NGL-20250930

美国

证券交易委员会

华盛顿特区20549

表格 10-Q

（标记一）


☒			根据1934年《证券交易法》第13或15（d）节的季度报告

已结束的季度期间 2025年9月30日

或


☐			根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的过渡报告

为从_________到__________的过渡期

委员会文件编号： 001-35172

NGL Energy Partners LP

（其章程所指明的注册人的确切名称）


特拉华州		27-3427920
（公司所在州或其他司法管辖区或组织的其他司法管辖区）		（I.R.S.雇主识别号）

南耶鲁大道6120号，套房1300
塔尔萨，	俄克拉何马州	74136
（主要行政办公室地址）		（邮编）

(918) 481-1119

（注册人的电话号码，包括区号）

根据该法第12（b）节登记的证券：

各班级名称

交易代码（s）

注册的各交易所名称

代表有限合伙人权益的共同单位

NGL

纽约证券交易所

固定浮动利率累计可赎回永续优先单位

NGL-PB

纽约证券交易所

固定浮动利率累计可赎回永续优先单位

NGL-PC

纽约证券交易所

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 ☒无☐

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 ☒无☐

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。参见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司”、“新兴成长型公司”的定义。

大型加速披露公司

加速披露公司

非加速披露公司

较小的报告公司

☐

新兴成长型公司

☐

若为新兴成长型公司，请勾选注册人是否选择不使用延长的过渡期，以符合《交易法》第13(a)条规定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为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。有 ☐ 无☒

于2025年10月31日，有 125,722,503 已发行和未偿还的共同单位。


第一部分-财务信息

项目1。	财务报表	3
	2025年9月30日和2025年3月31日未经审计的简明合并资产负债表	3
	截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月及六个月未经审核简明综合经营报表	4
	截至二零二五年九月三十日止三个月及截至二零二四年九月三十日止六个月的未经审核简明综合全面收益表	5
	截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月及六个月未经审核简明综合权益变动表	6
	截至2025年9月30日及2024年9月30日止六个月未经审核简明综合现金流量表	8
	未经审核简明综合财务报表附注	9
项目2。	管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析	39
项目3。	关于市场风险的定量和定性披露	64
项目4。	控制和程序	66
第二部分-其他信息

项目1。	法律程序	67
项目1a。	风险因素	67
项目2.	未登记出售股本证券及所得款项用途	67
项目3.	优先证券违约	67
项目4。	矿山安全披露	67
项目5。	其他信息	67
项目6。	附件	68
签名		69

前瞻性陈述

这份关于10-Q表格的季度报告（“季度报告”）包含各种前瞻性陈述和信息，这些陈述和信息基于NGL Energy Partners LP（“我们”、“我们”、“我们的”或“合伙企业”）和我们的普通合伙人（“GP”）的信念，以及我们做出的假设和我们目前可获得的信息。这些前瞻性陈述被确定为与历史或当前事实不严格相关的任何陈述。本季度报告中的某些词语，例如“预期”、“相信”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“打算”、“可能”、“计划”、“项目”、“将”，以及关于我们未来运营计划和目标的类似表述和陈述，识别了前瞻性陈述。尽管我们和我们的GP认为这些前瞻性陈述是合理的，但我们和我们的GP都无法保证它们将被证明是正确的。前瞻性陈述受到各种风险、不确定性和假设的影响。如果这些风险或不确定性中的一项或多项成为现实，或者基础假设被证明不正确，我们的实际结果可能与预期存在重大差异。可能影响我们综合财务状况和经营业绩的关键风险因素包括：

•原油、天然气液体价格、汽油和能源价格一般；

•需求的一般水平，以及原油、天然气液体和汽油的供应情况；

•我们有作业和设施的地区的原油和天然气钻探和生产水平；

•在发生供应或运输中断时获得充足产品供应的能力以及向市场区域运输产品的能力；

•天气状况对原油、天然气液体和汽油供需的影响；

•自然灾害、地震、飓风、龙卷风、雷击或其他重大天气事件的影响；

•与我们的运输服务相关的地方、州内和州际运输基础设施的可用性；

•竞争燃料的供应、价格和营销；

•节能工作对产品需求的影响；

•能源效率和技术趋势；

•发布行政命令、适用法律、法规和政策的变化，包括税收、环境、运输和就业法规，或监管机构对此类法律法规的新解释以及此类法律法规和政策（目前存在或未来）对我们业务运营的影响；

•行政命令以及立法和监管行动对水力压裂、水处理和运输、回流和采出水的处理、地震活动以及联邦和州土地上的钻探和通行权的影响；

•我们或我们的客户在获得、使用或维持许可和/或通行权方面的延迟或限制；

•与运输、配送石油产品有关的危险或经营风险，可能未被保险完全覆盖；

•原油和天然气液体行业的成熟度以及来自其他市场的竞争；

•关键人员流失；

•竞争对我们运营的影响，包括我们与关键客户续签合同的能力；

•维持或增加我们为我们的服务实现的利润率的能力；

•为我们租赁的设备和存储设施续租的能力；

•通货膨胀、利率、关税和总体经济状况（包括衰退和全球信贷市场未来的其他干扰和波动，以及这些事件对客户和供应商的影响）；

•我们的交易对手不付款、不履约或破产；

•资金的可用性和成本以及我们获得某些资金来源的能力；

•信贷和资本市场恶化；

•成功识别和完成增值有机增长项目的能力；

•法律和行政诉讼的费用和影响；

•总体经济状况的变化，包括全球大流行病和相关政府应对措施导致的市场和宏观经济中断，以及国际军事冲突（如乌克兰战争和中东冲突）；

•环保组织对与原油、天然气和天然气液体的生产、收集、提炼、加工、分馏、运输和销售有关的政策和决定施加的政治压力和影响；以及

•信息技术风险包括来自网络攻击、网络安全漏洞和其他对我们信息系统的破坏的风险。

你不应该过分依赖任何前瞻性陈述。所有前瞻性陈述仅在本季度报告发布之日发表。除州和联邦证券法可能要求外，我们不承担因新信息、未来事件或其他原因而公开更新或修改任何前瞻性陈述的义务。在考虑前瞻性陈述时，请查看我们截至2025年3月31日的财政年度的10-K表格年度报告中第一部分第1A项——“风险因素”下讨论的风险。

第一部分-财务信息

项目1。财务报表

NGL ENERGY PARTNERS LP和子公司

未经审计的简明合并资产负债表

（单位：千，单位金额除外）


	2025年9月30日		2025年3月31日
物业、厂房及设备
当前资产：
现金及现金等价物	$	8,659	$	5,649
应收账款，扣除预期信贷损失准备金$ 1,255 和$ 3,689 ，分别	558,368		579,468
应收账款-关联公司	237		730
库存	118,003		69,916
预付费用及其他流动资产	32,483		63,651
持有待售资产	—		175,207
终止经营的资产	146		67,432
流动资产总额	717,896		962,053
物业、厂房及设备，扣除累计折旧$ 1,185,359 和$ 1,104,582 ，分别	2,034,103		2,066,847
商誉	599,348		599,348
无形资产，扣除累计摊销$ 367,383 和$ 340,334 ，分别	824,515		851,347

经营租赁使用权资产	110,229		109,870
其他非流动资产	15,494		19,975
总资产	$	4,301,585	$	4,609,440
负债和权益
流动负债：
应付账款	$	391,290	$	461,980
应付账款-关联公司	1		102
应计费用和其他应付款	126,614		135,233
收到客户的预付款	14,178		10,347
当前到期的长期债务	8,880		8,805
经营租赁义务	29,251		27,911
持有待售负债	—		42,103
终止经营的负债	40		52,749
流动负债合计	570,254		739,230
长期债务，扣除债务发行费用$ 39,645 和$ 43,144 ，分别与当前期限	2,903,746		2,961,703
经营租赁义务	84,942		85,240
其他非流动负债	131,487		125,897
承诺和或有事项（附注7）

D类 9.00 %首选单位， 530,000 和 600,000 已发行优先股和未偿还优先股分别	486,843		551,097
可赎回非控股权益	488		424

股权：
普通合伙人，代表a 0.1 %利息， 125,848 和 132,145 名义单位，分别	( 52,905 )		( 52,913 )
有限合伙人，代表a 99.9 %利息， 125,722,503 和 132,012,766 已发行和未偿还的普通单位，分别	( 190,881 )		( 170,275 )
B类优先有限合伙人， 12,585,642 和 12,585,642 已发行优先股和未偿还优先股分别	305,468		305,468
C类优先有限合伙人， 1,800,000 和 1,800,000 已发行优先股和未偿还优先股分别	42,891		42,891
累计其他综合收益	—		9
非控制性权益	19,252		20,669
总股本	123,825		145,849
总负债及权益	$	4,301,585	$	4,609,440

随附的附注是这些未经审核简明综合财务报表的组成部分。

NGL ENERGY PARTNERS LP和子公司

未经审计的简明合并经营报表

（单位：千，单位和单位金额除外）


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的六个月，
	2025		2024		2025		2024
收入：
产品	$	484,255	$	575,014	$	920,673	$	1,164,888
服务及其他	190,422		181,458		376,160		350,818
总收入	674,677		756,472		1,296,833		1,515,706
销售成本：
产品	415,554		503,854		793,018		1,024,010
服务及其他	5,466		19,061		10,814		38,210
销售总成本	421,020		522,915		803,832		1,062,220
运营成本和费用：
运营中	74,089		76,565		144,857		147,953
一般和行政	14,729		12,117		28,469		27,081
折旧及摊销	63,994		61,875		130,579		124,039
资产处置或减值损失（收益）净额	6,594		1,509		( 2,605 )		( 9,157 )

营业收入	94,251		81,491		191,701		163,570
其他收入（费用）：
未合并实体收益中的权益	—		1,522		201		1,822
利息支出	( 64,708 )		( 77,180 )		( 130,253 )		( 146,919 )
提前清偿负债收益，净额	—		—		1,492		—
其他收入（费用），净额	208		1,834		( 3,307 )		1,998
来自持续经营的所得税前收入	29,751		7,667		59,834		20,471
所得税收益（费用）	61		( 174 )		243		4,625
持续经营收益	29,812		7,493		60,077		25,096
终止经营业务收入（亏损），税后净额	9		( 4,102 )		39,388		( 11,230 )
净收入	29,821		3,391		99,465		13,866
减：归属于不可赎回的非控制权益的持续经营净收入	( 490 )		( 932 )		( 1,195 )		( 1,724 )
减：归属于可赎回非控股权益的持续经营净收入	( 47 )		( 5 )		( 64 )		( 5 )
归属于NGL Energy Partners LP的净收入	$	29,284	$	2,454	$	98,206	$	12,137

分配给共同单位持有人的持续经营净收入（亏损）（注3）	$	3,137	$	( 24,172 )	$	( 30,887 )	$	( 36,163 )
分配给普通单位持有人的终止经营业务净收入（损失）（注3）	9		( 4,098 )		39,349		( 11,219 )
分配给普通单位持有人的净收入（亏损）（注3）	$	3,146	$	( 28,270 )	$	8,462	$	( 47,382 )

每个共同单位的基本和摊薄收益（损失）
持续经营收入（亏损）	$	0.02	$	( 0.18 )	$	( 0.24 )	$	( 0.27 )
终止经营业务（亏损）收入，税后净额	$	—	$	( 0.03 )	$	0.30	$	( 0.08 )
净收入（亏损）	$	0.02	$	( 0.21 )	$	0.07	$	( 0.36 )
基本和稀释加权平均共同单位优秀	127,309,332		132,274,669		129,516,312		132,393,067

随附的附注是这些未经审核简明综合财务报表的组成部分。

NGL ENERGY PARTNERS LP和子公司

未经审核简明综合全面收益表

（单位：千）


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的六个月，
	2025		2024		2025		2024
净收入	$	29,821	$	3,391	$	99,465	$	13,866
其他综合收益（亏损）	—		424		( 9 )		400
综合收益	$	29,821	$	3,815	$	99,456	$	14,266

随附的附注是这些未经审核简明综合财务报表的组成部分。

NGL ENERGY PARTNERS LP和子公司

未经审核简明合并权益变动表

截至2025年9月30日止六个月

（单位：千，单位金额除外）


			有限合伙人
			首选			共同
	一般合作伙伴		单位	金额		单位	金额		累计其他综合收益（亏损）		非控制性利益		合计股权
2025年3月31日余额	$	( 52,913 )	14,385,642	$	348,359	132,012,766	$	( 170,275 )	$	9	$	20,669	$	145,849
非控股权益拥有人的出资	—		—	—		—	—		—		621		621
分配予优先单位持有人（注8）	—		—	—		—	( 27,844 )		—		—		( 27,844 )
向非控股权益拥有人的分派	—		—	—		—	—		—		( 1,977 )		( 1,977 )
非控股权益的处置	—		—	—		—	—		—		11		11
共同单位回购及注销（注8）	—		—	—		( 1,873,838 )	( 8,068 )		—		—		( 8,068 )
D类优先单位赎回-超过账面价值支付的金额（注8）	—		—	—		—	( 35,756 )		—		—		( 35,756 )
净收入	6		—	—		—	68,916		—		705		69,627
其他综合损失	—		—	—		—	—		( 9 )		—		( 9 )
2025年6月30日余额	( 52,907 )		14,385,642	348,359		130,138,928	( 173,027 )		—		20,029		142,454
非控股权益拥有人的出资	—		—	—		—	—		—		118		118
分配予优先单位持有人（注8）	—		—	—		—	( 26,136 )		—		—		( 26,136 )
向非控股权益拥有人的分派	—		—	—		—	—		—		( 1,385 )		( 1,385 )
共同单位回购及注销（注8）	—		—	—		( 4,416,425 )	( 21,000 )		—		—		( 21,000 )
净收入	2		—	—		—	29,282		—		490		29,774
2025年9月30日余额	$	( 52,905 )	14,385,642	$	348,359	125,722,503	$	( 190,881 )	$	—	$	19,252	$	123,825

NGL ENERGY PARTNERS LP和子公司

未经审核简明合并权益变动表

截至2024年9月30日止六个月

（单位：千，单位金额除外）


			有限合伙人
			首选			共同
	一般合作伙伴		单位	金额		单位	金额		累计其他综合收益（亏损）		非控制性利益		合计股权
2024年3月31日余额	$	( 52,834 )	14,385,642	$	348,359	132,512,766	$	134,807	$	( 499 )	$	18,237	$	448,070
非控股权益拥有人的出资	—		—	—		—	—		—		1,619		1,619
对优先单位持有人的分配	—		—	—		—	( 245,604 )		—		—		( 245,604 )
向非控股权益拥有人的分派	—		—	—		—	—		—		( 543 )		( 543 )
净（亏损）收入	( 19 )		—	—		—	9,702		—		792		10,475
其他综合损失	—		—	—		—	—		( 24 )		—		( 24 )
2024年6月30日余额	( 52,853 )		14,385,642	348,359		132,512,766	( 101,095 )		( 523 )		20,105		213,993
对优先单位持有人的分配	—		—	—		—	( 30,752 )		—		—		( 30,752 )
向非控股权益拥有人的分派	—		—	—		—	—		—		( 930 )		( 930 )
出售盐水处置资产权益	—		—	—		—	( 221 )		—		1,561		1,340
共同单位回购和注销	—		—	—		( 500,000 )	( 2,126 )		—		—		( 2,126 )
净（亏损）收入	( 28 )		—	—		—	2,482		—		932		3,386
其他综合收益	—		—	—		—	—		424		—		424
2024年9月30日余额	$	( 52,881 )	14,385,642	$	348,359	132,012,766	$	( 131,712 )	$	( 99 )	$	21,668	$	185,335

随附的附注是这些未经审核简明综合财务报表的组成部分。

NGL ENERGY PARTNERS LP和子公司

未经审计的简明合并现金流量表

（单位：千）


	截至9月30日的六个月，
	2025		2024
经营活动：
净收入	$	99,465	$	13,866
调整净收入与经营活动提供（用于）的现金净额：
终止经营业务（收入）亏损，税后净额	( 39,388 )		11,230
折旧和摊销，包括债务发行成本的摊销	136,955		129,974
提前清偿或重估负债收益，净额	( 1,492 )		—
资产处置或减值收益，净额	( 2,605 )		( 9,157 )
预期信贷损失拨备变动	34		1,409
衍生工具公允价值调整净额	( 10,245 )		3,016
未合并实体收益中的权益	( 201 )		( 1,822 )
未合并实体的收益分配	108		1,853
成本或可变现净值调整中的较低者	2,519		627
其他	1,677		1,938
经营性资产负债变动情况：
应收账款和关联公司	15,478		65,126
库存	( 52,749 )		( 81,826 )
其他流动和非流动资产	20,787		160
应付账款和关联公司	( 71,139 )		( 97,911 )
其他流动和非流动负债	( 41,044 )		( 73,698 )
经营活动提供（使用）的现金净额-持续经营	58,160		( 35,215 )
经营活动提供的现金净额-终止经营	15,493		23,874
经营活动提供（使用）的现金净额	73,653		( 11,341 )
投资活动：
资本支出	( 53,066 )		( 149,545 )
衍生品净结算	3,847		4,516
出售资产所得款项	72,529		18,556
业务和投资剥离收益，净额	88,639		68,500
对未合并实体的投资	—		( 106 )
来自未合并实体的资本分配	—		243
投资活动提供（使用）的现金净额-持续经营	111,949		( 57,836 )
投资活动提供的现金净额-终止经营	67,709		8,229
投资活动提供（使用）的现金净额	179,658		( 49,607 )
融资活动：
ABL融资项下借款收益	414,000		837,000
ABL贷款机制的付款	( 452,000 )		( 563,000 )
定期贷款B的付款	( 3,500 )		( 3,500 )
优先担保票据的偿还及回购	( 17,274 )		—
其他长期债务的借款收益	—		6,360
其他长期债务的付款	( 881 )		( 204 )
发债成本	( 1,222 )		( 2,480 )
非控股权益拥有人的出资	739		1,793
对优先单位持有人的分配	( 57,689 )		( 245,604 )
向非控股权益拥有人的分派	( 3,362 )		( 1,473 )

D类优先单位回购	( 100,010 )		—
共同单位回购和注销	( 29,068 )		( 2,126 )
为清偿或有对价负债而支付的款项	( 103 )		( 481 )
衍生品净结算	499		258
融资租赁的本金支付	( 430 )		( 9 )
筹资活动提供的（用于）现金净额	( 250,301 )		26,534
现金及现金等价物净增加（减少）额	3,010		( 34,414 )
现金及现金等价物，期初	5,649		38,909
现金及现金等价物，期末	$	8,659	$	4,495
补充现金流信息：
支付的现金利息	$	124,214	$	166,534
已付所得税（扣除所得税退税）	$	2,234	$	5,240
补充非现金投融资活动：
已宣布但未支付给优先单位持有人的分配	$	26,136	$	30,752
应计资本支出	$	25,264	$	28,891

随附的附注是这些未经审核简明综合财务报表的组成部分。

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未经审核简明综合财务报表附注

注1 — 组织和运营

NGL Energy Partners LP（“我们”、“我们”、“我们的”或“合伙企业”）是一家特拉华州主要有限合伙企业。NGL Energy Holdings LLC担任我们的普通合伙人（“GP”）。截至2025年9月30日，我们的运营包括三个分段：

•我们的水解决方案部门运输、处理、回收和处置原油和天然气生产产生的生产和回流水。我们还向我们的生产商客户出售用于再利用和回收的采出水，以用于他们的原油勘探和生产活动。作为加工水的一部分，我们聚合并出售回收的原油，也称为脱脂油。我们还处理罐底、钻井液和钻井泥浆等固体，并执行卡车冲刷等其他辅助服务。我们在这一领域的活动以长期的固定费用合同和种植面积承诺为基础，其中一些合同包含与领先的石油和天然气公司的最低产量承诺，包括大型投资级生产商客户。

•我们的原油物流部门从生产商和营销商处采购原油并将其运输到炼油厂或在管道注注液站、储存终端、驳船装载设施、铁路设施和其他贸易枢纽进行转售，并通过其自有资产提供储存、终端和运输服务。我们在这一领域的活动得到了某些长期、固定费率合同的支持，其中包括我们的储罐以及自有和租赁管道的最低容量承诺。

•我们的液体物流部门向美国和加拿大的商业、零售和工业客户进行天然气液体的供应业务。这些行动是通过我们的五个自有终端、第三方存储和终端设施、接入九公共运输管道和租赁轨道车车队。我们还通过位于弗吉尼亚州切萨皮克的工厂为丁烷的海上出口提供服务，我们还在密歇根州拥有一条丙烷管道。我们试图通过使用背靠背的实物合同和预售协议来减少我们对价格波动的风险，这使我们能够锁定我们冬季销量的一定百分比的保证金。我们还订立财务结算的衍生合约，作为我们的实物库存、实物销售和实物购买合约的经济对冲。

停止运营

出售精炼产品业务及退出生物柴油业务

截至2025年3月31日，我们完成了对生物柴油业务的清盘。

于2025年4月30日，我们向第三方出售了我们的精炼产品业务，包括某些营运资金项目（进一步讨论见附注15）。

出售我们的精炼产品业务和结束我们的生物柴油业务代表着我们运营的战略转变，并将对我们未来的运营和财务业绩产生重大影响。因此，我们的液体物流部门内的精炼产品和生物柴油业务的经营业绩和现金流量已被归类为所有呈报期间的已终止经营业务，而以往期间已在未经审计的简明综合经营报表和未经审计的简明综合现金流量表中进行了追溯调整。此外，在我们2025年9月30日和2025年3月31日的未经审计简明综合资产负债表中，与我们的精炼产品和生物柴油业务相关的资产和负债被分类为持有待售或已终止经营业务（进一步讨论见附注16）。

其他处置

出售对未合并实体和相关资产的某些投资

2025年4月14日，我们向第三方出售了对未合并实体、物业、厂房和设备以及无形资产的某些投资，这些投资在我们2025年3月31日的合并资产负债表中被归类为持有待售（进一步讨论见附注15）。

出售若干天然气液体终端及我们的大部分批发丙烷业务

2025年4月30日，我们出售了大部分的丙烷批发业务， 17 在我们的天然气液体终端中，我们在一个未合并实体中的权益以及向第三方提供的营运资金（“批发丙烷处置”）（见附注15

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未经审核简明综合财务报表附注

进一步讨论）。我们的液体物流部门的这部分资产和负债在我们2025年3月31日的综合资产负债表中被归类为持有待售（进一步讨论见附注16）。

出售若干铁路车辆

截至2025年3月31日，我们与第三方就销售某些轨道车订立了最终协议，这些车辆在我们2025年3月31日未经审计的简明综合资产负债表中被归类为持有待售（进一步讨论见附注15）。

注2 — 重要会计政策

列报依据

随附的未经审核简明综合财务报表包括我们的账目及我们控股子公司的账目。公司间交易和账户余额已在合并中消除。我们不控制的投资，但能对其施加重大影响的，采用权益法核算。我们还拥有一条原油管道的不可分割权益，并将我们与这条管道相关的资产、负债和费用的比例份额纳入我们未经审计的简明综合财务报表。

我们的未经审计简明综合财务报表是根据美国公认会计原则（“GAAP”）根据美国证券交易委员会（SEC）的规则和条例编制的中期综合财务信息。因此，未经审计的简明综合财务报表不包括GAAP要求的完整年度综合财务报表的某些信息和附注。然而，我们认为所作出的披露足以使所提供的信息不具误导性。未经审计的简明综合财务报表包括我们认为为公允列报中期期间的综合财务状况、经营业绩和现金流量所需的所有调整。此类调整仅包括正常的经常性项目，除非在本季度报告的10-Q表格中另有披露。截至2025年3月31日的未经审计简明综合资产负债表来自我们于2025年5月29日向SEC提交的10-K表格年度报告（“年度报告”）中包含的截至2025年3月31日止财政年度的经审计综合财务报表。

这些中期未经审核简明综合财务报表应与我们的年度报告中包含的经审核综合财务报表及其附注一并阅读。由于我们某些业务的季节性和其他因素，中期期间的业务结果不一定表明未来期间或截至2026年3月31日的整个财政年度的预期业务结果。

估计数的使用

按照公认会计原则编制合并财务报表要求我们作出估计和假设，这些估计和假设会影响在合并财务报表日期报告的资产和负债数额以及在所列期间报告的收入和支出数额。

我们在编制未经审计的简明综合财务报表时作出的重要会计估计包括（其中包括）确定商誉和长期资产的减值、物业、厂房和设备以及可摊销无形资产的使用寿命和可收回性、衍生工具的公允价值、估计某些收入、资产报废义务的公允价值、在收购中获得的资产和负债的公允价值、存货的可收回性、应收账款和票据的可收回性、或有对价负债的估值以及环境事项的应计费用。尽管我们认为这些估计是合理的，但实际结果可能与这些估计不同。

重要会计政策

我们的重要会计政策与我们年度报告所载的经审核综合财务报表附注2所披露者一致。

所得税

出于所得税目的，我们有资格成为合伙企业。因此，我们一般不缴纳联邦所得税。相反，每个所有者在他或她的个人纳税申报表上报告他或她在我们的收入或损失中所占的份额。总差异

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未经审核简明综合财务报表附注（续）

我们无法轻易确定用于财务和税务报告目的的净资产基础，因为我们无法获得有关合伙企业中每个合伙人基础的信息。

我们有一家公司子公司，递延所得税负债为$ 29.2 百万美元 29.9 分别于2025年9月30日和2025年3月31日的百万美元，与我们的某些收购有关，这些收购包含在我们未经审计的简明综合资产负债表的其他非流动负债中。递延所得税负债是公司内部被收购资产的GAAP基础和计税基础之间的税收影响累计暂时性差异。出于GAAP目的，某些收购资产将随着时间的推移进行折旧和摊销，这将降低GAAP基础。公司附属公司于截至2025年9月30日止六个月录得的递延税项收益为$ 0.7 百万，有效税率为 21.0 %.截至2024年9月30日止六个月，公司附属公司录得的递延税项收益为$ 6.1 百万，有效税率为 21.1 %.

我们评估不确定的税务状况，以便在未经审计的简明综合财务报表中确认和计量。要确认税务状况，我们会根据该状况的技术优点，确定是否更有可能在审查后维持税务状况，包括解决任何相关的上诉或诉讼。对符合可能性较大的门槛的税务状况进行衡量，以确定将在未经审计的简明综合财务报表中确认的福利金额。我们有无需要在我们2025年9月30日或2025年3月31日未经审计的简明综合财务报表中确认的不确定税务状况。

2025年7月4日，《一大美丽法案法案》（“法案”）经美国总统签署成为法律。该法案使即将到期的2017年《减税和就业法案》的许多条款永久化，并颁布了主要在2025年或2026年生效的新税法。新立法永久恢复2025年1月19日后取得的符合条件的财产的100%红利折旧，并永久延长符合条件的营业收入20%的扣除。新立法还将调整后的应纳税所得额的修正计算永久化，该计算对应于利息、税项折旧和摊销前利润（EBITDA），用于计算净业务利息支出的扣除限额。这一变化适用于2024年12月31日之后开始的纳税年度。该法案的规定没有对我们的财务报表产生实质性影响。

库存

我司存货按成本与可变现净值孰低进行估值，成本采用加权平均成本法确定，包括运输、仓储成本，可变现净值定义为日常经营过程中的预计售价，较少合理可预测的完工、处置、运输成本。在进行这一分析时，我们考虑了固定价格的远期承诺。

在所示日期，库存包括以下内容：


	2025年9月30日		2025年3月31日
	（单位：千）
丁烷	$	52,856	$	22,674
原油	44,538		23,962
丙烷	14,137		11,847
其他	6,472		11,433
合计	$	118,003	$	69,916

上表中的金额不包括我们2025年3月31日合并资产负债表中分类为持有待售或已终止经营的资产（见附注16）。

对未合并实体的投资

我们不控制的投资，但能对其施加重大影响的，采用权益法核算。对合伙企业和有限责任公司的投资，除非我们的投资被认为是次要的，对非法人合营企业的投资也采用权益会计法核算。我们所有的权益法投资在我们2025年3月31日的综合资产负债表中被分类为持有待售（见附注15和附注16）。

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其他非流动资产

其他非流动资产在所示日期包括以下各项：


	2025年9月30日		2025年3月31日
	（单位：千）
LineFill（1）	$	5,240	$	5,240
应收贷款（2）	—		3,089
其他	10,254		11,646
合计	$	15,494	$	19,975

（1）表示根据长期发货承诺，我们被要求在某些第三方自有管道上留下的产品的最低数量。在2025年9月30日和2025年3月31日，linefill由 95,877 和 90,881 桶原油，分别。我们拥有的管道中持有的LineFill包含在物业、厂房和设备中（见注4）。

（2）表示应收贷款的非流动部分，扣除预期信用损失准备金，主要与出售某些盐水处置资产有关。于2025年9月30日及2025年3月31日，应收贷款余额（包括应收利息）为$ 3.6 百万美元 6.1 分别为百万，其中$ 3.6 百万美元 3.0 百万元分别记入我们未经审计的简明综合资产负债表的预付费用和其他流动资产项下。

上表中的金额不包括我们2025年3月31日合并资产负债表中分类为持有待售或已终止经营的资产（见附注16）。

应计费用和其他应付款项

在所示日期，应计费用和其他应付款包括以下各项：


	2025年9月30日		2025年3月31日
	（单位：千）
应付分派	$	26,136	$	29,845
应计利息	24,761		25,308
应计薪酬和福利	21,400		45,081
消费税和其他税项负债	15,364		13,100
衍生负债	1,848		6,427
其他	37,105		15,472
合计	$	126,614	$	135,233

上表中的金额不包括我们2025年3月31日合并资产负债表中分类为持有待售或已终止经营的负债（见附注16）。

可变利益实体

我们在每项安排开始时决定是否将进行投资的实体或我们拥有其他可变利益的实体视为可变利益实体（“VIE”）。一般来说，一个实体是VIE，如果：（1）该实体没有足够的风险股权来为其活动提供资金，而没有其他方提供额外的次级财务支持，（2）该实体的投资者缺乏任何控制性财务权益的特征，或（3）该实体成立时具有非实质性投票权。

当我们被视为主要受益者时，我们会合并VIE。VIE的主要受益人通常是双方的当事人：（1）有权做出对VIE的经济绩效影响最大的决策，以及（2）有义务吸收损失或有权获得在任何一种情况下都可能对VIE具有重大意义的利益。如果我们不被视为VIE的主要受益人，我们将根据适用的公认会计原则对VIE中的投资或其他可变权益进行会计处理。

我们有两个航空实体，据此我们拥有一个 90 %的权益和我们管理层的成员拥有a 10 %利息。我们为出借人的利益执行了担保，出借人对我们就偿还贷款的航空实体的付款和履约承担义务。由于我们保证支付未偿还的贷款，我们得出结论，航空实体是VIE，因为在没有额外的次级财务支持的情况下，股权不足以为航空实体的活动提供资金。我们有权做出对航空实体的经济绩效影响最大的决策，并通过我们的所有权利益获得收益。因此，我们得出的结论是，我们是主

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受益人，并将在我们未经审计的简明合并财务报表中合并航空实体，并将包括非控制性权益作为可赎回的非控制性权益，如下文所述。

下表汇总了在所示日期合并在我们未经审计的简明合并资产负债表中的VIE相关余额（不包括合并时的公司间抵销）以及我们在VIE中的权益：


	2025年9月30日		2025年3月31日
	（单位：千）
现金及现金等价物	$	101	$	14
应收账款-关联公司	237		135
预付费用及其他流动资产	274		108
固定资产、工厂及设备，净值	15,757		15,984
应付账款	( 77 )		( 24 )
应计费用和其他应付款	( 169 )		( 190 )
当前到期的长期债务	( 1,880 )		( 1,805 )
长期债务，净额	( 8,865 )		( 9,818 )
可赎回非控制性权益	( 488 )		( 424 )
合伙企业在VIE中的股权	$	4,890	$	3,980

通常，单个合并VIE的资产只能用于清偿每个各自的单个合并VIE的负债，而单个合并VIE的负债是债权人或实益权益持有人对合伙企业的一般信用没有追索权的负债。一般来说，我们因参与VIE而面临的最大损失风险仅限于对VIE的资本投资金额（如果有的话），或对未偿还贷款的担保履行的潜在义务。

非控制性权益

非控制性权益指若干合并附属公司由第三方拥有的部分。金额根据非控股权益持有人在子公司每期收益或亏损中的比例份额以及支付的任何分配进行调整。非控制性权益作为权益的组成部分报告，除非非控制性权益被视为可赎回，在这种情况下，非控制性权益在我们未经审计的简明综合资产负债表中的负债和权益（夹层或临时权益）之间记录。如果可赎回非控制性权益的金额大于账面价值，则在每个资产负债表日将其调整为其最大赎回价值。下表汇总了我们在未经审计的简明综合资产负债表中的可赎回非控制性权益的变化（单位：千）：


截至2025年3月31日的可赎回非控制性权益	$	424

归属于可赎回非控制性权益的持续经营净收益	64

2025年9月30日的可赎回非控制性权益	$	488

或有对价负债

下表汇总了我们的或有对价负债的变化（单位：千）：


2025年3月31日或有对价负债（1）	$	15,797
已结算负债	( 1,137 )

2025年9月30日或有对价负债（2）	$	14,660

（1）包括$ 2.0 百万，记入应计费用和其他应付款和$ 13.8 百万，记录在我们2025年3月31日合并资产负债表的其他非流动负债中。

（2）包括$ 2.0 百万，记入应计费用和其他应付款和$ 12.7 百万，记录在我们2025年9月30日未经审计的简明综合资产负债表的其他非流动负债中。

重新分类

除了附注1中讨论的与持有待售资产和负债以及已终止经营业务相关的重新分类外，我们对某些前期财务报表信息进行了重新分类，以使其与分类方法保持一致

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用于当前会计年度。截至2024年9月30日止三个月及六个月，损益表修订为按产品及服务及其他列报收入及销售成本，而于2024年9月30日季度报告表格10-Q（“2024年9月30日季度报告”）中按分部列报收入及销售成本。此外，如附注10所述，截至2024年9月30日止三个月及六个月，分部间销售的抵销包括在“公司及其他”中。这些重新分类不影响先前报告的资产、负债、权益、净收入或现金流量的金额。

经认定，$ 7.3 百万在截至2025年6月30日止三个月未经审核简明综合经营报表中错误列报为销售成本-服务及其他，而非销售成本-产品。该金额已在截至2025年9月30日止六个月的未经审核简明综合经营报表中适当列报为销售成本-产品。由于该金额被视为不重要，当我们在2026年6月30日的10-Q表季度报告中提出截至2025年6月30日止三个月的未经审计简明综合经营报表时，该金额将得到更正。

最近的会计公告

2025年7月，财务会计准则委员会（“FASB”）发布了会计准则更新（“ASU”）2025-05，即应收账款和合同资产信用损失的计量，其中修订了ASC 326-20，为所有实体在估计根据ASC 606项下核算的交易产生的流动应收账款和流动合同资产的预期信用损失时提供了一种实用的权宜之计。实务权宜之计假设截至资产负债表日的当前条件对于资产的剩余寿命不发生变化。ASU在2025年12月15日之后开始的财政年度（这是合伙企业从2026年4月1日开始的财政年度）生效，并在这些财政年度内的过渡期内生效，允许提前采用。这些修订应前瞻性地适用。我们从这份季度报告开始采用了这个ASU。采用这一ASU并没有影响我们的财务报表。

2024年11月，FASB发布了ASU 2024-03，损益表-报告综合收入-费用分类披露（子主题220-40），其中包括要求披露（其中包括）损益表某些费用标题中包含的特定类别费用（购买库存、员工薪酬、折旧、摊销和损耗）的分类信息的修订。此外，修订要求披露销售费用总额，并每年披露销售费用的定义。ASU在2026年12月15日之后开始的财政年度（这是合伙企业从2027年4月1日开始的财政年度）和2027年12月15日之后开始的财政年度（这是合伙企业从2028年4月1日开始的财政年度）内的临时期间生效，允许提前采用。ASU可以前瞻性地或追溯地适用于财务报表中列报的所有以前期间。我们目前正在评估ASU，以确定其对我们财务报表披露的影响。

2023年12月，FASB发布了ASU第2023-09号，《所得税（主题740）：所得税披露的改进》，其中包括进一步加强所得税披露的修订，主要是通过对税率调节类别和按司法管辖区缴纳的所得税进行标准化和分类。ASU在2025年4月1日开始的伙伴关系财政年度生效，允许提前采用。这些修订要求在允许追溯适用的情况下前瞻性适用。我们目前正在评估ASU，以确定其对我们财务报表披露的影响。

注3 — 每普通单位收入（亏损）

下表列出了我们对所示期间未偿还的基本和稀释加权平均普通单位的计算：


	截至9月30日的三个月，		截至9月30日的六个月，
	2025	2024	2025	2024
该期间未偿还的加权平均普通单位：
共同单位-基本	127,309,332	132,274,669	129,516,312	132,393,067



普通单位-稀释	127,309,332	132,274,669	129,516,312	132,393,067

截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和六个月，所有潜在普通单位或可转换单位均被视为具有反稀释性。

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我们每个共同单位的收入（亏损）如下所示期间：


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的六个月，
	2025		2024		2025		2024
	（单位：千，单位金额除外）
持续经营收益	$	29,812	$	7,493	$	60,077	$	25,096
减：归属于不可赎回非控制性权益的持续经营净收入	( 490 )		( 932 )		( 1,195 )		( 1,724 )
减：归属于可赎回非控制性权益的持续经营净收益	( 47 )		( 5 )		( 64 )		( 5 )
归属于NGL Energy Partners LP的持续经营净利润	29,275		6,556		58,818		23,367
减：向优先单位持有人分派（1）	( 26,136 )		( 30,752 )		( 89,736 )		( 59,566 )
减：分配给GP的持续经营净（收入）亏损（2）	( 2 )		24		31		36
分配给共同单位持有人的持续经营净收入（亏损）	$	3,137	$	( 24,172 )	$	( 30,887 )	$	( 36,163 )

终止经营业务收入（亏损），税后净额	$	9	$	( 4,102 )	39,388		$	( 11,230 )
减：分配给GP的终止经营净亏损（收入）（2）	—		4		( 39 )		11
分配给共同单位持有人的终止经营业务净收入（亏损）	$	9	$	( 4,098 )	$	39,349	$	( 11,219 )

分配给普通单位持有人的净收入（亏损）	$	3,146	$	( 28,270 )	$	8,462	$	( 47,382 )
每普通单位基本和摊薄收益（亏损）
持续经营收入（亏损）	$	0.02	$	( 0.18 )	$	( 0.24 )	$	( 0.27 )
终止经营业务（亏损）收入，税后净额	$	—	$	( 0.03 )	$	0.30	$	( 0.08 )
净收入（亏损）	$	0.02	$	( 0.21 )	$	0.07	$	( 0.36 )
基本和稀释加权平均普通单位未偿还	127,309,332		132,274,669		129,516,312		132,393,067

（1）包括截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和六个月赚取和申报的分派，以及D类优先单位（定义见本文件）回购价格超过单位账面价值的部分，详见附注8。

（2）分配给GP的净（收益）损失包括其作为激励分配权持有人有权获得的分配。

注4 — 物业、厂房及设备

我们的不动产、厂房和设备在所示日期包括以下各项：


说明	估计数有用的生活			2025年9月30日		2025年3月31日
	（年）			（单位：千）
水处理设施设备（一）	3	-	30	$	2,266,185	$	2,240,919
管道及相关设施	30	-	40	266,324		266,324
原油储罐及相关设备	2	-	30	230,784		230,174
建筑物及租赁物业改善	3	-	40	124,562		124,388
天然气液体终端和储存资产	2	-	30	100,137		99,805
土地				64,603		64,733
罐底和衬垫（2）				31,555		30,623
信息技术设备	3	-	7	30,970		31,319
车辆和轨道车（3）	3	-	25	22,763		33,629
其他	3	-	20	19,269		19,161
在建工程				62,310		30,354
不动产、厂房和设备毛额				3,219,462		3,171,429
累计折旧				( 1,185,359 )		( 1,104,582 )
净不动产、厂房和设备				$	2,034,103	$	2,066,847

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（1）包括融资租赁使用权资产$ 5.8 百万在2025年9月30日。与这些融资租赁相关的累计摊销计入累计折旧。

（2）罐底，是储罐运行所需的产品体积，按历史成本入账。当储罐停止使用时，我们会回收罐底。Linefill，代表我们运营我们拥有的管道的比例份额所需的产品数量的一部分，以历史成本记录。

（3）包括融资租赁使用权资产$ 0.1 百万和$ 0.1 2025年9月30日百万和分别为2025年3月31日。与这些融资租赁相关的累计摊销计入累计折旧。

上表中的金额不包括我们2025年3月31日合并资产负债表中分类为持有待售或已终止经营的资产（见附注16）。

下表汇总了所示期间的折旧费用和资本化利息费用：


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的六个月，
	2025		2024		2025		2024
	（单位：千）
折旧费用	$	50,699	$	48,021	$	104,116	$	95,940
资本化利息支出	$	146	$	963	$	230	$	1,506

我们在未经审计的简明综合经营报表中将出售物业、厂房和设备的损失（收益）以及因处置损失（收益）或资产减值而产生的任何价值减记记录在净额中。下表按分部汇总所示期间不动产、厂房和设备的处置或减值损失（收益）：


	三个月结束 2025年9月30日		六个月结束 2025年9月30日
	（单位：千）
水解决方案（1）	$	6,377	$	7,871
原油物流（2）	( 10 )		( 13 )
液体物流（3）	—		( 13 )
企业及其他	( 1 )		( 2 )
合计	$	6,366	$	7,843

（一）金额不含净损失于附注15所述截至2025年9月30日止三个月及六个月期间出售对未合并实体及相关资产的若干投资而确认。

（2）金额不包括附注15所述截至2025年9月30日止三个月及六个月期间就销售若干轨道车确认的收益。

（3）金额不包括附注15所述截至2025年9月30日止三个月和六个月期间就批发丙烷处置和出售我们的精炼产品业务确认的净收益。

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注5 — 无形资产

在所示日期，我们的无形资产包括以下各项：


		2025年9月30日						2025年3月31日
说明	加权- 平均剩余有用的生活	总携带量金额		累计摊销		净		总携带量金额		累计摊销		净
	（年）	（单位：千）

客户关系	17.6	$	857,903	$	( 284,776 )	$	573,127	$	857,903	$	( 264,675 )	$	593,228
客户承诺	18.8	192,000		( 48,000 )		144,000		192,000		( 44,160 )		147,840
路权及地役权	28.2	100,167		( 23,441 )		76,726		99,964		( 21,645 )		78,319
发债成本（1）	3.4	22,323		( 7,029 )		15,294		21,841		( 4,748 )		17,093
执行合同和其他协议	23.0	19,505		( 4,137 )		15,368		19,973		( 5,106 )		14,867
合计		$	1,191,898	$	( 367,383 )	$	824,515	$	1,191,681	$	( 340,334 )	$	851,347

（1）包括与ABL融资（如本文所定义）相关的债务发行费用。与固定利率票据和定期贷款B（如本文所定义）相关的债务发行成本报告为长期债务账面金额的减少。

上表中的金额不包括我们2025年3月31日合并资产负债表中分类为持有待售或已终止经营的资产（见注16）。

所示期间的摊销费用如下：


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的六个月，
记录在	2025		2024		2025		2024
	（单位：千）
折旧及摊销	$	13,295	$	13,854	$	26,463	$	28,099
销售成本-产品	—		37		—		37
利息支出	1,146		990		2,281		1,936
营业费用	61		61		123		123
合计	$	14,502	$	14,942	$	28,867	$	30,195

上表中的金额不包括与我们的精炼产品和生物柴油业务相关的摊销费用，因为这些金额已在我们未经审计的简明综合经营报表中归类为已终止经营业务（见附注16）。

下表汇总了2025年9月30日我们无形资产的预期摊销情况（单位：千）：


截至3月31日的年度，
2026年（六个月）	$	28,663
2027	56,879
2028	54,552
2029	51,708
2030	44,337
2031	43,608
此后	544,768
合计	$	824,515

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注6 — 长期负债

我们的长期债务在所示日期包括以下内容：


	2025年9月30日						2025年3月31日
	脸金额		未摊销发债成本（1）		书价值		脸金额		未摊销发债成本（1）		书价值
	（单位：千）
以资产为基础的循环信贷机制（“ABL Facility”）	$	71,000			$	71,000	$	109,000			$	109,000
高级担保定期贷款“B”信贷便利（“定期贷款B”）	689,500		$	( 15,719 )	673,781		693,000		$	( 16,479 )	676,521
优先担保票据：
8.125 2029年到期票据百分比（“2029年优先有担保票据”）	900,000		( 8,900 )		891,100		900,000		( 10,219 )		889,781
8.375 2032年到期票据百分比（“2032年优先有担保票据”）	1,281,000		( 14,999 )		1,266,001		1,300,000		( 16,416 )		1,283,584
其他长期债务	10,771		( 27 )		10,744		11,652		( 30 )		11,622
长期负债合计	2,952,271		( 39,645 )		2,912,626		3,013,652		( 43,144 )		2,970,508
减：本期到期	8,880		—		8,880		8,805		—		8,805
长期负债	$	2,943,391	$	( 39,645 )	$	2,903,746	$	3,004,847	$	( 43,144 )	$	2,961,703

（1）与ABL融资相关的发债成本在无形资产中列报，而不是作为长期债务账面金额的减少。定期贷款B的未摊销债务发行成本包括a $ 4.0 百万折扣。

ABL设施

ABL贷款机制下的承付款总额为$ 475.0 百万，我们从$ 550.0 百万元，自2025年6月12日起生效。ABL Facility包括一笔$ 200.0 信用证百万分限额。ABL融资下的可用性取决于借款基础，该基础是通过计算等于我们的合格现金、与投资和非投资级交易对手的未偿应收账款余额、某些库存（包括轨道车库存和未结算衍生合同）之和的金额确定的。如ABL融资机制中所述，这些金额受一定百分比和美元金额上限的限制。借款基数是根据我们交付给行政代理人的借款基数凭证按月计算的。ABL融资下的可用性是基于当前借款基础和承付款总额中的较低者，减去借款和未偿信用证。截至2025年9月30日，$ 71.0 ABL融资项下未结清的金额为百万美元，未结清的信用证为$ 53.6 百万，我们的借款基础是$ 399.6 百万。 ABL融资计划最早于（a）2029年2月2日或（b）我们本金总额为5000万美元或更多的任何债务的最早到期日前91天到期，但某些例外情况除外。

ABL融资由我们几乎所有资产的留置权担保，其中包括对我们的应收账款、库存、质押存款账户、现金和现金等价物及相关资产的第一优先留置权以及对我们所有其他资产的第二优先留置权。

ABL融资下的所有借款按有担保隔夜融资利率（“SOFR”）或替代基准利率计息，以根据我们的综合净杠杆率提供0.25%的下降。备用基准利率贷款的适用保证金从1.50%到2.00%不等，SOFR的适用保证金从2.50%到3.00%不等。此外，将根据ABL融资项下循环承付款的平均每日未使用部分，按季度收取和支付承诺费。此类承诺费将为每年0.50%，如果我们的固定费用覆盖率大于或等于1.75至1.00，则可下调至0.375%。

于2025年9月30日，ABL贷款下的借款加权平均利率为 8.12 %计算为SOFR率为 4.14 %加上保证金 3.10 %的SOFR借款和最优惠利率 7.25 %加上保证金 2.00 备用基准借款%。2025年9月30日，信用证生效利率为 2.75 %.

ABL融资包含各种肯定和否定契约，包括财务报告要求和对债务、留置权、合并、合并、清算和解散、资产出售、分配和其他限制性付款、投资（包括收购）以及与关联公司的交易的限制。ABL融资包含作为唯一财务契约的固定费用覆盖率，该覆盖率根据最近结束的财务报表进行测试

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现金支配事件（如ABL设施中所定义）发生时和持续期间的财政季度。截至2025年9月30日，未发生现金支配事件。

合规

在2025年9月30日，我们遵守了ABL融资下的契约。

定期贷款B

定期贷款B于 99.25 总收益$的面值百分比 694.8 百万。定期贷款B是根据日期为2024年2月2日的信贷协议（“定期贷款信贷协议”）发行的。定期贷款B将于2031年2月2日到期，将从截至2024年6月30日的财政季度开始，以相当于原始本金金额1.0%的年度总额的等额季度分期摊销，余额将在到期时支付。

定期贷款B由除我们的应收账款、存货、质押存款账户、现金和现金等价物及相关资产之外的几乎所有资产的第一优先留置权和我们的应收账款、存货、质押存款账户、现金和现金等价物及相关资产的第二优先留置权担保。

定期贷款B按基于SOFR-的利率或备用基准利率计息，在每种情况下加上适用的保证金。适用的保证金取决于我们的综合第一留置权净杠杆率（定义见定期贷款信贷协议）。2025年9月18日，我们修订了定期贷款B协议，将SOFR适用保证金范围从3.75%降至3.50%至3.25%，并将备用基准适用保证金范围从2.75%降至2.50%至2.25%。

于2025年9月30日，定期贷款B项下的借款的SOFR利率为 4.16 %加上保证金 3.50 %.

定期贷款信贷协议包含各种肯定和否定契约，包括财务报告要求和对债务、留置权、合并、合并、清算和解散、资产出售、分配和其他限制性付款、投资（包括收购）以及与关联公司的交易的限制。定期贷款信贷协议要求我们从截至2024年6月30日的季度开始，按季度保持偿债覆盖率（定义见定期贷款信贷协议）不低于 1.1 到1.0。于2025年9月30日，我们的偿债覆盖率约为 2.26 到1.0。

定期贷款信贷协议包含其他惯常条款、违约事件和契约。

合规

于2025年9月30日，我们遵守定期贷款B项下的契诺。

高级有担保票据

2029年优先有担保票据的利息为 8.125 %及2032年优先有担保票据的利息为 8.375 %.2029年优先有担保票据和2032年优先有担保票据的利息将于每年的2月15日、5月15日、8月15日和11月15日支付，这些日期始于2024年5月15日。2029年优先有担保票据于2029年2月15日到期，2032年优先有担保票据于2032年2月15日到期。2029年优先有担保票据和2032年优先有担保票据是根据日期为2024年2月2日的契约（“契约”）发行的。

2029年优先担保票据和2032年优先担保票据由除我们的应收账款、存货、质押存款账户、现金和现金等价物及相关资产以外的几乎所有资产的第一优先留置权和我们的应收账款、存货、质押存款账户、现金和现金等价物及相关资产的第二优先留置权担保。

契约包含的契约，除其他外，限制了我们的能力：支付分配或进行其他限制性付款或回购股票；产生或担保额外债务或发行不合格股票或某些优先股；进行某些投资；创建或产生留置权；出售资产；订立影响受限制子公司向担保人（包括合伙企业）进行分配、提供贷款或垫款或转让资产的能力的限制；与我们的关联公司进行某些交易；指定受限制的子公司为非限制性子公司；和

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合并、合并或转让或出售我们的全部或几乎全部资产。这些盟约受到一些重要的例外和限定条件的约束。

契约包含其他习惯条款、违约事件和契约。

我们有权选择在2026年2月15日或之后的任何时间按契约规定的赎回价格赎回全部或部分2029年优先有担保票据。我们有权选择在2027年2月15日或之后的任何时间，按契约规定的赎回价格赎回全部或部分2032年优先有担保票据。

优先有担保票据回购

下表汇总了截至2025年9月30日止六个月的优先担保票据回购情况（单位：千）：




2032年优先有担保票据
回购票据（1）	$	19,000
支付的现金（不包括支付的应计利息）	$	17,274
债务提前清偿收益（二）	$	1,492

（1）截至2025年9月30日止三个月，我们并无购回任何票据。

（2）截至2025年9月30日止六个月的2032年优先有担保票据提前清偿债务收益包括债务发行成本注销$ 0.2 百万。该收益在提前清偿负债的收益中报告，净额在我们未经审计的简明综合经营报表中。

合规

于2025年9月30日，我们遵守契约项下的契诺。

其他长期债务

2024年6月24日，我们签订了一笔设备贷款，金额为$ 6.4 百万与美国银行和信托公司，其利率为 8.50 %，并由飞机固定。2024年9月24日，我们对贷款进行再融资，并将利率下调至 8.00 %.我们的总本金余额为$ 5.3 2025年9月30日，百万。这笔贷款将于2030年6月24日到期。

2024年10月1日，我们签订了第二笔设备贷款，金额为$ 6.4 百万与美国银行和信托公司，其利率为 8.00 %，并由飞机固定。我们的总本金余额为$ 5.5 2025年9月30日，百万。这笔贷款将于2030年9月24日到期。

债务到期时间表

截至2025年9月30日，我们长期债务的预定到期时间如下：


截至3月31日的年度，	ABL设施		定期贷款B		高级有担保票据		其他长期债务		合计
	（单位：千）
2026年（六个月）	$	—	$	3,500	$	—	$	924	$	4,424
2027	—		7,000		—		1,957		8,957
2028	—		7,000		—		2,120		9,120
2029	71,000		7,000		900,000		2,300		980,300
2030	—		7,000		—		2,494		9,494
2031	—		658,000		—		976		658,976
此后	—		—		1,281,000		—		1,281,000
合计	$	71,000	$	689,500	$	2,181,000	$	10,771	$	2,952,271

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发债成本摊销

与长期债务有关的债务发行费用摊销费用为$ 2.0 百万美元 1.9 截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月，分别为百万元及$ 4.0 百万美元 3.8 分别于截至2025年9月30日及2024年9月30日止六个月期间的百万元。

下表汇总2025年9月30日发债成本预计摊销情况（单位：千）：


截至3月31日的年度，
2026年（六个月）	$	4,003
2027	7,938
2028	7,938
2029	7,601
2030	5,299
2031	4,814
此后	2,052
合计	$	39,645

注7 — 承诺与或有事项

法律或有事项

我们是日常经营过程中出现的各种索赔、法律诉讼、投诉的当事人。我们的管理层认为，在考虑了应计金额、保险范围和其他安排后，这些索赔、法律诉讼和投诉的最终解决预计不会对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。然而，这些事项的结果本质上是不确定的，随着情况的发展，我们对负债的估计可能会发生重大变化。

环境事项

截至2025年9月30日，我们的环境负债，按未贴现基础计量，为$ 1.1 万，记入我们未经审计的简明综合资产负债表的应计费用和其他应付款中。我们的运营受到广泛的联邦、州和地方环境法律法规的约束。尽管我们认为我们的运营基本上符合适用的环境法律法规，但额外成本和负债的风险是我们业务固有的，无法保证我们不会产生重大成本。此外，还有可能出现其他事态发展，例如日益严格的环境法律、法规和执法政策，以及对作业造成的财产或人员损害提出索赔，这可能会导致大量成本。因此，我们在污染控制、产品安全、职业健康以及旨在防止物质环境或其他损害的危险材料的处理、储存、使用和处置领域采取了政策、做法和程序，并限制了此类事件可能导致的财务责任。然而，一些环境或其他损害的风险是我们的业务固有的。

资产报废义务

我们对某些设施负有合同和监管义务，当资产退役时，我们必须为这些设施执行补救、拆除或清除活动。我们的资产报废义务负债折现为现值。为了计算负债，我们对退休成本和退休时间进行估计和假设。我们的假设和估计的变化可能会由于时间的流逝和未来事件的发生而发生。

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下表汇总了我们的资产报废义务的变化，这些变化在我们未经审计的简明综合资产负债表的其他非流动负债中报告（单位：千）：


截至2025年3月31日的资产报废债务	$	69,572
发生的负债	6,172
与处置资产相关的负债（一）	( 402 )
已结算负债	( 4,628 )
吸积费用	2,541
截至2025年9月30日的资产报废债务	$	73,255

（1）涉及在我们的水解决方案部门内出售某一盐水处理井。

除上述义务外，我们可能有义务在某些其他资产报废时拆除设施或进行其他补救。然而，由于结算日期无法确定，资产报废义务的公允价值目前无法合理估计。我们将在可合理确定结算日期的期间记录这些资产的资产报废义务。

买卖合约

我们已订立产品销售和采购合同，我们预计各方将在未来期间实物结算和交付库存。

2025年9月30日，我们有以下商品采购承诺：


	原油（1）			天然气液体
	价值		成交量（桶装）	价值		成交量（加仑）
	（单位：千）
固定价格商品采购承诺：
截至3月31日的年度，
2026年（六个月）	$	53,402	854	$	18,547	24,453
2027	—		—	4,075		5,796
2028	—		—	1,042		1,512

合计	$	53,402	854	$	23,664	31,761

指数价格商品采购承诺：
截至3月31日的年度，
2026年（六个月）	$	1,179,505	20,371	$	352,082	392,023
2027	198,053		4,687	9,008		9,960
2028	198,809		4,680	8,239		9,750
2029	30,540		1,820	—		—
2030	30,942		1,820	—		—
2031	33,243		557	—		—
此后	122,150		2,045	—		—
合计	$	1,793,242	35,980	$	369,329	411,733

（1）我们的原油指数价格购买承诺超过了我们的原油指数价格销售承诺（如上文所述），这主要是由于我们对我们在Grand Mesa管道上购买和运输的原油的长期购买承诺。

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于2025年9月30日，我们有以下商品销售承诺：


	原油			天然气液体
	价值		成交量（桶装）	价值		成交量（加仑）
	（单位：千）
固定价格商品销售承诺：
截至3月31日的年度，
2026年（六个月）	$	52,577	836	$	50,163	50,759
2027	—		—	7,165		8,829
2028	—		—	639		875
2029	—		—	19		19
2030	—		—	19		19
合计	$	52,577	836	$	58,005	60,501

指数价格商品销售承诺：
截至3月31日的年度，
2026年（六个月）	$	980,787	15,669	$	323,421	279,899
2027	77,116		1,263	76,940		71,370
2028	77,604		1,266	—		—
2029	75,146		1,263	—		—
2030	73,638		1,263	—		—
合计	$	1,284,291	20,724	$	400,361	351,269

我们使用正常采购和正常销售选择对上表所示合同进行核算。在这种会计政策选择下，我们不会在每个资产负债表日以公允价值记录实物合同；相反，我们会在一旦发生交付时以合同价值记录购买或出售。上表中的合约可能有抵销衍生合约（在附注9中描述）或库存头寸（在附注2中描述）。

其他承诺

我们有产品储存、轨道车马刺、资本项目和房地产的不可撤销的协议。下表汇总了截至2025年9月30日这些协议下的未来最低付款额（单位：千）：


截至3月31日的年度，
2026年（六个月）	$	3,139
2027	5,493
2028	4,647
2029	2,653
2030	1,660
2031	1,408
此后	1,155
合计	$	20,155

注8 — 股权

合伙股权

合伙企业的股权由 0.1 % GP权益和a 99.9 %有限合伙人权益，由共同单位组成。我们的GP有权利，但没有义务，向合伙企业按比例出资，以维持其 0.1 % GP权益。我们的GP没有被要求担保或支付我们的任何债务和义务。2025年9月30日，我们拥有 8.69 我们全科医生的百分比。

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普通合伙人股权

关于回购普通单位（进一步讨论见下文），我们回购了 1,876 截至2025年6月30日止三个月的名义单位由我们的GP以低于$ 0.1 百万。我们回购了 4,421 截至2025年9月30日止三个月的名义单位由我们的GP以低于$ 0.1 百万。

共同单位回购计划

2024年6月5日，我们GP的董事会授权了一项共同单位回购计划，根据该计划，我们可能会回购高达$ 50.0 在公开市场上，包括根据根据《交易法》第10b5-1条管理的回购计划，或在其他私下协商的交易中，不时有百万股我们未偿还的普通单位。这个程序没有固定的截止日期。共同单位回购计划授权不要求我们回购任何美元金额或数量的共同单位。

下表总结了我们在当前财政年度的共同单位回购：


	总数	平均价格
	共同单位	已支付的每		聚合采购
期	已回购	共同单位		含佣金价格
				（单位：千）
2025年4月1日-2025年6月30日	1,873,838	$	4.2854	$	8,068
2025年7月1日-2025年9月30日	4,416,425	$	4.7349	$	21,000

自该计划启动以来，我们回购了 6,790,263 单位，总价为$ 31.2 万，包括佣金。

B类优先股

截至2025年9月30日，有 12,585,642 我们的B类固定浮动利率累积可赎回永续优先股（“B类优先股”）未偿还。

B类优先股目前的分配率为 3个月CME期限SOFR利率，由芝加哥商品交易所基准管理有限公司计算并发布，加上7.213%的利差。B类优先单位也有0.26 161%的额外期限利差调整，根据可调整利率（LIBOR）法案。

下表汇总了过去三个季度对我们的B类优先单位宣布的分配：


			三个月		分配	支付给B类的金额
宣布日期	记录日期	付款日期	SOFR		率	优先单位持有人
						（单位：千）
2025年3月19日	2025年4月1日	2025年4月15日	4.329	%	0.7377	$	9,284
2025年6月18日	2025年7月1日	2025年7月15日	4.298	%	0.7358	$	9,261
2025年9月18日	2025年10月1日	2025年10月15日	4.291	%	0.7353	$	9,255

于2025年10月15日支付的分派金额计入我们于2025年9月30日未经审核简明综合资产负债表的应计费用及其他应付款项。

C类优先股

截至2025年9月30日，有 1,800,000 我们的C类固定浮动利率累积可赎回永续优先股（“C类优先股”）未偿还。

C类优先股目前的分配率为三个月CME期限SOFR 利率加上7.384%的利差。

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未经审核简明综合财务报表附注（续）

下表汇总了过去三个季度我们的C类优先股申报的分配情况：


			三个月		分配		支付给C类的金额
宣布日期	记录日期	付款日期	SOFR		率		优先单位持有人
							（单位：千）
2025年3月19日	2025年4月1日	2025年4月15日	4.329	%	$	0.7320	$	1,318
2025年6月18日	2025年7月1日	2025年7月15日	4.298	%	$	0.7301	$	1,314
2025年9月18日	2025年10月1日	2025年10月15日	4.291	%	$	0.7297	$	1,313

于2025年10月15日支付的分派金额计入我们于2025年9月30日未经审核简明综合资产负债表的应计费用及其他应付款项。

D类优先股

2025年5月19日，我们赎回了 20,000 D类优先股。赎回日适用的D类优先股赎回溢价为$ 1,394.04 ，计算于 134.30 % $ 1,037.98 （D类优先单价），并派发$ 15.96 .支付给每个D类优先单位持有人的每个D类优先单位金额为$ 1,410.00 支付总额为$ 28.2 百万。

2025年6月23日，我们赎回了 50,000 D类优先股。赎回日适用的D类优先股赎回溢价为$ 1,442.57 ，计算于 138.98 % $ 1,037.98 （D类优先单价），并派发$ 27.43 .支付给每个D类优先单位持有人的每个D类优先单位金额为$ 1,470.00 支付总额为$ 73.5 百万。

截至2025年9月30日，有 530,000 优先股（“D类优先股”）和可行使的认股权证购买合计 2,125,000 共同单位优秀。

下表汇总了2025年9月30日的未到期认股权证：


发行日期及说明	认股权证数量	行权价格
2019年10月31日
溢价认股权证	1,250,000	$	16.28
面值认股权证	875,000	$	13.56

所有未行使认股权证目前均可行使，任何未行使认股权证将于发行日的十周年到期。认股权证将不参与现金分配。

我们D类优先单位的持有人已选择根据我们经修订和重述的有限合伙协议加上7.00%的利差，根据三个月的CME期限SOFR利率计算分配，他们被允许不时这样做。每次浮动利率选举应在选举后至少四个季度内有效。本次浮动利率选举有效期至2025年9月30日。截至2025年9月30日止季度，D类优先股的分配率为11.291%。

下表汇总了过去三个季度我们的D类优先股申报的分配情况：


			三个月		分配		支付给D类的金额
宣布日期	记录日期	付款日期	SOFR		率		优先单位持有人
							（单位：千）
2025年3月19日	2025年4月1日	2025年4月15日	4.329	%	$	32.07	$	19,243
2025年6月18日	2025年7月1日	2025年7月15日	4.298	%	$	29.39	$	15,578
2025年9月18日	2025年10月1日	2025年10月15日	4.291	%	$	29.37	$	15,568

于2025年10月15日支付的分派金额计入我们于2025年9月30日未经审核简明综合资产负债表的应计费用及其他应付款项。

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注9 — 金融工具公允价值

现金及现金等价物、应收账款、应付账款、应计费用、其他流动资产和负债（不包括衍生工具）的账面价值接近公允价值，因为这些工具具有短期性。因此，这些资产和负债未在下表中列示。

衍生品

下表按公允价值层级内的级别汇总了我们在所示日期未经审计的简明综合资产负债表中报告的衍生资产和负债的估计公允价值：


	2025年9月30日				2025年3月31日
	衍生产品物业、厂房及设备		衍生产品负债		衍生产品物业、厂房及设备		衍生产品负债
	（单位：千）
1级测量	$	577	$	( 721 )	$	67	$	( 1,644 )
2级测量	538		( 4,178 )		22		( 8,133 )
	1,115		( 4,899 )		89		( 9,777 )

交易对手合同的净额结算（一）	( 741 )		741		( 67 )		67
提供的净现金抵押品	—		143		1,527		1,577
衍生品	$	374	$	( 4,015 )	$	1,549	$	( 8,133 )

（一）涉及预计在交易所以净额结算或者通过与交易对方的主净额结算安排进行结算的商品衍生资产和负债。我们不符合正常购买正常销售交易的实物合同不受此类主净额结算安排的约束。

下表汇总了在所示日期我们未经审计的简明综合资产负债表中包含我们衍生资产和负债的账户：


	2025年9月30日		2025年3月31日
	（单位：千）
预付费用及其他流动资产	$	—	$	1,549
其他非流动资产	374		—
应计费用和其他应付款	( 1,848 )		( 6,427 )
其他非流动负债	( 2,167 )		( 1,706 )
衍生负债净额	$	( 3,641 )	$	( 6,584 )

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下表汇总了我们在所示日期的未平仓衍生品合约头寸。我们不将这些衍生品作为对冲进行核算。


合同	结算期	净多头（空头）概念单位（桶装）	公允价值净资产（负债）
		（单位：千）
截至2025年9月30日：
原油固定价格（1）	2025年10月– 2027年3月	( 531 )	$	( 524 )
丙烷固定价格（1）	2025年10月– 2026年2月	373	( 74 )
丁烷定价（1）	2025年10月– 2026年3月	( 747 )	170
浮动-固定利率互换（二）	2025年10月– 2028年4月		( 3,320 )
其他	2025年10月– 2026年3月		( 36 )
			( 3,784 )
提供的净现金抵押品			143
衍生负债净额			$	( 3,641 )

截至2025年3月31日：
原油固定价格（1）	2025年4月– 2026年3月	59	$	( 6,492 )
丁烷定价（1）	2025年4月– 2026年3月	( 1,148 )	( 482 )
浮动固定利率互换（二）	2025年4月– 2028年4月		( 2,539 )
其他	2025年4月– 2026年3月		( 175 )
			( 9,688 )
提供的净现金抵押品			3,104
衍生负债净额			$	( 6,584 )

（1）我们可能有固定价格的实物采购，包括库存，被浮动价格的实物销售抵消或浮动价格的实物采购被固定价格的实物销售抵消。这些合约是我们订立的衍生工具，作为对固定和浮动价格实物债务不匹配风险的经济对冲。

（2）见下文“利率风险”中对这些工具的进一步讨论。

上表中的金额不包括我们2025年3月31日合并资产负债表中分类为持有待售或终止经营的资产和负债（见附注16）。

在截至2025年9月30日和2024年9月30日的三个月中，我们录得净收益$ 1.1 百万美元 2.8 百万，分别从我们的商品衍生品到我们未经审计的简明综合经营报表中的收入和销售成本-产品。在截至2025年9月30日和2024年9月30日的六个月中，我们录得净收益$ 10.6 百万美元 2.6 百万，分别从我们的商品衍生品到我们未经审计的简明综合经营报表中的收入和销售成本-产品。这些金额不包括与我们的精炼产品和生物柴油业务相关的商品衍生品的净损益，因为这些金额已在我们未经审计的简明综合经营报表中归类为已终止经营业务（见附注16）。

在截至2025年9月30日和2024年9月30日的三个月中，我们录得净收益$ 0.3 百万，净亏损$ 6.0 百万，分别从我们的利率掉期到我们未经审计的简明综合经营报表中的利息支出。截至2025年9月30日和2024年9月30日止六个月，我们录得净亏损$ 0.3 百万美元 5.6 百万从我们的利率掉期到我们未经审计的简明综合经营报表中的利息支出。

信用风险

我们有我们认为可以最大限度降低我们整体信用风险的信用政策，包括评估潜在交易对手的财务状况（包括信用评级）、特定情况下的抵押品要求，以及使用行业标准的净额结算主协议，这些协议允许抵消某些交易的交易对手应收和应付余额。截至2025年9月30日，我们的主要交易对手是零售商、转售商、能源营销人员、生产商、炼油商和经销商。这种交易对手的集中可能会对我们的整体信用风险敞口产生正面或负面的影响，因为交易对手可能同样受到经济、监管或其他条件变化的影响。如果交易对手不履行合同，我们可能无法实现已记录在我们未经审计的简明综合资产负债表中并在我们的净收入中确认的金额。

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利率风险

长期负债

ABL融资是浮动利率债务，利率通常与最优惠利率或SOFR挂钩，再加上适用的保证金（ABL融资的现行利率见附注6）。

定期贷款B是浮动利率债务，利率通常与SOFR挂钩，加上适用的保证金（定期贷款B的现行利率见附注6）。

利率互换

在2024年3月和4月，我们进入了 two $ 200.0 百万利率掉期，以减少与我们的浮动利率、基于SOFR的借款（包括定期贷款B的借款）相关的现金流出的可变性。在这些安排下，我们支付固定利率为 4.32 %和 3.842 %，分别在2026年4月和2028年4月之前换取基于SOFR-的可变利率。

优选单位分布

B类、C类和D类优先股目前的分配利率为三个月浮动利率CME期限SOFR加上固定利差（现行分配率见附注8）。

固定利率票据的公允价值

下表提供了我们在2025年9月30日的固定利率票据的公允价值估计（单位：千）：


2029年优先有担保票据	$	922,500
2032年优先有担保票据	$	1,313,559

对于2029年优先有担保票据和2032年优先有担保票据，公允价值估计是根据公开交易报价制定的，将在公允价值层次中归类为第2级。

注10 — 细分市场

我们的行动被组织成三个可报告分部：（i）水解决方案，（ii）原油物流和（iii）液体物流。这些分部是根据不同的产品和服务、监管环境和这些业务所需的专业知识确定的。我们的液体物流可报告分部包括根据所提供产品和服务的性质进行汇总的经营分部。我们的首席运营决策者（“CODM”）是我们的首席执行官。调整后的EBITDA由主要经营决策者进行审查，以评估业绩并作出业务决策。我们将Water Solutions的调整后EBITDA定义为收入减去运营和一般及管理费用，其中不包括资产报废义务的增值费用（“增值费用”）以及与收购和处置相关的法律和咨询费用（“收购费用”），以及加减其他调节项目。我们将原油物流和液体物流的调整后EBITDA定义为收入减去销售成本，其中不包括衍生工具的未实现损益、成本或可变现价值调整中的较低者以及加减其他调节分部项目。我们的调整后EBITDA的计算三个可报告分部在以下可报告分部信息表格中列示。

有关我们可报告分部的产品和服务的讨论，请参见附注1。我们业务运营的其余部分以“公司及其他”列报，包括未分配给可报告分部的某些公司费用以及消除公司间或分部间交易的金额。公司间或分部间交易根据分部之间协商的价格记录。分部内交易抵销记录在每个可报告分部内。以下所有表格均不包括与我们的精炼产品和生物柴油业务相关的金额，因为这些金额已在我们列报的所有期间的未经审计简明综合经营报表中归类为已终止经营业务（见附注1）。

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收入分类

下表汇总了所示期间与我们分部相关的收入：


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的六个月，
	2025		2024		2025		2024
	（单位：千）
收入：
水解决方案：
主题606收入
处置服务费	$	179,827	$	155,715	$	354,462	$	303,688
出售回收的原油	28,066		24,708		52,874		55,484
售水	1,362		700		2,781		2,985
其他服务收入	473		729		876		1,090
非主题606收入	15		15		30		30
水解决方案总收入	209,743		181,867		411,023		363,277
原油物流：
主题606收入
原油销售	211,824		225,013		370,352		487,622
原油运输及其他销售	6,987		17,048		14,717		32,864
非主题606收入	1,220		1,780		2,593		3,570
原油物流总收入	220,031		243,841		387,662		524,056
液体物流：
主题606收入
丁烷销售	113,992		123,494		213,634		221,524
丙烷销售	31,706		89,716		93,186		187,074
其他产品销售	96,481		109,719		186,246		206,916
服务收入	462		4,959		900		7,286
非主题606收入	2,011		2,886		3,771		5,695

液体物流总收入（1）	244,652		330,774		497,737		628,495
公司及其他：
主题606收入
服务收入	251		74		415		74
消除分部间销售（2）	—		( 84 )		( 4 )		( 196 )
公司和其他收入总额	251		( 10 )		411		( 122 )
总收入	$	674,677	$	756,472	$	1,296,833	$	1,515,706

（1）截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月，我们的液体物流收入包括$ 21.0 百万美元 27.4 万美元的非美国收入，在截至2025年9月30日和2024年9月30日的六个月中，我们的Liquids Logistics收入包括$ 36.0 百万美元 51.5 非美国收入分别为百万。

（2）截至2024年9月30日止三个月和六个月，我们在2024年9月30日季度报告中计入原油物流分部的分部间销售的消除现计入“公司及其他”。

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可报告分部信息

以下表格列出了所示期间我们分部的某些选定财务信息：


	截至2025年9月30日止三个月
	水		原油		液体		合计
	解决方案		Logistics		Logistics		细分市场
	（单位：千）
收入	$	209,743	$	220,031	$	244,652	$	674,426
销售成本（1）	1,081		193,076		224,663		418,820
运营、一般和管理费用（2）	55,601		10,402		9,468		75,471
其他（3）	( 1,159 )		—		—		( 1,159 )
经调整EBITDA	$	151,902	$	16,553	$	10,521	$	178,976
调节项目：
加-所有其他调整后EBITDA							( 11,643 )
减：
折旧及摊销							63,994
利息支出							64,708
资产处置或减值损失，净额							6,594
衍生品未实现净收益							( 317 )
成本或可变现净值调整中的较低者							2,519

资产报废义务增值							1,281

其他（4）							( 1,197 )
来自持续经营的所得税前收入							$	29,751

分部资本支出	$	47,261	$	1,387	$	1,627	$	50,275
所有其他资本支出							818
资本支出总额（5）							$	51,093

分部资产合计（6）	$	2,714,235	$	1,138,420	$	396,462	$	4,249,117
所有其他资产（6）							52,468
总资产（6）（7）							$	4,301,585

（1）金额不包括衍生工具的未实现损益净额和成本或可变现净值调整数中的较低者。

（2）金额不包括增值费用和购置费用。

（3）金额包括与我们的未合并实体相关的调整后EBITDA、利息收入和某些其他营业外收入和支出项目减去与我们的非控制性权益相关的调整后EBITDA。

（4）金额包括与我们的非控制性权益相关的调整后EBITDA、投资和有价证券的未实现损益以及某些其他营业外收入和支出项目的净额。

（5）金额包括增加物业、厂房及设备及无形资产，包括收购资产。

（六）信息截至2025年9月30日。

（7）资产总额包括$ 21.4 万的非美国总资产。

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	截至2024年9月30日止三个月
	水		原油		液体		合计
	解决方案		Logistics		Logistics		细分市场
	（单位：千）
收入	$	181,867	$	243,841	$	330,774	$	756,482
销售成本（1）	( 953 )		215,704		304,991		519,742
运营、一般和管理费用（2）	54,238		10,873		14,384		79,495
其他（3）	280		( 1 )		( 20 )		259
经调整EBITDA	$	128,862	$	17,263	$	11,379	$	157,504
调节项目：
加-所有其他调整后EBITDA							( 8,090 )
减：
折旧及摊销							61,875
销售成本摊销-产品							37
利息支出							77,180
资产处置或减值损失，净额							1,509
衍生品未实现净亏损							2,610
成本或可变现净值调整中的较低者							612
资产报废义务增值							1,025
与未合并实体相关的调整（4）							108
其他（5）							( 3,209 )
来自持续经营的所得税前收入							$	7,667

分部资本支出	$	87,596	$	1,743	$	3,967	$	93,306
所有其他资本支出							909
资本支出总额（6）							$	94,215

分部资产（7）	$	2,855,015	$	1,282,369	$	706,900	$	4,844,284
所有其他资产（7）							45,895
总资产（7）（8）							$	4,890,179

（1）金额不包括衍生工具的未实现损益净额和成本或可变现净值调整数中的较低者。

（2）金额不包括增值费用和购置费用。

（3）金额包括与我们的未合并实体相关的调整后EBITDA、利息收入和某些其他营业外收入和支出项目减去与我们的非控制性权益相关的调整后EBITDA。

（4）金额代表未合并实体收益中不包括在我们权益中的金额之和，包括折旧和摊销、利息费用以及资产处置或减值损益。

（5）金额包括与我们的非控制性权益相关的调整后EBITDA、投资投资和有价证券的未实现损益以及某些其他营业外收入和费用项目的净额。

（6）金额包括增加物业、厂房及设备及无形资产，包括收购资产。

（7）资料截至2024年9月30日。

（8）资产总额包括$ 29.7 万的非美国总资产。

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	截至2025年9月30日止六个月
	水		原油		液体		合计
	解决方案		Logistics		Logistics		细分市场
	（单位：千）
收入	$	411,023	$	387,662	$	497,737	$	1,296,422
销售成本（1）	2,739		341,325		468,039		812,103
运营、一般和管理费用（2）	111,206		20,201		16,311		147,718
其他（3）	( 2,307 )		—		5		( 2,302 )
经调整EBITDA	$	294,771	$	26,136	$	13,392	$	334,299
调节项目：
加-所有其他调整后EBITDA							( 22,994 )
减：
折旧及摊销							130,579
利息支出							130,253
资产处置或减值收益，净额							( 2,605 )
衍生品未实现净收益							( 7,842 )
成本或可变现净值调整中的较低者							( 425 )
提前清偿负债收益，净额							( 1,492 )
资产报废义务增值							2,541
与未合并实体相关的调整（4）							24
其他（5）							438
来自持续经营的所得税前收入							$	59,834

分部资本支出	$	66,235	$	1,790	$	3,277	$	71,302
所有其他资本支出							843
资本支出总额（6）							$	72,145

（1）金额不包括衍生工具的未实现损益净额和成本或可变现净值调整数中的较低者。

（2）金额不包括增值费用和购置费用。

（3）金额包括与我们的未合并实体相关的调整后EBITDA、利息收入和某些其他营业外收入和支出项目减去与我们的非控制性权益相关的调整后EBITDA。

（4）金额代表未合并实体收益中不包括在我们权益中的金额之和，包括折旧和摊销、利息费用以及资产处置或减值损益。

（5）金额包括与我们的非控制性权益相关的调整后EBITDA、投资投资和有价证券的未实现损益以及某些其他营业外收入和费用项目的净额。

（6）金额包括增加物业、厂房及设备及无形资产，包括收购资产。

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	截至2024年9月30日止六个月
	水		原油		液体		合计
	解决方案		Logistics		Logistics		细分市场
	（单位：千）
收入	$	363,277	$	524,056	$	628,495	$	1,515,828
销售成本（1）	907		467,293		586,058		1,054,258
运营、一般和管理费用（2）	107,412		20,866		25,304		153,582
其他（3）	( 493 )		1		( 18 )		( 510 )
经调整EBITDA	$	254,465	$	35,898	$	17,115	$	307,478
调节项目：
加：所有其他调整后EBITDA							( 19,444 )
减：
折旧及摊销							124,039
销售成本摊销							37
利息支出							146,919
资产处置或减值收益，净额							( 9,157 )
衍生品未实现净亏损							7,522
成本或可变现净值调整中的较低者							599
资产报废义务增值							2,028
与未合并实体相关的调整（4）							179
其他（5）							( 4,603 )
来自持续经营的所得税前收入							$	20,471

分部资本支出	$	152,280	$	2,839	$	7,523	$	162,642
所有其他资本支出							9,104
资本支出总额（6）							$	171,746

（1）金额不包括衍生工具的未实现损益净额和成本或可变现净值调整数中的较低者。

（2）金额不包括增值费用和购置费用。

（3）金额包括与我们的未合并实体相关的调整后EBITDA、利息收入和某些其他营业外收入和支出项目减去与我们的非控制性权益相关的调整后EBITDA。

（4）金额代表未合并实体收益中不包括在我们权益中的金额之和，包括折旧和摊销、利息费用以及资产处置或减值损益。

（5）金额包括与我们的非控制性权益相关的调整后EBITDA、投资投资和有价证券的未实现损益以及某些其他营业外收入和费用项目的净额。

（6）金额包括增加物业、厂房及设备及无形资产，包括收购资产。

注11 — 与关联公司的交易

下表汇总了我们在所示期间的关联方交易：


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的六个月，
	2025		2024		2025		2024
	（单位：千）
向与管理层有关联的实体销售	$	251	$	74	$	415	$	74
向权益法被投资单位采购	$	—	$	122	$	—	$	141

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未经审核简明综合财务报表附注（续）

附属公司余额在所示日期包括以下各项：


	2025年9月30日		2025年3月31日
	（单位：千）
应收账款-关联公司
附属于管理层的实体	$	237	$	135
权益法被投资方	—		595
合计	$	237	$	730

应付账款-关联公司
附属于管理层的实体	$	1	$	1
权益法被投资方	—		101
合计	$	1	$	102

注12 — 与客户订立合约的收入

我们根据收入合同确认服务和产品的收入，因为我们根据合同履行服务或交付或销售产品的义务得到履行。我们在ASC 606下范围内的收入合同主要有一项履约义务，我们没有收到重大金额的非现金对价。截至2025年9月30日，我们获得或履行收入合同的成本并不重大。

我们的大部分收入协议都在ASC 606下的范围内，我们收入的其余部分分别来自包含ASC 845和ASC 842范围内的非货币性交换或租赁的合同。关于分类收入的详细情况，见附注10。

剩余履约义务

我们的大多数服务合同是这样的，我们有权从客户处获得与我们迄今为止完成的业绩对客户的价值直接对应的金额。因此，我们使用了ASC 606-10-55-18中的实用权宜之计，根据该权宜之计，我们按照我们有权开具发票的金额确认收入。应用这一实用权宜之计，我们不需要披露分配给这些合同下剩余履约义务的交易价格。下表汇总了2025年9月30日这类合同的收入确认金额和时间（单位：千）：


截至3月31日的年度，
2026年（六个月）	$	61,964
2027	110,385
2028	90,188
2029	88,008
2030	76,637
2031	62,362
此后	75,899
合计	$	565,443

合同资产和负债

下表汇总了我们在所示日期的合同资产和负债余额：


	2025年9月30日		2025年3月31日
	（单位：千）
应收客户合同款（一）	$	352,597	$	294,378
合同资产（流动）	$	2,493	$	512

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2025年3月31日合同负债	$	9,168
已收到和递延的付款	7,251
收入中确认的付款	( 3,471 )
2025年9月30日合同负债	$	12,948

（1）金额不包括我们2025年3月31日合并资产负债表中分类为持有待售或已终止经营的资产（见附注16）。

注13 — 租约

承租人会计

我们的租赁活动主要包括产品存储、办公空间、房地产、轨道车和设备。

下表汇总了所示期间我们租赁成本的组成部分：


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的六个月，
	2025		2024		2025		2024
	（单位：千）
经营租赁成本（1）	$	9,697	$	10,190	$	19,737	$	20,689
可变租赁成本（1）	9,728		11,976		18,663		19,562
短期租赁成本（1）	62		670		283		1,293
融资租赁成本
使用权资产摊销（二）	211		2		280		3
租赁义务利息（3）	142		2		189		5
总租赁成本	$	19,840	$	22,840	$	39,152	$	41,552

（1）包括在我们未经审核简明综合经营报表的经营开支内。

（2）在我们的未经审核简明综合经营报表中计入折旧和摊销费用。

（3）计入我们未经审核简明综合经营报表的利息开支。

上表中的金额不包括与我们的精炼产品和生物柴油业务相关的租赁成本，因为这些金额已在我们的综合经营报表中归类为已终止业务（见附注16）。

下表汇总了截至2025年9月30日我们的租赁债务到期情况（单位：千）：


	运营中		金融
截至3月31日的年度，	租约		租约（1）
2026年（六个月）	$	19,281	$	1,103
2027	34,712		2,206
2028	31,651		2,206
2029	22,144		809
2030	12,733		12
2031	3,966		—
此后	17,665		—
租赁付款总额	142,152		6,336
减去推算利息	( 27,959 )		( 810 )
租赁债务总额	$	114,193	$	5,526

（1）于2025年9月30日，短期融资租赁负债$ 1.7 万元计入应计费用和其他应付款以及长期融资租赁债务$ 3.8 万元计入我们未经审计的简明综合资产负债表中的其他非流动负债。

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下表汇总了所示期间与我们的租赁相关的补充现金流信息：


	截至9月30日的六个月，
	2025		2024
	（单位：千）
补充现金流信息
为计入租赁债务计量的金额支付的现金
经营租赁产生的经营现金流出	$	20,391	$	21,039
融资租赁产生的经营现金流出	$	142	$	5
融资租赁的融资现金流出	$	430	$	9

以租赁义务换取的使用权资产
经营租赁	$	16,817	$	18,321
融资租赁	$	5,910	$	—

上表中的金额不包括与我们的精炼产品和生物柴油业务相关的经营租赁的经营现金流出，因为这些金额已在我们未经审计的简明综合经营报表中归类为已终止经营业务（见附注16）。

出租人会计和转租

我们的出租人安排包括仓储和轨道车合同。我们还不时将我们的某些存储容量和轨道车转租给第三方。固定租金收入在租赁期内按直线法确认。截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月，固定租金收入为$ 3.3 百万，包括$ 1.1 百万的转租收入，以及$ 3.8 百万，包括$ 1.1 百万的转租收入，分别。截至2025年9月30日和2024年9月30日的六个月期间，固定租金收入为$ 6.3 百万，包括$ 1.9 百万的转租收入，以及$ 7.7 百万，包括$ 1.5 分别为百万的转租收入。

下表汇总了截至2025年9月30日根据各种不可撤销经营租赁协议将收到的未来最低租赁付款（单位：千）：


截至3月31日的年度，
2026年（六个月）	$	5,089
2027	8,696
2028	5,706
2029	1,337
2030	1,063
2031	1,078
此后	726
合计	$	23,695

注14 — 当前预期信贷损失备抵

ASU2016-13要求对反映金融资产合同期限内当前预期信用损失的某些金融资产确认预期信用损失备抵。估值备抵考虑了损失的风险，即使是遥远的，并考虑了过去的事件、当前的情况以及合理和可支持的预测。我们采用了ASU2025-05（见附注2）下的实用权宜之计，允许我们假设截至资产负债表日的当前条件在我们当前应收账款和合同资产的剩余寿命内不发生变化。

我们面临的信用损失主要是通过销售产品和服务以及从第三方收到的应收票据。交易对手的支付能力是通过考虑付款条件、交易对手的既定信用评级或我们对交易对手的信用价值和其他风险的信用过程进行评估的。我们可以要求提前还款或抵押以减轻信用风险。

为了确定预期信用损失备抵，我们将我们的金融资产分组到具有类似风险特征的交易对手池中。每个报告期，我们评估预期信用损失风险是否发生重大变化。在计算我们的备抵时考虑的数量和质量因素中

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预期信用损失是历史财务数据，包括核销和备抵、当前状况、行业风险和当前信用评级。当实际回收努力已经用尽且不存在合理的回收预期时，将全部或部分注销金融资产。先前注销的金额的后续回收记录为预期信用损失备抵的增加。我们使用逾期余额作为关键信用质量指标来管理应收款池。

下表汇总了我们在所示期间的预期信用损失准备金的变化：


	应收账款		应收票据及其他
	（单位：千）
2025年3月31日预期信贷损失备抵	$	3,689	$	33
预期信贷损失拨备变动	34		—
处置（见附注15）	18		—
计提拨备的核销	( 2,486 )		—
2025年9月30日预期信贷损失备抵	$	1,255	$	33

上表中的金额不包括与我们2025年3月31日合并资产负债表中分类为持有待售或已终止经营的资产相关的预期信用损失备抵（见附注16）。

注15 — 其他事项

出售有价股本证券

截至2025年3月31日，我们拥有 1,468,337 Prairie Operating Co.（“Prairie”）的股票，该公司在截至2025年9月30日的六个月内以$ 6.0 百万。我们确认了销售损失$ 0.6 其他（费用）收入中的百万，在我们截至2025年9月30日止六个月的未经审计简明综合经营报表中的净额。这一损失，加上$ 0.8 截至2025年3月31日的三个月内确认的百万销售收益导致总体收益$ 0.2 百万出售我们拥有的所有Prairie股份。

处置

水解决方案

出售对未合并实体和相关资产的某些投资

于2025年4月14日，我们向第三方出售未合并实体、物业、厂房及设备及无形资产的若干投资，总代价为$ 40.3 百万现金，加上营运资金。如下文所述，我们录得亏损$ 8.0 百万以在处置损失或资产减值范围内将对未合并实体和相关资产的某些投资减记至公允价值减去出售成本，在我们截至2025年3月31日止年度的综合经营报表中为净额。我们还录得亏损$ 1.0 百万出售内资产处置或减值损失（收益）净额在我们未经审计的简明综合经营报表中截至2025年9月30日止六个月。我们将截至2025年3月31日的资产和负债分类为持有待售（见附注16）.

液体物流

批发丙烷处置及销售成品油业务

于2025年4月30日，我们完成了批发丙烷处置和出售我们的精炼产品业务，总代价约为$ 156.3 百万现金，加上营运资金。我们记录了每笔交易的收益，总计$ 55.7 百万，其中$ 17.3 百万记录内资产处置或减值损失（收益）净额在我们未经审计的简明综合经营报表中截至2025年9月30日止六个月及$ 38.4 百万计入已终止经营业务（见附注16）。

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原油物流

出售若干铁路车辆

截至2025年3月31日，我们与第三方订立最终销售协议 135 轨道车，已分类为持有待售（见附注16）。在截至2025年9月30日的六个月内，我们出售了所有这些轨道车，总代价为$ 6.7 百万现金，并确认收益$ 2.1 处置资产或资产减值损失（收益）内的百万，在我们未经审计的简明综合经营报表中的净额。

在另一笔交易中，2025年5月16日，我们卖出 68 railcars向第三方支付总对价$ 2.1 百万现金，我们录得$ 0.1 处置资产或资产减值损失（收益）中的百万，在我们截至2025年9月30日止六个月的未经审计简明综合经营报表中的净额。

注16 — 持有待售资产及负债及终止经营

如附注1所述，于2025年3月31日，我们符合将我们的精炼产品业务和生物柴油业务的资产和负债分类为持有待售或终止经营以及这些业务的经营为终止经营的标准。此外，如附注1和附注15所述，在2025年3月31日，我们满足了将我们的液体物流部门的一部分、某些轨道车以及对未合并实体和相关资产的某些投资归类为持有待售的标准。分类为持有待售后，我们录得亏损$ 8.0 百万美元，用于将对未合并实体和相关资产的某些投资减记至公允价值减去资产处置或减值损失内的出售成本，净额在我们截至2025年3月31日止年度的综合经营报表中，以及在我们2025年3月31日的综合资产负债表中的持有待售资产中包含的估值备抵。

下表汇总了在所示日期按分部分类为持有待售的主要资产和负债类别：


	2025年3月31日
	水解决方案		原油物流		液体物流		合计
	（单位：千）
持有待售资产
现金及现金等价物	$	—	$	—	$	114	$	114
应收账款，净额	—		—		21,204		21,204
库存	—		—		20,715		20,715
预付费用及其他流动资产	—		—		5,098		5,098
固定资产、工厂及设备，净值	412		1,350		51,349		53,111
商誉	—		—		17,051		17,051
无形资产，净值	29,557		—		9,718		39,275
对未合并实体的投资	18,221		—		51		18,272
经营租赁使用权资产	—		—		3,962		3,962
其他非流动资产	—		1,237		3,142		4,379
持有待售资产的估值备抵	( 7,974 )		—		—		( 7,974 )
持有待售总资产	$	40,216	$	2,587	$	132,404	$	175,207

持有待售负债
应付账款	$	—	$	—	$	32,072	$	32,072
应计费用和其他应付款	—		—		4,650		4,650
收到客户的预付款	—		—		259		259
经营租赁义务-当前	—		—		1,705		1,705
经营租赁义务-非流动	—		—		2,233		2,233
其他非流动负债	94		—		1,090		1,184
持有待售负债合计	$	94	$	—	$	42,009	$	42,103

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下表汇总了在所示日期我们的液体物流部门中分类为已终止业务的主要资产和负债类别：


	2025年9月30日		2025年3月31日
	（单位：千）
终止经营的资产
应收账款，净额	$	—	$	67,350
预付费用及其他流动资产	146		82
终止经营业务资产总额	$	146	$	67,432

终止经营的负债
应付账款	$	40	$	48,454
应计费用和其他应付款	—		4,295
已终止经营业务负债合计	$	40	$	52,749

下表汇总了所示期间与我们的精炼产品和生物柴油业务相关的已终止业务的经营业绩：


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的六个月，
	2025		2024		2025		2024
	（单位：千）
收入（1）	$	( 12 )	$	596,203	$	148,074	$	1,224,228
销售成本（1）	( 77 )		598,280		146,520		1,232,183
营业费用	39		1,567		501		2,712
一般及行政开支（1）	( 22 )		62		( 6 )		112
折旧及摊销	—		56		—		111
资产处置或减值损失（收益）净额	3		—		( 38,370 )		—
终止经营业务营业收入（亏损）	45		( 3,762 )		39,429		( 10,890 )
利息支出	—		( 224 )		( 5 )		( 224 )
其他费用，净额	( 20 )		( 12 )		( 20 )		( 9 )
已终止经营业务的税前收入（亏损）	25		( 3,998 )		39,404		( 11,123 )
所得税费用	( 16 )		( 104 )		( 16 )		( 107 )
终止经营业务收入（亏损），税后净额	$	9	$	( 4,102 )	$	39,388	$	( 11,230 )

（1）负数与前期调整有关。

注17 — 后续事件

2025年10月17日，我们赎回了 18,506 D类优先股的总支付额为$ 27.3 百万。

项目2。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析

以下是对NGL Energy Partners LP（“我们”、“我们的”或“合伙企业”）截至2025年9月30日止三个月和六个月的财务状况和经营业绩的讨论。讨论应与本季度报告表格10-Q（“季度报告”）中所载未经审核简明综合财务报表及其附注，以及第二部分第7项–“管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”以及我们于2025年5月29日向美国证券交易委员会提交的截至2025年3月31日止财政年度的表格10-K年度报告（“年度报告”）中所载的经审核综合财务报表及其附注一并阅读。

近期动态

停止运营

出售精炼产品业务及退出生物柴油业务

截至2025年3月31日，我们完成了生物柴油业务的清盘（有关进一步讨论，请参阅本季度报告中包含的未经审核简明综合财务报表附注1）。

于2025年4月30日，我们向第三方出售了我们的精炼产品业务，包括某些营运资金项目（有关进一步讨论，请参阅本季度报告中包含的我们未经审计的简明综合财务报表附注1）。

出售我们的精炼产品业务和结束我们的生物柴油业务代表着我们运营的战略转变，并将对我们未来的运营和财务业绩产生重大影响。因此，我们的液体物流部门内的精炼产品和生物柴油业务的经营业绩和现金流量已被归类为所有呈报期间的已终止经营业务，而以往各期已在未经审计的简明综合经营报表和未经审计的简明综合现金流量表中进行了追溯调整（见附注16 到本季度报告中包含的我们未经审计的简明综合财务报表进行进一步讨论）。

其他处置

出售对未合并实体和相关资产的某些投资

2025年4月14日，我们向第三方出售了对未合并实体、物业、厂房和设备以及无形资产的某些投资（有关进一步讨论，请参阅本季度报告中包含的我们未经审计的简明综合财务报表附注1）。

出售若干天然气液体终端及我们的大部分批发丙烷业务

2025年4月30日，我们向第三方出售了我们的大部分批发丙烷业务、17个天然气液体终端、我们在一个未合并实体中的权益和营运资金（“批发丙烷处置”）（有关进一步讨论，请参阅本季度报告中包含的我们未经审计的简明综合财务报表附注1）。

出售若干铁路车辆

在截至2025年9月30日的六个月内，我们出售了原油物流部门剩余的203辆轨道车（有关进一步讨论，请参阅本季度报告中包含的未经审计简明综合财务报表附注15）。

合并经营业绩

我们如何评估我们的运营

我们使用各种财务和运营指标来分析我们的业绩。我们的综合财务指标包括营业收入、持续经营收入和调整后EBITDA。我们使用营业收入、调整后EBITDA和我们的经营指标评估分部经营业绩，其中包括与相应分部相关的各种数量和费率统计数据。这些运营指标允许投资者从数量和费率/价格方面分析分部财务业绩的各个组成部分。我们使用这些指标来分析历史分部财务业绩，并作为预测和预算分部财务业绩的关键输入。有关我们运营指标的更多信息，请参阅下面的相应细分讨论。

下表汇总了我们所示期间未经审计的简明综合经营报表：


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的六个月，
	2025		2024		2025		2024
	（单位：千）
收入	$	674,677	$	756,472	$	1,296,833	$	1,515,706
销售成本	421,020		522,915		803,832		1,062,220
营业费用	74,089		76,565		144,857		147,953
一般和行政费用	14,729		12,117		28,469		27,081
折旧及摊销	63,994		61,875		130,579		124,039
资产处置或减值损失（收益）净额	6,594		1,509		(2,605)		(9,157)

营业收入	94,251		81,491		191,701		163,570
未合并实体收益中的权益	—		1,522		201		1,822
利息支出	(64,708)		(77,180)		(130,253)		(146,919)
提前清偿负债收益，净额	—		—		1,492		—
其他收入（费用），净额	208		1,834		(3,307)		1,998
来自持续经营的所得税前收入	29,751		7,667		59,834		20,471
所得税优惠（费用）	61		(174)		243		4,625
持续经营收益	29,812		7,493		60,077		25,096
终止经营业务收入（亏损），税后净额	9		(4,102)		39,388		(11,230)
净收入	29,821		3,391		99,465		13,866
减：归属于不可赎回非控制性权益的持续经营净收入	(490)		(932)		(1,195)		(1,724)
减：归属于可赎回非控制性权益的持续经营净收益	(47)		(5)		(64)		(5)
归属于NGL Energy Partners LP的净利润	$	29,284	$	2,454	$	98,206	$	12,137
调整后EBITDA-持续经营（1）	$	167,333	$	149,414	$	311,305	$	288,034

（1）见下文“非GAAP财务指标”部分调整后的EBITDA定义和调节。

商品价格和销量的变化影响我们未经审计的简明综合经营报表中的收入和销售成本，因此，这些影响在很大程度上在这些细列项目之间被抵消。

与2024年同期相比，截至2025年9月30日止三个月的营业收入增加了1280万美元，主要原因如下：

•水解决方案–增加1950万美元，主要是由于处理的产出水量增加导致水处理收入增加，部分被主要由于处置损失或资产减值以及折旧和摊销费用增加导致的费用增加所抵消；

•原油物流–减少660万美元，主要是由于运输收入减少和衍生品收益减少，部分被实现的更高的价格和质量差异所抵消；

•液体物流–增加370万美元，主要是由于与批发丙烷处置相关的费用减少，以及由于衍生品损失减少导致产品利润率增加；和

•企业及其他–减少390万美元，原因是法律费用和商业保险增加。

除上述项目外，利息支出更低（如下文所述）。

与2024年同期相比，截至2025年9月30日的六个月营业收入增加了2810万美元，主要原因如下：

•水解决方案–增加2010万美元，主要是由于处理的产出水量增加导致水处理收入增加，部分被主要由于处置损失或资产减值以及折旧和摊销费用增加导致的费用增加所抵消；

•原油物流–减少2000万美元，主要是由于出售资产净亏损导致运输收入减少和费用增加；

•液体物流–增加3190万美元，主要是由于与批发丙烷处置相关的费用减少，包括销售收益，以及销售产品的利润增加；和

•企业及其他–减少380万美元，主要是由于法律费用和商业保险增加。

除上述项目外，利息支出较低（如下文所述），这部分被较低的所得税优惠所抵消（见附注2 本季度报告中包含的我们未经审计的简明综合财务报表）、有价证券损失和法律纠纷损失。

其他项目

地震活动

地下注入采出水进行处置与德克萨斯州和新墨西哥州的诱发地震事件有关。尽管这些事件的震级相对较低，但行业和相关国家监管机构仍在采取主动措施，试图防止类似的诱发地震事件。更具体地说，我们正在与其他处置运营商和相关国家监管机构进行各种协同行业努力，致力于收集和审查数据，增强对区域故障系统的理解，并最终制定和实施适当的长期缓解策略。作为这项努力的一部分，我们在某些设施实施了减少注射量的措施，并在适当情况下暂时关闭了设施。迄今为止，由于我们在受影响地区的综合系统的能力、我们处置设施的不同位置以及我们系统的连通性，我们处理采出水的能力并没有受到这些行动的实质性影响，并且凭借我们在受影响地区之外的独特定位，我们有能力扩大我们的资产基础。

后续事件

有关2025年9月30日之后发生的交易的讨论，请参阅本季度报告中包含的我们未经审计的简明综合财务报表附注17。

截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月的分部经营业绩

水解决方案

下表汇总了我们的水解决方案部门在所示期间的经营业绩：


	截至9月30日的三个月，
	2025		2024		改变
	（以千为单位，每桶和每日数量除外）
收入：
水处理服务费（1）	$	167,127	$	148,241	$	18,886
出售回收的原油	28,066		24,708		3,358
再生水（2）	1,323		679		644
其他收入（1）（2）	13,227		8,239		4,988
总收入	209,743		181,867		27,876
费用：
销售成本-剔除衍生品影响	1,083		1,752		(669)
销售成本-衍生（收益）损失-未实现	(1,760)		388		(2,148)
销售成本-衍生收益-实现	—		(2,707)		2,707
营业费用	55,677		53,611		2,066
一般和行政费用	1,079		1,520		(441)
折旧和摊销费用	55,550		52,523		3,027
资产处置或减值损失，净额	5,760		1,951		3,809

费用总额	117,389		109,038		8,351
分部营业收入	$	92,354	$	72,829	$	19,525
调整后EBITDA-持续经营（3）	$	151,902	$	128,862	$	23,040

产出水处理（桶/天）
特拉华盆地	2,442,972		2,349,333		93,639
Eagle Ford盆地	185,608		188,250		(2,642)
DJ盆地	174,824		143,947		30,877
合计	2,803,404		2,681,530		121,874
再生水（桶/天）	140,936		92,301		48,635
总计（桶/天）	2,944,340		2,773,831		170,509
脱脂油销量（桶/天）	5,002		3,776		1,226
采出水处理服务费（美元/桶）（4）（5）	$	0.65	$	0.60	$	0.05
采出水处理回收原油（美元/桶）（4）	$	0.11	$	0.10	$	0.01
采出水处理业务费用（美元/桶）（4）	$	0.22	$	0.22	$	—

（1）上表中的水处理服务费和其他收入与我们未经审计的综合财务报表附注10中报告的金额不同，因为附注10中的金额按履约义务与所提供的合同和服务类型以及货物和服务转让的时间分列，而上述金额是根据管理层如何审查业绩来列报的。在上表中，来自建筑项目、助推器运行费和发电机租金以及管道收入的报销收入被列入其他收入，而在附注10中，这些金额被列入水处理服务费。

（2）上表中的再生水与我们未经审计的综合财务报表附注10中报告的售水量不同，因为附注10中的金额按履约义务与所提供的合同和服务类型以及货物和服务转让的时间进行了分类，而上述金额是根据管理层如何审查业绩来列报的。在附注10中，出售水包括出售采出水、再生水和微咸非饮用水，在上表中，微咸非饮用水计入其他收入。

（3）请参阅下文“非GAAP财务指标”部分中的调整后EBITDA定义和调节。

（4）截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月的总产出水桶加工量分别为257,913，208桶及246,700，755桶。这些数量不包括截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月的23,670，072桶和7,693，542桶，这分别与某些生产商就未交付的承诺量支付的款项有关，如下文进一步讨论。此外，包括在其他收入中的输水管道收入包括一家生产商支付的截至2025年9月30日止三个月未交付的8,160，115桶承诺桶的款项。

（5）不包括某些生产商为未交付的承诺量支付的款项，在截至2025年9月30日和2024年9月30日的三个月内，处理的采出水服务费（美元/桶）将分别为0.61美元/桶和0.59美元/桶。

水处理服务费收入。增加的主要原因是从合同客户处处理的产出水量增加。某些生产商为未交付的承诺量支付的款项也有所增加。

恢复了原油收入。这一增长主要是由于从接收更多产出水中回收的更多脱脂油导致销售的脱脂油桶增加，部分被销售脱脂油桶获得的较低的实际原油价格所抵消。

再生水收入。再生水的收入包括出售采出水和再生水，以供我们客户的完工活动使用。这一增长主要是由于再生水定价较高以及与竣工用水时间相关的再生水量增加。

其他收入。其他收入主要包括建筑项目的报销、助推器运营费和发电机租金、输水管道收入、固体处置收入和微咸非饮用水收入。这一增长主要是由于我们扩大的Lea County Express管道系统（“LEX II”）在截至2024年12月31日的三个月内开始运营，导致输水管道收入增加，包括生产商为未交付的承诺量支付的款项。这一增长被建筑项目、助推器运行费和发电机租金的报销减少部分抵消。

销售成本-不包括衍生品的影响.减少的主要原因是产生的费用减少，生产商将在各个增压站偿还发电机和燃料费用。

业务及一般及行政开支.这一增长主要是由于与LEX II管道开始运营相关的数量以及某些其他盐水处理井的数量增加导致的特许权使用费费用增加、由于维修时间安排导致的维修和维护费用增加、由于处理的产出水量增加导致的公用事业费用增加以及由于回收原油收入增加导致的遣散费增加，部分被由于购买更少的化学品和更有效地使用化学品而导致的化学品费用减少、坏账费用减少和法律费用减少所抵消。

折旧和摊销费用.增加的主要原因是新开发的设施和基础设施的折旧，部分被某些长期资产在截至2025年3月31日的财政年度和截至2025年9月30日的六个月内全部摊销、减值或出售所抵消。

资产处置或减值损失，净额。截至2025年9月30日止三个月，我们录得：

•净亏损780万美元，主要与因废弃和某些其他资产报废而减记某些盐水处理井和资本项目的账面净值有关；

•从上一期间损坏的某些盐水处置设施和助推器的保险赔偿中获得140万美元的收益；以及

•净收益60万美元，主要与出售某些资产有关。

截至2024年9月30日止三个月，我们录得：

•净亏损350万美元，主要与因废弃和某些其他资产报废而减记某些盐水处理井和资本项目的账面净值有关；和

•从前期受损的某些盐水处置设施和助推器的保险赔偿中获得了150万美元的收益。

原油物流

下表汇总了我们的原油物流分部在所示期间的经营业绩：


	截至9月30日的三个月，
	2025		2024		改变
	（以千为单位，每桶数量除外）
收入：
原油销售	$	211,824	$	225,013	$	(13,189)
原油运输及其他销售	8,207		18,828		(10,621)
总收入	220,031		243,841		(23,810)
费用：
销售成本-剔除衍生品影响	195,665		216,593		(20,928)
销售成本-衍生收益-未实现	(313)		(4,012)		3,699
销售成本-衍生收益-实现	(71)		(349)		278
营业费用	9,745		10,249		(504)
一般和行政费用	715		677		38
折旧和摊销费用	6,063		6,285		(222)
资产处置或减值损失（收益）净额	3		(442)		445
费用总额	211,807		229,001		(17,194)
分部营业收入	$	8,224	$	14,840	$	(6,616)
调整后EBITDA-持续经营（1）	$	16,553	$	17,263	$	(710)

原油销量（桶）	3,173		2,868		305
自有管道运输的原油（桶）	6,633		5,807		826
原油库容-自有及租赁（桶）（2）	5,232		5,232		—
出租给第三方的原油库容（桶）（2）	1,650		1,650		—
原油库存（桶）（2）	712		450		262
原油卖出（美元/桶）	$	66.758	$	78.456	$	(11.698)
每卖出原油成本（美元/桶）（3）	$	61.666	$	75.521	$	(13.855)
原油产品保证金（美元/桶）（3）	$	5.092	$	2.935	$	2.157

（1）见下文“非GAAP财务指标”部分调整后的EBITDA定义和调节。

（2）信息分别截至2025年9月30日和2024年9月30日。

（3）每桶成本和产品毛利剔除衍生品影响。

原油销售和销售成本-不包括衍生品的影响。销售额和销售成本的下降（不包括衍生工具的影响）主要是由于与截至2024年9月30日止三个月相比，截至2025年9月30日止三个月期间，较低的商品价格部分被我们在DJ盆地的专用面积产量增加所抵消。

截至2025年9月30日止三个月期间，与截至2024年9月30日止三个月相比，截至2025年9月30日止三个月期间实现的价格和质量差异增加，主要是由于原油产品利润率和每桶利润率增加。此外，在截至2024年9月30日的三个月中，市场价格出现了更显着的下降，因此也导致了该期间每桶利润的减少。原油产品保证金计算不包括可能抵消实物保证金变动的衍生品损益。

原油运输及其他销售。该减少主要是由于第三方管道的某些运输服务合同到期导致管道收入减少，以及由于出售我们的轨道车导致租赁收入减少。

截至2025年9月30日止三个月，Grand Mesa管道的实物量平均约为7.2万桶/日，而截至2024年9月30日止三个月的实物量约为6.3万桶/日。由于我们在DJ盆地专用面积的产量增加，Grand Mesa管道的发运量增加了合同量。

业务及一般及行政开支.减少的主要原因是截至2025年9月30日止三个月期间产生的奖励补偿费用减少，以及由于我们在科罗拉多州的Grand Mesa管道资产的评估价值较低导致从价税减少，与截至2024年9月30日止三个月相比，截至2025年9月30日止三个月期间通过该系统的流量增加导致Grand Mesa管道的公用事业费用增加，部分抵消了这一减少。

折旧和摊销费用。有关减少乃主要由于截至2025年3月31日止年度及截至2025年9月30日止六个月期间销售轨道车所致。

资产处置或减值损失（收益）净额.在截至2025年9月30日的三个月中，我们因出售LINEFill和其他资产而录得亏损0.5百万美元，因出售轨道车而录得收益0.5百万美元。在截至2024年9月30日的三个月中，我们录得40万美元的净收益，这主要是由于出售某些资产的收益。

液体物流

下表总结了我们的液体物流部门在所示期间的经营业绩。如上文所述，我们的精炼产品和生物柴油业务的经营业绩已分类为终止经营业务，并对前期进行了追溯调整。


	截至9月30日的三个月，
	2025		2024		改变
	（单位：千，每加仑数量除外）
丁烷：
销售	$	113,992	$	123,664	$	(9,672)
销售成本-剔除衍生品影响	104,821		115,280		(10,459)
销售成本-衍生损失-未实现	1,450		5,143		(3,693)
销售成本-衍生（收益）损失-实现	(431)		303		(734)
产品毛利	8,152		2,938		5,214

丙烷：
销售	31,706		90,378		(58,672)
销售成本-剔除衍生品影响	29,882		88,851		(58,969)
销售成本-衍生损失-未实现	265		1,147		(882)
销售成本-衍生收益-实现	(256)		(2,622)		2,366
产品毛利	1,815		3,002		(1,187)

其他产品：
销售	97,304		110,637		(13,333)
销售成本-剔除衍生品影响	90,320		102,965		(12,645)
销售成本-衍生品损失（收益）-未实现	39		(55)		94
销售成本-衍生（收益）损失-实现	(72)		13		(85)
产品毛利	7,017		7,714		(697)

服务：
销售	1,650		6,095		(4,445)
销售成本	398		309		89
产品毛利	1,252		5,786		(4,534)

费用：
营业费用	8,667		12,705		(4,038)
一般和行政费用	851		1,741		(890)
折旧和摊销费用	1,540		2,365		(825)
资产处置或减值损失，净额	832		—		832
费用总额	11,890		16,811		(4,921)
分部营业收入	$	6,346	$	2,629	$	3,717
调整后EBITDA-持续经营（1）	$	10,521	$	11,379	$	(858)


	截至9月30日的三个月，
	2025		2024		改变
	（单位：千，每加仑数量除外）
天然气液体储存能力-拥有和租赁（加仑）（2）	49,571		116,531		(66,960)

丁烷销量（加仑）	111,442		109,783		1,659
丁烷成交（美元/加仑）	$	1.023	$	1.126	$	(0.103)
每丁烷销售成本（美元/加仑）（3）	$	0.941	$	1.050	$	(0.109)
丁烷产品毛利（美元/加仑）（3）	$	0.082	$	0.076	$	0.006
丁烷库存（加仑）（2）	54,976		81,441		(26,465)

丙烷销量（加仑）	37,305		108,589		(71,284)
丙烷销量（美元/加仑）	$	0.850	$	0.832	$	0.018
每售出一个丙烷的成本（美元/加仑）（3）	$	0.801	$	0.818	$	(0.017)
丙烷产品毛利（美元/加仑）（3）	$	0.049	$	0.014	$	0.035
丙烷库存（加仑）（2）	18,071		80,323		(62,252)

其他产品销量（加仑）	74,158		74,491		(333)
其他产品销量（美元/加仑）	$	1.312	$	1.485	$	(0.173)
每销售其他产品的成本（美元/加仑）（3）	$	1.218	$	1.382	$	(0.164)
其他产品产品毛利（美元/加仑）（3）	$	0.094	$	0.103	$	(0.009)
其他产品库存（加仑）（2）	4,849		5,254		(405)

（1）见下文“非GAAP财务指标”部分调整后的EBITDA定义和调节。

（2）信息分别截至2025年9月30日和2024年9月30日。

（3）每加仑成本和产品利润率不包括衍生品的影响。

丁烷销量和销售成本-剔除衍生品影响。与截至2024年9月30日止三个月相比，截至2025年9月30日止三个月的销售额和销售成本（不包括衍生工具的影响）减少，主要是由于截至2025年9月30日止三个月的丁烷价格低于截至2024年9月30日止三个月。

与截至2024年9月30日止三个月相比，截至2025年9月30日止三个月的丁烷产品利润率（不包括衍生品的影响）有所增加，原因是钢轨利用率提高和供应优化。

丙烷销售和销售成本-不包括衍生品的影响。销售额和销售成本的下降，不包括衍生工具的影响，主要是由于批发丙烷处置。

在截至2025年9月30日的三个月中，不计衍生品的影响，丙烷产品利润率有所增长，这主要是由于将较低价格的库存销售到价格上涨的市场中。

其他产品销售额和销售成本-不包括衍生品的影响。销售额和销售成本的下降，不包括衍生工具的影响，主要是由于截至2025年9月30日止三个月的商品价格较截至2024年9月30日止三个月下降。

其他产品销售产品利润率（不包括衍生工具的影响）在截至2025年9月30日止三个月有所下降，主要是由于产品成本增加导致沥青利润率下降。

服务销售和销售成本。销售包括仓储、码头和运输服务收入。截至2025年9月30日止三个月的销售额有所下降，原因是上一财政年度的丙烷批发处置和吞吐量合同到期。由于运输活动增加，销售成本增加。

业务及一般及行政开支.与截至2024年9月30日止三个月相比，截至2025年9月30日止三个月期间的减少是由于批发丙烷处置。

折旧和摊销费用.与截至2024年9月30日止三个月相比，截至2025年9月30日止三个月期间的减少是由于批发丙烷处置。

资产处置或减值损失，净额.在截至2025年9月30日的三个月中，由于批发丙烷处置，我们录得净亏损0.8百万美元。

企业及其他

“公司及其他”中的经营亏损包括所示期间的以下组成部分：


	截至9月30日的三个月，
	2025		2024		改变
	（单位：千）
其他收入：
服务收入	$	251	$	74	$	177
费用：

一般和行政费用	12,084		8,179		3,905
折旧和摊销费用	841		702		139
资产处置或减值收益，净额	(1)		—		(1)
费用总额	12,924		8,881		4,043
经营亏损	$	(12,673)	$	(8,807)	$	(3,866)
调整后EBITDA-持续经营（1）	$	(11,643)	$	(8,090)	$	(3,553)

（1）见下文“非GAAP财务指标”部分调整后的EBITDA定义和调节。

服务收入。这些收入与支付给非控股权益持有人的账单有关，用于使用2024年6月和10月购买的飞机。

一般和行政费用。截至2025年9月30日止三个月的费用增加了390万美元，原因是上一年期间的法律费用减少，原因是偿还了与商业活动相关的纠纷相关的法律费用，以及上一年期间的商业保险费用减少，原因是收到了贷项。

折旧和摊销费用。截至2025年9月30日止三个月的增长是由于2024年10月投入使用的飞机的折旧。

利息费用

下表汇总了我们在所示期间的综合利息支出的组成部分：


	截至9月30日的三个月，
	2025		2024		改变
	（单位：千）
优先担保票据	$	45,102	$	45,500	$	(398)
高级有担保定期贷款“B”信贷便利（“定期贷款B”）	14,212		16,668		(2,456)
以资产为基础的循环信贷机制（“ABL Facility”）	2,013		6,401		(4,388)
其他负债	553		(294)		847
总债务利息支出	61,880		68,275		(6,395)
发债费用摊销	3,133		2,929		204
利率掉期未实现（收益）损失	(86)		7,027		(7,113)
利率互换已实现收益	(219)		(1,051)		832
总利息支出	$	64,708	$	77,180	$	(12,472)

截至2025年9月30日止三个月的债务利息支出减少了640万美元，这主要是由于截至2025年9月30日止三个月的定期贷款B的利率降低以及ABL融资的加权平均每日余额低于我们去年同期的未偿债务工具。

分部经营业绩截至2025年9月30日及2024年9月30日止六个月

水解决方案

下表汇总了我们的水解决方案部门在所示期间的经营业绩：


	截至9月30日的六个月，
	2025		2024		改变
	（以千为单位，每桶和每日数量除外）
收入：
水处理服务费（1）	$	329,202	$	289,239	$	39,963
出售回收的原油	52,874		55,484		(2,610)
再生水（2）	2,699		2,939		(240)
其他收入（1）（2）	26,248		15,615		10,633
总收入	411,023		363,277		47,746
费用：
销售成本-剔除衍生品影响	2,740		3,577		(837)
销售成本-衍生收益-未实现	(5,274)		(473)		(4,801)
销售成本-衍生收益-实现	—		(2,671)		2,671
营业费用	111,010		106,436		4,574
一般和行政费用	2,324		2,731		(407)
折旧和摊销费用	113,626		105,235		8,391
资产处置或减值损失（收益）净额	9,296		(8,745)		18,041

费用总额	233,722		206,090		27,632
分部营业收入	$	177,301	$	157,187	$	20,114
调整后EBITDA-持续经营（3）	$	294,771	$	254,465	$	40,306

产出水处理（桶/天）
特拉华盆地	2,427,382		2,255,861		171,521
Eagle Ford盆地	193,149		182,311		10,838
DJ盆地	167,064		135,867		31,197
合计	2,787,595		2,574,039		213,556
再生水（桶/天）	189,917		98,334		91,583
总计（桶/天）	2,977,512		2,672,373		305,139
脱脂油销量（桶/天）	4,803		4,099		704
采出水处理服务费（美元/桶）（4）（5）	$	0.65	$	0.61	$	0.04
采出水处理回收原油（美元/桶）（4）	$	0.10	$	0.12	$	(0.02)
采出水处理业务费用（美元/桶）（4）	$	0.22	$	0.23	$	(0.01)

（3）请参阅下文“非GAAP财务指标”部分中的调整后EBITDA定义和调节。

（4）截至2025年9月30日及2024年9月30日止六个月期间加工的总产出水桶分别为510,130，061个及471,049，065个。这些数量不包括截至2025年9月30日和2024年9月30日止六个月分别为40,037，812桶和19,393，348桶，这与某些生产商就未交付的承诺量支付的款项有关，如下文进一步讨论。此外，包括在其他收入中的输水管道收入包括一家生产商就截至2025年9月30日的六个月内未交付的17,606，145桶承诺桶支付的款项。

（5）不包括某些生产商为未交付的承诺量支付的款项，在截至2025年9月30日和2024年9月30日的六个月期间，处理的采出水服务费（美元/桶）将分别为0.62美元/桶和0.59美元/桶。

水处理服务费收入。增加的主要原因是从合同客户处处理的产出水量增加。某些生产商为未交付的承诺量支付的款项也有所增加。

恢复了原油收入。减少的主要原因是销售脱脂油桶收到的实际原油价格降低，部分被销售的脱脂油桶增加所抵消，因为从接收更多的产出水中回收了更多的脱脂油。

再生水收入。减少的主要原因是再生水定价降低，部分被与竣工用水时间相关的再生水量增加所抵消。

其他收入。这一增长主要是由于我们的LEX II在截至2024年12月31日的三个月内开始运营，导致输水管道收入增加，包括生产商为未交付的承诺量支付的款项。这一增长被建筑项目、助推器运行费和发电机租金的报销减少部分抵消。

销售成本-不包括衍生品的影响.减少的主要原因是产生的费用减少，生产商将在各个增压站偿还发电机和燃料费用。

业务及一般及行政开支.增加的主要原因是，由于与LEX II管道开始运营相关的数量和某些其他盐水处理井的数量增加，特许权使用费费用增加，由于处理的产出水量增加导致公用事业费用增加，以及由于维修时间安排导致维修和维护费用增加，但坏账费用减少和法律费用减少部分抵消了这一费用。

资产处置或减值损失（收益）净额.截至2025年9月30日止六个月，我们录得：

•净亏损1080万美元，主要与因废弃和某些其他资产报废而减记某些盐水处理井和资本项目的账面净值有关；

•从上一期间损坏的某些盐水处置设施和助推器的保险赔偿中获得220万美元的收益；以及

•净亏损60万美元，主要与出售某些资产有关。

截至2024年9月30日止六个月，我们录得：

•净收益1050万美元，主要与出售某些资产有关；

•净亏损360万美元，主要与因废弃和某些其他资产报废而减记某些盐水处理井和资本项目的账面净值有关；和

•从前期受损的某些盐水处置设施和助推器的保险赔偿中获得了180万美元的收益。

原油物流

下表汇总了我们的原油物流分部在所示期间的经营业绩：


	截至9月30日的六个月，
	2025		2024		改变
	（以千为单位，每桶数量除外）
收入：
原油销售	$	370,352	$	487,622	$	(117,270)
原油运输及其他销售	17,310		36,434		(19,124)
总收入	387,662		524,056		(136,394)
费用：
销售成本-剔除衍生品影响	344,075		467,044		(122,969)
销售成本-衍生收益-未实现	(1,444)		(5,992)		4,548
销售成本-衍生（收益）损失-实现	(232)		789		(1,021)
营业费用	18,953		19,590		(637)
一般和行政费用	1,362		1,382		(20)
折旧和摊销费用	12,128		12,726		(598)
资产处置或减值损失（收益）净额	3,924		(412)		4,336
费用总额	378,766		495,127		(116,361)
分部营业收入	$	8,896	$	28,929	$	(20,033)
调整后EBITDA-持续经营（1）	$	26,136	$	35,898	$	(9,762)

原油销量（桶）	5,597		6,042		(445)
自有管道运输的原油（桶）	11,623		11,520		103
原油库容-自有及租赁（桶）（2）	5,232		5,232		—
出租给第三方的原油库容（桶）（2）	1,650		1,650		—
原油库存（桶）（2）	712		450		262
原油卖出（美元/桶）	$	66.170	$	80.705	$	(14.535)
每卖出原油成本（美元/桶）（3）	$	61.475	$	77.300	$	(15.825)
原油产品保证金（美元/桶）（3）	$	4.695	$	3.405	$	1.290

（1）见下文“非GAAP财务指标”部分调整后的EBITDA定义和调节。

（2）信息分别截至2025年9月30日和2024年9月30日。

（3）每桶成本和产品毛利剔除衍生品影响。

原油销售和销售成本-不包括衍生品的影响。销售额和销售成本的下降（不包括衍生工具的影响）主要是由于商品价格下降，部分被截至2025年9月30日止六个月期间，与截至2024年9月30日止六个月相比，我们在DJ盆地中专用于我们的面积的产量增加所抵消。

截至2025年9月30日止六个月，由于运输成本降低，原油产品毛利及每桶毛利较截至2024年9月30日止六个月有所增加。此外，在截至2024年9月30日的六个月中，市场价格出现了更显着的下降，因此也导致该期间的每桶利润减少。原油产品保证金计算不包括可能抵消实物保证金变动的衍生品损益。

原油运输及其他销售。该减少主要是由于第三方管道的某些运输服务合同到期导致管道收入减少，以及由于出售我们的轨道车导致租赁收入减少。

截至2025年9月30日的六个月期间，Grand Mesa管道的实物量平均约为每天64,000桶，而截至2024年9月30日的六个月期间约为每天63,000桶。由于我们在DJ盆地专用面积的产量增加，Grand Mesa管道的发运量增加了合同量。

业务及一般及行政开支.减少的主要原因是截至2025年9月30日止六个月期间产生的奖励补偿费用减少，以及由于我们在科罗拉多州的Grand Mesa管道资产的评估价值较低导致从价税减少，与截至2024年9月30日止六个月相比，截至2025年9月30日止六个月期间通过该系统的流量增加导致Grand Mesa管道的公用事业费用增加，部分抵消了这些费用。

折旧和摊销费用。The 减少乃主要由于截至2025年3月31日止年度及截至2025年9月30日止六个月销售轨道车所致。

资产处置或减值损失（收益）净额.截至2025年9月30日止六个月，我们录得出售在第三方管道上持有的linefill的亏损590万美元，其中包括与出售linefill桶相关的对冲交易衍生工具的亏损180万美元。我们还记录了与某些资产退休有关的30万美元损失。此外，在截至2025年9月30日的六个月中，我们从出售轨道车中录得220万美元的收益。在截至2024年9月30日的六个月中，我们录得40万美元的净收益，这主要是由于出售某些资产的收益。

液体物流


	截至9月30日的六个月，
	2025		2024		改变
	（单位：千，每加仑数量除外）
丁烷：
销售	$	213,737	$	221,720	$	(7,983)
销售成本-剔除衍生品影响	199,131		209,404		(10,273)
销售成本-衍生（收益）损失-未实现	(36)		7,649		(7,685)
销售成本-衍生收益-实现	(1,332)		(67)		(1,265)
产品毛利	15,974		4,734		11,240

丙烷：
销售	93,399		188,436		(95,037)
销售成本-剔除衍生品影响	91,250		185,501		(94,251)
销售成本-衍生（收益）损失-未实现	(1,104)		6,354		(7,458)
销售成本-衍生收益-实现	(1,074)		(8,107)		7,033
产品毛利	4,327		4,688		(361)

其他产品：
销售	187,534		208,837		(21,303)
销售成本-剔除衍生品影响	176,471		198,522		(22,051)
销售成本-衍生品损失（收益）-未实现	16		(14)		30
销售成本-衍生收益-实现	(84)		(96)		12
产品毛利	11,131		10,425		706

服务：
销售	3,067		9,502		(6,435)
销售成本	733		996		(263)
产品毛利	2,334		8,506		(6,172)

费用：
营业费用	14,894		21,927		(7,033)
一般和行政费用	1,510		3,498		(1,988)
折旧和摊销费用	3,107		4,721		(1,614)
资产处置或减值收益，净额	(15,823)		—		(15,823)
费用总额	3,688		30,146		(26,458)
分部营业收入（亏损）	$	30,078	$	(1,793)	$	31,871
调整后EBITDA-持续经营（1）	$	13,392	$	17,115	$	(3,723)


	截至9月30日的六个月，
	2025		2024		改变
	（单位：千，每加仑数量除外）
天然气液体储存能力-拥有和租赁（加仑）（2）	49,571		116,531		(66,960)

丁烷销量（加仑）	208,380		204,972		3,408
丁烷成交（美元/加仑）	$	1.026	$	1.082	$	(0.056)
每丁烷销售成本（美元/加仑）（3）	$	0.956	$	1.022	$	(0.066)
丁烷产品毛利（美元/加仑）（3）	$	0.070	$	0.060	$	0.010
丁烷库存（加仑）（2）	54,976		81,441		(26,465)

丙烷销量（加仑）	104,080		221,093		(117,013)
丙烷销量（美元/加仑）	$	0.897	$	0.852	$	0.045
每售出一个丙烷的成本（美元/加仑）（3）	$	0.877	$	0.839	$	0.038
丙烷产品毛利（美元/加仑）（3）	$	0.020	$	0.013	$	0.007
丙烷库存（加仑）（2）	18,071		80,323		(62,252)

其他产品销量（加仑）	145,774		136,663		9,111
其他产品销量（美元/加仑）	$	1.286	$	1.528	$	(0.242)
每销售其他产品的成本（美元/加仑）（3）	$	1.211	$	1.453	$	(0.242)
其他产品产品毛利（亏损）（美元/加仑）（3）	$	0.075	$	0.075	$	—
其他产品库存（加仑）（2）	4,849		5,254		(405)

（1）见下文“非GAAP财务指标”部分调整后的EBITDA定义和调节。

（2）信息分别截至2025年9月30日和2024年9月30日。

（3）每加仑成本和产品利润率不包括衍生品的影响。

丁烷销量和销售成本-剔除衍生品影响。与截至2024年9月30日止六个月相比，截至2025年9月30日止六个月的销售额和销售成本（不包括衍生工具的影响）减少，主要是由于截至2025年9月30日止六个月的丁烷价格低于截至2024年9月30日止六个月。

与截至2024年9月30日的六个月相比，截至2025年9月30日的六个月，由于轨道利用率提高和供应优化，丁烷产品利润率（不包括衍生品的影响）有所增加。

丙烷销售和销售成本-不包括衍生品的影响。销售额和销售成本的下降，不包括衍生工具的影响，主要是由于批发丙烷处置。

丙烷产品毛利，剔除衍生品影响，在截至2025年9月30日的六个月内有所下降，主要是由于在2025年4月30日的丙烷批发处置之前，由于价格较高的库存被销售到不断下降的市场，我们的丙烷批发业务产生了负利润率。

其他产品销售额和销售成本-不包括衍生品的影响。销售额和销售成本的下降，不包括衍生工具的影响，主要是由于截至2025年9月30日止六个月的商品价格与截至2024年9月30日止六个月相比有所下降。

其他产品销售产品利润率（不包括衍生品的影响）在截至2025年9月30日的六个月内有所增加，主要是由于本年度沥青和异丁烷的销量增加，但部分被商品价格下降所抵消。

服务销售和销售成本。销售包括仓储、码头和运输服务收入。截至2025年9月30日止六个月的销售额和销售成本有所下降，原因是批发丙烷处置和上一财政年度的吞吐量协议到期。

业务及一般及行政开支.与截至2024年9月30日止六个月相比，截至2025年9月30日止六个月期间的减少是由于批发丙烷处置。

折旧和摊销费用.截至二零二五年九月三十日止六个月期间较

截至2024年9月30日的六个月，由于批发丙烷处置。

资产处置或减值收益，净额。在截至2025年9月30日的六个月中，由于批发丙烷处置，我们录得净收益1730万美元。我们还录得与某些使用权资产减值有关的净亏损160万美元。

企业及其他

“公司及其他”中的经营亏损包括所示期间的以下组成部分：


	截至9月30日的六个月，
	2025		2024		改变
	（单位：千）
其他收入：
服务收入	$	415	$	74	$	341
费用：
一般和行政费用	23,273		19,470		3,803
折旧和摊销费用	1,718		1,357		361
资产处置或减值收益，净额	(2)		—		(2)
费用总额	24,989		20,827		4,162
经营亏损	$	(24,574)	$	(20,753)	$	(3,821)
调整后EBITDA-持续经营（1）	$	(22,994)	$	(19,444)	$	(3,550)

（1）见下文“非GAAP财务指标”部分调整后的EBITDA定义和调节。

服务收入。这些收入与支付给非控股权益持有人的账单有关，用于使用2024年6月和10月购买的飞机。

一般和行政费用。截至2025年9月30日止六个月期间的费用增加380万美元，原因是上一年的法律费用减少，原因是偿还了与商业活动相关的纠纷相关的法律费用，以及上一年期间的业务费用减少，原因是收到贷项。

折旧和摊销费用.截至2025年9月30日止六个月期间的增长是由于截至2025年3月31日止年度投入使用的两架飞机的折旧。

利息费用

下表汇总了我们在所示期间的综合利息支出的组成部分：


	截至9月30日的六个月，
	2025		2024		改变
	（单位：千）
优先担保票据	$	90,363	$	91,000	$	(637)
定期贷款B	28,356		34,052		(5,696)
ABL设施	3,899		9,545		(5,646)
其他负债	1,063		904		159
总债务利息支出	123,681		135,501		(11,820)
发债费用摊销	6,253		5,775		478
利率掉期未实现亏损	782		7,473		(6,691)
利率互换已实现收益	(463)		(1,830)		1,367
总利息支出	$	130,253	$	146,919	$	(16,666)

截至2025年9月30日的六个月期间，债务利息支出减少了1180万美元，这主要是由于截至2025年9月30日的六个月期间，定期贷款B的利率较低，ABL融资的加权平均每日余额低于我们上一年期间的未偿债务工具。

非GAAP财务指标

除了根据美国普遍接受的会计原则（“GAAP”）报告的财务业绩外，我们还提供了EBITDA和调整后EBITDA的非GAAP财务指标。这些非GAAP财务指标无意替代根据GAAP报告的指标。这些衡量标准可能与其他实体使用的非GAAP财务衡量标准不同，即使在使用类似术语来识别此类衡量标准时也是如此。

我们将EBITDA定义为归属于NGL Energy Partners LP的净利润（亏损），加上利息费用、所得税费用（收益）以及折旧和摊销费用。我们将调整后EBITDA定义为不包括衍生工具未实现净损益、成本或可变现净值调整中较低者、资产处置或减值损益、负债提前清偿损益、负债重估及其他的EBITDA。EBITDA和调整后EBITDA不应被视为净收入、所得税前持续经营收入、经营活动产生的现金流量或根据公认会计原则计算的任何其他财务业绩衡量标准的替代品，因为这些项目用于衡量经营业绩、流动性或偿债能力。我们认为，EBITDA为投资者评估我们向单位持有人进行季度分配的能力提供了额外信息，并且仅作为补充措施提供。我们认为，调整后的EBITDA为投资者评估我们的财务业绩提供了额外的信息，而不考虑我们的融资方法、资本结构和历史成本基础。此外，我们定义的EBITDA和调整后EBITDA可能无法与EBITDA、调整后EBITDA或其他实体使用的类似名称的衡量标准进行比较。

为了我们调整后EBITDA计算的目的，我们对衍生品的已实现和未实现损益进行了区分。在衍生工具合约未平仓期间，我们将衍生工具的公允价值变动记录为未实现损益。当衍生合约到期或结算时，我们将先前记录的未实现收益或损失冲回，并记录已实现收益或损失。

下表对所示期间的净收入与EBITDA和调整后EBITDA进行了核对：


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的六个月，
	2025		2024		2025		2024
	（单位：千）
净收入	$	29,821	$	3,391	$	99,465	$	13,866
减：归属于不可赎回非控制性权益的持续经营净收入	(490)		(932)		(1,195)		(1,724)
减：归属于可赎回非控制性权益的持续经营净收益	(47)		(5)		(64)		(5)
归属于NGL Energy Partners LP的净利润	29,284		2,454		98,206		12,137
利息支出	64,687		77,391		130,212		147,129
所得税（福利）费用	(45)		278		(227)		(4,518)
折旧及摊销	63,222		61,546		129,048		123,395
EBITDA	157,148		141,669		357,239		278,143
衍生品未实现（收益）损失净额	(317)		5,632		(7,857)		23,588
成本或可变现净值调整数中较低者（一）	2,519		(901)		(425)		(1,231)
资产处置或减值损失（收益）净额（2）	6,595		1,515		(40,984)		(9,151)
提前清偿负债收益，净额	—		—		(1,492)		—

其他（3）	1,436		(645)		5,867		263
经调整EBITDA	$	167,381	$	147,270	$	312,348	$	291,612
调整后EBITDA-终止经营业务（4）	$	48	$	(2,144)	$	1,043	$	3,578
调整后EBITDA-持续经营	$	167,333	$	149,414	$	311,305	$	288,034

（1）上表中的成本或可变现净值调整中较低者与我们未经审计的简明综合现金流量表中报告的成本或可变现净值调整中较低者不同，因为上表中报告的金额代表未经审计的简明综合经营报表中记录的成本或可变现净值调整中较低者的变化，其中包括转回，而我们未经审计的简明综合现金流量表中报告的金额代表在资产负债表日记录的成本或可变现净值调整中较低者。

（2）不包括与未合并实体和非控制性权益相关的金额。

（3）金额代表资产报废义务的增值费用、与收购和处置相关的法律和咨询费用相关的费用、投资和有价证券的未实现损益以及法律纠纷造成的损失。

（4）金额包括我们的精炼产品和生物柴油业务。

下表将上述EBITDA表中的折旧和摊销金额与我们所示期间未经审计的简明综合经营报表和未经审计的简明综合现金流量表中的折旧和摊销金额进行了核对：


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的六个月，
	2025		2024		2025		2024
	（单位：千）
每份EBITDA表的折旧和摊销	$	63,222	$	61,546	$	129,048	$	123,395
计入销售成本的无形资产摊销	—		(37)		—		(37)
归属于未合并实体的折旧和摊销	—		(108)		(24)		(179)
归属于非控股权益的折旧和摊销	772		595		1,555		1,101
归属于已终止经营业务的折旧和摊销	—		(121)		—		(241)
每份未经审计简明综合经营报表的折旧和摊销	$	63,994	$	61,875	$	130,579	$	124,039


	截至9月30日的六个月，
	2025		2024
	（单位：千）
每份EBITDA表的折旧和摊销	$	129,048	$	123,395
债务发行费用摊销记入利息费用	6,253		5,775
特许权使用费费用摊销记入营业费用	123		123
归属于未合并实体的折旧和摊销	(24)		(179)
归属于非控股权益的折旧和摊销	1,555		1,101
归属于已终止经营业务的折旧和摊销	—		(241)
每份未经审计简明综合现金流量表的折旧和摊销	$	136,955	$	129,974

下表汇总了上述期间EBITDA和调整后EBITDA表中归属于已终止业务的额外金额：


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的六个月，
	2025		2024		2025		2024
	（单位：千）
所得税费用	$	16	$	104	$	16	$	107
衍生品未实现净亏损（收益）	$	—	$	3,022	$	(15)	$	16,066
成本或可变现价值调整中的较低者	$	—	$	(1,513)	$	—	$	(1,830)
资产处置或减值损失（收益）净额	$	3	$	—	$	(38,370)	$	—

下表按分部对所示期间的营业收入（亏损）与调整后EBITDA进行了核对：


	截至2025年9月30日止三个月
	水解决方案		原油 Logistics		液体 Logistics		企业和其他		持续经营		停止运营		合并
	（单位：千）
营业收入（亏损）	$	92,354	$	8,224	$	6,346	$	(12,673)	$	94,251	$	—	$	94,251
折旧及摊销	55,550		6,063		1,540		841		63,994		—		63,994

衍生品未实现（收益）损失净额	(1,760)		(312)		1,755		—		(317)		—		(317)
成本或可变现净值调整中的较低者	—		2,519		—		—		2,519		—		2,519
资产处置或减值损失（收益）净额	5,760		3		832		(1)		6,594		—		6,594
其他收入（费用），净额	33		—		(18)		193		208		—		208

归属于非控制性权益的调整后EBITDA	(1,259)		—		—		(98)		(1,357)		—		(1,357)

其他	1,224		56		66		95		1,441		—		1,441
已终止经营	—		—		—		—		—		48		48
经调整EBITDA	$	151,902	$	16,553	$	10,521	$	(11,643)	$	167,333	$	48	$	167,381


	截至2024年9月30日止三个月
	水解决方案		原油 Logistics		液体 Logistics		企业和其他		持续经营		停止运营		合并
	（单位：千）
营业收入（亏损）	$	72,829	$	14,840	$	2,629	$	(8,807)	$	81,491	$	—	$	81,491
折旧及摊销	52,523		6,285		2,365		702		61,875		—		61,875
销售成本摊销-产品	—		—		37		—		37		—		37
衍生品未实现净亏损（收益）	388		(4,012)		6,234		—		2,610		—		2,610
成本或可变现净值调整中的较低者	—		540		72		—		612		—		612
资产处置或减值损失（收益）净额	1,951		(442)		—		—		1,509		—		1,509
其他收入（费用），净额	1,805		(1)		—		30		1,834		—		1,834
归属于未合并实体的调整后EBITDA	1,649		—		(19)		—		1,630		—		1,630
归属于非控制性权益的调整后EBITDA	(1,522)		—		—		(34)		(1,556)		—		(1,556)

其他	(761)		53		61		19		(628)		—		(628)
已终止经营	—		—		—		—		—		(2,144)		(2,144)
经调整EBITDA	$	128,862	$	17,263	$	11,379	$	(8,090)	$	149,414	$	(2,144)	$	147,270


	截至2025年9月30日止六个月
	水解决方案		原油 Logistics		液体 Logistics		企业和其他		持续经营		停止运营		合并
	（单位：千）
营业收入（亏损）	$	177,301	$	8,896	$	30,078	$	(24,574)	$	191,701	$	—	$	191,701
折旧及摊销	113,626		12,128		3,107		1,718		130,579		—		130,579

衍生品未实现净收益	(5,274)		(1,444)		(1,124)		—		(7,842)		—		(7,842)
成本或可变现净值调整中的较低者	—		2,519		(2,944)		—		(425)		—		(425)
资产处置或减值损失（收益）净额	9,296		3,924		(15,823)		(2)		(2,605)		—		(2,605)
其他（费用）收入，净额	(100)		1		(346)		(2,862)		(3,307)		—		(3,307)
归属于未合并实体的调整后EBITDA	221		—		4		—		225		—		225
归属于非控制性权益的调整后EBITDA	(2,744)		—		—		(166)		(2,910)		—		(2,910)

其他	2,445		112		440		2,892		5,889		—		5,889
已终止经营	—		—		—		—		—		1,043		1,043
经调整EBITDA	$	294,771	$	26,136	$	13,392	$	(22,994)	$	311,305	$	1,043	$	312,348


	截至2024年9月30日止六个月
	水解决方案		原油 Logistics		液体 Logistics		企业和其他		持续经营		停止运营		合并
	（单位：千）
营业收入（亏损）	$	157,187	$	28,929	$	(1,793)	$	(20,753)	$	163,570	$	—	$	163,570
折旧及摊销	105,235		12,726		4,721		1,357		124,039		—		124,039
销售成本摊销-产品	—		—		37		—		37		—		37
衍生品未实现（收益）损失净额	(473)		(5,992)		13,987		—		7,522		—		7,522
成本或可变现净值调整中的较低者	—		540		59		—		599		—		599
资产处置或减值收益，净额	(8,745)		(412)		—		—		(9,157)		—		(9,157)
其他收入，净额	1,911		1		19		67		1,998		—		1,998
归属于未合并实体的调整后EBITDA	2,036		—		(35)		—		2,001		—		2,001
归属于非控制性权益的调整后EBITDA	(2,836)		—		—		(34)		(2,870)		—		(2,870)

其他	150		106		120		(81)		295		—		295
已终止经营	—		—		—		—		—		3,578		3,578
经调整EBITDA	$	254,465	$	35,898	$	17,115	$	(19,444)	$	288,034	$	3,578	$	291,612

流动性、资本来源和资本资源活动

一般

我们的流动性和资本资源需求的主要来源是来自我们的运营的现金流、我们基于资产的循环信贷融资（“ABL融资”）下的借款、发行长期票据、普通和/或优先单位、金融机构的贷款、资产证券化或资产出售。我们预计我们的主要现金流出与资本支出、利息、偿还债务到期和分配有关。

我们认为，我们预期的运营现金流和ABL融资下的借贷能力将足以满足我们的流动性需求。我们的借款需求在一年中有所不同，部分原因是我们的液体物流部门内某些业务的季节性性质。我们最大的营运资金借贷需求通常发生在6月至12月期间，当时我们正在建立我们的天然气液体库存，以预期丁烷混合和丙烷供暖季节。在1月至3月期间，我们的营运资金借款需求通常会下降，此时我们的液体物流部门的现金流入最多。此外，我们的营运资金借贷需求随商品价格的变化而变化。大宗商品价格大幅上涨可能会推高我们的营运资金需求，并限制我们继续去杠杆化资产负债表的能力，并限制我们的财务灵活性。为了保护我们的流动性和杠杆，我们过去和将来可能会进行经济对冲，在我们建立库存时减轻这种风险。截至2025年9月30日，无未平仓对冲头寸。

现金管理

为了提供财务灵活性和降低借款成本、交易成本和银行费用，我们利用集中现金管理程序管理现金，该程序将运营子公司的现金资产集中在共管账户中。我们的集中现金管理方案规定，超出我们运营子公司日常需求的资金被集中、合并或以其他方式提供给我们合并后的集团内部使用。我们所有的全资运营子公司都参与了这一计划。在现金管理方案下，根据参与子公司是否有短期现金盈余或现金需求，我们向子公司提供现金或子公司向我们提供现金。

短期流动性

我们短期流动性的主要来源包括来自我们运营的现金流和ABL融资下的借款，我们认为这将为我们的业务运营、管理我们的营运资金需求和偿还当前到期的资金提供流动性。

ABL贷款下的承付款总额为4.75亿美元，取决于借款基础，其中包括2.00亿美元的信用证分限额。截至2025年9月30日，ABL贷款下的未偿贷款为7100万美元，未偿信用证为5360万美元，我们的借款基础为3.996亿美元。ABL融资计划最早于（a）2029年2月2日或（b）我们本金总额为5000万美元或更多的任何债务的最早到期日前91天到期，但某些例外情况除外。

有关ABL融资的更多信息，请参阅本季度报告中包含的我们未经审计的简明综合财务报表附注6。

截至2025年9月30日，我们的流动资产超过流动负债约1.476亿美元。

长期融资

我们预计将通过发行长期票据、普通单位和/或优先单位、金融机构贷款、资产证券化或资产出售来满足我们的长期融资需求。

高级有担保票据

2024年2月2日，我们完成了2029年2月15日到期的9.00亿美元8.125%优先有担保票据（“2029年优先有担保票据”）和2032年2月15日到期的13亿美元8.375%优先有担保票据（“2032年优先有担保票据”）的非公开发行。2029年优先有担保票据和2032年优先有担保票据的利息将于每年2月15日、5月15日、8月15日和11月15日支付。

定期贷款B

2024年2月2日，我们签订了一笔新的7年期7.00亿美元定期贷款B。定期贷款B将于2031年2月2日到期，并将按等额季度分期摊销，年度总额相当于原始本金金额的1.0%，余额将在到期时支付。截至2025年9月30日，未偿还金额为6.895亿美元。

有关我们的长期债务的更多信息，请参阅本季度报告中包含的我们未经审计的简明综合财务报表附注6。

资本支出、收购和其他投资

下表汇总了所示期间的扩建、维护和其他非现金资本支出（其中不包括罐底和衬里的增加，并已按权责发生制编制）、收购和其他投资。


	资本支出						其他
	扩张		维修保养		其他（1）		投资（2）
	（单位：千）
截至9月30日的三个月，
2025	$	39,570	$	11,523	$	—	$	—
2024	$	77,643	$	16,572	$	—	$	106

截至9月30日的六个月，
2025	$	49,523	$	22,622	$	—	$	—
2024	$	132,320	$	39,376	$	50	$	106

（1）截至2024年9月30日止六个月的金额与上一期间归类为收购资产的交易有关。

（2）截至2024年9月30日止三个月和六个月的金额与对未合并实体的缴款有关。截至二零二五年九月三十日止三个月及六个月期间并无其他投资。

截至二零二五年九月三十日或二零二四年九月三十日止三个月或六个月期间并无任何收购事项。

截至2026年3月31日的财年资本支出预计约为2.05亿美元。

宣布的分配

于2025年9月18日，我的GP董事会宣布向B类固定浮动利率累积可赎回永久优先股（“B类优先股”）、C类固定浮动利率累积可赎回永久优先股（“C类优先股”）和9.00% D类优先股（“D类优先股”）的持有人进行截至2025年9月30日的季度现金分配。于2025年10月15日向2025年10月1日收盘时登记在册的持有人进行了总计2610万美元的分配。

我们GP的董事会预计将在适当时候评估恢复普通单位分配，同时考虑到一些重要因素，包括我们的杠杆、流动性、现金流的可持续性、即将到期的债务、资本支出和我们业务的整体表现。

有关支付分配的更多信息，请参阅本季度报告中包含的我们未经审计的简明综合财务报表附注8。

合同义务

我们的合同义务主要包括购买承诺、未偿债务本金和利息义务、租赁义务、资产报废义务和其他承诺。

有关合同义务的讨论，请参阅本季度报告中包含的我们未经审计的简明综合财务报表的附注6、附注7和附注13。

现金来源（用途）

下表汇总了与持续经营相关的所示期间的现金和现金等价物来源（用途）（有关表中引用的脚注，请参阅本季度报告中包含的我们未经审计的简明综合财务报表的脚注）：


	现金流	截至9月30日的六个月，
	类别	2025		2024
		（单位：千）
现金及现金等价物来源：
经营活动提供的现金净额-持续经营	运营中	$	58,160	$	—
剥离业务和投资的收益，净额（见附注15）	投资	88,639		68,500
出售资产所得款项（见附注15）	投资	72,529		18,556
衍生品净结算（见附注9）	投资	3,847		4,516
ABL融资项下借款所得款项净额（见附注6）	融资	—		274,000
其他长期债务的借款收益（见附注6）	融资	—		6,360

现金及现金等价物用途：
经营活动使用的现金净额-持续经营	运营中	—		(35,215)
D类优先单位回购（见附注8）	融资	(100,010)		—
对优先单位持有人的分配（见附注8）	融资	(57,689)		(245,604)
资本支出（见附注10）	投资	(53,066)		(149,545)
ABL融资项下借款支付净额（见附注6）	融资	(38,000)		—

共同单位回购和注销（见附注8）	融资	(29,068)		(2,126)
优先担保票据的偿还和回购（见附注6）	融资	(17,274)		—
定期贷款B的付款（见附注6）	融资	(3,500)		(3,500)


其他来源/（用途）–净额	投融资	(4,760)		(2,459)
现金及现金等价物净减少额-持续经营		$	(80,192)	$	(66,517)

经营活动-持续经营。截至2025年9月30日止六个月的经营活动提供的现金净额增加，主要是由于较高的经营收益以及营运资金波动，特别是应收账款和应付账款，原因是原油量减少和原油价格下降，由于批发丙烷处置和建设项目的发票和付款时间，天然气液体的采购和销售减少，以及由于预期丁烷混合和供暖季节而建立我们的天然气液体库存，导致库存波动。此外，在2024年6月13日，我们向LCT Capital，LLC（“LCT”）支付了与对我们的法律判决相关的6330万美元，其中2720万美元为利息和10万美元判给LCT的费用。

环境立法

有关拟议的环境立法和法规的讨论，请参阅我们的年度报告，这些立法和法规如果颁布，可能会导致合规和运营成本增加。然而，目前我们无法预测未来任何立法或法规的结构或结果，也无法预测我们在合规方面可能产生的最终成本。

最近的会计公告

有关适用于我们的近期会计公告的讨论，请参阅本季度报告中包含的我们未经审计的简明综合财务报表附注2。

关键会计估计

按照公认会计原则编制财务报表和相关披露要求对我们运营的相关事实和情况选择和应用适当的会计原则，并使用管理层做出的估计。我们在应用我们的会计政策时确定了某些更关键的判断领域，这些领域对描述我们的综合财务状况和经营业绩最为重要。这些会计政策的应用，这需要对估计和预计结果作出主观或复杂的判断

未来事件，以及这些会计政策的变化，可能会对我们的合并财务报表产生重大影响。我司年报此前披露的关键会计估计未发生重大变化。

项目3。关于市场风险的定量和定性披露

利率风险

长期负债

我们长期债务的一部分是浮动利率债务。利率变动会影响我们浮动利率债务的利息支付，但一般不会影响负债的公允价值。相反，利率变化会影响我们的固定利率债务的公允价值，但不会影响其现金流。

ABL融资是一种浮动利率债务，其利率通常与有担保隔夜融资利率（“SOFR”）或替代基准利率加上适用的保证金挂钩。截至2025年9月30日，ABL贷款下未偿还7100万美元，加权平均利率为8.12%。根据截至2025年9月30日的未偿还借款，利率变动0.125%将导致我们的年度利息支出增加或减少0.1百万美元。

定期贷款B是浮动利率债务，其利率通常与SOFR或备用基准利率加上适用的保证金挂钩。截至2025年9月30日，定期贷款B项下有6.895亿美元未偿还，利率为4.16%，外加3.50%的保证金。根据截至2025年9月30日的未偿还借款，利率变动0.125%将导致我们的年度利息支出增加或减少0.9百万美元。

利率互换

在2024年3月和4月，我们进行了两次2亿美元的利率掉期交易，以减少与我们的浮动利率、基于SOFR-的借款（包括定期贷款B的借款）相关的现金流出的可变性。基础利率掉期价值增加10%将导致我们的利率掉期公允价值在2025年9月30日发生30万美元的净变化。

优选单位分布

B类优先股目前的分配率为3个月CME期限SOFR利率加上期限利差调整0.26 161%加上利差7.213%（有关进一步讨论，请参阅本季度报告所载未经审核简明综合财务报表附注8）。利率变动0.125%将导致我们的季度B类优先单位分配增加或减少10万美元，基于2025年9月30日未偿还的B类优先单位。

目前C类优先股的分配率为3个月CME期限SOFR利率加上7.384%的利差（有关进一步讨论，请参阅我们在本季度报告中包含的未经审核简明综合财务报表附注8）。利率变动0.125%将导致我们的季度C类优先股分配增加或减少不到10万美元，基于2025年9月30日未偿还的C类优先股。

目前D类优先股的分配率为3个月CME期限SOFR利率加上7.00%的利差（进一步讨论见本季度报告所载我们未经审核简明综合财务报表附注8）。利率变动0.125%将导致我们的季度D类优先单位分配增加或减少0.2百万美元，基于2025年9月30日未偿还的D类优先单位。

商品价格风险

我们的经营存在一定的经营风险，包括商品价格风险。商品价格风险是指原油或天然气液体的市场价值因应不断变化的市场条件而发生有利或不利变化的风险。管理商品价格风险的程序和限制，在我国市场风险政策中有明确规定。每日监测未平仓商品头寸和市场价格变动情况，并向高级管理层和营销运营人员报告。

原油和天然气液体行业是“基于利润率”和“成本加成”的业务，在这些业务中，我们实现的利润率取决于销售价格与我们的供应成本之间的差异。我们无法控制市场状况。因此，我们的盈利能力可能会受到原油和天然气液体价格突然大幅变化的影响。

我们从事各种类型的远期合约和金融衍生品交易，以减少价格波动对我们产品成本的影响，保护我们库存头寸的价值，并帮助确保产品在供不应求时期的可用性。当我们有来自商业、零售和工业客户的匹配采购承诺时，我们试图通过采购数量来平衡我们的合同组合。我们可能会不时出现净持仓不平衡的情况。除了我们保持平衡头寸的持续政策外，出于会计目的，我们还被要求持续跟踪和报告我们的衍生品投资组合的市场价值。

尽管我们使用金融衍生工具来降低与预测交易相关的市场价格风险，但我们并未将金融衍生交易作为套期保值进行会计处理。我们的实物合同的所有公允价值变动，如果不符合正常采购和正常销售和结算的条件（无论是现金交易还是非现金盯市调整），则在我们未经审计的简明综合经营报表中的收入（销售合同）或销售成本（采购合同）中报告，无论合同是实物结算还是财务结算，以及在我们未经审计的简明综合现金流量表中的经营活动现金流量中报告。

下表总结了标的商品价值上涨10%对我们的商品衍生品2025年9月30日公允价值的假设影响。


	增加（减少）至公允价值
	（单位：千）
原油（水解决方案部分）	$	(54)
原油（原油物流板块）	$	(3,323)

丁烷（液体物流板块）	$	(4,081)
其他（液体物流分部）	$	(43)

大宗商品价格的变化也可能影响我们能够运输、处置、储存和营销的数量，这也会影响我们的现金流。

信用风险

我们的运营还面临信用风险，这是供应商、客户或金融交易对手因不履行合同而造成损失的风险。管理信用风险的程序和限额在我们的信用政策中有具体规定。信用风险每日监测，我们认为我们通过以下方式最大限度地减少风险敞口：

•要求某些客户为我们的产品和服务预付或支付定金；

•要求某些客户邮寄信用证或其他形式的保证书；

•相对于先前批准的信用额度监控个别客户应收款项；

•要求某些客户按比例提货其签约量，而不是允许他们自行决定提货；

•订立允许抵消某些交易的对手方应收和应付余额的净额结算主协议；

•定期审查应收账款账龄，以确定可能出现的问题或趋势；和

•要求营销人员做好客户应收款头寸管理，暂停向未及时支付未结清发票的客户销售。

截至2025年9月30日，我们的主要交易对手是零售商、转售商、能源营销人员、生产商、精炼商和经销商。

公允价值

我们利用公开可得价格确定交易所交易衍生金融工具的公允价值，对于非交易所交易衍生金融工具，我们利用类似工具的定价模型，包括公开可得价格和从第三方收集的数据汇编中生成的远期曲线。

项目4。控制和程序

我们维持经修订的1934年《证券交易法》（“交易法”）规则13（a）-15（e）和15（d）-15（e）中定义的披露控制和程序，旨在确保我们根据《交易法》提交的文件和呈件中要求披露的信息在证券交易委员会规则和表格规定的期限内记录、处理、汇总和报告，并确保这些信息被积累并传达给我们的管理层，包括我们GP的首席执行官和首席财务官（视情况而定），以便及时就所需披露做出决定。

我们在包括我们GP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，于2025年9月30日完成了对我们的披露控制和程序的设计和运作的有效性的评估。基于此评估，我们GP的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2025年9月30日，此类披露控制和程序是有效的。

在截至2025年9月30日的三个月内，我们对财务报告的内部控制（定义见《交易法》第13（a）-15（f）条）没有发生任何对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。

第二部分-其他信息

项目1。法律程序

我们不时涉及在日常业务过程中产生的各种法律诉讼和索赔。有关法律诉讼的信息，请参见标题“法律或有事项”载于本季度报告所载未经审核简明综合财务报表附注7，该报告以引用方式并入本项目1。

项目1a。风险因素

我们在截至2025年3月31日的财政年度的10-K表格年度报告中，先前在第一部分第1A项–“风险因素”中披露的风险因素没有重大变化。

项目2。未登记出售股本证券及所得款项用途

2024年6月5日，我们GP的董事会批准了一项共同单位回购计划，根据该计划，我们可以不时在公开市场回购最多5000万美元的未偿还共同单位，包括根据《交易法》第10b5-1条规则管理的回购计划，或在其他私下协商的交易中。这个程序没有固定的截止日期。共同单位回购计划授权不要求我们回购任何美元金额或数量的共同单位。

下表汇总了截至2025年9月30日止三个月我们的普通单位回购情况：


				总数
				共同单位	近似美元价值
	总数	平均价格		作为部分购买	共同单位
	共同单位	已支付的每		公开宣布的	可能尚未购买的
期	已购买	共同单位		程序	根据该计划
2025年7月1日-31日	2,291,505	$	4.3240	2,291,505	$	29,851,628
2025年8月1日-31日	1,617,800	$	5.0552	1,617,800	$	21,673,393
2025年9月1日至30日	507,120	$	5.6340	507,120	$	18,806,134
合计	4,416,425			4,416,425

项目3。优先证券违约

不适用。

项目4。矿山安全披露

不适用。

项目5。其他信息

截至2025年9月30日止三个月期间，合伙企业没有董事或高级管理人员通过或终止 a“规则10b5-1交易安排”或“非规则10b5-1交易安排”，每个术语在S-K条例第408（a）项中定义。

项目6。附件


附件编号						说明
10.1*						日期为2025年9月18日的定期贷款信贷协议第二修正案，由作为行政代理人、抵押品代理人和贷款人的NGL Energy Operating LLC、NGL Energy Partners LP、Toronto Dominion（Texas）LLC以及作为该协议当事方的某些金融机构之间签署
31.1*						根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席执行官进行认证
31.2*						根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席财务官进行认证
32.1*						根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的18 U.S.C.第1350条对首席执行官的认证
32.2*						根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的18 U.S.C.第1350条对首席财务官进行认证
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架构文档
101.CAL**						内联XBRL计算linkbase文档
101.DEF**						内联XBRL定义linkbase文档
101.LAB**						内联XBRL标签Linkbase文档
101.PRE**						内联XBRL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）

*与此报告一起归档的展品。

**以下文件采用内联XBRL（可扩展业务报告语言）格式：（i）截至2025年9月30日和2025年3月31日的未经审核简明综合资产负债表，（ii）截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和六个月的未经审核简明综合经营报表，（iii）截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和六个月的未经审核简明综合全面收益表，（iv）截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和六个月的未经审核简明综合权益变动表，（v）截至2025年9月30日及2024年9月30日止六个月的未经审核简明综合现金流量表，及（vi）未经审核简明综合财务报表附注。

签名

根据1934年《证券交易法》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获得正式授权。


	NGL Energy Partners LP

	签名：	NGL Energy Holdings LLC，其普通合伙人

日期：2025年11月4日		签名：	/s/H. Michael Krimbill
			H. Michael Krimbill
			首席执行官

日期：2025年11月4日		签名：	/s/布拉德利·P·库珀
			布拉德利·P·库珀
			首席财务官