ENERGY TRANSFER报告2024年第二季度业绩

达拉斯-2024年8月7日-能源转移有限合伙企业（NYSE：ET）（“能源转移”或“合伙企业”）今天公布了截至2024年6月30日季度的财务业绩。

能源转移报告2024年第二季度归属于合伙人的净收入为13.1亿美元。截至2024年6月30日的三个月，每个普通单位（基本）的净收入为0.35美元。

调整后的2024年6月30日三个月的调整后的EBITDA为37.6亿美元，而2023年6月30日三个月的调整后的EBITDA为31.2亿美元。当前季度的调整后的EBITDA包括合伙企业和Sunoco LP发生的8000万美元以上的交易相关费用。

调整后的归属于合伙人的可分配现金流，截至2024年6月30日的三个月，为20.4亿美元，而截至2023年6月30日的三个月，分配现金流为15.5亿美元，增加了4.85亿美元。

2024年第二季度的增长资本支出为5.49亿美元，而维护资本支出为2.23亿美元。

业务亮点

•随着新有机增长项目和收购的增加，能源转移的资产容量在2024年第二季度继续增加。

•原油运输量增加了23％，创下合伙企业新记录。

•原油出口增加了11％。

•NGL分馏量增加了11％。

•NGL出口量增加了约3％，创下合伙企业新记录。

•NGL和精制产品储运港容量增加了4％，创下合伙企业新记录。

•NGL运输量增加了4％，创下合伙企业新记录。

成品运输容量增加了9%。

2024年6月，Energy Transfer开始将当前闲置的200 MMcf / d冷凝处理厂搬迁至德州盆地。Badger工厂预计将在2025年中期投入使用。

2024年7月，Energy Transfer重新启用了之前闲置的200万桶丁烷油井，并将Energy Transfer在Mont Belvieu的总NGL储存能力提高至约6200万桶。

战略重点

2024年7月，Energy Transfer完成了WTG Midstream Holdings LLC（“WTG Midstream”）的收购。收购的资产增加了约6000英里的补充气体采集管道，扩展了Energy Transfer在Midland盆地的网络。此外，作为交易的一部分，合作伙伴新增了八个气体处理厂，总处理能力约为1.3 Bcf / d，并且还有两个正在施工的处理厂。自交易关闭以来，其中一个200 MMcf / d处理厂已投入使用。

2024年7月，Energy Transfer和Sunoco LP宣布在Permian Basin组建合资企业，结合了各自在原油和产出水采集方面的资产。Energy Transfer将担任合资企业的运营商，并将其Permian原油和产出水采集资产和业务贡献给合资企业。

Energy Transfer最近批准了在Mont Belvieu的第九个分馏塔的建设。Frac IX的容量为165,000 Bbls / d，预计将于2026年第四季度投入使用。

财务亮点

Energy Transfer现在预计全年2024年的调整后EBITDA将在$153亿至$155亿之间，与之前的$150亿至$153亿之间的预测相比有所增长。Energy Transfer更新的调整后EBITDA估计包括WTG Midstream收购的影响，该项收购于2024年7月15日关闭，即使全年指引中也包括超过1亿美元的交易成本，基础业务表现超预期。随着新的增长项目的增加，Energy Transfer现在预计其2024年增长资本支出将约为31亿元，主要是由于增加了WTG Midstream相关的增长资本支出和与最近的Crestwood收购相关的更快的回报项目。

2024年第二季度，Energy Transfer赎回了全部未偿还的A级和E级优先单位。

2024年6月，Energy Transfer的优先无抵押债务评级被穆迪评级提高至Baa2。这是继2024年2月和2023年8月分别被惠誉和标普提升至BBb之后的又一次提升。

2024年6月，合作伙伴发行了10亿美元5.25%到期2029年的优先票据，12.5亿美元5.60%到期2034年的优先票据，12.5亿美元6.05%到期2054年的优先票据以及4亿美元7.125%的固定复位初级次级票据，到期日为2054年。

2024年7月，Energy Transfer宣布向普通合伙单位分配0.32美元/单位（年化1.28美元/单位）的现金分配，截至2024年6月30日的季度，这比2023年第二季度增长了3.2％。

截至2024年6月30日，合作伙伴的循环信贷设施没有未偿还借款。

Energy Transfer拥有一系列具有卓越产品和地理多样性的资产。合作伙伴的多个部门产生了高质量的、平衡的收益，没有任何一个部门对合作伙伴在2024年6月30日结束的三个月的调整后EBITDA产生了超过三分之一的贡献。合作伙伴的大多数部门利润率是基于费用的，因此对商品价格敏感性很小。

会议电话信息：

合作伙伴已安排于2024年8月7日下午3:30（美国中部时间）/下午4:30（美国东部时间）举行电话会议，讨论其2024年第二季度业绩并提供关于合作伙伴的更新。电话会议将通过互联网网络直播，可通过www.energytransfer.com访问，并且在有限时间内还将在合作伙伴的网站上提供回放。

Energy Transfer LP（NYSE：ET）拥有并运营着美国最大和最多样化的能源资产组合之一，拥有逾130,000英里的管道和相关的能源基础设施。 Energy Transfer的战略网络遍布美国44个州，其资产位于所有主要的美国生产盆地。 Energy Transfer是一家公开交易的有限合伙企业，其核心业务包括互补的天然气中游、州内和州际运输和储存资产； 原油、天然气液体（“NGL”）和精炼产品运输和终端资产； 以及NGL分馏。 Energy Transfer还拥有Lake Charles LNG Company，以及Sunoco LP（NYSE：SUN）的总合伙权益、激励分配权益和大约21％的流通普通合伙单位，以及USA Compression Partners，LP（NYSE：USAC）的总合伙权益和大约39％的流通普通合伙单位。欲了解更多信息，请访问Energy Transfer LP网站www.energytransfer.com。

Sunoco LP（NYSE：SUN）是一家领先的能源基础设施和燃料分销主控式有限合伙企业，业务遍及美国40多个州、波多黎各、欧洲和墨西哥。 SUN的中游业务包括约14,000英里的管道和100多个终端。这一关键设施与SUN的燃料分销业务相互补充，服务于约7,400个Sunoco品牌和合作伙伴品牌的位置以及其他独立经销商和商业客户。 SUN的普通合伙权益归Energy Transfer LP（NYSE：ET）拥有。欲了解更多信息，请访问Sunoco LP的网站www.sunocolp.com。

USA Compression Partners, LP（NYSE：USAC）是美国最大的独立天然气压缩服务提供商之一，总压缩机车队马力占全国天然气压缩机车队的一大部分。USAC与广泛的客户群合作，包括天然气和原油生产商、处理厂、采集器和运输商。USAC专注于为基础应用提供中游天然气压缩服务，主要在高容量采集系统、处理设施和运输应用中。欲了解更多信息，请访问USAC网站www.usacompression.com。

前瞻性声明

本新闻稿可能包括有关未来期望的某些声明，这些声明属于联邦法律所定义的前瞻性声明。此类前瞻性声明受多种已知和未知风险、不确定性和其他因素的影响，这些因素难以预测，其中许多因素超出管理层的掌控。未来结果可能会受到因此类因素而受到影响。有关将来影响结果的广泛因素清单，请参阅合作伙伴的10-k年度报告和其他不时提交给证券交易委员会的文件。合作伙伴不承担更新或修改任何前瞻性声明以反映新信息或事件的义务。

此新闻稿中包含的信息可在我们的网站www.energytransfer.com上获得。

联系方式

能源转移

投资者关系:

比尔·贝尔格，布伦特·拉特利夫，琳赛·汉娜，214-981-0795

或者

媒体关系：

维奇·格拉纳多，214-840-5820

能源转移有限合伙公司及其子公司

简明合并资产负债表

（以百万计）

(未经审计)

能源转移有限合伙企业及附属公司

简明合并利润表

（以百万美元为单位，除每单位数据外）

(未经审计)

ENERGY TRANSFER LP和其附属公司

补充信息

(单位和美元数额均为百万)

(未经审计)

调整后的税息折旧及摊销前利润和可分配现金流是行业分析师、投资者、贷款人和评级机构用来评估能源转移基本业务活动的财务表现和业务运营结果的非GAAP财务指标，不应孤立地或作为净收入、经营收入、经营活动现金流或其他GAAP指标的替代品。

使用调整后的EBITDA和可分配现金流等指标存在一些重要的限制，包括使用这些指标作为唯一方法比较公司之间的结果的难度，以及无法分析直接影响公司净收入或损失或现金流的某些重要项目。此外，我们计算的EBITDA调整和可分配现金流可能与其他公司的同名指标不一致，应与按照GAAP计算的指标一起查看，例如经营收入、净收入和经营活动现金流。

调整后的EBITDA定义

我们将调整后的EBITDA定义为排除利息、税、折旧、枯竭、摊销及其他非现金项目（如非现金补偿费用、处置资产或多余资产的收益和损失、在施工期间使用股权基金的津贴、商品风险管理活动的未实现收益和损失、盘点再估价调整、非现金减值损失、偿还债务的损失和其他不属于营业收入或营业支出的收入或支出）的合伙企业总收益。从调整后的索诺科LP燃料残留存货中排除的盘点再估价调整仅代表存货上LIFO计价法的最低成本或市场储备的变化。这些金额是适用于该期末的残留燃料空间的未实现估值调整。

已调整的EBITDA反映了对未合并的子公司的金额，基于记录不合并子公司的权益收益的识别及计量方法。与未合并子公司有关的EBITDA调整排除对应于未合并子公司与将此类项目排除于EBITDA计算之外的已调整的EBITDA，例如利息、税、折旧、枯竭、摊销及其他非现金项目。虽然这些金额已排除在与未合并子公司有关的已调整的EBITDA之外，但是这种排除不应被理解为我们对这些子公司的运营和收入支出的控制。我们无法控制未合并的子公司的收益或现金流，因此不应过度使用调整后的EBITDA或与未合并子公司有关的调整后的EBITDA作为分析工具。

管理层使用调整后的EBITDA来确定我们的营业绩效，并与其他财务和数量数据一起作为设置年度营业预算、评估我们的众多业务地点的财务绩效、评估目标业务的收购以及激励性报酬的衡量组成部分。

可分配现金流的定义

我们定义可分配现金流为净收入，调整某些非现金项目，减去对优先股份持有人的分配和维护资本支出。非现金项目包括折旧、筛选和摊销、非现金补偿费用、包含在利息费用中的摊销、资产处置的收益和损失、施工期间使用股权基金的津贴、商品风险管理活动的未实现收益和损失、存货估值调整、非现金减值损失、偿债损失和递延所得税。对于非合并关联公司，可分配现金流反映了合作伙伴相应投资者的可分配现金流。

管理层使用可分配现金流来评估我们的整体表现。我们的合作伙伴协议要求我们分配所有可用现金，并计算可分配现金流以评估我们通过运营产生的现金来资助分配的能力。

在一体化基础上，可分配现金流包括Energy Transfer的公司子公司的100%可分配现金流。然而，在我们的子公司中存在非控制权益时，我们的子公司所产生的可分配现金流可能无法分配给我们的合作伙伴。为了反映可供分配给我们的合作伙伴的现金流，我们已报告归属于合作伙伴的可分配现金流，该可分配现金流的计算方式如下:

对于拥有公开交易的股权利益的子公司，可分配现金流（合并）包括归属于这种子公司的100%可分配的现金流，可分配给我们的合作伙伴的可分配现金流包括母公司在所述期间收到的分配。

对于合并的合资企业或类似实体，非控制权益未公开交易时，可分配现金流（合并）包括归属于这些子公司的100%可分配的现金流，但可分配给合作伙伴的可分配现金流仅反映归属于我们所有权利益的子公司的可分配现金流的金额。

对于归属于合作伙伴的可分配现金流作出的调整，排除了包括在净收入中的某些与交易相关的调整和非经常性支出。

（b）2024年6月30日结束的三个月和六个月，与交易相关的所得税金额反映了Sunoco LP在其于2024年4月出售西得克萨斯、新墨西哥和俄克拉荷马州便利店时所认可的当期所得税费用。

ENERGY TRANSFER LP AND SUBSIDIARIES

每个板块季度业绩摘要分析

(以百万美元为单位的制表符金额)

(未经审计)

以下段营运结果分析包括段边际的度量。段边际是一项非GAAP财务度量，为了协助分析段营运结果和尤其是促进对销售收入变化对于段调整后的EBITDA的影响的理解而被提出。段边际类似于按照GAAP报告的毛利润度量，但是段边际不包括折旧、筛选和摊销费用。在合作伙伴报告的按照GAAP报告中，与段边际最直接相关的度量是调整后的EBITDA；为了对于每个段营运结果分析，我们已在以下各表格中将段边际与调整后的EBITDA进行了对比。

州内运输和储存

由于我们的德克萨斯资产的运输减少和Haynesville资产的产量减少，运输量下降。

针对2024年6月30日结束的三个月，与去年同期相比，与州内运输和储存部门（Segment）有关的调整后的息税折旧及摊销前利润（EBITDA）由于以下净影响而增加：

•实现的天然气销售和其他方面增加了$77 million，主要由于物理销售的管道优化水平较高；

•存储利润增加了$26 million，主要由于物理收益和财务收益的时间安排；

•运输费用增加了$13 million，主要由于我们的德克萨斯系统上在先前某个时期赚取的一些争议费用的收回；

•营业费用减少了$8 million，主要由于与产品销售成本抵消的燃料消耗变化。

州际运输和储存

由于需求增加，我们的Trunkline、Panhandle和Gulf Run系统的容量销售和利用率提高，运输量也因此增加。

地域板块调整后的EBITDA。截至2024年6月30日的三个月，与去年同期相比，我们的州际运输和储存板块的地域板块调整后的EBITDA下降，原因如下：

•地域板块利润下降3200万美元，主要是由于Panhandle费率案所导致的发货人退款减少2.2亿美元（这包括2024年第二季度的负面影响为3.5亿美元，而2023年第二季度的负面影响为1.3亿美元），操作燃气销售收入降低1亿美元以及停车收入降低300万美元。这些减少部分被几个州际管道系统的签约容量和更高费率导致的运输收入增加的300万美元所抵销；

•营业费用增加700万美元，主要是由于维护项目成本增加1200万美元，部分抵消的是附加价值税减少200万美元和电费减少200万美元；

•销售、一般和管理费用增加400万美元，主要是由于分摊成本增加200万美元、专业费用增加100万美元和员工相关费用增加100万美元；而

•未合并联营企业的调整后的EBITDA下降600万美元，主要是由于Midcontinent Express管道合资企业的下降，因为低费率售出的容量减少了收入。

中游-脑机

由于Ark-La-Tex、中游/Panhandle和东北地区的容量减少，收集的容量有所下降，部分抵消的是Permian地区容量和新收购资产的增加。NGL生产增加主要是由于加工容量增加。

中游-脑机板块调整后的EBITDA。截至2024年6月30日的三个月，与去年同期相比，我们的中游板块的中游-脑机板块调整后的EBITDA增加，原因如下：

•主要由于最近收购的资产和Permian地区的容量增加12100万美元；

•销售、一般和管理费用减少900万美元，主要是由于上一个期间的一次性费用；而

•未合并联营企业的调整后的EBITDA增加200万美元，因为最近收购了资产；部分抵消的是

•营业费用增加1300万美元，主要是由于最近收购的和投入使用的资产增加2.5亿美元，部分抵消的是环境储备减少1200万美元，而

•由于天然气价格降低3.1亿美元，未来12个月降低600万美元，而NGL价格上涨2800万美元，使得调整后的EBITDA减少300万美元。

NGL和精炼产品的运输和服务

NGL运输量主要由于Permian地区，我们的Mariner East管道系统和我们的海湾岸出口管道的运输量增加而增加。

运输量的增加和2023年8月我们第八台分馏塔的投产也导致了在我们的蒙特贝利NGL综合体中更高的分馏量。

板块调整后的EBITDA。我们NGL和精炼产品运输和服务板块在2024年6月30日结束的三个月内与去年同期相比，调整后的EBITDA由于以下因素的净影响而增加：

•市场利润（不包括商品风险管理活动未实现的收益和损失）增加了1.07亿美元，主要是由于对套期保值NGL和精炼产品库存的优化所带来的收益增加。这次增加还包括610万美元的板块内边际，这笔增加在我们的运输利润中完全被抵消；

•运输利润增加了7.7亿美元，主要是由于我们的Texas y级管道系统上的吞吐量和合同费率上涨3,300万美元，我们的Mariner East管道系统上涨2,200万美元，我们的Mariner West管道上涨1,300万美元，我们的精炼产品管道上涨1,100万美元，以及从馈送我们的Nederland终端的更高出口量增加的600万美元。这些增加部分被板块内收费600万美元和200万美元抵消，在我们的营销和分馏装置毛利率中分别完全抵消；

•分馏器和炼油服务利润增加4,600万美元，主要是由于我们的第八台分馏塔在2023年8月投入使用，吞吐量增加4,000万美元；我们的炼油服务业务增加300万美元；我们板块内收费200万美元，在我们的运输利润中完全抵消；

•终端服务利润增加2,000万美元，主要是由于我们Marcus Hook终端吞吐量和合同费率上涨1,200万美元，我们的Nederland终端载入的出口量增加500万美元和我们的精炼产品终端吞吐量和存储上涨300万美元；和

•与非控制子公司相关的调整后的EBITDA增加3,000美元，部分抵消了

•营业费用增加2,100万美元，主要是由于天然气和电力公用事业费用增加900万美元，项目相关费用时间的推移所致的费用增加700万美元以及员工费用增加500万美元。

WTI原油运输和服务

由于采集系统持续增长和最近收购的资产的贡献，wti原油运输量有所增加。由于墨西哥湾沿岸终端吞吐量下降，部分抵消了出口量的增加，wti原油终端量有所降低。

业务分部调整后EBITDA。2024年6月30日结束的三个月，与去年同期相比，我们的wti原油运输和服务业务分部的调整后EBITDA主要由以下净影响增加： •业务分部利润增加1.73亿美元（不包括商品风险管理活动的未实现收益和损失），主要由最近收购的资产增加1.24亿美元和现有管道资产运输收入增加6100万元，部分抵消了墨西哥湾沿岸终端吞吐量下降500万美元和wti原油采购和营销业务下降800万美元；部分抵消了 •营业费用增加4400万美元，主要由最近收购的资产增加2500万元、维修项目成本增加1000万美元和公用事业成本增加700万美元，以及 •销售、总务和行政费用增加600万美元，主要由最近收购的资产。

wti原油运输量有所增加，主要是由于采集系统持续增长和最近收购的资产的贡献。由于墨西哥湾沿岸终端吞吐量下降，部分抵消了出口量的增加，wti原油终端量有所降低。 •业务分部利润增加1.73亿美元（不包括商品风险管理活动的未实现收益和损失），主要由最近收购的资产增加1.24亿美元和现有管道资产运输收入增加6100万元，部分抵消了墨西哥湾沿岸终端吞吐量下降500万美元和wti原油采购和营销业务下降800万美元；部分抵消了 •营业费用增加4400万美元，主要由最近收购的资产增加2500万元、维修项目成本增加1000万美元和公用事业成本增加700万美元。 •销售、总务和行政费用增加600万美元，主要由最近收购的资产。

营业费用增加4400万美元，主要由最近收购的资产增加2500万元、维修项目成本增加1000万美元和公用事业成本增加700万美元。

销售、总务和行政费用增加600万美元，主要由最近收购的资产。

太阳石油LP的投资

太阳石油LP的投资业务分部反映了Sunoco LP的合并结果。

分部调整后息税折旧及摊销前利润。截至2024年6月30日的三个月，与去年同期相比，我们在太阳石油LP部门的投资相关的分部调整后息税折旧及摊销前利润主要由以下净影响增加：

•分部保证金（不包括商品风险管理活动和库存估值调整的未实现收益和损失）增加2.18亿美元，主要与NuStar和Zenith欧洲码头的收购有关；部分抵消

•▪ 营业费用增加4,600万元，销售及行政费用增加1.02亿美元，主要与NuStar和Zenith欧洲码头的收购有关，包括8,000万元的交易费用。

对美国压缩服务公司的投资

对美国压缩服务公司的投资反映了USAC的合并结果。

分部调整后息税折旧及摊销前利润。截至2024年6月30日的三个月，与去年同期相比，我们在USAC部门的投资相关的分部调整后息税折旧及摊销前利润主要由以下净影响增加：

•主要由于增加的压缩服务需求，新部署和重新部署压缩机单元的市场价格和现有客户合同的平均价格较高，分部保证金增加2,800万元；部分抵消

•营业费用增加7,000,000美元，主要是由于增加的收入生成马力相关的员工成本增加。

所有其他

截至2024年6月30日的三个月，与去年同期相比，我们在所有其他部门的投资相关的分部调整后息税折旧及摊销前利润主要由以下净影响增加：

•由于并购相关费用较低的增加1,200万美元；以及

•由于燃气交易和库存头寸的损益增加1,000万美元；部分抵销

•来自电力交易业务的损益减少400万美元。

我们的压缩机业务减少了300万美元；

我们的自然资源业务减少了300万美元。

能源转移LP及其附属公司

流动性的补充信息

（以百万计）

(未经审计)

下表提供了我们循环信贷设施的信息。我们还有合并子公司的循环信贷设施未包括在此表中。

能源转移LP及其附属公司

非合并联营公司的补充信息

（以百万计）

(未经审计)

下表提供了我们非合并联营公司的聚合基础信息，它们在伙伴的基本报表中按权益法投资计算所得的财务报表期间。

能源转移有限合伙企业及其附属公司

非整体拥有的合营子公司的补充信息

（以百万计）

(未经审计)

下表提供了我们非整体拥有的合资子公司的聚合信息，这些信息在我们的基本报表中以整体的方式反映。下表不包括非整体拥有的公开交易的Sunoco LP和USAC。

下面是我们在某些非整体拥有的子公司中的所有权百分比：

（a）非完全拥有子公司的调整后EBITDA反映了我们的非完全拥有子公司的总调整后EBITDA。这是包括在我们的合并非GAAP测量的调整后EBITDA中的金额。

（b）我们对非完全拥有子公司的调整后EBITDA的比例份额反映了这些子公司的调整后EBITDA的比例份额（以汇总方式计算），该比例份额归属于我们的所有权益。

（c）非完全拥有子公司的可分配现金流反映了我们的非完全拥有子公司的总可分配现金流。

（d）我们对非完全拥有子公司的可分配现金流的比例份额反映了这些子公司的可分配现金流的比例份额（以汇总方式计算），该比例份额归属于我们的所有权益。这是包括在我们的合并非GAAP测量中，归属于Energy Transfer合伙人的可分配现金流的金额。

（e）我们的所有权反映了我们及我们子公司持有的总经济利益。在某些情况下，此比例包括在（或由）多个实体持有的所有权益。