美国证券交易委员会
华盛顿特区20549
表格
10-K
（标记一）
截至本财政年度
2024年12月31日
或
为从_____________到__________________的过渡期
| 委托档案号： |
|
|||||||
|
|
||||||||
| （在其章程中指明的注册人的确切名称） | ||||||||
|
|
|
|||||||
| （成立或组织的州或其他司法管辖区） | （I.R.S.雇主识别号） | |||||||
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|||||||
| （注册人主要行政办公室地址及电话） | ||||||||
| 根据该法第12（b）节登记的证券： | ||||||||
| 各类名称 | 交易代码（s） | 注册的各交易所名称 | ||||||
| 无 | 无 | 无 | ||||||
|
根据该法第12（g）节注册的证券：无
|
||||||||
如果注册人是《证券法》第405条所定义的知名且经验丰富的发行人，请用复选标记表示。
有
否☐
如果根据该法第13条或第15（d）条，注册人没有被要求提交报告，请用复选标记表示。
是☐
无
☒
用复选标记表明注册人（1）在过去12个月内（或要求注册人提交此类报告的较短期限内）是否已提交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。
有
☒ 没有☐
用复选标记表明注册人在过去12个月（或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内）是否以电子文件方式提交了根据S-T条例第405条（本章第232.405条）要求提交的每一份互动数据文件。
有
☒ 没有☐
通过复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的报告公司还是新兴成长型公司。见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型报告公司”、“新兴成长型公司”的定义。
大型加速申报器☐ 加速申报器☐
非加速披露公司
☒ 较小的报告公司
☐
新兴成长型公司
☐
如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表明注册人是否已就编制或发布其审计报告的注册会计师事务所根据《萨班斯-奥克斯利法案》（15 U.S.C. 7262（b））第404（b）节对其财务报告内部控制有效性的评估提交报告和证明。
☐
如果证券是根据该法第12（b）节登记的，请用复选标记表明备案中包括的登记人的财务报表是否反映了对先前发布的财务报表的错误更正。
☐
用复选标记表明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官根据§ 240.10D-1（b）在相关恢复期间收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见法案第12b-2条）。有
☐
没有
木板路管线，LP符合10-K表格一般说明I（1）（a）和（b）中规定的条件，因此以简化披露格式提交此表格。
以引用方式并入的文件。
没有。
2024表格10-K
Boardwalk Pipeline Partners, Lp
目 录
3
第一部分
项目1。商业
除非文意另有所指，否则本10-K表格年度报告中提及的“我们”、“我们的”、“我们”或类似术语是指木板路管线 Partners，LP及其合并子公司的业务。
简介
We is a Delaware limited partnership formed in 2005. We is a Delaware limited partnership formed in 2005。我们的业务由我们的主要子公司Boardwalk Pipelines，LP（Boardwalk Pipelines）及其运营子公司（合称运营子公司）开展，包括天然气和天然气液体、烯烃和其他碳氢化合物（以下统称NGLs）的综合管道和储存系统。我们所有的运营都是由Boardwalk Pipelines的运营子公司进行的。截至2024年12月31日，Boardwalk Pipelines Holding Corp.（BPHC）是美国洛斯保险公司（洛斯保险）的全资子公司，直接或间接拥有我们100%的资本。
我们的生意
我们在天然气和NGLs行业的中游部分开展业务，为这些商品提供运输和储存。我们还为路易斯安那州和德克萨斯州的工业客户提供乙烷供应和运输服务。我们拥有约14,315英里的天然气和NGLs管道和地下储藏洞穴，其工作天然气总容量约为1995亿立方英尺（BCF）和3120万桶（MMBBLs）的NGLs。我们的综合天然气管道和储存系统位于墨西哥湾沿岸地区、俄克拉荷马州、阿肯色州、田纳西州、肯塔基州、伊利诺伊州、印第安纳州和俄亥俄州，我们的NGLs管道和储存设施位于路易斯安那州和德克萨斯州。
我们为广泛的客户提供服务，包括发电商、天然气生产商和营销商、地方分销公司（最不发达国家）、工业用户、液化天然气（LNG）出口商以及州际和州内管道。我们通过固定合同提供很大一部分天然气管道运输和储存服务，根据这些合同，我们的客户每月支付容量预订费，这是基于预留容量数量的固定费用，无论使用情况如何。其他费用基于公司合同和可中断服务合同项下容量的实际利用率。我们的NGLs服务合同通常是收费的或包含最低数量承诺（MVC），而其他合同则取决于实际运输、存储或交付的数量。截至2024年12月31日止年度，我们约86%的收入来自公司合同下的运力预订费或与MVP签订的合同，约5%的收入来自公司合同下基于利用率的费用，约9%的收入来自可中断运输、可中断存储、停车和借贷（PAL）、乙烷供应和其他服务。
我们可以对大部分天然气运输服务收取的最高适用费率，以及这些服务的一般条款和条件，由联邦能源管理委员会（FERC）制定，并受其审查和修订。这些费率是基于某些假设，让我们有机会收回提供这些服务的成本，并获得合理的股本回报率。然而，有可能我们可能无法收回所有成本或赚取回报。根据FERC授予的授权，我们被授权对我们的大部分天然气储存能力收取基于市场的费率。FERC还对我们的州际乙烷管道运输的费率、收费以及服务条款和条件拥有管辖权。地面运输委员会（STB）规定了我们对乙烯管道系统的州际服务收取的费率。路易斯安那州公共服务委员会（LPSC）规定了我们在NGLS管道上对路易斯安那州内州内服务收取的费率。STB和LPSC要求我们的运输费率是合理的，并且我们的做法不能对我们的托运人进行不合理的歧视。
业务板块
2024年第四季度，我们确定并开始报告两个部分——天然气和天然气液体。以下包含对我们每个部分的详细讨论。
天然气
我们的天然气部门为天然气客户提供运输、储存和PAL服务，包括一体化的州际和州内天然气管道和储存设施。我们拥有并运营约13,445英里的互联天然气管道，直接服务于13个州的客户，并通过与非附属公司的众多互联互通间接服务于美国东北部和东南部（美国）的客户
4
管道。2024年，我国天然气管道系统输送了约3.7万亿立方英尺的天然气。2024年期间，我们天然气管道系统的日均吞吐量约为10.2 BCF。我们的天然气储存设施由位于四个州的十四个地下储气场组成，总工作气体容量约为191.9 BCF。
我们天然气管道系统的主要供应来源是位于墨西哥湾沿岸和中大陆地区的区域供应枢纽和市场中心，包括路易斯安那州近海、路易斯安那州佩里维尔地区、路易斯安那州亨利枢纽和德克萨斯州迦太基地区。我们在德克萨斯州迦太基地区的管道提供了来自Barnett和Haynesville页岩以及德克萨斯州东部和路易斯安那州北部其他天然气产区的天然气供应。Henry Hub作为在纽约商品交易所交易的天然气期货合约的指定交割点。我们的管道系统还可以进入供应盆地，例如俄克拉荷马州的Woodford和Scoop/Stack页岩、阿肯色州的Fayetteville页岩、德克萨斯州南部的Eagle Ford页岩以及路易斯安那州北部和南部以及密西西比州的井口供应，我们还可以从位于美国东北部的Marcellus和Utica页岩获得黎巴嫩、俄亥俄州地区的天然气。
以下是构成我们天然气部门的主要子公司的摘要：
Gulf South Pipeline Company，LLC（Gulf South）： 我们的海湾南部管道系统位于墨西哥湾沿岸的俄克拉荷马州、德克萨斯州、路易斯安那州、密西西比州、阿拉巴马州和佛罗里达州。海湾南部系统直接服务的系统内市场一般位于德克萨斯州东部、路易斯安那州、密西西比州南部、阿拉巴马州南部和佛罗里达州狭长地带。Gulf South也为Perryville交易所提供服务。这些市场包括德克萨斯州弗里波特地区的液化天然气出口市场、发电商、最不发达国家和位于整个系统的市镇，包括路易斯安那州新奥尔良；密西西比州杰克逊；阿拉巴马州莫比尔；德克萨斯州休斯顿；佛罗里达州彭萨科拉，以及位于整个系统的其他终端用户，包括位于巴吞鲁日至新奥尔良工业走廊和路易斯安那州查尔斯湖的终端用户。Gulf South还可以通过与非附属的州际和州内管道和存储设施的大量互联互通间接进入系统外市场。这些管道互联互通提供了进入美国东北部、中西部和东南部市场的通道。
Gulf South拥有十座天然气储存设施。位于路易斯安那州比斯蒂诺和密西西比州杰克逊的两个天然气储存设施拥有大约78.0 BCF的工作储气能力，Gulf South从中提供稳固和可中断的储存服务，包括无通知服务（NNS），并用于支持管道运营。Gulf South还在密西西比州Forrest县拥有并经营8个高可交付性盐穹顶天然气储藏洞穴，总储藏能力约为46.0 BCF，其中约29.6 BCF为工作气体容量，并拥有适合多达5个额外储藏洞穴的未开发土地。Gulf South受FERC监管。
Texas Gas Transmission，LLC（Texas Gas）： 我们的德克萨斯天然气管道系统是一条双向管道，位于路易斯安那州、东德克萨斯州、阿肯色州、密西西比州、田纳西州、肯塔基州、印第安纳州和俄亥俄州，直径更小的管道延伸到伊利诺伊州。Texas Gas在其市场区域直接为最不发达国家、市政当局和发电商提供服务，该市场区域包括南部和中西部的七个州，包括田纳西州的孟菲斯；肯塔基州的路易斯维尔；俄亥俄州的辛辛那提和代顿；以及印第安纳州的埃文斯维尔和印第安纳波利斯等大都市区。德州天然气公司还通过与非附属管道的互联互通，间接进入东北部市场，并从那里获得供应。得州天然气系统输送的大部分天然气用于冬季月份的供暖，但得州天然气公司也为夏季月份的降温需求提供天然气。
Texas Gas拥有九个天然气储气田，其中拥有大部分工作和基础气。Texas Gas使用这种气体来满足其运输和储存客户的运营要求以及其NNS客户的要求。Texas Gas还利用其储存能力提供牢固和可中断的储存服务。德州天然气受FERC监管。
其他：我们在德克萨斯州南部和查尔斯湖地区拥有小型州内和欣肖管道资产，为最终用途、电力发电机和工业客户提供服务。
5
下表提供了截至2024年12月31日我们拥有和运营的天然气部门资产的信息：
|
物业、厂房及设备
|
万里管道
|
日均吞吐量（BCF/d）(1)
|
峰值日交付能力（BCF/d）
|
工作储气能力（BCF）
|
||||||||||||||||||||||
|
海湾南部
|
7,180 | 6.8 | 10.9 | 107.6 | ||||||||||||||||||||||
|
德州燃气
|
6,000 | 3.3 | 6.3 | 84.3 | ||||||||||||||||||||||
|
其他天然气
|
265 | 0.1 | — | — | ||||||||||||||||||||||
（1）每日BCF（BCF/d）
天然气液体
我们的天然气液体部门主要包括NGLs管道、盐丘储存设施和卤水基础设施，该部门为NGLs提供运输和储存服务，并为乙烷和卤水客户提供供应服务。我们在路易斯安那州和德克萨斯州拥有并运营约870英里的NGLS管道。2024年，我们的天然气液体管道系统运输了大约136.6 MMBBLs的NGLs。我们的NGLs存储设施由位于路易斯安那州的11个盐穹顶洞穴组成，总存储容量约为31.2 MMBBLs。我们还拥有位于路易斯安那州的十个盐穹顶洞穴和相关卤水基础设施，用于提供卤水供应服务和支持NGLs储存业务。我们的NGLs管道系统通过我们在路易斯安那州密西西比河走廊地区的乔克托枢纽和路易斯安那州查尔斯湖地区的硫磺枢纽的运营进入墨西哥湾沿岸的石化行业。我们在德克萨斯州的内切斯港获得乙烯供应，我们将其交付给路易斯安那州的石化行业客户。我们在德克萨斯州的Mont Belvieu和路易斯安那州的不同地点采购乙烷，并利用我们的NGLs管道向德克萨斯州和路易斯安那州的客户供应乙烷。我们的天然气液体部门的大多数客户是工业终端用户。
以下是构成我们天然气液体部门的主要子公司的摘要：
Boardwalk Louisiana Midstream，LLC（Louisiana Midstream）：Louisiana Midstream通过路易斯安那州南部的两个枢纽——密西西比河走廊地区的乔克托枢纽和查尔斯湖地区的硫磺枢纽——为主要是乙烯的NGLs提供运输和储存服务，并为石化产品的生产商和消费者提供卤水供应服务。这些资产拥有约47.8 MMBBLs的盐穹顶储存能力，包括约7.6 BCF的工作天然气储存能力；重要的卤水供应基础设施；以及约310英里的管道资产，包括广泛的乙烯分配系统。
Louisiana Midstream的Choctaw管道网络是一个位于密西西比河走廊沿线的公共运输管道系统，为路易斯安那州东南部的化工综合体提供服务，并为乙烯的生产商和消费者提供连接。通过与Boardwalk Petrochemical Pipeline，LLC（Boardwalk Petrochemical）的Evangeline Pipeline管道和其他第三方管道的互联互通，该系统将德克萨斯州和查尔斯湖地区的乙烯生产商与密西西比河走廊连接起来。Louisiana Midstream在Choctaw枢纽提供乙烯、乙烷、丙烯和乙烷-丙烷混合物的储存服务，并有能力修改其现有的产品储存配置以满足市场需求。路易斯安那州中游还拥有位于乔克托枢纽的八个盐穹顶洞穴和相关卤水基础设施，用于提供卤水供应服务和支持其NGLs储存业务。乔克托枢纽中心，通过路易斯安那州中游的所有权Boardwalk Storage Company，LLC，也是乔克托天然气储存洞穴的所有者和运营商。
Louisiana Midstream的Sulphur管道网络位于路易斯安那州查尔斯湖附近，与当地的乙烯生产商和消费者以及地区炼油厂相连。其管道基础设施通过将其设施连接到路易斯安那州中游的硫磺枢纽存储终端以及Boardwalk石化管道来支持当地工业。在Sulfur Hub，Louisiana Midstream拥有并运营着五个活跃的储藏洞穴，目前正在乙烯、乙烷和丙烷服务中。
6
Boardwalk石化：Boardwalk Petrochemical拥有并运营Evangeline管道，这是一条约180英里的双向、公共运输船、州际乙烯管道，每年能够在德克萨斯州内切斯港和路易斯安那州巴吞鲁日之间运输约48亿磅乙烯，并与路易斯安那州中游硫磺和乔克托枢纽的乙烯分配系统和储存设施相互连接。伊万杰琳管道将德克萨斯州内切斯港的乙烯生产商和消费者连接到路易斯安那州巴吞鲁日附近的密西西比河走廊。
Boardwalk Ethane Pipeline Company，LLC（Bayou Ethane）：Bayou Ethane拥有并运营Bayou Ethane Pipeline，这是一条约380英里的管道系统，发源于德克萨斯州的Mont Belvieu，将乙烷输送到德克萨斯州东南部和路易斯安那州的密西西比河走廊。巴尤乙烷管道提供公共运输工具、州际和州内运输服务，并与路易斯安那州中游在硫磺和乔克托枢纽的储存设施相互连接。Bayou乙烷管道有能力每年向德克萨斯州和路易斯安那州的客户输送约55.0 MMBBLs的乙烷。Bayou Ethane为路易斯安那州和德克萨斯州的工业客户提供乙烷供应和运输服务。在提供乙烷供应服务方面，Bayou Ethane在Mont Belvieu和路易斯安那州多个地点采购乙烷，并利用其管道向客户提供供应。
下表提供了截至2024年12月31日我们拥有和运营的天然气液体部门资产的信息：
|
物业、厂房及设备
|
万里管道 |
年吞吐量（MMBBLS）
|
工作储气能力（BCF） | 液体存储容量（MMBBLS） | ||||||||||||||||||||||
|
路易斯安那州中游
|
310 | 60.2 | 7.6 | 31.2 | ||||||||||||||||||||||
|
木板路石化
|
180 | 36.3 | — | — | ||||||||||||||||||||||
|
巴油乙烷
|
380 | 40.1 | — | — | ||||||||||||||||||||||
当前增长项目
2024年，我们投入服务的增长项目约为2.45亿美元，这代表着约0.4BCF/d的稳固天然气运输能力、我们乙烯管道系统的额外能力以及增加的储存能力和可靠性。我们预计将在我们正在进行和已宣布的增长项目上总共花费约16亿美元，这些项目的预计投入使用日期为2025-2029年。这些项目预计将增加超过2.0bcf/d的坚定天然气运输能力。这些项目预计将服务于发电厂和工业客户增加的天然气需求。我们的增长项目由长期的固定合同保障，尽管有些项目得到执行的先例运输协议的支持，这些项目需要获得监管部门的批准。
参考流动性和资本资源在本年度报告第10-K表第二部分第7项中进一步讨论资本支出和融资。
合同性质
我们与客户签订合同，在牢固和可中断的基础上提供运输、储存和乙烷供应服务。我们还提供捆绑的实盘运输和存储服务，例如NNS、可中断PAL服务、某些石化客户的卤水供应服务和分馏服务。
运输服务：我们在牢固和可中断的基础上提供运输服务。我们的客户根据他们的特殊需求选择适用的服务组合，具体取决于管道容量的可用性、服务的价格以及客户要求的数量和时间。我司实盘运输客户在我司系统指定收发点预留特定数量的管道运力。实盘服务合同的交易价格由基于储备容量数量的固定费用组成，不考虑用途（容量预约费），加上以实际运输或注入和退出储存的商品量支付的使用费形式的可变费用。来自固定服务合同的运力预订收入在合同期内通常是一致的，但在冬季期间可能会高于一年中的其余时间，特别是对于NNS协议而言。坚定的运输合同可以从一年到二十年不等，尽管我们可能会签订更短期或更长期的合同。在向客户提供可中断服务时，我们同意在有能力时为客户运输天然气或NGLs。可中断服务客户只为实际运输的气量支付商品费用，外加燃料费。可中断
7
运输协议的条款从日常到多年不等，费率每天、每月或季节性变化。我们的NGLs运输服务一般是收费的，或者包含一个MVC。
仓储及停车出借服务：我们在稳固和可中断的基础上提供天然气和NGLs储存服务。公司存储客户保留特定数量的存储容量，包括注入和退出权利，而可中断客户在可用时获得存储容量和注入和退出权利。与实盘运输客户类似，实盘仓储客户一般按储备运力数量加注提费支付费用。公司储存合同的期限通常从一年到十年不等。可中断存储客户支付实际存储的气量加上注取费。通常，可中断存储协议是按月约定的。我们能够根据FERC授予的授权，对我们的大部分天然气储存能力收取基于市场的费率。我们的NGLS存储费率是基于市场的，NGLS服务的合同通常是带有升级条款的固定价格安排。PAL是向客户提供的一种可中断服务，为他们提供在特定时间内将天然气停放（注入）或借用（退出）我们在特定位置的管道系统的能力。客户根据协议条款提前或按月支付PAL服务费用。
无通知服务：NNS包括公司天然气运输和储存服务的组合，允许客户在很少或根本不通知的情况下从储存中注入或提取天然气。客户根据预留的容量加上一种商品支付预订费，并根据实际运输的气量支付燃料费。根据其关税，Texas Gas将储存的天然气借给其某些无通知客户，这些客户有义务以实物形式偿还天然气。
乙烷供应服务：我们在坚定的基础上提供乙烷供应服务，通常提供MVC或规定的数量，并根据可用性提供任何要求的额外数量。与我们的乙烷供应服务相关的采购和销售协议中包含的定价通常基于相同的乙烷商品指数，外加固定的交付费用。因此，除了在一个月内购买数量并在另一个月内出售时可能出现的时间差异外，我们几乎没有直接的商品价格敞口。
其他产品销售：我们偶尔会根据我们可供销售的库存和市场情况出售天然气、丙烷和乙烯。
服务的客户和市场
我们直接与终端用户签约，包括发电商、最不发达国家、工业用户和液化天然气出口商。我们还与其他客户签订合同，包括天然气的生产商和营销商，以及州际和州内管道，后者反过来为最终用户提供运输和储存服务。不包括产品销售，基于我们2024年的运输、储存、PAL和其他收入，扣除燃料，我们的客户组合如下：发电商（22%）、营销商（22%）、天然气生产商（21%）、最不发达国家（14%）、工业终端用户（13%）和液化天然气出口商（8%）。不包括产品销售，基于我们2024年的运输、储存、PAL和其他收入，扣除燃料，我们的交付量如下：管道互连（32%）、发电机（17%）、最不发达国家（15%）、工业终端用户（15%）、储存活动（12%）、液化天然气出口商（7%）和其他（2%）。我们与乙烷供应服务相关的交付对象是工业终端用户。没有客户占我们2024年营业收入的10%或更多。
电力发电机：我们的天然气管道直接连接到八个州的44个天然气发电设施。发电客户的需求通常在夏季降温季节达到高峰，这与最不发达国家的冬季高峰需求背道而驰，尽管由于天然气的使用比煤炭等其他来源发电的使用总体上有所增加，发电机的需求在冬季月份也保持强劲。我们的发电客户可以使用NNS、牢固和可中断的运输服务相结合。
天然气营销人员：天然气营销公司利用我们的服务为我们的其他客户群体以及系统外市场的客户群体提供服务。这些服务可能包括联合气体运输和储存服务，以支持其他客户群体的需求。其中一些营销商是由最不发达国家或生产商赞助的。
天然气生产商：天然气生产商使用我们的服务将天然气供应从生产区（包括页岩天然气生产区）运送到我们系统内外的供应池和其他客户。生产商与我们签订存储服务合同，以存储过剩的产量并优化其天然气的最终销售价格。
8
本地分销公司：我们的大多数最不发达国家客户使用坚定的天然气运输服务，包括NNS。我们在整个管道系统的300多个交付地点为162个最不发达国家提供服务。这些客户的需求在冬季供暖季达到高峰。
工业终端用户：我们为大约210个工业设施提供坚固和可中断的天然气和NGLs运输、储存和乙烷供应服务。我们的管道系统直接连接到巴吞鲁日至新奥尔良工业走廊的工业设施；路易斯安那州查尔斯湖；德克萨斯州贝尔维尤山；阿拉巴马州莫比尔；德克萨斯州英格尔赛德；佛罗里达州彭萨科拉。我们还可以通过第三方天然气管道进入休斯顿船舶航道。
液化天然气出口商：液化天然气出口商使用我们的天然气公司运输服务到达液化天然气液化和出口设施。我们直接向位于德克萨斯州弗里波特的Freeport LNG液化和出口设施提供1.4 BCF/d的坚定天然气运输服务。
随着时间的推移，我们的天然气输送市场已经多样化，向我们的最终用途客户的输送量有所增加，而从历史上看，我们的天然气输送市场主要是向其他管道输送，然后这些管道再输送给最终用途客户。截至2024年12月31日，根据承诺的坚定协议，我们的预计营业收入约为142亿美元，其中我们的交付量预计如下：管道互连（42%）、发电机（22%）、液化天然气出口商（12%）、工业最终用户（11%）、最不发达国家（5%）、储存活动（6%）和其他（2%）。
政府监管
联邦能源监管委员会：FERC根据1938年《天然气法案》（NGA）和1978年《天然气政策法案》（NGPA）对我们的州际天然气输送运营子公司进行监管。除其他外，FERC对州际商业中的天然气运输和储存以及其管辖范围内设施的建设、扩建、扩大或废弃的费率和收费进行监管。如有需要，我们的州际天然气管道子公司持有FERC颁发的公共便利和必要性证书，涵盖其某些设施、活动和服务。FERC还为我们的州际天然气管道子公司规定了会计处理，这些子公司根据提交给FERC的表格单独报告。我们在FERC管辖下运营的子公司的监管账簿和记录以及其他活动可能会受到FERC的定期审计。
我们受FERC监管的运营子公司可能对其提供的天然气运输服务的所有方面收取的最高适用费率是通过FERC基于成本的费率制定过程确定的；然而，FERC也允许使用折扣或协商费率作为基于成本的费率的替代方案。FERC基于成本的费率制定过程中的关键决定因素是提供服务的成本、正在运输的天然气数量、费率设计、服务之间的成本分配、资本结构和管道被允许赚取的回报率。我们可能对Texas Gas上的存储服务收取的最高适用费率，但与该系统上部分工作气体容量相关的服务除外，也是通过FERC基于成本的费率制定流程确定的。FERC已授权我们对我们大多数其他天然气储存设施的牢固和可中断储存服务收取基于市场的费率。我们受FERC监管的实体目前都没有义务提出新的费率案件。
我们的其他一些子公司根据德克萨斯州铁路委员会制定的规则和条例在州内商业以及根据NGPA第311条受FERC管辖的州际商业中运输天然气。服务的最高费率是根据NGPA第311条确定的，一般由FERC每五年审查一次。我们的州际乙烷运输管道的费率和服务条款也受FERC的监管，除其他法规外，还包括《州际商业法》和1992年《能源政策法》。
随着时间的推移，FERC可能会改变、修改或宣布将对其现有政策进行审查。FERC在2024年期间没有宣布对我们产生重大影响的重大政策变化。
FERC有权对违反NGA和NGPA及其下的实施条例的行为实施民事处罚，最高金额每年根据通货膨胀进行调整，2025年每项违规行为每天约为160万美元。如果我们未能遵守FERC管理的适用法规、规则、条例和命令，我们可能会受到巨额处罚和罚款，此外还有名誉损失。
水陆运输委员会和路易斯安那州公共服务委员会：STB规定了我们对乙烯管道系统的州际服务收取的费率。LPSC规定了我们对石化和NGLS管道在路易斯安那州内的州内服务收取的费率。STB和LPSC要求我们的运输费率是合理的，并且我们的做法不能对我们的托运人进行不合理的歧视。
9
美国交通部（DOT）：我们受到DOT、管道和危险材料安全管理局（PHMSA）、经修订的1968年天然气管道安全法（NGPSA）和经修订的1979年危险液体管道安全法（HLPSA）的监管。NGPSA和HLPSA管理州际天然气和NGLS管道设施的设计、安装、测试、建造、运营、更换和管理。我们拥有PHMSA的授权，可根据已颁发的许可运营某些天然气管道资产，这些许可具有特定条件，允许我们在高于正常运营压力的情况下运营这些管道资产，最高可达管道指定最小屈服强度（SMYS）的0.80。在这些压力下运营，使我们能够与客户一起运输我们在这些设施上签约的所有现有天然气量。PHMSA保留酌处权，是否授予或维持授权我们在更高压力下运营我们的天然气管道资产，并且，如果PHMSA应选择不允许我们在这些更高压力下运营，这可能会影响我们在这些管道资产上运输我们所有合同天然气数量的能力，我们可能会产生大量额外成本来恢复这一授权或开发替代方式来履行我们的合同义务。PHMSA的规定还要求运输管道运营商实施完整性管理计划，以全面评估管道沿线的某些高风险区域，即高后果区域（HCA）和中度后果区域（MCA），并采取额外的安全措施保护这些区域的人员和财产。天然气管道的HCA基于高人口密度区域（对于天然气输送线路而言，这些区域包括第3类和第4类区域，根据风险事件的潜在影响，可能包括第1类和第2类区域），而我们的NGLs管道沿线的HCA基于高人口密度区域、某些饮用水源附近区域和异常敏感的生态区域。
立法导致对管道安全的要求更加严格，并责成PHMSA制定和通过对管道运营商提出更高的管道安全要求的法规。特别是，2011年《管道安全、监管确定性和创造就业机会法案》（2011年法案）、2016年《保护我们的管道基础设施和加强安全法案》（2016年法案）以及最近的2020年《保护我们的管道基础设施和加强安全法案》（2020年法案）对NGPSA和HLPSA进行了修订，每一项法案都对管道运营商规定了更多的管道安全义务。2011年的法案增加了对安全违规行为的处罚，为新建造的管道制定了额外的安全要求，并要求对可能导致PHMSA对现有管道采用新监管要求的安全问题进行研究。除其他外，2016年法案要求PHMSA完成2011年法案规定的未完成任务，并为天然气储存设施制定新的安全标准。2020年法案重新授权PHMSA到2023财年，并指示该机构推进多项监管举措，包括责成非农村集气管道以及新建和现有输配管道设施的运营商开展某些泄漏检测和修复计划，并要求设施检查和维护计划与这些要求保持一致。
作为2011年法案、2016年法案和2020年法案的结果，PHMSA发布了一系列针对陆上输气管道的重要规则制定（例如，涉及最大允许操作压力（MAOP）重新确认和超额报告、额外管道里程的完整性评估以及在完整性管理中将地震活动作为风险因素的考虑），以及危险液体传输和收集管道（例如，扩大PHMSA某些完整性管理要求的范围，要求某些管道在2039年之前容纳在线检查工具，增加了年度、事故和安全相关的有条件报告要求，并将泄漏检测系统的使用范围扩大到HCA之外）。PHMSA还规定了适用于天然气储存设施的最低安全要求，包括油井、井筒油管和套管。2022年8月，PHMSA发布了一项最终规则，试图扩大变更过程管理、对输气管道的腐蚀控制要求、要求运营商确保在极端天气事件之后不存在可能对管道安全运行产生不利影响的条件以及非HCA的修复标准。该规则中包含的五项安全标准受到行业贸易组织的质疑，2024年8月，美国联邦华盛顿巡回上诉法院驳回了五项受到质疑的安全标准中的四项。2023年9月，PHMSA发布了一项拟议规则，如果最终确定，将加强对天然气分配管道的安全要求，并要求更新分配完整性管理计划、应急响应计划、操作和维护手册以及其他安全实践。PHMSA通过的这些新法规和未来的任何法规已经施加并可能施加适用于完整性管理计划和我们运营的其他管道安全方面的更严格的要求，这可能导致我们产生增加的资本和运营成本以及运营延迟。
运输安全管理局：美国国土安全部运输安全管理局（TSA）在2022年至2024年期间发布了一系列适用于主要管道所有者和运营商的安全指令，旨在根据不断演变的威胁形势及其对美国关键基础设施的潜在影响，加强该行业的整体网络安全态势。安全指令要求，除其他外，管道所有者和运营商指定一名网络安全协调员；建立和实施网络安全实施计划；通过桌面演习制定、维护和测试不少于每年一次的网络安全事件响应计划；并建立网络安全评估计划（CAP），其中包括评估和审计CAP的时间表。这些指令还包含对
10
报告网络安全事件以及某些评估和审计的结果。我们实施了旨在遵守安全指令的工具、政策和做法。PHMSA和美国证券交易委员会（SEC）等其他监管机构也制定了报告某些网络安全事件的要求。
其他：我们的运营还受到与环境保护和职业健康与安全相关的广泛的联邦、州和地方法律法规的约束。除其他外，这类法律和法规规定了与各种物质，包括危险物质和废物的产生、处理、使用、储存、运输、处理和处置有关的限制、责任和义务，以及与各种物质向环境中的溢出、释放、排放和排放有关的限制、责任和义务。环境法规还要求运营、维护、废弃和回收我们的设施、场地和其他财产，以使适用的监管机构满意。职业健康和安全条例确立了保护工人的标准，无论是在一般情况下还是在管道行业内。我们的业务须遵守的这些不时修订的法律，例如包括：
•清洁空气法（CAA）和类似的州法律，对空气排放污染物、温室气体（GHG）排放和往复式发动机进行监管，但须遵守最大可实现控制技术标准；
•联邦水污染控制法案，通常被称为清洁水法案，以及类似的州法律，它们确定了水道在多大程度上受联邦或州管辖，并用于规范从我们的设施向州和联邦水域排放废水；
•《综合环境响应、赔偿和责任法》，通常被称为CERCLA，或超级基金法，以及类似的州法律，其中规定了在我们目前或以前拥有或经营的物业或我们已将有害物质送往处置的地点可能已经释放的有害物质的清理；
•资源保护和回收法案（RCRA）和类似的州法律，对在我们的设施中或从我们的设施中产生、储存、处理、运输和处置固体和危险废物提出了要求；
•《濒危物种法》（ESA），通过在受影响地区实施运营限制或临时、季节性或永久禁令，限制可能影响联邦确定的濒危和受威胁物种或其栖息地的活动；
•《国家环境政策法案》（NEPA），该法案要求联邦机构评估可能影响环境的主要机构行动，这可能需要准备环境评估和更详细的环境影响陈述，这些陈述可能会提供给公众审查和评论；和
•《职业安全和健康法》（OSHA）和类似的州法律，其中确立了保护员工健康和安全的工作场所标准，包括实施旨在告知员工工作场所有害物质、这些物质的潜在有害影响和适当控制措施的危险传播计划。
我们开展业务的许多州和地方政府也有或正在制定管理许多相同类型活动的类似环境或职业健康和安全法律要求，这些要求可能比联邦法律法规中采用的要求更严格。不遵守这些联邦、州和地方法律法规可能会导致行政、民事和刑事处罚的评估，施加纠正或补救义务，产生资本支出，在许可或项目的开发或扩展方面发生延误、拒绝或取消，以及发布命令禁止履行我们在受影响地区的部分或全部业务。
虽然拜登政府试图采取更多行动来加强环境法规，但这些行动的未来并不确定。例如，拜登政府修改了各项规则，使其更加严格，废除了第一届特朗普政府发布的各项规则，对石油和天然气业务的甲烷排放和地面臭氧排放标准实施了限制并采取了其他行动来缓解气候变化，进一步限制GHG排放。此外，2023年1月，白宫环境质量委员会（CEQ）发布了指南，以协助联邦机构评估其在NEPA下提议的行动的GHG排放和气候变化影响。2024年5月，CEQ公布了一项最终规则，即在第二个也是最后一个“阶段”的更新中，修订了NEPA程序条款的实施条例，并实施了2023年《财政责任法》中包含的NEPA修正案。最终规则受到各州的质疑，诉讼仍在进行中。最近，在2024年11月，美国华盛顿特区巡回上诉法院的一个由三名法官组成的小组认为，CEQ缺乏发布NEPA法规的权力，随后大多数法官发表声明，暗示在未来的案件中，他们可能不会做出类似的裁决，即CEQ缺乏规则制定权力。2025年2月，北达科他州地方法院也认为CEQ缺乏发布NEPA法规的权力，并撤销了CEQ的2024年“第2阶段”规则。此外，特朗普总统签署了一项能源相关
11
行政命令，其中包括命令CEQ提议撤销其NEPA规定。因此，当前和未来的NEPA法规存在很大的不确定性。虽然我们无法预测这些发展的全部影响，但对与我们的项目相关的NEPA审查提出的任何法律挑战可能会导致进一步的许可和批准延迟。更多信息，见项目1a。风险因素—经营风险—“我们的运营，以及我们客户的运营，都面临着一系列与气候变化有关的风险。”
随着时间的推移，环境法律法规通常会变得更加严格；然而，我们无法预测最近总统政府的变化将如何影响我们的监管义务。更严格的环境或工人安全法律、法规或执法政策可能会显着增加我们的运营或合规成本，遵守新的或更严格的环境法律要求可能会延迟或禁止我们获得运营许可的能力，或要求我们安装额外的污染控制设备。例如，建造或扩建管道通常需要获得《清洁水法》的授权，而这些授权可能会受到质疑。关于美国陆军工程兵团（兵团）清洁水法第404条全国许可（NWP）12的地位和使用的诉讼正在进行中，该法案于2021年1月发布，随后受到多个环保组织的质疑。我们依靠NWP 12以及其他NWP作为建设、维护、维修和拆除管道的全面权威。如果NWP 12被修改或撤销，我们可能会被要求申请一个或多个个人许可证，这将需要额外的时间和资源来获得。NWP过程依赖于《清洁水法》第401条认证过程，该过程也受到正在进行的诉讼的影响。2023年9月，美国环境保护署（EPA）最终确定了其《清洁水法》第401条水质认证改进规则，于2023年11月生效，扩大了认证权限范围。尽管诉讼正在进行中，目前尚不清楚这些行动的全部范围和影响，但如果我们被迫向兵团寻求个人许可，我们获得NWP 12或其他许可的覆盖范围的能力受到任何干扰，都可能导致成本增加和项目延误。联邦政府根据《清洁水法》对包括湿地在内的“美国水域”（WOTUS）的管辖范围也继续存在不确定性，因为自2015年以来，美国环保署和美国军团在不同的行政部门下进行了多次规则制定，试图确定此类范围。最近，在2023年9月，美国环保署发布了一个版本的WOTUS规则，由于某些州的禁令，目前仅在24个州实施。因此，WOTUS的操作定义因州而异。然而，我们无法预测特朗普政府可能会就这些规定中的任何一项采取什么行动，以及就这些规定采取什么时机。因此，目前《清洁水法》下的湿地监管存在重大不确定性。更多信息，见项目1a。风险因素—经营风险—“未能遵守环境或工人安全法律法规或污染物意外释放到环境中可能会导致我们承担重大成本和责任。”
从历史上看，我们的环境合规成本并未对我们的经营业绩产生重大不利影响，但无法保证未来遵守现有要求不会对我们产生重大影响，或者当前的监管标准不会在未来变得更加繁重，从而导致维持合规的成本更加显着，并增加了重大负债的风险敞口。本年度报告第10-K表第II部分第8项中的注6包含有关环境合规的信息。
气候变化
气候变化继续吸引相当多的公众、政府和科学关注。因此，国际、国家、区域、州和地方各级政府已经提出并可能继续提出许多建议，以监测和限制温室气体的排放。这些努力包括考虑总量控制与交易计划、碳税和GHG报告和跟踪计划，以及直接限制某些来源的GHG排放的法规。由于我们业务的性质，我们的运营会排放各种类型的温室气体。我们寻求仔细监测我们的排放，并预计会产生额外的成本来减少排放。新的立法或法规可能会增加与运营和维护我们的设施相关的成本。根据特定的法律、法规或计划，我们可能需要产生资本支出，以便在我们的设施上安装新的监测设备或排放控制、获取和放弃GHG排放配额、支付与GHG排放相关的税费和/或管理更全面的GHG排放计划。虽然我们可能能够将部分或全部增加的成本包括在我们的管道收取的费率中，但收回成本并不确定，需要FERC批准旨在收回这些成本的费率机制。
我们认识到，相对于某些其他化石燃料，天然气在减少GHG排放方面具有重要作用，并可能充当在美国扩大可再生能源或其他替代能源的桥梁。在我们寻求减少GHG排放的同时，我们无法预测可能与气候变化或其他环境、社会和治理（ESG）事项相关的所有风险。详情请见项目1a。风险因素—经营风险—“我们的运营，以及我们客户的运营，都面临一系列与气候变化有关的风险”和“对气候变化、环境、社会和治理事项以及保护措施的更多关注可能会对我们的业务产生不利影响。”
12
人力资本
截至2024年12月31日，我们约有1,290名员工，其中约100人属于集体谈判协议范围。管理层和我们的员工之间存在着令人满意的关系。
聘用和留住合格的人才对我们的长期战略成功至关重要。我们有一些项目，旨在帮助员工建立他们的知识、技能和经验，并指导他们的职业发展。我们认为，雇用具有不同背景和经验的个人有助于满足我们利益相关者的多样化需求。
我们是关键基础设施行业的一部分，其客户和社区依赖我们提供安全可靠的服务。我们的员工对于确保我们继续实现这些目标至关重要，我们认为日常活动中的安全是主要的核心价值。
可用信息
我们的网站位于www.bwpipelines.com.我们通过我们的网站免费提供我们的10-K表格年度报告，其中包括我们的已审计财务报表、10-Q表格季度报告、8-K表格当前报告以及在我们以电子方式向SEC提交此类材料后，在合理可行的情况下尽快根据1934年《证券交易法》（《交易法》）第13（a）或15（d）节提交或提供的报告的修订。这些文件也可在SEC网站上查阅，网址为www.sec.gov.
13
项目1a。风险因素
我们的业务面临许多风险和不确定性。我们在下面描述了我们面临的重大风险。这些风险和不确定性可能导致可能对我们的业务、财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响的事件或情况。可能存在我们尚不知道或我们目前认为不重要的额外风险，这些风险也可能对我们的业务、财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。
在投资我们发行的任何证券之前，应仔细考虑和评估这份10-K表格年度报告中包含的所有信息以及我们向SEC提交或向公众提供的任何后续报告。
经营风险
我们的天然气运输和储存业务以及乙烷运输服务受到FERC的广泛监管，包括与我们可以对我们的服务收取的费率以及我们建造或放弃设施的能力相关的规则和规定。我们可能无法收回运营我们的管道或存储业务的全部成本，包括赚取合理的回报。
我们的天然气运输和储存 运营受到FERC的广泛监管，包括我们可能向客户提供的服务类型、费率和条款、新设施的建设、服务或设施的创建、修改或放弃以及记录保存以及与关联公司的关系。任何这些领域的FERC不利行动都可能影响我们竞争业务、建设新设施、提供新服务或收回运营我们的管道或储存业务的全部成本的能力，包括赚取合理的回报。与不受FERC法规约束的竞争对手相比，这种监管监督可能会导致开发和完成任何未来项目的准备时间更长。FERC也可以剥夺我们放弃某些设施停止服务的权利。
FERC规定了我们可以对我们的天然气运输和储存以及州际乙烷运输业务收取的费率。对于我们基于成本的服务，FERC确定了我们可以收取的最高和最低费率。FERC考虑的基本要素是提供服务的成本、正在运输的天然气数量、费率设计、服务之间的成本分配、资本结构和管道被允许赚取的回报率。我们可能无法通过现有或未来的费率收回我们的成本，包括与管道完整性相关的某些成本。
FERC和/或我们的客户可以根据NGA第5节对我们的任何受监管管道可以收取的最高适用费率提出质疑。通过可能修订NGA第5条以增加退款条款的立法可能会增加这种质疑的可能性。如果这样的挑战对我们的任何管道都是成功的，或者如果我们的费率被发现不公正和合理，那么与管道根据服务成本费率提供的运输和储存服务相关的收入在未来可能会大幅下降，这将对该管道未来的收入产生不利影响，也许是显着影响。
随着时间的推移，FERC可能会改变、修改或宣布将对其现有政策进行审查。FERC在2024年期间没有宣布重大政策变化。
FERC有权对违反NGA和NGPA及其下的实施条例的行为实施民事处罚，最高金额每年根据通货膨胀进行调整，2025年每项违规行为每天约为160万美元。如果我们未能遵守FERC管理的适用法规、规则、条例和命令，我们可能会受到巨额处罚和罚款，此外还有名誉损失。
我们的运营，以及我们客户的运营，都面临着一系列与气候变化有关的风险。
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。国际、国家、地区、州和地方各级政府已经提出并可能继续提出许多建议，以监测、限制和消除现有和未来的温室气体排放。这些提议使我们的运营以及化石燃料生产商客户的运营面临一系列监管、政治、诉讼和财务风险。
在美国，还没有在联邦一级实施全面的气候变化立法。尽管拜登政府已采取立法、监管和行政行动应对气候变化，但气候变化等政策优先事项可能会随着新一届总统政府而发生变化。例如，2022年8月，通货膨胀
14
2022年削减法案（IRA）获得通过，推进了许多与气候相关的目标，其中包括适用于某些设施的过量甲烷排放的甲烷排放费，2024年每公吨泄漏的甲烷起价为900美元，2025年增至1200美元，2026年及之后增至1500美元。2024年11月，美国环保署发布了实施甲烷排放费的最终规则；然而，我们无法预测国会是否会就甲烷排放费采取行动废除或修改IRA。
此外，EPA根据CAA对温室气体进行监管，包括甲烷和二氧化碳，并实施了各种许可、报告和基于技术的要求，以减少石油和天然气部门的GHG排放。2023年12月，美国环保署最终确定了其关于新建、改造和重建设施的甲烷规则，称为OOOOB，以及有史以来第一次关于现有来源的标准，称为OOOOC。根据最终规则，各州有两年时间准备并提交对现有来源实施甲烷排放控制的计划。根据最终规则建立的推定标准包括先进监测，以鼓励采用创新技术来检测和减少甲烷排放，通过捕获和控制系统减少95%的排放，对某些装置的零排放要求，以及建立“超级排放者”响应计划，允许第三方向EPA报告大型甲烷排放事件。对违反这些规则的罚款和处罚可能是巨大的，遵守新规则可能会影响我们根据IRA欠下的金额。美国环保署的最终甲烷规则目前正受到23个州和美国华盛顿特区巡回上诉法院行业团体联盟的质疑。如果特朗普政府没有及时废除或修改，美国环保署最终甲烷规则的要求可能会增加我们的运营成本和客户的成本，从而对我们的运营产生不利影响。
政府实体，包括某些州和国家集团，已经通过或正在考虑立法、法规或其他举措，例如GHG总量控制与交易计划、碳税、GHG报告和跟踪计划以及排放限制。国际层面，2021年，美国重新加入《巴黎协定》，该协定要求成员国每五年提交一次不具约束力的GHG减排目标，而拜登总统宣布了美国到2030年将GHG排放量在2005年水平上减少50%-52 %的新目标。然而，在2025年1月20日，特朗普总统签署了一项行政命令，再次让美国退出《巴黎协定》以及根据《联合国气候变化框架公约》作出的任何其他承诺。此外，特朗普总统撤销了美国根据该协议作出的任何据称的财政承诺。这些行动可能对我们的业务或财务状况产生的全面影响目前尚不确定。
政府、科学和公众对GHG排放引起的气候变化威胁的关注已导致美国的政治风险增加，联邦政府已经并可能在未来采取各种行动寻求限制石油和天然气的生产和运输，包括限制石油和天然气井的压裂、限制联邦财产在天然气生产期间的燃烧和排放、限制或禁止联邦土地和近海水域的石油和天然气租赁、增加对管道基础设施和液化天然气出口设施的建设和许可要求，以及进一步限制油气设施GHG排放。然而，特朗普总统在上任的第一天就签署了几项行政命令，撤销了上届政府的许多与气候相关的举措，其中包括上述许多行动。我们无法预测特朗普政府在这些问题上可能会采取哪些额外行动，也无法预测这些行动的时机。诉讼风险也在增加，因为一些城市和其他政府实体提起诉讼，指控化石燃料生产商通过生产导致全球变暖效应（如海平面上升）的燃料制造公害，对相关的道路和基础设施损坏负责，或因未能及时和充分披露气候变化的不利影响而欺骗投资者或客户。
化石燃料能源公司的财务风险也在增加，因为某些投资者越来越担心气候变化的潜在影响，并可能在未来选择将部分或全部投资转向非化石燃料能源相关行业。一些向化石燃料能源公司提供融资的机构贷款人也更加关注有利于替代能源（如风能、太阳能、地热、潮汐和生物燃料）的可持续贷款做法，这使得这些来源更具吸引力，其中一些机构可能会选择不向化石燃料能源公司提供资金。虽然我们无法预测可持续的贷款和投资做法如何或在多大程度上可能对我们产生影响，但化石燃料行业可用资本的实质性减少可能会使为勘探和生产或中游能源业务活动获得资金变得更加困难，这可能会对我们的业务和运营产生不利影响。此外，2024年3月，SEC发布了一项最终规则，为气候风险、目标和指标的报告建立了一个框架。然而，SEC气候变化规则的未来并不确定，因为它的实施一直被搁置，等待法律挑战的结果；此外，特朗普政府领导下的SEC可能会寻求废除或撤销该规则，尽管我们无法预测这种行动是否会发生或其时间。因此，SEC规则或未来施加的任何类似气候相关披露要求对我们业务的最终影响是不确定的，并可能导致合规成本增加以及获得资本的成本和限制增加。这些代理行为也可能增加诉讼的可能性。
15
采用和实施新的或更严格的国际、联邦、地区、州或地方立法、法规或其他举措，对石油和天然气部门的GHG排放实施更严格的标准或以其他方式限制化石燃料生产，可能会导致化石燃料使用的合规成本增加，导致诉讼并减少对化石燃料的需求，这可能会减少对我们的运输和储存服务的需求。政治、诉讼和金融风险可能导致我们的化石燃料生产商客户限制或取消生产活动，因气候变化而承担基础设施和其他损害的责任，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服务的需求。此外，替代能源竞争力的增强可能会减少对碳氢化合物和我们服务的需求。最后，我们还可能受到气候变化带来的各种物理风险。有关这些物理风险的更多信息，请参阅我们的风险因子标题“气候条件和事件可能会对我们的运营、管道和设施，或我们的客户或供应商的运营、管道和设施产生不利影响。”
对气候变化、环境、社会和治理事项以及保护措施的更多关注可能会对我们的业务产生不利影响。
对气候变化的日益关注、社会对公司应对气候变化的期望、投资者和社会对ESG事项和披露的期望以及消费者对替代能源形式的需求可能会导致成本增加、对我们服务的需求减少、利润减少、调查和诉讼增加，并对我们进入资本市场产生负面影响。例如，对气候变化和环境保护的日益关注可能会导致对石油和天然气产品的需求转移、额外的政府调查、政府和私人诉讼以及对我们或我们的客户施加的其他责任。可能会在不考虑我们对所称损害的因果关系或贡献或其他减轻影响因素的情况下施加此类责任。
虽然我们可能会不时发布有关ESG事项的自愿披露，但这些披露中的许多陈述可能并不重要，可能基于可能无法代表实际风险或事件或预期风险或事件的预测的预期和假设。这种预期和假设必然是不确定的，并且可能容易出错或容易被误解，因为所涉及的时间很长，而且在识别、衡量和报告许多ESG事项方面缺乏既定的单一方法。
就公司治理和相关事项向投资者提供信息的组织已经制定了评级流程，用于评估公司对ESG事项的处理方式，其中许多评级流程彼此不一致。这种评级被一些投资者用来告知他们的投资和投票决定。不利的ESG评级和最近旨在将资金从拥有能源相关资产的公司转移出去的激进主义可能会导致投资者对我们和我们行业的负面情绪增加，并导致投资被转移到其他行业，这可能会对我们获得资金的渠道和资金成本产生负面影响。
此外，包括客户、员工、监管机构、信用评级机构和供应商在内的其他利益相关者也被重点关注ESG事项。不适应或不遵守投资者或其他利益相关者的期望和标准，这些期望和标准正在演变，或者被认为没有对ESG问题日益增长的担忧做出适当回应的公司，无论是否有这样做的法律要求，都可能遭受声誉损害和其他不利后果。此外，如果ESG事项对我们的声誉产生负面影响，我们可能无法有效竞争以招聘或留住员工，这可能会对我们的运营产生不利影响。
关于ESG事项的公开声明，例如减排目标、其他环境目标或解决某些社会问题的其他承诺，正日益受到公共和政府当局与潜在“洗绿”风险相关的更严格审查，即、误导性信息或夸大潜在ESG益处的虚假声明。某些非政府组织和其他私人行为者也根据各种证券和消费者保护法提起诉讼，指控某些ESG声明、目标或标准具有误导性、虚假或其他欺骗性。因此，我们可能会面临来自与我们的ESG努力相关的私人当事人和政府当局的更多诉讼风险。此外，任何针对我们或我们行业内其他人的洗绿指控都可能导致进一步的负面情绪和投资分流。此外，当我们试图遵守和驾驭与ESG相关的进一步监管重点和审查时，我们可能会面临越来越高的成本。
气候条件和事件可能会对我们的运营、管道和设施或我们的客户或供应商的运营、管道和设施产生不利影响。
气候事件可能通过中断我们的运营、造成我们的设施或设备的损失或损坏，或对我们的客户或第三方供应商产生类似影响，从而导致我们的服务中断、延迟或暂停。总体而言，我们的运营可能会受到风暴、洪水和寒冬条件增加频率和严重程度等气候条件的显着影响。我们在墨西哥湾沿海水域和近海的管道业务可能
16
受到海平面上升、下沉和侵蚀等气候条件的不利影响，这可能导致我们的设施受到严重破坏，并影响我们提供运输服务的能力。此类损害可能导致我们运营的泄漏、迁移、释放或溢出，并可能导致责任、补救义务或以其他方式对运营产生负面影响。这种气候条件还可能影响我们的客户利用我们服务的能力以及第三方供应商向我们提供维持我们设施运营所需的产品和服务的能力。我们可能会招致重大损害以及维修或维护设施的费用，这可能会对我们的运营和业务的财务健康产生不利影响。近年来，路易斯安那州地方政府和土地所有者对能源公司提起诉讼，声称他们的运营导致沿海海平面上升和侵蚀加剧，并寻求重大损害赔偿。不断变化的气象条件，特别是温度，可能会影响对能源或我们运输的产品的需求的数量、时间或地点，这可能会影响对我们服务的需求。
我们受制于声誉风险和与舆论相关的风险。
我们的业务、运营和财务状况可能会因负面舆论而受到不利影响。我们所处的行业受到负面描述和对开发项目的反对。我们的声誉和公众舆论可能会受到在能源行业运营的其他公司的行动、活动和反应的影响，特别是其他能源基础设施提供商，我们无法对其进行控制。我们的声誉还可能受到与管道事件相关的负面宣传、不受欢迎的扩建项目以及对碳氢化合物和能源基础设施发展的反对，尤其是涉及资源的项目，这些项目被认为会增加GHG排放并导致气候变化。声誉受损或公众舆论变化（包括与碳氢化合物的生产、运输和使用有关的一般情况）产生的负面影响可能包括监管监督增加、增长项目的监管批准延迟获得或受到质疑、封锁、项目取消、难以以合理条件获得融资、收入损失或客户群减少。
未能遵守环境或工人安全法律法规或污染物意外释放到环境中可能会导致我们承担重大成本和责任。
我们的运营受到与环境保护和职业健康与安全相关的广泛的联邦、州和地方法律法规的约束。除其他外，这类法律法规规定了与各种物质，包括危险物质和废物的产生、处理、使用、储存、运输、处理和处置有关的限制、责任和义务，以及与各种物质向环境中的溢出、释放、排放和排放有关的限制、责任和义务。这些法律包括，例如，CAA、清洁水法、CERCLA、RCRA、ESA、NEPA、OSHA和类似的州法律。这些法律法规可能会限制或影响我们的业务活动，包括要求获得或更新许可证或其他批准以开展受监管的活动、限制我们处理或处置废物的方式、施加补救义务以消除或减轻因泄漏或其他释放而导致的污染、要求资本支出遵守污染控制要求以及施加涉及工人保护的安全和健康标准。不遵守这些法律法规可能会触发各种行政、民事和刑事强制执行措施，包括评估罚款、施加补救要求、发生资本支出、在项目的许可或履行或扩展方面发生延误、拒绝或取消以及发布禁止未来在特定领域开展业务的命令。根据其中某些环境法律法规，我们可能会因清除或修复先前释放的污染物或财产污染而承担连带严格责任，无论我们是否对释放或污染负责，或者我们的运营是否不符合适用法律。我们可能无法收回保险产生的部分或任何费用。
更严格的环境或工人安全法律、法规或执法政策可能会显着增加我们的运营或合规成本，遵守新的或更严格的环境法律要求可能会延迟或禁止我们获得运营许可的能力，或要求我们安装额外的污染控制设备。例如，建造或扩建管道往往需要获得《清洁水法》的授权，这可能会受到质疑。关于兵团《清洁水法》第404条NWP 12的地位和用途的诉讼正在进行中，该法案于2021年1月发布，随后受到多个环保组织的质疑。我们依靠NWP 12以及其他NWP作为建设、维护、维修和拆除管道的全面权威。如果NWP12被修改或撤销，我们可能会被要求申请一个或多个个人许可证，这将需要额外的时间和资源来获得。NWP过程依赖于《清洁水法》第401条认证过程，该过程也受到正在进行的诉讼的影响。2023年9月，美国环保署最终确定了《清洁水法》第401条水质认证改进规则，于2023年11月生效，扩大了认证权限范围。尽管诉讼正在进行中，这些行动的全部范围和影响尚不清楚，但如果我们被迫向兵团寻求个人许可，我们获得NWP 12或其他许可的覆盖范围的能力受到任何干扰，都可能导致成本增加和项目延误。联邦政府根据《清洁水法》的管辖范围也继续存在不确定性
17
超过WOTUS，因为自2015年以来，美国环保署和美国军团在不同的政府下进行了多项规则制定，以确定这种影响的范围。最近，在2023年9月，美国环保署发布了一个版本的WOTUS规则，由于某些州的禁令，目前仅在24个州实施。因此，WOTUS的操作定义因州而异。我们无法预测特朗普政府可能会就这些规定采取哪些行动（如果有的话）或采取任何此类行动的时间。见第一部分，第1项。商业—政府监管—其他表格10-K上的这份年度报告，以进一步讨论环境问题。
与新的或更严格的管道安全要求相关的立法和监管举措，或对现有完整性管理计划进行重大更改或撤销监管豁免，可能会使我们面临资本和运营成本增加以及运营延迟的情况。
我们的州际管道受PHMSA监管，PHMSA是DOT的一部分。PHMSA规范现有州际天然气和NGLS管道设施的设计、安装、测试、建造、运营和维护。PHMSA法规目前要求管道运营商实施完整性管理计划，包括频繁检查、对某些已识别异常进行补救和采取其他措施，以促进HCA、MCA、1类和2类区域（取决于风险事件的潜在影响）、3类和4类区域以及对环境破坏异常敏感区域和商业通航水道的管道安全。PHMSA不时修订其标准，最近发布了一系列针对陆上天然气分配、传输和收集管道的重要规则制定（例如，涉及MAOP再确认和超额报告、额外管道里程的完整性评估以及在完整性管理中考虑地震活动作为风险因素），以及危险液体传输和收集管道（例如，扩大PHMSA某些完整性管理要求的覆盖范围，要求某些管道在2039年之前容纳在线检查工具，增加年度、事故和安全相关的有条件报告要求，并将泄漏检测系统的使用范围扩大到HCA之外）。PHMSA还规定了适用于天然气储存设施的安全要求，包括油井、井筒油管和套管。2022年8月，PHMSA发布了一项最终规则，试图扩大对输气管道变更过程和腐蚀控制要求的管理，并增加要求，即运营商确保在极端天气事件发生后不存在可能对管道安全运行和非HCA维修标准产生不利影响的条件。该规则中包含的五项安全标准受到行业贸易组织的质疑，2024年8月，美国联邦华盛顿巡回上诉法院驳回了五项受到质疑的安全标准中的四项。2023年9月，PHMSA发布了一项拟议规则，如果最终确定，将加强对燃气分配管道的安全要求，并要求更新分配完整性管理计划、应急响应计划、操作和维护手册以及其他安全实践。PHMSA采用的这些新法规和未来的任何法规已经规定并可能规定适用于完整性管理计划和我们运营的其他管道安全方面的更严格的要求，预计这将导致我们产生增加的资本和运营成本，可能导致我们经历运营延误，并可能对我们的运营或我们可靠地为客户服务的能力造成潜在的不利影响。
各州对我们的某些州内管道拥有管辖权，并采用了与现有PHMSA法规类似的法规。州法规可能会施加比联邦法律规定的更严格的要求，从而影响我们的州内运营。随着时间的推移遵守这些规则通常会导致我们的维护成本整体增加。实施适用于天然气或NGLs管道的新的或更严格的管道安全规则，或PHMSA或任何国家机构发布或重新解释指南，可能会导致我们安装新的或修改的安全控制措施、寻求额外的资本项目或加速进行维护计划，其中任何或所有这些都可能导致我们产生增加的资本和运营成本，经历运营延误，并对我们的运营或我们可靠地为客户服务的能力造成潜在的不利影响。根据2011年法案、2016年法案、2020年法案或其他管道安全立法或实施条例施加的要求也可能增加我们的资本和运营成本或影响我们管道的运营。见第一部分，第1项。商业—政府监管—美国交通部表格10-K上的这份年度报告，以进一步讨论管道安全事宜。
根据我们从PHMSA获得的授权，我们已与利用我们某些管道资产的设计能力的托运人签订了某些确定的运输合同，根据已颁发的具有特定条件的许可，我们可以在高达管道SMYS的0.80的高于正常运营压力下运营这些管道。PHMSA保留撤销或修改此权限的酌处权。如果PHMSA撤销或实质性修改此类授权，可能会影响我们在这些管道资产上运输所有合同天然气数量的能力，我们可能会为恢复该授权或开发替代方式以履行我们的合同义务而产生大量额外成本。
18
我们的实际建设和开发成本可能会超过我们的预测；我们预期的建设和开发项目的现金流不会是立竿见影的，可能需要几年时间；我们的建设和开发项目可能无法按时完成或根本无法完成。
我们目前和一直在从事涉及我们现有资产的若干建设项目以及我们已花费或将花费大量资金的新设施建设。我们期望继续从事建设额外的增长项目和修改我们的系统。当我们建造新的管道或扩建或改造现有设施时，设计、建设和开发是在较长时间内发生的，我们将不会从该项目中获得任何收入或现金流，直到它投入商业服务之后。在我们的州际管道上，从项目宣布到客户开始使用新设施之间有几年的时间。在此期间，我们花费资本并产生成本，却没有获得与项目相关的任何财务收益。建设新资产涉及多项风险，包括与法规（联邦、州和地方）、土地所有者反对、环境事务、活动人士、法律合规、政治事务和材料以及劳动力成本相关的风险，以及难以预测的运营和其他风险，其中一些风险超出了我们的控制范围。此外，在特朗普政府领导下实施贸易关税的可能性可能会影响我们与一些供应商的部分材料定价和供应情况。一个项目可能由于各种因素而无法按时完成或根本无法完成，可能会受到重大成本超支的影响，或者可能会由于我们在承诺该项目时不知道的发展或情况而在完成之前发生重大变化。任何这些事件都可能导致重大的、意外的成本，或者对我们实现增长项目预期收益的能力产生重大不利影响。
我们的计算机系统出现故障或对我们的任何计算机系统、设备或电信网络或某些第三方的网络进行网络安全攻击可能会造成重大的灾难性损害，并可能对我们的现金流、财务状况和经营业务的能力产生重大不利影响。
我们的业务依赖于我们的计算机系统、设备和网络（运营和信息技术），以及我们的客户、供应商和与我们有业务往来的其他人的计算机系统、设备和网络，以收集、处理和存储开展我们业务几乎所有方面所需的数据，包括我们的管道和存储设施的运营以及商业和财务信息的记录和报告。尽管我们采取了安全措施，但我们所依赖的信息和运营技术及基础设施可能容易受到第三方的攻击，例如黑客、网络犯罪分子、民族国家、内部人员或其他第三方，或由于人为错误、渎职或其他破坏而遭到破坏。通过政府情报报告，我们意识到对我们所依赖的第三方、美国关键基础设施部门的可信全球威胁，例如电信部门。
网络安全威胁行为者已经发起攻击，并将继续威胁能源基础设施。美国政府发布了公开的和针对行业的警告，表明能源资产可能成为网络安全攻击的特定目标，这些攻击的复杂程度、规模和频率都在增加。一个环境中的漏洞可能会影响到其他相互关联的系统。影响与我们有业务往来的第三方的网络安全事件可能会影响我们。
一些网络事件，比如监控，可能会在很长一段时间内被忽视。对网络安全攻击或其他安全事件的任何调查本质上都是不可预测和复杂的，在完成任何调查和获得完整可靠的信息之前可能需要相当长的时间。在此期间，我们可能不知道损害的程度或如何最好地补救，某些错误或行动在被发现和补救之前可能会重复或加剧，其中任何或所有这些都可能进一步增加网络安全攻击或其他安全事件的成本和后果，我们的补救努力可能不会成功。
随着网络安全威胁形势的不断演变，我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或加强我们的保护措施，或调查和修复任何信息安全漏洞。计算机能力的进步、人工智能、密码学领域的发现、设施安全性不足或其他发展可能会导致我们用来保护我们的运营和信息技术系统以及机密、个人或其他受保护信息的技术遭到破坏或破坏。随着我们使用的技术的广度和复杂性不断增长，包括由于使用移动设备、云服务、人工智能、开源软件、社交媒体以及对连接到互联网的设备的日益依赖，网络攻击和网络安全事件的潜在风险也在增加。没有任何安全措施是万无一失的。尽管正在努力提高我们保护我们的系统不受损害的能力，但我们可能无法保护我们所有不同的系统。我们为提高安全性和保护数据以及我们的系统所做的努力也可能会发现以前未被发现的安全漏洞或其他网络事件的实例。
TSA发布了一系列适用于管道所有者和运营商的安全指令，要求实施多种网络安全措施并进行报告。PHMSA和SEC等其他监管机构也
19
规定了报告某些网络安全事件的要求。随着网络安全事件的不断演变，可能会颁布更多立法，以寻求缓解网络安全威胁。这可能需要我们花费额外资源，以继续修改或加强我们的保护措施，或以显着增加的成本调查和修复网络安全事件的漏洞。我们无法预测与网络安全相关的潜在未来立法、法规或命令对我们业务的潜在影响。
影响我们的运营或信息技术系统或与我们有业务往来的第三方系统的故障、安全漏洞、中断或退化可能会对我们安全可靠地运营我们的资产的能力产生负面影响和/或导致延迟为我们的客户提供服务、我们运输和储存的产品受到污染或退化、我们或第三方管道、财产或设施受到损坏或破坏、灾难性事件、我们的员工或其他人受伤或死亡、无意中释放碳氢化合物或泄露或破坏机密、专有或关键业务信息或知识产权，这可能导致停电、收入减少、意外成本和开支、诉讼和声誉损害，其中任何一项或全部可能是不可逆转的，并可能对我们的经营业绩、现金流、财务状况和经营业务的能力产生重大不利影响。
此外，访问、披露或其他信息丢失或其他后果可能导致法律索赔或诉讼、保护个人信息或个人身份信息隐私的法律规定的责任、因泄露或未能充分保护此类信息而受到的监管处罚、我们的运营中断、事件响应和补救成本、损害我们的声誉以及对我们的服务失去信心。
我们可能会面临来自各集团对我们的管道和设施的运营、设施的建设或扩建以及新的管道项目的反对。
我们可能会面临来自政府官员、环保组织、土地所有者、社区、部落或地方团体和其他倡导者对我们的管道和设施的运营、我们的设施的建设或扩建以及新的管道项目的反对。这种反对可以采取多种形式，包括有组织的抗议、试图阻止或破坏我们的业务、生态恐怖主义行为、干预涉及我们资产的监管或行政程序，或旨在阻止、扰乱或延迟我们的资产和业务运营的诉讼或其他行动。例如，修复我们的管道通常需要获得个别土地所有者的同意才能进入他们的财产，而一个或多个土地所有者可能会抵制我们进行必要维修的努力，这可能会导致受影响的管道或设施的运营中断一段时间，而这一时间比原本情况要长得多。破坏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死亡，并导致我们的业务长期中断以及物质损失和成本。
市场状况，包括可用的供应、需求以及天然气供应和天然气市场位置之间的价格差异，可能会影响我们可以对管道系统的某些部分收取的运输费率。
每年，我们公司的一部分天然气运输合同到期，需要更换或续签。由于市场情况，我们可能会以比过去更低的利率或更短的期限续签一些到期合同。我们能够向客户收取的运输费率在很大程度上受到市场趋势（短期和长期）的影响，包括关键供应盆地的持续供应、生产盆地之间的竞争、与其他管道的供应和市场竞争、最终用户如发电机、石化设施和液化天然气出口设施对天然气的需求以及天然气供应与天然气市场需求之间的价差（基差）。
能源价格的变化，包括天然气、石油和NGLs，影响了这些商品的供需，从而影响了我们的业务。
我们的客户，特别是生产商和某些工厂运营商，直接受到商品价格变化的影响。天然气、石油和NGLs的价格会因应国内和全球供需变化、市场不确定性和多种额外因素而波动，包括天然气、潜在液化天然气出口的实现以及发电市场内的需求增长。天然气、石油和NGLs定价水平的波动可能会对我们的某些生产商客户的业务产生不利影响，并可能导致违约或在现有合同到期时不续签我们的合同产能。商品价格可能会影响我们某些工业客户的运营，包括临时关闭或减少工厂运营，从而导致对这些客户的交付减少。未来天然气和NGLs价格的上涨可能会使替代能源和原料来源更具竞争力，并减少对天然气和NGLs的需求。对天然气和NGLs的需求水平降低可能会降低我们系统的产能利用率，并减少对我们服务的需求。
20
我们面临与客户违约或破产有关的信用风险。
信用风险是指客户违约履行合同义务或客户申请破产导致损失的风险。我们与现有客户和支持我们增长项目的客户都存在信用风险。我们的增长项目存在信用风险，因为扩张客户就此类项目向我们作出长期坚定的产能承诺，并且其中某些扩张客户同意随着此类项目的建设进展而提供信贷支持。如果客户未能在增长项目过程中发布所需的信用支持或违约，则项目的整体回报可能会降低到项目范围发生调整的程度，或者我们无法用愿意支付类似费率的客户替换违约客户。
我们的信用风险敞口还包括所提供服务的应收账款、公司协议下的未来业绩以及客户因不平衡而欠下的燃气量或我们根据某些NNS和PAL服务向他们借出的燃气量。
我们的很大一部分收入依赖于数量有限的客户。
2024年，没有客户占我们营业收入的10%或更多。然而，截至2024年12月31日，承诺实盘协议下的前十大客户约占我们预计营业总收入的62%。如果我们的任何重要客户出现信用或财务问题，导致破产、延迟或未能支付我们提供的服务、为与我们的增长项目或现有合同相关的建设提供所需的信用支持或偿还他们欠我们的天然气，则可能对我们的收入产生重大不利影响。
我们的循环信贷额度包含可能限制我们的业务和融资活动的经营和财务契约。
我们的循环信贷额度包含经营和财务契约，这些契约可能会限制我们为未来运营或资本需求提供资金或扩大或开展业务活动的能力。我们的信贷协议限制了我们进行贷款或投资、对我们的业务性质进行重大改变、合并、合并或从事资产出售、或授予留置权或作出负面质押的能力。该协议还要求我们保持合并债务总额与合并EBITDA（定义见信贷协议）的比率不超过5.0至1.0，或在合格收购或一系列收购后的三个季度中最高为5.5至1.0，其中购买价格在12个月的滚动期间内超过1亿美元，这限制了我们为发展业务可能产生的额外债务数额，并可能要求我们减少债务，如果我们的利息、所得税前利润，折旧和摊销（EBITDA）减少到会导致我们违反这一盟约的水平。我们可能签订的未来融资协议可能包含类似或更具限制性的契约，或者可能不如我们现有债务下的那些更有利。
我们遵守信贷协议中所载的契约和限制的能力可能会受到我们无法控制的事件的影响，包括经济、金融和市场状况。如果市场或经济状况或我们的财务表现恶化，我们遵守这些契约的能力可能会受到损害。如果我们无法产生额外的债务，我们可能会被要求寻求其他可能以不太有利的条件提供资金的来源。如果我们根据我们的信贷协议或其他融资协议违约，可能会适用重大的额外限制。此外，违约可能导致我们的很大一部分债务立即到期应付，我们的贷方可以终止向我们提供更多贷款的承诺。如果发生这样的事件，我们可能无法获得足够的资金来进行这些加速支付。
我们的负债可能会影响我们履行义务的能力，否则可能会限制我们的活动。
截至2024年12月31日，我们有33亿美元的未偿长期债务本金。这种债务水平需要支付大量利息。我们无法产生足够的现金流来履行我们的债务义务，或无法以商业上合理的条款为我们的义务再融资，这将对我们的业务产生重大不利影响。我们的债务可能会产生重要后果。例如，它可以：
•限制我们为营运资金、资本支出、偿债要求或其他普通合伙目的借款的能力；
•影响我们从信用评级机构获得的评级；
•增加我们对普遍不利的经济和行业条件的脆弱性；和
•限制了我们应对商机的能力，包括通过收购来发展我们的业务。
21
根据我们的循环信贷额度和管理我们票据的契约，我们被允许产生额外的债务，但须遵守我们的循环信贷额度和管理票据的契约的某些限制。如果我们产生额外的债务，我们增加的杠杆也可能导致或加剧上述后果。
我们有一个控股公司结构，我们的子公司在其中进行我们的运营并拥有我们的运营资产，这可能会影响我们履行债务义务的能力。
我们是一家合伙控股公司，我们的运营子公司进行我们所有的运营，并拥有我们所有的运营资产。除了在我们的子公司中的所有权权益外，我们没有任何重大资产。因此，我们履行债务义务的能力取决于我们子公司的表现及其向我们分配资金的能力。我们的子公司向我们进行分配的能力可能会受到（其中包括）现有和未来债务的规定、适用的国家合伙和有限责任公司法以及其他法律法规，包括FERC政策的限制。
债务市场的变化和利率的提高可能会对我们的业务产生不利影响。
我们预计将通过我们可用的融资方案为我们的资本和其他支出需求提供资金，包括运营产生的现金、循环信贷额度下的借款以及发行额外债务。债务市场的变化，包括市场混乱、流动性受限和利率上升，可能会增加融资成本以及再融资到期债务的风险。这可能会影响我们筹集所需融资的能力，并减少可用于为我们的运营或增长项目提供资金或为到期债务再融资的现金数量。如果没有可用的债务市场，我们无法确定是否会根据我们认为可以接受的条款和条件向我们提供其他适当的融资选择。
债务市场的任何中断都可能要求我们采取额外措施来保存现金，直到市场稳定下来，或者直到我们能够为我们的业务需求安排替代信贷安排或其他资金。这些措施可能包括减少或推迟业务活动、减少我们的运营以降低开支以及减少现金的其他可自由支配用途。我们可能无法执行我们的增长战略或利用某些商业机会，其中任何一个都可能对我们的业务产生负面影响。
大流行或其他传染病的爆发以及减轻其传播的措施可能对我们的业务、财务状况和经营业绩以及我们的客户、供应商和其他业务合作伙伴的经营业绩产生重大不利影响。
全球爆发的新冠疫情和缓解新冠疫情传播的措施对全球和美国经济造成了前所未有的破坏，并影响了全球对石油和石化产品的需求。未来的大流行或其他传染病爆发可能会导致类似或更严重的影响以及重大的业务和运营中断，包括企业倒闭、供应链中断、旅行限制、居家令和对劳动力供应的限制。尽管根据当前网络安全和基础设施安全局的指导方针，我们的业务被视为必不可少的关键基础设施，但如果我们的大部分员工无法有效工作，包括由于疾病或隔离，或由于任何潜在的未来流行病或其他传染病爆发的影响，我们的业务可能会受到重大不利影响。我们也可能无法完全履行我们的合同，我们的成本可能会因任何潜在的未来大流行或其他传染病爆发而增加。这些成本增加可能无法完全收回。未来的大流行或其他传染病的爆发可能会导致我们客户的业务中断，造成延误，或限制我们客户的履约能力，包括及时向我们付款。未来的大流行病或其他传染病爆发可能会冲击资本市场，这可能会影响我们客户的财务状况。未来的大流行或其他传染病的爆发也可能会加剧此处包含的其他几个风险因素的影响。
我们并不拥有我们的管道、存储和其他设施所在的所有土地，这可能会导致我们的运营中断。
我们的管道、储存和其他设施的很大一部分是根据路权、地役权、许可证、执照或同意书在他人拥有的财产上建造和维护的，如果我们没有有效的土地使用权，或者如果此类土地使用权失效或终止，我们可能会受到更繁重的条款和/或增加的成本以保留必要的土地使用权。我们获得的在第三方和政府机构拥有的土地上建造和运营我们的管道、储存或其他设施的一些权利是针对特定时期的。我们不能保证我们总是能够在必要时更新现有的土地使用权或获得新的土地使用权，而不会经历重大成本或经历土地所有者的反对。由于我们无法获得或续签路权或地役权合同，这些土地使用权的任何损失（或更新成本增加）与我们的管道、存储和其他设施的运营有关，或
22
许可证、执照、同意书或其他（或与续签相关的成本增加），可能会对我们的运营产生重大不利影响。
我们可能无法成功地执行我们的战略，以实现业务增长和多样化。
我们主要依靠我们的天然气运输和储存服务产生的收入。与我们保持更多样化的资产相比，这些服务的负面发展对我们的财务状况和经营业绩的影响要大得多。我们增长、多样化和增加现金流的能力将部分取决于我们扩大现有业务线以及完成和执行增值收购的能力。我们可能无法成功收购或开发此类资产，或者可能以最终无法盈利的条件这样做。
我们以有吸引力的价格或长期取代即将到期的储气合同以及以有吸引力的价格或根本不出售短期服务的能力取决于市场条件。
我们拥有并经营大量的天然气储存设施。我们提供的存储和PAL服务的市场受到上述我们的运输服务的因素和市场条件的影响，也受到不同时间段之间的天然气价格差异的影响，例如冬季到夏季（时间段价格价差），以及时间段价格价差的波动。当市场状况导致时间段价差缩小和天然气价格波动性下降时，这些因素会对我们可以为我们的存储和PAL服务收取的费率产生不利影响。
我们的运营受到灾难性损失、运营危险和不可预见的中断的影响，我们可能无法为其提供充分的保险。
运输和储存天然气、乙烯和NGLs存在多种固有的经营风险，例如泄漏和其他形式的释放、爆炸、火灾、网络安全攻击和机械问题，这些都可能造成灾难性后果。此外，我们业务的性质和位置可能使我们容易受到飓风或其他命名风暴造成的灾难性损失，特别是我们在墨西哥湾沿岸地区的资产、寒冷冰冻、暴风雪、风暴、地震、冰雹和其他恶劣天气。任何这些或其他类似事件都可能导致我们的运营中断、大量维修费用、人身伤害或生命损失、重大财产损失、环境污染、我们的运营受损以及重大财务损失和声誉损失。HCA中管道的位置，包括人口聚居区、住宅区、商业商业中心和工业场所，可能会显着增加其中一些风险造成的损害程度。
我们目前拥有财产、业务中断、网络安全和一般责任保险，但此类保险的收益可能不足以支付所产生的所有责任或费用或收入损失。此外，未来可能无法以商业上合理的成本和条款获得此类保险。我们获得的保险范围可能包含大额免赔额或未能涵盖某些事件、危险或潜在损失。
我们的业务需要保留和招聘熟练的劳动力，而失去这些劳动力可能会导致我们的业务计划无法实施。
我们的运营和管理需要保留和招聘熟练的执行团队和员工队伍，包括工程师、技术人员和其他专业人员。另外，我们现在的很多员工都快到退休年龄了，有重要的机构知识，必须转给其他员工。如果我们无法留住现有员工、成功完成知识转移和/或招聘具有类似知识和经验的新员工，我们的业务可能会受到负面影响。
我们的业务竞争非常激烈。
管道系统之间竞争的主要要素是容量的可用性、费率、服务条款、获得天然气供应、服务的灵活性和可靠性。此外，FERC的政策通过增加我们客户群可用的天然气运输选择的数量，促进了天然气市场的竞争。竞争加剧可能会减少我们运输或储存的产品数量，或者，在我们没有固定费率的长期合同的情况下，可能会导致我们降低可以向客户收取的运输或存储费率。竞争可能会加剧对我们的服务需求产生不利影响的因素的负面影响，例如不利的经济条件、天气、更高的燃料成本和税收或增加我们运输和储存的设施或产品的成本或限制使用的监管行动。
23
可能的恐怖活动或军事行动可能会对我们的业务产生不利影响。
恐怖主义的持续威胁以及美国及其盟国或其他国家的军事和其他行动的影响，可能会导致政治、经济和金融市场的不稳定和天然气价格的波动加剧，这可能会影响我们的天然气运输和储存服务的市场。虽然我们正在采取我们认为适当的步骤来增加我们资产的安全性，但我们可能无法完全保护我们的资产或完全保护它们免受恐怖袭击。
24
项目1b。未解决员工意见
没有。
项目1c。网络安全
风险管理和战略
我们的业务依赖于我们的计算机系统、设备和网络（运营和信息技术），以及与我们有业务往来的第三方的系统、设备和网络，以收集、处理和存储开展我们业务几乎所有方面所需的数据，包括我们的管道和存储设施的运营以及商业和财务信息的记录和报告。我们维持一个网络安全计划，其中包括人员、流程和技术，旨在保护我们的计算机系统、设备和网络（运营和信息技术）免受日益复杂的威胁。
我们认识到保护我们的信息和运营控制系统免受可能扰乱我们业务、使我们的资产面临风险或损害我们的客户和员工数据（包括个人身份信息）的威胁的重要性。对我们的资产和技术基础设施的有效保护对于我们运营的可靠性、我们为客户服务的能力、国家的能源需求以及我们的资产和数据的安全性至关重要。我们制定了一项综合战略，旨在应对物理和网络安全威胁。此外，如项目1进一步说明。商业—政府监管—交通运输安全管理局，TSA发布了一系列安全指令，所有管道所有者和运营商必须将其纳入其网络安全规划、测试和任何事件的报告中。
我们的网络安全计划包含在我们的网络安全实施计划、网络安全事件响应计划和CAP中。我们的网络安全计划是使用信息安全工具、政策和专门的团队实施和维护的，他们负责监控我们的网络，为我们的员工提供培训，分析新威胁的演变和缓解此类威胁的策略，并寻求不断强化我们的网络安全态势。该方案通过第三方审计、评估和测试定期行使、审查、更新和审查，目的是验证其降低风险的有效性，并评估其是否符合法律和监管要求。为评估、识别和管理来自网络安全威胁的重大风险，我们努力采用以下措施：
a.识别关键系统——我们寻求识别哪些运营或信息技术，如果遭到破坏或利用，将导致运营中断或损害或数据泄露。我们的目标是在切实可行的企业层面保护整个环境，并结合额外的分层、基于风险的控制措施，旨在防范风险更高的网络安全威胁。这种战略性、深入防御和基于风险的网络安全方法提供了一种旨在识别、保护、检测、响应和从网络安全事件中恢复的方法。
b.网络分割–我们使用防火墙、路由器和交换机的组合，努力提供网络分割，旨在提供网络区域保护。
c.访问控制–我们利用几种安全功能，试图对相关系统、技术和控制实施访问、授权和认证。将最小权限方法应用于本地化的客户端工作站、服务器和应用程序。访问控制的安全能力包括物理、行政和技术控制，它们结合起来寻求提供一种深入防御的方法，旨在保护我们的网络资产免受未经授权的使用。
d.持续监测、检测和审计——我们采用各种技术、策略和程序，旨在持续监测、基线和检测威胁，并审计我们的网络和系统。此外，我们使用与外部托管安全服务提供商的技术工具组合，旨在捕获、分析和响应安全异常。
e.补丁管理–部署了网络漏洞扫描工具，旨在持续扫描、识别和报告资产漏洞。漏洞扫描仪报告用于推动修补和补救工作，也被用作评估修补工作的有效性和及时性的工具。应用程序和基础设施主题专家订阅各种第三方供应商安全通知，以接收有关操作和信息系统的Bug、安全漏洞和缓解措施等方面的主动通知。
25
上述网络安全风险管理流程被整合到我们的整体风险管理方案中。网络安全威胁被理解为影响范围广泛，并与其他各种企业风险相交。除了评估我们自己的网络安全准备情况外，我们还根据服务中断对我们的运营的潜在影响以及与服务提供商共享的数据的敏感性，考虑与我们使用第三方服务提供商相关的网络安全风险。我们建立了单独的流程和程序，以监督和识别与第三方相关的网络安全风险。
我们定期与独立第三方接触，定期评估我们的网络安全态势。这些评估包括渗透测试、紫色团队活动、健康检查和关键系统的特定点位技术网络安全评估。其中一些评估是在内部审计监督下独立进行的。某些过程是我们CAP的一部分，需要定期进行测试，测试结果可能需要按要求和在检查期间向TSA报告。我们与行业同行进行交互，参与信息共享和分析中心，并与联邦、州和地方执法和监管机构合作，目标是形成网络安全威胁反馈回路。威胁和缓解信息、技术、战术和程序通常通过这个循环共享。
网络安全威胁风险的影响
截至本年度报告日期，虽然公司及与我们有业务往来的第三方已经历若干网络安全事件，但我们并不知悉任何已对我们产生重大影响或合理可能对我们产生重大影响的先前网络安全威胁或事件。我们承认，网络安全威胁正在不断演变，未来发生网络安全事件的可能性依然存在。尽管我们实施了网络安全流程，但我们的安全措施无法保证不会发生重大网络安全攻击。虽然我们将资源用于旨在保护我们的系统和信息的安全措施，但没有任何安全措施是万无一失的。见项目1a。与我们的信息和运营技术系统遭到破坏或其他损害相关的对我们业务的风险的额外信息的风险因素。
治理
我们的董事会监督我们网络安全战略的执行。我们的首席信息安全官（CISO）监督我们的网络安全活动，并领导我们负责我们的网络安全计划的网络安全专业人员团队，并了解和监测网络安全事件的预防、检测、缓解和补救，作为我们网络安全计划的一部分。我们的CISO和其他网络安全专业人士至少每季度向我们的执行团队和董事会提供有关网络安全风险的最新信息，并酌情更频繁地更新与网络安全相关的情况，例如相关的情报指标。我们的首席信息官和CISO还参加每周一次的高管领导会议，就任何直接的网络安全威胁、风险和监管变化，以及我们网络安全态势的任何改进或障碍提供最新信息。我们的CISO在能源领域的技术方面拥有超过三十年的经验，在过去的二十年中专注于帮助包括我们在内的公司改善其技术基础设施和网络安全计划。
项目2。物业
我们的总部位于德克萨斯州休斯顿，拥有约98,600平方英尺的租赁办公空间。我们在肯塔基州的欧文斯博罗也有大约60,000平方英尺的租赁办公空间。我们的运营子公司以收费方式拥有各自的管道和存储系统。然而，这些系统的很大一部分是根据通行权、地役权、许可证、许可证或同意书在他人拥有的财产上建造和维护的。天然气和天然气液体，在本年度报告表格10-K的第I部分第1项中，包含有关我们的重要财产的额外信息，包括我们的管道和存储设施。
项目3。法律程序
有关我们的法律程序的讨论，请参阅本年度报告第II部分第8项的附注6，表格10-K。
项目4。矿山安全披露
不适用。
26
第二部分
项目5。市场对注册人普通股权、相关股东事项及发行人购买股本证券
不适用。
项目6。[保留]
27
项目7。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析
概述
我们在天然气和NGLS行业的中游部分开展业务，为这些商品提供运输和储存。我们还为路易斯安那州和德克萨斯州的工业客户提供乙烷供应和运输服务。参见第一部分第1项。商务，本年度报告的10-K表格，以进一步讨论我们的运营和业务。除出于系统管理目的和便利我们的乙烷供应业务外，我们不从事买卖天然气和NGLs的业务，但天然气和NGLs价格的变化可能会影响我们的客户运输和储存的天然气或NGLs的数量或我们系统的乙烷供应要求。与我们的乙烷供应服务相关的采购和销售协议中包含的定价通常基于相同的乙烷商品指数，外加固定的交付费用。因此，除了在一个月内购买并在另一个月内销售的数量可能出现的时间差异外，我们的乙烷供应服务与我们的其他业务一样，几乎没有直接的商品价格敞口。由于我们业务的资本密集型性质，我们的运营成本和费用通常不会因运输产品的数量而有显着差异，但我们的压缩机站消耗的燃料除外，并且不包括在燃料跟踪器中。参见第一部分第1项。业务，以进一步讨论我们提供的服务和我们的客户组合。正如下文进一步讨论的那样，我们的业务现在在两个业务部门下报告：天然气和天然气液体。
坚定的协议
我们的运输和储存能力的很大一部分是根据牢固的协议签订的。截至2024年12月31日止年度，我们约86%的收入来自公司合同下的运力预订费或与MVP的合同。下表显示了截至2023年12月31日已实施的承诺确定协议下的预计营业收入，截至2024年12月31日，包括运输、储存、乙烷供应和其他服务协议，在这些协议的剩余期限内的前滚情况（单位：百万）：
|
承诺公司项下的预计营业收入总额
截至2023年12月31日的协议
|
$ | 9,671.5 | ||||||
| 调整： | ||||||||
|
2024年从公司协议中确认的实际收入(1)
|
(1,504.0) | |||||||
|
2024年订立的公司协议(2)
|
6,016.5 | |||||||
|
承诺公司项下的预计营业收入总额
截至2024年12月31日的协议
|
$ | 14,184.0 | ||||||
(1)截至2023年12月31日，我们预计2024年来自公司协议下的固定费用的收入约为13.900亿美元，其中包括运输、存储和其他服务协议。我们根据公司协议从固定费用中确认的2024年实际收入约为15.040亿美元，比2023年增加了1.14亿美元，这主要是由于2024年发生的更高费率的合同续签。
(2)在2024年期间，我们签订了约60亿美元的新公司协议，其中约78%与2024年执行的新增长项目相关。
对于与新增长项目相关的确定协议，相关资产可能要到未来某个时候才能投入商业服务。此外，上表还包括38亿美元的估计收入，这些收入是根据已执行的先例运输协议预计的，用于需要获得监管部门批准的增长项目。每年，我们公司的一部分运输和储存协议都会到期。我们能够向客户收取的费率在很大程度上受到市场趋势（短期和长期）的影响，包括可用供应、天然气生产的地理位置、生产盆地之间的竞争、与其他管道的供应和市场竞争、最终用户对天然气的需求，如发电机、石化设施和液化天然气出口设施，以及天然气供应与天然气市场需求之间的价格差异（基差）。参见第一部分第1项。业务和项目1a。本10-K表格年度报告的风险因素 了解更多信息。截至2024年12月31日，我们在承诺实盘协议下的前十大客户约占我们预计营业总收入的62%，与我们客户相关的信用状况包括承诺实盘协议下的预计营业总收入，82%被评为投资级，3%被评为非投资级，15%未评级。本年度报告第10-K表第II部分第8项中的注4包含有关我们预计根据承诺的坚定协议从固定费用中获得的收入的更多信息。
28
管道系统维护和GHG减排举措
我们为持续维护我们的管道系统和相关设施而产生大量成本，包括管道完整性管理活动、设备大修、一般维护和维修所产生的成本。这些成本并不取决于从我们的运输服务中获得的收入数额。PHMSA制定了规定，要求运输管道运营商实施诚信管理计划，以全面评估管道沿线的某些高风险区域，即所谓的HCA和MCA，并采取额外的安全措施来保护这些区域的人员和财产。天然气管道的HCA基于高人口密度区域（对于天然气输送线路而言，这些区域包括第3类和第4类区域，根据风险事件的潜在影响，可能包括第1类和第2类区域），而我们的NGLs管道沿线的HCA基于高人口密度区域、某些饮用水源附近区域和异常敏感的生态区域。这些规定导致我们持续的维护成本全面增加，包括维护资本和维护费用。PHMSA发布了一系列针对陆上输气管道的重要规则制定（例如，涉及MAOP再确认和超额报告、额外管道里程的完整性评估以及在完整性管理中考虑将地震活动作为风险因素）。2022年8月，PHMSA发布了一项最终规则，试图扩大变更过程管理、对输气管道的腐蚀控制要求、要求运营商确保在发生可能对管道安全运行产生不利影响的极端天气事件后不存在任何条件，以及非HCA的修复标准。该规则中包含的五项安全标准受到行业贸易组织的质疑，2024年8月，美国联邦华盛顿巡回上诉法院驳回了五项受到质疑的安全标准中的四项。2023年9月，PHMSA发布了一项拟议规则，如果最终确定，将加强对天然气分配管道的安全要求，并要求更新分配完整性管理计划、应急响应计划、操作和维护手册以及其他安全实践。
由于我们业务的性质，我们的运营会排放各种类型的温室气体。我们寻求监测我们的排放，并预计会产生额外的成本来减少排放。新的立法或法规可能会增加与运营和维护我们的设施相关的成本。根据特定的法律、法规或计划，我们可能需要产生资本支出，以便在我们的设施上安装新的监测设备或排放控制、获取和放弃GHG排放配额、支付与GHG排放相关的税款或费用和/或管理和管理更全面的GHG排放计划。
我们一直专注于通过努力减少与我们的管道运输和储存资产相关的受监管空气污染物（包括甲烷）的排放，寻求满足并在某些情况下追求旨在超越监管义务的项目（例如在CAA中发现的那些）。例如，在为增长或资产可靠性项目选择新的压缩设备时，我们将空气排放视为决策过程中的一个组成部分，并酌情更加重视排放性能超过适用联邦标准的设备。我们在过去几年中的几个可靠性项目已经导致用配备先进排放控制系统的装置取代更老的、排放更高的压缩机驱动器。因此，这些项目导致氮氧化物和其他空气污染物的排放量减少。
我们已将减少GHG排放确定为一个重点领域，并利用多种策略寻找减排机会，其中包括：
•评估在实用时用电驱动压缩或新的低排放、节油装置取代旧的压缩设备；
•在某些往复式压缩设备上修改燃料系统，以降低燃料消耗和排放；
•对已查明的组件泄漏进行排放调查并进行维护和维修；
•借助直升机和固定翼飞机在我们的管道沿线进行年度泄漏调查，并酌情进行分析性实地调查；
•每年至少两次对我们所有的压缩机站进行测量测量，超过了EPA的要求；
•利用光学气体成像仪扫描我们压缩机站的天然气管道和组件，实时可视化任何泄漏；
•在部分压缩站安装连续监测排放检测设备；
•聘请空气排放方面的专家来制定和监测减少排放的努力；
•在可行的情况下，通过使用现有的和便携式的压缩和燃烧，减少传输管道爆炸排放到大气中的甲烷排放；
29
•在适当可行的情况下安装修复套管和复合包裹物，避免管道爆裂；
•评估软件工具，以优化我们的GHG排放管理系统；
•探索用低流量或零流量放气装置取代高放气天然气气动装置的选择；和
•在适当和可行的情况下，减少往复式压缩机上的棒状填料密封产生的甲烷排放。
然而，我们无法保证我们将能够实施我们可能审查或探索的任何机会，或者，对于我们确实选择实施的任何机会，以预期的方式或在特定时间范围内或在所有运营资产中实施这些机会。
PHMSA采用的这些新法规和任何未来法规以及减少GHG排放的努力预计将导致我们在2025年和未来几年的资本和运营成本增加，可能导致我们出现运营延迟，并可能对我们可靠地为客户服务的能力造成潜在的不利影响。见第一部分，第1项。业务和项目1a。本10-K表格年度报告的风险因素 了解更多信息。
维护成本可能资本化或费用化，具体取决于活动的性质。对于任何给定的报告期，我们承担的项目组合将影响我们在合并资产负债表中记录为不动产、厂房和设备的金额或确认为费用，从而影响我们的收益。我们在2021年开始为实施Mega规则的要求而产生成本，根据我们目前的预测，相信这些成本已经稳定下来。2025年，我们预计将花费约5.040亿美元来维护我们的管道系统、遵守法规以及监测、控制和减少我们的GHG排放，其中约2.030亿美元预计将是维护资本。2024年，我们在这些事项上花费了5.127亿美元，其中2.024亿美元被记录为维护资本。参考资本支出有关我们某些维护费用的更多信息。
合并经营业绩
本年度报告第10-K表格第II部分第8项中的注2包含我们的收入合同和相关收入确认政策的摘要。我们收入的很大一部分是收费的，来自与客户签订的坚定协议下的产能预订费用，这些费用在不同时期没有显着变化，但受到我们业务的长期趋势的影响，例如续约定价的变化以及本年度报告10-K表格其他部分讨论的其他因素。我们于2023年9月收购了Bayou Ethane，并开始提供与该收购相关的乙烷供应和运输服务。由于收购，从2023年第四季度开始，我们的产品销售和产品成本在我们的综合损益表中单独报告。与我们的乙烷供应服务相关的采购和销售协议中包含的定价通常基于相同的乙烷商品指数，外加固定的交付费用。因此，除了在一个月内购买数量并在另一个月内出售时可能出现的时间差异外，我们的乙烷供应服务与我们的其他业务一样，几乎没有直接的商品价格敞口。我们的运营成本和费用不会因运输产品的数量而有很大差异，但成本记录在与服务收入相关的成本.我们的运营和维护费用受到我们遵守Mega规则等法规的要求以及我们监测、控制和减少排放的努力的影响，这在本年度报告的10-K表格中有进一步讨论。
我们使用未计利息、税项、折旧及摊销前利润（EBITDA），这是一种未包含在美国普遍接受的会计原则（GAAP）中的衡量标准，作为评估我们的经营和财务业绩以及投资资本回报率的财务衡量标准。我们认为，由于EBITDA是中游行业内常用的指标，一些投资者可能会发现这一衡量标准对评估我们的业绩很有用。
下表列出了净收入与EBITDA的对账（百万）：
| 截至12月31日止年度， | ||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2022 | ||||||||||||||||||
| 净收入 | $ | 510.9 | $ | 386.0 | $ | 342.2 | ||||||||||||||
| 所得税 | 1.1 | 0.8 | 0.8 | |||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | 424.8 | 408.7 | 392.3 | |||||||||||||||||
|
利息支出
|
182.9 | 155.6 | 165.9 | |||||||||||||||||
|
利息收入
|
(31.1) | (12.1) | (3.3) | |||||||||||||||||
| EBITDA | $ | 1,088.6 | $ | 939.0 | $ | 897.9 | ||||||||||||||
30
请参阅本项目7.和项目1a中的披露。本年度报告10-K表格项目的风险因素已影响或可能在未来影响我们的运营结果。
2024年与2023年相比
截至2024年12月31日止年度，我们的净收入增加1.249亿美元，或32%，至5.109亿美元，而截至2023年12月31日止年度的净收入为3.860亿美元。同期，我们的EBITDA增加了1.496亿美元，即16%，达到10.886亿美元。我们的净收入和EBITDA增加主要是由于以下讨论的因素，其中包括2024年增加的1500万美元和2023年9月收购Bayou Ethane增加的2350万美元。
截至2024年12月31日止年度的营业收入增加4.104亿美元，或25%，至20.281亿美元，而截至2023年12月31日止年度的营业收入为16.177亿美元。2023年第四季度期间，一位客户将其NNS发布为单独的运输和存储服务，与2023年可比期间相比，导致截至2024年12月31日止年度的存储收入增加，两项服务的运输收入减少1910万美元。不包括NNS合同的1910万美元，我们的运输收入增加了9300万美元，这主要是由于以更高的费率重新承包和最近完成的增长项目；由于有利的市场条件允许以更高的费率承包，我们的储存和PAL收入增加了3100万美元；由于机会主义的市场条件，我们销售天然气、乙烯和丙烷的产品销售收入增加了2260万美元；Bayou乙烷收购贡献了2.615亿美元的增量营业收入，主要来自乙烷产品销售。
截至2024年12月31日止年度的运营成本和费用增加2.789亿美元，或26%，至13.704亿美元，而截至2023年12月31日止年度为10.915亿美元。我们在2024年的运营费用主要受到以下项目的影响：
•收购Bayou乙烷的费用增加，该年度产生了2.464亿美元的增量成本，其中包括与产品销售相关的增量成本2.155亿美元和增量折旧和摊销费用840万美元；
•运营和维护费用增加1840万美元，主要是由于与合规活动相关的维护项目增加；和
•由于与员工相关的成本增加，行政和一般费用增加了1000万美元。
2024年我们的折旧摊销费用和利息收入和费用受到以下项目的影响：
•由于最近完成的增长项目和Bayou乙烷收购增加了资产基础，折旧和摊销费用增加了1610万美元；和
•利息支出增加2730万美元是由于2024年12月15日到期的6亿美元债务的预融资，利息收入增加1900万美元主要是由于投资于短期投资的现金赚取的收入。
2023年与2022年相比
截至2023年12月31日止年度，我们的净收入增加4380万美元，或13%，至3.86亿美元，而截至2022年12月31日止年度的净收入为3.422亿美元。同期，我们的EBITDA增加了4110万美元，即5%，达到9.39亿美元。由于下文讨论的其他因素，我们的净收入和EBITDA增加，还包括来自Bayou Ethane收购的550万美元和820万美元的增加。
截至2023年12月31日止年度的营业收入增加1.857亿美元，或13%，至16.177亿美元，而截至2022年12月31日止年度的营业收入为14.320亿美元。在2023年第四季度，一位客户将其NNS发布为单独的运输和存储服务，这导致存储收入增加，与2022年相比，2023年的运输收入减少了640万美元。除去NNS合同的640万美元，我们的运输收入增加了6470万美元，这主要是由于以更高的费率重新签订合同以及最近完成的增长项目；由于有利的市场条件，我们的存储和PAL收入增加了2530万美元；收购Bayou Ethane贡献了1.015亿美元，主要是由于产品销售9940万美元；其他增加了430万美元。这些增长被我们其他NGL产品销售额下降造成的1010万美元部分抵消。
31
截至2023年12月31日止年度的运营成本和费用增加1.587亿美元，或17%，至10.915亿美元，而截至2022年12月31日止年度的运营成本和费用为9.328亿美元。我们2023年的运营费用受到以下项目的影响：
•收购Bayou乙烷增加了9600万美元的费用，其中包括与产品销售相关的8800万美元成本和270万美元的折旧和摊销费用；
•运营和维护费用增加2820万美元，主要是由于与Mega规则要求相关的维护项目增加以及材料和用品以及外部服务成本增加；和
•行政和一般费用增加2320万美元，主要是由于员工相关和外部服务成本增加。
2023年我们的折旧摊销费用和利息收入和费用受到以下项目的影响：
•折旧和摊销费用增加1640万美元，原因是最近完成的增长项目、Bayou乙烷收购以及我们某些资产的估计寿命发生变化导致资产基础增加；和
•利息支出减少1030万美元，原因是平均未偿长期债务减少，利息收入增加880万美元，原因是投资于货币市场基金的现金赚取的收入。
分部业绩
在2024年第四季度之前，我们报告了一个单一的运营和可报告部分——美国州际天然气和NGLS管道系统和综合储存设施的运营情况。2024年，我们前任首席执行官（CEO）退休，任命了新的CEO。2024年第四季度，新的内部报告和信息开始提供给首席运营决策者，即我们的首席执行官并由其评估，以反映首席执行官查看信息以管理业务、评估绩效和分配资源的方法。因此，我们的业务现在在两个业务部门下报告：天然气和天然气液体。虽然我们的部门提供类似的服务，但它们的运营结果主要是根据产品线——天然气和天然气液体产品线——来组织和管理的。管理层使用分部EBITDA作为评估分部财务业绩和分配资源的基础，这些财务信息载于本年度报告第10-K表第II部分第8项的附注18。
下表提供了我们的总分部EBITDA以及与EBITDA的对账（以百万计）：
| 截至12月31日止年度， | ||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2022 | ||||||||||||||||||
| 天然气 | $ | 874.7 | $ | 794.4 | $ | 752.2 | ||||||||||||||
| 天然气液体 | 213.9 | 144.6 | 145.7 | |||||||||||||||||
|
分部EBITDA合计
|
$ | 1,088.6 | $ | 939.0 | $ | 897.9 | ||||||||||||||
|
EBITDA(1)
|
$ | 1,088.6 | $ | 939.0 | $ | 897.9 | ||||||||||||||
(1)参考合并经营业绩下表中净收入与EBITDA的对账。
2024年与2023年相比
天然气
截至2024年12月31日止年度的天然气部门营业收入增加1.274亿美元，或10%，至14.421亿美元，而截至2023年12月31日止年度的营业收入为13.147亿美元。与2023年的5.243亿美元相比，2024年EBITDA运营成本和费用增加了4920万美元，增幅为9%，达到5.735亿美元。与2023年相比，2024年EBITDA增加了8030万美元，达到8.747亿美元。2024年的营业收入受到上述分离为单独运输和储存协议的NNS合同的影响，导致储存收入增加1910万美元，运输收入减少相同数额。此外，截至2024年12月31日和2023年12月31日止年度，天然气部门的部门内收入分别为4940万美元和3000万美元，其中
32
3100万美元和2610万美元的费用在与服务收入相关的成本与部门内运输合同相关，1840万美元和390万美元在行政和一般与同一时期的部内许可协议相关的费用。2024年EBITDA还受到以下项目的影响：
•运输收入增加8280万美元，主要是由于以更高的费率重新承包和最近完成的增长项目；
•由于有利的市场条件允许以更高的费率重新签订合同，存储和PAL收入增加了2110万美元；
•由于机会主义的市场条件，销售天然气的产品销售收入增加了590万美元；
•与合规活动相关的维护项目增加有关的运营和维护费用增加2400万美元；和
•行政和一般费用增加1060万美元，主要是由于员工相关和外部服务成本增加。
天然气液体
截至2024年12月31日止年度，天然气液体部门营业收入增加3.024亿美元，或91%，至6.354亿美元，而截至2023年12月31日止年度为3.330亿美元。EBITDA运营成本和费用在2024年增加了2.33亿美元，增幅为124%，达到4.215亿美元，而2023年为1.885亿美元。与2023年相比，2024年EBITDA增加了6930万美元，达到2.139亿美元。天然气液体板块于2023年9月29日收购巴油乙烷。巴油乙烷在2024年为EBITDA贡献了2350万美元的增量，其中包括2.615亿美元的增量营业收入，主要来自乙烷产品销售，以及2.380亿美元的增量EBITDA营业成本和费用，其中包括与产品销售相关的2.155亿美元增量成本和2250万美元的其他EBITDA营业成本和费用。除Bayou乙烷收购外，2024年EBITDA还受到以下项目的影响：
•由于机会主义的市场条件，乙烯和丙烷产品销售额增加了1670万美元；
•由于运输量增加，运输收入增加了1020万美元；
•由于以更高的费率重新签订合同，增加了990万美元的存储；和
•由于维护项目成本降低，运营和维护费用减少了560万美元。
2023年与2022年相比
天然气
截至2023年12月31日止年度，天然气部门营业收入增加84.0百万美元，或7%，至13.147亿美元，而截至2022年12月31日止年度为12.307亿美元。EBITDA运营成本和费用在2023年增加了3950万美元，增幅为8%，达到5.243亿美元，而2022年为4.848亿美元。与2022年相比，2023年EBITDA增加了4220万美元，达到7.944亿美元。2023年的营业收入受到NNS合同的影响，该合同被分为上文讨论的单独的运输和存储协议，导致存储收入增加640万美元，运输收入减少相同数额。此外，截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度，天然气部门的部门内收入分别为3000万美元和2490万美元，其中2610万美元和2490万美元的费用在与服务收入相关的成本与同一时期的部内运输合同相关联。另有390万美元在行政和一般与截至2023年12月31日止年度的部内许可协议相关的费用。EBITDA在2023年也受到以下项目的影响：
•运输收入增加5930万美元，主要是由于以更高的费率重新承包和最近完成的增长项目；
•由于有利的市场条件，允许以更高的费率重新签约，存储和PAL收入增加了1950万美元；
•运营和维护费用增加2050万美元，主要是由于与Mega规则要求相关的维护项目增加以及材料和用品以及外部服务成本增加；和
33
•行政和一般费用增加1890万美元，主要是由于员工相关和外部服务成本增加。
天然气液体
截至2023年12月31日止年度，天然气液体部门营业收入增加1.068亿美元，或47%，至3.330亿美元，而截至2022年12月31日止年度的营业收入为2.262亿美元。EBITDA运营成本和费用在2023年增加了1.079亿美元，增幅为134%，达到1.885亿美元，而2022年为8060万美元。与2022年相比，2023年EBITDA减少110万美元至1.446亿美元。收购Bayou乙烷为2023年EBITDA贡献了820万美元，主要包括1.015亿美元的营业收入，主要来自乙烷产品销售，以及9330万美元的EBITDA营业成本和费用，其中包括与产品销售相关的8800万美元增量成本和530万美元的其他EBITDA营业成本和费用。除Bayou乙烷收购外，2023年EBITDA还受到以下项目的影响：
•乙烯和丙烷产品销售额减少1010万美元；
•运输和仓储收入增加1120万美元，主要是由于费率提高；
•由于产量增加，卤水供应收入带来的其他收入增加了290万美元；
•运营和维护费用增加770万美元，主要是由于外部服务和公用事业费用增加；和
•行政和一般费用增加430万美元，主要是由于员工相关和外部服务成本增加。
流动性和资本资源
我们是一家合伙控股公司，我们所有的经营现金流都来自于我们的运营子公司。我们的主要流动资金来源包括经营活动产生的现金、我们的循环信贷额度和债务发行。我们的运营子公司使用来自其各自运营的现金为其运营活动和维护资本需求提供资金，为其债务提供服务，并向Boardwalk Pipelines进行预付款或分配。Boardwalk Pipelines使用从运营子公司提供的现金以及根据需要在我们的循环信贷额度下借款来偿还未偿债务并向我们进行分配或垫款。
截至2024年12月31日，我们手头有1.179亿美元的现金，在我们的循环信贷额度下没有未偿还的借款，我们可以利用的全部借款能力为10亿美元。2024年2月，我们发行了本金总额为6亿美元的2034年8月到期的Boardwalk Pipelines 5.625%票据。此次发行的净收益用于在2024年12月到期时退还6.0亿美元的Boardwalk Pipelines 4.95%票据。我们预计，我们现有的资本资源，包括我们的现金和现金等价物、循环信贷额度和我们的经营活动现金流，将足以为我们2025年的运营和资本支出提供资金。我们可能会寻求进入债务市场，为增长项目或收购的部分或全部资本支出提供资金，为到期债务再融资或用于普通合伙目的。截至2025年2月7日，我们还在SEC存档了一份有效的货架登记声明，根据该声明，我们可能会不时公开发行9亿美元的债务证券、认股权证或权利。2024年，我们向BPHC和Boardwalk GP，LP支付了4亿美元的分配款。截至2024年12月31日，根据公司协议，我们有42亿美元的合同现金支付义务，其中41亿美元是与我们的长期债务相关的本金和利息支付。本年度报告第10-K表第II部分第8项中的附注12包含有关我们的长期债务和融资活动的更多信息，附注5和6包含有关我们其他承诺的更多信息。
34
信用评级
我们的大部分高级无抵押债务由独立的信用评级机构进行评级。信用评级影响我们进入公共和私人债务市场的能力，以及我们借款的条款和成本。我们满足融资要求或为计划的增长资本支出提供资金的能力将取决于我们未来的经营业绩和我们进入资本市场的能力，这些因素受到我们行业的经济因素以及其他一般经济、金融和商业因素的影响，其中一些因素是我们无法控制的。截至2025年2月7日，我们对我们的高级无抵押票据（包括由Boardwalk Pipelines发行的票据）和我们有未偿评级债务的运营子公司的信用评级如下：
| 评级机构 | 评级 （US/Operating 子公司） |
展望 （US/Operating 子公司） |
||||||||||||
| 标准普尔 |
BBB/BBB
|
稳定/稳定 | ||||||||||||
| 穆迪投资者服务公司 | Baa2/Baa1 | 稳定/稳定 | ||||||||||||
| 惠誉国际评级公司。 | BBB/BBB | 稳定/稳定 | ||||||||||||
信用评级反映评级机构的观点，并不是购买、出售或持有任何证券的建议，如果评级机构确定事实和情况有必要作出这种改变，则可以随时修改或撤销。每个信用机构的评级应独立于任何其他信用机构的评级进行评估。
子公司证券担保
我们的债务主要是在我们的全资子公司Boardwalk Pipelines发行的，尽管我们历史上也曾在我们的运营子公司发行过债务。截至2024年12月31日，Boardwalk Pipelines（附属发行人）发行的所有未偿还票据和循环信贷额度的全额由我们（母公司担保人）提供担保。担保的目的是帮助简化我们的报告和资本结构。
我们为循环信贷额度下的借款金额提供担保，但任何借款金额不受S-X条例第13-01条（第13-01条）报告要求的约束。截至2024年12月31日，循环信贷额度下没有未偿还借款。下表列出了我们受规则13-01披露规则约束的债务的未偿本金金额（单位：百万）：
| 截至2024年12月31日 | |||||
|
由木板路管线担保的本金金额
并受规则13-01规限(1)
|
$ | 3,150.0 | |||
|
未担保的本金金额(2)
|
100.0 | ||||
|
其他(3)
|
(15.6) | ||||
| 总债务和融资租赁义务 | $ | 3,234.4 | |||
(1)这代表Boardwalk Pipelines所有未偿债务的本金金额，但须遵守规则13-01的披露规则（担保票据）。
(2)这代表Texas Gas未偿债务的本金金额。
(3)这表示与融资租赁和未摊销债务贴现和发行成本相关的金额。
担保票据由母公司担保人按优先无抵押基准提供全额无条件担保。担保票据的担保与我们所有现有和未来的优先债务，包括我们对循环信贷额度下的债务的担保具有同等地位。担保将在受偿权上有效地从属于我们未来的所有有担保债务，以担保此类债务的资产的价值为限。子公司发行人向母担保人支付股利或借款的能力不受限制。任何系列票据的担保义务将被终止，前提是该系列票据已被解除或失效。
我们的经营性资产、经营性负债、营业收入、费用和其他综合收益，要么存在于我们的运营子公司，要么由我们的运营子公司产生。母担保人及子公司发行人无重大资产，
35
独立于各自融资活动的负债或运营，其中包括担保票据和1.767亿美元的利息支出，并包括相互往来的预付款，以及它们对运营子公司的投资。由于这些原因，我们符合规则13-01中的标准，在我们的披露中省略了汇总的财务信息。
资本支出
截至2024年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度的维护资本支出分别为2.024亿美元、1.645亿美元和1.574亿美元。参考管道系统维护和GHG减排举措有关影响我们维护资本支出的因素的更多信息。
截至2024年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度的增长资本支出分别为1.90亿美元、2.179亿美元和1.802亿美元。在截至2023年12月31日的一年中，我们以3.55亿美元的价格收购了Bayou Ethane。在截至2022年12月31日的一年中，我们花费了670万美元购买天然气，用于我们的综合天然气管道系统。
我们预计2025年总资本支出约为2.69亿美元，其中包括约2.030亿美元的维护资本和6600万美元与增长项目相关的资本支出。我们预计将在我们正在进行和宣布的增长项目上总共花费约16亿美元，这些项目的预计投入使用日期为2025年至2029年。参考第一部分第1项中的当前增长项目。本10-K表格年度报告的业务，以获取有关我们增长项目的更多信息。
关键会计估计和政策
我们的重要会计政策在本年度报告第10-K表第二部分第8项的附注2中进行了描述。按照美国普遍接受的会计原则编制这些合并财务报表要求我们做出估计和假设，这些估计和假设会影响资产、负债、收入和费用的报告金额，以及或有资产和负债的相关披露。估计是基于历史经验和在当时情况下被认为是合理的各种其他假设。这一过程的结果构成了对资产和负债的账面金额以及从其他来源不易看出的或有资产和负债的相关披露作出判断的基础。我们定期、持续地审查我们的估计和假设。事实和情况的变化可能导致修订的估计，实际结果可能与这些估计存在重大差异。对这些估计的修订对我们的业务、财务状况或经营业绩产生的任何影响均记录在导致修订的事实已为人所知的期间。
由于影响应用这些政策的估计、判断和不确定性可能对我们报告的财务信息产生潜在的重大影响，以下会计政策和估计被视为至关重要。
商誉
商誉是指收购成本超过所收购的可辨认净资产和承担的负债的公允价值的部分。商誉至少每年在报告单位一级进行减值测试，截至11月30日，或更频繁地在事件发生和情况发生变化时进行减值测试，这很可能会使报告单位的公允价值低于其账面价值。会计要求规定，报告实体可每年进行可选的定性评估，以确定是否发生了更有可能使报告单位的公允价值低于其账面金额的事件或情况发生变化。如果初步定性评估确定报告单位的公允价值低于其账面价值的可能性较大，或未进行可选定性评估，则进行定量分析。定量商誉减值测试是通过计算报告单位的公允价值并与报告单位的账面金额进行比较来进行的。如果报告单位的公允价值超过其账面值，则报告单位的商誉不发生减值。然而，如果报告单位的账面值超过其公允价值，则确认减值损失，金额等于该超出部分，仅限于在报告单位上记录的商誉总额。
截至2024年11月30日，我们的年度商誉测试日期，我们选择对我们的两个报告单位进行定性评估。定性评估包括我们对（其中包括）整体宏观经济状况、行业和市场考虑、当前贴现率和估值倍数、整体财务表现（包括营业收入）以及其他相关公司具体事件的考虑。基于对这些项目的评估，我们得出结论，我们两个报告单位的公允价值超过其各自账面值的可能性更大。据此，不存在减值迹象，未进行定量减值测试。
36
我们报告单位的估计公允价值每年波动，使用替代判断和假设可能会大幅改变我们的商誉减值分析结果，包括在我们的合并财务报表中确认减值费用。2023年和2022年的量化商誉测试未产生任何商誉减值费用。尽管我们的报告单位的前景仍然乐观，包括其强劲的基础经营现金流和经营所在的市场，但未来估计经营收入或现金流的重大变化，或估值模型输入的任何其他变化可能导致确认未来减值费用。
长期存续资产（包括有形和有固定寿命的无形资产）减值
我们评估，当情况表明我们的长期和无形资产的账面值可能无法收回时，我们的账面值是否已经减值。如果账面值超过预期因使用和最终处置该资产而产生的未贴现现金流量总和，则该账面值不可收回。若账面值无法收回，则按资产账面值超过其公允价值的部分计量减值损失。我们在截至2024年12月31日、2023年和2022年12月31日的年度确认了240万美元、40万美元和750万美元的资产减值费用。
前瞻性陈述
这份关于10-K表格的年度报告中包含的某些陈述，以及我们向SEC提交的其他文件和定期新闻稿中的一些陈述，以及我们的官员和我们的子公司在介绍我们时所做的一些陈述，都是“前瞻性的”。前瞻性陈述包括但不限于可能预测、表明或暗示未来结果、事件、业绩、意图或成就的任何陈述，并可能包含“预期”、“打算”、“计划”、“预期”、“估计”、“相信”、“将可能导致”和类似表述。此外，任何有关未来财务业绩（包括未来收入、收益或增长率）、正在进行的业务战略或前景以及我们或我们的子公司可能采取的行动的声明，也都是前瞻性声明。
前瞻性陈述基于当前对未来事件及其对我们的潜在影响的预期和预测。尽管管理层认为这些前瞻性陈述在做出时是合理的，但无法保证影响我们的未来事件将是我们预期的事件。所有前瞻性陈述本质上都受到各种风险和不确定性的影响，其中许多风险和不确定性超出了我们的控制范围，这可能导致实际结果与预期或预测的结果存在重大差异。其中包括（其中包括）立法和监管举措的影响或其实施情况、气候变化的影响、ESG事项以及管道安全要求和举措、维护和确保我们管道系统的完整性和可靠性的成本、我们完成已经开始或将开始的增长项目的能力、计算机系统故障或网络安全攻击的风险、成功谈判、完成和完成预期交易、项目和协议，与能源价格波动的影响相关的风险和不确定性，以及我们面临的与客户违约或破产相关的信用风险。任何这些领域的发展都可能导致我们的结果与已经或可能预期或预测的结果存在重大差异。前瞻性陈述仅在作出之日起生效，我们明确表示不承担更新这些陈述以反映我们预期或信念的任何变化或任何前瞻性陈述所依据的事件、条件或情况的任何变化的任何义务或承诺。
有关我们的前瞻性陈述的其他风险和不确定性，请参阅本年度报告10-K表格的第一部分，第1A项。
37
项目7a。关于市场风险的定量和定性披露
利率风险
除了我们的循环信贷额度，其利率定期重置，我们的债务一直以固定利率发行。对于固定利率债务，利率变动影响债务工具的公允价值，但不直接影响我们的收益或现金流。下表列出了与我们在2024年12月31日和2023年12月31日的固定利率、长期债务相关的市场风险（以百万计，利率除外）：
| 2024 | 2023 | ||||||||||
| 固定利率债务账面金额 | $ | 3,236.5 | $ | 3,237.4 | |||||||
| 固定利率债务的公允价值 | $ | 3,129.7 | $ | 3,130.3 | |||||||
|
加息100个基点并导致
债务减少的公允价值
|
$ | 133.0 | $ | 116.4 | |||||||
|
利率下降100个基点并导致
债务增加的公允价值
|
$ | 141.9 | $ | 123.7 | |||||||
| 加权平均利率 | 4.95 | % | 4.84 | % | |||||||
截至2024年12月31日，我们在浮动利率协议下没有未偿债务。截至2023年12月31日，我们在浮动利率协议下有2500万美元的未偿债务，加权平均利率为6.71%。
商品风险
对于我们的管道运输和储存的天然气和NGLs（乙烷供应服务除外），我们不对这些产品拥有所有权；因此，我们不承担与这些产品相关的相关商品价格风险。对于我们的乙烷供应服务，需要我们订立乙烷销售和采购协议并取得这些产品的所有权，这些采购和销售协议中包含的定价通常基于相同的乙烷商品指数，外加固定的交付费用。因此，除了在一个月内购买并在另一个月内销售的数量可能出现的时间差异外，我们的乙烷供应服务与我们的其他业务一样，几乎没有直接的商品价格敞口。
信用风险
我们的信用风险通常涉及所提供服务的应收账款，以及客户因不平衡或我们借给他们的天然气而欠下的数量，通常是在PAL和某些公司服务下。天然气价格波动可能会大幅增加与贷款给客户的天然气相关的信用风险。我们也有与客户支持我们的一些增长项目有关的信用风险。如果我们的任何重要客户出现信用或财务问题，导致延迟或未能支付我们提供的服务或偿还他们欠我们的天然气，这可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
截至2024年12月31日，由于气体不平衡以及根据PAL和某些公司服务协议借出的气体而欠我们的运营子公司的气体金额约为9.8万亿英热单位（TBTU）。假设2024年12月期间的平均市场价格为每百万英热单位（MMBTU）2.98美元，则该气体的市场价值约为2920万美元。截至2024年12月31日，由于不平衡而欠我们运营子公司的NGLs数量不到10万桶，其市场价值约为30万美元。截至2023年12月31日，由于气体不平衡以及根据PAL和某些实盘服务协议借出的气体而欠我们的运营子公司的气体金额约为11.2 TBtu。假设2023年12月期间的平均市场价格为每百万英热单位2.33美元，该天然气的市场价值约为2610万美元。截至2023年12月31日，没有欠我们运营子公司的未偿NGLs不平衡。截至2024年12月31日和2023年12月31日，没有根据交换协议欠我们运营子公司的乙烯金额。
38
项目8。财务报表和补充数据
独立注册会计师事务所报告
致Boardwalk GP，LLC和The Partners of 木板路管线，LP的董事会
对财务报表的意见
我们审计了随附的木板路管线、LP及子公司（“公司”）截至2024年12月31日和2023年12月31日的合并资产负债表、截至2024年12月31日止三年期间各年的相关合并损益表、综合收益表、合伙人资本和现金流量变动表以及相关附注（统称“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，在所有重大方面公允反映了公司截至2024年12月31日和2023年12月31日的财务状况，以及截至2024年12月31日止三年期间每年的经营业绩和现金流量。
意见依据
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是在我们审计的基础上对公司的财务报表发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会（PCAOB）注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例，我们被要求对公司具有独立性。
我们按照PCAOB的标准进行了审计。这些准则要求我们计划和执行审计，以就财务报表是否不存在重大错报获取合理保证，无论是由于错误还是欺诈。公司没有被要求，我们也没有受聘执行对其财务报告内部控制的审计。作为我们审计的一部分，我们被要求了解财务报告内部控制，但目的不是对公司财务报告内部控制的有效性发表意见。因此，我们不表示这种意见。
我们的审计包括执行程序以评估财务报表的重大错报风险，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有关财务报表中的数额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估财务报表的总体列报方式。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
关键审计事项
下文通报的关键审计事项是由财务报表当期审计产生的事项，已传达或要求传达给审计委员会，并且（1）涉及对财务报表具有重要意义的账目或披露，以及（2）涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。关键审计事项的沟通不会以任何方式改变我们对财务报表的意见，作为一个整体，我们也不会通过传达下文的关键审计事项，就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。
商誉——参见财务报表附注2和9
关键审计事项说明
截至11月30日，至少每年在报告单位一级对商誉进行减值测试，或者更频繁地在发生事件和情况变化时进行减值测试，这很可能会使报告单位的公允价值低于其账面价值。截至2024年11月30日，公司对两个报告单位的年度商誉减值测试进行了定性评估。定性评估包括公司考虑（其中包括）整体宏观经济状况、行业和市场考虑、当前贴现率和估值倍数、整体财务表现，包括营业收入，以及其他相关公司具体事件。基于对这些项目的评估，公司得出结论，两个报告单位的公允价值很可能超过其各自的账面金额。截至2024年12月31日，该公司在其合并资产负债表中记录了2.374亿美元的商誉。
39
我们将木板路管线，LP的商誉确定为关键审计事项，因为在执行审计程序以评估管理层有关其对宏观经济条件、营业收入、估值倍数和当前贴现率影响的评估的判断和假设的合理性（包括在确定公司报告单位的公允价值是否很可能低于其各自的账面价值时需要聘请公允价值专家）时，审计师的判断程度很高，并加大了努力。
审计中如何应对关键审计事项
我们的审计程序涉及管理层在对公司两个报告单位的公允价值进行定性评估时对当前贴现率、估值倍数、宏观经济状况的影响以及公司未来估计营业收入的考虑，其中包括以下内容：
•我们测试了管理层商誉减值定性评估控制的有效性，其中包括管理层对影响每个报告单位的定性因素的审查。
•我们通过将每个报告单位的管理层对营业收入的历史预测与（a）实际营业收入和（b）当前期间对未来营业收入的预测进行比较，评估了管理层准确预测未来营业收入的能力。
•我们对管理层的预测进行了盈亏平衡敏感性分析，以评估关键假设的敏感性及其对公允价值的影响。
•我们根据ASC 350考虑了管理层对定性因素识别的完整性，通过考虑我们在审查董事会会议记录、向管理层提出的询问、围绕营业收入的实质性测试以及我们就宏观经济条件的影响寻找外部证据的结果中获得的其他信息，影响到每个报告单位。
•在我们的公允价值专家的协助下，我们通过对截至2024年11月30日的每个报告单位的当前贴现率制定一系列独立估计，并将这些估计与管理层在对每个报告单位的定性评估中选择的当前贴现率进行比较，评估了管理层考虑当前贴现率的合理性。
•在我们的公允价值专家的协助下，我们评估了管理层考虑估值倍数的合理性，方法是为每个报告单位使用类似行业的指导性公众公司开发独立的估值倍数。
/s/德勤会计师事务所
2025年2月11日
我们自2003年起担任公司核数师。
40
Boardwalk Pipeline Partners, Lp
合并资产负债表
（百万）
| 12月31日， | |||||||||||
| 物业、厂房及设备 | 2024 | 2023 | |||||||||
| 当前资产： | |||||||||||
| 现金及现金等价物 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 应收款项： | |||||||||||
| 贸易，净额 |
|
|
|||||||||
| 其他 |
|
|
|||||||||
| 燃气运输应收款 |
|
|
|||||||||
| 预付款项 |
|
|
|||||||||
| 其他流动资产 |
|
|
|||||||||
| 流动资产总额 |
|
|
|||||||||
| 物业、厂房及设备： | |||||||||||
|
管道、仓储等厂
|
|
|
|||||||||
| 在建工程 |
|
|
|||||||||
| 物业、厂房及设备，毛额 |
|
|
|||||||||
| 减—累计折旧摊销 |
|
|
|||||||||
| 固定资产、工厂及设备，净值 |
|
|
|||||||||
| 其他资产： | |||||||||||
| 商誉 |
|
|
|||||||||
| 地下储气 |
|
|
|||||||||
| 其他 |
|
|
|||||||||
| 其他资产合计 |
|
|
|||||||||
| 总资产 | $ |
|
$ |
|
|||||||
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
41
Boardwalk Pipeline Partners, Lp
合并资产负债表
（百万）
| 12月31日， | |||||||||||
| 负债和合作伙伴的资本 | 2024 | 2023 | |||||||||
| 流动负债： | |||||||||||
| 应付款项： | |||||||||||
| 贸易 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 附属公司 |
|
|
|||||||||
| 其他 |
|
|
|||||||||
| 燃气运输应付款项 |
|
|
|||||||||
| 应计税款，其他 |
|
|
|||||||||
| 应计利息 |
|
|
|||||||||
| 应计工资和雇员福利 |
|
|
|||||||||
| 监管责任 |
|
|
|||||||||
| 其他流动负债 |
|
|
|||||||||
| 流动负债合计 |
|
|
|||||||||
| 长期债务和融资租赁义务 |
|
|
|||||||||
| 其他负债和递延贷项： | |||||||||||
| 资产报废义务 |
|
|
|||||||||
| 其他资产报废准备 |
|
|
|||||||||
| 应付附属公司 |
|
|
|||||||||
| 其他 |
|
|
|||||||||
| 其他负债和递延贷项合计 |
|
|
|||||||||
| 承诺与或有事项 |
|
|
|||||||||
| 合伙人资本： | |||||||||||
| 合伙人的资本 |
|
|
|||||||||
| 累计其他综合损失 | (
|
(
|
|||||||||
| 合伙人资本总额 |
|
|
|||||||||
| 总负债和合伙人资本 | $ |
|
$ |
|
|||||||
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
42
Boardwalk Pipeline Partners, Lp
合并损益表
（百万）
| 截至12月31日止年度， | |||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2022 | |||||||||||||||
| 营业收入： | |||||||||||||||||
| 交通运输 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
| 仓储、停车和出借 |
|
|
|
||||||||||||||
|
产品销售
|
|
|
|
||||||||||||||
| 其他 |
|
|
|
||||||||||||||
| 营业总收入 |
|
|
|
||||||||||||||
| 运营成本和费用： | |||||||||||||||||
| 与服务收入相关的成本 |
|
|
|
||||||||||||||
| 与产品销售相关的成本 |
|
|
|
||||||||||||||
| 运营和维护 |
|
|
|
||||||||||||||
| 行政和一般 |
|
|
|
||||||||||||||
| 折旧及摊销 |
|
|
|
||||||||||||||
|
出售资产（收益）损失、减值及其他
|
(
|
|
|
||||||||||||||
| 所得税以外的税种 |
|
|
|
||||||||||||||
| 总运营成本和费用 |
|
|
|
||||||||||||||
| 营业收入 |
|
|
|
||||||||||||||
| 其他扣除（收入）： | |||||||||||||||||
| 利息支出 |
|
|
|
||||||||||||||
| 利息收入 | (
|
(
|
(
|
||||||||||||||
| 杂项其他收入，净额 | (
|
(
|
(
|
||||||||||||||
| 其他扣除合计 |
|
|
|
||||||||||||||
| 所得税前收入 |
|
|
|
||||||||||||||
| 所得税 |
|
|
|
||||||||||||||
| 净收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
43
Boardwalk Pipeline Partners, Lp
综合收益表
（百万）
| 截至12月31日止年度， | |||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2022 | |||||||||||||||
| 净收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
| 其他综合收益（亏损）： | |||||||||||||||||
|
重分类调整转入现金流量套期净收益
|
|
|
|
||||||||||||||
|
养老金和其他退休后福利费用，税后净额
|
|
|
(
|
||||||||||||||
| 综合收益总额 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
44
Boardwalk Pipeline Partners, Lp
合并现金流量表
（百万）
| 截至12月31日止年度， | |||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2022 | |||||||||||||||
| 经营活动： | |||||||||||||||||
| 净收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
| 调整净收入与运营提供的现金对账： | |||||||||||||||||
|
折旧及摊销
|
|
|
|
||||||||||||||
|
递延成本摊销及其他
|
|
|
|
||||||||||||||
| 出售资产（收益）损失、减值及其他 | (
|
|
|
||||||||||||||
|
短期投资利息收入
|
(
|
|
|
||||||||||||||
|
经营性资产负债变动情况：
|
|||||||||||||||||
| 贸易和其他应收款 | (
|
(
|
(
|
||||||||||||||
|
燃气运输应收款、仓储资产及其他产品
存货
|
(
|
|
(
|
||||||||||||||
| 预付款项和其他资产 | (
|
|
(
|
||||||||||||||
| 贸易及其他应付款项 |
|
|
|
||||||||||||||
| 其他应付款，关联公司 |
|
|
(
|
||||||||||||||
| 燃气运输应付款项 | (
|
(
|
|
||||||||||||||
| 应计负债 |
|
|
(
|
||||||||||||||
| 监管资产和负债 |
|
(
|
|
||||||||||||||
| 其他负债 | (
|
(
|
(
|
||||||||||||||
| 经营活动所产生的现金净额 |
|
|
|
||||||||||||||
| 投资活动： | |||||||||||||||||
| 资本支出 | (
|
(
|
(
|
||||||||||||||
| 出售经营资产所得款项 |
|
|
|
||||||||||||||
|
收购业务
|
|
(
|
|
||||||||||||||
| 购买短期投资 | (
|
|
|
||||||||||||||
| 短期投资到期收益 |
|
|
|
||||||||||||||
| 投资活动所用现金净额 | (
|
(
|
(
|
||||||||||||||
| 融资活动： | |||||||||||||||||
| 长期债务收益，扣除发行成本 |
|
|
|
||||||||||||||
| 偿还长期债务的借款 | (
|
|
(
|
||||||||||||||
| 循环信贷融资借款所得款项 |
|
|
|
||||||||||||||
|
偿还循环信贷额度借款，
包括融资费用
|
(
|
(
|
(
|
||||||||||||||
| 融资租赁义务的本金支付 | (
|
(
|
(
|
||||||||||||||
| 联属公司垫款 |
|
|
|
||||||||||||||
| 已支付的分配 | (
|
(
|
(
|
||||||||||||||
| 筹资活动使用的现金净额 | (
|
(
|
(
|
||||||||||||||
| 现金及现金等价物增加（减少）额 |
|
(
|
|
||||||||||||||
| 期初现金及现金等价物 |
|
|
|
||||||||||||||
| 期末现金及现金等价物 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
45
Boardwalk Pipeline Partners, Lp
合作伙伴变动的合并报表'资本
（百万）
| 合作伙伴' 资本 |
累计其他综合（亏损）收益
|
合伙人总资本 | ||||||||||||||||||
| 余额2021年12月31日 | $ |
|
$ | (
|
$ |
|
||||||||||||||
| 加（减）： | ||||||||||||||||||||
|
净收入
|
|
— |
|
|||||||||||||||||
|
已支付的分配
|
(
|
— | (
|
|||||||||||||||||
| 其他综合亏损，税后净额 | — | (
|
(
|
|||||||||||||||||
| 余额2022年12月31日 | $ |
|
$ | (
|
$ |
|
||||||||||||||
| 加（减）： | ||||||||||||||||||||
|
净收入
|
|
— |
|
|||||||||||||||||
|
已支付的分配
|
(
|
— | (
|
|||||||||||||||||
| 其他综合收益，税后净额 | — |
|
|
|||||||||||||||||
| 余额2023年12月31日 | $ |
|
$ | (
|
$ |
|
||||||||||||||
| 加（减）： | ||||||||||||||||||||
| 净收入 |
|
— |
|
|||||||||||||||||
| 已支付的分配 | (
|
— | (
|
|||||||||||||||||
| 其他综合收益，税后净额 | — |
|
|
|||||||||||||||||
| 余额2024年12月31日 | $ |
|
$ | (
|
$ |
|
||||||||||||||
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
46
Boardwalk Pipeline Partners, Lp
合并财务报表附注
注1：
公司Structure
木板路管线 Partners，LP（本公司）是一家特拉华州有限合伙企业，成立于2005年，拥有并经营由其主要子公司Boardwalk Pipelines，LP（Boardwalk Pipelines）及其运营子公司Gulf South Pipeline Company，LLC（Gulf South）、Texas Gas Transmission，LLC（Texas Gas）、Boardwalk Louisiana Midstream，LLC（Louisiana Midstream）、Boardwalk Louisiana Gas Transmission，LLC、Boardwalk Texas Intrastate，LLC、Boardwalk Petrochemical Pipeline，LLC（Boardwalk Petrochemical）和Boardwalk Ethane Pipeline Company，LLC（统称运营子公司）开展的业务烯烃和其他碳氢化合物（在此统称为NGLs）。本公司的所有业务均由营运附属公司进行。
截至2024年12月31日，Boardwalk Pipelines Holding Corp.（BPHC）是美国洛斯保险公司（洛斯保险）的全资子公司，直接或间接拥有，
100
占公司资本%。
注2：
列报依据和重要会计政策
列报依据
合并原则
合并财务报表包括公司账目及全资附属公司经消除公司间交易后的账目。
估计数的使用
按照公认会计原则编制财务报表要求管理层做出估计和假设，这些估计和假设会影响资产、负债、收入和支出的报告金额、或有资产和负债的披露以及某些项目的公允价值。公司的估计基于历史经验和在当时情况下被认为合理的各种其他假设，这些假设构成对从其他来源不易看出的资产和负债的账面值作出判断的基础。实际结果可能与此类估计不同。
分段信息
公司根据作为首席执行官（CEO）的首席运营决策者（CODM）如何审查和管理业务来确定其经营和可报告分部，包括确定如何分配资源和评估业绩。从历史上看，该公司得出的结论是，它只有一个单一的经营和可报告分部。由于其内部报告和主要经营决策者评估的信息发生变化，该公司得出结论，其在
三个
截至2024年12月31日的经营分部。公司将财务业绩报告于
two
可报告分部，因为两个经营分部符合作为一个可报告分部报告的汇总标准。公司的
two
可报告分部为天然气和天然气液体。
附注18包含有关公司分部信息的更多信息，包括在2024年可报告分部列报下列报的2023年和2022年财务信息。
监管会计
该公司的大部分天然气管道子公司及其州际乙烷运输管道受联邦能源监管委员会（FERC）监管。当满足某些标准时，GAAP要求某些受费率监管的实体根据独立第三方监管机构制定费率（监管会计）的方式所产生的经济影响对资产和负债进行核算和报告。这一会计基础适用于
47
该公司的Texas Gas子公司将某些成本和收益记录为监管资产和负债，以便在未来期间向客户提供追偿或退款，但由于根据议定的费率协议收取的费率，以及由于与对该容量收取的费率相关的监管处理，Texas Gas的部分存储容量，因此不适用于与Fayetteville和Greenville Laterals相关的运营。
该公司还对其在Gulf South的燃料跟踪器应用监管会计，根据该会计，从支付最高关税税率的客户那里收到的燃料价值以及运输中使用的燃料的相关价值根据Gulf South使用的燃料多于其从客户那里收集的燃料还是收集的燃料多于其使用的燃料而记入监管资产或负债。除对Texas Gas和Gulf South的燃料跟踪器所描述的情况外，监管会计不适用于公司的其他FERC监管业务。
公司监测其经营所处的监管和竞争环境，以确定其监管资产是否继续有可能收回。如果公司确定其全部或部分监管资产不再符合确认为监管资产的标准，则将注销该不可收回的部分，扣除任何监管负债。
附注11包含有关公司监管资产和负债的更多信息。
公允价值计量
公允价值是指在报告实体进行交易的主要市场的有序交易中，根据市场参与者在对承担其最高和最佳用途的资产或负债进行定价时所使用的假设，为出售资产而收取的退出价格或为转移负债而支付的退出价格。建立了公允价值层次结构，优先考虑用于制定这些假设的信息，从最高到最低优先考虑相同资产和负债在活跃市场中的报价（第1级）；未包括在第1级中的可观察输入值，例如，类似资产和负债的报价（第2级）；以及不可观察数据（第3级），例如，报告实体自己的内部数据基于在当时情况下可获得的最佳信息。公司使用公允价值计量对权益证券、资产报废义务（ARO）、养老金和退休后福利（不包括养老金（PBOP）资产）以及任何减值费用进行会计处理。
附注7和13包含有关公允价值计量的更多信息。
现金及现金等价物
短期投资
贸易和其他应收款
贸易及其他应收款项按其历史账面值（扣除呆账拨备）列账。公司根据历史信用损失经验及具体事实和情况，在预期信用损失模型下建立呆账准备。无法收回的应收款项在达成结算的金额低于未偿还的历史余额或应收款项金额被视为无法变现时予以注销。
地下储气及燃气应收及应付款项
该公司的某些运营子公司有地下气体储存，用于系统管理和操作平衡，以及服务，包括与某些无通知和停车和借贷（PAL）服务相关的牢固和可中断的储存。地下储存的天然气包括运营子公司拥有的天然气量的历史成本，有时会因对该天然气的某些运营侵占而减少。
48
营运附属公司提供储存服务，藉以代表客户储存天然气或NGLs，并根据PAL服务定期持有客户气体。由于客户保留对公司在提供该等服务时所持有的气体的所有权，公司并无将有关气体记录于合并资产负债表.公司若干营运附属公司亦定期向客户借出气体及NGLs。
在向客户提供运输和储存服务的过程中，经营子公司可能从托运人和经营者收到的气体数量与代表这些托运人和经营者交付的数量不同。这就导致了运输和交换燃气应收账款和应付账款，即通常所说的不平衡，主要以现金或未来燃气的接收或交付来结算。解决不平衡需要管道与托运人或运营商之间就根据运营条件分配给特定运输合同的数量和交付天然气的时间达成协议。对于不适用监管会计的作业，应收和应付款项按市场价格估值，对于适用监管会计的作业，应收和应付款项按储存气体的历史价值估值。
产品库存
材料和用品
物业、厂房及设备及维修及保养费用
PPE按其原始建造成本或购买资产的公允价值入账。延长各自资产寿命的主要更新和改进的建设成本和支出被资本化。在建工程作为PPE的组成部分包含在财务报表中。维修和保养费用在发生时计入费用。
附注8包含有关公司PPE的更多信息。
商誉和无形资产
商誉是指收购成本超过所收购的可辨认净资产和承担的负债的公允价值的部分。商誉至少每年在报告单位一级进行减值测试，截至11月30日，或更频繁地在事件发生和情况发生变化时进行减值测试，这很可能会使报告单位的公允价值低于其账面价值。报告实体可每年进行一次可选的定性评估，以确定是否发生了更有可能使报告单位的公允价值低于其账面金额的事件或情况发生了变化。如果初步定性评估确定报告单位的公允价值低于其账面价值的可能性较大，或未进行可选定性评估，则进行定量分析。定量商誉减值测试是通过计算报告单位的公允价值并与报告单位的账面金额进行比较来进行的。如果报告单位的公允价值超过其账面值，则报告单位的商誉不发生减值。但是，如果报告单位的账面值超过其公允价值，则确认减值损失，金额等于该超出部分，以报告单位上记录的商誉总额为限。
49
无形资产是指提供未来经济利益但没有实物的资产。该公司为通过其收购获得的客户关系记录了无形资产。客户关系，包括在其他资产在合并资产负债表上，使用年限有限，正在按其预计可使用年限摊销，一般为
35
年。
附注9包含有关公司商誉和无形资产的更多信息。
长期资产（包括有形和确定使用寿命的无形资产）减值
当管理层判断有事件或情况变化表明此类资产的账面值可能无法收回时，公司对其长期无形资产进行减值评估。当作出该等决定后，管理层对归属于该资产（或资产组）剩余经济使用寿命的未折现未来现金流量的估计与该资产（或资产组）的账面值进行比较，以确定是否已发生减值。如果账面值已发生减值，则通过估计资产（或资产组）的公允价值并在账面值超过估计公允价值的范围内记录损失来确定在财务报表中确认的减值金额。
建设期间使用资金的资本化利息和备抵（AFUDC）
| 截至本年度 12月31日， |
|||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2022 | |||||||||||||||
| 建设期间使用的借款资金的资本化利息和备抵 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
| 建设期间使用的股权基金备抵 |
|
|
|
||||||||||||||
所得税
附注14包含有关公司所得税的更多信息。
资产报废义务
附注10包含有关公司ARO的更多信息。
50
环境负债
附注6包含有关公司环境责任的更多信息。
设定受益计划
公司为某些员工维持退休后福利计划。公司通过定期缴款为这些计划提供资金，这些缴款一直投资到向参与者支付福利，并根据计划的资金过剩或资金不足状态记录一项资产或负债。这些计划的净效益成本记录在综合损益表中。与未确认损益或精算假设变动有关的任何递延金额将作为监管资产或负债入账，或作为累计其他综合收益的组成部分入账，直至这些损益在综合损益表中确认。
附注13包含有关公司养老金和其他退休后福利义务的更多信息。
长期补偿
公司根据2018年长期激励计划（2018年长期激励计划）向某些员工提供绩效奖励（Performance Awards）。绩效奖励是一种具有规定目标金额的长期激励奖励，经一定调整后，在基于满足特定特定绩效标准的归属时以现金支付。
附注13包含有关公司长期补偿的更多信息。
合作伙伴资本账户
为维护资本账户，公司的收入和损失项目根据合伙协议在合伙人之间根据各自的所有权权益分配每期或其中的一部分。
租约
经营租赁使用权资产和租赁负债按租赁期内租赁付款额现值在租赁开始日确认。用于确定租赁付款开始日现值的贴现率通常是公司的担保借款利率，因为公司大部分租赁的隐含利率不容易确定。公司已选择不在综合资产负债表上记录任何期限为十二个月或以下的租赁。
附注5包含有关公司租赁的更多信息。
收入确认
合同性质
该公司主要通过在稳固和可中断的基础上为天然气和NGLs提供运输和储存服务以及为路易斯安那州和德克萨斯州的工业客户提供乙烷供应和运输服务，从与客户的合同中获得收入。该公司还提供可中断天然气PAL服务。公司的客户根据他们的特殊需求选择适用的服务组合，具体取决于管道和存储容量的可用性、服务的价格以及客户要求的数量和时间。公司大部分营运附属公司可能就其服务收取的最高适用费率，是透过FERC的成本-
51
基于成本的费率制定过程；然而，FERC也允许使用折扣或协商费率作为基于成本的费率的替代方案。根据FERC规定，公司子公司收取的某些收入可能会被退还给客户。因此，在费率案件期间，考虑到监管程序、律师的建议和估计的风险调整后总风险以及其他因素，记录估计的退款负债。该公司的服务合同可以从
One
到
二十年
尽管公司可能会签订更短或更长期限的合同，并且服务按月开具发票，客户的付款通常预期在到
三十天
，视合同条款而定。对于乙烷供应合同，采购和销售与不同的交易对手并在不同的收货和交货点进行控制权转让，导致采购和销售在综合损益表中按毛额列报。
公司服务合同：公司为客户提供坚定的服务。公司客户可在公司管道系统（运输服务）上的指定收发点预留特定数量的管道容量或可在公司存储设施（存储服务）上的指定注取点预留特定数量的存储容量。公司将实盘服务作为单一承诺进行会计处理，在合同期限的每个月随时准备在客户需要时提供运输或存储服务的承诺容量，这代表了一系列不同的月度服务，这些服务在本质上与向客户转移的模式相同。虽然可能需要几项活动来提供公司服务，但个别活动并不代表不同的履约义务，因为所有活动都必须合并进行，公司才能提供公司服务。
实盘服务合同的交易价格由基于储备容量数量的固定费用组成，不考虑用途（容量预订费），加上以实际运输或注入和退出储存的商品量支付的使用费形式的可变费用。固定费用和使用费均分配给提供运输或储存服务的单一履约义务，并在公司完成提供合同运力的待命义务和客户接收并消耗预留运力的利益时，根据时间的产出计量进行时间确认，这与控制权转移给客户相对应。固定费用在合同期限内按比例确认，代表迄今已履行的已承诺的备用容量义务的比例，使用费在满足每个不同的月度履约义务时确认，与分配目标一致，并基于在给定月份履行备用义务所需的努力程度。来自固定服务合同的运力预订收入在合同期内通常是一致的，但根据季节性费率，在冬季期间可能高于一年中的其余时间。
可中断服务合同：在向客户提供可中断服务时，公司同意在有能力时为客户运输或储存天然气或NGLs。在客户提名服务并且公司根据可用管道或存储容量或产品可用性接受提名之前，公司不会将与客户的可中断服务作为合同进行会计处理，因为在此之前没有可执行的权利和义务。提名和接受过程是一项日常活动，根据服务的优先顺序以及产能和产品的可用性授予接受。在接受后，公司对可中断服务的会计处理类似于其公司服务。
可中断服务合同的交易价格由对实际运输或注入和退出储存的商品量支付的使用费形式的可变费用组成。交易价款分配给提供可中断服务的单项履约义务。天然气运输和储存的可中断服务收入一般根据在成功分配向客户账户提供服务时提供服务时运输或储存的数量的产出计量随着时间的推移而确认，这最能描述控制权转移给客户和对承诺服务的满意度。可中断服务在提供服务的月份确认，因为公司有权从客户处获得与客户从公司业绩中获得的价值直接对应的金额的对价。收取的费率可能因日、月或季节而异。
最低数量承诺（MVC）合同：公司的某些运输、储存或乙烷供应合同要求客户在特定时间段内运输、储存或购买最低数量的商品。如果客户未能在规定的时间段内满足其MVC，则客户有义务根据实际运输、存储或购买的数量与该时间段的MVC之间的差额支付合同确定的缺额费用。MVC合同在性质上一般类似于实盘服务合同，其中履约义务是一种可随时使用的义务，是一系列本质上相同的、以相同模式转移给客户的不同服务。MVC的交易价格是对实际运输、储存或交付的商品量收取的费用，分配给每个不同的月度履约义务，与分配目标一致，并基于在给定月份履行所交易活动的义务所需的努力程度。与运输和储存服务相关的收入通常根据运输量的产出计量或
52
与乙烷供应相关的存储和收入一般根据交付的桶在某个时间点确认，并在已知客户无法在指定期间弥补缺口量的期间确认缺口费。
其他：某些乙烷供应合同包括公司向客户供应的规定数量，任何高于规定数量的要求数量均基于产品可用性。这些乙烷供应合同的收入一般在每个桶转移给客户的时间点确认，因为客户当时能够指导产品的使用，并从中获得几乎所有的剩余收益。公司亦会定期与客户订立销售天然气或天然气凝液的合约。公司在商品实物销售的时间点确认这些交易的收入，这与商品控制权转移给客户相对应，对价按合同中规定的销售价格计量。
合同余额
公司记录的合同资产主要与截至报告日已完成但未开票或部分开票的履约义务有关。公司在为履行履约义务而提前收到付款时记录合同负债或递延收入。
注3：
收购
2023年9月29日，公司全资附属公司Boardwalk Resources Company，LLC收购
100
收购后更名为Boardwalk Ethane Pipeline Holdco，LLC（巴尤乙烷）的威廉姆斯 Olefins Pipeline Holdco LLC（巴尤乙烷）的%股权，以$
355.0
百万现金。收购事项作为业务合并入账。截至2023年12月31日止年度，收购贡献$
101.5
万美元对公司营业收入和$
5.5
百万到净收入。
备考财务资料 （未经审计）
以下公司未经审核的备考经营业绩呈列，犹如收购发生于2022年1月1日。这样的结果并不一定预示着未来的结果。这些备考结果也没有反映公司可能实现的任何成本节约、运营协同效应或收入增加，或实现这些目标所需的成本（以百万计）：
| 备考 | |||||||||||
| 截至12月31日止年度， | |||||||||||
| 2023 | 2022 | ||||||||||
|
营业收入
|
$ |
|
$ |
|
|||||||
|
净收入
|
|
|
|||||||||
对以下项目的备考信息进行了调整：
•营业收入和支出以所示期间的实际结果为基础。购置成本并不重要，被排除在外；和
•折旧和摊销费用采用采购价格分配和估计使用寿命确定的PPE和无形资产金额计算。
注4：
收入
该公司直接与终端用户签订合同，包括电力发电机、当地分销公司、工业用户和液化天然气出口商。该公司还与其他客户签订合同，包括天然气和州际和州内管道的生产商和营销商，后者反过来为最终用户提供运输和储存服务。
下表列出了公司按服务类型按分部分列的收入（百万）：
53
| 截至2024年12月31日止年度 | |||||||||||||||||||||||
| 天然气 |
天然气液体
|
消除 | 合计 | ||||||||||||||||||||
| 与客户订立合约的收入 | |||||||||||||||||||||||
|
实盘服务(1)(2)
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 可中断服务 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
其他收入(2)
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 与客户签订的合同收入总额 |
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||||
|
其他营业收入(2)(3)
|
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||||
| 营业总收入 | $ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||||||||||
(1)鉴于履约义务的随时待命性质和合同期内费用的保证性质，从与MVC的合同中赚取的收入计入公司服务。
(2)截至2024年12月31日止年度，天然气液体部门中归属于Bayou Ethane的收入为$
243.6
与MVC签订合同赚取的产品销售收入计入公司服务的百万美元；$
114.4
百万计入其他收入，来自与无MVC的合同所赚取的产品销售；和$
4.9
万计入其他营业收入。
(3)其他营业收入包括从经营租赁、管道管理费、部门内许可费和其他活动中获得的某些收入，这些活动不被视为公司的核心和正在进行的主要业务运营，也不代表从与客户的合同中获得的收入。
| 截至2023年12月31日止年度 | |||||||||||||||||||||||
| 天然气 |
天然气液体
|
消除 | 合计 | ||||||||||||||||||||
| 与客户订立合约的收入 | |||||||||||||||||||||||
|
实盘服务(1)(2)
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 可中断服务 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
其他收入(2)
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 与客户签订的合同收入总额 |
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||||
|
其他营业收入(2)(3)
|
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||||
| 营业总收入 | $ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||||||||||
(1)鉴于履约义务的随时待命性质和合同期内费用的保证性质，从与MVC的合同中赚取的收入计入公司服务。
(2)截至2023年12月31日止年度，天然气液体部门中归属于Bayou Ethane的收入为$
74.9
与MVC签订合同赚取的产品销售收入计入公司服务的百万美元；$
25.4
百万计入其他收入，来自与无MVC的合同所赚取的产品销售；和$
1.2
万计入其他营业收入。
(3)其他营业收入包括从经营租赁、管道管理费、部门内许可费和其他活动中获得的某些收入，这些活动不被视为公司的核心和正在进行的主要业务运营，也不代表从与客户的合同中获得的收入。
54
| 截至二零二二年十二月三十一日止年度 | |||||||||||||||||||||||
| 天然气 |
天然气液体
|
消除 | 合计 | ||||||||||||||||||||
| 与客户订立合约的收入 | |||||||||||||||||||||||
|
实盘服务(1)
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 可中断服务 |
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||||
|
其他收入
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 与客户签订的合同收入总额 |
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||||
|
其他营业收入(2)
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 营业总收入 | $ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||||||||||
(1)鉴于履约义务的随时待命性质和合同期内费用的保证性质，从与MVC的合同中赚取的收入计入公司服务。
(2)其他营业收入包括从经营租赁、管道管理费和其他活动中获得的某些收入，这些活动不被视为公司的核心和正在进行的主要业务运营，也不代表从与客户的合同中获得的收入。
合同余额
截至2024年12月31日及2023年12月31日，公司有应收款项记入应收账款净额来自与$客户的合同
210.7
百万美元
204.6
万，合同资产记入其他资产来自与$客户的合同
11.9
百万美元
6.2
万，合同负债记入其他流动负债（当前部分）和其他负债（非流动部分）来自与客户订立的$
17.9
百万美元
21.4
百万。
截至2024年12月31日，合同负债预计将在2040年之前确认。
截至2024年12月31日止年度合同负债余额的重大变化如下（单位：百万）：
| 合同负债 | ||||||||
|
截至2023年12月31日的余额(1)
|
$ |
|
||||||
| 计入合同负债的确认收入 期初余额 |
(
|
|||||||
| 因收到现金而增加，不包括确认为 期间收入 |
|
|||||||
|
截至2024年12月31日的余额(1)
|
$ |
|
||||||
(1)截至2024年12月31日和2023年12月31日，$
1.8
百万和$
3.5
百万被记录在其他流动负债（当前部分），以及$
16.1
百万和$
17.9
百万被记录在其他负债（非电流部分）。
55
截至2023年12月31日止年度合同负债余额的重大变化如下（单位：百万）：
| 合同负债 | ||||||||
|
截至2022年12月31日余额(1)
|
$ |
|
||||||
| 计入合同负债的确认收入 期初余额 |
(
|
|||||||
| 因收到现金而增加，不包括确认为 期间收入 |
|
|||||||
|
其他
|
|
|||||||
|
截至2023年12月31日的余额(1)
|
$ |
|
||||||
(1)截至2023年12月31日和2022年12月31日，$
3.5
百万美元
3.6
百万被记录在其他流动负债（当前部分）和$
17.9
百万美元
19.4
百万被记录在其他负债（非电流部分）。
履约义务
下表包括预计在未来确认的与包含截至2024年12月31日尚未履行的履约义务的协议相关的估计营业收入。列报的金额主要包括固定费用或MVC，这些费用通常在履约义务履行时、根据公司服务合同或在与履约义务相关的保证最低费用根据某些乙烷供应合同履行时的某个时间点确认。对于与其FERC监管的运营子公司相关的被收取最高关税税率的公司客户，以下金额反映了协议期限内此类服务的现行关税税率；然而，关税税率可能会在未来进行调整。公司已选择从表中排除以下事项：（a）由于此类服务的可变性，未从与公司服务相关的使用费中履行履约义务；（b）由于乙烷价格的可变性，乙烷供应合同的乙烷商品指数化部分未履行履约义务，以及（c）在收入中确认为开票的合同中的对价，例如可中断服务。表中反映的估计收入包括根据已执行的先例运输协议对须经监管部门批准的项目预期的估计收入。
| 以百万计 | ||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2026 | 此后 | 合计 | |||||||||||||||||||||||
|
与客户签订合同的收入估计数
截至
2024年12月31日(1)(2)
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||
| 营业收入是固定的和 可确定（经营租赁） |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
|
承诺项下预计营业收入总额
截至2024年12月31日的实盘协议
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||
(1)2024年3月，该公司执行了一项
108
年与客户的固定存储协议。这份合同预计年收入为$
3.1
百万美元
328.5
万元计入“其后”栏的未履行履约义务。根据关税条款，该客户被要求提供
90
日的抵押品和公司可以暂停服务，因为不付款。
(2)根据与公司增长项目相关的已执行先例运输协议，预计截至2024年12月31日未履行履约义务与客户签订的合同产生的收入估计数为$
3.8
十亿。
56
注5：
租约
该公司有多项经营租赁承诺延伸至2058年，一般涵盖办公空间和设备租赁，其中部分包含续租或延长租期的选择权。该公司还有一项与2013年签订的肯塔基州欧文斯博罗办公楼租赁相关的融资租赁，该租赁具有
十五年
任期与
two
最多可提供续订选项总共额外的年份。
租赁成本构成部分如下（单位：百万）：
| 截至12月31日止年度， | ||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2022 | ||||||||||||||||||
| 经营租赁成本 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
| 短期租赁成本 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 融资租赁成本： | ||||||||||||||||||||
| 使用权资产摊销 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 租赁负债利息 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 总租赁成本 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
以下提供与公司租赁相关的补充资产负债表信息：
| 截至12月31日， | |||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | ||||||||||||||||
| 使用权资产（百万） | |||||||||||||||||
|
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|||||||||||||||
| 租赁负债（百万） | |||||||||||||||||
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
||||||||||||||||
| 加权-平均剩余租期（年） | |||||||||||||||||
| 经营租赁 |
|
|
|||||||||||||||
| 融资租赁 |
|
|
|||||||||||||||
| 加权平均贴现率 | |||||||||||||||||
| 经营租赁 |
|
% |
|
% | |||||||||||||
| 融资租赁 |
|
% |
|
% | |||||||||||||
57
下表列示租赁负债到期情况（百万）：
| 截至2024年12月31日 | |||||||||||
| 运营中 租约 |
金融 租赁 |
||||||||||
| 2025 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 2026 |
|
|
|||||||||
| 2027 |
|
|
|||||||||
| 2028 |
|
|
|||||||||
| 2029 |
|
|
|||||||||
| 此后 |
|
|
|||||||||
| 合计 |
|
|
|||||||||
| 减：折扣 | (
|
(
|
|||||||||
| 租赁负债总额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
注6：
承诺与或有事项
法律程序和和解
本公司及其附属公司是在正常业务过程中产生的各种法律诉讼的当事人。管理层认为，这些未决法律诉讼的处置，包括下文确定的法律诉讼，不会对公司的财务状况、经营业绩或现金流量产生重大影响。
米沙尔和贝格诉讼
2018年5月25日，原告Tsemach Mishal和Paul Berger（代表他们自己和所谓的集体，原告）在特拉华州衡平法院（审判法院）针对以下被告发起了所谓的集体诉讼：公司、Boardwalk GP，LP（Boardwalk GP）、Boardwalk GP，LLC和BPHC（合称被告），关于Boardwalk GP可能行使其购买Boardwalk GP或其关联公司尚未拥有的公司已发行和未偿还普通单位的权利（购买权）。
于2018年6月25日，原告与被告订立妥协和解的规定及协议，但须经审判法院批准（建议和解）。根据拟议和解的条款，诉讼将被驳回，针对被告的相关索赔将由原告解除，如果Boardwalk GP的普通合伙人的唯一成员BPHC选择促使Boardwalk GP以现金购买价格行使其购买权，该价格由经修订的公司第三次经修订和重述的有限合伙协议（有限合伙协议）确定，并在拟议和解规定的期限内发出有限合伙协议规定的选择通知。2018年6月29日，Boardwalk GP选择行使购买权，并在拟议和解规定的期限内发出通知。于2018年7月18日，Boardwalk GP根据购买权完成购买公司的普通单位。
2018年9月28日，审判法院拒绝批准拟议和解。2019年2月11日，在该程序中提起了替代的经核实的集体诉讼申诉，其中包括将洛斯保险添加为被告。被告提出驳回动议，于2019年7月由初审法院审理。2019年10月，审判法院对该动议作出裁决，准予部分驳回，案件的某些方面继续审理。2021年2月22日当周开庭，2021年7月14日进行审后口头辩论。
2021年11月12日，初审法院对该案作出裁定。初审法院认为，Boardwalk GP违反有限合伙协议，认定Boardwalk GP对原告承担约$
690.0
百万赔偿金，加上判决前利息（约合$
166.0
万）、判决后利息和律师费。初审法院的裁决和损害赔偿裁决针对的是Boardwalk GP，而不是公司或其子公司。
被告认为，初审法院的裁定包含事实错误和法律错误。因此，被告于2022年1月3日向特拉华州最高法院（the Supreme Court）就审判法院的裁决提出上诉。2022年1月17日，原告向最高法院提出交叉上诉，对初审法院的损害赔偿计算提出异议。2022年9月14日进行口头辩论，2022年12月19日最高法院翻审
58
法院的裁决并将案件发回初审法院，就未获初审法院裁决裁定的申索进行进一步诉讼.当事人在审判法庭就还押问题进行的情况通报已于2023年9月完成。2024年4月，在审判法庭举行了关于还押问题的听证会。2024年9月，初审法院在所有还押问题上作出有利于被告的裁决。2024年10月21日，原告就初审法院关于还押问题的裁决向最高法院提出上诉。关于呼吁的简报正在进行中，预计将于2025年3月完成。
新奥尔良市诉讼
Gulf South与其他几家在路易斯安那州南部运营的能源公司一起，在新奥尔良市向路易斯安那州奥尔良教区的州地方法院提出的损害赔偿和禁令救济申请（案件编号19-3466）中被列为被告。该案于2019年3月29日立案。诉讼索赔包括，除其他外，疏忽、严格责任、滋扰和违约，指控被告自上世纪30年代以来的钻探、疏浚、管道和工业作业导致风暴潮风险增加、洪水保护成本增加以及新奥尔良市未指明的损失。2020年10月，此案被搁置，等待就类似案件向第五巡回上诉法院提出合并上诉的结果。2021年8月5日，第五巡回上诉法院在该合并上诉中作出有利于油气被告的裁决，认为
two
被上诉的案件应在联邦地区法院重新审查，因为这些案件涉及当时由联邦监督的业务。该裁决推翻了此前允许这些案件在州法院审理的决定，原告曾寻求这样做。由于第五巡回上诉法院的裁决，预计此案将在联邦地区法院进行审查，以确定是否应在该法院审理此案。发现已经启动。
Gulf South和Texas Gas在路易斯安那州的几起诉讼中被列为被告，这些诉讼的性质与上面讨论的新奥尔良市诉讼相似。这些案件已在路易斯安那州法院立案，目前正在调查中。其中两起案件于2024年结案，对公司经营业绩或权益无实质性影响。
环境和安全事项
公司的运营子公司在各个运营场所的运营和整治方面受联邦、州和地方环境法律法规的约束。截至2024年12月31日和2023年12月31日，该公司的应计负债约为$
7.0
百万美元
10.1
百万与历史上使用多氯联苯、石油烃和汞相关的评估和/或补救费用有关。该负债是管理层根据评估和与法律顾问和运营人员的讨论以及与这些事项相关的当前已知事实和情况对未贴现未来债务的估计。相关支出预计将在未来一段时间内发生
二十年
.截至2024年12月31日和2023年12月31日，约为$
3.4
百万美元
6.7
百万被记录在和大约$
3.6
百万美元
3.4
百万被记录在和递延信贷.
清洁空气法与气候变化
该公司的管道和相关设施受《清洁空气法》（CAA）和类似的州法律法规的约束，这些法律法规对来自多个来源的空气污染物的排放进行了监管，并提出了各种合规监测和报告要求。根据CAA，公司可能被要求获得建设或改造某些预计会产生或显着增加空气排放的项目或设施的预先批准，获得并严格遵守严格的空气许可要求或利用特定设备或技术来控制排放。获得许可的需要有可能推迟公司项目的开发或扩张。在未来几年内，公司可能需要为空气污染控制设备或其他空气排放相关问题产生一定的资本支出。例如，2015年，美国环境保护署（EPA）发布了CAA下的最终规则，将一级和二级标准下地面臭氧的国家环境空气质量标准（NAAQS）下调至十亿分之70，为公众健康和福利提供必要的保护。自那时以来，美国环保署发布了有关地面臭氧的区域指定，发布了适用于州、地方和部落空气机构实施2015年地面臭氧NAAQS的最终要求，并于2020年12月31日发布了保留2015年臭氧NAAQS的最终行动通知，在未来的基础上不进行修订。然而，几个团体就2020年12月的最终行动提起诉讼，2021年10月，美国环保署宣布将重新考虑2020年12月维持2015年11月NAAQS的决定。2023年8月，美国环保署宣布对臭氧NAAQS进行新的审查，以确保标准保护人们的健康，并反映最新的、相关的科学。新的审查将纳入对2020年12月最后行动的重新审议。在发布审查后的最终决定之前，尚不清楚任何新标准的影响的全部程度。此外，目前尚不清楚特朗普政府可能会在审查方面采取哪些行动。预计各州还将实施更严格的法规，这些法规可能适用于公司的
59
运营。遵守任何最终决定，除其他外，可能需要在公司的一些设备上安装新的排放控制，导致更长的许可时间，并显着增加其资本支出和运营成本。此外，气候变化的威胁继续引起公众、政府和科学部门的相当大的关注。因此，国际、国家、区域、州和地方各级政府已经提出并可能继续提出许多建议，以监测和限制温室气体（GHGs）的排放。这些努力包括考虑总量控制与交易计划、碳税以及GHG报告和跟踪计划，以及直接限制某些来源的GHG排放的法规。EPA已确定GHG排放危及公众健康和环境，因此根据CAA采用了与GHG排放相关的法规。
承建款项
公司未来的资本承诺包括订购但未收到的材料的采购订单项下的有约束力的承诺和具有约束力的施工服务协议项下的坚定承诺。截至2024年12月31日，承付款约为$
112.1
万，预计将在未来十二个月内全部结清。
管道容量和存储协议
公司的营运附属公司已与第三方管道订立管道容量及储存协议，允许营运附属公司代表客户将气体输送至系统外市场或储存天然气。此外，就Bayou乙烷收购而言，公司承担了与第三方的管道容量协议，以促进乙烷运输和乙烷储存协议。公司发生费用$
11.2
百万，$
5.8
百万美元
3.2
百万与截至2024年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度的管道容量和存储协议有关。
下表列出截至2024年12月31日与这些协议相关的未来承诺（单位：百万）：
| 2025 | $ |
|
|||
| 2026 |
|
||||
| 2027 |
|
||||
| 2028 |
|
||||
| 2029 |
|
||||
| 此后 |
|
||||
| 合计 | $ |
|
|||
注7：
公允价值计量
金融资产和负债
公司有股本证券按经常性基准按公允价值入账其他流动资产$
1.8
百万美元
2.3
截至2024年12月31日和2023年12月31日的百万。这些股本证券是作为破产索赔和解的一部分收到的。权益证券的估值基于2024年12月31日和2023年12月31日的市场报价，被视为1级投资。该公司曾
无
截至2024年12月31日和2023年12月31日，按经常性基础以公允价值记录的负债。
不以公允价值计量的金融资产和负债
金融资产和负债采用以下方法和假设估计披露中包含的公允价值金额：
现金及现金等价物：对于现金和短期金融资产，由于这些工具的期限较短，账面金额是对公允价值的合理估计。
长期债务：公司公开交易债务的估计公允价值基于2024年12月31日和2023年12月31日的市场报价。未公开交易的债务的公允市场价值以同类市场价格为基础
60
2024年12月31日和2023年12月31日的债务。公司2023年12月31日浮动利率债务的账面金额，由于工具承担浮动的市场化利率，近似公允价值。
截至2024年12月31日和2023年12月31日，公司未在合并资产负债表中以公允价值入账的金融资产和负债的账面金额和估计公允价值如下（单位：百万）：
|
截至2024年12月31日
|
估计公允价值 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 金融资产 | 账面金额 | 1级 | 2级 | 3级 | 合计 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 现金及现金等价物 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 金融负债 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 长期负债 | $ |
|
(1)
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||
（1）长期债务的账面金额不包括a $
2.7
百万长期融资租赁债务和
$
4.8
万的未摊还债务发行费用。
|
截至2023年12月31日
|
估计公允价值 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 金融资产 | 账面金额 | 1级 | 2级 | 3级 | 合计 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 现金及现金等价物 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 金融负债 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 长期负债 | $ |
|
(1)
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||
（1）长期债务的账面金额不包括a $
3.6
百万长期融资租赁债务和
$
4.1
万的未摊还债务发行费用。
61
注8：
物业、厂房及设备
下表列示了公司截至2024年12月31日和2023年12月31日的PPE（单位：百万）：
| 类别 | 2024 金额 |
2024
加权-平均
有用的生活
（年）
|
2023 金额 |
2023
加权-平均
有用的生活
（年）
|
||||||||||||||||||||||
| 可折旧厂房： | ||||||||||||||||||||||||||
| 传输 | $ |
|
|
$ |
|
|
||||||||||||||||||||
| 存储 |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 聚集 |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 一般、无形资产和其他 |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 公用事业可折旧厂共计 |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 不可折旧： | ||||||||||||||||||||||||||
| 在建工程 |
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 存储 |
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 土地 |
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 不可折旧资产总额 |
|
|
||||||||||||||||||||||||
|
个人防护用品总额，毛额
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 减：累计折旧摊销 |
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 个人防护装备总额，净额 | $ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||||
不可折旧资产未纳入加权平均使用寿命计算。
截至2024年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度，PPE折旧费用为$
421.9
百万，$
406.5
百万美元
390.4
万，并被记录在折旧及摊销关于合并损益表。
公司持有若干资产的不可分割权益，包括公司拥有的Mobile Bay Pipeline
64
%，以及离岸和其他资产，包括公司持有各种所有权权益的管道和集束资产。此外，公司拥有
83
%
two
路易斯安那州乔克托的乙烯井和配套地面设施，以及将路易斯安那州中游在乔克托的储存设施与路易斯安那州盖斯马的化学制造厂连接起来的某些乙烯和丙烯管道。
与这些权益相关的投资的比例份额已在综合资产负债表中记录为PPE。公司将其与资产相关的直接运营费用部分记录在运营和维护费用。
下表列示了截至2024年12月31日和2023年12月31日公司未分割权益的PPE投资总额及相关累计折旧情况（单位：百万）：
| 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
| 总个人防护装备 投资 |
累计折旧 | 总个人防护装备 投资 |
累计折旧 | ||||||||||||||||||||
| 移动海湾管道 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| NGLs管道和设施 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 离岸及其他资产 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 合计 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
62
资产减值
公司确认资产减值费用$
2.4
百万，$
0.4
百万美元
7.5
截至2024年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度的百万。
注9：
商誉和无形资产
商誉
截至2024年12月31日和2023年12月31日，商誉为$
237.4
万元记入合并资产负债表，其中美元
163.5
百万美元，归属于天然气可报告分部和$
73.9
百万至天然气液体可报告分部。
截至2024年11月30日，公司选择对其年度商誉减值测试进行定性评估
two
报告单位。定性评估包括公司考虑（其中包括）整体宏观经济状况、行业和市场考虑、当前贴现率和估值倍数、整体财务表现和其他相关公司具体事件。基于对这些项目的评估，公司得出结论，两个报告单位的公允价值很可能超过其各自的账面金额。因此，不存在减值迹象，未对其两个报告单位进行量化减值测试。
截至2023年11月30日，t合公司对其进行了量化年度商誉减值测试
two
报告单位.定量商誉减值测试结果表明，公司报告单位的公允价值超过其账面值。报告单位的公允价值计量是根据公司认为市场参与者在评估报告单位的公允价值时将使用的判断和假设得出的。这些判断和假设包括估值前提、使用贴现现金流模型估计收益法下的公允价值以及对估值模型的输入。投入包括公司五年财务计划经营业绩，包括营业收入、天然气和NGLS需求增长的长期前景、资本资产定价模型下应用贴现率计算中使用的无风险率、股权溢价和系统性风险的度量以及对未来市场状况的看法等。收益法下公允价值估计的合理性得到了市场法的支持，根据该市场法，公司将来自公开信息的未计利息、所得税、折旧和摊销前利润（EBITDA）倍数应用于每个报告单位的EBITDA。
无形资产
下表包含有关公司无形资产的信息，其中包括作为其收购的一部分而获得的客户关系（单位：百万）：
| 截至12月31日， | |||||||||||
| 2024 | 2023 | ||||||||||
|
账面总额
|
$ |
|
$ |
|
|||||||
| 累计摊销 | (
|
(
|
|||||||||
| 账面净额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
63
截至2024年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度，无形资产摊销费用为$
2.9
百万，$
2.2
百万美元
1.9
万，并于折旧及摊销关于合并损益表。
截至2024年12月31日，未来五年及其后总计的摊销费用预计如下（单位：百万）：
| 2025 | $ |
|
|||
| 2026 |
|
||||
| 2027 |
|
||||
| 2028 |
|
||||
| 2029 |
|
||||
| 此后 |
|
||||
| 合计 | $ |
|
|||
截至2024年12月31日，公司无形资产的加权平均剩余使用寿命为
25
年。
注10：
资产报废义务
公司已确定并记录了与放弃某些管道和储存资产、盐水池、海上设施和减少石棉相关的法律义务，包括从某些压缩机站和表站建筑物移出时的清除、运输和处置。主要管道和某些其他公司资产存在法律义务；但是，这些义务的公允价值无法确定，因为资产的寿命是不确定的。因此，与资产报废相关的现金流量无法以确定债务负债所需的准确程度进行估计。
下表汇总了公司ARO的合计账面金额（百万）：
| 截至12月31日， | |||||||||||
| 2024 | 2023 | ||||||||||
| 年初余额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 记录的负债 |
|
|
|||||||||
| 已结算负债 | (
|
(
|
|||||||||
| 吸积费用 |
|
|
|||||||||
| 修订估计数 |
|
|
|||||||||
| 年末余额 |
|
|
|||||||||
| 减：ARO当前部分 | (
|
(
|
|||||||||
| 长期ARO | $ |
|
$ |
|
|||||||
对于适用监管会计的公司运营，PPE折旧率由两部分组成。一个组成部分是基于经济使用寿命（资本回收），另一个组成部分是基于估计的移除成本（作为负救助的组成部分），这是在费率中收取的，并不代表现有的法律义务。该公司已反映$
103.6
百万美元
98.1
万元，截至2024年12月31日和2023年12月31日，合并资产负债表上为其他资产报废准备与在费率中收取的估计移除成本有关。
64
注11：
监管资产负债
截至2024年12月31日和2023年12月31日，在合并资产负债表上记录为监管资产和负债的金额汇总于下表。该表还包括与未摊销的债务发行成本和长期债务的未摊销折扣相关的金额，这些虽然不是监管资产和负债，但属于德州天然气公司费率诉讼中使用的债务融资的内含成本的组成部分。AFUDC权益部分的税务影响是指可就监管会计中记录的税款从差饷支付方收回的金额。表中的某些金额反映为负值或减少，以与监管账簿保持一致。费率中包含的监管资产的回收期限从到
十八年
.尚未列入费率的监管资产的剩余追回期限将在未来的费率程序中确定。下文显示的监管资产截至2024年12月31日和2023年12月31日均无收益（百万）：
| 截至12月31日， | |||||||||||
| 2024 | 2023 | ||||||||||
| 监管资产： | |||||||||||
| 养老金 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| AFUDC股权的税收效应 |
|
|
|||||||||
| 其他 |
|
|
|||||||||
| 监管资产总额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 监管责任： | |||||||||||
| 现金和燃料追踪器 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 其他资产报废准备 |
|
|
|||||||||
| 未摊还债务发行成本 | (
|
(
|
|||||||||
| 长期债务未摊销贴现 | (
|
(
|
|||||||||
| 退休金以外的退休后福利 |
|
|
|||||||||
| 监管负债总额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
65
注12：
融资
长期负债
下表列出截至2024年12月31日和2023年12月31日所有未偿还的长期债务发行情况（单位：百万）：
| 2024 | 2023 | ||||||||||
| 票据及债券： | |||||||||||
| 木板路管道 | |||||||||||
|
|
$ |
|
$ |
|
|||||||
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|||||||||
| 德州燃气 | |||||||||||
|
|
|
|
|||||||||
| 票据和债券总额 |
|
|
|||||||||
| 循环信贷机制： | |||||||||||
|
木板路管道
|
|
|
|||||||||
| 循环信贷额度总额 |
|
|
|||||||||
| 融资租赁义务 |
|
|
|||||||||
|
|
|
||||||||||
|
减：
|
|||||||||||
| 未摊销债务贴现 | (
|
(
|
|||||||||
| 未摊还债务发行成本 | (
|
(
|
|||||||||
| 长期债务和融资租赁义务总额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
公司未来五年及以后合计长期债务到期情况如下（单位：百万）：
| 2025 | $ |
|
|||
| 2026 |
|
||||
| 2027 |
|
||||
| 2028 |
|
||||
| 2029 |
|
||||
| 此后 |
|
||||
|
长期负债合计
|
$ |
|
|||
66
票据及债券
截至2024年12月31日及2023年12月31日，公司票据及债券的加权平均利率分别为
4.95
%和
4.84
%.
截至2024年12月31日止十二个月，公司完成了以下债务发行（单位：百万，利率除外）：
| 日期 发行 |
发行子公司 | 金额 发行 |
采购人 折扣 和 费用 |
净 收益 |
利息 率 |
到期日 | 利息 应付款项 |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2024年2月 | 木板路管道 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
(1)
|
|
% | 2034年8月1日 |
2月1日和8月1日
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
本公司的票据及债券可于任何时间由本公司选择全部或部分赎回，赎回价格相等于较高者
100
待赎回票据本金额的百分比或基于剩余预定支付本金和利息的“使整”赎回价格折现至赎回日，利率等于美国国债利率加
20
到
50
基点取决于特定发行的票据，加上应计和未付利息，如果有的话。其他习惯契约适用，包括有关违约事件的契约。
管辖票据和债权证的契约具有限制性契约，其中规定，除某些例外情况外，公司或其任何子公司均不得对任何财产设定、承担或容忍存在任何留置权以担保任何债务，除非债权证和票据应获得平等和按比例担保。公司所有债务均为无抵押债务。截至2024年12月31日，公司及其附属公司遵守其在契约项下的契诺。
循环信贷机制
该公司拥有循环信贷额度，其中包括Boardwalk Pipelines、Texas Gas和Gulf South作为借款人（借款人），并有信贷协议证明。利息确定，由公司选举，参照（a）基准利率，即（1）最优惠利率中的最高者，（2）联邦基金利率加
0.50
%和（3）一个月期限有担保隔夜融资利率加
1.00
%，或（b）期限有担保隔夜融资利率加平
10
所有可用利息期的基点信用利差调整。信贷协议规定对循环信贷额度的日均未使用金额收取季度承诺费，金额范围从
0.10
%至
0.275
不定期根据个人借款人信用等级确定的百分比。循环信贷安排的借贷能力为$
1.0
到2027年5月27日为10亿美元，借款能力为$
912.2
2027年5月28日至2028年5月26日期间的百万。
信贷协议包含各种限制性契约和其他通常和惯常的条款和条件，包括关于产生额外债务、出售资产和售后回租交易的限制。信贷协议项下的财务契约要求公司及其附属公司维持（其中包括）前十二个月计量的综合债务总额与综合EBITDA（定义见信贷协议）的比率不超过
5.0
至1.0，或达
5.5
对于（i）完成合格收购或系列收购的季度，如果购买价格超过$
100.0
12个月滚动期间的百万美元和（ii）
三个
合格收购季度之后的季度。截至2024年12月31日，公司及其附属公司遵守信贷协议项下的所有契约要求。
截至2024年12月31日，该公司在其循环信贷额度下没有未偿还借款，完全借款能力为$
1.0
十亿可用。截至2023年12月31日，公司循环信贷额度下的未偿还借款为$
25.0
万，加权平均利率为
6.71
%.截至2025年2月7日，公司已
无
未偿还借款和$
1.0
其循环信贷额度下的十亿可用借贷能力。
67
现金分配
公司支付给BPHC和Boardwalk GP的现金分配为$
400.0
百万，$
300.0
百万美元
102.2
截至2024年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度的百万。
注13：
员工福利
退休计划
设定受益退休计划（退休计划）
2006年11月1日之前受雇的Texas Gas雇员，属于非缴费型固定福利养老金计划（Pension Plan）的保障范围。德州天然气补充退休计划（SRP）为符合条件的雇员在养老金计划下的养老金福利中根据《国内税收法》受到补偿限制的部分提供养老金福利。公司将养老金计划和SRP统称为退休计划。该公司对退休计划采用12月31日的计量日期。
由于2006年德州天然气费率案件和解，公司需要为与养老金计划相关的年度净定期养老金成本提供资金，包括最低$
3.0
万，这是费率中包含的金额。2024年和2023年，该公司资助了$
3.2
百万美元
4.9
百万给养老金计划，并预计将为额外的$
3.0
百万到计划在2025年。2024年和2023年，
无
进行了SRP付款。
公司每年在费用中确认与退休计划相关的精算确定的定期养老金净成本金额，包括最低金额$
3.0
百万与其养老金计划有关，按照2006年费率案件和解。Texas Gas获准就年度养老金计划成本超过$
6.0
百万，并且被排除在寻求未来收回年度养老金计划成本在$
3.0
百万美元
6.0
百万。因此，公司将确认年度养老金计划成本金额超过$
6.0
百万，并将减少其监管资产，以使年度养老金计划成本低于$
3.0
百万。年度养老金计划费用在$
3.0
百万美元
6.0
百万将计入费用。
除养老金外的退休后福利
Texas Gas为全职受雇、在1996年1月1日之前受雇并满足某些其他要求的退休员工提供退休后医疗福利和人寿保险。2024年和2023年，公司贡献了$
0.2
百万美元
0.1
百万给PBOP计划。PBOP计划处于资金过剩状态；因此，公司确
无
t预计将在2025年对该计划作出任何贡献。公司预计2025年期间不会向公司返还任何计划资产。该公司的PBOP计划使用12月31日的测量日期。
68
预计受益义务、资产公允价值和出资情况
截至2024年12月31日和2023年12月31日，退休计划和人民银行业务计划的预计福利义务、资产公允价值、资金到位状况以及尚未确认为净定期养老金和退休后福利成本组成部分的金额如下（单位：百万）：
| 退休计划 | PBOP | ||||||||||||||||||||||
| 截至本年度 12月31日， |
截至12月31日止年度， | ||||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||
| 福利义务的变化： | |||||||||||||||||||||||
| 期初福利义务 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 服务成本 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 利息成本 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 计划参与者的贡献 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
精算（收益）损失
|
(
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||||
| 支付的福利 | (
|
(
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||||
| 定居点 | (
|
(
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 期末福利义务 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 计划资产变动： | |||||||||||||||||||||||
| 计划资产期初公允价值 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 计划资产实际收益率 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 公司贡献 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 计划参与者的贡献 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 支付的福利 | (
|
(
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||||
| 定居点 | (
|
(
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 期末计划资产公允价值 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 资金状况 | $ |
|
$ | (
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 未确认为净定期成本组成部分的项目： | |||||||||||||||||||||||
|
精算损失净额
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
截至2024年12月31日，退休计划和人民银行账户处于资金过剩状态。以下汇总信息仅涉及截至2023年12月31日资金不足的计划（单位：百万）：
| 退休计划 | |||||
| 截至本年度 12月31日， |
|||||
| 2023 | |||||
| 预计福利义务 | $ |
|
|||
| 累计福利义务 |
|
||||
| 计划资产的公允价值 |
|
||||
69
净期间效益成本的构成部分
截至2024年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度，退休计划和PBOP的净定期福利成本构成如下（单位：百万）：
| 退休计划 | PBOP | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 截至本年度 12月31日， |
截至本年度 12月31日， |
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2022 | 2024 | 2023 | 2022 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 服务成本 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||||||||||
| 利息成本 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 计划资产预期收益率 | (
|
(
|
(
|
(
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 前期服务成本摊销 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 未确认净亏损摊销 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 结算费用 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 监管资产减少 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
净定期福利成本（贷项）
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ | (
|
$ | (
|
|||||||||||||||||||||||
由于2006年德州天然气费率案件和解，德州天然气公司被允许为年度养老金计划费用超过$
6.0
百万。
预计未来的福利金支付
下表显示了预计将为退休计划和PBOP支付的福利金，酌情反映了预期的未来服务（以百万计）：
|
退休 计划
|
PBOP | ||||||||||
| 2025 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 2026 |
|
|
|||||||||
| 2027 |
|
|
|||||||||
| 2028 |
|
|
|||||||||
| 2029 |
|
|
|||||||||
|
2030-2034
|
|
|
|||||||||
加权-平均假设
用于确定截至2024年12月31日和2023年12月31日止年度的福利义务的加权平均假设如下：
| 退休计划 | PBOP | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 截至本年度 12月31日， |
截至本年度 12月31日， |
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 养老金 | SRP | 养老金 | SRP | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 贴现率 |
|
% |
|
% |
|
% |
|
% |
|
% |
|
% | |||||||||||||||||||||||
| 计划资产预期收益率 |
|
% |
|
% |
|
% |
|
% |
|
% |
|
% | |||||||||||||||||||||||
| 补偿增加率 |
|
|
|
|
|
% |
|
% | |||||||||||||||||||||||||||
70
用于确定所示期间净定期效益成本的加权平均假设如下：
| 退休计划 | PBOP | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 截至本年度 12月31日， |
截至本年度 12月31日， |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2022 | 2024 | 2023 | 2022 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
养老金
|
SRP |
养老金
|
SRP | 养老金 | SRP | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 贴现率 | (1) |
|
% | (1) |
|
% | (1) | (2) |
|
% |
|
% |
|
% | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 计划资产预期收益率 |
|
|
% |
|
|
% |
|
|
% |
|
% |
|
% |
|
% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 补偿增加率 |
|
|
|
|
|
|
% |
|
% |
|
% |
|
% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)养老金支出在2024年、2023年和2022年按季度重新计量。2024年、2023年和2022年各季度的季度重新计量如下：第1季度：
5.25
%,
5.35
%和
3.00
%；第二季度：
5.40
%,
5.15
%和
4.10
%；第三季度：
4.80
%,
5.45
%和
4.65
%；和第四季度：
5.35
%,
4.90
%和
5.30
%.
(2)SRP费用重新计量，贴现率为
4.15
2022年6月30日的百分比，以及
5.30
2022年12月31日的百分比，以反映结算。
在确定贴现率假设时，利用了当前的市场和负债信息，包括对养老金和退休后债务的贴现现金流分析。具体而言，折现率选择的依据是与公司计划负债期限相当的高评级固定收益债务证券的指数收益率。将收益率曲线应用于预期未来退休计划支付，以调整贴现率，以反映计划的现金流特征。折现率选择中评价的收益率曲线和指数由被认可评级机构评级为AA的优质公司债券组成。
计划资产的预期长期收益率是根据广泛接受的资本市场原则、全球固定收益和权益市场的长期回报分析以及积极的总回报导向的投资组合管理风格确定的。长期趋势相对于市场因素如通货膨胀、利率以及财政和货币政策进行评估，以便评估应用于计划的资本市场假设。维持对多样化需求和再平衡的考虑。
养老金计划与PBOP资产配置及投资策略
养老金计划
养老金计划资产由德州天然气公司设立的德州天然气信托基金持有，该信托基金管理和管理养老金计划。德州天然气信托资产以公允价值计量。股本证券是公开交易的证券，使用市场报价进行估值，在公允价值等级下被视为一级投资。交易活跃或有报价的短期投资，如货币市场基金或国库券，被视为1级投资。固定收益共同基金包括高流动性的政府证券和交易所交易债券，使用市场报价进行估值，被视为一级投资。免税证券的估值采用基于涉及相同或可比资产的市场交易产生的信息的方法、贴现现金流方法或必要时两者的组合。这些证券的常见输入，被视为2级投资，包括类似证券的定价、市场报价、基准收益率、基准收益率的利差、利率、美国国债或掉期曲线以及利用可观察输入的其他定价模型。
71
下表按公允价值层级内的级别列出了截至2024年12月31日以经常性公允价值计量的德州天然气信托资产汇总（单位：百万）：
| 养老金计划信托资产 | |||||||||||||||||||||||
| 1级 | 2级 | 3级 | 合计 | ||||||||||||||||||||
| 股本证券 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 短期投资 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 固定收益共同基金 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 总资产 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
下表按公允价值层级内的级别列出了截至2023年12月31日以经常性公允价值计量的德州天然气信托资产汇总（单位：百万）：
| 养老金计划信托资产 | |||||||||||||||||||||||
| 1级 | 2级 | 3级 | 合计 | ||||||||||||||||||||
| 股本证券 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 短期投资 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 固定收益共同基金 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
免税证券
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 总资产 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
PBOP
PBOP计划资产以信托形式持有，以公允价值计量。短期投资和其他交易活跃或有报价的资产，如货币市场或共同基金，被视为1级投资。免税证券和公司债券等固定收益证券和资产支持证券的估值采用基于涉及相同或可比资产的市场交易产生的信息的方法、贴现现金流方法或必要时两者相结合的方法。这些证券的常见输入，被视为2级投资，包括类似证券的定价、市场报价、基准收益率、基准收益率的利差、利率、美国国债或掉期曲线以及利用可观察输入的其他定价模型。其他资产和其他负债主要是某些投资的待售和购买交易，这些交易在一年的最后一天执行，直到下一年才结算。
下表按公允价值层级内的级别列出截至2024年12月31日按经常性公允价值计量的中国人民银行信托投资汇总（单位：百万）：
| PBOP信托资产 | |||||||||||||||||||||||
| 1级 | 2级 | 3级 | 合计 | ||||||||||||||||||||
| 短期投资 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 其他资产 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 资产支持证券 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 公司债券 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 免税证券 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 总资产 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 其他负债 | (
|
|
|
(
|
|||||||||||||||||||
| 负债总额 | $ | (
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
|||||||||||||||
72
下表按公允价值层级内的级别列出了截至2023年12月31日按经常性公允价值计量的中国人民银行信托投资汇总（单位：百万）：
| PBOP信托资产 | |||||||||||||||||||||||
| 1级 | 2级 | 3级 | 合计 | ||||||||||||||||||||
| 短期投资 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
|
其他资产
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 资产支持证券 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 公司债券 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
免税证券
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 总资产 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 其他负债 | (
|
|
|
(
|
|||||||||||||||||||
| 负债总额 | $ | (
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
|||||||||||||||
投资策略
养老金计划：公司采用总回报方法，使用股票和固定收益证券的组合，旨在为谨慎的风险水平最大化计划资产的长期回报，并产生足以满足计划要求的现金流。该策略的意图是通过产生超过长期计划负债增长的投资回报，最大限度地减少计划费用。风险承受能力是通过仔细考虑计划负债、计划资金状况和企业财务状况而建立的。计划资产的目标配置为
85
%的投资组合转向股票和固定收益证券，其余主要投资于现金。投资风险通过年度负债计量、定期资产和负债研究以及季度投资组合审查进行监测。
PBOP：PBOP资产的投资策略是降低计划投资的波动性，同时在计划资金过剩的情况下保护初始投资。该公司使用广泛的公共和私人资产和投资工具来实现目标达到或超过计划混合基准指数的回报。在2024年12月31日和2023年12月31日，投资组合包含多元化的固定收益证券组合，例如免税证券和公司债券、资产支持证券、短期证券和其他资产。
定额供款计划
在2006年11月1日或之后聘用的Texas Gas雇员，以及公司所有其他雇员，根据固定缴款计划获得退休福利，该计划还向其参与者提供401（k）计划福利。与公司的固定缴款计划相关的成本为$
14.7
百万，$
14.0
百万美元
12.7
截至2024年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度的百万。
长期激励薪酬计划
2018年LTIP规定向公司选定的员工授予绩效奖励。绩效奖励是一种具有规定目标金额的长期激励奖励，经调整后，在基于满足某些特定绩效标准的归属时以现金支付。在退休的情况下，任何未偿还和未归属的奖励将在退休时成为完全归属，绩效奖励将在最初归属日期支付。在2024年和2023年，公司授予某些员工$
17.2
百万美元
16.3
百万绩效奖。该公司记录的赔偿费用为$
17.1
百万，$
14.2
百万美元
12.3
与截至2024年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度的绩效奖励相关的百万美元，并有$
10.5
百万美元
9.8
截至2024年12月31日和2023年12月31日与绩效奖励相关的剩余未确认补偿费用百万。
73
注14：
所得税
该公司不是联邦所得税目的的应税实体。
以下为截至2024年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度的所得税拨备摘要（单位：百万）：
| 截至12月31日止年度， | |||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2022 | |||||||||||||||
| 当期费用： | |||||||||||||||||
| 状态 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
| 递延拨备： | |||||||||||||||||
| 状态 |
|
|
|
||||||||||||||
| 所得税 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
该公司2021至2024年的纳税年度仍需接受美国国税局及其经营所在州的审查。按法定税率计提的拨备与2024年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日的所得税拨备不存在差异。截至2024年12月31日和2023年12月31日
无
重大递延所得税资产或负债。
注15：
信用风险
主要客户
截至2024年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度，没有客户占公司营业收入的10%或以上。
借给客户的天然气
天然气价格波动可能导致与贷款给客户的天然气和NGLs相关的信用风险发生变化。截至2024年12月31日，因燃气不平衡及根据PAL及若干实盘服务协议借出的燃气而欠公司营运附属公司的燃气金额约为
9.8
万亿英热单位（TBTU）。假设2024年12月期间的平均市场价格为$
2.98
每百万英热单位（MMBTU），该气体的市场价值约为$
29.2
百万。截至2024年12月31日，因不平衡而欠公司营运附属公司的NGLs金额少于
0.1
百万桶，其市值约为$
0.3
百万。截至2023年12月31日，由于气体不平衡及根据PAL及若干实盘服务协议借出的气体而欠公司营运附属公司的气体金额约为
11.2
TBTU。假设2023年12月期间的平均市场价格为$
2.33
每百万英热单位，该气体的市值约为$
26.1
百万。截至2023年12月31日
无
欠公司营运附属公司的未偿还NGLs不平衡。截至2024年12月31日和2023年12月31日
无
根据交换协议欠公司运营子公司的乙烯金额。如任何重要客户出现信贷或财务问题，导致延迟或未能支付所提供的服务或偿还欠营运附属公司的燃气，可能对公司的财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。
注16：
关联交易
洛斯保险根据服务协议向公司提供各种企业服务，包括风险管理、财务和会计、法律、税务和企业发展服务，并向公司收取分配的间接费用。该公司与这些服务相关的费用为$
5.4
百万，$
4.3
百万美元
3.7
截至2024年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度的百万行政和一般关于合并损益表。
支付给BPHC和Boardwalk GP的分配总额为$
400.0
百万，$
300.0
百万美元
102.2
截至2024年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度的百万。
74
注17：
补充披露现金流信息
（百万）：
| 截至12月31日止年度， | |||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2022 | |||||||||||||||
| 期间支付的现金用于： | |||||||||||||||||
| 计入经营租赁负债计量的金额 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
|
计入融资租赁负债计量的金额
|
|
|
|
||||||||||||||
| 利息（扣除资本化金额） |
|
|
|
||||||||||||||
| 所得税，净额 |
|
|
|
||||||||||||||
|
非现金投资活动：
|
|||||||||||||||||
| 应付账款和个人防护装备 |
|
|
|
||||||||||||||
| 以租赁义务为交换条件取得的使用权资产 |
|
|
|
||||||||||||||
|
地下储气和个人防护装备
|
|
|
|
||||||||||||||
注18：
可报告分部
段的识别
在2024年第四季度之前，该公司报告了一个单一的运营和可报告分部——美国州际天然气和NGLs管道系统和综合储存设施的运营情况。2024年，公司前任CEO退休，任命了新CEO。2024年第四季度，新的内部报告和信息开始提供给首席执行官CODM并由其评估，以反映首席执行官查看信息以管理业务、评估绩效和分配资源的方法。提供给首席执行官的财务信息的这一变化要求公司重新评估其经营和可报告分部。
2024年第四季度末，公司完成了分部报告的重新评估。在重新评估的基础上，公司确定了三个经营分部按照ASC 280，分部报告（ASC 280）。它们是：（1）Texas Gas；（2）Gulf South和公司的其他天然气业务；（3）Louisiana Midstream、Boardwalk Petrochemical和Bayou Ethane（统称为天然气液体）。
公司根据ASC 280将Texas Gas经营分部和Gulf South以及公司的其他天然气业务经营分部汇总为一个报告分部，因为公司得出以下结论：（1）两个经营分部具有相似的经济特征；（2）两个经营分部具有相似的产品和服务线、客户群、生产工艺、分销方式和监管环境；（3）汇总将符合ASC 280的目标和基本原则。
据此，截至2024年12月31日，公司拥有以下
two
可报告分部，占公司营业收入的100%。各细分领域一般按产品进行组织管理。
•天然气（Texas Gas、Gulf South和公司的其他天然气业务）：该分部由公司的州际和州内天然气管道和储存设施的所有权和运营组成。该部门通过在稳固和可中断的基础上为天然气提供运输和储存服务，从与客户的合同中获得收入。
•天然气液体：该分部包括拥有和经营公司的州际和州内NGLs管道和储存设施，以及经营卤水供应服务和NGL营销活动，其中主要包括根据供应服务协议购买和销售乙烷。该部门通过在稳固的基础上为NGLs提供运输和储存服务以及提供卤水和乙烷供应服务，从与客户的合同中获得收入。通过Louisiana Midstream对Boardwalk Storage Company，LLC的所有权，它还包含一个天然气储存洞穴的结果。
所使用的分部损益计量
主要经营决策者使用EBITDA评估公司每个分部的表现，并决定如何分配资源。主要经营决策者在年度预算过程中使用EBITDA，并考虑分部的预算与实际差异，
75
在就公司各部门的运营和资本资源分配作出决策时，至少每季度进行一次审查。在评估公司业绩和确定管理层的薪酬时，主要经营决策者使用这一措施，连同其他非财务措施，例如安全、排放和可靠性举措、商业机会和遵守公司的规章制度。
分部费用及其他分部项目
公司向其主要经营决策者提供分部费用的基础与公司损益表中提供并用于计算EBITDA的费用相同。公司对部门内销售和转让进行会计处理，就好像销售或转让是给第三方的一样，或按公允市场价值进行。
有关可报告分部的资料
下表提供了向主要经营决策者提供的有关公司可报告分部的信息，包括有关分部营业收入的信息；EBITDA，公司分部的业绩衡量标准；重大分部费用；分部资产信息和分部资本支出。利息支出和利息收入不分配给或用于公司可报告分部的业绩计量。公司的分部管道、存储和其他固定资产均在美国境内运营和位于美国境内，并遵循附注2所述的会计政策。
按分部划分的财务信息如下（单位：百万）：
| 截至2024年12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
|
天然气
|
天然气液体 | 合计 | ||||||||||||||||||
|
收入
|
||||||||||||||||||||
| 来自外部客户的收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
|
分部内收入
|
|
— |
|
|||||||||||||||||
| $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 收入调节： | ||||||||||||||||||||
|
消除部门内收入
|
(
|
|||||||||||||||||||
| 合并收入总额 | $ |
|
||||||||||||||||||
| 减： | ||||||||||||||||||||
| 与服务收入相关的成本 | $ |
|
$ |
|
||||||||||||||||
| 与产品销售相关的成本 |
|
|
||||||||||||||||||
| 运营和维护 |
|
|
||||||||||||||||||
| 行政和一般 |
|
|
||||||||||||||||||
| 所得税以外的税种 |
|
|
||||||||||||||||||
|
出售资产（收益）损失、减值及其他
|
(
|
|
||||||||||||||||||
| 杂项其他收入，净额 | (
|
|
||||||||||||||||||
|
分部EBITDA
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
| 损益调节： | ||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | $ |
|
||||||||||||||||||
| 利息支出 |
|
|||||||||||||||||||
| 利息收入 | (
|
|||||||||||||||||||
|
所得税前综合收入
|
$ |
|
||||||||||||||||||
76
|
截至2023年12月31日止年度
|
||||||||||||||||||||
| 天然气 | 天然气液体 | 合计 | ||||||||||||||||||
| 收入 | ||||||||||||||||||||
| 来自外部客户的收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
|
分部内收入
|
|
— |
|
|||||||||||||||||
| $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 收入调节： | ||||||||||||||||||||
|
消除部门内收入
|
(
|
|||||||||||||||||||
| 合并收入总额 | $ |
|
||||||||||||||||||
| 减： | ||||||||||||||||||||
| 与服务收入相关的成本 | $ |
|
$ |
|
||||||||||||||||
| 与产品销售相关的成本 |
|
|
||||||||||||||||||
| 运营和维护 |
|
|
||||||||||||||||||
| 行政和一般 |
|
|
||||||||||||||||||
| 所得税以外的税种 |
|
|
||||||||||||||||||
|
出售资产损失、减值及其他
|
|
|
||||||||||||||||||
| 杂项其他收入，净额 | (
|
(
|
||||||||||||||||||
|
分部EBITDA
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
| 损益调节： | ||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | $ |
|
||||||||||||||||||
| 利息支出 |
|
|||||||||||||||||||
| 利息收入 | (
|
|||||||||||||||||||
|
所得税前综合收入
|
$ |
|
||||||||||||||||||
77
|
截至2022年12月31日止年度
|
||||||||||||||||||||
| 天然气 | 天然气液体 | 合计 | ||||||||||||||||||
| 收入 | ||||||||||||||||||||
| 来自外部客户的收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
|
分部内收入
|
|
— |
|
|||||||||||||||||
| $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 收入调节： | ||||||||||||||||||||
|
消除部门内收入
|
(
|
|||||||||||||||||||
| 合并收入总额 | $ |
|
||||||||||||||||||
| 减： | ||||||||||||||||||||
| 与服务收入相关的成本 | $ |
|
$ |
|
||||||||||||||||
| 与产品销售相关的成本 |
|
|
||||||||||||||||||
| 运营和维护 |
|
|
||||||||||||||||||
| 行政和一般 |
|
|
||||||||||||||||||
| 所得税以外的税种 |
|
|
||||||||||||||||||
|
出售资产损失、减值及其他
|
|
|
||||||||||||||||||
| 杂项其他收入，净额 | (
|
(
|
||||||||||||||||||
|
分部EBITDA
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
| 损益调节： | ||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | $ |
|
||||||||||||||||||
| 利息支出 |
|
|||||||||||||||||||
| 利息收入 | (
|
|||||||||||||||||||
|
所得税前综合收入
|
$ |
|
||||||||||||||||||
分部资产包括物业、厂房及设备–净额、无形资产–累计摊销净额和商誉.下表反映分部 资产和对账总资产（百万）：
|
分部资产
|
|||||||||||
|
截至12月31日，
|
|||||||||||
| 2024 | 2023 | ||||||||||
|
天然气
|
$ |
|
$ |
|
|||||||
| 天然气液体 |
|
|
|||||||||
|
分部资产合计
|
|
|
|||||||||
|
流动资产总额
|
|
|
|||||||||
|
地下储气及其他资产
|
|
|
|||||||||
|
总资产
|
$ |
|
$ |
|
|||||||
下表按分部列示资本支出（单位：百万）：
|
资本支出
|
|||||||||||||||||
|
截至本年度
12月31日，
|
|||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2022 | |||||||||||||||
|
天然气
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
| 天然气液体 |
|
|
|
||||||||||||||
|
合计
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
78
项目9。会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧
没有。
项目9a。控制和程序
披露控制和程序s
根据《交易法》第13a-15（b）条的要求，我们在包括我们的首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，评估了，截至本10-K表格年度报告所涵盖期间结束时，我们的披露控制和程序（定义见《交易法》规则13a-15（e）和15d-15（e））的设计和运作的有效性。我们的披露控制和程序旨在允许就所需披露作出及时决定，并提供合理保证，即我们根据《交易法》提交的报告中要求我们披露的信息是积累并酌情传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，并得到记录、处理，在SEC规则和表格规定的时间段内进行汇总和报告。根据评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2024年12月31日，我们的披露控制和程序在合理保证水平上有效。
财务报告内部控制的变化
在截至2024年12月31日的季度内，我们对财务报告的内部控制（定义见《交易法》第13a-15（f）条和第15d-15（f）条）没有发生重大影响或合理可能重大影响我们对财务报告的内部控制的变化。
管理层关于财务报告内部控制的报告
我们的管理层负责为我们建立和维护对财务报告的充分内部控制。我们的内部控制系统旨在为编制和公允列报我们公布的财务报表提供合理保证。
任何控制系统的有效性都存在固有的局限性，无论设计得多么好，包括人为错误的可能性以及可能的规避或覆盖控制。此外，控制系统的设计必须反映存在资源限制的事实，控制的收益必须相对于其成本来考虑。管理层必须对任何具体控制措施的相对成本和预期收益作出判断。控制系统的设计也部分基于管理层对未来事件的可能性所做的假设和判断，不能保证一项控制在所有潜在的未来条件下都是有效的。因此，即使是有效的财务报告内部控制制度，也只能为财务报表的公允列报及其编制过程提供合理保证。
我们的管理层评估了截至2024年12月31日我们对财务报告的内部控制的有效性。在进行这一评估时，管理层使用了Treadway委员会赞助组织委员会在内部控制–综合框架（2013).基于这一评估，我们的管理层认为，截至2024年12月31日，我们对财务报告的内部控制是有效的。
项目9b。其他信息
不适用。
项目9c。关于阻止检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
79
第三部分
项目10。 董事、执行官和公司治理
由于我们符合表格10-K的一般说明I（1）（a）和（b）中规定的条件，我们在此项目下省略了披露.
项目11。高管薪酬
由于我们符合表格10-K的一般说明I（1）（a）和（b）中规定的条件，我们在此项目下省略了披露.
项目12。若干受益所有人的证券所有权和管理层及相关股东事项
由于我们符合表格10-K的一般说明I（1）（a）和（b）中规定的条件，我们在此项目下省略了披露.
项目13。若干关系及关联交易、董事独立性
由于我们符合表格10-K的一般说明I（1）（a）和（b）中规定的条件，我们在此项目下省略了披露.
项目14。首席会计师费用和服务
审计费用和服务
| 2024 | 2023 | ||||||||||
|
审计费用(1)
|
$ | 3.0 | $ | 3.2 | |||||||
|
审计相关费用(2)
|
0.1 | 0.1 | |||||||||
| 合计 | $ | 3.1 | $ | 3.3 | |||||||
(1)包括年度财务报表审计和季度财务报表审查的费用和支出总额。
(2)包括与上述财务报表审计或审查的执行情况合理相关但未包括在上述审计费用项下的服务的费用和支出总额，主要包括同意书、安慰函和对员工福利计划的审计。
审计师聘用预先批准政策
我们是洛斯保险的全资间接子公司，洛斯保险审计委员会负责聘请审计我们财务报表的独立外部审计公司的任命、薪酬和监督，以及与保留相关的审计费用谈判。为确保我们的独立审计师德勤会计师事务所的持续独立性，洛斯保险审计委员会已采用一项政策，要求其预先批准独立审计师为我们和我们的子公司提供的所有审计和非审计服务。根据这项政策，洛斯保险审计委员会每年都会预先批准德勤可能提供的某些有限的、特定的经常性服务，但须遵守最高金额限制。德勤会计师事务所将提供的服务的所有其他聘用均由洛斯保险审计委员会或获此授权的指定委员会成员特别预先批准。
根据该政策，洛斯保险审计委员会或指定成员预先批准了我们和我们的子公司在2024年期间就德勤会计师事务所的服务进行的所有聘用，包括其中的条款和费用，并且洛斯保险审计委员会得出结论认为，所有此类聘用均符合德勤会计师事务所担任我们的独立审计师的持续独立性。
80
第四部分
项目15。附件和财务报表附表
（a）1。财务报表
包含在本年度报告关于表格10-K的项目8中：
独立注册会计师事务所的报告
2024年12月31日和2023年12月31日合并资产负债表
截至2024年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度的综合损益表
截至2024年、2023年及2022年12月31日止年度综合全面收益表
截至2024年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度的合并现金流量表
截至2024年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度的合并合伙人资本变动表
合并财务报表附注
（a）2。财务报表附表
附表II不重要。
81
（a）3。展品
以下文件作为本报告的证据存档或提供：
| 附件 数 |
说明 | |||||||
| 3.1 | ||||||||
| 3.2 | ||||||||
| 4.1 | ||||||||
| 4.2 | ||||||||
| 4.3 | ||||||||
| 4.4 | ||||||||
| 4.5 | ||||||||
| 4.6 | ||||||||
| 4.7 | ||||||||
| 4.8 | ||||||||
| 10.1 | ||||||||
82
| 附件 数 |
说明 | |||||||
| 10.2 | ||||||||
| 10.3 | ||||||||
| 10.4 | ||||||||
| 10.5 | ||||||||
| 10.6 | ||||||||
| 10.7 | ||||||||
| *22.1 | ||||||||
| *23.1 | ||||||||
| *31.1 | ||||||||
83
| 附件 数 |
说明 | |||||||
| *31.2 | ||||||||
| **32.1 | ||||||||
| **32.2 | ||||||||
| *101.INS | XBRL实例文档-实例文档不会出现在交互式数据文件中，因为它的XBRL标记嵌入到内联XBRL文档中。 | |||||||
| *101.SCH | 内联XBRL分类法扩展架构文档 | |||||||
| *101.CAL | 内联XBRL分类学计算linkbase文档 | |||||||
| *101.DEF | 内联XBRL分类学扩展定义文档 | |||||||
| *101.LAB | 内联XBRL分类标签Linkbase文档 | |||||||
| *101.PRE | 内联XBRL分类学演示Linkbase文档 | |||||||
| *104 | 封面页交互式数据文件（格式为内联XBRL，包含在附件 101中） | |||||||
| *随此归档 **特此提供 |
||||||||
（1）Gulf South Pipeline Company，LP（现称Gulf South Pipeline Company，LLC）与美国洛斯保险公司之间以及Boardwalk Pipelines，LP（原名Boardwalk Pipelines，LLC）与美国洛斯保险公司之间的服务协议未予备案，因为它们与附件 10.1相同，但Gulf South Pipeline Company，LLC和Boardwalk Pipelines，LLC的身份以及协议的日期除外。
项目16。表格10-K摘要
我们在此项目下省略了披露，因为它在本报告其他地方提供。
84
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15（d）节的要求，注册人已正式安排由以下签署人代表其签署本报告，并因此获得正式授权。
| 木板路管线，LP | |||||||||||
| 作者：Boardwalk GP，LP | |||||||||||
| 其普通合伙人 | |||||||||||
| 作者：Boardwalk GP，LLC | |||||||||||
| 其普通合伙人 | |||||||||||
| 日期： | 2025年2月11日 | 签名： | /s/Steven A. Barkauskas | ||||||||
| Steven A. Barkauskas | |||||||||||
|
高级副总裁兼首席财务官
|
|||||||||||
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员代表注册人并以身份和在所示日期签署如下。
| 日期： | 2025年2月11日 |
/s/Scott A. Hallam
|
||||||
|
Scott A. Hallam
总裁、首席执行官兼董事
（首席执行官）
|
||||||||
| 日期： | 2025年2月11日 |
/s/Steven A. Barkauskas
|
||||||
|
Steven A. Barkauskas
高级副总裁、首席财务官兼董事
（首席财务官）
|
||||||||
| 日期： | 2025年2月11日 | /s/克里斯汀·费尔南德斯 | ||||||
| 克里斯汀·费尔南德斯 副总裁、财务总监兼首席财务官 （首席会计官） |
||||||||
| 日期： | 2025年2月11日 |
/s/Michael E. McMahon
|
||||||
| Michael E. McMahon 高级副总裁、总法律顾问、秘书及董事 |
||||||||
| 日期： | 2025年2月11日 | /s/Kenneth I. Siegel | ||||||
| Kenneth I. Siegel 董事、董事长 |
||||||||
| 日期： | 2025年2月11日 |
/s/Marc A. Alpert
|
||||||
|
Marc A. Alpert
董事
|
||||||||
| 日期： | 2025年2月11日 |
/s/Stanley C. Horton
|
||||||
|
Stanley C. Horton
董事
|
||||||||
| 日期： | 2025年2月11日 | /s/Benjamin J. Tisch | ||||||
| Benjamin J. Tisch 董事 |
||||||||
| 日期： | 2025年2月11日 | /s/Jane Wang | ||||||
| Jane Wang 董事 |
||||||||
85