---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

组织机构

此处呈列的合并财务报表包含能源转换 LP及其子公司（“合伙企业”、“我们”、“我们”、“我们的”或“能源转换”）的业绩。

列报依据

本10-Q表格中包含的未经审计的财务信息与合伙企业于2026年2月19日向SEC提交的截至2025年12月31日止年度的10-K表格年度报告中包含的经审计的合并财务报表的编制基础相同。合伙企业管理层认为，这些财务信息反映了根据公认会计原则公平列报这些中期财务状况和经营业绩所需的所有调整。所有公司间项目和交易已在合并中消除。根据SEC的规则和规定，通常包含在根据GAAP编制的年度合并财务报表中的某些信息和披露已被省略。

该合伙企业拥有太阳石油 LP的控股权。截至2026年3月31日，我们在太阳石油 LP中的权益包括 100 %的普通合伙人和激励分配权，以及和 28.5 百万个普通单位。此外，该合伙企业还控制着SunocoCorp Management LLC，后者控制着SunocoCorp。SunoCoCorp唯一产生现金的资产是太阳石油 LP的D类单位。

该合伙企业拥有USAC的控股权。截至2026年3月31日，我们在USAC的权益包括100%的普通合伙人权益和 46.1 百万个普通单位的USAC。

我们拥有不可分割权益的某些管道和终端的运营按比例在随附的综合财务报表中合并。

某些前期金额已重新分类，以符合本期的列报方式。这些重新分类对净收入或总股本没有影响。

估计数的使用

未经审计的合并财务报表是按照公认会计原则编制的，其中要求使用管理层作出的估计和假设，这些估计和假设会影响合并财务报表日期存在的资产、负债、收入、费用的报告金额以及或有资产和负债的应计和披露。尽管这些估计是基于管理层对当前和预期未来事件的现有知识，但实际结果可能与这些估计不同。

最近的会计公告

2024年11月，财务会计准则委员会发布了会计准则更新（“ASU”）2024-03，损益表–报告综合收益–费用分类披露（子主题220-40）.ASU2024-03要求在合并财务报表附注中披露有关某些成本和费用的特定信息。ASU2024-03在2026年12月15日之后开始的年度期间和2027年12月15日之后开始的年度期间内的中期有效，允许提前采用。ASU2024-03将在预期基础上应用，允许追溯应用。我们目前正在评估ASU2024-03对我们的合并财务报表和相关披露的影响（如果有的话）。

太阳石油 LP

TanQuid收购

2026年1月16日，太阳石油 LP完成了此前宣布的对TanQuid的收购，收购价格为欧元 206 百万（$ 239 万）并承担了公允价值为欧元的债务 298 百万（$ 346 百万）。TanQuid拥有并运营 15 德国的燃料终端和 一 波兰的燃料终端。该交易的资金来源是手头现金和太阳石油 LP信贷安排下的可用金额。

收购事项采用收购会计法入账，其中要求（其中包括）所承担的资产和负债按其在收购之日的估计公允价值在资产负债表上确认，并以

---

任何超出所收购净资产公允价值的购买价格记入商誉。确定所收购资产的公允价值需要管理层的判断和利用第三方估值专家（如适用），并涉及使用重大估计和假设。收购资产按照现金流折现、指引公司和再生产、置换方式相结合的方式进行估值。

截至本财务报表出具之日，太阳石油管理层和第三方估值专家继续评估某些假设，这可能导致公允价值在报告单位之间或在合并资产负债表的细列项目之间的分配发生变化，从而可能影响递延税项余额和/或商誉。下表汇总了收购价格在收购资产和承担的负债之间的初步分配情况。

			截至2026年1月16日
流动资产总额			$	65
固定资产、工厂及设备，净值			639
租赁使用权资产，净额			59
其他非流动资产，净额			1
总资产			764
流动负债合计			9
长期负债			346
非流动经营租赁负债			66
递延所得税			62
其他非流动负债			42
负债总额			525
总对价			239
获得的现金			45
总对价，扣除收购的现金			$	194

其他收购

2026年第一季度，太阳石油 LP完成了其他收购，总现金对价约为$ 50 万，加上营运资金。这些交易作为资产收购入账。

USAC

J-W电力公司收购

2026年1月12日，USAC完成了对J-W Energy Company（“J-W Energy”）及其子公司J-W Power Company（“J-W Power”）的收购，J-W Power Company是一家美国大型私营压缩服务提供商。USAC从Westerman，Ltd.购买J-W Energy的所有已发行在外流通股本（“J-W Power Acquisition”）。USAC完成了此次收购，总对价约为$ 912 百万，但须按惯例进行采购价格调整，包括（i）约$ 455 百万现金及（二）约 18.2 百万个新发行的USAC普通单位，这些单位在J-W收购日的公允价值约为$ 457 万，以惯例收盘后价格调整为准。J-W Power收购完成后，J-W Power和J-W Energy成为合伙企业的合并子公司。

此次J-W Power Acquisition为USAC的机队增加了约80万活跃马力和100万总马力，该机队横跨关键地区，包括东北部、Mid-Con、落基山脉、墨西哥湾沿岸、巴肯和二叠纪盆地。J-W Power还拥有并运营专门的制造设施，以支持其内部压缩要求和第三方客户的要求。

收购事项采用收购会计法入账，其中要求（其中包括）所收购的资产和承担的负债在资产负债表上按其截至收购日的估计公允价值确认，任何超过所收购净资产公允价值的购买价格均记入商誉。确定收购资产的公允价值需要管理层的判断和利用第三方估值专家（如适用），并涉及使用重大估计和假设。收购资产按照现金流折现、指引公司和再生产、置换方式相结合的方式进行估值。

---

下表汇总了收购价格在收购资产和承担的负债之间的初步分配情况。

			截至2026年1月12日
流动资产总额			$	136
固定资产、工厂及设备，净值			869
租赁使用权资产，净额			5
无形资产，净值(1)			6
其他非流动资产，净额			1
商誉(2)			117
总资产			1,134
流动负债合计			33
非流动经营租赁负债			3
其他非流动负债			186
负债总额			222
总对价			912
获得的现金			11
总对价，扣除收购的现金			$	901

(1) 无形资产，净值由$ 5.4 百万个剩余使用寿命约为 3 年。

(2) 记录的商誉主要与确认因收购日期公允价值调整而产生的递延税项负债有关，其余与预期的商业和运营协同效应有关，并可能根据最终购买价格分配而发生变化。由于这项交易而记录的商誉没有一项可用于税收抵扣。

现金及现金等价物包括所有库存现金、活期存款和原到期日为三个月或以下的投资。我们认为现金等价物包括短期的、高流动性的投资，这些投资可以很容易地转换为已知金额的现金，并且价值变动的风险很小。截至2026年3月31日或2025年12月31日，合伙企业的合并资产负债表不包括任何重大金额的受限现金。

我们将现金存款和临时现金投资存放于信用质量较高的金融机构。有时，我们的现金和现金等价物可能没有保险，或者存在超过联邦存款保险公司保险限额的存款账户中。

经营活动产生的现金流量中包含的经营资产和负债的净变动，扣除收购和资产剥离的影响，构成如下：

			三个月结束 3月31日，
			2026						2025
应收账款			$	( 4,360 )					$	( 1,111 )
应收关联公司账款			( 47 )						( 44 )
库存			578						332
其他流动资产			( 43 )						( 24 )
其他非流动资产，净额			95						( 23 )
应付账款			3,656						685
应付关联公司账款			( 23 )						( 19 )
应计及其他流动负债			289						131
其他非流动负债			13						( 57 )
衍生资产和负债，净额			58						8
经营资产和负债净变动，扣除收购影响			$	216					$	( 122 )

---

非现金投融资活动情况如下：

			三个月结束 3月31日，
			2026						2025
应计资本支出			$	1,162					$	795
取得的租赁资产换取新的租赁负债			109						29
分配再投资			12						10
就收购发行的太阳石油 LP普通单位（非控股权益）			—						5
就收购发行的USAC普通单位（非控制性权益）			457						—

库存包括以下内容：

			3月31日， 2026						12月31日， 2025
天然气、NGLs和精炼产品			$	3,067					$	3,506
原油			542						286
备件及其他			1,036						978
总库存			$	4,645					$	4,770

存货主要包括储存的天然气、NGLs和精炼产品、原油和备件，除下文所述外，所有存货均采用加权平均成本法按成本或可变现净值孰低估值。

太阳石油 LP的燃料库存采用后进先出法以成本或市场中的较低者列示。截至2026年3月31日和2025年12月31日，太阳石油 LP的燃料库存余额包括成本或市场储备中较低者$ 1 百万美元 472 分别为百万。截至2026年3月31日和2025年3月31日的三个月，伙伴关系的产品销售成本包括有利的后进先出库存估值调整$ 444 百万美元 61 万，分别增加了净收入。

在截至2026年3月31日的三个月内，太阳石油 LP减少了其总体燃料库存，导致了后进先出的清算。根据假设的如果已更换已清算库存对销售成本的影响，后进先出清算的影响是增加$ 102 百万到预-税收收入，或$ 0.03 每普通单位（不包括任何所得税影响或任何假定的分配变化）。中期后进先出计算是基于管理层对预期年终库存水平和成本的估计；因此，这些中期估计可能会在今年剩余时间内发生变化，从而影响最终年终库存水平或估值。

太阳石油 LP在加勒比地区的某些燃料库存采用先进先出法以成本或市场中的较低者列报，在这种方法下，销售燃料的成本包括较早的购置成本，包括运输和储存成本。这些先进先出法库存总计 $ 165 百万和$ 88 百万截至分别为2026年3月31日和2025年12月31日。

现金及现金等价物、应收账款和应付账款的账面价值与其公允价值相近。

商品衍生工具，不包括那些指定为正常采购或正常销售的衍生工具，在我们的综合资产负债表上确认为按公允价值计量的资产或负债。公允价值根据公允价值等级使用可观察输入值的最高水平确定。

交易所交易合约，例如期货、掉期和期权，使用包括纽约商品交易所、洲际交易所或类似平台在内的交易所的市场报价进行估值。这些被归类为1级。

与活跃交易工具具有可比性的场外（OTC）掉期、期权和实物远期合约使用第三方经纪商报价、定价服务或相关交易所数据进行估值。这一类别还包括使用基于可观察市场输入的期权定价模型进行估值的场外期权。这些仪器被归类为第2级。

---

流动性较差的工具，包括非标准期限的场外掉期和期权，以及长期合约，使用基于历史行业实践的内部开发模型进行估值。这些模型包含了远期价格曲线、波动率假设、时间价值和其他相关经济因素。这些被归类为第3级。

下表汇总了截至2026年3月31日和2025年12月31日根据用于得出其公允价值的输入值以经常性基础以公允价值计量和记录的我们的金融资产和负债的公允价值总额：

									公允价值计量 2026年3月31日
			公允价值合计						1级						2级
资产：
商品衍生品合计			$	920					$	858					$	62
其他非流动资产			210						210						—
总资产			$	1,130					$	1,068					$	62
负债：
商品衍生品合计			$	( 1,332 )					$	( 1,257 )					$	( 75 )
负债总额			$	( 1,332 )					$	( 1,257 )					$	( 75 )

									公允价值计量 2025年12月31日
			公允价值合计						1级						2级
资产：
商品衍生品合计			$	618					$	531					$	87
其他非流动资产			209						209						—
总资产			$	827					$	740					$	87
负债：
商品衍生品合计			$	( 454 )					$	( 404 )					$	( 50 )
负债总额			$	( 454 )					$	( 404 )					$	( 50 )

截至2026年3月31日，我们合并债务的估计公允价值和账面金额合计为$ 68.94 十亿美元 69.34 分别为十亿。截至2025年12月31日，我们合并债务的公允价值和账面金额合计为$ 68.55 十亿美元 68.33 分别为十亿。我们的综合债务义务的公允价值是基于各自债务义务对类似负债的可观察输入值的第2级估值。

---

计算每普通单位基本和摊薄收益时使用的收入或损失与加权平均单位的对账如下：

									三个月结束 3月31日，
															2026						2025
净收入															$	1,976					$	1,720
减：归属于非控股权益的净利润															715						384
减：归属于可赎回非控股权益的净利润															7						13
净收入，扣除非控制性权益															1,254						1,323
减：普通合伙人在净收入中的权益															1						1
减：优先股持有人在净收益中的权益															59						67
普通单位持有人对净收益的兴趣															$	1,194					$	1,255
每个共同单位的基本收入：
加权平均普通单位															3,440.6						3,431.4
每普通单位基本收入															$	0.35					$	0.37
每普通单位摊薄收益：
普通单位持有人对净收益的兴趣															$	1,194					$	1,255
子公司股权报酬的摊薄效应(1)															—						—
归属于普通单位持有人的摊薄收益															$	1,194					$	1,255
加权平均普通单位															3,440.6						3,431.4
未归属受限制单位奖励的摊薄效应(1)															16.8						21.5
加权平均普通单位，假设未归属限制性单位奖励的稀释效应															3,457.4						3,452.9
每普通单位摊薄收益															$	0.35					$	0.36

(1) 稀释效应被排除在本应具有反稀释作用的期间的计算之外。

最近的交易

能源转换票据发行与兑付

2026年1月，伙伴关系发行了$ 1.00 十亿本金总额 4.55 2031年到期优先票据的百分比，$ 1.00 十亿本金总额 5.35 % 2036年到期的优先票据和$ 1.00 十亿本金总额 6.30 %于2056年到期的优先票据。该合伙企业将所得款项净额用于为现有债务再融资，包括偿还商业票据和五年期信贷安排下的借款。

2026年1月，合伙企业赎回了其$ 1.00 十亿本金总额 4.75 使用手头现金和商业票据借款于2026年1月到期的%优先票据。

2026年2月，合伙企业赎回了其$ 600 百万本金总额 5.625 使用手头现金和商业票据借款于2027年5月到期的%优先票据。

太阳石油 LP优先票据发行和赎回

2026年3月，太阳石油 LP发行了$ 600 百万本金总额 5.375 % 2031年到期的优先票据和$ 600 百万本金总额 5.625 %于2034年到期的优先票据。这些票据将分别于2031年7月15日和2034年7月15日到期，利息将于每年1月15日和7月15日每半年支付一次，自2026年7月15日开始。太阳石油 LP使用此次非公开发行的部分净收益全额赎回了其$ 500 百万本金总额 6.000 % 2026年到期的优先票据及其$ 600 百万本金总额 6.000 %于2027年到期的优先票据。

2026年3月，太阳石油 LP赎回了Parkland剩余的优先票据。

---

信贷便利和商业票据

五年期信贷便利

合伙企业的循环信贷便利（“五年期信贷便利”）允许无担保借款，最高可达$ 5.00 到2027年4月11日为10亿美元，最高可达$ 4.84 2029年4月11日前为10亿。五年期信贷安排包含一个手风琴功能，根据该功能，总承诺可能会增加到$ 7.00 一定条件下的十亿。

截至2026年3月31日，五年期信贷融资有$ 1.49 亿未偿还借款，全部为商业票据。可用于未来借款的金额为$ 3.45 亿，在计入金额为$ 61 百万。截至2026年3月31日的未偿还总额加权平均利率为 3.95 %.

太阳石油 LP信贷便利

截至2026年3月31日，将于2030年6月到期的太阳石油 LP的信贷额度为$ 125 百万未偿还借款和$ 151 百万备用信用证。截至2026年3月31日，太阳石油 LP的循环信贷额度未使用的可用资金为$ 2.22 十亿。截至2026年3月31日的未偿还总额加权平均利率为 5.52 %.

太阳石油 LP应收账款融资协议

在太阳石油 LP收购NuStar交易结束时，NuStar应收账款融资协议项下的承诺在暂停期间减少为零，该期间的期末尚未确定。截至2026年3月31日，这一设施 无 未偿还借款。

USAC信贷便利

截至2026年3月31日，将于2030年8月到期的USAC信贷额度为$ 1.25 亿未偿还借款和$ 2 百万未偿信用证。截至2026年3月31日，USAC的信贷额度为$ 498 百万剩余未使用的可用性。截至2026年3月31日的未偿还总额加权平均利率为 5.66 %.

遵守我们的盟约

截至2026年3月31日，我们和我们的子公司遵守了与我们的债务协议相关的所有要求、测试、限制和契约。截至2026年3月31日的季度，根据与其五年期信贷安排相关的契约计算，合伙企业的杠杆率为 3.16 x.

合伙企业子公司中的某些可赎回非控制性权益在合并资产负债表中反映为夹层权益。

可赎回的非控制性权益包括以下内容：

			3月31日， 2026						12月31日， 2025
Crestwood Niobrara LLC优选单位			$	225					$	225
其他(1)			27						25
可赎回非控制性权益合计			$	252					$	250

(1)      涉及合伙企业合并子公司之一的非控制性权益持有人有权将其权益出售给合伙企业。

---

能源转换常用单元

截至二零二二年三月三十一日止三个月之普通单位之能源转换变动情况如下：

			单位数
2025年12月31日普通单位数目			3,440.0
根据分配再投资计划发行的普通单位			0.7
根据股权激励计划和其他			0.4
截至二零二六年三月三十一日之普通单位数目			3,441.1

能源转换回购计划

在截至2026年3月31日的三个月内，能源转换没有根据其当前的回购计划回购任何普通单位。截至2026年3月31日，$ 880 根据当前计划，仍有百万可供回购。

能源转换配电再投资计划

截至2026年3月31日止三个月，派发$ 12 百万根据分配再投资计划进行了再投资。截至2026年3月31日，共 35.7 根据与配电再投资计划相关的当前有效注册声明，仍有百万个能源转换普通单位可供发行。

关于能源转换普通单位的现金分配

于2025年12月31日之后就能源转换普通单位申报和/或支付的分配如下：

季度末

记录日期

付款日期

率

2025年12月31日

2026年2月6日

2026年2月19日

$

0.3350

2026年3月31日

2026年5月8日

2026年5月20日

0.3375

能源转换优选单位

截至2026年3月31日和2025年12月31日，能源转换未结清的优选单位包括 550,000 B系列优先股， 1,484,780 G系列优选单位， 900,000 H系列优先股和 41,464,179 系列I优选单位。

下表汇总了能源转换优选单位的变动情况：

			优先单位持有人
			B系列												G系列						H系列						系列I						合计
余额，2025年12月31日			$	556											$	1,488					$	893					$	419					$	3,356
分配给合作伙伴			( 18 )												—						—						( 9 )						( 27 )
净收入			9												26						15						9						59
余额，2026年3月31日			$	547											$	1,514					$	908					$	419					$	3,388

			优先单位持有人
			B系列						F系列(1)						G系列						H系列						系列I						合计
余额，2024年12月31日			$	556					$	496					$	1,488					$	893					$	419					$	3,852
分配给合作伙伴			( 18 )						—						—						—						( 9 )						( 27 )
净收入			9						8						26						15						9						67
余额，2025年3月31日			$	547					$	504					$	1,514					$	908					$	419					$	3,892

(1) 该合伙企业的F系列固定利率重置累积可赎回永久优先单位已于2025年5月赎回。

---

关于能源转换优先单位的现金分配

就能源转换优先单位申报的分配情况如下：

期间结束						记录日期						付款日期						B系列(2)						G系列(2)						H系列(2)						系列I(1)
2025年12月31日						2026年2月1日						2026年2月15日						$	33.125					$	—					$	—					$	0.2111
2026年3月31日						2026年5月1日						2026年5月15日						—						35.630						32.500						0.2111

(1) 上述股权登记日和缴款日期适用于除系列I优先股外的所有能源转换优先股。截至2025年12月31日止期间，I系列优先单位的现金分配已于2026年2月17日支付给截至2026年2月4日营业结束时登记在册的单位持有人。截至2026年3月31日止期间，I系列优先单位的现金分配将于2026年5月15日支付给截至2026年5月4日营业结束时登记在册的单位持有人。

(2) B轮、G轮和H轮分配目前每半年支付一次。B系列优先股的分配将于2028年2月15日开始按季度支付。

非控制性权益

该合伙企业的合并财务报表包括在SunoCoCorp、太阳石油 LP和USAC的非控制性权益，以及其他非全资合并的合资企业。以下部分将描述我们的上市子公司SunoCoCorp、太阳石油 LP和USAC进行的现金分配，所有这些子公司都被要求在每个季度末之后分配所有手头现金（减去各自普通合伙人的董事会确定的适当储备）。

SunoCoCorp现金分配

SunoCoCorp在2025年12月31日之后申报和/或支付的关于SunoCoCorp普通单位的分配如下：

季度末

付款日期

率

2025年12月31日

2026年2月19日

$

0.9317

2026年3月31日

2026年5月20日

0.9899

太阳石油 LP现金分配

自2025年12月31日后由太阳石油 LP申报和/或支付的关于太阳石油 LP的普通单位和D类单位的分配情况如下：

季度末

付款日期

率

2025年12月31日

2026年2月19日

$

0.9317

2026年3月31日

2026年5月20日

0.9899

太阳石油 LP的A系列优先单位分配情况如下：

记录日期

付款日期

率

2026年3月2日

2026年3月18日

$

39.3800

USAC现金分配

对于自2025年12月31日之后由USAC申报和/或支付的USAC的普通单位的分配情况如下：

季度末

付款日期

率

2025年12月31日

2026年2月6日

$

0.525

2026年3月31日

2026年5月8日

0.525

---

累计其他综合收益

下表列出AOCI的组成部分，税后净额：

			3月31日， 2026						12月31日， 2025
可供出售证券			$	32					$	30
外币折算调整			( 24 )						( 12 )
与养老金和其他退休后福利相关的精算收益			54						54
对未合并附属公司的投资，净额			10						10
计入合作伙伴资本的AOCI总额，税后净额			$	72					$	82

FERC诉讼程序

Rover – FERC – Stoneman House

2016年底，FERC执法人员开始了一项非公开调查，涉及Rover购买并拆除一座可能具有历史意义的住宅（被称为Stoneman House），而Rover申请建造新的711英里州际天然气管道和相关设施的许可正在等待中。2021年3月18日，FERC发布了一项显示原因的命令和建议处罚通知（案卷编号IN19-4-000），责令罗孚解释为何不应支付$ 20 因涉嫌违反FERC规定，要求证书持有人在向FERC提交信息时直截了当，被处以百万民事处罚。罗孚于2021年6月21日提交了对该命令的答复和拒绝，并于2021年9月15日提交了一份补充答复。FERC于2022年1月20日发布命令，将此事交由一名行政法法官审理。听证会定于2023年3月6日开始；如下文所述，这一FERC程序已被搁置。

2022年2月1日，能源转换和Rover向美国德克萨斯州北区地方法院（“联邦地区法院”）提交了一份声明性救济申诉，寻求一项命令，宣布FERC必须在联邦地区法院（而不是在行政法法官面前）提起其执行行动。同样在2022年2月1日，能源转换和Rover向FERC行政法法官提出了一项暂停诉讼程序的加急请求，等待联邦地区法院案件的结果。2022年5月24日，联邦地区法院下令暂停FERC的执行案和联邦地区法院案，等待美国最高法院两个未决案件的解决。这些案件的辩论于2022年11月7日开庭审理。2023年4月14日，美国最高法院在这两起案件中对政府进行了起诉，认定联邦地区法院有权审理这些诉讼并解决各方的宪法挑战。这些案件被发回联邦地区法院进一步审理。

2023年9月13日，联邦地区法院下令暂停联邦地区法院案件，等待美国最高法院待决的另一案件的解决，并维持FERC执行案的暂停。2023年11月13日，FERC就联邦地区法院的命令向美国第五巡回上诉法院提出上诉。2023年12月11日，FERC提出撤回上诉的动议，第五巡回法院于2023年12月12日批准了该动议。FERC和联邦地区法院的诉讼程序被搁置，等待美国最高法院待决案件的解决。联邦地区法院定于2025年12月16日召开状态会议。各方于2025年12月10日和2026年1月20日提出继续举行状态会议的动议，将状态会议延长至2026年2月中旬。应司法部的要求，各方要求法院再次将状态会议延长至2026年3月，以便各方参与和解讨论。联邦地区法院随后第四次将状态会议延长至2026年4月10日。最近，联邦地区法院再次将状态会议延长至2026年5月26日，以便有更多时间进行和解讨论。尽管有上述规定，能源转换和罗孚公司拟对该项索赔进行有力的抗辩。

Rover – FERC – Tuscarawas

2017年年中，FERC执法人员开始对有关Tuscarawas River水平定向钻井（“HDD”）作业的钻井泥浆中可能包含柴油的指控进行非公开调查。罗孚和合伙企业正在配合调查。2019年，执法人员根据FERC条例第1b.19条向Rover提供了一份通知，该通知称，执法人员打算建议FERC对Rover和合伙企业采取执法行动。2021年12月16日，FERC发布了一项显示原因的命令和建议处罚通知（案卷编号IN17-4-000），命令Rover和能源转换出示不应被认定违反NGA第7（e）节、FERC条例第157.20节和Rover管道证书令的原因，并评估民事处罚$ 40 百万。

---

罗孚、能源转换于2022年3月21日对此指令进行了答复，执法人员于2022年4月20日进行了答复。罗孚和能源转换于2022年5月13日对此订单进行了补正。自那时以来，FERC没有对此案采取进一步行动。

负责Tuscarawas River场地HDD操作的主要承包商（以及其中一个分包商）已同意赔偿Rover和合伙企业因其进行此类HDD操作的行为而造成的任何和所有损失，包括来自政府机构的任何罚款和处罚。鉴于诉讼所处的阶段，合伙企业目前无法提供对潜在结果或潜在责任范围（如果有的话）的评估；然而，合伙企业认为上述赔偿将适用于执法人员提出的处罚，并打算针对标的索赔进行积极的抗辩。

其他FERC程序

根据2019年1月16日发布的一项命令，FERC根据NGA第5条启动了对Panhandle当时现有费率的审查，以确定Panhandle收取的费率是否公正合理，并将此事提交听证会。2019年8月30日，PanHandle根据NGA第4条提交了一般费率程序。NGA第5节和第4节程序于2019年10月1日根据首席法官的命令进行合并。行政法法官的初步决定于2021年3月26日发布，2022年12月16日，FERC发布了关于初步决定的命令。2023年1月17日，Panhandle和密歇根州公共服务委员会各自提出重新审理FERC关于最初决定的命令的请求，截至2023年2月17日，该请求被法律运作拒绝。2023年3月23日，Panhandle将这些命令上诉至华盛顿特区巡回法院，密歇根州公共服务委员会随后也对这些命令提出上诉。2023年4月25日，华盛顿特区巡回法院合并了Panhandle和密歇根州公共服务委员会的上诉，并暂停了合并上诉程序，同时FERC进一步审议了重新审理其2022年12月16日命令的请求。2023年9月25日，FERC发布了针对就重新审理和合规提出的论点的命令，该命令拒绝了我们的重新审理请求。Panhandle就2023年9月25日的命令向华盛顿特区巡回法院提交了复审申请。2023年10月25日，Panhandle提交了一份有限的请求，要求对9月25日的命令进行重新审理，该命令涉及就重新审理和遵守提出的论点，随后于2023年11月27日被法律实施驳回。2023年11月17日，Panhandle向托运人提供退款，2023年11月30日，Panhandle提交了一份关于综合费率程序的退款报告，遭到多方抗议。2024年1月5日，FERC发布了第二项命令，针对在重新审理中提出的论点，其中修改了2023年9月25日命令的某些讨论，并维持了其先前的结论。Panhandle已及时就2024年1月5日的命令向华盛顿特区巡回法院提交了复审申请。2024年5月28日，FERC发布命令，拒绝PanHandle的退款报告。2024年6月27日，Panhandle根据FERC 2024年5月28日拒绝Panhandle退款报告的命令和重新审理FERC 2024年5月28日拒绝Panhandle退款报告的命令的请求，提交了修订后的退款报告，并向托运人提供了修订后的退款，或者在托运人的修订后退款低于原退款金额的情况下，提供了即将发生的借方的通知。一方抗议PanHandle修改后的退款报告，PanHandle于2024年7月24日提交了对抗议的回应。根据2024年7月29日发布的通知，Panhandle的重新审理请求被视为被拒绝。在2024年9月9日发布的命令中，FERC解决了在重新审理中提出的论点，修改了2024年5月28日命令中的讨论，并继续达成相同的结果。2024年9月18日，Panhandle向华盛顿特区巡回法院请愿，要求对2024年9月9日、2024年7月29日和2024年5月28日的命令进行审查。2024年12月5日，FERC发布命令，拒绝PanHandle的2024年6月27日退款报告，命令更正退款报告，并指示发放额外退款。2025年1月3日，Panhandle提交了一份调整后的退款报告以及重新审理FERC 2024年12月5日命令的请求。FERC通过日期为2025年1月23日的信函命令批准了调整后的退款报告。2025年2月3日，FERC发布了一项拒绝以法律运作方式重审的通知，并提供了进一步考虑。2025年3月24日，Panhandle向华盛顿特区巡回法院请求审查2024年12月5日和2025年2月3日的命令。2025年4月4日，FERC发布了关于重新审理和澄清的命令。2025年5月16日，潘汉德尔向华盛顿特区巡回法院提出请求，要求对2025年4月4日的命令进行审查。2025年5月19日，哥伦比亚特区巡回法院合并了它面前的所有案件，并将合并案件搁置，等待哥伦比亚特区巡回法院的进一步命令。2025年8月12日，哥伦比亚特区巡回法院发布命令，将所有案件退回法院的主动案卷，并发布了简报时间表。Panhandle于2025年11月10日提交了初始简报，FERC于2026年2月9日提交了简报，干预者于2026年2月23日提交了简报，Panhandle于2026年3月16日提交了回复简报。

承诺

在正常经营过程中，能源转换依据长期合同采购、加工、销售天然气并订立长期运输、储存协议。这类合同包含业内惯常的条款。能源转换认为，这些协议的条款在商业上是合理的，不会对合伙企业的财务状况或经营业绩产生重大不利影响。

---

我们的合资协议要求我们按比例向未合并的关联公司提供出资份额。此类捐款将取决于未合并附属公司的资本要求，例如为资本项目提供资金或偿还长期债务。

我们有某些不可取消的通行权（“ROW”）承诺，这些承诺需要固定付款，并且在我们选择放弃时或在未来的不同日期到期。截至2026年3月31日和2025年3月31日的三个月期间，伙伴关系录得$ 15 百万美元 16 ROW费用分别为百万，在合并经营报表中计入营业费用。

诉讼和或有事项

我们可能会在正常业务过程中不时涉及因我们的经营而产生的诉讼和索赔。由于天然气和原油的易燃可燃性，在运输、储存或使用过程中存在发生人身伤害和/或财产损失的可能性。在日常经营过程中，我们有时会因产品责任、人身伤害和财产损失而在各种寻求实际和惩罚性损害赔偿的诉讼中受到威胁或被列为被告。我们与保险人保持责任保险的金额和保额和免赔额管理层认为是合理和审慎的，这是业内普遍接受的。然而，无法保证目前有效的保险保障水平将继续以合理的价格提供，或此类水平将保持足够的水平，以保护我们在未来免受与产品责任、人身伤害或财产损失相关的材料费用的影响。

我们或我们的子公司是与我们的业务相关的各种法律程序、仲裁和/或监管程序的当事方。对于这些事项中的每一项，我们都会评估案件的是非曲直、我们对该事项的风险敞口、可能的法律或解决策略、出现不利结果的可能性以及保险范围的可用性。如果我们确定某一特定事项的不利结果很可能发生并且可以估计，我们将计提或有义务，以及与该或有事项相关的任何预期保险可收回金额。随着新信息的出现，我们的估计可能会发生变化。这些变化的影响可能会对我们单一时期的经营业绩产生重大影响。

截至2026年3月31日和2025年12月31日，应计费用约为$ 268 百万美元 324 百万分别反映在我们的合并资产负债表中，与符合可能和合理估计标准的或有债务相关。此外，我们可能会在未来确认与（i）目前被认为合理可能但不太可能发生损失的或有事项和/或（ii）超出已为此类或有事项计提的金额的损失有关的额外或有损失。在其中一些情况下，我们无法估计可能的损失或超出应计金额的可能损失范围。对于可以合理估计额外或有损失的这类事项，额外损失的范围估计最高可达约$ 58 百万。

无法确定地预测这些事项的结果，也无法保证特定事项的结果不会导致支付未为该事项计提的金额。此外，我们可能会根据事实和情况的变化或预期结果的变化，在解决特定意外事件之前修改应计金额或我们对合理可能损失的估计。

以下各节包括对可能影响合伙企业财务状况、经营业绩和/或未来期间现金流量的某些事项的描述。以下各节还包括对先前已披露的某些事项的更新，即使这些事项预计不会对未来期间产生潜在的重大影响。除以下章节披露的事项外，合伙企业还涉及可能影响未来期间的多个其他事项，包括与合伙企业商业协议相关的其他诉讼和仲裁。就该等事项而言，同时符合可能及合理估计标准的或有事项已计入上述披露的应计项目，而上述披露的额外损失范围亦反映该等事项的任何相关金额。

达科他接入管道

2016年7月27日，Standing Rock Sioux Tribe（“SRST”）向美国哥伦比亚特区地方法院（“地区法院”）提起诉讼，质疑美国陆军工程兵团（“USACE”）颁发的许可，该许可允许Dakota Access在北达科他州的Oahe湖穿越密苏里河。该案随后被修改，对USACE发布的一项地役权提出质疑，该地役权允许管道穿越USACE拥有的毗邻密苏里河的土地。Dakota Access和夏延河苏族部落（“CRST”）进行了干预。Oglala Sioux部落（“OST”）和Yankton Sioux部落（“YST”）分别提起的诉讼随着这一行动得到巩固，一些个别部落成员进行了干预（统称为SRST和CRST，即“部落”）。2020年3月25日，特区法院将该案发回USACE，以编制环境影响报告书（“EIS”）。2020年7月6日，华盛顿特区地方法院撤销了地役权，并下令在2020年8月5日之前关闭达科他通道管道并清空石油。Dakota Access和USACE向华盛顿特区巡回法院提出上诉，该巡回法院批准了一项

---

行政中止地区法院7月6日的命令，并下令就是否完全中止7月6日的命令进行进一步简报。2020年8月5日，华盛顿特区巡回法院（1）批准暂停执行要求Dakota Access关闭管道并将其清空石油的华盛顿特区地方法院命令部分，（2）驳回在华盛顿特区巡回法院就是否需要USACE准备一份EIS的案情实质作出决定之前暂停执行3月25日命令的动议，以及（3）驳回暂停华盛顿特区地方法院在本次上诉程序期间撤销地役权的命令的动议。8月5日的命令还指出，华盛顿特区巡回法院希望USACE澄清其关于USACE是否打算允许管道继续运营的立场，尽管地役权有空缺，并且华盛顿特区法院可能会在必要时考虑额外的救济。

2020年8月10日，华盛顿特区法院命令USACE在2020年8月31日之前提交状态报告，阐明其在管道持续运营的决策过程中的立场。2020年8月31日，USACE提交了一份状态报告，表明其认为Oahe湖过境点存在没有地役权的管道构成了对联邦土地的侵占，并且仍在考虑是否对这一侵占行使执法酌处权。部落随后提交了一项动议，寻求一项禁令，以停止管道的运营，USACE和Dakota Access都提交了反对禁令动议的简报。截至2021年1月8日，禁制令动议已获全面简讯。

2021年1月26日，哥伦比亚特区巡回法院确认了哥伦比亚特区地方法院2020年3月25日要求出具EIS的命令及其2020年7月6日撤销地役权的命令。在同一份1月26日的命令中，华盛顿特区巡回法院还推翻了华盛顿特区地方法院2020年7月6日关于管道关闭并清空石油的命令。Dakota Access于2021年4月12日申请重新审理en banc，华盛顿特区巡回法院予以否认。2021年9月20日，Dakota Access向美国最高法院提交了一份请愿书，要求审理此案。反对意见由副检察长于2021年12月17日和部落（2021年12月16日）提出。Dakota Access于2022年1月4日提交了回复。2022年2月22日，美国最高法院拒绝审理此案。

华盛顿特区地方法院定于2021年2月10日举行状态会议，讨论华盛顿特区巡回法院2021年1月26日的命令对未决的禁令救济动议的影响，以及USACE对其将如何就其关于地役权的执行酌处权进行的预期。2021年5月3日，USACE通知华盛顿特区地方法院，它没有改变其反对部落禁令动议的立场。2021年5月21日，华盛顿特区法院驳回了原告的禁令请求。2021年6月22日，华盛顿特区法院终止了合并诉讼，并在不影响所有剩余的未决指控的情况下驳回了这些指控。

2023年9月8日，USACE发布了EIS草案。EIS草案点评时间定于2023年12月13日。2025年12月，USACE发布了一份最终的EIS，得出的结论是，USACE的首选替代方案是USACE根据附加地役权条件向DAPL重新签发其地役权。USACE尚未发布与DAPL的地役权有关的决定记录，但预计将在2026年发布。管道继续运行。能源转换无法确定未来的诉讼将何时或如何解决，也无法确定它们可能对巴肯管道产生的影响；但是，能源转换预计，在充分考虑法律和完整记录后，任何此类程序都将以允许管道继续运营的方式得到解决。

此外，此类或类似性质的诉讼和/或监管程序或行动可能导致当前或未来项目的建设或运营中断、这些项目的完成出现延迟和/或项目成本增加，所有这些都可能对我们的业务和经营业绩产生不利影响。

哥伦比亚特区联邦法院的立岩苏族部落

Dakota Access是华盛顿特区地方法院的诉讼主体。Standing Rock Sioux Tribe（“SRST”）起诉美国陆军工程兵团（“USACE”），称USACE据称未能阻止Dakota Access的运营违反了多项法律，包括《矿产租赁法》、《政府收购和精简法案》、《NEPA》、《清洁水法》、《国家历史保存法》、《行政程序法》以及1868年《拉勒米堡条约》。SRST请求永久禁令或执行令状，这将迫使USACE关闭Dakota Access，等待USACE的环境影响声明（“EIS”）完成，并决定是否根据《矿产租赁法》授予Dakota Access地役权。

2024年10月15日，SRST提交了上述提及的投诉。2024年10月17日向USACE发出传票。Dakota Access、北达科他州等多个州已介入诉讼，支持USACE。

2025年1月17日，USACE、Dakota Access和州干预者（包括北达科他州和其他13个州）各自提出动议，驳回新的SRST诉讼中的所有索赔。此外，在2025年1月17日，SRST提交了一项动议，要求对他们的某些索赔进行部分即决判决。罢免动议情况通报完毕。特区法院已就部分即决判决动议举行简报会，以待特区法院就驳回动议作出决定。2025年3月28日，特区法院批准驳回动议。在五月

---

2025年2月27日，SRST向华盛顿特区巡回法院提出上诉。华盛顿特区巡回法庭的简报目前正在进行中。Dakota Access打算对这一索赔进行有力的抗辩。

威廉姆斯反垄断诉讼

2024年6月28日，Louisiana Energy Gateway LLC、威廉姆斯公司和威廉姆斯 Fields Services Group，LLC（统称“能源转换”和Gulf Run Transmission，LLC（统称“威廉姆斯”）向路易斯安那州德索托教区第42司法地区法院（“地区法院”）提交损害赔偿请求书，指控能源转换和/或Gulf Run垄断、共谋垄断和/或企图垄断从路易斯安那州西北部Haynesville页岩向南输送天然气至路易斯安那州墨西哥湾沿岸天然气设施的相关产品和地理市场（“相关市场”），从事直接促成和激励大幅减少竞争的收购，从事不公平的竞争方法和不公平的贸易做法。

2024年9月16日，能源转换和Gulf Run将该案移送美国路易斯安那州西区地方法院（“联邦法院”）审理。2024年10月4日，威廉姆斯向联邦法院提出还押动议，寻求将案件发回地方法院。2024年10月21日，能源转换与Gulf Run根据后续情形变化，提交了同意还押。案件发回重审后，2024年11月18日，能源转换和Gulf Run提交了一份无故强制性例外，声称威廉姆斯未能说明诉讼因由。强制性例外于2025年2月10日进行聆讯，并予以否认。地区法院最初定于2026年9月14日审理此案，但表示将继续审理至2027年。

Mont Belvieu事件

2016年6月26日，位于德克萨斯州Mont Belvieu的Lone Star NGL Mont Belvieu LP（“Lone Star”，现称为能源转换 Mont Belvieu NGLS LP）设施附近的另一家运营商设施上的一口碳氢化合物储存井经历了过压，导致地下释放。地下释放导致孤星南码头发生火灾，并破坏了孤星在其南码头和北码头的储油井作业。这些设施于2016年秋季恢复正常运营，但Lone Star在北码头的一口储藏井尚未恢复服务。Lone Star已获得其提交给相邻运营商的大部分损失的付款。孤星继续量化并寻求未偿损失的补偿。

MTBE诉讼

ETC 太阳石油和能源转换 R & M（统称“太阳石油被告”）是指控甲基叔丁基醚（“MTBE”）污染地下水的诉讼的被告。原告、州级政府实体主张产品责任、滋扰、侵入、疏忽、违反环境法和/或欺骗性商业行为索赔。原告寻求追回补偿性损害赔偿，在某些情况下还寻求自然资源损害赔偿、禁令救济、惩罚性赔偿和律师费。

截至2026年3月31日，太阳石油的被告分别为 two 案件：1起由马里兰州发起，1起由宾夕法尼亚州联邦发起。提起的诉讼还将ETO、ETP Holdco Corporation和太阳石油 Partners Marketing & Terminals L.P.（现名为能源转换 Marketing & Terminals L.P.）列为被告。ETP Holdco Corporation和能源转换 Marketing & Terminals L.P.是能源转换的全资子公司。

有合理可能在其余情况下实现损失；但是，我们无法估计超过应计金额的可能损失或损失范围。就一个或多个MTBE案例作出的不利裁定可能会对发生任何此类不利裁定期间的经营业绩产生重大影响，但这种不利裁定可能不会对合伙企业的综合财务状况产生重大不利影响。

单位持有人关于管道建设的诉讼

各种据称是能源转换的单位持有人已作为名义被告对主要涉及宾夕法尼亚州和俄亥俄州管道建设事项的违反信托义务、不当得利、浪费公司资产、违反能源转换的合伙协议、侵权干扰、滥用控制权和严重管理不善的索赔，对能源转换董事会、LE GP，LLC和能源转换的历任和现任高级职员和成员提起派生诉讼。他们还寻求对能源转换的公司治理结构进行损害赔偿和变更。见Bettiol v. LE GP，Case No. 3：19-CV-02890-X（N.D. Tex.）；Davidson v. Kelcy L. Warren，cause No。DC-20-02322（德克萨斯州达拉斯县第44司法区）；Harris v. Kelcy L. Warren，Case No. 2：20-CV-00364-GAM（E.D. PA.）；Barry King v. LE GP，Case No. 3：20-CV-00719-X（N.D. Tex.）；Inter-Marketing Group USA，Inc. v. LE GP，et al.，Case No. 2022-0139-SG（Del。CH.）；Elliot诉LE GP LLC，Case No. 3：22-CV-01527-B（N.D. Tex.）；Chapa诉Kelcy L. Warren等人，Index No. 61 1307/2022（N.Y. Sup. CT.）；Elliott诉LE GP等人，Case No. 3：22-CV-01527-B（N.D. Tex.）；Chapa诉TERM0等人，Index No. 61 1307/2022（N.Y. Sup. CT.）；Elliott诉LE GP等人，Cause No。DC-22-14194（德克萨斯州达拉斯县）；和Charles King诉LE GP，LLC等人案由第DC-22-14159（德克萨斯州达拉斯县）。巴里王

---

向美国德克萨斯州北区地方法院提起的诉讼（案件编号3：20-CV-00719-X）已与Bettiol诉讼合并。2022年8月9日，美国德克萨斯州北区地方法院提起的Elliot诉讼（案件编号3：22-CV-01527-B）被自愿驳回。

2022年6月3日，另一名据称是能源转换单位持有人Mike Vega提起诉讼，据称是代表某一类人，针对能源转换以及Messrs. Warren、Long、McCrea和Whitehurst提起诉讼。见Vega诉能源转换 LP等人，第1号案件：22-CV-4614（S.D.N.Y.）。该诉讼主张对违反《交易法》第10（b）和20（a）条以及据此颁布的规则10b-5的索赔，主要涉及与建造Rover有关的声明。2022年8月10日，法院指定新墨西哥州投资委员会和新墨西哥州公共雇员退休协会（“新墨西哥基金”）为主要原告。新墨西哥州基金公司于2022年9月30日提交了一份修正后的诉状，将能源转换董事John W. McReynolds和Matthew S. Ramsey添加为额外被告。2022年11月7日，法院批准了被告的移交动议，并将这一诉讼移交给美国德克萨斯州北区地方法院。2023年1月27日，被告提出动议，驳回新墨西哥基金的修正申诉。

被告无法预测这些诉讼或在本文件提交之日之后可能提起的任何诉讼的结果，被告也无法预测解决这些诉讼所需的时间和费用。不过，被告认为这些主张毫无根据，打算大力抗辩。

克莱恩集体诉讼

2017年7月7日，Perry Cline在俄克拉荷马州东区（“东区法院”）对太阳石油（R & M），LLC（现名：能源转换 R & M）和能源转换 Marketing & Terminals L.P.（统称“ETMT”）提起集体诉讼，指控ETMT未能及时支付俄克拉荷马州油井的石油和天然气收益，以及未能为这些不及时的付款支付法定利息。2019年10月3日，东部地区法院认证了一个类别，以包括所有在2012年7月7日或之后从俄克拉荷马州油井收到不及时付款的人，以及尚未就不及时付款获得法定利息的人（“类别”）。被排除在类外的是那些有权获得符合“最低工资”、前期调整和通过付款的收益付款的人，以及政府机构和上市石油和天然气公司。

经过庭审，2020年8月17日，法官约翰·吉布尼（John Gibney）（来自弗吉尼亚州东区）发表意见，判给集体实际损害赔偿$ 75 万用于支付已确认和未确认的特许权使用费所有者的逾期付款利息和利息利息。这一数额后来修正为$ 81 万元计入自审判产生的应计利息（“命令”）。Gibney法官还判给惩罚性赔偿，金额为$ 75 百万。该学院还在寻求律师费。

2020年8月27日，ETMT向第10巡回上诉法院（“第10巡回上诉法院”）提交了上诉通知，并对整个命令提出上诉。对此事进行了全面通报，口头辩论时间定为2021年11月15日。然而，在2021年11月1日，第10巡回法院因管辖权问题驳回了上诉，命令具有终局性。EN BANC重新审理这一决定于2021年11月29日被驳回。2021年12月1日，ETMT向第10巡回法院提交了一份Mandamus令状请愿书，以纠正管辖权问题并确保最终判决。2022年2月2日，第10巡回法院驳回了Mandamus的令状请求，理由是ETMT还有其他途径可以获得足够的救济。2022年2月10日，ETMT提出动议，要求修改分配令计划，并向初审法院发布规则58判决，要求东区法院按照规则进入终审判决。ETMT还向初审法院提交了一项禁令，以禁止原告就任何非最终判决执行的所有努力。2022年3月31日，Gibney法官否决了修改分配计划的动议，重申他认为该命令构成最终判决。吉布尼法官部分批准了该禁令（将执行努力暂停60天），并部分否认了该禁令。该禁令已被解除。

尽管ETMT采取了该判决不是终局判决且不受执行的立场，但该集体进行了资产发现，并积极尝试通过扣押程序从ETMT的客户那里收集关于该判决的信息。ETMT试图将资金存入东区法院的登记处，但未成功。因此，为停止扣押程序，2022年12月2日，ETMT电汇约$ 161 万元给原告认可的计划管理人，该管理人当时以律师费和判决后利息代表了判决的全部金额。ETMT这样做并未放弃其继续进行未决上诉的能力或对判决的是非曲直提出上诉的权利。此后，原告驳回了扣押诉讼。

ETMT向第10巡回法院提出上诉，要求驳回修改为第10巡回法院的动议，试图就终局性做出决定。上诉获全面简报，并于2023年3月21日举行口头辩论。2023年8月3日，第10巡回法院作出有利于ETMT的裁决，认定东区法院的分配计划（这是最终判决的一部分）并未满足所有最终性要求。第10巡回法院认为，地区法院滥用酌处权，拒绝ETMT规则60（b）（6）的修改动议，并推翻并发回进一步诉讼程序。案件发回了初审法院所以

---

东区法院可以根据判决确定终局性要求。此外，ETMT寻求并收回存放在计划管理员处的资金；集体法律顾问没有反对这一动议。

在2023年9月28日的状态听证会上，集体律师表示将寻求额外利息，直至最终判决作出之日。The Eastern地区法院要求就额外利息问题进行简报，并于2023年10月17日举行听证会以进一步解决这一问题，并就是否应在判决总额中增加额外利息作出裁决。聆讯中，东区法院裁定额外利息应于 12 %法定费率自先前不当判决之日起至2023年10月17日止。然而，法官对计划管理员拥有ETMT资金的时间段（2022年11月2日至2023年10月10日之间）的运行利息进行了收费。根据这一裁决，该集体计算出大约$ 23 百万追加利息应追加终审判决。2023年10月19日，地区法院以更正分配计划进入新的终审判决。双方同意，这一新作出的判决解决了终局性问题，并将允许就案情向第10巡回法院提出上诉。加上额外利息，判给该班的总金额约为$ 104 百万的实际损失和$ 75 百万惩罚性赔偿。ETMT就整个判决向第10巡回法院提出上诉。口头辩论发生在2024年11月20日。2025年11月17日，第十巡回法院发表意见，推翻了惩罚性赔偿问题，并确认了地区法院的其余调查结果和裁决。具体而言，第十巡回法院确认了地区法院授予集体认证和拒绝审后集体取消认证的命令，以及确定集体实际损害赔偿的命令，包括判决前利息。然而，第十巡回法院腾出了$ 75 百万惩罚性赔偿裁决并发回地区法院修正与本意见一致的判决。

2026年2月23日，地区法院法官下达了经修订的第58条判决命令，从判决中删除了惩罚性赔偿。修正后的判决判给原告$ 104 百万的实际损失。判决后利息也将从先前的2023年10月19日判决之日起累计。双方还规定，集体律师的律师费共计$ 5 百万，如果上诉最终维持原判。

ETMT就2026年2月23日的终审判决向第十巡回法院提出上诉，寻求即决确认。第十巡回法院于2026年3月30日作出了即决确认。ETMT打算就这一决定向美国最高法院提出上诉。ETMT无法预测案件的结果，ETMT也无法预测解决上诉所需的时间和费用。

马萨诸塞州总检察长诉新英格兰天然气公司

2011年7月7日，马萨诸塞州总检察长（“MA AG”）就某些环境成本回收问题向马萨诸塞州公用事业部（“DPU”）提交了针对新英格兰天然气公司（“NEG”）的监管投诉。NEG是南方联合气业（“SUG”）的一个运营分部，NEG资产是在2012年3月与能源转换的合并交易中收购的。合并后，2013年，SUG将NEG资产出售给Liberty Utilities（“Liberty”，连同NEG和SUG，“被申请人”），并保留了某些潜在负债，包括与DPU的未决投诉有关的环境成本回收。具体地说，MA AG寻求向NEG的纳税人退款，金额约为$ 18 与SUG环境响应活动相关的百万法律费用。MA AG要求DPU对NEG的可回收环境成本的收集和调节展开调查，即：（1）Kasowitz，Benson，Torres & Friedman公司收取并自2005年以来通过回收机制的法律费用；（2）Bishop，London & Dodds公司收取并自2005年以来通过回收机制的法律费用；（3）MA AG主张的通过回收机制的法律费用仅符合较低（即50%）水平的回收条件。受访者认为，根据关税，这些成本可通过根据环境补救调整条款计划向NEG客户收取的费率来收回。在答辩人于2011年回答投诉并提出驳回动议后，聆讯主任推迟就驳回动议作出决定，并发出暂停发现以待发现纠纷解决，其后于2013年6月24日解除，令案件得以恢复。然而，MA AG在近七年的时间里未能采取任何进一步措施来起诉其索赔。该案在很大程度上一直处于休眠状态，直到2022年2月，听证官拒绝了驳回动议。在收到当事人的意见后，聆讯主任于2022年3月16日输入程序时间表（于2022年8月22日稍作修订）。当事人从事发现和预立案证言的准备工作。受访者于2022年7月11日提交了预先提交的证词。MA AG分别于2022年9月9日、9月12日和9月20日向受访者送达了三组发现请求，受访者对此及时做出了回应。2022年10月5日，MA AG要求DPU就受访者在其律师费发票中编辑的信息是否受到律师-委托人特权的保护作出裁决。同一天，MA AG还提出了一项动议，要求在就特权问题作出裁决之前暂停程序时间表。2022年10月6日，在甚至没有给受访者提供回应机会的情况下，DPU批准了MA AG的暂停程序时间表的请求。因此，之前的所有截止日期（包括MA AG的2022年10月7日，即提交直接预先提交的证词的截止日期）目前都被搁置。2023年10月18日，民进党就律政司的强制执行动议发出命令，裁定原于

---

一项强制MA AG于2013年提交的动议。2023年10月18日的命令指示NEG再次审查其修订，并在任何发票被完全修订或大量修订的情况下，在30天内提供更轻修订的版本。2023年10月18日的命令还表示，在NEG遵守命令中的指令后的某个时间，DPU将在这件事上设定新的程序时间表，截至2024年1月17日，受访者已完成了这些指令。2026年1月6日，听证官发布了一份备忘录，要求就此事的是非曲直进行实质性简报。该时间表要求MA AG在2026年3月24日之前提交其初步简报，受访者在2026年4月7日之前提交其初步简报，所有简报将在2026年4月29日之前结束。2026年3月20日，聆讯主任批准了一项经同意的动议，延长简报时间表，将2026年4月23日定为MA AG初步简报的截止日期，2026年5月22日定为答复者初步简报的截止日期，并在2026年7月13日前结束所有简报。

Twin Oaks管道诉讼

2025年3月27日，Daniel和Katherine La Hart向费城县普通上诉法院提交了针对SPLP、能源转换、能源转换 R & M的集体诉讼诉状，标题为Daniel La Hart和Katherine La Hart诉太阳石油 Pipeline L.P.、能源转换、能源转换 R & M；案件编号：250303655。该行动与宾夕法尼亚州巴克斯县Upper Makefield Township的14英寸双橡树至纽瓦克管道（“管道”）释放喷气燃料（“释放”）有关。与释放有关的七项个人诉讼也已在费城县普通上诉法院提起。这些案件中的原告主张过失、重大过失、过失本身、严格责任/异常危险/超危险活动、严格责任未警示、公害、私扰、侵扰、过失造成情绪困扰和医疗监测的诉讼因由。原告寻求补偿性损害赔偿、惩罚性损害赔偿、宣告性和禁令性救济以及医疗监测，因为他们声称在其财产和地下水中接触石油成分。推定类别由2023年9月1日至今周边地区的业主组成。

2025年6月25日，被告对原告的修正诉状提出初步反对，其中包括基于不适当地点的反对，并于2025年6月27日，被告提出动议，以法院不方便为由将案件移交给宾夕法尼亚州巴克斯县普通抗辩法院。2025年7月9日，原告在集体诉讼中提出初步禁令动议，除其他外，寻求禁止管道的运营，被告于2025年7月21日反对。关于这些文件提出的地点问题，普通抗辩法院下令进行一定的发现，然后是修正书状和/或补充简报。根据这一发现，原告于2026年1月15日提交了当前的运营投诉，其中增加了多个额外的被告，包括能源转换 Marketing & Terminals L.P.以及其他据称是管道上产品的托运人和据称在管道上工作的承包商的被告。个人诉讼的原告于2026年3月5日提交了第三次修正申诉，进一步修正了将某些承包商和托运人被告包括在内。普通上诉法院已下令制定一份时间表，其中规定了额外的与场所相关的发现和场所的确定。

在最初的集体诉讼诉状提交后不久，SPLP、能源转换以及能源转换 R & M于2025年4月24日将该集体诉讼移至美国宾夕法尼亚州东区地方法院（“E.D. PA.”）。2025年6月13日，美国联邦调查局批准原告将案件发回费城县普通上诉法院的动议。被告已就还押决定提出上诉。继提交第二份修订后的集体诉讼诉状后，新增的被告（包括能源转换 Marketing & Terminals L.P.）于2026年2月20日将该集体诉讼移至E.D. PA.。原告于2026年3月23日转为还押候审。

SPLP、能源转换、能源转换 R & M和能源转换 Marketing & Terminals拟对这些索赔进行有力的抗辩。

俄克拉荷马州总检察长–冬季风暴Uri

2024年4月10日，俄克拉荷马州通过总检察长Gentner Drummond代表Grand River Dam Authority向被告ET Gathering & Processing，LLC提交了一份请愿书，该公司通过合并继承了2021年2月由冬季风暴Uri引起的Enable Midstream Partners，LP、Enable Oklahoma Intrastate Transmission，LLC、Enable Gas Transmission，LLC和Enable Energy Resources，LLC。具体而言，原告指控被告违反了《俄克拉何马州反垄断改革法案》（79 O.S. § 201，et. seq。）通过单独和相互一致行动，在风暴期间不合理地限制俄克拉荷马州天然气市场的贸易。原告还提出了违约、不当得利、欺诈、恶意、共谋和过失的诉讼因由。原告的诉请寻求实际损害赔偿、惩罚性损害赔偿、三倍损害赔偿以及律师费和成本。然而，没有具体说明实际寻求的金额。

2024年6月3日，被告提交了一份驳回动议和一份转移地点的动议，以及一份简短的支持。在其驳回动议中，被告辩称，原告的请愿书没有说明可以给予救济的索赔，而且这种索赔应该被驳回，因为附带禁止反言禁止原告提出与先前的代理和司法调查结果不一致的指控，即极端寒冷的天气——而不是被告的行为——导致了冬季风暴Uri期间的天然气短缺并导致了高价格。被告还辩称，原告的诉讼应予驳回

---

因为在错误的法院提起诉讼，或者，应该被转移到正确的举办地县（俄克拉何马县）。原告于2024年7月12日提交了回应简报。两项动议均于2024年10月15日举行聆讯。2025年1月16日，法官驳回了所有动议，指出（1）地点在俄克拉荷马州奥塞奇县是适当的；（2）附带禁止反言不妨碍追偿；（3）原告可以提出不一致的追偿理论；（4）追偿属于公开性质，不受诉讼时效限制。案件随后进入发现阶段。

2026年2月9日，在双方之间进行了重要的文件发现以及法院日程安排令中通过的增加新索赔的最后期限之后，原告提出了一项动议，将这一诉讼与包括俄克拉荷马州ex rel在内的其他两项未决诉讼合并。Gentner Drummond，Oklahoma诉Symmetry Energy Solutions，LLC（Case No。CJ-2024-78）和俄克拉荷马州ex rel。Gentner Drummond，Oklahoma诉Symmetry Energy Solutions，LLC，ETC Marketing Ltd.等的总检察长（案件编号CJ-2025-06）（下文讨论），两者也在奥塞奇县地区法院待决，但与不同的当事人和索赔处于截然不同的程序阶段。原告还提出动议，请求允许修改其在未决诉讼中对Enable提出新的诉讼因由的请愿书，目的是将新的索赔与其他两项未决诉讼合并。Enable既反对合并动议，也反对准许修正动议。

2026年3月19日，法院批准了俄克拉荷马州合并三项未决诉讼的动议。法院还批准了该州提出的部分修改其请愿书的动议，允许该州有机会修改以增加根据俄克拉荷马州反垄断改革法案、不当得利和民事阴谋提出的索赔。然而，法院拒绝了该州根据《俄克拉荷马州消费者保护法》修正增加索赔的能力。法院裁定，Enable案现在将按照其他案件中较慢的案卷控制令的步伐进行。被告无法预测这场诉讼的最终结果，但会对这些索赔进行有力的抗辩。

在2025年1月9日提交的另一件事中，俄克拉荷马州通过俄克拉何马州总检察长Gentner Drummond（“原告”）提交了一份针对ETC Marketing Ltd.和ETC Marketing Inc.（统称“ETCM”）以及其他天然气营销商的诉状。CJ-25-06在俄克拉荷马州奥塞奇县地区法院，由2021年2月的冬季风暴Uri引起。俄克拉何马州总检察长代表其州机构、政治分区和俄克拉何马州人民提起了这一诉讼。具体而言，原告称，被告违反了《俄克拉何马州反托拉斯改革法案》（79O.S. § 201，et. seq.），在风暴期间单独采取行动并相互一致行动，不合理地限制俄克拉荷马州天然气市场的贸易。原告还提出了不当得利和违反《俄克拉荷马州消费者保护法》的诉讼理由。原告的诉请要求赔偿超过$ 75,000 ，包括实际损害赔偿、惩罚性赔偿、三倍赔偿、律师费和费用。然而，没有具体说明实际寻求的金额。

2025年3月17日，所有被告（包括ETCM）联合提出驳回动议，并简要表示支持。在驳回的联合动议中，被告声称，FERC的专属管辖权优先于司法部长的所有州法主张，或者，请愿书没有说明根据俄克拉荷马州反垄断法的主张。此外，该动议辩称，《俄克拉荷马州消费者保护法》的索赔是有时间限制的，与法规不一致，不当得利索赔受到俄克拉荷马州法律的禁止。最后，该动议称，由于被告根据有效合同销售天然气，而个人消费者不是从被告那里直接购买天然气，司法部长的不当得利索赔在法律上失败了。2025年8月19日，法院在未进行口头辩论的情况下驳回了该动议。该案件现在将进入发现阶段。上述由俄克拉何马州总检察长提起的Enable案，现在将被合并到这一行动中。

被告无法预测这场诉讼的最终结果，但会对这些索赔进行有力的抗辩。

税务或有事项

罗孚从价税

Rover于2020年9月11日向俄亥俄州税务上诉委员会（“BTA”）就俄亥俄州税务局（“部门”）对Rover管道2019年俄亥俄州真实价值的最终认定提出上诉。2024年3月7日，BTA将此事发回给司法部，以重新确定Rover管道在俄亥俄州的真实价值，这与该部门为BTA听证会目的聘请的评估师的意见一致。罗孚于2024年4月5日就BTA的命令向俄亥俄州最高法院提出上诉，法院于2025年8月13日确认了BTA的命令。

Rover Timely向该部门提交了对其2020、2021、2022、2023、2024和2025年俄亥俄州真实价值的初步评估，这些申请仍在等待中。如果俄亥俄州税务专员对2020至2025纳税年度的初步评估有可能最终得到支持，那么罗孚将确认2020至2025纳税年度额外的俄亥俄州公用事业个人财产税责任，最高可达约$ 345 万，包括利息。罗孚打算在2020至2025纳税年度寻求所有可用的法律补救措施，罗孚目前无法预测这些事项的结果。

---

2025年11月10日，罗孚在俄亥俄州富兰克林县普通上诉法院对俄亥俄州税务专员提起诉讼。罗孚正在寻求一项声明，即税务专员2019年的估值方法，如果适用于罗孚随后的纳税年度，将违反美国宪法和俄亥俄州宪法给予罗孚的某些保护。税务专员于2025年12月8日提出驳回动议，动议于2026年3月24日被否决。这件事一直悬而未决，罗孚目前无法预测这件事的结果。

太阳石油 LP New York Motor Fuel Excise Tax Audit

纽约州向太阳石油 LP的全资子公司太阳石油，LLC下达了一项汽车燃料消费税评估，金额约为$ 20 万，不包括罚款和利息，期限为2017年3月至2020年5月。太阳石油，LLC向纽约州税务上诉部门提起上诉，对评估提出质疑。太阳石油，LLC目前无法预测此事的结果。

USAC联邦所得税审计

2026年4月13日，USAC结算并结束了IRS对其2019年和2020年美国联邦所得税申报表的审查。

环境事项

我们的运营受到广泛的联邦、部落、州和地方环境和安全法律法规的约束，这些法律法规要求支出以确保合规，包括与运营设施的空气排放和废水排放相关的支出，以及对现有和以前的设施以及废物处理场的整治。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，但无法保证此类成本在未来不会是重大的，或者此类未来遵守现有、修订或新的法律要求不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。规划、设计、建设和运营管道、厂房等设施的费用，必须包含符合环境法律法规和安全标准的内容。不遵守这些法律法规可能会导致行政、民事和刑事处罚的评估、追究调查、补救和纠正行动义务、自然资源损害、在受影响地区发布禁令以及提起联邦授权的公民诉讼。与所有已知重大环境事项相关的或有损失已计提和/或单独披露。然而，我们可能会根据事实和情况的变化或预期结果的变化，在解决特定意外事件之前修改应计金额。

由于未知因素，例如可能的污染程度、补救的时间和程度、我们与其他方按比例确定的责任、清理技术的改进以及环境法律法规在未来可能发生变化的程度等，环境暴露和责任很难评估和估计。尽管环境成本可能对我们任何单一时期的经营业绩产生重大影响，但我们认为这些成本不会对我们的财务状况产生重大不利影响。

根据目前可获得的信息以及为确定潜在暴露而进行的审查，我们认为为环境问题预留的金额足以支付清理成本的潜在暴露。

环境整治

我们的子公司负责某些场所的环境整治，包括以下方面：

•我们的某些州际管道进行土壤和地下水修复，与过去使用多氯联苯（“PCB”）造成的污染有关。PCB评估正在进行中，在某些情况下，我们的子公司可能会对其他方造成的污染承担合同责任。

•某些收集和处理系统负责与碳氢化合物释放相关的土壤和地下水修复。

•与太阳石油，Inc.相关、需接受环境评估的遗留场地，包括以前拥有的码头和其他物流资产、合伙企业不再运营、关闭和/或出售炼油厂的零售场地以及其他以前拥有的场地。

•该伙伴关系可能对其被确定为潜在责任方（“PRP”）的场所的补救费用承担连带责任。截至2026年3月31日，该伙伴关系被命名为PRP，时间约为 31 根据联邦和/或类似州法律确定或潜在可识别的“超级基金”网站。该合作伙伴关系通常是在一个站点上被确定为PRP的众多公司之一。伙伴关系审查了其在每个场址参与的性质和程度以及其他相关情况，并根据伙伴关系声称与这些场址的联系，认为其与这些场址相关的潜在责任不会很大。

---

在可估计的范围内，预期补救费用包含在我们综合资产负债表中为环境事项记录的金额中。在某些情况下，无法合理估计未来成本，因为补救活动是在客户和前客户提出索赔时进行的。如果环境补救义务由适用监管会计政策的子公司记录，则预期可通过关税或费率收回的金额在我们的综合资产负债表中记录为监管资产。

下表反映了我们合并资产负债表中记录的与环境事项相关的应计负债金额，这些金额被认为是可能和合理估计的。目前，我们无法估计可能的损失或超出应计金额的可能损失范围。除上述讨论的事项外，我们没有任何被评估为合理可能的、需要在我们的合并财务报表中披露的重大环境事项。

			3月31日， 2026						12月31日， 2025
当前			$	84					$	62
非现行			393						354
环境负债总额			$	477					$	416

我们成立了一家全资专属保险公司，以承担与某些不再运营的站点相关的环境义务相关的某些风险。支付给专属保险公司的保费包括对已发生但未报告的环境索赔的估计，基于精算确定的完全制定的索赔费用估计。在这种情况下，我们根据用于发展支付给专属保险公司的保费的贴现估计，计提可归因于未主张索赔的损失。

截至2026年3月31日和2025年3月31日的三个月期间，伙伴关系录得$ 6 百万美元 2 百万，分别用于与环境清理计划相关的支出。

我们的管道运营受美国运输部根据PHMSA进行的监管，据此，PHMSA制定了与管道设施的设计、安装、测试、建造、运营、更换和管理有关的要求。此外，PHMSA通过管道安全办公室颁布了一项规则，要求管道运营商制定完整性管理计划，以全面评估其管道，并采取措施保护位于规则所称的“高后果区域”的管道段。这些完整性管理计划下的活动涉及执行内部管道检查、压力测试或其他有效手段，以评估这些受监管管道段的完整性，法规要求立即采取行动，解决评估和分析提出的完整性问题。将继续对所有这些资产进行完整性测试和评估，此类测试和评估的结果可能会导致我们为确保我们的管道持续安全可靠运营而认为必要的维修或升级产生未来的资本和运营支出；但是，目前无法估计此类支出的可能范围。

我们的运营还须遵守《联邦职业安全和健康法》（“OSHA”）和类似的州法律的要求，这些法律规范了对员工健康和安全的保护。此外，职业安全与健康管理局的危险通信标准要求维护有关我们运营中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局以及公民。我们认为，我们过去为OSHA所需活动的成本，包括一般行业标准、记录保存要求和对受管制物质职业暴露的监测，并未对我们的运营结果产生重大不利影响；但是，无法保证这些成本在未来不会是重大的。

收入分类

伙伴关系的合并财务报表反映 八个 可报告分部，也代表合伙企业为披露目的汇总收入的水平。附注13描述了按分部划分的收入分类。

与客户的合同余额

合伙企业通过转让商品或服务以换取客户的对价来履行其义务。履约时间可能与向客户支付或收取相关对价的时间不同，从而导致确认合同资产或合同负债。

---

合伙企业在向某些客户支付预付款对价或在合同允许合伙企业为此类服务开具账单之前向客户提供服务时确认合同资产。

如果客户支付对价先于合伙企业履行履约义务，则合伙企业确认合同负债。某些合同包含要求客户支付固定最低费用的条款，但允许客户对未来时间点提供的服务适用此类费用。这些金额反映为递延收入，直到客户将缺陷费用应用于所提供的服务，或由于合同期限届满而无法使用这些费用作为未来服务的付款，这些费用可以应用，或由于能力限制客户实际无法使用这些费用。此外，太阳石油 LP维持一些特许经营协议，要求经销商为长期许可协议支付一次性预付款。太阳石油 LP在收到预付款时确认合同负债，并在许可期限内确认收入。

以下表格汇总了我们合同负债的合并活动：

			合同负债
余额，2025年12月31日			$	745
新增			385
确认收入			( 391 )
余额，2026年3月31日			$	739
余额，2024年12月31日			$	759
新增			298
确认收入			( 383 )
余额，2025年3月31日			$	674

太阳石油 LP合同资产和合同负债余额如下：

			3月31日， 2026						12月31日， 2025
合同资产			$	575					$	480
与客户签订合同的应收账款			3,006						1,686
合同负债			127						125

履约义务

在合同开始时，合伙企业评估其与客户的合同中承诺的商品和服务，并为每项承诺确定一项履约义务，以转让可区分的商品或服务（或商品或服务的捆绑）。为确定履约义务，合伙企业根据习惯商业惯例考虑合同中承诺的所有货物或服务，无论是明示的还是暗示的。对于具有不止一项履约义务的合同，合伙企业根据独立售价基础，将其预期有权获得的合同总对价分配给每项不同的履约义务。当（或作为）履约义务得到履行时，即当客户取得对该商品或服务的控制权时，确认收入。我们的某些合同包含可变部分，当与固定部分相结合时，这些部分被视为单一履约义务。对于这些类型的联系人，下表仅包括合同的固定组成部分。

截至2026年3月31日，分配给未履行（或部分履行）履约义务的交易价格总额为$ 33.75 十亿。合伙企业预计将在下表所示时间段内将该金额确认为收入：

						截至12月31日的年度，
						2026
						（剩余）						2027						2028						此后						合计
预期于截至2026年3月31日与现有客户订立的合约确认的收入						$	6,170					$	6,665					$	5,298					$	15,621					$	33,754

---

商品价格风险

我们面临与大宗商品价格波动相关的市场风险。为了管理这些价格带来的波动影响，我们利用了各种交易所交易和场外商品金融工具合约。这些合约主要由期货、掉期和期权组成，在我们的综合资产负债表中以公允价值入账。

我们使用期货和基差掉期，指定为公允价值套期保值，对我们储存在Bammel储存设施中的天然气库存进行套期保值。在套期保值开始时，我们通过在现货市场或淡旺季购买天然气并签订金融合同来锁定保证金。远期天然气价格与实物库存现货价格的价差变动导致未实现损益，直至标的实物气退出并结算相关指定衍生品。一旦天然气退出并结算指定的衍生工具，与这些头寸相关的先前未实现的收益或损失就会实现。

我们使用期货、掉期和期权对冲州内运输和储存部门的费用以及州际运输和储存部门的运营天然气销售所保留的天然气销售价格。出于会计目的，这些合同未被指定为套期保值。

我们使用NGL和原油衍生品掉期合约来对冲我们为中游部分的费用而保留的NGL和凝析油权益量的预测销售额。在中游部分，我们的子公司通常代表生产商收集和加工天然气，以市场价格出售由此产生的剩余气和NGL量，并根据剩余气和NGL的指数价格向生产商汇出商定百分比的收益。出于会计目的，这些合同未被指定为套期保值。

我们利用掉期、期货和其他衍生工具来降低与天然气、精炼产品和NGLS价格的市场变动相关的风险，以管理我们的存储设施以及纯度NGL的采购和销售。出于会计目的，这些合同未被指定为套期保值。

我们利用期货和掉期实现原油采购的可评级定价，将某些预期的成品油销售转换为固定或浮动价格，锁定某些成品油的保证金并锁定一部分天然气采购或销售的价格。出于会计目的，这些合同未被指定为套期保值。

我们使用金融商品衍生品来利用我们交易活动中的市场机会，这些交易活动补充了我们州内运输和储存部门的业务，并在我们的综合经营报表中扣除了销售产品的成本。我们在所有其他部门也有与电力和天然气相关的贸易和营销活动，这些活动也在销售产品的成本中扣除。由于我们的交易活动以及在我们的州内运输和储存部门使用衍生金融工具，可能发生的收益波动程度可能在不同时期都很大，有利或不利。我们试图通过使用向我们的风险监督委员会（包括高级管理层成员）提供的每日头寸和损益报告以及我们的商品风险管理政策中规定的限制和授权来管理这种波动。

下表详细列出了我们未偿还的大宗商品相关衍生品：

			2026年3月31日												2025年12月31日
			概念性 成交量						成熟度						概念性 成交量						成熟度
盯市衍生品
天然气（BBTU）			( 91,648 )						2026-2028						( 233,645 )						2026-2028
功率（兆瓦）			( 712,768 )						2026-2029						( 461,896 )						2026-2029
原油、NGL和精炼产品（MBBLS）			( 24,019 )						2026-2029						( 59,247 )						2026-2029
其他			各种						2026-2042						各种						2026-2042
公允价值套期保值衍生品
天然气（BBTU）			( 63,435 )						2026						( 100,346 )						2026

信用风险

信用风险是指交易对手可能违约履行合同义务，导致合伙企业遭受损失的风险。已批准并实施信贷政策，以管理合伙企业的交易对手组合，目的是减轻信贷损失。这些政策通过强制对现有和潜在交易对手的财务状况进行适当评估、监测机构信用评级，以及实施根据信用风险限制的信用做法，建立了在批准的容忍范围内管理信用风险的指导方针、控制和限制。

---

交易对手的风险简介。此外，合伙企业有时可能在某些情况下需要抵押品，以根据需要降低信用风险。该伙伴关系还使用行业标准商业协议，这些协议允许对根据单一商业协议执行的交易相关的风险敞口进行净额结算。此外，我们利用净额结算主协议来抵消与单一交易对手或关联交易对手组的多个商业协议的信用风险。

我们的天然气运输和中游收入主要来自从事勘探和生产活动的公司。除石油和天然气生产商外，该伙伴关系的交易对手包括能源行业的多元化客户组合，包括石化公司、商业和工业最终用户、市政当局、天然气和电力公用事业、中游公司和独立发电商。我们的整体风险敞口可能会受到宏观经济或监管变化的正面或负面影响，这些变化在一定程度上影响了我们的交易对手。目前，管理层预计交易对手不履约不会对我们的财务状况或经营业绩产生重大不利影响。

合伙企业与场外交易市场的某些交易对手有维持保证金存款，主要是与独立的系统运营商和清算经纪商。当衍生工具的价值超过我们与交易对手预先设定的信用额度时，需要支付保证金存款。保证金存款在非交易所交易衍生品的结算日或前后返还给我们，我们每天将追加保证金交换为交易所交易交易。由于追加保证金是每天与交易所经纪商进行的，因此金融衍生工具的公允价值被视为流动的，并在合并资产负债表中其他流动资产中支付给卖方的存款中扣除。

对于金融工具而言，交易对手未能履行合同可能导致我们无法实现已记录在我们的综合资产负债表中并在净收益或其他综合收益中确认的金额。

衍生摘要

下表汇总了我们的衍生资产和负债情况：

						衍生工具公允价值
						资产衍生品												负债衍生工具
						3月31日， 2026						12月31日， 2025						3月31日， 2026						12月31日， 2025
指定为套期保值工具的衍生工具：
商品衍生品–保证金存款						$	30					$	31					$	( 22 )					$	( 2 )
						30						31						( 22 )						( 2 )
未指定为套期保值工具的衍生工具：
商品衍生品–保证金存款						751						485						( 1,153 )						( 392 )
商品衍生品						139						102						( 157 )						( 60 )
						890						587						( 1,310 )						( 452 )
衍生品总额						$	920					$	618					$	( 1,332 )					$	( 454 )

---

下表列出了我们按毛额基础确认的衍生资产和负债的公允价值，以及在综合资产负债表上受可执行的净额结算总安排或类似安排约束的抵销金额：

												资产衍生品												负债衍生工具
						资产负债表位置						3月31日， 2026						12月31日， 2025						3月31日， 2026						12月31日， 2025
抵销协议中的衍生工具：
场外交易合约						衍生资产（负债）						$	139					$	102					$	( 157 )					$	( 60 )
经纪商清算衍生品合约						其他流动资产（负债）						781						516						( 1,175 )						( 394 )
衍生品总额												920						618						( 1,332 )						( 454 )
抵消协议：
交易对手净额结算						衍生资产（负债）						( 119 )						( 50 )						119						50
交易对手净额结算						其他流动资产（负债）						( 744 )						( 384 )						744						384
净衍生品总额												$	57					$	184					$	( 469 )					$	( 20 )

我们将非交易所交易金融衍生工具作为衍生资产和负债在我们的综合资产负债表上按公允价值披露，金额根据预期结算日期分类为当期或长期。

下表汇总了我们的综合经营报表中就我们的衍生金融工具确认的地点和金额：

			衍生工具收入确认收益（亏损）的位置																		衍生工具收益中确认的收益（亏损）金额
															三个月结束 3月31日，
																					2026						2025
未指定为套期保值工具的衍生工具：
商品衍生品			销售产品成本																		$	( 392 )					$	( 12 )
合计																					$	( 392 )					$	( 12 )

我们主要在美国开展业务的可报告分部如下：

•州内运输和储存；

•州际运输和储存；

•中游；

•NGL及精细化产品运输与服务；

•原油运输与服务；

•对太阳石油 LP的投资；

•对USAC的投资；及

•所有其他。

合并收入和支出反映消除了所有重大的公司间交易。

我们州内运输和储存部门的收入主要反映在天然气销售和收集、运输和其他费用中。我们的州际运输和仓储部门的收入主要反映在收集、运输和其他费用上。我们中游部门的收入主要反映在天然气销售、NGL销售和收集、运输和其他费用中。我们的NGL及精炼产品运输和服务分部的收入主要反映在NGL销售和收集、运输和其他费用中。我们的收入

---

原油运输和服务部门主要反映在原油销售方面。我们对太阳石油 LP部门的投资产生的收入主要反映在精细化产品销售上，在2024年5月太阳石油LP收购NuStar之后，也反映在采集、运输和其他费用上。我们对USAC部门的投资产生的收入主要反映在采集、运输和其他费用上。我们所有其他部门的收入主要反映在天然气销售和收集、运输和其他费用中。我们所有其他部门的收入主要反映在天然气销售上。

我们将分部调整后EBITDA（定义如下）报告为我们的首席运营决策者（“CODM”）审查的分部业绩的衡量标准。首席财务官的角色由合伙企业的联席首席执行官（“联席首席执行官”）担任。两位联席首席执行官都履行影响我们可报告分部之间资源分配和绩效评估的特定职能，包括批准预算以及评估增长项目和收购。合伙企业的联席首席执行官收到并审查有关合伙企业分部经营业绩的相同信息。

联席CEO主要在年度预算和预测过程中使用分部调整后EBITDA为每个分部分配资源（包括员工、财产以及财务或资本资源）。联席首席执行官还使用分部调整后EBITDA来评估每个分部的业绩以及某些员工的薪酬。联席首席执行官在决定向各部门分配资本和人员时，每月都会考虑预测与实际的差异。按部门划分的资产不是联合首席执行官用来评估我们业绩的衡量标准，因此不在我们的披露中报告。

我们将分部调整后EBITDA定义为扣除利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目前的合伙企业总收益，例如非现金补偿费用、资产处置损益、建设期间使用的股权基金备抵、商品风险管理活动的未实现损益、存货估值调整、非现金减值费用、债务清偿损失、某些外币交易损益和其他营业外收入或费用项目，以及某些非经常性损益。在计算调整后EBITDA时排除的存货估值调整仅代表按后进先出法进行的存货的成本或市场储备中较低者的变化。这些金额是对太阳石油 LP期末剩余库存燃料量应用的未实现估值调整。

分部调整后EBITDA和合并调整后EBITDA反映未合并关联公司的金额，其依据是在未合并关联公司收益中记录权益所使用的相同确认和计量方法。与未合并关联公司相关的调整后EBITDA不包括与未合并关联公司相关的与分部调整后EBITDA和合并调整后EBITDA计算中排除的项目相同的项目，例如利息、税收、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目。尽管这些金额不包括在与未合并关联公司相关的调整后EBITDA中，但这种排除不应被理解为意味着我们可以控制此类关联公司的运营以及由此产生的收入和支出。我们不控制我们未合并的关联公司；因此，我们不控制这些关联公司的收益或现金流。应相应限制使用与未合并关联公司相关的分部调整后EBITDA或调整后EBITDA作为分析工具。

---

下表按分部列示财务信息：

									三个月结束 3月31日，
															2026						2025
收入：
州内运输和储存：
来自外部客户的收入															$	992					$	1,147
分部间收入															164						147
															1,156						1,294
州际运输和储存：
来自外部客户的收入															627						613
分部间收入															7						8
															634						621
中游：
来自外部客户的收入															909						884
分部间收入															2,135						2,772
															3,044						3,656
NGL及精细化产品运输与服务：
来自外部客户的收入															5,704						6,034
分部间收入															969						875
															6,673						6,909
原油运输与服务：
来自外部客户的收入															7,751						6,205
分部间收入															7						3
															7,758						6,208
对太阳石油 LP的投资：
来自外部客户的收入															10,689						5,177
分部间收入															1						2
															10,690						5,179
对USAC的投资：
来自外部客户的收入															316						230
分部间收入															15						15
															331						245
所有其他：
来自外部客户的收入															783						730
分部间收入															271						265
															1,054						995
消除															( 3,569 )						( 4,087 )
总收入															$	27,771					$	21,020

---

			三个月结束 3月31日，
			2026						2025
销售产品成本：
州内运输和储存			$	710					$	964
州际运输和储存			3						2
中游			1,674						2,260
NGL及精细化产品运输与服务			5,484						5,641
原油运输和服务			6,792						5,214
对太阳石油 LP的投资			9,001						4,526
对USAC的投资			29						38
所有其他			994						995
消除			( 3,538 )						( 4,069 )
销售产品的总成本			$	21,149					$	15,571

			三个月结束 3月31日，
			2026						2025
营业费用，不包括非现金补偿、摊销、增值和其他非现金费用：
州内运输和储存			$	65					$	57
州际运输和储存			215						189
中游			446						421
NGL及精细化产品运输与服务			298						247
原油运输和服务			223						213
对太阳石油 LP的投资			381						158
对USAC的投资			89						43
所有其他			7						1
消除			( 49 )						( 45 )
总运营费用，不包括非现金补偿、摊销、增值和其他非现金费用			$	1,675					$	1,284

			三个月结束 3月31日，
			2026						2025
折旧、损耗和摊销：
州内运输和储存			$	52					$	51
州际运输和储存			145						142
中游			469						448
NGL及精细化产品运输与服务			260						248
原油运输和服务			268						237
对太阳石油 LP的投资			286						156
对USAC的投资			87						70
所有其他			16						15
折旧、损耗和摊销总额			$	1,583					$	1,367

---

			三个月结束 3月31日，
			2026						2025
销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿和增值费用：
州内运输和储存			$	13					$	14
州际运输和储存			30						37
中游			54						56
NGL及精细化产品运输与服务			48						48
原油运输和服务			1						44
对太阳石油 LP的投资			151						36
对USAC的投资			33						14
所有其他			4						13
销售、一般和管理费用总额，不包括非现金补偿和增值费用			$	334					$	262

			三个月结束 3月31日，
			2026						2025
未合并关联公司收益中的权益(1):
州内运输和储存			$	3					$	5
州际运输和储存			75						63
中游			2						3
NGL及精细化产品运输与服务			19						17
原油运输和服务			6						4
所有其他			5						—
未合并关联公司收益中的总权益			$	110					$	92

(1) 上述金额不包括太阳石油 LP来自ET-S Permian和J.C. Nolan合资企业的收益，这些收益在合并中被抵消。

			三个月结束 3月31日，
			2026						2025
其他收入（费用）(1):
州内运输和储存			$	69					$	85
州际运输和储存			133						119
中游			17						6
NGL及精细化产品运输与服务			320						5
原油运输和服务			127						5
对太阳石油 LP的投资			( 299 )						( 1 )
对USAC的投资			8						—
所有其他			6						26
消除			( 57 )						( 50 )
其他收入合计			$	324					$	195

(1) 其他收入和支出包括（如果适用于某个分部）与未合并关联公司相关的调整后EBITDA、商品风险管理活动的未实现损益和其他项目。对于投资于太阳石油 LP板块，这还包括存货估值调整。

---

			三个月结束 3月31日，
			2026						2025
增加物业、厂房及设备(1):
州内运输和储存			$	586					$	226
州际运输和储存			253						46
中游			394						349
NGL及精细化产品运输与服务			317						363
原油运输和服务			85						107
对太阳石油 LP的投资			199						101
对USAC的投资			35						33
所有其他			66						29
不动产、厂房和设备增加总额			$	1,935					$	1,254

(1) 金额按权责发生制列报，扣除援助建设费用的捐款。金额不包括收购，仅包括合伙企业在与合资企业相关的资本支出中的比例份额。

			3月31日， 2026						12月31日， 2025
对未合并附属公司的投资(1):
州内运输和储存			$	152					$	151
州际运输和储存			2,388						2,353
中游			132						130
NGL及精细化产品运输与服务			379						362
原油运输和服务			189						190
对太阳石油 LP的投资			345						342
所有其他			61						61
对未合并附属公司的投资总额			$	3,646					$	3,589

(1) 上述金额不包括太阳石油 LP对ET-S Permian和J.C. Nolan合资企业的投资，这些投资在合并中被抵消。

									三个月结束 3月31日，
															2026						2025
分部调整后EBITDA：
州内运输和储存															$	437					$	344
州际运输和储存															519						512
中游															887						925
NGL及精细化产品运输与服务															1,163						978
原油运输和服务															869						742
对太阳石油 LP的投资															858						458
对USAC的投资															188						150
所有其他															16						( 11 )
调整后EBITDA（合并）															$	4,937					$	4,098

---

									三个月结束 3月31日，
															2026						2025
净收入与调整后EBITDA的对账：
净收入															$	1,976					$	1,720
折旧、损耗和摊销															1,583						1,367
利息支出，利息资本化净额															947						809
所得税费用															135						41
减值损失															—						4
非现金补偿费用															42						37
商品风险管理活动未实现损失															536						69
库存估值调整（太阳石油 LP）															( 444 )						( 61 )
债务清偿损失															7						2
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA															196						167
未合并关联公司收益中的权益															( 110 )						( 92 )
其他，净额															69						35
调整后EBITDA（合并）															$	4,937					$	4,098

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---