.5 | | 会员权益购买协议，日期为2023年3月3日(通过引用附件2.2并入2023年4月3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)中). |
| 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 | | 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2019年8月20日(通过引用附件3.1并入2019年8月21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)) |
| 3.10 | | 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)) |
| 3.11 | | 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)) |
| 3.12 | | 第六次修订和重新签署的《NGL Energy Partners LP有限合伙企业有限合伙协议》，日期为2019年7月2日(通过引用附件3.1并入2019年7月8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)) |
| 3.13 | | 第七次修订和重新签署的《NGL Energy Partners LP有限合伙协议》，日期为2019年10月31日(通过引用附件3.1并入2019年11月1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)) |
| 3.14 | | 对第七次修订和重新签署的《NGL Energy Partners LP有限合伙协议》的第一修正案，日期为2021年2月4日(通过引用附件3.1并入2021年2月8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)) |
| | | | | | | | |
| 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* | | NGL Energy Operating LLC、NGL Energy Finance Corp.、其担保方以及作为受托人和抵押品代理的美国银行信托公司(U.S.Bank Trust Company，National Association)之间的契约，日期为2024年2月2日 |
| 4.13* | | 2029年到期的8.125厘高级担保票据表格(作为本表格10-K附件A的附件A包括在内) |
| 4.14* | | 2032年到期的8.375%高级担保票据表格(作为本表格10-K附件4.12的附件B包括在内) |
| 4.15 | | 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) |
| 4.16 | | 注册权协议，日期为2019年7月2日，由NGL Energy Partners LP、EIG海王星聚合器、L.P.和FS Energy and Power Fund签订(通过引用附件4.1并入2019年7月8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)) |
| 4.17 | | 修订和重新签署的注册权协议，日期为2019年10月31日，由NGL Energy Partners LP、EIG NEIG Equity Aggregator，L.P.、FS Energy and Power Fund和GCM Pellit Holdings，LLC(通过参考2019年11月1日提交给美国证券交易委员会的当前8-K报表的附件4.1(文件号：0001-35172)合并) |
| 4.18* | | NGL Energy Partners LP的证券说明 |
| 10.1 | | 信贷协议，日期为2021年2月4日，由NGL Energy Operating LLC、NGL Energy Partners LP、JPMorgan Chase Bank，N.A.和某些其他金融机构签署(通过引用附件10.1并入2021年2月8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)中) |
| 10.2 | | 对信贷协议的第一修正案，日期为2021年11月8日，由NGL Energy Operating LLC、NGL Energy Partners LP、本协议的每个担保方、摩根大通银行、N.A.和某些其他金融机构组成(通过参考2021年11月9日提交给美国证券交易委员会的截至2021年9月30日的10-Q表格季度报告(文件编号001-35172)的附件10.1并入) |
| 10.3 | | NGL Energy Operating LLC、NGL Energy Partners LP、每个担保方、摩根大通银行和某些其他金融机构之间于2022年4月13日对信贷协议的第二次修订(通过引用2022年6月6日提交给美国证券交易委员会的截至2022年3月31日的10-K年度报告(文件编号001-35172)的附件10.3并入) |
| | | | | | | | |
| 展品编号 | | 描述 |
| 10.4 | | 对信贷协议的第三次修正案，日期为2023年2月16日，由NGL Energy Operating LLC、NGL Energy Partners LP、本协议的每个担保方、摩根大通银行、N.A.和某些其他金融机构共同完成(通过引用附件10.1并入2023年2月16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)中) |
| 10.5 | | NGL Energy Operating LLC、NGL Energy Partners LP、每个担保方、摩根大通银行和某些其他金融机构之间于2023年7月13日对信贷协议进行的第四次修订(通过引用2023年8月9日提交给美国证券交易委员会的截至2023年6月30日的10-Q季度报告(文件编号001-35172)的附件10.1并入) |
| 10.6 | | 信贷方加入协议，日期为2022年3月28日，由NGL Shared Services，LLC，NGL Shared Services Holdings，Inc.和JPMorgan Chase Bank，N.A.作为行政代理和抵押品代理(通过引用2022年6月6日提交给美国证券交易委员会的10-K表格年度报告(文件编号001-35172)附件10.4并入) |
| 10.7 | | 信贷方加入协议，日期为2023年6月30日，由NGL North Ranch，LLC和摩根大通银行作为行政代理和抵押品代理(通过引用2023年8月9日提交给美国证券交易委员会的截至2023年6月30日的10-Q季度报告(文件编号001-35172)的附件10.2并入) |
| 10.8 | | 定期贷款信贷协议，日期为2024年2月2日，由作为行政代理、抵押品代理和贷款人的NGL Energy Operating LLC、NGL Energy Partners LP、Toronto Dominion(Texas)LLC以及某些金融机构签署(通过参考2024年2月2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) |
| 10.9 | | 第五项信贷协议修正案，日期为2024年2月2日，由NGL Energy Operating LLC、NGL Energy Partners LP、作为行政代理和抵押品代理的JPMorgan Chase Bank，N.A.以及某些其他金融机构参与的(通过参考2024年2月2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10.2并入) |
| 10.10 | | 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)) |
| 10.11 | | D类优先单位和认股权证购买协议，日期为2019年7月2日，由NGL Energy Partners LP、EIG海王星股权聚合公司、L.P.和FS Energy and Power Fund签订(通过引用附件10.1并入2019年7月8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)中) |
| 10.12 | | 董事会代表权协议，日期为2019年7月2日，由NGL Energy Partners LP、NGL Energy Holdings LLC以及EIG海王星股权聚合公司、L.P.和FS Energy and Power Fund的某些附属公司签订(通过引用附件10.2并入2019年7月8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)中) |
| 10.13 | | 投票协议，日期为2019年7月2日，由其中点名的NGL Energy Holdings LLC成员达成(通过引用附件10.3并入2019年7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)中) |
| 10.14 | | 信件协议，日期为2019年7月2日，由NGL Energy Partners LP、Mesquite Disposals UnLimited，LLC和Mesquit SWD，Inc.(通过引用附件10.4并入2019年7月8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)中) |
| 10.15 | | 面值认股权证表格(参考2019年7月8日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-35172)的附件10.6并入) |
| 10.16 | | 溢价认股权证表格(参考2019年7月8日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-35172)的附件10.7并入) |
| 10.17 | | D类优先单位和认股权证购买协议，日期为2019年9月25日，由NGL Energy Partners LP、EIG海王星股权聚合器公司、FS Energy and Power Fund和GCM Pellit Holdings有限责任公司签署(通过引用附件10.1并入2019年9月30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)中) |
| 10.18 | | 面值授权书表格(参考2019年11月1日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-35172)的附件10.1并入) |
| 10.19 | | 溢价认股权证表格(参考2019年11月1日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-35172)的附件10.2并入) |
| 19.1* | | 内幕交易政策 |
| 19.2* | | 补充内幕交易政策 |
| 21.1* | | NGL Energy Partners LP子公司名单 |
| 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 |
| 97.1* | | 与追回错误判给的赔偿有关的政策 |
| 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** | | 内联XBRL架构文档 |
| | | | | | | | |
| 展品编号 | | 描述 |
| 101.卡尔** | | 内联XBRL计算链接库文档 |
| 101.定义** | | 内联XBRL定义Linkbase文档 |
| 101.实验室** | | 内联XBRL标签Linkbase文档 |
| 101.前** | | 内联XBRL演示文稿Linkbase文档 |
| 104 | | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中) |
*与本报告一起提交的18个展品。
** 以下文档采用Inline MBE格式（可扩展商业报告语言）：（i）2024年和2023年3月31日的合并资产负债表，（ii）截至2024年、2023年和2022年3月31日止年度的合并经营报表，（iii）截至2024年3月31日止年度的合并全面（亏损）收益表，2023年和2022年，（iv）截至2024年、2023年和2022年3月31日止年度的合并权益变动表，（v）截至2024年、2023年和2022年3月31日止年度的合并现金流量表，以及（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2024年6月6日正式授权。
| | | | | | | | | | | |
| NGL Energy Partners 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。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 签名 | | 标题 | | 日期 |
| | | | |
| /S/H.迈克尔·克里姆比尔 | | 董事首席执行官兼首席执行官 | | 2024年6月6日 |
| H.迈克尔·克里姆比尔 | | (首席行政主任) | | |
| | | | |
| /s/布拉德利·P·库珀 | | 首席财务官 | | 2024年6月6日 |
布拉德利·P·库珀 | | (首席财务官) | | |
| | | | |
| /s/劳伦斯·J·图利尔 | | 首席会计官 | | 2024年6月6日 |
| 劳伦斯·J·图利耶 | | (首席会计主任) | | |
| | | | |
| /s/ Shawn W.考迪 | | 董事 | | 2024年6月6日 |
| 肖恩·W·科迪 | | | | |
| | | | |
| /s/詹姆斯·M.科林斯沃斯 | | 董事 | | 2024年6月6日 |
| James M.科林斯沃斯 | | | | |
| | | | |
| /s/ Bryan K. Guderian | | 董事 | | 2024年6月6日 |
| 布莱恩·K·古德里安 | | | | |
| | | | |
| /S/约翰·T·雷蒙德 | | 董事 | | 2024年6月6日 |
| 约翰·雷蒙德 | | | | |
| | | | |
| /s/ Derek S.莱纳斯 | | 董事 | | 2024年6月6日 |
| 德里克·S莱纳斯 | | | | |
| | | | |
| /S/兰德尔·S·韦德 | | 董事 | | 2024年6月6日 |
| 兰德尔·S韦德 | | | | |
财务报表索引
| | | | | |
| NGL Energy Partners LP | |
| |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID号248) | F-2 |
| |
2024年3月31日和2023年3月31日合并资产负债表 | F-4 |
| |
截至2024年、2023年和2022年3月31日止年度的合并经营报表 | F-5 |
| |
截至2024年、2023年和2022年3月31日止年度综合全面（损失）收益表 | F-6 |
| |
截至2024年、2023年和2022年3月31日止年度合并权益变动表 | F-7 |
| |
截至2024年3月31日、2023年3月31日和2022年3月31日的合并现金流量表 | F-8 |
| |
| 合并财务报表附注 | F-9 |
独立注册会计师事务所报告
NGL Energy Holdings LLC董事会和
NGL Energy Partners LP的单位持有人
对财务报表的几点看法
我们已审核NGL Energy Partners LP(特拉华州有限合伙企业)及其附属公司(“合伙企业”)于2024年3月31日及2023年3月31日的综合资产负债表、截至2024年3月31日期间各年度的相关综合营运报表、全面(亏损)收益、权益变动及现金流量，以及相关附注(统称为“财务报表”)。我们认为，财务报表按照美利坚合众国普遍接受的会计原则，在所有重要方面公平地反映了合伙企业截至2024年3月31日和2023年3月31日的财务状况，以及在2024年3月31日终了的三年期间每年的业务成果和现金流量。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据2013年建立的标准，审计了截至2024年3月31日合伙企业的财务报告内部控制内部控制--综合框架由特雷德韦委员会赞助组织委员会(“COSO”)发布，我们2024年6月6日的报告表达了无保留的意见。
观点的依据n
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与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指当期对财务报表进行审计而产生的事项，该事项已传达或要求传达给审计委员会：(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
商誉减值评估
如合并财务报表附注5进一步所述，截至2024年3月31日，合伙企业的综合商誉余额为6.343亿美元。管理层在每年1月1日评估商誉减值，或在事件或条件表明可能存在减值风险的情况下更频繁地评估商誉减值。管理层对原油物流和批发/码头报告单位进行了量化减值评估，以测试截至2024年1月1日的减值商誉。根据对报告单位进行的评估，并如合并财务报表附注5进一步所述，合伙企业确认了商誉减值费用#美元69.2在截至2024年3月31日的三个月内，与其在伙伴关系的液体物流可报告部门中的批发/码头报告部门相关的资金为100万美元。我们将商誉减值评估确定为一项重要的审计事项。
我们认定商誉减值评估是一项重要审计事项的主要考虑因素是，由于对用于估计未来现金流量的假设(包括支持现金流所需的增长率、运营费用和现金流出)、资本加权平均成本和未来市场状况以及合伙企业应用的估值方法做出重大判断，因此存在很高的估计不确定性。这反过来又导致审计师在执行程序和评估与管理层预测的未来现金流量有关的审计证据方面具有高度的判断力、主观性和努力。此外，审计工作涉及使用具有专门技能和知识的专业人员协助执行这些程序和评价获得的审计证据。
我们与商誉减值评估相关的审计程序包括：我们测试了与管理层商誉减值评估相关的控制措施的有效性，包括对报告单位公允价值的确定进行控制。除了测试控制措施的有效性外，我们还执行了以下操作：
•利用评估专家评估：
◦所使用的方法，以及这些方法对基础资产或运营是否可接受，以及是否通过执行独立计算而正确应用；
◦通过重新计算加权平均资本成本和评估未来市场状况来确定贴现率是否适当；以及
◦其他重要假设，包括退出倍数。
•通过将这些项目与行业报告中的行业预测和情况以及报告单位的历史经营业绩进行比较，并通过评估报告单位开展活动或举措的可能性或能力，以及评估报告单位在预测期内开展活动或举措的可能性或能力，来测试管理层确定报告单位公允价值的程序的合理性，包括增长率、预测成本和营业利润率。
/s/ 均富律师事务所
自2010年以来，我们一直担任该伙伴关系的审计师。
俄克拉荷马州塔尔萨
2024年6月6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）
| | | | | | | | | | | |
| 3月31日， |
| 2024 | | 2023 |
| 资产 | | | |
| 流动资产： | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 38,909 | | | $ | 5,431 | |
应收账款-贸易，扣除预期信用损失备抵美元1,671及$1,964，分别 | 814,087 | | | 1,033,956 | |
| 应收账款-附属公司 | 1,501 | | | 12,362 | |
| 盘存 | 130,907 | | | 142,607 | |
| 预付费用和其他流动资产 | 126,933 | | | 98,089 | |
| 持有待售资产 | 66,597 | | | — | |
| 流动资产总额 | 1,178,934 | | | 1,292,445 | |
财产、厂房和设备，扣除累计折旧美元1,011,274及$898,184，分别 | 2,096,702 | | | 2,223,380 | |
| 商誉 | 634,282 | | | 712,364 | |
无形资产，扣除累计摊销美元332,560及$580,860，分别 | 939,978 | | | 1,058,668 | |
| 对未合并实体的投资 | 20,305 | | | 21,090 | |
| 经营性租赁使用权资产 | 97,155 | | | 90,220 | |
| 其他非流动资产 | 52,738 | | | 57,977 | |
| 总资产 | $ | 5,020,094 | | | $ | 5,456,144 | |
| 负债和权益 | | | |
| 流动负债： | | | |
| 应付帐款--贸易 | $ | 707,536 | | | $ | 927,591 | |
| 应付账款-附属公司 | 37 | | | 65 | |
| 应计费用和其他应付款 | 213,757 | | | 133,616 | |
| 自客户收取之预付款项而言 | 17,313 | | | 14,699 | |
| 长期债务当期到期日 | 7,000 | | | — | |
| 经营租赁义务 | 31,090 | | | 34,166 | |
| 为出售而持有的负债 | 614 | | | — | |
| 流动负债总额 | 977,347 | | | 1,110,137 | |
长期债务，扣除债务发行成本$49,178及$30,117分别和当前期限 | 2,843,822 | | | 2,857,805 | |
| 运营租赁义务 | 70,573 | | | 58,450 | |
| 其他非流动负债 | 129,185 | | | 111,226 | |
| 承付款和或有事项(附注8) | | | |
| | | |
D类 9.00%国家单位， 600,000和600,000已发行和未发行的优先单位 | 551,097 | | | 551,097 | |
| | | |
| 股本： | | | |
普通合伙人，代表 0.1%利息， 132,645和132,059分别是概念单位 | (52,834) | | | (52,551) | |
有限合伙人，代表 99.9%利息， 132,512,766和131,927,343已发放和未偿还的常用单位 | 134,807 | | | 455,564 | |
B类优先有限合伙人， 12,585,642和12,585,642已发行和未发行的优先单位 | 305,468 | | | 305,468 | |
C类优先有限合伙人， 1,800,000和1,800,000已发行和未发行的优先单位 | 42,891 | | | 42,891 | |
| 累计其他综合损失 | (499) | | | (450) | |
| 非控制性权益 | 18,237 | | | 16,507 | |
| 总股本 | 448,070 | | | 767,429 | |
| 负债和权益总额 | $ | 5,020,094 | | | $ | 5,456,144 | |
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， |
| 2024 | | 2023 | | 2022 |
| 收入： | | | | | |
| 水溶液 | $ | 730,818 | | | $ | 697,038 | | | $ | 544,866 | |
| 原油物流 | 1,656,064 | | | 2,464,822 | | | 2,505,496 | |
| 液体物流 | 4,569,689 | | | 5,533,044 | | | 4,897,553 | |
| | | | | |
| 总收入 | 6,956,571 | | | 8,694,904 | | | 7,947,915 | |
| 销售成本： | | | | | |
| 水溶液 | 11,294 | | | 14,100 | | | 33,980 | |
| 原油物流 | 1,521,190 | | | 2,250,934 | | | 2,352,932 | |
| 液体物流 | 4,435,247 | | | 5,383,809 | | | 4,752,400 | |
| 公司和其他 | (937) | | | 1,181 | | | — | |
| 销售总成本 | 5,966,794 | | | 7,650,024 | | | 7,139,312 | |
| 运营成本和支出： | | | | | |
| 运营中 | 305,185 | | | 313,725 | | | 285,535 | |
| 一般和行政 | 121,881 | | | 71,818 | | | 63,546 | |
| 折旧及摊销 | 266,523 | | | 273,621 | | | 288,720 | |
| 资产处置损失或减值净额 | 115,936 | | | 86,888 | | | 94,254 | |
| 负债重估 | 2,680 | | | 9,665 | | | (6,495) | |
| 营业收入 | 177,572 | | | 289,163 | | | 83,043 | |
| 其他收入(支出)： | | | | | |
| 未合并实体收益中的权益 | 4,120 | | | 4,120 | | | 1,400 | |
| 利息支出 | (269,923) | | | (275,445) | | | (271,640) | |
| 提前免除负债的（损失）收益，净额 | (55,281) | | | 6,177 | | | 1,813 | |
| 其他收入，净额 | 2,793 | | | 28,748 | | | 2,254 | |
| 所得税前收入(亏损) | (140,719) | | | 52,763 | | | (183,130) | |
| 所得税费用 | (2,405) | | | (271) | | | (971) | |
| 净(亏损)收益 | (143,124) | | | 52,492 | | | (184,101) | |
| 减去：可归因于非控股权益的净收入 | (631) | | | (1,106) | | | (655) | |
| 净（损失）收入归属于NGL Energy Partners LP | $ | (143,755) | | | $ | 51,386 | | | $ | (184,756) | |
| 分配给普通未成年人的净损失（注3） | $ | (283,116) | | | $ | (73,232) | | | $ | (288,630) | |
| 每个公用单位的基本损失和稀释损失 | $ | (2.14) | | | $ | (0.56) | | | $ | (2.22) | |
| 基本和稀释加权平均公共单位脱颖而出 | 132,146,477 | | | 131,007,171 | | | 129,840,234 | |
| | | | | |
*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
综合全面(亏损)收益表
(单位：千)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年3月31日的年度， |
| 2024 | | 2023 | | 2022 |
| 净(亏损)收益 | $ | (143,124) | | | $ | 52,492 | | | $ | (184,101) | |
| 其他综合损失 | (49) | | | (142) | | | (42) | |
| 综合(亏损)收益 | $ | (143,173) | | | $ | 52,350 | | | $ | (184,143) | |
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2024年、2023年和2022年3月31日的年份
(in千，单位金额除外）
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 有限责任合伙人 | | | | | | |
| | | 择优 | | 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 |
| 2021年3月31日结余 | $ | (52,189) | | | 14,385,642 | | | $ | 348,359 | | | 129,593,939 | | | $ | 582,784 | | | $ | (266) | | | $ | 69,471 | | | $ | 948,159 | |
| 对非控股股东的分配 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (1,635) | | | (1,635) | |
| 锯齿合资企业处置（注17） | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (51,097) | | | (51,097) | |
| 普通单位回购和取消 | — | | | — | | | — | | | (44,769) | | | (90) | | | — | | | — | | | (90) | |
| 根据激励薪酬计划发行的股权 | — | | | — | | | — | | | 1,146,800 | | | 3,259 | | | — | | | — | | | 3,259 | |
| 净(亏损)收益 | (289) | | | — | | | — | | | — | | | (184,467) | | | — | | | 655 | | | (184,101) | |
| 其他综合损失 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (42) | | | — | | | (42) | |
| 2022年3月31日余额 | (52,478) | | | 14,385,642 | | | 348,359 | | | 130,695,970 | | | 401,486 | | | (308) | | | 17,394 | | | 714,453 | |
| 对非控股股东的分配 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (1,993) | | | (1,993) | |
| 普通单位回购和取消 | — | | | — | | | — | | | (55,702) | | | (99) | | | — | | | — | | | (99) | |
| 根据激励薪酬计划发行的股权 | — | | | — | | | — | | | 1,287,075 | | | 2,718 | | | — | | | — | | | 2,718 | |
| 净(亏损)收益 | (73) | | | — | | | — | | | — | | | 51,459 | | | — | | | 1,106 | | | 52,492 | |
| 其他综合损失 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (142) | | | — | | | (142) | |
| 2023年3月31日余额 | (52,551) | | | 14,385,642 | | | 348,359 | | | 131,927,343 | | | 455,564 | | | (450) | | | 16,507 | | | 767,429 | |
| 向首选基金单位持有人的分配（注9） | — | | | — | | | — | | | — | | | (178,299) | | | — | | | — | | | (178,299) | |
| 对非控股股东的分配 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (1,586) | | | (1,586) | |
| 非控股权益所有者的缴款（注17） | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2,685 | | | 2,685 | |
| 普通单位回购和注销（注9） | — | | | — | | | — | | | (21,302) | | | (84) | | | — | | | — | | | (84) | |
| 根据激励薪酬计划发行的股权（注9） | — | | | — | | | — | | | 606,725 | | | 1,098 | | | — | | | — | | | 1,098 | |
| 净(亏损)收益 | (283) | | | — | | | — | | | — | | | (143,472) | | | — | | | 631 | | | (143,124) | |
| 其他综合损失 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (49) | | | — | | | (49) | |
| 2024年3月31日余额 | $ | (52,834) | | | 14,385,642 | | | $ | 348,359 | | | 132,512,766 | | | $ | 134,807 | | | $ | (499) | | | $ | 18,237 | | | $ | 448,070 | |
随附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， |
| 2024 | | 2023 | | 2022 |
| 经营活动： | | | | | |
| 净(亏损)收益 | $ | (143,124) | | | $ | 52,492 | | | $ | (184,101) | |
| 将净(亏损)收入调整为经营活动提供的现金净额： | | | | | |
| 折旧和摊销，包括债务发行成本的摊销 | 282,731 | | | 290,879 | | | 306,208 | |
| 提前报废或负债重新估值的损失（收益），净额 | 57,961 | | | 3,488 | | | (8,308) | |
| 基于股权的薪酬费用 | 1,098 | | | 2,718 | | | (1,052) | |
| 资产处置损失或减值净额 | 115,936 | | | 86,888 | | | 94,254 | |
| 预期信用损失拨备变化 | 471 | | | (385) | | | 929 | |
| 衍生品公允价值净调整 | 1,047 | | | 5,383 | | | 116,556 | |
| 未合并实体收益中的权益 | (4,120) | | | (4,120) | | | (1,400) | |
| 未合并实体的收益分配 | 5,190 | | | 4,627 | | | 2,205 | |
| 成本或可变现净值调整中的较低者 | 4,564 | | | 3,227 | | | 14,761 | |
| 其他 | 3,239 | | | 1,827 | | | 2,310 | |
| 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 | 230,368 | | | 86,629 | | | (397,607) | |
| 盘存 | 7,104 | | | 85,050 | | | (119,806) | |
| 其他流动和非流动资产 | 28,195 | | | 20,848 | | | 40,158 | |
| 应付账款-贸易和附属公司 | (219,997) | | | (155,883) | | | 405,420 | |
| 其他流动和非流动负债 | 5,501 | | | (38,482) | | | (64,681) | |
| 经营活动提供的净现金 | 376,164 | | | 445,186 | | | 205,846 | |
| 投资活动： | | | | | |
| 资本支出 | (152,295) | | | (147,765) | | | (142,359) | |
| | | | | |
| 衍生品净结算 | (1,022) | | | 54,430 | | | (152,055) | |
| 出售资产所得收益 | 53,246 | | | 45,978 | | | 18,500 | |
| 企业和投资剥离收益，净 | 16,000 | | | 111,633 | | | 63,489 | |
| 对未合并实体的投资 | (258) | | | (88) | | | (350) | |
| 来自未合并实体的资本分配 | 568 | | | — | | | 367 | |
| 投资活动提供的现金净额(用于) | (83,761) | | | 64,188 | | | (212,408) | |
| 融资活动： | | | | | |
| ABL融资项下借款的收益 | 1,652,000 | | | 2,007,000 | | | 1,815,000 | |
| ABL设施的付款 | (1,790,000) | | | (1,985,000) | | | (1,703,000) | |
| 担保债务的发行 | 2,894,873 | | | — | | | — | |
| 优先有担保和无担保票据的偿还和回购 | (2,781,067) | | | (479,302) | | | (83,167) | |
| | | | | |
| 其他长期债务的偿还 | — | | | (43,278) | | | (7,390) | |
| 发债成本 | (53,170) | | | (3,294) | | | (12,932) | |
| 对优先单位持有人的分配 | (178,299) | | | — | | | — | |
| 对非控股股东的分配 | (1,586) | | | (1,993) | | | (1,635) | |
| 普通单位回购和取消 | (84) | | | (99) | | | (90) | |
| 结算或有对价负债的付款 | (1,576) | | | (1,789) | | | (1,231) | |
| 融资租赁本金支付 | (16) | | | (10) | | | — | |
| 融资活动提供的现金净额(用于) | (258,925) | | | (507,765) | | | 5,555 | |
| 现金及现金等价物净增(减) | 33,478 | | | 1,609 | | | (1,007) | |
| 期初现金及现金等价物 | 5,431 | | | 3,822 | | | 4,829 | |
| 期末现金和现金等价物 | $ | 38,909 | | | $ | 5,431 | | | $ | 3,822 | |
| 补充现金流信息： | | | | | |
| 支付的现金利息 | $ | 247,395 | | | $ | 265,420 | | | $ | 254,814 | |
| 已缴所得税（扣除所得税退款） | $ | 3,250 | | | $ | 3,410 | | | $ | 2,480 | |
| 补充非现金投资和融资活动： | | | | | |
| | | | | |
| 应计资本支出 | $ | 9,626 | | | $ | 7,533 | | | $ | 14,558 | |
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-组织和运营
NGL Energy Partners LP是一家特拉华州主有限合伙企业（“我们”、“我们”、“我们的”或“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（“GP”）。截至2024年3月31日，我们的业务包括 三细分市场：
•我们的水解决方案部门运输、处理、回收和处置原油和天然气生产产生的产出水和回流水。我们还向我们的生产商客户销售用于重复使用和回收的产出水，以及用于原油勘探和生产活动的咸水非饮用水。作为处理水的一部分，我们聚集和销售回收的原油，也被称为脱脂油。我们还处理罐底、钻井液和钻井泥浆等固体物质，并提供其他辅助服务，如卡车和压裂油罐清洗。我们在这一领域的活动得到了长期固定费用合同和种植面积承诺的支持，其中一些合同包含与领先石油和天然气公司(包括大型投资级生产商客户)的最低产量承诺。
•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油站、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、码头和运输服务。我们在这一领域的活动得到了某些长期固定费率合同的支持，其中包括对我们自有和租赁的管道和储罐的最低产量承诺。
•我们的液体物流部门为美国和加拿大的广泛商业、零售和工业客户提供天然气液体、精炼石油产品和生物柴油的供应业务。这些操作是通过我们的23自有终端、第三方存储和终端设施，九公共运输管道和一队租用的火车车厢。我们还通过我们位于弗吉尼亚州切萨皮克的设施为丁烷的海运出口提供服务，我们还在密歇根州拥有一条丙烷管道。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。
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。
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作出的关键会计估计包括(其中包括)厘定商誉及长期资产的减值、物业、厂房及设备及应摊销无形资产的使用年限及可收回程度、衍生工具的公允价值、估计若干收入、资产报废债务的公允价值、收购所得资产及负债的公允价值、存货的可收回程度、应收账款及票据的可收回性及环境事宜的应计项目。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的假设
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参与者将在为资产或负债定价时使用。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金融工具，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，但预计会导致实物交割的正常购买和正常销售交易除外。对于这些交易，我们不在每个资产负债表日按公允价值记录实物合同；相反，我们在交割发生时按合同价值记录买入或出售。我们定期进行利率互换，以对冲利率的波动，并在互换开始时有效锁定基准利率。
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调整)的变化都在我们的综合经营报表中的收入(对于销售合同)或销售成本(对于采购合同)中报告，无论合同是实物还是财务结算，以及在我们的综合现金流量表的运营现金流量中报告。我们利率掉期的公允价值变动在我们的综合经营报表中记为利息支出中的净收益或净亏损，在我们的综合现金流量表中记为经营现金流量中的净收益或亏损。
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。我们试图在履行和交付义务的名义金额和时间方面平衡我们的合同组合。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。每日监控信用风险，并通过以下方式将风险降至最低：客户保证金、信用证、监控相对于先前批准的信用额度的客户应收账款、对产品提升的限制、签订允许抵消某些交易对手应收账款和应付余额的总净值协议、审查应收账款账龄以及暂停向未及时支付未付发票的客户销售。
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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。
折旧及摊销
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，摊销记入利息费用和某些基于合同的无形资产，对于这些资产，摊销记入销售成本或运营费用。
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。我们的2020至2023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根据现有资产和负债的财务报表账面价值与其各自的计税基础之间的差额而产生的未来税项后果予以确认。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其总收入的%(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，每一历年我们毛收入的%都是符合条件的收入。
我们的递延税负为#美元。38.0百万美元和美元40.7分别在2024年3月31日和2023年3月31日，由于收购了与我们的某些收购相关的公司，而这些公司被计入我们综合资产负债表中的其他非流动负债。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2024年3月31日止年度录得的递延税项利益为$1.2百万美元，实际税率为31.7%。截至2023年3月31日止年度录得的递延税项利益为$2.3百万美元，实际税率为27.5%.
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。我们有不是需要在2024年或2023年3月31日的综合财务报表中确认的不确定税务状况。
现金和现金等价物
管理层在购买时将期限不超过三个月的所有高流动性投资视为现金等价物。我们将现金和现金等价物存放在由联邦存款保险公司承保的金融机构；然而，我们在银行的存款超过了可获得的存款保险金额。管理层定期评估机构的财务状况，并认为任何可能的信贷损失都将是最小的。
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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。有关我们的预期信贷损失准备的进一步讨论，请参见附注16。
我们与某些客户执行主净额结算协议，以降低我们的信用风险。应收账款及应付账款按净额结算总协议及我们打算以净额结算的方式按净额反映。
截至2024年或2023年3月31日止年度，我们没有任何客户占综合收入的10%以上。CITGO石油公司占 12.8占我们截至2022年3月31日的年度综合收入的1%。该客户的大部分收入与我们的原油物流部门的活动有关。
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。
在所示日期，库存包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 3月31日， |
| | 2024 | | 2023 |
| | (单位：万人) |
| 原油 | | $ | 44,056 | | | $ | 49,586 | |
| 丙烷 | | 34,225 | | | 46,910 | |
| 丁烷 | | 20,400 | | | 18,384 | |
| 生物柴油 | | 18,919 | | | 19,778 | |
| 柴油 | | 5,361 | | | 2,536 | |
| 其他(1) | | 7,946 | | | 5,413 | |
| 总计 | | $ | 130,907 | | | $ | 142,607 | |
（1） 包含少于美元0.1百万乙醇库存已在截至2023年3月31日的年度10-K表格年度报告（“2023年年度报告”）中单独报告为单个行项目。
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。
截至2024年3月31日，我们的未合并实体自被收购以来的累计股权收益和累计分配为美元14.7百万美元和美元19.8分别为100万美元。
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于所示日期，我们对未合并实体的投资包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 3月31日， |
| 实体 | | 细分市场 | | 所有权权益 | | 2024 | | 2023 |
| | | | | | (单位：万人) |
| 水务和土地公司 | | 水溶液 | | 50% | | $ | 15,228 | | | $ | 15,036 | |
| 水务和土地公司 | | 水溶液 | | 10% | | 2,926 | | | 3,511 | |
| 水务和土地公司 | | 水溶液 | | 50% | | 2,026 | | | 2,071 | |
| 天然气液体码头公司 | | 液体物流 | | 50% | | 125 | | | 164 | |
| 飞机公司（1） | | 公司和其他 | | 50% | | — | | | 308 | |
| 总计 | | | | | | $ | 20,305 | | | $ | 21,090 | |
（1） 这是与关联方的投资。由于我们收到的分配超过了我们的投资，因此收益为美元0.6录得 在其他净收入 在我们今年的综合运营报表中 告一段落 2024年3月31日，超额分配不予退还。被投资公司于2024年4月30日解散。
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， |
| | 2024 | | 2023 |
| | (单位：万人) |
| 线条填充(1) | | $ | 37,861 | | | $ | 37,861 | |
| 应收贷款(2) | | 4,776 | | | 8,592 | |
| 最低运费--管道承诺(3) | | 356 | | | 4,628 | |
| 其他 | | 9,745 | | | 6,896 | |
| 总计 | | $ | 52,738 | | | $ | 57,977 | |
(1)产量是指根据长期发货承诺，我们必须在某些第三方拥有的管道上留下的最低产品量。在2024年3月31日和2023年3月，LINFILL包括502,686几桶原油。我们拥有的管道中持有的管线填充物包括在财产、厂房和设备中(见附注4)。
(2)应收账款是指应收贷款的非流动部分，扣除预期信贷损失准备后，主要与出售某些咸水处置资产有关(见附注17)。截至2024年3月31日和2023年3月31日，应收贷款余额为美元。7.5百万美元和美元8.6分别为100万美元，其中2.7百万美元，其中包括应收利息，记录在我们2024年3月31日的合并资产负债表中的预付费用和其他流动资产中。
(3)差额是指与原油管道运营商签订合同时，支付的最低运费中超过发货量或不足积分的非当期部分。当发货量超过每月最低数量承诺时，可以收回这一金额。在2024年3月31日、2024年3月和2023年3月，不足信用额度为$4.6百万美元和美元8.9分别为100万美元，其中4.3百万美元和美元4.3100万美元分别记录在我们综合资产负债表中的预付费用和其他流动资产中。
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， |
| | 2024 | | 2023 |
| | (单位：万人) |
| 应计利息（1） | | $ | 58,335 | | | $ | 49,362 | |
| 衍生负债 | | 36,679 | | | 14,752 | |
| 应计薪酬和福利 | | 34,708 | | | 27,013 | |
| 消费税及其他税务责任 | | 18,003 | | | 11,777 | |
| 产品交换负债 | | 3,366 | | | 4,047 | |
| 其他(1) | | 62,666 | | | 26,665 | |
| 总计 | | $ | 213,757 | | | $ | 133,616 | |
（1） 包括与LCT Capital，LLC法律事项相关的应计金额（见注8）。
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上表中的金额不包括与销售某些淡水水解决方案设施相关的应计费用和其他应付款项，因为这些金额已在我们2024年3月31日的综合资产负债表中被分类为持待售负债（见注释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，任何由此产生的收益或损失都计入资产处置损失或减值净额。我们使用直线法计算我们的财产、厂房和设备的折旧费用，计算资产的估计使用年限(见附注4)。
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，我们还对与ABL融资(如本文定义)相关的某些债务发行成本进行资本化。我们以直线方式按资产的估计使用年限摊销大部分无形资产(见附注6)。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。如账面值不可收回，则减值亏损按资产账面值超出其估计公允价值计量。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。关于合并业务报表中确认的长期资产减值的进一步讨论，见附注4和附注6。
当事件或环境变化显示，根据管理层的判断，非综合实体投资的公允价值可能已下降至低于其账面价值，且这种下降并非暂时的，我们就对该等投资进行减值评估。
商誉
商誉是指被收购企业的收购价格超过被收购资产和承担负债的公允净值。企业合并是用“收购法”来核算的。我们预计，我们在2024年3月31日的所有商誉都可以在联邦所得税中扣除。
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。我们在财政年度的1月1日进行年度减值评估，如果情况需要，还会更频繁地进行评估。
在商誉减值评估中，资产被归类为“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其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。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，则在报告单位商誉的隐含公允价值小于其账面价值的范围内确认减值损失，但限于报告单位的商誉总额。
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。经营业绩和其他方面的变化
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假设可能会对这些估计产生重大影响。有关我们的商誉减值评估的进一步讨论和分析，请参阅附注5。
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。
非控制性权益
非控股权益代表由第三方拥有的某些合并子公司的部分。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。
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，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。
重新分类
我们对某些前期财务报表信息进行了重新分类，以便与本会计年度使用的分类方法保持一致。在2024年3月31日和2023年3月31日，乙醇库存被列入上述“库存”中的其他库存。此外，在截至2024年3月31日、2023年3月31日和2022年3月31日的年度，某些收入包括在附注11中的处置服务费中。这些重新分类不影响之前报告的资产、负债、股本、净收入或现金流量。
近期会计公告
2023年12月，财务会计准则委员会(FASB)发布了会计准则更新(ASU)第2023-09号，所得税(专题740)：所得税披露的改进，其中包括进一步加强所得税披露的修正案，主要是通过标准化和分解税率调节类别和司法管辖区支付的所得税。ASU在合作伙伴关系2025年4月1日开始的财政年度内有效，允许提前采用。修正案必须是前瞻性的，并允许追溯应用。我们目前正在评估ASU，以确定其对我们财务报表披露的影响。
2023年12月，FASB发布了ASU编号2023-08，无形资产-商誉和其他-加密资产(分主题350-60)：加密资产的会计和披露，其中包括旨在改进加密资产的会计和披露的修正案。ASU要求在每个报告期以公允价值计量加密资产，并要求重新计量的变化在净收入中确认。ASU还要求加强年度和中期报告期的披露，为投资者提供相关信息，以分析和评估持有重大个人密码资产的敞口和风险。ASU在伙伴关系2025年4月1日开始的财年有效，包括该财年的过渡期，允许及早采用，并要求在采用时进行累积效果调整。这一ASU目前不会影响我们的财务报表。
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合并财务报表附注(续)
2023年11月，FASB发布了美国会计准则委员会第2023-07号，分部报告(主题280)：对可报告分部披露的改进，其中包括旨在主要通过加强对重大分部费用的披露来改进可报告分部披露要求的修正案。ASU在2024年4月1日开始的合作伙伴财年以及我们2025年4月1日开始的财年内的过渡期内有效，允许尽早采用并需要追溯应用。我们目前正在评估ASU，以确定其对我们财务报表披露的影响。
2020年8月，FASB发布了ASU第2020-06号文件，“债务--可转换债务和其他期权(子题470-20)和衍生工具和对冲--实体自有权益中的合约(子题815-40)：实体自有权益中可转换工具和合约的会计处理”。本ASU(I)通过取消会计准则编纂(“ASC”)470-20中要求对嵌入转换特征进行单独核算的三个模式中的两个，简化了发行人对可转换工具的会计处理；(Ii)通过要求使用IF转换方法，修订了可转换工具的稀释每股收益计算；及(Iii)通过取消某些要求，简化了要求实体履行可能结算实体自身股本的合同的结算评估。我们于2022年4月1日采用了这一指南，采用了改进的回溯法。根据我们的D类优先股(定义见附注9)协议，我们获准发行普通股以赎回部分尚未赎回的D类优先股。使用IF-转换方法，我们预计我们的单位收益计算将受到摊薄加权平均普通股数量增加和D类优先股分配数量减少的影响，当它们被确定为摊薄时。除了对我们未来单位收益计算的潜在影响外，采用这一指导方针不会影响我们的财务状况、经营结果或与采纳前发行的任何债务或优先股有关的现金流。
2020年3月，FASB发布了ASU 2020-04，参考汇率改革(主题848)：促进参考汇率改革对财务报告的影响。ASU为将GAAP应用于参考伦敦银行间拆放款利率(“LIBOR”)利率或预期因参考利率改革而停止的其他参考利率的合约、对冲关系和其他交易提供了可选的权宜之计和例外情况。2022年12月，FASB发布了ASU 2022-06，参考汇率改革(主题848)：推迟主题848的日落日期，将日落日期从2022年12月31日推迟到2024年12月31日，并保持ASU 2020-04的所有其他条款不变。2022年4月13日，对ABL工具(如本文定义的)进行了修订，以SOFR(如本文定义的)基准取代LIBOR基准(如附注7中进一步讨论的)。我们正在继续评估这一指导将对我们的财务状况、运营结果和现金流产生的影响。
注3-每普通单位亏损
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， |
| | 2024 | | 2023 | | 2022 |
| 期间未清偿的加权平均公用事业单位： | | | | | | |
| 通用单位--基本单位 | | 132,146,477 | | | 131,007,171 | | | 129,840,234 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 普通单位--稀释 | | 132,146,477 | | | 131,007,171 | | | 129,840,234 | |
在截至2024年3月31日、2024年、2023年和2022年3月31日的年度内，所有潜在的普通单位或可转换证券都被视为反稀释。
我们每个普通单位的损失如下所示期间：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| | 2024 | | 2023 | | 2022 |
| | (单位：千，单位数不包括单位数，单位数数不包括单位数) |
| 净(亏损)收益 | | $ | (143,124) | | | $ | 52,492 | | | $ | (184,101) | |
| 减去：可归因于非控股权益的净收入 | | (631) | | | (1,106) | | | (655) | |
| NGL Energy Partners LP应占净（亏损）收入 | | (143,755) | | | 51,386 | | | (184,756) | |
| 减去：分配给优先单位持有人(1) | | (139,644) | | | (124,691) | | | (104,163) | |
| 减：分配给GP的净亏损（2） | | 283 | | | 73 | | | 289 | |
| 分配给普通单位持有人的净亏损 | | $ | (283,116) | | | $ | (73,232) | | | $ | (288,630) | |
| 单位基本损失和稀释损失 | | $ | (2.14) | | | $ | (0.56) | | | $ | (2.22) | |
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（1） 包括截至2024年、2023年和2022年3月31日止年度已赚取但未申报或支付的累计分配（有关暂停共同单位和优先单位分配的进一步讨论，请参阅注9）。
（2） 分配给GP的净损失包括其作为激励分配权持有人有权获得的分配。
注4-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 | | 2024 | | 2023 |
| | (按年计算) | | (单位：万人) |
| 水处理设施和设备 | | 3 | - | 30 | | $ | 2,055,565 | | | $ | 2,040,792 | |
| 管道及相关设施 | | 30 | - | 40 | | 266,129 | | | 265,253 | |
| 原油储罐及相关设备 | | 2 | - | 30 | | 226,048 | | | 221,881 | |
| 天然气液体码头和储存资产 | | 2 | - | 30 | | 167,633 | | | 160,939 | |
| 建筑物和租赁设施的改进 | | 3 | - | 40 | | 122,878 | | | 130,119 | |
| 车辆和有轨车（1） | | 3 | - | 25 | | 91,715 | | | 92,640 | |
| 土地 | | | | | | 70,270 | | | 89,474 | |
| 信息技术设备 | | 3 | - | 7 | | 33,907 | | | 35,884 | |
| 水箱底部和填充物（2） | | | | | | 28,269 | | | 40,001 | |
| 其他 | | 3 | - | 20 | | 2,552 | | | 10,908 | |
| 在建工程 | | | | | | 43,010 | | | 33,673 | |
| 总财产、厂房和设备 | | | | | | 3,107,976 | | | 3,121,564 | |
| 累计折旧 | | | | | | (1,011,274) | | | (898,184) | |
| 净财产、厂房和设备 | | | | | | $ | 2,096,702 | | | $ | 2,223,380 | |
（1） 包括价值美元的融资租赁使用权资产0.1 2024年3月31日和2023年3月31日为百万。与该融资租赁相关的累计摊销包括在累计折旧中。
（2） 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。线填充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出售某些淡水水解决方案设施、某些咸水处置资产和某些房地产相关的不动产、厂房和设备以及累计折旧，因为这些金额已在我们2024年3月31日合并资产负债表中被分类为持待售资产（见注释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， |
| | 2024 | | 2023 | | 2022 |
| | (单位：千) |
| 折旧费用 | | $ | 198,542 | | | $ | 196,129 | | | $ | 203,783 | |
| 资本化利息费用 | | $ | 1,561 | | | $ | 945 | | | $ | 916 | |
我们将销售不动产、厂房和设备的（收益）损失以及因损失而导致的任何价值减记记录在我们的综合经营报表中的处置损失或资产损失净额中。 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， |
| | 2024 | | 2023 | | 2022 |
| | (单位：万人) |
| 水溶液（1） | | $ | 38,938 | | | $ | 56,644 | | | $ | 28,068 | |
| 原油物流 | | 2,910 | | | 18,944 | | | (3,194) | |
| 液体物流（2） | | (810) | | | 10,135 | | | 11,750 | |
| 公司和其他 | | (720) | | | (1,214) | | | — | |
| 总计 | | $ | 40,318 | | | $ | 84,509 | | | $ | 36,624 | |
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（1） 金额不包括附注17中讨论的某些咸水处置资产出售时确认的损失。
（2） 金额不包括出售确认的收益 三注17中讨论的天然气液体终端。
截至2024年3月31日止年度，记录了以下交易：
•净亏损$35.9百万美元主要与某些咸水处理井价值的减记以及某些资本项目的放弃和水解决方案部门的某些资产的报废有关。
•净亏损$6.9百万美元主要与我们水解决方案部门的某些资产的出售有关。
•涨幅为$3.9我们的水解决方案部门前期受损的某些咸水处理设施和助推器的保险赔偿额为百万美元。
•1美元的损失2.9百万美元与原油物流部门某些资产的报废或出售有关。
•涨幅为$0.8出售液体物流部门的土地，耗资100万美元。
•涨幅为$0.7在企业和其他领域出售我们的飞机，花费了100万美元。
截至2023年3月31日止年度，记录了以下交易：
•净亏损$26.3百万美元主要与我们水解决方案部门的某些资产的出售有关。
•净亏损$21.8100万美元用于减记一个不活跃的咸水处理设施和另一个咸水处理设施受损设备的价值，以及放弃某些资本项目和报废我们的水解决方案部门的某些资产。
•净亏损$20.0百万美元与我们原油物流部门表现不佳的原油码头的减值相关。
•净亏损$10.0百万美元与我们液体物流部门几个表现不佳的天然气液体码头的减值有关。
•涨幅为$2.1在我们的水解决方案部门，为前期损坏的海水处理设施提供保险赔偿，金额为100万美元。
在截至2022年3月31日的年度内，录得以下交易：
•净亏损$22.3由于减记或核销某些资产，包括因雷击和废弃项目而受损的设施，以及出售我们的水务解决方案部门的某些其他杂项资产，因此产生了100万美元的减记或核销。
•1美元的损失11.8在我们的液体物流部门销售一个天然气液体终端。
•减值费用为#美元5.8减记一个不活跃的海水处理设施的价值，我们预计该设施不会因我们的Water Solutions部门地震活动增加而暂停运营而重新上线。
•1美元的损失2.2在我们的原油物流部门，由于飓风艾达的一部分而受损的某些原油码头资产的退役，产生了100万美元的损失。
•涨幅为$5.5出售我们在原油物流部门的卡车运输资产的收入为100万美元。
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注5-商誉
下表概述了所示期间按分部划分的善意变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 水
解决方案 | | 原油
物流 | | 液体
物流 | | 总计 |
| (单位：万人) |
| 2022年3月31日的商誉 | $ | 283,310 | | | $ | 342,046 | | | $ | 119,083 | | | $ | 744,439 | |
| 处置(1) | — | | | (32,075) | | | — | | | (32,075) | |
| 2023年3月31日的善意 | 283,310 | | | 309,971 | | | 119,083 | | | 712,364 | |
| 处置(2) | — | | | — | | | (4,781) | | | (4,781) | |
| 持有待售资产(3) | (4,108) | | | — | | | — | | | (4,108) | |
| 减损 | — | | | — | | | (69,193) | | | (69,193) | |
| 2024年3月31日的商誉 | $ | 279,202 | | | $ | 309,971 | | | $ | 45,109 | | | $ | 634,282 | |
(1)风险与截至2023年3月31日止年度内出售我们的原油物流部门内的海洋资产有关(见附注17)。
(2)交易与销售有关二2023年7月24日，我们的液体物流部门内的天然气液体终端(见附注17)。
(3)这与我们的水务解决方案部门内某些淡水解决方案设施的出售而被归类为持有出售的商誉有关(见附注17)。
2024财年商誉减值评估
我们进行了截至2024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，截至2024年1月1日，我们每个报告单位的公允价值都很可能高于报告单位的账面价值，但我们的原油物流和批发/码头报告单位除外。有关测试的进一步讨论，请参见下面的内容。
由于经营业绩低于预期，决定自2024年1月1日起对原油物流报告单位内部商誉进行减值测试。我们根据收益法(也称为贴现现金流量法)估计原油物流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。原油物流报告单位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(包括营运资本和维护资本支出)的估计进行预测的。我们还考虑了以下方面的预期：(I)截至测试日期原油远期价格所反映的原油价格环境，(Ii)基于历史信息和对未来钻井和完井活动的估计的产量，以及对未来需求复苏的预期，以及(Iii)估计的固定和可变成本。原油物流报告部门的贴现现金流基于五年的预测现金流，我们采用了贴现率和码头倍数，我们认为理论上市场参与者将在类似的市场交易中应用该贴现率和码头倍数。基于这一检验，我们得出结论，原油物流报告单位的公允价值超过其账面价值约4%.
由于经营业绩低于预期，决定自2024年1月1日起对批发/码头报告单位内的商誉进行减值测试。我们根据收益法(也称为贴现现金流量法)估计批发/码头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。批发/码头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(包括营运资本和维护资本支出)的估计进行预测的。我们还考虑了以下方面的预期：(I)销售产品将产生的利润率，(Ii)基于历史信息和对未来增长的估计的估计量，(Iii)某些客户合同的续签，以及(Iv)估计的固定和可变成本。批发/码头报告部门的贴现现金流基于五年的预测现金流，我们采用了折现率和码头倍数，我们认为理论上市场参与者将在类似的市场交易中应用该贴现率和码头倍数。基于这一检验，我们得出结论，批发/码头报告单位的公允价值比其账面价值少了大约23%.
在截至2024年3月31日的三个月内，在我们的批发/码头报告部门，我们记录了商誉减值费用$69.2在资产处置或减值损失内的百万欧元，在我们的综合经营报表中的净额。
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2023财年商誉减值评估
我们进行了截至2023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，截至2023年1月1日，我们每个报告单位的公允价值都很可能高于报告单位的账面价值，但我们的原油物流和批发/码头报告单位除外。有关测试的进一步讨论，请参见下面的内容。
由于经营业绩低于预期，决定自2023年1月1日起对原油物流报告单位内部商誉进行减值测试。我们根据收益法(也称为贴现现金流量法)估计原油物流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。原油物流报告单位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(包括营运资本和维护资本支出)的估计进行预测的。我们还考虑了以下方面的预期：(I)截至测试日期原油远期价格所反映的原油价格环境，(Ii)基于历史信息和对未来钻井和完井活动的估计的产量，以及对未来需求复苏的预期，以及(Iii)估计的固定和可变成本。原油物流报告部门的贴现现金流基于五年的预测现金流，我们采用了贴现率和码头倍数，我们认为理论上市场参与者将在类似的市场交易中应用该贴现率和码头倍数。基于这一检验，我们得出结论，原油物流报告单位的公允价值超过其账面价值约18%.
由于经营业绩低于预期，决定自2023年1月1日起对批发/码头报告单位内的商誉进行减值测试。我们根据收益法(也称为贴现现金流量法)估计批发/码头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。批发/码头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(包括营运资本和维护资本支出)的估计进行预测的。我们还考虑了以下方面的预期：(I)销售产品将产生的利润率，(Ii)基于历史信息和对未来增长的估计的估计量，(Iii)某些客户合同的续签，以及(Iv)估计的固定和可变成本。批发/码头报告部门的贴现现金流基于五年的预测现金流，我们采用了折现率和码头倍数，我们认为理论上市场参与者将在类似的市场交易中应用该贴现率和码头倍数。基于这项测试，我们得出结论，批发/码头报告单位的公允价值超过其账面价值约5%.
2022财年商誉减值评估
我们进行了截至2022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，截至2022年1月1日，我们每个报告单位的公允价值都很可能高于报告单位的账面价值，但我们的原油物流报告单位除外。有关测试的进一步讨论，请参见下面的内容。
由于经营业绩低于预期，决定自2022年1月1日起对原油物流报告单位内部商誉进行减值测试。我们根据收益法(也称为贴现现金流量法)估计原油物流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。原油物流报告单位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(包括营运资本和维护资本支出)的估计进行预测的。我们还考虑了以下方面的预期：(I)截至测试日期原油远期价格所反映的原油价格环境，(Ii)基于历史信息和对未来钻井和完井活动的估计的产量，以及对未来需求复苏的预期，以及(Iii)估计的固定和可变成本。原油物流报告部门的贴现现金流基于五年的预测现金流，我们采用了贴现率和码头倍数，我们认为理论上市场参与者将在类似的市场交易中应用该贴现率和码头倍数。基于这一检验，我们得出结论，原油物流报告单位的公允价值超过其账面价值约12%.
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注6-无形资产
截至所示日期，我们的无形资产包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2024年3月31日 | | 2023年3月31日 |
| 描述 | | 加权的-
平均值
剩余
使用寿命 | | 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 | | 18.6 | | $ | 905,113 | | | $ | (265,621) | | | $ | 639,492 | | | $ | 1,196,468 | | | $ | (492,002) | | | $ | 704,466 | |
| 客户的承诺 | | 20.3 | | 192,000 | | | (36,480) | | | 155,520 | | | 192,000 | | | (28,800) | | | 163,200 | |
| 通行权和地役权 | | 29.9 | | 95,231 | | | (18,187) | | | 77,044 | | | 94,875 | | | (15,138) | | | 79,737 | |
| 水权 | | 25.6 | | 36,068 | | | (5,310) | | | 30,758 | | | 99,869 | | | (26,453) | | | 73,416 | |
| 债务发行成本（1） | | 4.9 | | 18,473 | | | (605) | | | 17,868 | | | 25,592 | | | (9,921) | | | 15,671 | |
| 执行合同和其他协议 | | 25.2 | | 17,854 | | | (3,670) | | | 14,184 | | | 21,570 | | | (5,037) | | | 16,533 | |
| 管道容量权 | | 19.7 | | 7,799 | | | (2,687) | | | 5,112 | | | 7,799 | | | (2,427) | | | 5,372 | |
| 竞业禁止协议 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,100 | | | (1,082) | | | 18 | |
| 全额摊销 | | | | 1,272,538 | | | (332,560) | | | 939,978 | | | 1,639,273 | | | (580,860) | | | 1,058,413 | |
| 不可摊销： | | | | | | | | | | | | | | |
| 商号 | | | | — | | | | | — | | | 255 | | | | | 255 | |
| 总计 | | | | $ | 1,272,538 | | | $ | (332,560) | | | $ | 939,978 | | | $ | 1,639,528 | | | $ | (580,860) | | | $ | 1,058,668 | |
(1)成本包括与ABL贷款相关的债务发行成本。与固定利率票据和定期贷款B相关的债务发行成本报告为长期债务账面金额的减少。
上表中的金额不包括与出售某些淡水解决方案设施和某些海水处置资产有关的无形资产和累计摊销，因为这些金额已被归类为我们2024年3月31日综合资产负债表内的待售资产(见附注17)。
无形资产核销
对于除债务发行成本以外的无形资产，我们将出售无形资产的损失(收益)和任何因减值而减值的损失计入资产处置损失或减值，在我们的综合经营报表中净额。我们将债务发行成本的注销计入提前清偿负债的(损失)收益中，在我们的综合经营报表中记入净额。作为附注17所披露的处置的一部分而出售的无形资产将不在下文中说明。
于截至2024年3月31日止年度内，我们录得减值费用$0.3百万由于我们不再使用该商品名称(见附注17)，在出售Pinedale背斜盆地的某些咸水处置资产时减记该商品名称的价值。
截至年底止年度2023年3月31日，我们已录制减值费用为#美元1.6百万针对与表现不佳的原油码头相关的某些无形资产。
在截至2022年3月31日的年度内，我们录得以下数字：
•涨幅为$1.6万与我们水解决方案部门某些无形资产的出售有关。
•1美元的损失0.1 与Sawtooth Caverns，LLC（“Sawtooth”）信贷协议相关的债务发行成本注销，该协议在我们出售Sawtooth的所有权权益之前已还清并终止（见注17）。
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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 | | 2024 | | 2023 | | 2022 |
| | (单位：万人) |
| 折旧及摊销 | | $ | 67,981 | | | $ | 77,492 | | | $ | 84,937 | |
| 销售成本 | | 260 | | | 274 | | | 281 | |
| 利息支出 | | 5,541 | | | 4,866 | | | 4,779 | |
| 运营费用 | | 247 | | | 247 | | | 247 | |
| 总计 | | $ | 74,029 | | | $ | 82,879 | | | $ | 90,244 | |
下表总结了截至2024年3月31日我们无形资产的预期摊销（单位：千）：
| | | | | |
| 截至2013年3月31日止的一年， | |
| 2025 | $ | 59,403 | |
| 2026 | 58,145 | |
| 2027 | 57,464 | |
| 2028 | 54,575 | |
| 2029 | 52,001 | |
| 此后 | 658,390 | |
| 总计 | $ | 939,978 | |
注7-长期债务
我们在指定日期的长期债务包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2024年3月31日 | | 2023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) |
| 基于资产的循环信贷便利（“ABL便利”） | | $ | — | | | | | $ | — | | | $ | 138,000 | | | | | $ | 138,000 | |
| 高级担保定期贷款“B”信贷便利（“定期贷款B”） | | 700,000 | | | $ | (17,549) | | | 682,451 | | | — | | | $ | — | | | — | |
| 高级担保票据： | | | | | | | | | | | | |
7.500% 2026年到期票据（“2026年高级担保票据”） | | — | | | — | | | — | | | 2,050,000 | | | (26,009) | | | 2,023,991 | |
8.125% 2029年到期票据（“2029年高级担保票据”） | | 900,000 | | | (12,845) | | | 887,155 | | | — | | | — | | | — | |
8.375% 2032年到期票据（“2032年高级担保票据”） | | 1,300,000 | | | (18,784) | | | 1,281,216 | | | — | | | — | | | — | |
| 优先无担保票据： | | | | | | | | | | | | |
6.125% 2025年到期票据（“2025年票据”） | | — | | | — | | | — | | | 380,020 | | | (1,612) | | | 378,408 | |
7.500% 2026年到期票据（“2026年票据”） | | — | | | — | | | — | | | 319,902 | | | (2,496) | | | 317,406 | |
| 长期债务总额 | | 2,900,000 | | | (49,178) | | | 2,850,822 | | | 2,887,922 | | | (30,117) | | | 2,857,805 | |
| 减：当前到期日 | | 7,000 | | | — | | | 7,000 | | | — | | | — | | | — | |
| 长期债务 | | $ | 2,893,000 | | | $ | (49,178) | | | $ | 2,843,822 | | | $ | 2,887,922 | | | $ | (30,117) | | | $ | 2,857,805 | |
（1） 与ABL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。定期贷款B的未摊销债务发行成本包括美元5.1百万折扣。
最新发展动态
2024年2月2日，我们完成了价值美元的债务再融资交易2.910亿美元，包括私募发行美元2.2十亿美元的高级担保票据，其中包括美元900.0百万2029年高级担保票据和美元1.32032年的10亿优先担保票据。我们还签订了一份新的七年期美元700.0百万定期贷款B.这些交易所得款项净额用于(I)赎回和相关解除管理我们现有的2025年票据、2026年票据和2026年高级担保票据的契约，包括任何适用的保费以及应计和未付利息(如进一步讨论的
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(Ii)支付与此相关的费用及开支，(Iii)偿还ABL贷款项下的借款及(Iv)任何剩余收益净额，作一般企业用途。
此外，随着再融资的结束，对资产负债表融资机制进行了修订。
ABL设施
ABL贷款受到借款基数的限制，并包括信用证的分项限额。ABL基金目前的承诺额为#美元600.0百万美元。2024年2月2日，我们对ABL贷款机制进行了修订，除其他事项外，(I)将到期期限延长至(A)2029年2月2日和(B)本金总额为5,000万美元或更高的任何债务的最早到期日之前91天，除某些例外情况外，(Ii)根据收到贷款人的承诺和惯常借款条件，规定信用证的分额限额为2亿美元和2亿美元的递增贷款，(Iii)根据有担保隔夜融资利率(“SOFR”)或另类基本利率修订ABL融资机制下贷款的适用保证金，以根据我们的综合净杠杆率减少0.25%，及(Iv)若“超额现金”总额(定义见ABL融资机制)超过5,000,000美元，则在ABL融资机制下任何贷款未偿还时，根据ABL融资机制规定强制性预付款项，但若干例外情况除外。
ABL融资以对我们几乎所有资产的留置权为担保，其中包括对我们的应收账款、库存、质押存款账户、现金和现金等价物、可再生能源税收抵免和相关资产的第一优先留置权，以及对我们所有其他资产的第二优先留置权。截至2024年3月31日，有不是在ABL贷款下的借款，我们有大约#美元的未偿还信用证99.5百万美元。
ABL贷款下的所有借款按SOFR或替代基本利率计息，以根据我们的综合净杠杆率减少0.25%。替代基本利率贷款的适用保证金由1.50%至2.00%不等，SOFR的适用保证金由2.50%至3.00%不等。此外，将收取承诺费，并根据每日平均未使用的ABL贷款机制下的循环承付款部分每季度支付一次欠款。承诺费为每年0.50%，如果我们的固定费用覆盖率大于或等于1.75%至1.00时，承诺费将降至0.375%。
于2024年3月31日，ABL贷款下的借款加权平均利率为10.25按最优惠利率计算的百分比8.50%外加利润率1.75替代基准利率借款的%。2024年3月31日，信用证的有效利率为2.75%.
ABL融资机制包含各种积极和消极的契约，包括对债务、留置权、合并、合并、清算和解散、出售资产、分配和其他限制性付款、投资(包括收购)和与附属公司的交易的财务报告要求和限制。作为唯一的财务契约，ABL设施包含一个固定费用覆盖率，该比率是根据最近结束的财务季度的财务报表在现金管理事件发生时和持续期间测试的(如ABL设施所定义的)。截至2024年3月31日，未发生任何现金管理事件。
合规性
截至2024年3月31日，我们遵守了ABL设施下的公约。
定期贷款B
定期贷款B的发放时间为99.25总收益为$的面值百分比694.8百万美元。定期贷款B是根据日期为2024年2月2日的信贷协议(“定期贷款信贷协议”)发放的。
定期贷款B按基于SOFR的利率或替代基准利率计息，在每种情况下均加适用保证金。替代基准利率贷款的适用保证金由3.25%至3.50%不等，基于SOFR的贷款的适用保证金则由4.25%至4.50%不等，具体取决于我们的综合第一留置权净杠杆率(定义见定期贷款信贷协议)。
定期贷款B将于2031年2月2日到期，从截至2024年6月30日的财政季度开始，按等额季度分期摊销，年度总额相当于原始本金的1.0%，余额在到期时支付。我们有能力在任何时候提前支付定期贷款B，而不收取溢价或违约金，其他
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如果预付款发生在成交日期的六个月周年之前，则支付高于惯例的破碎费用和本金1%的保险费。定期贷款信贷协议载有惯例的强制性提前还款要求，包括由于(A)超额现金流(受某些习惯例外和门槛限制)、(B)资产出售(受再投资权和某些惯常例外规定和门槛限制)和(C)产生不允许的债务所导致的强制预付。
根据定期贷款信贷协议，吾等获准不时要求(I)增加定期贷款B及/或(Ii)设立新一批增量定期贷款，本金总额最高可达1.5亿美元及综合EBITDA的20%，外加该等额外金额，视乎某些比率测试及其他条件的满足情况而定，每种情况均须受贷款人的承诺及惯常条件所规限。
定期贷款B以除应收账款、存货、质押存款账户、现金及现金等价物、可再生能源税收抵免及相关资产以外的几乎所有资产的第一优先留置权和对应收账款、存货、质押存款账户、现金及现金等价物、可再生能源税收抵免及相关资产的第二优先留置权作为担保。
截至2024年3月31日，定期贷款B项下的借款SOFR为5.33%外加利润率4.50%.
定期贷款信贷协议包含各种肯定和否定契约，包括对债务、留置权、合并、合并、清算和解散、出售资产、分配和其他限制性付款、投资(包括收购)和与关联公司的交易的财务报告要求和限制。定期贷款信贷协议要求我们从截至2024年6月30日的季度开始，每季度维持不低于定期贷款信贷协议中定义的偿债覆盖率1.1到1.00。
定期贷款信贷协议包含其他惯例条款、违约事件和契诺。
合规性
截至2024年3月31日，我们遵守了定期贷款B下的契约。
高级担保票据
发行
2021年2月4日，我们完成了非公开募股，募集资金为2.052026年10亿美元的高级担保票据。利息从2021年8月1日开始，每年2月1日和8月1日支付。我们于2024年2月6日赎回了所有未偿还的2026年优先担保票据(见下文“赎回”)。
2024年2月2日，我们完成了非公开募股，募集资金为900.02029年的百万优先担保票据。利息从2024年5月15日开始，分别在每年的2月15日、5月15日、8月15日和11月15日支付。2029年发行的高级担保票据将于2029年2月15日到期。
2024年2月2日，我们完成了非公开募股，募集资金为1.32032年的10亿优先担保票据。利息从2024年5月15日开始，分别在每年的2月15日、5月15日、8月15日和11月15日支付。2032年发行的高级担保债券将于2032年2月15日到期。
2026年高级担保票据
2026年高级担保票据以除应收账款、库存、质押存款账户、现金和现金等价物、可再生能源税收抵免及相关资产以外的几乎所有资产的第一优先留置权和应收账款、库存、质押存款账户、现金及现金等价物、可再生能源税收抵免及相关资产的第二优先留置权为抵押。
2026年高级担保票据的契约(“2026年契约”)所载的契约，除其他事项外，限制了我们的能力：支付分派或作出其他受限制付款或回购股票；产生或担保额外债务或发行不合格股票或某些优先股；作出某些投资；设定或产生留置权；出售资产；作出限制影响受限制附属公司向担保人(包括合伙企业)作出分发、作出贷款或垫款或向担保人转让资产的能力；与我们的联属公司订立某些交易；指定受限制的附属公司
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作为不受限制的子公司；以及合并、合并或转让或出售我们的全部或几乎所有资产。2026年契约明确限制了我们支付分配的能力，直到我们在分配时最近结束的四个完整财务季度的总杠杆率(如2026年契约所定义)不大于4.75到1.00。
赎回
下表汇总了截至2024年3月31日的年度高级担保票据的赎回情况(单位：千)：
| | | | | | | | |
| 2026年高级担保票据(1) | | |
| 已赎回的票据 | | $ | 2,050,000 | |
| 已支付的现金(不包括应计利息的支付) | | $ | 2,088,438 | |
| 提前清偿债务损失 | | $ | 59,014 | |
(1)截至2024年2月6日，我们赎回了所有未偿还的2026年高级担保票据。在截至2024年3月31日的年度内，提前清偿2026年高级担保票据债务的亏损包括债务发行成本和其他费用的注销#美元20.6百万美元，看涨保费为$38.4百万美元。损失在提前清偿负债的收益内报告，净额在我们的综合经营报表内报告。
2029年高级担保票据和2032年高级担保票据
2029年高级抵押债券和2032年高级抵押债券是根据一份日期为2024年2月2日的契约(“契约”)发行的。2029年高级担保票据和2032年高级担保票据以我们的应收账款、库存、质押存款账户、现金和现金等价物、可再生能源税收抵免和相关资产以外的几乎所有资产的第一优先留置权和应收账款、库存、质押存款账户、现金和现金等价物、可再生能源税收抵免和相关资产的第二优先留置权为抵押。
契约包含的契诺限制了吾等的能力，包括但不限于：支付分派或进行其他限制性付款或回购股票；招致或担保额外债务或发行不合格股票或某些优先股；进行某些投资；设立或产生留置权；出售资产；施加限制影响受限制附属公司作出分派、发放贷款或垫款、或向担保人(包括合伙企业)转让资产的能力；与我们的联属公司订立某些交易；将受限制附属公司指定为非受限制附属公司；以及合并、合并或转让或出售我们的所有或几乎所有资产。这些公约有一些重要的例外情况和限制条件。
我们有权在2026年2月15日或之后的任何时间，按契约中指定的赎回价格赎回全部或部分2029年优先担保票据。在此之前，我们有权赎回最多40%的2029年优先担保票据本金，现金金额不超过按契约指定的赎回价格从某些股票发行中获得的现金收益净额。此外，在2026年2月15日之前，我们有权按赎回价格赎回全部或部分2029年优先担保票据，赎回价格相当于2029年优先担保票据本金总额的100%，外加契约中规定的适用“整体”溢价，以及到赎回日(但不包括赎回日)的应计和未付利息(如有)。
我们有权在2027年2月15日或之后的任何时间，按契约中指定的赎回价格赎回全部或部分2032年高级担保票据。在此之前，我们有权赎回最多40%的2032年高级担保票据本金，现金金额不超过按契约指定的赎回价格从某些股票发行中获得的现金收益净额。此外，在2027年2月15日之前，我们有权赎回全部或部分2032年优先抵押票据，赎回价格相当于2032年优先抵押票据本金总额的100%，另加契约中规定的适用“整体”溢价，以及到赎回日(但不包括赎回日)的应计和未付利息(如有)。
如果我们出售我们的某些资产，或在评级下降之后经历特定类型的控制权变化，2029年高级担保票据和2032年高级担保票据的每位持有人将有权要求我们以2029年高级担保票据和2032年高级担保票据总本金的101%的价格要约回购该持有人的全部或部分2029年高级担保票据和2032年高级担保票据，外加2029年高级担保票据和2032年高级担保票据的应计和未付利息，回购至但不包括购买日期。
契约包含其他习惯条款、违约事件和契诺。
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合规性
截至2024年3月31日，我们遵守了《契约》下的公约。
高级无担保票据
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，而该等附属公司在若干其他债务(包括ABL贷款)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，其中包括若干契约，规管吾等有能力(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)招致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、合并或转让吾等所有或实质上所有资产，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本可以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)在某些其他债务协议上发生违约事件，或(Iii)某些破产或无力偿债事件。
发行
2016年10月24日，我们发行了美元700.0百万美元7.52023年到期的优先无抵押票据百分比(“2023年票据”)。利息在每年的5月1日和11月1日支付。我们于2023年3月31日赎回了所有剩余的2023年未偿还债券(见下文“赎回”)。
2017年2月22日，我们发行了美元500.02025年发行的百万张钞票。利息在每年的3月1日和9月1日支付。2025年发行的债券将于2025年3月1日到期。2024年1月19日，我们向2025年债券持有人发出通知，我们打算在2024年2月20日赎回2025年债券。我们于2024年2月20日赎回了所有剩余的2025年未偿还债券(见下文“赎回”)。
2019年4月9日，我们发行了$450.0私募发行的2026年债券中的100万美元。利息在每年的4月15日和10月15日支付。2026年发行的债券将于2026年4月15日到期。2024年2月2日，我们存入了$331.9向受托人支付赎回2026年票据的100万美元，其中包括支付应计利息和未付利息$12.0百万美元。由于我们满足了日期为2021年2月4日的2026年契约中的解除要求，因此自2024年3月31日起我们不再有这一责任(见下面的“赎回”)。
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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， |
| | 2024 | | 2023 | | 2022 |
| | (单位：万人) |
| 2023年笔记 | | | | | | |
| 已购回的票据 | | $ | — | | | $ | 272,316 | | | $ | 79,549 | |
| 已支付的现金(不包括应计利息的支付) | | $ | — | | | $ | 265,127 | | | $ | 77,847 | |
| 提前清偿债务的收益(1) | | $ | — | | | $ | 6,555 | | | $ | 1,318 | |
| | | | | | |
| 2025年笔记 | | | | | | |
| 已购回的票据 | | $ | 99,275 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 已支付的现金(不包括应计利息的支付) | | $ | 91,982 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 提前清偿债务的收益(2) | | $ | 6,906 | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | |
| 2026年笔记 | | | | | | |
| 已购回的票据 | | $ | — | | | $ | 12,500 | | | $ | 6,000 | |
| 已支付的现金(不包括应计利息的支付) | | $ | — | | | $ | 10,789 | | | $ | 5,320 | |
| 提前清偿债务的收益(3) | | $ | — | | | $ | 1,611 | | | $ | 610 | |
(1)在截至2023年3月31日和2022年3月31日的年度内，提前清偿2023年债券债务的收益包括注销债务发行成本$0.6百万美元和美元0.4分别为100万美元。收益在提前清偿负债的收益(损失)内报告，净额在我们的综合经营报表内报告。
(2)在截至2024年3月31日的年度内，提前清偿2025年债券债务的收益包括注销债务发行成本$0.4百万美元。收益在提前清偿负债的收益(损失)中报告，净额在我们的综合经营报表中报告。
(3)在截至2023年3月31日和2022年3月31日的年度内，提前清偿2026年债券债务的收益包括注销债务发行成本$0.1百万美元和美元0.1分别为百万美元。收益在提前清偿负债的收益(损失)内报告，净额在我们的综合经营报表内报告。
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， |
| | 2024 | | 2023 |
| | (单位：万人) |
| 2023年票据(1) | | | | |
| 已赎回的票据 | | $ | — | | | $ | 203,386 | |
| 已支付的现金(不包括应计利息的支付) | | $ | — | | | $ | 203,386 | |
| 提前清偿债务损失 | | $ | — | | | $ | 367 | |
| | | | |
| 2025年笔记（2） | | | | |
| 已赎回的票据 | | $ | 280,745 | | | $ | — | |
| 已支付的现金(不包括应计利息的支付) | | $ | 280,745 | | | $ | — | |
| 提前清偿债务损失 | | $ | 978 | | | $ | — | |
| | | | |
| 2026年笔记（3） | | | | |
| 已赎回的票据 | | $ | 319,902 | | | $ | — | |
| 已支付的现金(不包括应计利息的支付) | | $ | 319,902 | | | $ | — | |
| 提前清偿债务损失 | | $ | 2,159 | | | $ | — | |
(1)截至2023年3月31日，我们赎回了所有剩余的2023年未偿还票据。截至2023年3月31日止年度内，提前清偿2023年债券债务的亏损包括撇销债券发行成本$0.4百万美元。损失在提前清偿负债的收益内报告，净额在我们的综合经营报表内报告。
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（2） 2024年2月20日，我们赎回了所有剩余未偿还的2025年票据。截至2024年3月31日止年度2025年票据债务提前消除损失包括债务发行成本和其他费用的核销美元1.0百万美元。损失在提前清偿负债的收益内报告，净额在我们的综合经营报表内报告。
（3） 2024年2月2日，我们存入了美元331.9与受托人支付100万美元用于赎回2026年票据，其中包括偿还应计及未付利息美元12.0万由于我们符合日期为2021年2月4日的2026年契约项下的解除要求，因此截至2024年3月31日，我们不再承担该责任。截至2024年3月31日止年度2026年票据债务提前消除损失包括债务发行成本和其他费用的核销美元2.2百万美元。损失在提前清偿负债的收益内报告，净额在我们的综合经营报表内报告。
债务到期日时间表
截至2024年3月31日，我们长期债务的预定到期日如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至3月31日止的一年， | | | | 定期贷款B | | 高级担保
备注 | | | | 总计 |
| | | | | | (单位：万人) | | | | |
| 2025 | | | | $ | 7,000 | | | $ | — | | | | | $ | 7,000 | |
| 2026 | | | | 7,000 | | | — | | | | | 7,000 | |
| 2027 | | | | 7,000 | | | — | | | | | 7,000 | |
| 2028 | | | | 7,000 | | | — | | | | | 7,000 | |
| 2029 | | | | 7,000 | | | 900,000 | | | | | 907,000 | |
| 此后 | | | | 665,000 | | | 1,300,000 | | | | | 1,965,000 | |
| 总计 | | | | $ | 700,000 | | | $ | 2,200,000 | | | | | $ | 2,900,000 | |
债务发行成本摊销
与长期债务相关的债务发行成本的摊销费用为美元10.2百万，$11.9百万美元和美元12.2截至2024年3月31日、2023年和2022年3月31日止年度分别为百万美元。
下表总结了截至2024年3月31日债务发行成本的预期摊销（单位：千）：
| | | | | | | | |
| 截至3月31日， | | |
| 2025 | | $ | 7,590 | |
| 2026 | | 7,590 | |
| 2027 | | 7,590 | |
| 2028 | | 7,590 | |
| 2029 | | 7,252 | |
| 此后 | | 11,566 | |
| 总计 | | $ | 49,178 | |
附注8 ─承付款和或有事项
法律或有事项
2015年8月，LCT Capital，LLC(“LCT”)对GP和合伙企业提起诉讼，要求支付与2014年7月收购TransMontaigne Inc.及相关资产有关的投资银行服务。在预审裁决后，LCT仅限于对(1)量子价值(LCT提供的服务的价值)和(2)对被告的欺诈性失实陈述的索赔。经过2018年7月23日至2018年8月1日在特拉华州法院进行的陪审团审判，陪审团做出了一项裁决，裁决金额为$4.0百万美元的量子美鲁特和美元29.0因欺诈性虚假陈述而获得百万美元， 受法定利息的限制。2019年12月5日，针对被告的庭审后动议，法院发布了一项命令，推翻了陪审团的损害赔偿裁决，并下令将案件定为仅限损害赔偿的审判(《12月5日命令》)。双方向初审法院提出申请，要求初审法院证明12月5日的中间命令，由上诉法院立即复审。2020年1月7日，特拉华州最高法院发布命令，接受与量子美卢特和欺诈性虚假陈述判决有关的各种问题的中间上诉。特拉华州最高法院于2020年11月4日听取了双方的口头辩论，考虑了所提出的事项，并于2021年1月28日作出裁决，裁定：(A)LCT无权就其欺诈索赔获得“交易利益”损害赔偿；(B)LCT无权获得欺诈性虚假陈述损害赔偿与其量子价值损害赔偿分开；(C)初审法院滥用其自由裁量权，下令重新审理损害赔偿
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与LCT关于欺诈性失实陈述的索赔有关；以及(D)初审法院适当地下令重新审理LCT关于量子美鲁特损害赔偿的索赔。对量子美鲁特索赔的重审于2023年2月6日至2023年2月15日在特拉华州法院进行，结果陪审团返回了一项裁决，其中包括#美元的裁决。36.0百万美元，受法定利息和费用的限制(视情况而定)。GP和合作伙伴辩称，陪审团的裁决不能得到控制法律或证据记录的支持，并于2023年7月28日向特拉华州最高法院提交上诉通知，提出了与量子美鲁特裁决相关的各种问题，包括但不限于在2023年2月还押审判之前和期间做出的某些书面命令和口头证据以及其他裁决。2023年10月12日，LCT提交了关于上诉的答辩状和交叉上诉人关于交叉上诉的开庭状。全科医生和伙伴关系于2023年11月13日提交了关于交叉上诉的答复和答复简报。2024年2月7日，特拉华州最高法院在本班克法院就上诉事项进行口头辩论。2024年5月28日，特拉华州最高法院确认陪审团裁决，将案件发回初审法院，重新计算判决前和判决后利息应计金额。截至2024年3月31日，我们应计了$62.1百万美元与这一问题有关，其中约有#美元26.1百万美元代表截至2024年3月31日的应计利息和美元0.1判给原告的1000万美元的费用。利息将继续累积，直至支付判决的款额为止。
The Partnership是俄克拉荷马州北区联邦法院提起的据称是集体诉讼的一方被告，诉讼风格为加里·R·安德伍德，詹姆斯·L·普莱斯可撤销生活信托的继任受托人，代表该信托和所有其他类似案件诉NGL Energy Partners LP，案件编号4：21-cv-00135-cve-sh。这起案件寻求代表所有者的等级认证，这些所有者声称，合作伙伴的原油物流集团违反了俄克拉荷马州的《生产收入标准法》，因为它没有包括向某些矿产所有者支付的收益的法定利息，以及从某些俄克拉何马州油井购买的石油的无人认领的财产分割。在这起诉讼中声称被拖欠的法定利息中，有很大一部分与我们从前人那里继承并在2016年汇给各个无人认领的国家财产部门的暂缓收益有关。在不承认责任或不当行为的情况下，只是为了避免未来诉讼的费用和不确定性，合伙企业在本案中达成了和解协议，以解决原告和拟议类别对其提出的所有索赔，并支付了约$8.4给原告和提议的班级一百万美元。在2023年6月15日的最后一次公平听证会上，法院批准了和解协议，并正式发布了最终批准集体诉讼和解的命令。
我们是在正常业务过程中产生的各种其他索赔、法律诉讼和投诉的当事人。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
截至2024年3月31日，我们有一笔环境债务，以未贴现的基础计算，为$1.3百万，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。
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进行补救、拆除或拆除活动。我们对资产报废债务的负债折现为现值。为了计算负债，我们对退休成本和退休时间进行了估计和假设。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。
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下表总结了我们资产报废义务的变化，该变化在我们综合资产负债表中的其他非流动负债中报告（单位：千）：
| | | | | | | | |
| 截至2022年3月31日的资产报废义务 | | $ | 29,941 | |
| 已发生的负债 | | 3,880 | |
| 与已处置资产相关的负债(1) | | (1,493) | |
| 已结清的债务 | | (391) | |
| 吸积费用 | | 3,226 | |
| 截至2023年3月31日的资产报废义务 | | 35,163 | |
| 已发生的负债 | | 23,088 | |
| | |
| 与已处置资产相关的负债(2) | | (3,718) | |
| 已结清的债务 | | (222) | |
| 待售负债（3） | | (356) | |
| 吸积费用 | | 2,619 | |
| 截至2024年3月31日的资产报废义务 | | $ | 56,574 | |
（1） 与水解决方案部门内某些咸水处理井和其他长期资产的出售有关（见注17）。
(2)协议涉及出售我们的Water Solutions部门内的某些海水处理井和其他长期资产，以及出售我们的液体物流部门的一个天然气液体终端(见附注17)。
(3)这与归类为持有待售的资产报废债务有关，用于出售我们水务解决方案部门内的某些海水处置资产(见附注17)。
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。
管道运力协议
我们与一家原油管道运营商达成了一项不可取消的协议，这保证了我们每月在这条管道上的最低运力。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。根据本协议，如果我们的运输量超过协议规定的每月最低运输承诺，我们有能力追回之前支付的最低运费，并且该协议允许我们继续发货至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。
根据本协议，在2024年3月31日，未来的最低吞吐量付款为$30.41000万美元，其中所有将在截至2025年3月31日的年度内确认。
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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。
截至2024年3月31日，我们有以下商品采购承诺：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 原油（1） | | 天然气液体 |
| | 价值 | | 卷
(in桶） | | 价值 | | 卷
(单位：加仑) |
| | (单位：千) |
| 固定价格商品购买承诺： | | | | | | | | |
| 截至3月31日， | | | | | | | | |
| 2025 | | $ | 76,134 | | | 1,037 | | | $ | 25,413 | | | 33,204 | |
| 2026 | | — | | | — | | | 4,464 | | | 6,510 | |
| 2027 | | — | | | — | | | 2,963 | | | 4,284 | |
| | | | | | | | |
| 总计 | | $ | 76,134 | | | 1,037 | | | $ | 32,840 | | | 43,998 | |
| | | | | | | | |
| 指数价格大宗商品购买承诺： | | | | | | | | |
| 截至3月31日， | | | | | | | | |
| 2025 | | $ | 3,658,596 | | | 46,617 | | | $ | 950,129 | | | 996,662 | |
| 2026 | | 721,488 | | | 10,506 | | | 40,873 | | | 56,053 | |
| 2027 | | — | | | — | | | 12,642 | | | 25,200 | |
| | | | | | | | |
| 总计 | | $ | 4,380,084 | | | 57,123 | | | $ | 1,003,644 | | | 1,077,915 | |
(1)我们的原油指数价格购买承诺可能超过我们的原油指数价格销售承诺(如下所示)，这主要是由于我们对我们在Grand Mesa管道上购买和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。
截至2024年3月31日，我们有以下商品销售承诺：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 原油 | | 天然气液体 |
| | 价值 | | 卷
(in桶） | | 价值 | | 卷
(单位：加仑) |
| | (单位：千) |
| 固定价格商品销售承诺： | | | | | | | | |
| 截至3月31日， | | | | | | | | |
| 2025 | | $ | 76,593 | | | 1,037 | | | $ | 35,840 | | | 38,377 | |
| 2026 | | — | | | — | | | 4,888 | | | 6,136 | |
| 2027 | | — | | | — | | | 3,140 | | | 4,247 | |
| 2028 | | — | | | — | | | 74 | | | 80 | |
| 总计 | | $ | 76,593 | | | 1,037 | | | $ | 43,942 | | | 48,840 | |
| | | | | | | | |
| 指数-价格商品销售承诺： | | | | | | | | |
| 截至3月31日， | | | | | | | | |
| 2025 | | $ | 2,953,808 | | | 35,749 | | | $ | 538,274 | | | 479,487 | |
| 2026 | | 30,068 | | | 390 | | | 2,080 | | | 2,007 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 总计 | | $ | 2,983,876 | | | 36,139 | | | $ | 540,354 | | | 481,494 | |
我们使用正常购买和正常销售选择来计算上表中显示的合同。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。上表中的合约可能有抵销衍生合约(附注10所述)或库存头寸(附注2所述)。
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
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合同包含在注释10的衍生品披露中，代表美元52.2预付费用和其他流动资产的百万美元和34.7截至2024年3月31日，我们的应计费用和其他应付款项中的百万美元。
其他承诺
我们就产品存储、有轨车支线、资本项目和房地产签订了不可取消的协议。 下表总结了截至2024年3月31日这些协议下的未来最低付款额（以千计）：
| | | | | |
| 截至3月31日止的一年， | |
| 2025 | $ | 34,815 | |
| 2026 | 6,379 | |
| 2027 | 6,405 | |
| 2028 | 2,353 | |
| 2029 | 2,136 | |
| 此后 | 3,587 | |
| 总计 | $ | 55,675 | |
作为收购Hillstone的一部分 Environmental Partners，LLC，如果第三方设施未超过指定的容量阈值，我们有义务支付季度补贴（“补贴协议”）。截至2023年3月31日和2022年3月31日止年度，我们录得美元1.3百万美元和美元2.1在我们的综合经营报表中，分别在运营费用内支付1000万美元。补贴协议于2022年12月31日到期。
附注9 ─权益
合伙企业权益
合伙企业的股权包括0.1%GP利息和a99.9%有限合伙人权益，由共同单位组成。我们的GP有权利，但没有义务，向合伙企业出资一定比例的资本，以维持其0.1% GP兴趣。我们的全科医生无需担保或支付我们的任何债务或义务。2024年3月31日，我们拥有 8.69占我们全科医生的%。
普通合伙人缴款
就截至2024年、2023年和2022年3月31日止年度发行用于受限制单位归属的普通单位而言，我们发行了 586, 1,232和1,103，分别以不到$的名义单位支付给我们的GP0.1每年都有百万美元，以维持其0.1合伙企业的%权益。
共同单位回购计划
2019年8月30日，我们的GP董事会批准了一项普通单位回购计划，根据该计划，我们可以回购至多$150.0截至2021年9月30日，我们将不时在公开市场或其他私下谈判的交易中出售我们未偿还的普通单位。我们没有回购该计划下的任何单位，该计划已到期。
暂停通用单位和首选单位分配
我们的GP董事会暂停了所有分配(从截至2020年12月31日的季度开始的普通单位分配和从截至2021年3月31日的季度开始的优先单元分配)，以去杠杆化我们的资产负债表，并满足在2026年契约中设定的财务业绩比率，如附注7中进一步讨论的那样。
2024年2月6日，本全科医生董事会宣布现金分配50截至2023年12月31日，B类优先股、C类优先股和D类优先股持有人的未偿还分配拖欠金额的百分比。这些分配是在2024年2月27日向2024年2月16日收盘时的记录持有者进行的。有关进一步的讨论，请参见下文。
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B类首选单位
截至2024年3月31日，已有 12,585,642未偿还的B类固定至浮动利率累积可赎回永久优先单位（“B类优先单位”）。
B类优先股的现行分派利率为三个月期伦敦银行同业拆息的浮动利率(截至2024年3月31日的季度利率为5.3314厘)加息差7.213厘。自2023年7月3日起，在计算该等证券的分派利率时所提及的伦敦银行同业拆息已被取代根据伦敦银行间同业拆息法案(“伦敦银行同业拆借利率法案”)及实施伦敦银行同业拆息法案的规则，根据芝加哥商品交易所集团基准管理有限公司计算和公布的三个月芝加哥商品交易所期限SOFR，外加0.26161%的期限利差调整。
2024年2月27日，我们支付了一笔分配款项$55.9在2024年2月16日收盘时，向B类优先股的记录持有人支付100万美元。
截至2024年3月31日的季度，我们没有向B类优先股的持有人申报或支付分配，因此，2024年3月31日的估计平均季度分配为$0.7840截至2024年3月31日，每个B类优先单位的估计累计欠款分配为$5.4571。此外，累计但未支付的分配金额应继续按当时适用的比率累积，直至所有未支付的分配均已全额支付。截至2024年3月31日，预计到期总额为美元。68.7百万美元。
C类首选单位
截至2024年3月31日，已有 1,800,000我们未偿还的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”）。
目前C类优先单位的分配率为每年每单位25美元清算优先权的9.625%(相当于每单位每年2.41美元)。
2024年2月27日，我们支付了一笔分配款项$7.3向2024年2月16日交易结束时C类优先单位记录的持有者支付100万美元。
截至2024年3月31日的季度，我们没有申报或支付向C类优先单位持有人的分配，因此2024年3月31日的估计平均季度分配为美元0.6016截至2024年3月31日，每个C类优先单位的估计累积拖欠分配为美元4.8374。此外，累计但未支付的分配金额应继续按当时适用的比率累积，直至所有未支付的分配均已全额支付。截至2024年3月31日，预计到期总额为美元。8.7百万美元。
2024年4月15日，C类优先单位的分配将按25.00美元清算优先权的一定百分比累积，该百分比等于适用的三个月LIBOR利率（或根据我们修订和重述的有限合伙协议（“合伙协议”）确定的替代利率）加上7.384%的利差。
D类首选单位
截至2024年3月31日，已有 600,000优先股(“D类优先股”)及可行使的认股权证25,500,000公用事业单位突出。
下表概述了截至2024年3月31日的未偿还认购证：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 发行日期和描述 | | 手令的数目 | | 行权价格 |
| 2019年7月2日 | | | | |
| 溢价单 | | 10,000,000 | | | $ | 17.45 | |
| 平价认购令 | | 7,000,000 | | | $ | 14.54 | |
| 2019年10月31日 | | | | |
| 溢价单 | | 5,000,000 | | | $ | 16.28 | |
| 平价认购令 | | 3,500,000 | | | $ | 13.56 | |
目前所有未行使的认股权证均可行使，任何未行使的认股权证将于发行之日起十周年届满。认股权证不会参与现金分配。
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D类优先单位的当前分配率为10.00%(相当于每1,000美元单位价值每年100.00美元)，并包括因D类分配付款违约而额外增加0.50%的费率，这在我们的合作伙伴协议中定义.
2024年2月27日，我们支付了一笔分配款项$115.0在2024年2月16日收盘时，向D类优先股的记录持有人支付100万美元。
截至2024年3月31日的季度，我们没有向D类优先单位的持有人申报或支付分配，因此，2024年3月31日的估计平均季度分配为$27.31截至2024年3月31日，每个D类优先单位的估计累计欠款分配为$232.33。此外，累计但未支付的分配金额应继续按当时适用的比率累积，直至所有未支付的分配均已全额支付。截至2024年3月31日，预计到期总额为美元。139.4百万美元。
在2024年7月1日或之后，我们D类优先股的持有人可以不时选择根据浮动利率计算分配，浮动利率等于适用的三个月期LIBOR利率(或根据我们的合作伙伴协议确定的替代利率)加上7.00%的利差(“D类可变利率”，根据我们的合作伙伴协议定义)。每一次D类浮动利率选举在选举后至少四个季度内有效。
在2019年7月2日(“截止日期”)之后的任何时间，合伙企业有权以每一D类优先股的价格赎回所有未赎回的D类优先股，价格等于该D类优先股当时尚未支付的累计金额之和，以及投资资本适用倍数或基于适用内部回报率的适用赎回价格中较大的一个，如我们的合伙协议中更全面地描述的那样。在截止日期八周年当日或之后的任何时间，每个D类优先股持有人将有权要求合伙公司在该周年日后180天之前的日期赎回当时由该优先股持有人持有的全部或部分D类优先股，赎回价格为当时适用的赎回价格，可以现金支付，或者在合伙企业选择的情况下，现金和一些普通单位的组合不超过当时适用的赎回总价的一半，这在我们的合伙协议中有更全面的描述。在发生D类控制权变更时(如我们的合伙协议所界定)，每名D类优先股持有人将有权要求合伙公司以每一D类优先股的价格赎回当时由该优先股持有人持有的D类优先股，价格与适用的赎回价格相等。除某些需要由D类优先单位表决的事项外，D类优先单位一般不会有任何投票权。D类优先股一般没有任何投票权，除非D类优先股有权作为一个独立类别就单位持有人有权投票的任何事项投票，而该等事项会对D类优先股相对于其他类别合伙权益(定义见吾等的合伙协议)或法律所规定的权利、权力、特权或优惠产生不利影响。如要批准优先股持有人有权作为独立类别投票的任何事项，或经D类优先股持有人的代表同意(视何者适用而定)，须获得当时尚待处理的大多数D类优先股持有人的同意，每个D类优先股股须有一票。
拖欠款项和后续付款的优先单位分配合计
所有类别优先股拖欠的优先股分配总额估计为#美元。216.8截至2024年3月31日，百万。
2024年4月4日，本全科医生董事会宣布现金分配55.4截至2024年3月31日的季度，B类优先股和C类优先股持有人的未偿还分配拖欠金额的百分比。每个B类优先单位获得$3.0224每单位和C类优先单位收到$2.6790每单位于2024年4月18日向于2024年4月12日收盘时登记的持有人。此外，2024年4月4日，我们的GP董事会宣布了一项现金分配55.4截至2024年3月31日的季度未偿还分配拖欠的百分比分配给D类优先股的持有人。D类优先股季度分配价为$77.12024年4月18日，在2024年4月12日收盘时，记录保持者获得了100万美元。
2024年4月9日，我们的GP董事会宣布了一项现金分配，以全额支付B类优先股和C类优先股的剩余分配拖欠和利息。每个B类优先单位获得$2.4750全额支付截至2024年4月25日的剩余分配拖欠款项和利息，其中包括分配$9.9在截至2024年3月31日的季度中赚取了100万美元。这笔分红于2024年4月25日支付给了2024年4月19日收盘时的记录持有人。每个C类优先单位获得$2.1860全额支付截至2024年4月25日的剩余分配拖欠款项和利息，其中包括分配$1.1在截至2024年3月31日的季度中赚取了100万美元。分配已于2024年4月25日支付给记录持有者
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2024年4月19日的交易。此外，2024年4月9日，我们的GP董事会宣布了一项现金分配：63.0向D类优先股持有人支付截至2024年4月25日的剩余分配拖欠款项和利息，其中包括分配$16.4在截至2024年3月31日的季度中赚取了100万美元。这一分配是在2024年4月25日向2024年4月19日收盘时的记录持有者进行的。
修订和重新签署的《伙伴关系协定》
2021年2月4日，NGL Energy Holdings LLC签署了《第七次修订和重新签署的有限合伙协议第一修正案》，以修订与D类优先股有关的某些同意权。
股权激励性薪酬
我们的GP采用了一项长期激励计划(“LTIP”)，允许发行基于股权的薪酬。我们的普通科医生向雇员和董事授予某些受限单位，这些单位分批归属，但受赠人必须继续服务至归属日期(“服务奖励”)。服务奖也可以在控制权变更时授予，由我们的GP董事会酌情决定。不是服务奖赏于归属期间应计或支付分派。由于LTIP于2021年5月10日到期，我们有不是截至2024年3月31日止年度可供授予的普通单位。
下表总结了截至2024年3月31日止年度的服务奖励活动：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 加权平均 |
| | | | 授予日期 |
| | 数量 | | 公允价值 |
| | 单位 | | 每单位 |
| 2023年3月31日未授予服务奖单位 | | 627,975 | | | $2.15 |
| 归属和发行的单位 | | (606,725) | | | $2.15 |
| 被没收的单位 | | (21,250) | | | $2.15 |
| 2024年3月31日未投资服务奖单位 | | — | | | |
就截至2024年3月31日止年度内某些服务奖励的归属而言， 21,302在新归属的共用单位中，雇员交出了#美元0.1合伙企业支付的数百万员工预扣税。根据上述LTIP到期，这些交出的单位无法用于未来的赠款。
截至2024年、2023年和2022年3月31日止年度，我们记录了与服务奖励相关的薪酬费用为美元1.1百万，$2.7百万美元和美元3.3分别为100万美元。
注：10-金融工具的公允价值
由于现金及现金等值物、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）的短期性质，其公允价值接近公允价值。因此，这些资产和负债并未在下表中列出。
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衍生品
下表按公允价值等级内的级别总结了我们在综合资产负债表中报告的衍生资产和负债于所示日期的估计公允价值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2024年3月31日 | | 2023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 | | $ | 4,798 | | | $ | (7,517) | | | $ | 63,553 | | | $ | (6,043) | |
| 2级测量 | | 54,040 | | | (37,345) | | | 25,128 | | | (15,827) | |
| | 58,838 | | | (44,862) | | | 88,681 | | | (21,870) | |
| | | | | | | | |
| 交易对手合同的净额结算（1） | | (4,798) | | | 4,798 | | | (6,670) | | | 6,670 | |
| 提供（持有）的净现金抵押品 | | 630 | | | 2,719 | | | (47,686) | | | (114) | |
| 衍生品 | | $ | 54,670 | | | $ | (37,345) | | | $ | 34,325 | | | $ | (15,314) | |
（1） 与预计在交易所或通过与交易对手的主净额结算安排进行净结算的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主净额结算安排的约束。
下表总结了在所示日期合并资产负债表中包含衍生资产和负债的账目：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 3月31日， |
| | 2024 | | 2023 |
| | (单位：万人) |
| 预付费用和其他流动资产 | | $ | 54,670 | | | $ | 33,875 | |
| 其他非流动资产 | | — | | | 450 | |
| 应计费用和其他应付款 | | (36,679) | | | (14,752) | |
| 其他非流动负债 | | (666) | | | (562) | |
| 衍生资产净值 | | $ | 17,325 | | | $ | 19,011 | |
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下表总结了我们在所示日期的未平仓衍生品合约头寸。我们不将这些衍生品视为对冲。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 合同 | | 结算期 | | 净长（短）
名义单位
(in桶） | | 公平值
净资产
(负债) |
| | | | (单位：万人) |
| 2024年3月31日： | | | | | | |
| 原油固定价格（1） | | 2024年4月至2025年3月 | | (174) | | | $ | (3,000) | |
| 丙烷固定价格（1） | | 2024年4月至2025年4月 | | 6,980 | | | 1,870 | |
| 精制产品固定价格（1） | | 2024年4月至2024年12月 | | (244) | | | 518 | |
| 辛烷固定价（1） | | 2024年4月至2025年3月 | | (982) | | | (2,222) | |
| 浮动利率与固定利率互换（2） | | 2024年4月至2026年4月 | | | | 515 | |
| 其他 | | 2024年4月至2025年3月 | | | | 16,295 | |
| | | | | | 13,976 | |
| 提供的现金抵押品净额 | | | | | | 3,349 | |
| 衍生资产净值 | | | | | | $ | 17,325 | |
| | | | | | |
| 2023年3月31日： | | | | | | |
| 原油固定价格（1） | | 2023年4月至2024年3月 | | 1,069 | | | $ | 52,613 | |
| 丙烷固定价格（1） | | 2023年4月至2025年3月 | | (320) | | | (4,047) | |
| 精制产品固定价格（1） | | 2023年4月至2024年7月 | | (429) | | | 4,468 | |
| 辛烷固定价（1） | | 2023年4月至2024年3月 | | (830) | | | 3,485 | |
| 其他 | | 2023年4月至2024年9月 | | | | 10,292 | |
| | | | | | 66,811 | |
| 持有的现金抵押品净值 | | | | | | (47,800) | |
| 衍生资产净值 | | | | | | $ | 19,011 | |
(1)：我们可能有固定价格的实物购买，包括库存，被浮动价格的实物销售抵消，或者浮动价格的实物购买被固定价格的实物销售抵消。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)从2024年3月开始，我们达成了一项200.01,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000，4.32%，以换取截至2026年4月的基于SOFR的可变利息。利率互换的公允价值变动在我们的综合经营报表中记为利息支出内的净收益或净亏损。有一块钱0.5截至2024年3月31日，我们的利率互换的未实现收益为100万美元。
下表汇总了我们的商品衍生品在我们的综合经营报表中记录的收入和销售成本的净亏损(以千为单位)：
| | | | | | | | |
| 截至2013年3月31日的年度， | | |
| 2024 | | $ | (1,562) | |
| 2023 | | $ | (5,383) | |
| 2022 | | $ | (116,556) | |
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。截至2024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。交易对手的集中可能会对我们的整体信用风险敞口产生积极或消极的影响，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。如果交易对手没有履行合同，我们可能无法实现已记录在我们的合并资产负债表中并在我们的净收入中确认的金额。
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利率风险
ABL贷款是一种可变利率债务，利率通常与最优惠利率或SOFR挂钩。截至2024年3月31日，有不是ABL贷款项下的借款。
定期贷款B是可变利率债务，利率通常与SOFR挂钩。在2024年3月31日，有$700.0定期贷款B项下的未偿还借款，加权平均利率为5.33%外加利润率4.50%.
2024年3月，我们达成了一项200.0百万利率互换，以减少与我们基于SOFR的浮动利率借款相关的现金流出的变异性，包括定期贷款B的借款。
B类优先股的现行分派利率为三个月期伦敦银行同业拆息(截至2024年3月31日止季度利率为5.3314厘)加息差7.213厘的浮动利率。自2023年7月3日起，在计算该等证券的分派利率时所提及的伦敦银行同业拆息已被取代根据芝加哥商品交易所集团基准管理有限公司计算和发布的三个月芝加哥商品交易所期限SOFR，外加根据伦敦银行间同业拆借利率法案和实施伦敦银行间同业拆借利率法案的规则进行的0.26161%的期限利差调整。
在2024年4月15日，C类优先股的分派将按相当于适用的三个月期伦敦银行同业拆借利率(或根据我们的合伙协议确定的替代利率)的25美元清算优先股的百分比加上7.384%的利差累积。在2024年7月1日或之后，我们D类优先股的持有人可以不时选择根据浮动利率计算分配，浮动利率等于适用的三个月期LIBOR利率(或根据我们的合作伙伴协议确定的替代利率)加上D类可变利率。每一次D类浮动利率选举在选举后至少四个季度内有效。
固定利率票据的公允价值
下表提供了我们的固定利率票据在2024年3月31日的公允价值估计(单位：千)：
| | | | | |
| 2029高级担保票据 | $ | 921,375 | |
| 2032高级担保票据 | $ | 1,332,500 | |
对于2029年高级担保票据和2032年高级担保票据，公允价值估计是根据公开交易报价编制的，并将被归类为公允价值层次结构中的第二级。
注11-细分市场
我们的行动被组织成三可报告的部门：(I)水解决方案、(Ii)原油物流和(Iii)液体物流，与我们的首席运营决策者评估业绩和分配资源的方式一致。这些细分市场是根据不同的产品和服务、监管环境以及这些业务所需的专业知识确定的。我们的液体物流可报告部门包括根据所提供的产品和服务的性质汇总的运营部门。这些部门的营业收入由首席运营决策者审查，以评估业绩并做出业务决策。分部间交易按分部间的协商价格入账，并于合并时撇除。
有关我们可报告细分市场的产品和服务的讨论，请参阅附注1。本公司其余业务以“公司及其他”列示，并由若干未分配至须报告分部的公司开支组成。下表汇总了所示期间与我们部门相关的收入：
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| | 2024 | | 2023 | | 2022 |
| | (单位：万人) |
| 收入： | | | | | | |
| 水溶液： | | | | | | |
| 主题606收入 | | | | | | |
| 处置服务费（1） | | $ | 598,046 | | | $ | 547,716 | | | $ | 413,301 | |
| 出售回收原油 | | 107,367 | | | 120,705 | | | 77,203 | |
| 出售水 | | 11,594 | | | 17,509 | | | 39,518 | |
| 其他服务收入（1） | | 13,030 | | | 11,108 | | | 14,844 | |
| 非主题606收入 | | 781 | | | — | | | — | |
| 水解决方案总收入 | | 730,818 | | | 697,038 | | | 544,866 | |
| 原油物流： | | | | | | |
| 主题606收入 | | | | | | |
| 原油销售 | | 1,597,238 | | | 2,376,434 | | | 2,432,393 | |
| 原油运输和其他销售 | | 50,151 | | | 89,502 | | | 75,484 | |
| 非主题606收入 | | 9,222 | | | 7,476 | | | 8,687 | |
| 消除部门间销售 | | (547) | | | (8,590) | | | (11,068) | |
| 原油物流总收入 | | 1,656,064 | | | 2,464,822 | | | 2,505,496 | |
| 液体物流： | | | | | | |
| 主题606收入 | | | | | | |
| 成品销售 | | 2,192,783 | | | 2,554,084 | | | 1,899,898 | |
| 丙烷销量 | | 735,698 | | | 1,156,821 | | | 1,322,210 | |
| 丁烷销售量 | | 627,400 | | | 772,085 | | | 861,998 | |
| 其他产品销售 | | 377,744 | | | 565,706 | | | 551,841 | |
| 服务销售 | | 8,209 | | | 7,944 | | | 8,781 | |
| 非主题606收入 | | 627,855 | | | 476,404 | | | 254,148 | |
| 消除部门间销售 | | — | | | — | | | (1,323) | |
| 液体物流总收入 | | 4,569,689 | | | 5,533,044 | | | 4,897,553 | |
| 总收入 | | $ | 6,956,571 | | | $ | 8,694,904 | | | $ | 7,947,915 | |
（1） 截至2023年3月31日和2022年3月31日止年度，美元2.7百万美元和美元0.5在我们2023年年度报告中包含在其他服务收入中的百万收入现在包含在处置服务费中。
截至2024年、2023年和2022年3月31日止年度，我们的Liquids Logistics收入包括美元132.11000万，$211.01000万美元和300万美元238.0 分别为100万美元的非美国收入。
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下表汇总了折旧和摊销费用（包括计入注6中利息费用、销售成本和营业费用的摊销费用 及注7）及所示期间按分部划分的营业收入（亏损）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| | 2024 | | 2023 | | 2022 |
| | (单位：万人) |
| 折旧和摊销： | | | | | | |
| 水溶液 | | $ | 214,727 | | | $ | 207,328 | | | $ | 214,805 | |
| 原油物流 | | 36,922 | | | 46,577 | | | 48,489 | |
| 液体物流 | | 10,632 | | | 13,575 | | | 19,000 | |
| 公司和其他 | | 20,450 | | | 23,399 | | | 23,914 | |
| 总计 | | $ | 282,731 | | | $ | 290,879 | | | $ | 306,208 | |
| | | | | | |
| 营业收入(亏损)： | | | | | | |
| 水溶液 | | $ | 231,256 | | | $ | 198,924 | | | $ | 94,851 | |
| 原油物流 | | 52,074 | | | 81,524 | | | 45,033 | |
| 液体物流 | | 2,481 | | | 66,624 | | | (8,441) | |
| 公司和其他 | | (108,239) | | | (57,909) | | | (48,400) | |
| 总计 | | $ | 177,572 | | | $ | 289,163 | | | $ | 83,043 | |
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。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| | 2024 | | 2023 | | 2022 |
| | (单位：万人) |
| 水溶液 | | $ | 145,048 | | | $ | 123,180 | | | $ | 115,267 | |
| 原油物流 | | 6,905 | | | 9,649 | | | 6,422 | |
| 液体物流 | | 15,791 | | | 5,704 | | | 11,185 | |
| 公司和其他 | | 2,323 | | | 2,207 | | | 2,148 | |
| 总计 | | $ | 170,067 | | | $ | 140,740 | | | $ | 135,022 | |
下表总结了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、经营租赁使用权资产和善意）和总资产：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 3月31日， |
| | 2024 | | 2023 |
| | (单位：万人) |
| 长期资产，净额： | | | | |
| 水溶液 | | $ | 2,608,007 | | | $ | 2,810,534 | |
| 原油物流 | | 827,248 | | | 870,999 | |
| 液体物流（1） | | 298,595 | | | 363,736 | |
| 公司和其他 | | 34,267 | | | 39,363 | |
| 总计 | | $ | 3,768,117 | | | $ | 4,084,632 | |
(1)收入包括美元10.2百万美元和美元12.5截至2024年3月31日和2023年3月31日，非美国长期资产分别为百万美元。
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| | | | | | | | | | | | | | |
| | 3月31日， |
| | 2024 | | 2023 |
| | (单位：万人) |
| 总资产： | | | | |
| 水溶液 | | $ | 2,818,444 | | | $ | 3,009,869 | |
| 原油物流 | | 1,368,461 | | | 1,616,953 | |
| 液体物流（1） | | 686,885 | | | 774,221 | |
| 公司和其他 | | 79,707 | | | 55,101 | |
| 持作出售资产（附注17） | | 66,597 | | | — | |
| 总计 | | $ | 5,020,094 | | | $ | 5,456,144 | |
(1)收入包括美元22.1百万美元和美元32.3截至2024年3月31日和2023年3月31日，非美国总资产分别为百万美元。
注：12-与关联公司的交易
下表总结了我们在所示期间的关联方交易：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年3月31日的年度， |
| | 2024 | | 2023 | | 2022 |
| | (单位：万人) |
| 向权益法投资对象购买 | | $ | 1,281 | | | $ | 1,872 | | | $ | 1,091 | |
| 从管理层附属实体购买 | | $ | 100 | | | $ | — | | | $ | 1,489 | |
| | | | | | |
截至所示日期，应收附属公司的账款包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 3月31日， |
| | 2024 | | 2023 |
| | (单位：万人) |
| 权益法被投资人 | | $ | 1,501 | | | $ | 673 | |
| NGL Energy Holdings LLC（1） | | — | | | 11,688 | |
| 与管理层有关联的实体 | | — | | | 1 | |
| 总计 | | $ | 1,501 | | | $ | 12,362 | |
（1） 未偿应收账款余额与与LCT法律事项相关的法律费用有关（见注8）已被注销，因为确定合伙企业应承担诉讼的财务责任。
应支付给关联公司的账款在指定日期包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 3月31日， |
| | 2024 | | 2023 |
| | (单位：万人) |
| 权益法被投资人 | | $ | 36 | | | $ | 64 | |
| 与管理层有关联的实体 | | 1 | | | 1 | |
| 总计 | | $ | 37 | | | $ | 65 | |
其他关联方交易
KAIR2014 LLC未偿还贷款担保(“KAIR2014”)
关于购买我们的50为了获得飞机公司KAIR 2014%的权益，我们为KAIR 2014的S未偿还贷款的贷款人的利益执行了一项连带担保。KAIR2014的另一位所有者，我们的首席执行官H·迈克尔·克里姆比尔(H.Michael KrimBill)也是类似担保的一方。这项担保使我们有义务支付和履行KAIR 2014关于偿还贷款的义务，这笔贷款将于2023年9月到期。2023年9月1日，KAIR2014达成协议，将贷款到期日延长至2028年9月1日。因此，我们和H.Michael KrimBill为贷款人的利益为KAIR 2014年的S未偿还贷款执行了新的联合和几项担保。2023年12月，KAIR2014以总代价约为美元的价格出售了一架飞机4.7百万美元。所得款项的一部分用于偿还约#美元的未偿还贷款余额。2.1百万美元，导致我们的担保解除。
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附注13 ─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。对于员工贡献高达其合格薪酬(如计划中定义)的4%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4%至6%之间的每1美元加50美分。我们的等额供款在雇员受雇的头两年内授予，但受制于参与者的继续服务。根据该计划，截至2024年、2024年、2023年和2022年3月31日的年度支出为#美元。2.8百万，$2.8百万美元和美元2.9分别为100万美元。
附注14-与客户签订合同的收入
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。我们没有任何具有多重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2024年3月31日，我们获得或履行收入合同的成本并不重要。
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，或者分别在ASC 845和ASC 842范围内包含非货币性交换或租赁的合同。有关收入分类的详细情况，见附注11。根据ASC 815在我们的液体物流部门内作为衍生品入账的合同收入包括净收益$36.2百万，$4.2百万美元和美元2.4在截至2024年、2024年、2023年和2022年3月31日的年度内，分别有100万美元与这些合同按市值计价的变化有关。
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。
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。对于涉及处理服务的合同，我们接受生产的水和固体在我们的设施中处理。如果我们在合同中同意从产出的水中去除原油，脱脂油将作为非现金对价进行估值。通常，脱脂油的公允价值应在合同开始之日估算；然而，由于非现金对价形式的多变性，金额和美元价值在合同开始之日是未知的。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产出水，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。我们在下列情况下确认这些合同的收入：(I)实际数量为
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当客户根据最低数量承诺行使其剩余权利以弥补不足的数量的可能性变得微乎其微时(也称为破损模型)。
•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”)可以从每月到几个月不等。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。我们在每个重置期间的每个报告日期修订可变对价的估计。
•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。如果批量折扣是以一个月为基础的，我们会将费用分配给与之相关的不同的日常服务。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。我们在每个重置期间的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产出水或固体的量，随着时间的推移利用产出方法进行确认。对于涉及销售回收原油和再利用、再生和微咸水的非饮用水的合同，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。
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。对于大宗商品的销售，我们有义务向客户交付预定数量的原油，主要是按月交付。对于这些类型的协议，收入在基于原油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，我们有义务提供通过管道或有轨电车运输原油的吞吐服务或提供码头维护服务。在任何一种情况下，根据从起始点运往最终目的地的每一量原油，或根据时间的流逝，利用产出方法，随着时间的推移履行义务。
液体物流履约义务
在液体物流部门，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。对于商品的销售，我们有义务在规定的时间内交付一定数量的产品。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。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。
剩余履约义务
我们的大多数服务合同都规定，我们有权从客户那里获得一定金额的对价，该金额与我们迄今为止完成的绩效对客户的价值直接对应。因此，我们利用了ASC 606-10-55-18中的实用权宜方法，根据该方法，我们以我们有权开具发票的金额确认收入。应用这一实际权宜方法，我们无需披露分配给这些合同项下剩余履行义务的交易价格。下表总结了截至2024年3月31日此类合同的收入确认金额和时间（单位：千）：
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| | | | | |
| 截至3月31日， | |
| 2025 | $ | 115,348 | |
| 2026 | 69,497 | |
| 2027 | 54,787 | |
| 2028 | 43,627 | |
| 2029 | 42,524 | |
| 此后 | 55,152 | |
| 总计 | $ | 380,935 | |
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。
合同资产和负债
根据我们的收入合同，我们的客户所欠的金额通常是按月支付的，并在开单后1-30天内到期，并在我们的综合资产负债表上归类为应收账款交易。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。
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：
•提前还款。一些收入合同在我们的液体物流部门中包含预付款条款。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代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、增压站和托管转移点，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。
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下表汇总了我们合同资产和负债在指定日期的余额：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2024年3月31日 | | 2023年3月31日 |
| | (单位：千) |
| 与客户签订合同应收账款 | | $ | 415,961 | | | $ | 425,760 | |
| 合同资产(流动) | | $ | — | | | $ | 10,050 | |
| | | | | | | | |
| 截至2022年3月31日的合同负债 | | $ | 7,667 | |
| 已收到和延期付款 | | 62,969 | |
| 在收入中确认的付款 | | (56,116) | |
| 截至2023年3月31日的合同负债 | | 14,520 | |
| 已收到和延期付款 | | 59,401 | |
| 在收入中确认的付款 | | (56,824) | |
| 持作出售的负债（1） | | (164) | |
| 截至2024年3月31日的合同负债 | | $ | 16,933 | |
（1） 与出售我们的水解决方案部门内某些淡水解决方案设施而分类为持作出售的合同负债有关（见注释17）。
注：15-租契
承租人会计
我们的租赁活动主要包括产品存储、办公空间、房地产、轨道车辆和设备。我们在安排开始时确定协议是否包含租赁。如果一项安排被确定为包含租赁，我们根据安排的条款将该租赁分类为经营租赁或融资租赁。我们的租赁分为经营性租赁和融资租赁。经营租赁使用权资产是指当我们通过获得资产的几乎所有经济利益并指导资产的使用来控制资产的使用时，我们在租赁期内使用标的资产的权利。经营租赁负债指我们因租赁而产生的支付租赁款项的义务。初始期限大于一年的经营租赁使用权资产和经营租赁负债在开始之日按租赁期内租赁付款的现值确认。由于我们的租赁不提供隐含利率，我们使用基于开始日期可获得的信息的递增借款利率来确定租赁付款的现值。我们的递增借款利率是指在类似经济环境下，我们以抵押方式借入相当于类似期限的租赁款项所支付的利率。我们没有任何提供剩余价值担保的租约。
我们的租赁协议可能包括延长或终止租赁的选项，当我们合理地确定我们将行使该选项时，这些选项包括在我们的经营租赁负债的衡量中。租约续订条款不同于一年至30好几年了。经营租赁费用在租赁期内以直线法确认。我们有可变的租赁支付，包括基于指数或费率的租赁支付调整，如消费者价格指数，租赁支付的公允价值调整，以及某些房地产租赁中的公共区域维护、房地产税和保险支付。我们也有一些土地契约。Es在我们的水解决方案部门，需要我们支付特许权使用费，这可能是基于每桶处置的统一费率或收入的百分比已生成。可变租赁付款不包括经营租赁使用权资产和经营租赁负债，并在发生时计入费用。经营性租赁使用权资产还包括任何租赁预付款，不包括租赁奖励。对于因收购而获得的租赁，使用权资产还包括对租赁中存在的任何有利或不利市场条款的调整。
初始期限为12个月或以下但不包括购买选择权的短期租赁(有轨电车租赁除外)不计入综合资产负债表。短期租赁的经营租赁费用在租赁期内按直线法确认，并在下文披露。
我们与租赁和非租赁组成部分签订了租赁协议，这些组成部分通常被分开核算。对于某些建筑物和土地的租赁，我们将租赁和非租赁组成部分作为一个单一的租赁组成部分进行核算，这是基于选择不将租赁组成部分与非租赁组成部分分开的实际权宜之计。
截至2024年3月31日，我们的经营租赁使用权资产为$97.2百万美元及当期和非当期经营租赁债务#美元31.1百万美元和美元70.6在我们的综合资产负债表上，分别为100万美元。在截至2024年3月31日的年度内，我们记录了减值$2.4在我们的水解决方案部门的某些租赁中，由于
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未充分利用某些淡水井。截至2023年3月31日，我们拥有经营租赁使用权资产美元。90.2百万美元及当期和非当期经营租赁债务#美元34.2百万美元和美元58.5我们的综合资产负债表上分别为百万美元。截至2023年3月31日止年度，经营租赁使用权资产的减损为美元1.5原油物流部门表现不佳的码头记录了100万美元，并出现了100万美元的损失0.1液体物流部门表现不佳的码头记录了100万美元。此外，截至2023年3月31日止年度，我们记录了经营租赁使用权资产的损失为美元0.1100万美元与原油物流部门的办公室租赁以及1美元0.3与原油物流部门的租赁终止有关的损失。
于2024年3月31日，我们的经营租赁的加权平均剩余租期和加权平均贴现率为 5.70年和9.39分别为%。于2023年3月31日，我们的经营租赁的加权平均剩余租期和加权平均贴现率为 5.71年和9.61%。
下表总结了所示期间租赁成本的组成部分：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至三月三十一日止年度， |
| | 2024 | | 2023 | | 2022 |
| | (单位：千) |
| 经营租赁成本(1) | | $ | 47,594 | | | $ | 51,525 | | | $ | 58,535 | |
| 可变租赁成本(1) | | 31,118 | | | 29,742 | | | 22,130 | |
| 短期租赁费(1) | | 931 | | | 341 | | | 351 | |
| 融资租赁成本 | | | | | | |
| 使用权资产摊销（2） | | 5 | | | 3 | | | — | |
| 租赁义务利息（3） | | 12 | | | 9 | | | — | |
| 总租赁成本 | | $ | 79,660 | | | $ | 81,620 | | | $ | 81,016 | |
（1） 已计入我们综合运营报表的运营费用。
（2） 已计入我们综合经营报表的折旧和摊销费用。
（3） 包括在我们综合经营报表中的利息费用中。
下表总结了截至2024年3月31日我们的租赁义务的到期情况（以千计）：
| | | | | | | | | | | |
| 运营中 | | 金融 |
| 截至2013年3月31日止的一年， | 租契 | | 租赁（1） |
| 2025 | $ | 38,364 | | | $ | 28 | |
| 2026 | 25,566 | | | 28 | |
| 2027 | 19,393 | | | 28 | |
| 2028 | 16,461 | | | 9 | |
| 2029 | 7,992 | | | — | |
| 此后 | 23,392 | | | — | |
| 租赁付款总额 | 131,168 | | | 93 | |
| 扣除计入的利息 | (29,505) | | | (18) | |
| 租赁债务总额 | $ | 101,663 | | | $ | 75 | |
（1） 2024年3月31日，短期融资租赁义务低于美元0.1 百万美元计入应计费用和其他应付款项以及长期融资租赁义务美元0.1 百万计入我们综合资产负债表中的其他非流动负债。
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下表总结了所示期间与我们租赁相关的补充现金流信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至三月三十一日止年度， |
| | 2024 | | 2023 | | 2022 |
| | (单位：千) |
| 补充现金流信息 | | | | | | |
| 就计入租赁负债计量的金额支付的现金 | | | | | | |
| 经营性租赁的经营性现金流出 | | $ | 47,687 | | | $ | 51,147 | | | $ | 57,449 | |
| 融资租赁的经营性现金流出 | | $ | 12 | | | $ | 9 | | | $ | — | |
| 融资租赁产生的现金流出 | | $ | 16 | | | $ | 10 | | | $ | — | |
| | | | | | |
| 以租赁义务换取的使用权资产 | | | | | | |
| 经营租约 | | $ | 53,338 | | | $ | 32,984 | | | $ | 14,950 | |
| 融资租赁 | | $ | — | | | $ | 102 | | | $ | — | |
出租人会计和分包
我们的出租人安排包括仓储和有轨车合同，其中某些协议包含以下期限的续签选择： 一年和五年.我们在安排开始时确定协议是否包含租赁。如果确定一项安排包含租赁，我们将租赁分类为经营性、销售型或直接融资。ASC 842下的出租人会计处理基本上没有变化，我们所有租赁将继续被归类为经营租赁。我们还不时将某些存储容量和有轨车分包给第三方。固定租金收入在租赁期内按直线法确认。截至2024年、2023年和2022年3月31日止年度，固定租金收入为美元17.8百万, $13.9百万及$14.4万，其中包括$6.2百万，$3.8百万美元和美元1.4 分别为100万美元的转租收入。
下表汇总了根据各种不可取消的经营租赁协议在2024年3月31日收到的未来最低租赁付款(单位：千)：
| | | | | |
| 截至2013年3月31日止的一年， | |
| 2025 | $ | 10,922 | |
| 2026 | 11,047 | |
| 2027 | 9,741 | |
| 2028 | 6,669 | |
| 2029 | 1,827 | |
| 此后 | 2,935 | |
| 总计 | $ | 43,141 | |
附注16：当期预期信贷损失准备(CECL)
ASU 2016-13要求为某些金融资产确认预期信贷损失准备金，以反映金融资产合同期限内的当前预期信贷损失。估值津贴考虑损失的风险，即使是遥远的损失，并考虑过去的事件、当前状况和合理和可支持的预测。
我们主要通过销售产品和服务以及第三方应收票据而蒙受信贷损失。交易对手的支付能力是通过信用过程来评估的，该信用过程考虑了支付条件、交易对手的既定信用评级或我们对交易对手的信用等级和其他风险的评估。我们可以要求提前还款或抵押品，以减轻信用风险。
我们将我们的金融资产分组到具有相似风险特征的交易对手池中，以确定预期信贷损失拨备。在每个报告期内，我们都会评估预期信贷损失风险是否发生了重大变化。在计算预期信用损失拨备时考虑的定量和定性因素包括历史财务数据，包括注销和拨备、当前状况、行业风险和当前信用评级。当实际恢复努力耗尽且不存在合理的恢复预期时，金融资产将全部或部分注销。先前注销金额的后续收回计入预期信贷损失拨备的增加。我们使用逾期余额作为关键的信用质量指标来管理应收款池。
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下表汇总了更改在我们对下列期间的预期信贷损失准备中：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 应收账款-贸易 | | 应收票据及其他 |
| | | (单位：千) |
| 2021年3月31日预期信用损失拨备 | | $ | 2,192 | | | $ | 458 | |
| 预期信用损失拨备变化 | | 929 | | | — | |
| 从拨备中扣除的冲销 | | (491) | | | — | |
锯齿状牙齿的处置（见注释17) | | (4) | | | — | |
| 2022年3月31日预期信用损失拨备 | | 2,626 | | | 458 | |
| 预期信用损失拨备变化 | | 25 | | | (410) | |
| 从拨备中扣除的冲销 | | (687) | | | — | |
| 2023年3月31日预期信用损失拨备 | | 1,964 | | | 48 | |
| 预期信用损失拨备变化 | | 367 | | | 104 | |
| 从拨备中扣除的冲销 | | (660) | | | — | |
| 2024年3月31日预期信用损失拨备 | | $ | 1,671 | | | $ | 152 | |
注：17-其他事项
争端解决
在截至2022年12月31日的三个月内，我们录得其他收入$29.5100万美元用于解决与当前报告期内未发生的商业活动相关的纠纷。我们于2022年12月29日收到付款。该金额记录在截至2023年3月31日止年度的综合经营报表的其他收入净额中。
第三方应收贷款
正如之前披露的，我们有一笔未偿还的应收贷款，包括应计利息，与我们在由第三方使用的融资中的权益相关。由于第三方的破产，我们将剩余的余额减记为我们预期作为无担保债权收取的余额。截至2022年3月31日，我们无担保债权的未偿余额为#美元。0.6百万美元，扣除预期信贷损失准备，计入我们综合资产负债表中的预付费用和其他流动资产。在截至2022年6月30日的三个月中，我们收到了1.0为了解决我们的无担保索赔，我们取消了预期信贷损失的拨备。
收购及处置某些咸水处置资产
2023年6月21日，我们将Eagle Ford Basin的部分咸水处置资产出售给第三方，总代价为美元3.0100万美元，其中0.05百万是现金和美元2.95百万是应收贷款。买家还承担了与咸水处置资产相关的某些资产报废义务。应收贷款的利息基于最优惠利率，自2023年8月1日起每月到期。应收贷款于2025年12月31日到期。 我们录制了一段损失的$5.4百万在资产处置或减损损失，净额 在我们今年的综合运营报表中 告一段落 2024年3月31日.
2024年3月6日，我们收购了 51这些之前出售的咸水处置资产中的%投票权，我们将其视为资产收购。此次收购的总代价为美元3.0百万，其中包括终止应收贷款（上文讨论），并分配给不动产、厂房和设备、资产报废义务和非控制性权益。
性情
出售某些咸水处置资产
2023年3月31日，我们将米德兰盆地的某些咸水处置资产出售给两家第三方，总代价为美元13.6100万美元，其中5.0百万是现金和美元8.6百万美元是一笔应收贷款。买方还承担了与盐水处置资产有关的某些资产报废债务和或有对价负债。应收贷款的利息以最优惠利率为基础，从2023年9月1日开始每月到期。贷款
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应收账款将于2026年4月1日到期。我们记录了一美元的损失。18.8百万内资产处置或减损损失，净额 在我们今年的综合运营报表中 告一段落 2023年3月31日.
2023年7月25日，我们签订了一项协议，终止了最低水量的水处理合同，并将松林背斜盆地的某些咸水处理资产和无形资产出售给了第三方，总代价为#美元。8.7百万现金。买方还承担了与盐水处置资产有关的某些资产报废义务。就这笔交易而言，根据资产的相对公允价值，在终止水处理合同和出售资产之间分配了对价。终止的合同包括到2025年12月31日的最低数量承诺。大约$7.8总对价中的100万美元用于终止水处理合同，并确认为收入，其余#美元。0.9分配了100万美元用于出售资产。我们录制了一段损失的$21.2百万论内部买卖资产处置或减损损失，净额 在我们的综合业务报表中截至2024年3月31日的年度.
2023年12月8日，我们将特拉华州盆地的某些咸水处置资产和无形资产出售给第三方，总代价为$12.0百万现金。买方还承担了与盐水处置资产有关的某些资产报废义务。我们记录了一美元的损失。1.3在资产处置或减值损失内出售，净额在我们的综合经营报表中截至2024年3月31日的年度。
由于这些出售交易并不代表将对我们的运营或财务业绩产生重大影响的战略转变，与我们水务解决方案部门这些部分相关的业务并未被归类为非连续性业务。
出售某些天然气液体总站
2023年7月24日，我们出售了二向第三方出售太平洋西北部的天然气液化终端，总对价为$16.0百万现金。此外，作为这笔交易的一部分，我们注销了分配给这笔交易的商誉，并终止了现有的租赁。我们录制了一段利得的$6.8百万在资产处置或减损损失，净额 在我们的综合业务报表中截至2024年3月31日的年度.
2023年11月15日，我们将另一个天然气液体码头出售给第三方，总对价为 $2.3百万现金。买家还承担了与天然气液化气码头相关的某些资产报废义务。作为此次交易的一部分，我们还终止了现有的租赁。我们录得收益美元1.6在资产处置或减值损失内出售，净额在我们的综合业务报表中截至2024年3月31日的年度。
由于这些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，因此与液体物流部门这些部分相关的业务尚未被归类为已终止业务。
出售海洋资产
2023年3月30日，我们将海上资产出售给两家第三方，总代价为美元111.7百万现金减去估计费用约为美元7.5百万美元。我们记录了一美元的损失。8.0百万内资产处置或减损损失，净额 在我们今年的综合运营报表中 告一段落 2023年3月31日.
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。
出售锯齿
2021年6月18日，我们出售了大约 71.5Sawtooth的%权益给予一群买家，总对价为美元70.0百万减少费用约美元2.0百万美元。我们记录了一美元的损失。60.1百万在资产处置或减损损失，净额 在我们今年的综合运营报表中 告一段落 2022年3月31日.
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，因此与液体物流部门这部分相关的业务尚未被归类为已终止业务。
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持有待售资产和负债
如注18所述，2024年3月31日，我们符合将某些淡水解决方案设施、某些咸水处置资产和某些房地产的资产和负债分类为持待售的标准。分类为持作出售后，我们记录了 $1.6百万在截至2024年3月31日止年度的综合经营报表中，将某些咸水处置资产减记至公允价值减出售成本，计入处置损失或资产减损净额，并在2024年3月31日综合资产负债表中计入待售资产中的估值拨备。 下表总结了2024年3月31日分类为持作出售的资产和负债的主要类别（单位：千）：
| | | | | | | | |
| 持有待售资产 | | |
| 应收账款-贸易，净额 | | $ | 565 | |
| 预付费用和其他流动资产 | | 13 | |
| 财产、厂房和设备、净值 | | 14,354 | |
| 商誉 | | 4,108 | |
| 无形资产，净额 | | 49,179 | |
| 持有待售资产的估值免税额 | | (1,622) | |
| 持有待售资产总额 | | $ | 66,597 | |
| | |
| 持有待售债务 | | |
| 应付帐款--贸易 | | $ | 63 | |
| 应计费用和其他应付款 | | 31 | |
| 自客户收取之预付款项而言 | | 164 | |
| 其他非流动负债 | | 356 | |
| 持有待售负债总额 | | $ | 614 | |
由于这些出售交易并不代表将对我们的运营或财务业绩产生重大影响的战略转变，与我们水务解决方案部门这些部分相关的业务并未被归类为非连续性业务。
注：18-后续事件
性情
出售某些淡水解决方案设施
2024年4月5日，我们售出了大约 122,250英亩的房地产 二将位于新墨西哥州埃迪县和利县的牧场交给第三方，以全面考虑 $69.3百万，包括流动资金。我们的二牧场包括收费、州和联邦农业租赁财产、某些水权、淡水井和相关淡水基础设施。截至2024年3月31日持作出售的资产和负债汇总见附注17。
出售某些咸水处置资产
2024年4月15日，我们将特拉华盆地的部分咸水处置资产和无形资产出售给第三方，总对价为 $4.2百万.截至2024年3月31日持作出售的资产和负债汇总见附注17。
出售某些房地产
2024年5月14日，我们售出了大约 1,400将位于新墨西哥州利亚县的英亩房地产转让给第三方，总对价 $8.0百万.截至2024年3月31日持作出售的资产和负债汇总见附注17。
已宣布的分配
2024年4月4日，本全科医生董事会宣布现金分配55.4截至2024年3月31日的季度，B类优先股、C类优先股和D类优先股持有人的未偿还分配拖欠金额的百分比。总分发额为$120.02024年4月18日，在2024年4月12日收盘时，记录保持者获得了100万美元。有关这笔交易的进一步讨论，请参见附注9。
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合并财务报表附注(续)
2024年4月9日，我们的GP董事会宣布了一项现金分配，以向B类优先股、C类优先股和D类优先股的持有人全额支付剩余的分配拖欠和利息。总分发额为$98.12024年4月25日，在2024年4月19日收盘时，记录保持者获得了100万美元。有关这笔交易的进一步讨论，请参见附注9。
利率互换
2024年4月，我们达成了一项200.01,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000，4.79%，以换取截至2026年4月的基于SOFR的可变利息。
法律或有事项
2024年5月28日，特拉华州最高法院确认了陪审团在LCT法律事项(见附注8)。
共同单位回购计划
2024年6月5日，我们的全科医生董事会批准了一项普通单位回购计划，根据该计划，我们可以回购至多$50.0在公开市场或其他私下谈判的交易中，我们的未偿还共同单位中有数百万个。此计划没有固定的到期日期。
