10-K 1 表格10K.htm 年度报告

美国

证券交易委员会

华盛顿特区20549

表格10-K

☑根据第13或15（d）条提交的年度报告

1934年证券交易法

截至2018年12月31日止财政年度

或

☐ 根据第13或15（d）条提交的过渡报告

1934年证券交易法

从____到____的过渡时期。

委员会档案编号:1-14323

Enterprise Products Partners L.P.

(登记人的确切姓名（章程中规定）

特拉华		76-0568219
（国家或其他司法管辖权		（I.R.S.Employee Identification No. ）
注册成立（或组织）

	路易斯安那州大街1100号，10号。^TH德克萨斯州休斯敦77002号楼层
	（主要执行办公室地址）（邮编）

	(713) 381-6500
	（登记人的电话号码，包括区号）

根据该法第12（b）条登记的证券:

每个类别的标题	登记的每个交易所的名称
共同单位	纽约证券交易所

根据该法第12（g）条登记的证券没有。

按照《证券法》第405条的规定，通过核对标记表明注册人是否是知名的老练发行人。☑没有☐

如果登记人没有被要求根据该法第13条或第15（d）条提交报告，请用检查标记表示☐没有☑

在前12个月内（或在较短期间内），登记人是否已提交了1934年《证券交易法》第13条或第15条（d）款要求提交的所有报告），并以检查标记表明登记人是否已提交了这些报告，而（2）在过去90天内一直受该等提交规定的规限。是的。☑没有☐

以检查标记表明注册人是否以电子方式提交并张贴在其公司网站上，在前12个月内，根据S-T条例第405条规定须提交和张贴的每一个交互数据文件（或在较短期间内，注册人须提交和张贴这些文件）。是的。☑没有☐

如根据第S-K条第405项披露的违约申报人不在本条例中，且将不在登记人所知范围内，以检查标记表示，在表格10-K的第三部分中，或在表格10-K的任何修订中，作为参考而纳入的最终代理或资料陈述。☑

通过检查标记表明注册者是否是大型加速申报者、加速申报者、非加速申报者、规模较小的报告公司或新兴增长公司。见《交易法》第12B-2条中“大型加速申报公司” 、 “加速申报公司” 、 “小型报告公司”和“新兴增长公司”的定义。

大型加速锉刀þ 加速锉刀☐非加速锉刀☐规模较小的报告公司☐新兴增长公司☐

如果是一家新兴的成长型公司，请通过检查标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）条规定的任何新的或修订的财务会计准则。☐

通过检查标记表明注册人是否是一家空壳公司（如《交易法》第12B-2条所定义的）。☐没有☑

6月29日非关联公司持有的合伙企业普通股的总市值，2018年（注册人最近完成的第二个财季的最后一个营业日）为410.2亿美元，按当日收盘价计算，纽约证券交易所综合股票代码带上每普通股27.67美元。截至2019年1月31日，共有2,184,873,868个普通单位未缴。

Enterprise Products Partners L.P.

		页面
		数目
第一部分
项目1和2。	业务和物业。	2
项目1A。	风险因素。	38
项目1B。	未解决的SEC工作人员评论。	58
项目3。	法律程序。	59
项目4。	地雷安全披露。	60

第二部分
项目5。	登记人的共同权益市场，相关单位持有人发行人购买证券的事项。	61
项目6。	选定的财务数据。	62
项目7。	管理层对财务状况和财务状况的讨论和分析操作结果。	63
项目7A。	关于市场风险的定量和定性披露。	105
项目8。	财务报表和补充数据。	108
项目9。	会计师在会计和财务披露。	108
项目9a。	控制和程序。	109
项目9b。	其他信息。	112

第三部分
项目10。	董事，执行董事和合伙治理。	112
项目11。	行政补偿。	124
项目12。	某些受益所有者的担保所有权和管理和相关的共同事务。	134
项目13。	某些关系和关联交易，以及董事独立性。	137
项目14。	主要会计费用和服务。	140

第四部分
项目15。	展览和财务报表附表。	141
项目16。	表格10-K摘要。	150

签字		151

本报告中使用的主要参考资料

除非上下文另有要求，否则对“我们” 、 “我们” 、 “我们” 、 “企业”或“企业产品合作伙伴”的引用意在指企业产品合作伙伴L.P.及其合并子公司的业务和运营。“EPO”是指企业的全资子公司企业产品运营有限责任公司及其合并子公司，企业产品合作伙伴L.P.通过其开展业务。企业由其普通合伙人企业产品控股有限责任公司（Enterprise Products Holdings LLC，简称“企业GP” ）管理，该公司是私营德州有限责任公司Dan Duncan LLC的全资子公司。

Dan Duncan LLC的成员权益由一家有投票权的信托公司拥有，该信托公司的现任董事是: （i）Randa Duncan Williams，他也是企业GP的董事和董事会（ “董事会” ）主席；（ii）Richard H.Bachmann，世卫组织还担任企业GP董事会董事和副主席；拉尔夫·坎宁安博士，也是企业GP咨询董事。邓肯·威廉姆斯女士和巴赫曼先生目前还与W.Randall Fowler一起担任Dan Duncan LLC的经理，W.Randall Fowler也是企业GP的董事、总裁和首席财务官。

“EPCO”指的是企业产品公司，一家私人控股的德克萨斯公司及其私人控股的关联公司。EPCO的大部分流通在外的有表决权的股本由一家有表决权的信托公司拥有，该信托公司的现任受托人是: （i）担任EPCO董事长的邓肯·威廉姆斯女士；（ii）担任EPCO副董事长的坎宁安博士；（iii）巴赫曼先生，他担任EPCO的总裁和首席执行官。邓肯·威廉姆斯女士和巴赫曼先生目前还与福勒先生一起担任EPCO的董事，福勒先生也是EPCO的执行副总裁和首席财务官。EPCO及其私人持有的附属公司于2018年12月31日拥有约31.9%的有限合伙人权益。

正如能源行业和本年度报告中所普遍使用的，以下简称具有以下含义:

d	=	每天	MMBBls	=	百万桶
BBTUS	=	10亿英国热力单位	MMBPD	=	每天百万桶
BCF	=	十亿立方英尺	MMBTUS	=	百万英国热力单位
BPD	=	每天桶	MMCF	=	百万立方英尺
MBPD	=	每天1000桶	三丁基锡化合物	=	万亿英国热力单位

关于前瞻性信息的谨慎声明

截至2018年12月31日止年度的10-K表格年度报告（我们的“年度报告” ）载有基于我们的信念和我们的普通合伙人的信念，以及我们所作的假设和目前提供给我们的信息的各种前瞻性陈述和信息。在本文件中使用“预期” 、 “项目” 、 “预期” 、 “计划” 、 “寻求” 、 “目标” 、 “估计” 、 “预测” 、 “意图” 、 “可能” 、 “应该” 、 “会” 、 “相信” 、 “可能” 、 “潜在”等词语，以及关于我们未来业务计划和目标的类似表述和表述，旨在确定前瞻性陈述。虽然我们和我们的普通伙伴认为，我们在这种前瞻性声明中反映的期望是合理的，但我们和我们的普通伙伴都不能保证这种期望将被证明是正确的。正如在本年度报告第一部分第1A项下更详细描述的那样，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因素中的一个或多个实现了，或者基本假设证明是不正确的，我们的实际结果可能与预期、估计、预测或预期有很大的不同。你不应该过分依赖任何前瞻性陈述。本年度报告中的前瞻性陈述仅在本年度报告之日起生效。除联邦和州证券法的要求外，我们没有义务公开更新或修订任何前瞻性陈述，无论是由于新的信息、未来事件或任何其他原因。

第一部分

项目1和2.业务和财产

一般情况

我们是一家公开上市的特拉华州有限合伙企业，其普通单位在纽约证券交易所（纽约证券交易所）上市，股票代码为“EPD” 。我们成立于1998年4月，以拥有和经营EPCO的某些天然气液体（ “NGLS” ）相关业务，是北美领先的中游能源服务供应商，为天然气、NGLS、原油、石油化工和精炼产品的生产商和消费者。

我们整合的中游能源资产网络将美国（美国）、加拿大和墨西哥湾一些最大供应盆地的天然气、NGLS和原油生产商与国内消费者和国际市场联系起来。目前我们的中游能源业务包括:天然气集输、处理、加工、运输和储存；NGL运输、分馏、储存以及进出口码头（包括出口液化石油气或“LPG”和乙烷的码头）；原油集输、运输、储存以及进出口码头；石油化工和精炼产品运输存储、进出口码头和相关服务；以及主要在美国内陆和海上航道系统上运营的海上运输业务。我们目前的资产包括大约49,200英里的管道；260吨NGLS、原油、石油化工和精炼产品的储存能力；以及14桶天然气的储存能力。

我们资产的安全运作是当务之急。我们致力于保护环境和公众及代表我们工作的人士的健康和安全，以安全和负环保责任的方式开展业务活动。有关详情，请参阅第一部分第1及第2项讨论的规管事项部分内的环境、安全及保护。

我们通过EPO进行了大量的业务，并从经济角度来看由我们的有限合伙人100%拥有。企业GP管理我们的伙伴关系，并拥有一个非经济的普通合伙人的兴趣在我们。我们、企业GP、EPCO和Dan Duncan LLC是由DD LLC受托人和EPCO受托人共同控制的关联公司。我们的主要行政办公室位于路易斯安那大街1100号，10号。^TH我们的电话号码是（713）381-6500，网址是www.EnterpriseProducts.com .

和许多公开交易的合伙企业一样，我们没有雇员。我们的所有管理、行政及营运职能均由EPCO的雇员根据行政服务协议（ “ASA” ）或其他服务供应商履行。截至2019年2月1日，约有7,000名EPCO人员花费全部或相当一部分时间从事我们的业务。关于会计准则的补充资料，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注15。

业务战略

我们整合的中游能源资产网络将美国、加拿大和墨西哥湾一些最大供应盆地的天然气、NGLS和原油生产商与国内消费者和国际市场联系起来。我们的业务策略试图利用这个网络:

§	利用天然气、NGLS、原油和石化及精炼产品的预期需求增长，包括出口；

§	维持一个多样化的中游能源资产组合，并通过增长资本项目和补充中游能源资产的增生收购来扩大这一资产基础；

§	透过投资管道及其他收费业务，加强我们现金流量的稳定性；及

§	通过与战略合作伙伴的商业企业或联盟，包括为增长资本项目或购买此类项目的最终产品提供加工、吞吐量或原料数量的企业，分担资本成本和风险。

2019年商业和流动性展望

有关截至2019年12月31日止年度的商业及流动资金展望，请参阅本年度报告第二部分第7项所载的“2019年总体展望” 。

主要客户信息

基本上，我们所有的合并收入都是在美国赚取的，并且来自广泛的客户基础。截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，我们最大的非关联客户为Vitol Holding B.V.及其关联公司（统称“Vitol” ），分别占我们综合收益的7.8% 、11.2%及9.9% 。维托是一家全球性的能源和商品贸易公司。

业务部门

一般情况

以下各节概述了我们的业务板块，包括主要产品的生产和/或提供的服务和所拥有的财产。我们的业务包括四个业务板块: （一）NGL管道和服务，（二）原油管道和服务，（三）天然气管道和服务，（四）石化和精炼产品服务。我们的业务部门通常根据所提供的服务（或所采用的技术）和所生产和/或销售的产品类型来组织和管理。

我们每个业务部门都受益于我们相关营销活动的支持作用。我们的营销活动的主要目的是通过增加由这些资产处理的交易量来支持整个中游能源资产网络的资产利用和扩展，从而为每个业务部门带来额外的基于费用的收益。在发挥这些支持作用时，我们的营销活动还寻求参与供应和需求机会，作为毛利率的补充来源，这是一种非公认会计原则（ “非GAAP” ）的财务计量，为合作伙伴关系。我们的营销工作的财务结果波动，由于处理的数量和整体市场条件的变化，这受到当前和远期市场价格的影响，为产品的买卖。

我们的经营成果和财务状况受到某些重大风险的影响。影响我们产品和服务需求的因素包括国内和国际经济状况、市场价格和能源需求、在美国开发天然气和原油储备的成本、联邦和州监管，能源公司投资上游勘探和生产活动的资金成本和可用性以及客户的信用质量。有关这些风险的信息，见本年度报告第一部分第1A项。此外，我们的商业活动还受各种联邦、州和地方法律和法规的约束，这些法律和法规涉及各种主题，包括商业、运营、环境、安全和其他事项。有关这些法律及规例对我们的业务活动的主要影响的讨论，请参阅第一部分第1及第2项内的“规管事宜” 。

对于管理层对我们的经营成果、流动性和资本资源以及资本投资计划的讨论和分析，见本年度报告第二部分第7项。

有关我们业务部门的详细财务资料，请参阅本年度报告第二部分第8项所载的综合财务报表附注10。

NGL管道及服务分部

我们的NGL管道和服务业务部门目前包括26个天然气加工厂和相关的NGL营销活动；大约19,200英里的NGL管道；NGL和相关的产品存储设施；以及16个NGL分馏器。这一部分还包括我们的液化石油气和乙烷出口终端和相关业务。

天然气处理厂及相关NGL营销活动

我们天然气加工业务的核心是位于科罗拉多州、路易斯安那州、密西西比州、新墨西哥州、德克萨斯州和怀俄明州的26家加工厂。我们的天然气加工厂的营运结果主要取决于我们从提取NGLS（就现金加工费及/或任何留存NGLS的价值而言）赚取的收益与天然气成本及与之相关的其他营运成本之间的差额。具有这样的提取活动。

在其原始形式中，在井口产生的天然气（特别是与原油相关联的天然气）含有不同数量的NGL，如乙烷和丙烷。含有NGLS的天然气流通常不能用于天然气管道的运输或作为燃料的商业用途；因此，必须将原始（或未加工的）天然气流输送到天然气加工厂以除去NGLS和其他杂质。天然气经处理后，除去NGLS和杂质后，剩余天然气符合管道和商业质量规范。NGL含量高的天然气被称为“富”或“湿”天然气，而来自井口的相对不含NGL和杂质的天然气被称为“稀”或“干”天然气。干天然气可以在管道上运输，作为燃料使用，几乎没有加工。

一般来说，在能源当量的基础上，大多数NGL作为石化和汽油生产的原料比作为天然气流的组成部分具有更大的经济价值。一旦混合NGL在天然气加工厂提取出来，它们就被运送到一个集中的分馏设施，以分离成纯度NGL产品（乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和天然汽油）。纯度NGL产品的典型用途包括如下:

§	乙烷主要用于石油化工行业，作为生产乙烯的原料，乙烯是广泛的塑料和其他化工产品的基本组成部分之一。

§	丙烷用于加热，作为发动机和工业燃料，并作为石化原料生产乙烯和丙烯。

§	正丁烷作为石油化工原料，用于生产乙烯和丁二烯（合成橡胶的关键成分），作为汽油的搅拌站，通过异构化生产异丁烷。

§	异丁烷是由混合丁烷（一种由正丁烷和异丁烷组成的混合流）或通过异构化过程由正丁烷产生的异丁烷分馏而成，用于炼油厂烷基化，以提高汽油的辛烷值，生产异辛烷和其他辛烷值添加剂，并在环氧丙烷的生产中。

§	天然汽油是五烷和重烃的混合物，主要用作机动汽油的稀释剂，原油中的稀释剂，以帮助运输，以及石化原料。

在我们的天然气加工业务中，合同要么是基于费用的，要么是基于商品的，要么是两者的结合。当天然气加工服务的现金费用由合同规定时，我们记录收入，当生产商的天然气已经加工和重新交付。我们的基于商品的合同包括货仓、保证金、液体百分比、收益百分比和以商品和收费条款相结合的合同。在我们获得全部或部分提取的NGL作为我们处理服务的考虑的程度上，我们将其称为“公平NGL生产” 。我们的天然气处理协议的条款通常从每月到相关生产租赁的寿命，中间条款的一个到十年是常见的。

近几年来，我们的天然气加工合同组合已越来越多地向那些以收费条款为基础的合同加权，因为生产商试图通过保留从其天然气流中提取的全部或部分NGL来最大限度地提高其生产价值。截至2018年12月31日，我们估计约47%的现有天然气加工合同组合（基于天然气入口容积）完全是基于费用的，另外25%的组合反映了基于费用和基于商品的条件的组合。其余28%的天然气加工合同完全是以商品为基础的。

由于NGL萃取（即“收缩” ）而从加工物流中去除的天然气的价值和作为植物燃料消耗的天然气的价值是天然气加工的重要成本。只要我们有义务按照合同和保证金来补偿生产商的收缩和植物燃料，我们就会受到天然气价格波动的影响；然而，保证金保证金合同通常包含限制我们承受这种风险的条款。根据我们其他加工安排的条款（即那些以费用为基础、以液体为基础和以收益为基础的协议），生产商通常承担收缩成本。如果天然气加工厂的运营成本高于将提取的NGL产品的增量价值，那么某些NGL产品（主要是乙烷）的回收水平可能会有目的地降低。这种情况通常被称为“乙烷排斥” ，并导致NGL体积的减少，可用于随后的运输、分馏、存储和营销。

我们的NGL营销活动包括通过天然气加工活动（即我们的权益NGL生产）以及公开市场和合同采购来获得我们的所有权的NGL的现货和定期销售。NGL营销的运营结果主要取决于NGL销售价格与相关的购买和其他成本之间的差异，包括那些可归因于我们使用其他资产的成本。一般来说，基础合同中提到的销售价格是基于市场的，可能包括对位置、时机或产品质量等因素的定价调整。NGLS的市场价格会因应供求关系的变化而出现波动，并会受到超出我们控制范围的各种额外因素的影响。我们试图通过使用商品衍生工具来减轻这些价格风险。关于我们的商品套期保值方案的讨论，见本年度报告第二部分第7A项。

我们的NGL营销活动使用了大约800辆铁路车辆的车队，其中大部分是从第三方租赁的。这些铁路车厢被用来运送原料到我们的设施和分配NGL遍布美国和加拿大的部分地区。我们在亚利桑那州、堪萨斯州、路易斯安那州、明尼苏达州、密西西比州、纽约、北卡罗莱纳州和德克萨斯州的一些码头设施拥有铁路装卸能力。这些设施既为我们的铁路货运服务，也为我们的客户服务。我们的NGL市场推广活动亦使用了约150辆牵引式拖挂式油罐车，这些卡车被用来为我们及代表第三方运输石油气。我们租赁和经营这些卡车和拖车的大部分。

下表列出截至2019年2月1日的天然气加工设施的选定信息:

					天然气总量
				净气体	加工
		生产		加工	能力
		区域	所有权	能力	植物
植物名称	地点（一个或多个）	已服务	利息	（mmcf/d）(1)	（mmcf/d）
米克尔	科罗拉多州	皮西亚斯	100.0%	1,800	1,800
先锋（两个设施）	怀俄明州	绿河	100.0%	1,400	1,400
约库姆	德克萨斯州	鹰式福特	100.0%	1,050	1,050
帕斯卡古拉	密西西比州	墨西哥湾	100.0%	1,000	1,000
泰尔邦北	路易斯安那州	墨西哥湾	83.0% (2)	789	950
查科	新墨西哥	圣胡安	100.0%	600	600
世界	德克萨斯州	特拉华	100.0%	600	600
海王星	路易斯安那州	墨西哥湾	66.0% (2)	430	650
海罗宾	路易斯安那州	墨西哥湾	54.1% (2)	352	650
汤普森维尔	德克萨斯州	鹰式福特	100.0%	330	330
舒普	德克萨斯州	鹰式福特	100.0%	280	280
阿姆斯特朗	德克萨斯州	鹰式福特	100.0%	250	250
吉尔摩	德克萨斯州	弗里奥-维克斯堡	100.0%	250	250
圣马丁	德克萨斯州	鹰式福特	100.0%	200	200
南涡	新墨西哥	特拉华	100.0%	200	200
娃哈哈（3）	德克萨斯州	特拉华	100.0%	150	150
德尔米塔	德克萨斯州	弗里奥-维克斯堡	100.0%	145	145
卡尔斯巴德	新墨西哥	特拉华	100.0%	130	130
帕诺拉	德克萨斯州	棉花谷地	100.0%	125	125
索诺拉	德克萨斯州	斯特朗	100.0%	120	120
先令	德克萨斯州	鹰式福特	100.0%	110	110
威尼斯	路易斯安那州	墨西哥湾	13.1% (4)	98	750
印度泉水	德克萨斯州	威尔考克斯-伍德宾	75.0% (2)	90	120
查帕拉尔	新墨西哥	特拉华	100.0%	45	45
费尔威	德克萨斯州	棉花谷地	100.0%	5	5
共计				10,549	11,910

(1) 大约净气体处理能力不一定与我们在每个设施中的拥有权益相对应。能力是基于各种因素，例如设施中的业主流程和与联合业主的合同安排。 (2) 我们按比例合并了我们对这些经营资产的不可分割的权益。 (3) 在2018年3月之前，我们在娃哈哈工厂的所有权通过我们在特拉华州盆地天然气加工有限责任公司（ “特拉华州加工” ）的50%股权投资持有。我们于2018年3月以1.506亿美元现金收购特拉华州加工剩余50%股权。有关本次交易的信息，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注12。 (4) 我们在威尼斯工厂的所有权是通过我们在威尼斯能源服务公司L.L.C.的权益法投资间接持有的。

除威尼斯工厂外，我们经营所有天然气加工设施。按加权平均计算，截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，我们的天然气加工厂的使用率分别约为52.7% 、51.8%及50.8% 。

世界天然气处理设施。2016年6月，我们宣布计划在德克萨斯州奥里维斯县的奥尔拉附近建设低温天然气加工厂和相关天然气聚集线。ORLA设施旨在支持特拉华盆地富含NGL天然气产量的持续增长，并得到长期客户承诺的支持。我们拥有和经营世界工厂。

世界设施将分三个阶段完成。2018年5月开始运营的第一个加工列车（ “ORLA I” ）天然气处理能力为300mmcf/d，并有能力提取超过40Mbpd的混合NGLS。随着ORLA I的启动，我们投入了大约70英里的天然气管道，连接ORLA和我们的德克萨斯州系统。我们还为我们的NGL系统提供了30英里的扩展服务，为世界各地的客户提供NGL外卖能力和直接进入我们的下游NGL资产的综合网络。2018年10月开始运营的第二个处理列车（ “ORLA II” ）为ORLA设施增加了300mmcf/d的增量处理能力，并提高了混合NGLS高达80mPD的总提取率。第三列处理列车（ORLA III）计划于2019年第二季度完成。一旦ORLA III完成，ORLA设施将有900mmcf/d的总处理能力，并允许我们提取多达120mbpd的混合NGLS。

门通天然气处理设施。2018年10月，我们宣布我们的门通低温天然气处理厂已经开始建设。位于德克萨斯州爱琴县的曼通工厂预计将有能力处理300mmcf/d天然气，并提取40多mbpd的NGLS。该项目计划于2020年第一季度完成，并得到长期土地面积奉献协议的支持。

Mentone工厂进一步扩展了我们在不断增长的特拉华盆地的存在，并提供了对我们完全集成的中游资产网络的访问。为了支持门通的发展，我们正在建设大约70英里的收集和残留管道和扩大压缩能力。这些项目将使门通工厂能够连接到我们的NGL系统，包括2019年2月进入有限商业服务的Shin Oak Ngl管道，以及我们的德克萨斯州州内系统。我们将拥有和运营门通设施和相关的基础设施。

当曼通工厂建成并投入使用时，我们预计将拥有1.6BCF/D的天然气处理能力和250MBPD的NGL生产从我们在特拉华州盆地的加工厂。

NGL管道

我们的NGL管道将天然气加工厂、炼油厂和海运码头的混合NGL输送到下游的分馏厂和储存设施；收集和分发纯度高的NGL产品到分馏厂、储存和码头设施、石油化工厂，炼油厂和出口设施；和输送丙烷和乙烷到目的地沿着我们的管道系统。

我们的NGL管道的运行结果主要取决于NGL运输的数量（或保留的容量）以及我们为此类运输服务收取的相关费用。向托运人收取的运输费是根据联邦政府机构（包括联邦能源管理委员会（ “FERC” ）或合同安排。有关政府对我们的输液管的监督的更多信息，请参阅第一部分第1和第2项中的“监管事项” 。

如果不包括与我们的市场活动相关的某些产品，我们通常不会对第三方托运人在我们的管道上运输的NGLS拥有所有权；相反，第三方托运人保留所有权和相关的商品价格风险。

下表列出了截至2019年2月1日有关我们NGL管道的选定信息:

			管道
		所有权	长度
资产说明	地点（一个或多个）	利息	（英里）
美国中部管道系统（1）	中西部和美国西部。	100.0%	8,035
南得克萨斯NGL管道系统	德克萨斯州	100.0%	1,917
迪克西管道（1）	美国南部和东南部。	100.0%	1,307
ATEX（1）	德克萨斯州到美国中西部和东北部。	100.0%	1,192
Chaparral Ngl系统（1）	德克萨斯州，新墨西哥州	100.0%	1,085
路易斯安那州管道系统（1）	路易斯安那州	100.0%	950
塞米诺尔NGL管道（1,2）	德克萨斯州	100.0%	869
德州快线（1）	德克萨斯州	35.0%	594
Skely-Belvieu管道（1）	俄克拉荷马州德克萨斯州	50.0%	572
前距离管道（1）	科罗拉多州，俄克拉荷马州，得克萨斯州	33.3%	447
神盾乙烷管道（1）	路易斯安那州德克萨斯州	100.0%	299
休斯敦航道管道系统	德克萨斯州	100.0%	275
格兰德河管道（1）	德克萨斯州	70.0%	249
Panola管道（1）	德克萨斯州	55.0%	249
Lou-Tex Ngl管道（1）	路易斯安那州德克萨斯州	100.0%	206
PROMIX NGL采集系统	路易斯安那州	50.0%	201
德州快递集货系统	德克萨斯州	45.0%	170
三州NGL管道（1）	阿拉巴马州、密西西比州、路易斯安那州	83.3%	168
其他（七项制度）（3）	各种类型	各种（4）	454
共计			19,239

(1) 由这些液体管道提供的州际运输服务，全部或部分由联邦政府机构监管。 (2) 为塞米诺尔NGL管道显示的管道里程不包括2019年2月转换为原油服务的379英里，我们的Midland-to-Echo2管道系统使用。 (3) 包括我们位于路易斯安那州沿海地区的Belle Rose和Wilprise管道；位于德克萨斯州东南部Arthur港附近的两条管道；位于德克萨斯州东部的San Jacinto管道；位于德克萨斯州西部的Permian Ngl横向管道；位于德克萨斯州西部和新墨西哥州的Levelet管道；以及科罗拉多的管道与我们的米克尔设施有关。联邦政府机构负责管理由Wilprise、Permian Ngl和Levelet管道提供的运输服务。 (4) 我们拥有74.7%的合并权益，通过我们的多数拥有的子公司，Wilprise Pipeline Company，LLC。我们按比例巩固了我们50%的不分割权益在45英里的亚瑟港管道。这些NGL管道的其余部分是全资拥有的。

我们的NGL管道每天能够运输的最大桶数取决于每个系统的各个部分（例如，每个注射和输送点的需求水平以及正在运输的产品的组合）之间在给定时间点实现的操作速率。因此，我们根据净吞吐量来衡量NGL管道的利用率，这是基于我们的所有权利益。截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，该等管道的总净吞吐量分别为3,461MBPD、3,168MBPD及2,965MBPD。

以下信息描述了我们的主要NGL管道，我们运行的NGL管道除了Skely-Belvieu管道和德克萨斯州快速收集系统。

§	A 美国中部管道系统NGL管道系统由四个主要部分组成:3,119英里的洛矶山管道、2,138英里的康威北管道、632英里的乙烷-丙烷混合管道和2,146英里的康威南管道。中美洲管道系统在13个州运作:科罗拉多州、伊利诺斯州、爱荷华州、堪萨斯州、明尼苏达州、密苏里州、内布拉斯加州、新墨西哥州、俄克拉荷马州、德克萨斯州、犹他州、威斯康辛州和怀俄明州。在美国中部管道系统上运输的货物主要来自位于落基山脉和中部大陆地区的天然气加工厂，以及堪萨斯州和德克萨斯州的NGL分馏和储存设施。

落基山管道输送混合NGL从位于落基山和圣胡安盆地地区的生产油田到位于得克萨斯州-新墨西哥边界的霍布斯NGL枢纽。康威北段将堪萨斯州康威的NGL枢纽连接到上中西部的炼油厂、石化工厂和丙烷市场。NGL枢纽，例如在蒙特贝尔维尤、霍布斯和康威，为买方和卖方提供一个集中的位置，用于产品的存储和定价，同时也提供连接到州内和/或州际管道。EP Mix段将EP Mix从康威枢纽运送到爱荷华州和伊利诺斯州的石化工厂。康威南方管道连接康威枢纽和堪萨斯炼油厂，并提供康威枢纽和霍布斯枢纽之间的双向NGLS运输。在霍布斯NGL枢纽，中美管道系统与我们的塞米诺尔NGL管道和霍布斯NGL分馏和存储设施互连。中美管道系统还连接到我们拥有和运营的18个非管制NGL终端。

A 南得克萨斯NGL管道系统是一个位于德克萨斯州南部的NGL收集和运输管道网络，收集和运输混合NGL从位于德克萨斯州南部的天然气加工厂（由美国或第三方拥有）到我们位于德克萨斯州南部的NGL分馏器和NGL分馏和储存综合体。在贝尔维尤山附近，德州。位于德克萨斯州钱伯斯郡的蒙特贝尔维尤（Mont Belvieu）地区，拥有重要的能源相关基础设施，是全球NGL产业的一个关键枢纽（Mont Belvieu Hub）。此外，该系统还将我们的南德克萨斯州NGL分馏塔的纯度NGL产品输送到位于德克萨斯州科珀斯克里斯蒂和得克萨斯州休斯敦之间的炼油厂和石化工厂，以及德克萨斯州城市-休斯敦地区，以及与其他NGL管道的互连和我们的蒙特贝尔维尤存储综合体。南得克萨斯NGL管道系统是我们乙烷标头系统的一部分，它从蒙特贝尔维尤枢纽延伸到德克萨斯州科珀斯克里斯蒂。

§	A 迪克西管道运输丙烷和其他NGL，从德克萨斯州东南部延伸到美国东南部市场，在这个系统上运输的丙烷供应主要来自德克萨斯州东南部、路易斯安那州南部和密西西比州。迪克西输油管道在阿拉巴马州、乔治亚州、路易斯安那州、密西西比州、北卡罗莱纳州、南卡罗来纳州和德克萨斯州等七个州运营，并与我们拥有和运营的八个非管制的丙烷终端相连。

§	A 阿特克斯阿巴拉契亚至德州高速铁路（阿巴拉契亚至德州高速铁路）将乙烷从位于俄亥俄州、宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州的第三方拥有的NGL分馏工厂南行运送到我们的蒙特贝尔维尤仓储中心。这些分馏设施提取的乙烷来源于马塞勒斯和尤蒂卡页岩产区。ATEX在九个州运营:阿肯色州、伊利诺伊州、印第安纳州、路易斯安那州、密苏里州、俄亥俄州、宾夕法尼亚州、德克萨斯州和西弗吉尼亚州。

§	A Chaparral Ngl系统从西得克萨斯和新墨西哥州的天然气加工厂运送混合天然气到蒙特贝尔维尤。该系统由906英里的Chaparral管道和179英里的Quanah管道组成。Chaparral管道提供的州际和州内运输服务是受管制的；然而，Quanah管道提供的运输服务不受管制。

§	A 路易斯安那州管道系统是位于路易斯安那州南部的NGL管道网络。该系统将发源于路易斯安那州和德克萨斯州的NGLS运送到位于路易斯安那州南部密西西比河走廊沿线的炼油厂和石化工厂。该系统还为我们位于路易斯安那州的天然气加工厂、NGL分馏塔和其他资产提供运输服务。

§	A 塞米诺尔NGL管道从霍布斯中心和二叠纪盆地运送NGL到德克萨斯州东南部的市场，包括我们的NGL分馏复合体位于和靠近蒙特贝尔维尤。源自美国中部管道系统的NGLS是塞米诺尔NGL管道的重要吞吐量来源。

从历史上看，塞米诺尔NGL管道系统由两条平行的管道组成，延伸至蒙特贝尔维尤。2019年1月，我们完成了其中一条管道从NGL服务到原油服务的部分转换。转换不会减少我们的NGL运输能力，因为流离失所的NGL是使用我们的其他NGL管道运输的，包括我们的ShinOak NGL管道。此外，如果市场和实体外卖条件允许，我们有能力将这条管道转换回NGL服务。有关Midland-to-Echo2管道系统的更多信息，请参见项目1和2中的“原油管道和服务部分-原油管道” 。

§	A 德州高速铁路从德克萨斯州的Skellytown延伸到我们位于贝尔维尤山和附近的NGL分馏和存储综合体。位于落基山脉、二叠纪盆地和中部大陆地区的生产油田的混合NGL通过与我们的中美管道系统的互连在Skeltyown附近输送到德克萨斯州的快速管道。此外，德克萨斯州快递管道运送由德克萨斯州快递系统收集的混合NGL。此外，科罗拉多州丹佛-朱莱斯堡（Denver-Julesburg，简称DJ）盆地的混合NGLS被用前距离管道输送到德克萨斯州的高速管道。我们在德州高速管道35%的所有权权益是通过我们在德州高速管道有限责任公司的权益法投资间接持有的。

2018年5月，我们进行了开放的承诺期，以确定托运人对德州快线和前程线扩展的兴趣。鉴于我们从货主那里得到了积极的回应，我们正在进行扩展，预计将分别增加90MbPd和100MbPd的德州快线和前程管道的运输能力。这些扩张旨在通过向生产商提供流量保证和更多进入墨西哥湾沿岸市场，促进包括DJ盆地在内的国内页岩盆地NGLS产量的增长。我们预计扩建项目将于2019年第三季度投入服务。

§	A 斯克利-贝尔维尤管道运送混合的NGLS从Skellytown，Texas到MontBelvieu。通过与Skellytown的中美管道系统的互连，Skellytown的Belvieu管道接收了大量NGL。我们在Skely-Belvieu管道公司的50%所有权权益是通过我们在Skely-Belvieu管道公司L.L.C.的股权投资间接持有的。

§	A 前距离管道运输混合NGL从位于科罗拉多州DJ盆地的天然气加工厂到与我们的德克萨斯州快速管道，中美管道系统和其他位于德克萨斯州Skellytown的第三方设施的互连。我们在前程管道33.3%的所有权权益通过我们在前程管道有限责任公司的权益法投资间接持有。正如前面所提到的，我们正在将前距离管道的运输能力扩大100MbPd。

§	A 神盾乙烷管道“宙斯盾”将纯乙烷输送到德克萨斯州东南部和路易斯安那州墨西哥湾沿岸的石化设施。当Aegis与我们南德克萨斯州NGL管道系统的一部分结合时，形成了从德克萨斯州科珀斯克里斯蒂到路易斯安那州密西西比河的乙烷标头系统。

§	A 休斯敦船舶频道管道系统连接我们的蒙特贝尔维尤地区的资产，我们的海洋码头在休斯敦船舶通道和地区石化工厂，炼油厂和其他管道。

§	A 格兰德河管道从德克萨斯州敖德萨附近运送混合NGLS到德克萨斯州埃尔帕索以南墨西哥边境的管道互连。我们通过我们的多数拥有的子公司，力拓管道公司拥有力拓格兰德管道公司70%的合并权益。

§	A 帕诺拉管道从德克萨斯州迦太基附近的注入点运送混合NGL到蒙特贝尔维尤中心，并支持海恩斯维尔和棉花谷的石油和天然气产区。我们通过我们的多数拥有的子公司，Panola管道公司，LLC拥有Panola管道公司55%的合并权益。

§	A Lou-Tex Ngl 管道系统在路易斯安那州和德克萨斯州市场之间运输混合NGL、纯度NGL产品和精炼级丙烯（RGP）。

§	A PROMIX NGL采集系统收集来自路易斯安那州南部天然气加工厂的混合NGL，以输送到我们的PronixNGL分馏塔。我们在Pronix Ngl集合系统中的50%所有权权益是通过我们在K/D/S Pronix，L.L.C. （ “Pronix” ）的权益法投资间接持有的。

§	A 德州快递集货系统它由两个收集系统组成，埃尔克市和北德克萨斯州，将混合NGL输送到德克萨斯州的快速管道。我们在德克萨斯州快递公司的45%所有权权益是通过我们在德克萨斯州快递公司的权益法投资间接持有。

§	A 三州NGL管道运输混合NGL从阿拉巴马州的移动海湾到路易斯安那州肯纳附近的点。我们拥有83.3%的三州NGL管道合并权益，通过我们的多数拥有的子公司，三州NGL管道，L.L.C。

新橡树岭管道。2017年4月，我们宣布计划建造658英里的Shin Oak Ngl管道，将不断增长的Ngl产量从二叠纪盆地输送到位于蒙特贝尔维尤枢纽的Ngl分馏和存储综合体。2019年2月，从德克萨斯州ORLA到蒙特贝尔维尤的24英寸直径主线段投入了有限的商业服务，初始运输能力为250MBPD。相关的20英寸直径娃哈哈横向预计于2019年第二季度完成。在长期客户承诺的支持下，Shin Oak Ngl管道最终将提供高达550MBPD的运输能力，预计将在2019年第四季度提供。

2018年5月，Apache Corporation（ “Apache” ）执行了一项长期供应协议，将其从Alpine High Discovery的所有NGL生产销售给我们。阿尔卑斯高地（Alpine High）是位于特拉华盆地的一个主要油气资源，包含丰富和干燥的天然气和含油远景。企业承诺在供应协议最初的10年期限内从Apache购买最多205个NGLS的MBPD，在双方同意的情况下可以延长该协议的期限。

结合长期NGL供应协议，我们授予Apache一项期权，以收购我们拥有的子公司最多33%的股权。s the Shin Oak Ngl Pipeline.2018年11月，Apache将此选项贡献给了Altus Midstream Company，后者是Apache的多数股权子公司。该选项是可操作的在60天内某些完成里程碑已经实现（如基础协议中定义的），我们预计将在2019年第二季度实现。

NGL分级

我们拥有或有兴趣在德克萨斯州和路易斯安那州的16个NGL分馏塔，将混合NGL流分离成纯度NGL产品，为第三方客户和我们的NGL营销活动。国内天然气处理厂提取的混合NGL代表了我国NGL分馏塔处理的最大体积来源。根据工业数据，我们认为，在可预见的未来，将有足够数量的混合NGL，特别是来自德克萨斯州西部、墨西哥湾沿岸以及落基山脉和中部非洲地区的天然气加工厂的NGL，可用于商业上可行的分馏。大量的混合NGL合同承诺由联合所有者和第三方客户在我们的NGL分馏器中处理。

我们的NGL分馏业务的经营结果一般取决于分馏的混合式NGL的数量和收取的分馏费的水平（根据收费合同）或收取的NGL的价值（根据液体百分比安排）。我们基于费用的分馏客户保留了我们为他们处理的NGLS的标题。在我们为低于%液体合同的客户分出数量的情况下，我们面临NGL价格的波动（即商品价格风险）。我们试图通过使用商品衍生工具来减轻这些风险。

下表列出了截至2019年2月1日我们的NGL分馏设施的选定信息:

			净植物	工厂总数
		所有权	能力	能力
资产说明	地点	利息	（MBPD）(1)	（MBPD）
NGL分馏设施:
贝尔维尤山建筑群:
第一、第二和第三条	德克萨斯州	75.0% (2)	189	245
第四、第五、第六和第九条	德克萨斯州	100.0%	345	345
第七条和第八条	德克萨斯州	75.0% (3)	128	170
贝尔维尤山建筑群			662	760
Shoup和Armstrong	德克萨斯州	100.0%	93	93
霍布斯	德克萨斯州	100.0%	75	75
诺科	路易斯安那州	100.0%	75	75
PROMIX	路易斯安那州	50.0%	73	145
特波尼	路易斯安那州	100.0%	30	30
巴吞鲁日	路易斯安那州	32.2%	19	60
共计			1,027	1,238

(1) 近似的净工厂容量不一定与我们在每个工厂的所有权利益相对应。能力是基于各种因素，例如设施中的业主流程和与联合业主的合同安排。 (2) 我们按比例合并了这些分馏塔75%的不分割权益。 (3) 我们通过我们的多数拥有的子公司企业EF78LLC拥有NGL第七和第八分馏塔75%的合并股权。

按加权平均计算，截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，我们的NGL分馏塔的整体使用率分别为94.0% 、91.0%及90.2% 。

下面的信息描述了我们所有的NGL分馏器。

§	A 贝尔维尤山NGL分馏综合体包括分馏塔，位于蒙特贝尔维尤或周围地区的钱伯斯县，得克萨斯州。这个复杂的过程混合了北美几个主要NGL供应盆地的NGL，包括二叠纪盆地、落基山脉、鹰福特页岩、中部大陆和圣胡安盆地。此外，Mont Belvieu Ngl分馏综合体的特点是连接到我们的NGL供应和分配管道网络，大约130毫米的地下盐丘储存能力，以及通过我们位于休斯敦船舶通道的海洋码头进入国际市场。

随着二叠纪盆地、鹰福特页岩和DJ盆地等国内页岩生产商寻求市场准入和最终用户需要供应保证，NGL分馏能力的需求继续扩大。2018年5月，我们将位于德克萨斯州钱伯斯郡的第九台NGL分馏塔投入服务。新的分馏塔容量为90MbPd，使我们的蒙特贝尔维尤建筑群的NGL分馏容量增加到760MbPd。此外，我们在2018年11月宣布计划在德克萨斯州钱伯斯郡（Chambers County）建造一个新的NGL分馏设施，毗邻我们现有的蒙特贝尔维尤NGL分馏综合体。新设施将由两个分馏列车组成，它们能够处理一个合并的300MBPD的NGLS。两列分馏列车中的第一列将具有150MBPD的铭牌容量，计划于2019年第四季度完成并开始服务。其中第二列分馏列车的铭牌容量也将达到150MBPD，计划于2020年上半年开始服务。

§	A 舒普以及阿姆斯特朗南得克萨斯地区天然气加工厂供应的NGL混合式NGL分馏塔。来自Shoup和Armstrong分馏塔的纯度NGL产品被运送到科珀斯克里斯蒂地区的当地市场，并使用我们的南德克萨斯州NGL管道系统运送到Mont Belvieu枢纽。

2018年11月，我们宣布了一个项目，通过扩大和重新使用我们南德克萨斯州管道的一部分来优化我们的SHUP NGL分馏器。该项目将需要建造大约21英里的新管道，同时将大约65英里的现有天然气管道转换为NGL服务，这将使我们能够向SHUP提供另外25MBPD的NGL容量。预计将于2019年第三季度提供扩大的管道容量。

§	A 霍布斯NGL分馏器为西德州、新墨西哥州和科罗拉多州的NGL生产商提供服务。该分馏塔接收来自几个主要供应盆地的混合NGL，包括中部大陆、二叠纪盆地、圣胡安盆地和落基山脉。该设施位于我们的中美管道系统和塞米诺尔NGL管道的互连，从而为客户提供了通往蒙特贝尔维尤和康威枢纽的通道。

§	A 诺科NGL分馏器接收混合NGL来自位于路易斯安那州南部和密西西比河及阿拉巴马州海湾沿岸的炼油厂和天然气加工厂，包括我们的Pascagoula、威尼斯和Toca工厂。

§	A PROMIX NGL分馏塔接收混合NGL来自位于路易斯安那州南部和密西西比河沿岸的天然气加工厂，包括我们的海王星和帕斯卡古拉工厂。PROMIX NGL分馏设施包括三个NGL储存洞穴和一个驳船码头，是其操作的组成部分。我们在Pronix分馏塔的50%所有权权益是通过我们在Pronix的权益法投资间接持有。

§	A 特波尼NGL分馏器于2019年2月根据地区对分馏服务的需求重新启动，接收来自路易斯安那州天然气加工厂和蒙特贝尔维尤存储综合体的混合NGL。我们的Tebone分馏塔恢复服务补充了我们在Norco和Promix NGL分馏塔的业务，并为我们提供了另一个处理混合NGL交付到Mont Belvieu的选择。

§	A 巴吞鲁日NGL分馏塔接收来自阿拉巴马州、密西西比州和路易斯安那州南部天然气加工厂的混合NGL。该设施包括一个租赁的NGL储藏室。我们在巴吞鲁日分馏塔32.2%的所有权权益是通过我们在巴吞鲁日分馏塔有限责任公司的权益法投资间接持有的。

NGL及相关产品储存设施

我们利用地下盐丘储藏室和地面储存罐来储存我们和客户拥有的混合和纯度高的NGL、石化产品和相关产品。我们的存储设施的运行结果取决于客户保留的存储容量水平、交付和退出存储的产品数量以及我们收取的相关费用水平。

下表列出了截至2019年2月1日我们的NGL和相关产品存储资产的选定信息:

			可使用净额
			储存
		所有权	能力
按资产开列的储存能力	地点	利息	（磁带）(1)
贝尔维尤山存储综合体	德克萨斯州	100.0%	129.8
阿尔梅达和马克汉姆（2）	德克萨斯州	租赁	12.4
Breux Bridge，Anse la Butte和Sorrento（3）	路易斯安那州	100.0%	12.7
花瓣（4）	密西西比州	100.0%	5.1
哈钦森（5）	堪萨斯州	100.0%	4.0
其他（6）	各种类型	各种类型	14.2
共计			178.2

(1) 净可用存储容量是基于我们的所有权权益或合同使用权。 (2) 这些存储设施与我们的南得克萨斯NGL管道系统连接使用。 (3) 这些存储设施与我们的路易斯安那管道系统连接使用。 (4) 这个存储设施与我们的迪克西管道连接使用。 (5) 这个存储设施与我们的中美管道系统有关。 (6) 我们的主要管道系统，包括中美管道系统，迪克西管道和TE产品管道，主要由可操作的存储容量组成，我们拥有所有这些存储容量。

我们基本上操作我们所有的NGL和相关的产品存储设施。

我们最大的地下存储设施位于德克萨斯州钱伯斯郡的蒙特贝尔维尤中心。该设施由38个地下盐丘洞穴组成，用于储存和再沉积混合和纯度NGLS、石油化工及相关产品。该设施的总可使用储存容量为129.8mmbbles，一个盐水系统，约有31mmbbles的地面盐水储存容量和五口井用于盐水生产。

NGL海运码头及相关业务

我们拥有和经营用于NGLS的海运进出口码头。所有这些设施都位于休斯敦船舶航道上，其运作的结果主要取决于处理的船舶数量和我们为这些服务收取的相关装卸费用。

以下信息描述了我们的休斯敦船舶通道终端，这两个终端都是我们操作的。

§	A 企业碳氢化合物终端（EHT）位于休斯敦船舶频道，为出口商、营销商、分销商、化工公司和大型综合石油公司提供终端服务。该码头有7个深水船坞和1个驳船码头。该码头可容纳45英尺长的船只，包括苏兹马克斯油轮（Suezmax Tankers），这些油轮是休斯敦航道上最大的油轮。我们相信，我们在休斯敦船舶航道的位置使我们能够处理比我们的竞争对手更大的船舶，因为我们的海滨有更少的起草和波束（宽度）限制。我们海滨的面积和结构使我们能够接收和卸载产品为我们的客户和提供码头和码头服务。

EHT可以同时将低乙烷丙烷和/或丁烷（统称LPG）的冷藏货物装载到多艘油轮上。我们的液化石油气出口服务继续受惠于国内页岩供应的增加，例如二叠纪盆地和鹰福德页岩，以及国际上对丙烷作为乙烯生产和发电及供热的原料的需求。截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，EHT的LPG装载量分别平均为445MBPD、424MBPD及420MBPD。

我们现时的石油气载重量约为545桶。2018年9月，我们宣布了一个项目，将EHT的LPG装载能力提高175MBPD，即每月大约5mmbble。这次扩建将使我们在EHT的总液化石油气出口能力达到720桶，即每月约21桶。在这一扩建项目完成后，EHT将有能力同时装载多达六艘超大型载气船（ “VLGC” ），同时保持在装载丙烷和丁烷之间切换的选择。一旦投入使用，该扩展将允许EHT在不到24小时内装载单个VLGC，为我们的客户创造更大的效率和成本节约。预计增量装载能力将在2019年第三季度提供。

EHT的主要客户是我们的NGL营销集团，该集团利用EHT来满足出口客户的需求。NGL营销与这些客户进行交易，使用长期销售合同和带薪条款和/或交换协议。近年来，美国已成为世界上最大的液化石油气出口国，源自EHT的货物起着关键作用。

截至2018年12月31日止年度，我们在香港出口的石油气货物中，有55%运往亚洲；18%运往北美及加勒比；13%运往中美洲及南美洲；12%运往欧洲及非洲；及2%运往其他目的地，包括澳大利亚和中东。根据现有资料，我们向出口客户销售的液化石油气占每个目的地市场大约总供应量的百分比如下:北美洲和加勒比地区为51% ；亚洲为43% ；中美洲和南美洲为34% ；欧洲和非洲为21% ；其他目的地为10% ，包括澳大利亚和中东。

EHT还包括NGL导入终端。这个进口码头可以根据产品的不同，以每小时14000桶的价格从油轮上卸下NGL。我们过去三年的进口数量很少。

该公司还提供涉及原油、石化和精炼产品的终端服务。EHT与原油终止和储存相关的资产和活动被分类，并作为我们原油管道和服务业务部门的一个组成部分呈现。EHT与石化和精炼产品客户相关的活动在我们的石化和精炼产品服务业务板块中进行了分类和描述。

§	A 摩根点乙烷出口终端位于休斯敦船舶通道上，总载重率（铭牌容量）约为1万桶/小时的完全冷藏乙烷，是世界上同类产品中最大的。该终端通过为全球石油化工行业提供获得低成本原料选择和供应多样化机会，支持美国页岩气的国内生产。我们估计，美国墨西哥湾沿岸乙烷供应目前超过美国需求约300MbPd，并可能在2024年超过需求约1mmbpd，此前考虑了在墨西哥湾沿岸建造的第三方乙烯生产设施的估计增量需求。通过为生产商提供进入出口市场的渠道，摩根点乙烷出口终端支持美国能源储备的持续发展。

终端处理的乙烷体积是从我们的蒙特贝尔维尤NGL分馏和储存复杂。截至2018年12月31日、2017年和2016年12月31日，终端的乙烷装载量分别为146MBPD、90MBPD和15MBPD。该终端于2016年8月投入商业服务。

原油管道与服务板块

我们的原油管道和服务业务板块目前包括约5300英里的原油管道、原油存储和海洋终端，以及相关的原油营销活动。

原油管道

我们有位于俄克拉荷马州、新墨西哥州和德克萨斯州的原油收集和运输管道。提供原油运输服务的业务结果主要取决于处理的数量（或保留的容量）和收取的费用水平（通常是以每桶为基础）。向托运人收取的费用是基于政府机构（包括FERC）监管的关税或合同安排。有关政府对本港原油管道及储存设施的监管的详情，请参阅第一部分第1及第2项的讨论。

下表列出了截至2019年2月1日我们的原油管道和相关操作的选定信息:

			业务活动
		我们的。	储存	管道
		所有权	能力	长度
资产说明	地点（一个或多个）	利息	（磁带）(2)	（英里）
海道（1）	俄克拉荷马州德克萨斯州	50.0%	8.8	1,271
西德州系统（1）	德克萨斯州，新墨西哥州	100.0%	0.9	1,034
南得克萨斯原油管道系统	德克萨斯州	100.0%	3.8	648
盆地管道（1）	德克萨斯州、新墨西哥州、俄克拉荷马州	13.0% (3)	6.0	618
EFS中游系统	德克萨斯州	100.0%	0.3	485
Midland-to-Echo2管道系统	德克萨斯州	100.0%	--	440
Midland-to-Echo1管道系统	德克萨斯州	80.0%	3.9	418
鹰福特原油管道系统	德克萨斯州	50.0%	4.5	378
共计			28.2	5,292

(1) 这些液体管道提供的运输服务全部或部分由联邦政府机构管理。 (2) 业务存储容量以毛额表示。 (3) 我们按比例巩固了在盆地管道中13%的不分割权益。

2018年10月，我们以1.349亿美元的价格出售了红河系统和相关原油线。有关本次出售的更多信息，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注4。

我们的原油管道每天能够运输的最大桶数取决于每个系统的各个部分（例如，每个输送点的需求水平和正在运输的原油的等级）之间在给定时间点实现的操作速率。因此，我们根据净吞吐量来衡量原油管道的利用率，这是基于我们的所有权利益。截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，该等管道的总吞吐量分别为2,000MBPD、1,820MBPD及1,388MBPD。

以下信息描述了我们的主要原油管道，除了盆地管道和Eagle Ford原油管道系统外，我们所有这些都在操作。

§	A 海运管道连接俄克拉荷马州库欣原油中心和德克萨斯州东南部市场。我们的50%拥有权益的海管间接持有通过我们的权益方法投资海管原油管道公司有限责任公司（ “海管” ）。海道由长程系统、自由港系统和德克萨斯州城市系统组成。库欣枢纽（英语:Cushing Hub）是纽约商品交易所（英语:New York Mercantile Exchange，简称NYMEX）西得克萨斯中质原油的行业交易枢纽和价格结算点。

长程系统由两条直径约500英里、30英寸的管道（海道I和海道环路）组成，这些管道提供从库欣枢纽到位于德克萨斯州弗里波特附近的海道琼斯河码头的南北原油运输。长程系统的总运输能力约为950MbPd，取决于运输的原油的类型和混合以及其他变量。琼斯溪码头通过管道连接到我们的企业原油休斯敦（ “回声” ）存储终端，这使海道服务于包括博蒙特/亚瑟港地区在内的德克萨斯州上海湾沿岸的各种客户。

自由港系统包括一个海运码头，方便原油进出口，以及输送原油进出自由港、德克萨斯州和琼斯河码头的管道。

德克萨斯州城市系统由一个海运码头和储油罐、各种管道和相关基础设施组成，用于将原油运送到德克萨斯州城市的炼油厂和德克萨斯州Galena公园的码头，我们的回声终端和休斯敦航道沿线的位置。德克萨斯州的城市系统也从墨西哥湾的某些近海开发项目中获得生产。自由港系统和德克萨斯州城市系统的州内管道输送能力分别约为480MbPd和800MbPd。海堤的德克萨斯州城市海运码头有两个码头，一个45英尺长的码头，总长度为1125英尺，一个200英尺长的横梁（宽度）和以35000桶/小时的速度装载原油的能力。

2018年6月，我们的原油营销集团开始装载超大型原油运输船（ “VLCC” ）油轮，这些油轮使用海堤的德克萨斯州码头，并结合墨西哥湾的较轻作业。

§	A 西德州系统连接德克萨斯州西部和新墨西哥州东南部的原油采集系统到我们位于德克萨斯州米德兰的终端设施。西德州系统，包括最近完成的爱县管道，是我们的战略聚合计划的一个关键部分，旨在支持二叠纪盆地生产者。爱心县管道于2018年7月建成，目前可将200MBPD的原油和凝析油从新墨西哥州和西德州的各个点运送到我们的德克萨斯州米德兰原油码头；然而，我们预计将在2019年3月完成一个扩建项目，将使其运输能力提高到350Mbpd。在米德兰，托运人将能够获得存储和终端服务，以及与多种运输替代方案（如卡车运输和管道基础设施）的连接，这些替代方案提供了进入包括墨西哥湾沿岸在内的各种下游市场的机会。

§	A 南得克萨斯原油管道系统向休斯顿地区的客户运送源自德克萨斯州南部的原油和凝析油。该系统包括位于德克萨斯州Sealy的存储终端资产。南德克萨斯州原油管道系统还包括我们的Rancho II管道，该管道从Sealy终端延伸到我们的Echo终端89英里。从Echo，我们有连接炼油厂客户和我们的海洋终端。

§	A 盆地管道从德克萨斯州西部和新墨西哥州南部的二叠纪盆地运送原油到库欣中心。

§	A EFS中游系统为Eagle Ford页岩的生产商提供服务，为相关天然气提供凝析油收集和处理服务以及收集、处理和压缩服务。EFS中游系统包括485英里的集输管道，11个中央集输装置，其凝析油联合储存能力为0.3mmbbls，凝析油稳定能力为171mbpd，相关天然气处理能力为1.0bcf/d。

§	A Midland-to-Echo2管道系统于2019年2月开始有限的商业服务，为我们提供了约200MBPD的增量原油运输能力，从二叠纪盆地到休斯敦地区市场。该管道预计将于2019年4月进入全面商业服务。该管道起源于我们的米德兰终端，并延伸440英里到我们的Sealy存储终端，到达Sealy的量运输到我们的回声终端使用Rancho II管道，这是我们南德克萨斯州原油管道系统的一个组成部分。

我们将我们的塞米诺尔NGL管道系统的一部分从NGL服务转换为原油服务，以创建这个管道系统的Midland-to-Sealy段。这一转换得到了一份10.75年的运输合同的支持，该合同规定了公司的需求费用。如果市场和实体外卖条件允许，我们有能力将这条管道转换回NGL服务。

§	A Midland-to-Echo1管道系统2018年第二季度全面投入运营，为二叠纪盆地生产商提供了将多个等级的原油，包括WTI、WTI轻质甜原油（ “WTI轻” ）、西德克萨斯酸和凝析油运送到墨西哥湾沿岸市场的能力。由于运营增强和补充基础设施，预计自2019年3月起，该管道的运输能力将增至620Mbpd。

Midland-to-Echo1管道系统起源于我们的Midland终端，并延伸到我们的Sealy存储终端418英里。到达Sealy的体积然后使用Rancho II管道传输到我们的回声终端。使用Echo终端，Midland-to-Echo1管道系统的托运人可以访问德克萨斯州休斯敦、博蒙特和德克萨斯州亚瑟港的每一个炼油厂，以及我们的原油出口码头设施。Midland-to-Echo1管道系统包括位于德克萨斯州Sealy的某些存储资产。

Midland-to-Echo1管道系统的大部分由Whitthorn Pipeline Company LLC（ “Whitthorn” ）拥有，我们在其中拥有80%的股权。2018年6月，Western Gas Partners，L.P.的附属公司以1.896亿美元现金收购Whitthorn20%的股权。

§	A 鹰福特原油管道系统为德克萨斯州南部的生产商运输原油和凝析油。该系统有效地循环运行，可输送超过600MbPd的轻质和中质原油，由378英里的原油和凝析油管道组成，原产于德克萨斯州的Gardendale，并延伸到德克萨斯州的科珀斯克里斯蒂。该系统与我们位于德克萨斯州威尔逊县的南得克萨斯原油管道系统和位于科珀斯克里斯蒂的一个海洋终端互连，该终端正在建设中。我们在Eagle Ford原油管道系统的50%所有权权益通过我们在Eagle Ford Pipeline LLC的权益法投资间接持有。

原油终端

除了与我们的原油管道相关的运营存储容量外，我们还拥有和运营位于休斯敦、米德兰和得克萨斯州博蒙特以及俄克拉荷马州库欣的原油终端，这些终端用于为我们和我们的客户存储原油。与我们的中游网络的其他方面相结合，我们的原油码头为墨西哥湾沿岸炼油商提供了一个集成系统，其特点是供应多样化，显著的存储能力和一个高容量管道分配系统，连接客户，总炼油能力约为4.4mmbpd。

原油终端的操作结果主要取决于存储的体积水平和存储的时间长度，包括保留的固定存储容量水平、泵送体积和与每个活动相关的费用。如果码头提供海洋服务，这些活动的运作结果主要取决于处理的船舶数量和我们就这些服务收取的相关装卸费用。

下表列出了截至2019年2月1日我们的原油终端的选定信息:

				数目	储存
		所有权	数目	地面以上	能力
资产说明	地点（一个或多个）	利息	海上码头	现役坦克	（磁带）
EHT（原油）	德克萨斯州	100.0%	7艘深水船舶；1艘驳船	84	24.0
回声（1）	德克萨斯州	100.0%	n/a	15	6.4
博蒙特海军西部	德克萨斯州	100.0%	4艘深水船舶；2艘驳船	12	4.1
库欣	俄克拉荷马州	100.0%	n/a	20	3.5
米德兰	德克萨斯州	100.0%	n/a	12	2.5
共计				143	40.5

(1) 坦克的数量和储存能力不包括在我们的Midland-to-Echo1管道系统的运行中使用的三个坦克和由Seaway拥有的两个坦克。

下面的信息描述了我们的主要原油终端，所有这些都是我们操作的。

§	A 埃特原油码头是墨西哥湾沿岸最大的此类设施之一，也是我们EHT综合体的一部分，该综合体位于休斯敦船舶通道上，有7个深水船坞和一个驳船码头组成的广泛的海滨通道。正如前面所指出的那样，该码头可以容纳高达45英尺长的船只，包括苏兹马克斯油轮，这是最大的油轮，可以导航休斯敦的船舶通道。

§	A 回声该终端位于得克萨斯州休斯敦，为存储客户提供进入位于得克萨斯州休斯敦和博蒙特/亚瑟港地区的主要炼油厂的通道。Echo还与包括EHT在内的海运码头建立了联系，这些码头为美国墨西哥湾沿岸和国际市场上的任何炼油厂提供了通道。

2018年9月，领先衍生品市场的芝商所（CME Group）宣布，美国原油的供应商、炼油商和最终用户在得克萨斯州休斯敦有了一种新的定价和对冲WTI的方法。参与者将有灵活性，在我们的回声终端，EHT或管道互连在热那亚连接。新的期货合约于2018年10月获得监管批准，并与NYMEX的规则一起列出，并受其约束，从2019年1月合约月开始。

§	A 博蒙特海军西部码头位于德克萨斯州博蒙特附近的内奇河上。该码头包括四个深水码头和两个驳船码头，以促进原油及相关产品的出口和进口。

§	A 库欣码头位于俄克拉何马州的库欣枢纽，提供原油储存、泵送和贸易文件服务。这个码头是我们海道的始发点之一。

§	A 米德兰码头提供原油储存、泵送和贸易文件服务，中美码头是我们的中美至Echo1和2管道系统的始发点。

德克萨斯州墨西哥湾沿岸海上石油码头。我们正在计划开发一个位于德克萨斯州墨西哥湾沿岸近海的原油出口码头。该码头将能够完全装载VLCC海上油轮，这些油轮的能力约为2百万桶，并为向亚洲和欧洲最大的国际市场出口原油提供最高效和最具成本效益的解决方案。我们于2018年开始了该码头的前端工程和设计工作，并于2019年1月向海事局（简称“马拉迪” ）提交了监管许可申请。根据初步设计，该项目将包括能够以大约85000桶/小时出口原油的陆上和海上设施。该项目的最终投资决定将取决于长期客户合同的执行以及各州和联邦许可的接收。

科珀斯克里斯蒂海洋码头我们是在德克萨斯州科珀斯克里斯蒂建造的海洋原油码头的共同所有者，该码头将能够装载原油或凝析油的远洋船只。终端的初始存储容量将约为1.2mmbble。该设施将通过与我们的鹰福特原油管道系统的连接，从鹰福特页岩和二叠纪盆地获得生产。科珀斯克里斯蒂海运码头预计将于2019年第二季度投入商业服务。我们在终端的50%所有权权益是通过我们的权益法间接持有的EF终端科珀斯克里斯蒂有限责任公司的投资。

原油营销活动

我们的原油营销活动产生的收入来自销售和交付原油和凝析油直接从生产商或从其他公开市场上购买。我们的原油营销活动的运营结果主要取决于原油和凝析油销售价格之间的差额或价差以及相关的购买和其他成本，包括可归因于我们资产使用的成本。一般来说，基础合同中提到的销售价格是以市场为基础的，包括对交货地点或原油质量等因素的定价差异。我们使用衍生工具来减轻与原油营销活动相关的商品价格风险。关于我们的商品套期保值方案的讨论，见本年度报告第二部分第7A项。

我们的原油管道和服务部门还包括大约360辆牵引车-拖车油罐车，其中大部分是我们租赁和运营的，用于运输原油。

天然气管道和服务部门

我们的天然气管道和服务业务部门目前包括约19,700英里的天然气管道系统，为科罗拉多州、路易斯安那州、新墨西哥州、德克萨斯州和怀俄明州的天然气收集、处理和运输提供服务。这一部分还包括我们的天然气营销活动。

天然气管道及相关存储资产

我们的天然气管道系统收集、处理和运输来自生产地区的天然气，包括二叠纪、鹰福特页岩、海恩斯维尔页岩，以及皮恰斯、圣胡安和大绿江供应盆地。此外，其中一些管道从墨西哥湾开发中获得天然气生产。我们的天然气管道将天然气重新输送到加工设施、发电厂、当地燃气分销公司、工业和市政客户、储存设施或其他陆上管道。

我们的天然气管道和相关储存资产的运作结果主要取决于天然气的收集、处理、运输或储存数量、托运人对公司能力的保留程度以及我们对这些活动收取的相关费用。向托运人收取的运输费（通常是天然气每立方米的运输费）是基于政府机构（包括FERC）监管的关税或合同安排。有关政府监管天然气管道的详情，请参阅第一部分第1及第2项的“监管事宜” 。

下表列出了截至2019年2月1日我们天然气管道和相关基础设施的选定信息:

				净容量(1)
			管道	管道	天然气	可使用的
		所有权	长度	能力	治疗	储存
资产说明	地点（一个或多个）	利息	（英里）	（mmcf/d）	（mmcf/d）	（BCF）
德州州内系统（2）	德克萨斯州	各种类型	6,944	7,345	80	12.9
阿卡迪亚气系统（2）	路易斯安那州	100.0%	1,312	3,100	--	1.3
乔纳采集系统	怀俄明州	100.0%	761	2,360	--	--
皮采盆地采集系统	科罗拉多州	100.0%	190	1,800	--	--
圣胡安采集系统	新墨西哥州，科罗拉多州	100.0%	6,073	1,750	440	--
二叠纪盆地采集系统	德克萨斯州，新墨西哥州	100.0%	1,687	1,575	150	--
白河枢纽（3）	科罗拉多州	50.0%	10	1,500	--	--
海恩斯维尔采集系统	德克萨斯州路易斯安那州	100.0%	357	1,300	810	--
BTA收集系统（4）	德克萨斯州	100.0%	783	1,000	160	--
公平竞争收集系统（4）	德克萨斯州	100.0% (5)	273	285	--	--
印度温泉采集系统（4）	德克萨斯州	80.0% (6)	145	160	--	--
德尔米塔采集系统	德克萨斯州	100.0%	204	145	--	--
南得克萨斯采集系统	德克萨斯州	100.0%	518	143	--	--
旧的海洋管道	德克萨斯州	50.0%	240	80	--	--
大灌木丛采集系统	德克萨斯州	100.0%	250	60	--	--
中央处理设施	科罗拉多州	100.0%	--	--	200	--
共计			19,747	22,603	1,840	14.2

(1) 净能力金额是基于我们的所有权权益或合同使用权。 (2) 这些管道系统提供的全部或部分运输服务由联邦和州政府机构管理。 (3) 白河枢纽提供的服务由联邦政府机构管理。 (4) 这些系统提供的运输服务部分由国家政府机构管理。 (5) 该系统包括约52英里的管道，根据运营租赁持有。 (6) 我们按比例巩固了我们在印度温泉采集系统80%的不分割权益。

按加权平均计算，截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，我们的天然气管道整体使用率分别约为58.3% 、57.1%及57.4% 。这些利用率代表实际交付的天然气数量占我们名义交付能力的百分比，并不反映出在无论托运人是否实际利用这些能力都赚取了能力费用的情况下订立的能力保留协议。

以下信息描述了我们主要的天然气管道。除了白河枢纽和德克萨斯州内系统的某些部分，我们经营天然气管道和储存设施。

§	A 德克萨斯州州内系统它由6,319英里的企业德州管道系统和625英里的通道管道系统组成。德克萨斯州的州内系统收集、运输和储存来自德克萨斯州供应盆地的天然气，包括二叠纪盆地和鹰福特和巴尼特页岩，以输送到当地的天然气分销公司、发电厂和工业和市政消费者。该系统还连接到区域天然气处理厂和其他州内和州际管道。德克萨斯州州内系统为德克萨斯州的许多商业市场提供服务，包括科珀斯克里斯蒂、圣安东尼奥/奥斯汀、博蒙特/橙子和休斯敦，包括休斯敦船舶通道工业市场。

我们在1471英里长的管道中，按比例巩固了我们的不分割权益，从22%到80%不等。德克萨斯州州内系统还包括我们的威尔逊天然气存储设施，它由位于德克萨斯州沃顿郡的一个由租赁和拥有的地下盐丘存储洞穴组成的网络组成，总的可用存储容量为12.9BCF。其中四个洞穴，包括6.9个可使用容量的BCF，是根据经营租赁持有的。我们德州州内系统的其余部分是全资拥有的。

§	A 阿卡迪亚气系统在路易斯安那州运输、储存和销售天然气。阿卡迪亚气系统由582英里的柏柏线、429英里的阿卡迪亚线、275英里的海恩斯维尔支线和26英里的企业鹈鹕管道组成。阿卡迪亚天然气系统包括位于路易斯安那州拿破崙维尔的一个地下盐丘天然气储藏洞穴。阿卡迪亚天然气系统将路易斯安那州（如海恩斯维尔页岩供应盆地）和墨西哥湾近海开发的天然气供应与当地天然气分销公司、发电厂和工业客户联系起来，这些公司主要位于巴吞鲁日/新奥尔良/密西西比河走廊。

§	A 乔纳采集系统位于怀俄明州西南部的大绿河流域。该系统从乔纳和皮内代尔供应场收集天然气，输送到区域天然气加工厂，包括我们的先锋设施。

§	A 皮采盆地采集系统收集从科罗拉多州西北部的皮恰斯盆地生产的天然气到我们的温顺天然气加工厂。

§	A 圣胡安采集系统收集和处理从新墨西哥州北部和科罗拉多州南部的圣胡安盆地生产的天然气，并将天然气直接输送到州际管道（如果是干气）或区域天然气工厂，包括我们的查科设施，用于在州际管道上运输之前进一步处理（如果天然气丰富的话）。

§	A 二叠纪盆地采集系统它由982英里的卡尔斯巴德管道系统、671英里的娃哈哈管道系统和34英里的世界管道系统组成。二叠纪盆地聚集系统从二叠纪盆地收集天然气，输送到区域天然气加工厂，包括我们的Chaparral、Carlsbad、南埃迪、Waha和Orla工厂，并将残余物和经过处理的天然气输送到我们的德克萨斯州州内系统和第三方管道。

§	A 白河枢纽是一个天然气中心设施，服务于生产在皮西亚斯盆地。该设施使生产商能够进入六条州际天然气管道，其总吞吐量为3BCF/D天然气。我们在白河枢纽的50%所有权权益是通过我们在白河枢纽投资公司的权益法间接持有。

§	A 海恩斯维尔采集系统包括214英里的州线采集系统、73英里的曼斯菲尔德东南采集系统和70英里的斯坦利东南采集系统。Haynesville采集系统收集和处理从Haynesville和Bossier页岩供应盆地以及路易斯安那州和德克萨斯州东部的棉谷和泰勒沙地地层产生的天然气，以输送到区域市场，包括（通过与海恩斯维尔延伸管道的互连）由我们的阿卡迪亚天然气系统服务的市场。

§	A BTA采集系统位于德克萨斯州东部，聚集和处理来自海恩斯维尔页岩和博西耶、棉谷和特拉维斯峰地层的天然气。我们于2017年4月以1.914亿美元的价格收购了这个系统，以及我们的Panola和Fairway天然气加工厂。有关此项收购的资料，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注12。

§	A 公平竞争收集系统收集从德克萨斯州东部帕诺拉县和罗斯克县棉谷组生产的天然气，以输送到区域市场。

§	A 印度温泉采集系统，连同大灌木丛采集系统，从德克萨斯州东部的Woodbine、Wilcox和Yegua产区收集天然气。

§	A 德尔米塔采集系统收集来自德克萨斯州南部弗里奥-维茨堡组的天然气，输送到我们的德尔米塔天然气加工厂。

§	A 南得克萨斯采集系统从奥尔莫斯和威尔科克斯地层收集天然气，输送到我们的德克萨斯州系统内，该系统将天然气输送到我们的德克萨斯州南部天然气加工厂。

§	A 旧的海洋管道将天然气从德克萨斯州迈珀尔附近德克萨斯州州内系统的注入点输送到德克萨斯州斯威尼的管道互连。2018年5月，我们宣布与Energy Transfer Partners，L.P. （ “ETP” ）组建50/50合资公司，恢复ETP拥有的旧海洋天然气管道的全面服务。这条直径24英寸的老旧海洋管道发源于德克萨斯州艾利斯县的迈珀尔，向南延伸约240英里，到达位于布拉佐利县的德克萨斯州斯威尼。ETP作为管道的运营商，其天然气总输送能力为160mmcf/d。2019年1月，该管道完成了维修，并全面投入服务。

此外，双方扩大了共同拥有的北德克萨斯州36英寸直径天然气管道，这是我们德克萨斯州州内系统的一个组成部分。扩建项目于2019年1月完成，为我们提供了从西德州额外的天然气外卖能力150mmcf/d，包括交付到旧的海洋管道。恢复旧的海洋管道的全面服务和北得克萨斯管道的扩建为生产商提供了额外的外卖能力，以适应来自特拉华州和米德兰盆地不断增长的天然气产量。

§	A 中央处理设施位于科罗拉多州的里奥布兰科县，为皮西亚斯盆地的生产商提供服务。输送到处理设施的天然气被处理以除去杂质并输送到我们的米格天然气厂进一步处理。

天然气营销活动

我们的天然气营销活动产生收入，销售和交付从生产商、区域天然气加工厂和公开市场购买的天然气。我们的天然气营销客户包括当地的天然气分销公司和发电厂。我们天然气销售活动的经营结果主要取决于天然气销售价格与相关购买和其他成本之间的差额或价差，包括可归因于我们资产使用的成本。一般来说，基础合同中提到的销售价格是基于市场的，可能包括对交货地点等因素的定价差异。

我们受到商品价格风险的影响，因为我们在天然气营销活动和某些国家内天然气运输合同中获得天然气总量的所有权。此外，我们为某些生产商购买和转售天然气，这些生产商使用我们的圣胡安、皮西亚斯、二叠纪盆地和乔纳采集系统，以及我们的阿卡迪亚气和德州系统的某些部分。此外，我们的几个天然气收集系统虽然不提供营销服务，但通过与托运人的运输安排，面临与商品价格波动有关的风险。例如，我们圣胡安采集系统产生的几乎所有运输收入都是基于区域天然气价格指数的百分比。这一指数可能基于多种因素而波动，包括天然气供应和消费者需求的变化。我们试图通过使用商品衍生工具来减轻这些价格风险。关于我们的商品套期保值方案的讨论，见本年度报告第二部分第7A项。

石化及精炼产品服务分部

我们的石化和精炼产品服务业务板块目前包括: （一）丙烯生产设施，包括丙烯分馏装置和丙烷脱氢（ “PDH” ）设施，约800英里的管道，以及相关的市场营销业务；（二）丁烷异构化综合体和相关的去黄烷化（ “DIB” ）业务，连同约70英里的相关管道；（iii）辛烷值增强和高纯度异丁烯（ “HPIB” ）生产设施；（iv）总里程约4100英里的精炼产品管道、终端和相关营销活动；（v）海运。该部分还将包括我们的乙烯出口终端和相关操作。

丙烯生产及相关操作

我们的丙烯生产和相关业务包括七个丙烯分馏（或分馏）装置，一个PDH设施，大约800英里的相关管道，海洋出口码头基础设施，和相关的营销活动。

丙烯是石油化工行业使用的关键原料。丙烯有三个等级；最小纯度为99.5%的聚合物等级（ “PGP” ）；最小纯度约为93-94%的化学等级（ “CGP” ）和纯度约为70%的炼油厂等级（ “RGP” ）。2018年，全球丙烯需求（PGP和CGP合并）估计为1.08亿吨。丙烯分馏装置将丙烷和丙烯的混合物RGP分离成PGP或CGP。PDH设施使用丙烷原料生产PGP。对PGP的需求主要涉及聚丙烯的制造，聚丙烯有多种最终用途，包括包装薄膜、地毯和室内装饰用纤维、电器用塑料成型零件、汽车、家居用品和医疗产品。CGP是一种用于塑料、合成纤维和泡沫塑料的基础石化产品。

我们的PDH设施于2018年4月全面投入服务。该设施位于德克萨斯州钱伯斯郡，位于我们的蒙特贝尔维尤综合体，每年可生产高达16.5亿英镑（约合25MBPD）的PGP。以这种铭牌生产速度，该设施消耗了大约35MbPd的丙烷作为原料。PDH设施与我们传统的蒙特贝尔维尤丙烯分馏装置集成在一起，为PDH设施和分馏装置提供了操作可靠性和灵活性。该设施的建设是由长期的、收费的合同承保的，合同中规定了最低数量的承诺。

在我们为客户划分RGP的范围内，我们进入收费处理安排。在我们的石化营销活动中，我们在公开市场上购买RGP，在我们的分馏装置进行分馏，并以市场为基础的价格向客户销售所得到的PGP。这一营销活动的结果主要取决于PGP的销售价格与相关的购买和其他成本之间的差异或价差，包括可归因于使用我们的丙烯生产资产和相关基础设施的成本。为了限制这些营销活动对价格风险的暴露，我们试图将原料采购的时间和价格与终端产品销售的时间和价格相匹配。

我们的石化营销活动还包括为我们的PDH设施购买丙烷，将其加工成PGP，然后根据长期销售合同（采取或支付安排）销售给客户，其中包括最小数量承诺和合同定价，最大限度地降低我们的商品价格风险。

我们的石油化工管道的运作结果主要取决于运输的产品数量和向托运人收取的费用水平。为了满足日益增长的国际对PGP的需求，该业务还包括位于EHT的出口资产，这些资产能够装载高达每天5000公吨的冷藏PGP。

下表列出了截至2019年2月1日我们丙烯生产设施的选定信息:

		我们的。	净植物	工厂总数
		所有权	能力	能力
资产说明	地点（一个或多个）	利息	（MBPD）	（MBPD）
丙烯分馏设施:
贝尔维尤山（6个单位）	德克萨斯州	各种（1）	81	95
BRPC（一个单位）	路易斯安那州	30.0% (2)	7	23
共计			88	118

PDH设施:
贝尔维尤山	德克萨斯州	100.0%	25	25

(1) 我们按比例巩固了66.7%的不分割权益的三个丙烯分馏器，这些分馏器具有41MBPD的总工厂容量。剩余的三个丙烯分馏单元是全资拥有的。 (2) 我们在BRPC设施的所有权权益是通过我们在巴吞鲁日丙烯选矿厂（ “BRPC” ）的权益法投资间接持有。

我们在我们的丙烯分馏装置和PDH设施，位于蒙特贝尔维尤中心和CGP在我们的BRPC设施，位于巴吞鲁日，路易斯安那州。按加权平均计算，截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，我们的丙烯生产设施的整体使用率分别约为86.7% 、89.9%及81.9% 。

下表列出了截至2019年2月1日有关我们丙烯管道的选定信息:

		所有权	长度
资产说明	地点（一个或多个）	利息	（英里）
Lou-Tex丙烯管道	路易斯安那州德克萨斯州	100.0%	263
德克萨斯州RGP采集系统	德克萨斯州	100.0%	167
北迪安管道系统	德克萨斯州	100.0%	157
丙烯分离器PGP分配系统	德克萨斯州	100.0%	82
路易斯安那州RGP采集系统	路易斯安那州	100.0%	63
查尔斯湖PGP管道	路易斯安那州德克萨斯州	50.0% (1)	27
拉波特普管道	德克萨斯州	80.0% (2)	20
萨宾管道	路易斯安那州德克萨斯州	100.0%	15
共计			794

(1) 我们按比例巩固了我们在查尔斯湖PGP管道中不可分割的权益。 (2) 我们拥有LaPortepp管道公司80%的合并权益，通过我们的大多数拥有的子公司，LaPortepine公司，L.P.和LaPortepine GP，L.L.C。

我们的石化管道每天能够运输的最大桶数取决于每个系统的各个部分（例如，每个交付点的需求水平和正在运输的产品的组合）之间在某一时间点实现的开工率。因此，我们根据净吞吐量来衡量石化管道的利用率，这是基于我们的所有权利益。截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，总净吞吐量分别为125MbPd、106MbPd及121MbPd。

Lou-Tex丙烯管道用于将CGP从路易斯安那州索伦托运送到贝尔维尤山。2015年6月，我们宣布了将Lou-Tex丙烯管道从CGP转换为PGP服务的计划。这一转换定于2020年完成。

除了路易斯安那的查尔斯湖PGP管道外，我们经营所有丙烯生产资产和相关管道。

异构化和相关操作

我们在我们的蒙特贝尔维尤综合大楼拥有和运营三个异构化单元，总处理能力为116MBPD，其中包括美国最大的商业异构化设施。这些操作还包括一条70英里长的管道系统，用于将高纯度异丁烷从蒙特贝尔维尤枢纽运送到德克萨斯州内奇港。我们拥有和操作这个管道系统。

商业异构化服务的需求取决于能源行业对异丁烷和高纯度异丁烷的需求，超过了通过NGL分馏和炼油厂操作过程产生的异丁烷。异构化单元将正丁烷原料转化为异丁烷和正丁烷的混合流。DIB单位，我们拥有和运营的九个位于我们的蒙特贝尔维尤复合体，然后分离异丁烷和正常丁烷。任何由DIB过程产生的剩余未转化（或残留）正丁烷随后通过异构化过程再循环，直到其转化成不同等级的异丁烷，包括高纯度异丁烷。异丁烷的主要用途是生产环氧丙烷、异辛烷、异丁烯和烷酸。我们还使用我们的DIB单元将来自NGL分馏活动的混合丁烷分馏，进口和其他来源的异丁烷和正常丁烷。我们的多个独立的DIBS提供的操作灵活性使我们能够抓住不同类型丁烷的需求和价格波动所带来的市场机会。

我们的异构化业务的经营结果一般取决于加工的正丁烷和混合丁烷的数量以及向客户收取的收费处理费用的水平。

我们的异构化资产提供加工服务以满足第三方客户和我们的其他业务的需要，包括我们的NGL营销活动和辛烷值增强生产设施。按加权平均计算，截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，我们的异构化设施的利用率分别约为92.2% 、92.2%及93.1% 。

2018年1月，我们宣布计划将丁烷异构化设施扩大30MbPd的增量容量。这一扩展得到了长期协议的支持，以提供丁烷异构化、储存和相关管道服务。我们目前预计这一项目将在2021年第四季度完成。

辛烷值增强及相关操作

我们拥有和经营位于我们的蒙特贝尔维尤综合体的辛烷强化生产设施，该设施旨在生产异丁烯和异辛烷或甲基叔丁基醚（ “MTBE” ）。该设施生产的产品被炼油商用来增加汽油中的辛烷值。生产这些产品所消耗的高纯度异丁烷原料是由我们的异构化装置提供的。

我们以市场为基础的价格销售我们的辛烷值增强产品。我们试图通过加入商品衍生工具来降低与这些产品相关的价格风险。在我们生产MTBE的范围内，它被独家销售到出口市场。我们以异辛烷、异丁烯和MTBE的产量来衡量我们的辛烷强化设施的利用率，在截至2018年、2017年和2016年12月31日的年度中，平均分别为24MbPd、23MbPd和19MbPd。

我们还拥有和运营一个位于休斯敦船舶通道上的设施，该设施生产多达4MBPD的HPIB，并包括一个相关的存储设施，具有0.6mmbbls的相关产品存储容量。该工厂的主要原料是异丁烷/异丁烯混合物，由我们的辛烷值增强设施生产。HPIB用于生产聚异丁烯，其用于制造润滑剂和橡胶。总的来说，我们以市场为基础的价格出售HPIB，成本为基础的地板。按加权平均计算，截至2018年、2017年和2016年12月31日止年度，该设施的使用率分别为88.9% 、75.9%和58.4% 。

我们的辛烷值增加和HPIB设施的运行结果一般取决于生产量的水平和产品的销售价格与相关的原料采购成本和其他运行费用之间的差异或价差。

异丁烷脱氢装置。2017年1月，我们宣布计划在我们的蒙特贝尔维尤（Mont Belvieu）综合体建设异丁烷脱氢装置（IBDH），预计该装置每年可生产42.5万吨异丁烯。该项目由长期客户合同承保，预计将于2019年第四季度完成。新工厂生产的异丁烯还将为我们下游的辛烷强化和石化设施提供额外的原料。

历史上，蒸汽饼干和炼油厂一直是丙烷和丁烷烯烃的主要来源，供下游使用。然而，随着乙烷等轻端原料的使用增加，对按需生产烯烃的需求也增加了。与我们的PDH设施一样，IBDH工厂将帮助满足传统供应减少的市场需求。IBDH工厂将增加我们的高纯度和低纯度异丁烯的生产，这两种异丁烯都是用来制造润滑剂、橡胶产品和用于汽油搅拌站的烷基化物，以及用于出口的MTBE。

精细化产品服务

我们的精炼产品服务业务包括大约4100英里的精炼产品管道、终端和相关的营销活动。

精炼产品管道我们拥有和经营TE产品管道，这是一个3,278英里的管道系统，包括2,953英里的受管制州际管道和325英里的不受管制的德克萨斯州内管道。该系统主要运输从上得克萨斯海湾海岸到印第安纳州西摩的精制产品。从西摩开始，TE Products管道延伸到伊利诺斯州芝加哥、俄亥俄州利马、纽约州塞尔柯克和宾夕法尼亚州费城附近。在印第安纳州西摩以东，TE Products管道主要致力于NGL运输服务。由TE产品管道运输的精炼产品由炼油厂生产，包括汽油和馏分油。

这一管道系统的运行结果取决于运输的产品数量和向托运人收取的费用水平。这些服务所收取的关税要么是合同规定的，要么是由政府机构，包括FERC监管的。有关政府对本港输液管的监管，包括对运输服务征收的关税的补充资料，请参阅第一部分第1及第2项内的规管事宜。

我们的TE产品管道每天能运输的最大桶数取决于系统各部分之间在给定时间点实现的运行平衡（例如，每个交货点的需求水平和正在运输的产品的组合）。因此，我们根据吞吐量来衡量这条管道的利用率。根据产品类型划分的TE产品管道的总吞吐量如下所示年份:

	截至12月31日，
	2018		2017		2016
精炼产品运输（MBPD）		456		456		474
石油化工运输（MBPD）		148		156		164
NGL运输（MBPD）		71		57		55

TE产品管道系统包括五个非监管的精炼产品卡车终端和18.5mmbble的总存储容量。

我们还拥有该公司50%的股权。百年管道，这是一条795英里的精炼产品管道，从德克萨斯州的博蒙特延伸到伊利诺伊州的波旁。百年管道包括位于伊利诺伊州克雷尔斯普林斯附近的精炼产品存储终端，总存储容量为2.3mmbble（1.2mmbble Net to our ownership interest）。尽管百年管道目前处于空闲状态，但我们继续与我们的合资伙伴评估可能重新使用该管道的潜在项目。

精细产品船用码头。我们拥有和经营位于德克萨斯州博蒙特附近的内奇河上的海洋码头，这些码头处理精炼的产品和原油。我们的博蒙特设施包括五个深水船坞、三个驳船码头和大约7.8毫米的总精炼产品储存能力。

我们还在休斯顿船舶频道的EHT处理精制产品。除了为精炼产品提供船舶装卸服务外，EHT的精炼产品业务还包括通过使用24个地面储存罐储存2.0mmbble的总容量。

这些海运码头的营运结果，主要视乎处理的货量及相关的储存费及其他费用而定。

精细化产品营销活动。我们的精炼产品营销活动产生的收入销售和交付精炼产品在公开市场上获得。我们的精细化产品营销活动的运营结果主要取决于产品销售价格与相关购买和其他成本之间的差异或价差，包括那些可归因于使用我们其他资产的成本。总的来说，我们以市场为基础的价格出售我们的精炼产品，这可能包括对等级和交货地点等因素的定价差异。我们使用衍生工具，以减轻我们面对与我们的精炼产品营销活动相关的商品价格风险。关于我们的商品套期保值方案的讨论，见本年度报告第二部分第7A项。

海上运输

我们的海上运输业务包括64艘拖轮和148艘槽式驳船，用于运输美国内陆和海上航道关键系统的精炼产品、原油、沥青、凝析油、重燃料油、液化石油气和其他石油产品。海洋运输业使用两艘船作为动力源和坦克驳船作为货运能力。我们的海洋运输资产为密西西比河沿岸的炼油厂和存储终端客户提供服务，密西西比河是德克萨斯州和佛罗里达州之间的海内航道，也是田纳西-汤比比河的航道系统。我们拥有和经营位于路易斯安那州侯马和摩根市的造船厂和维修设施，以及位于路易斯安那州郊区和德克萨斯州Channelview的海上转瞬即逝的设施。

我们的海运业务的营运结果，一般取决于运输石油产品所收取的费用水平（例如，设定日费率或每次货物运输的费用）。

截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，我们的船队平均使用率分别为93.5% 、86.3%及85.2% 。

我们的海上运输业务受到监管，包括美国交通部、国土安全部、美国商务部和美国海岸警卫队。有关本规例的资料，请参阅第一部分第1及第2项内的“规管事宜-联邦对海上作业的规管” 。

乙烯出口终端及相关操作

我们正在建造一个乙烯出口终端，位于摩根点的休斯敦船舶通道。建成后，我们将运营的码头预计每年可出口约22亿磅乙烯，装载率为每小时220万磅，并有6600万磅乙烯的现场冷藏储存。该项目由长期客户承诺承保，预计将于2019年第四季度开始有限的商业服务，一旦某些制冷资产完成，预计将于2020年第四季度全面运营。我们拥有企业导航乙烯终端有限公司50%的股权，该公司拥有出口设施。

2019年第二季度，我们预计将在我们的Mont Belvieu存储综合体完成一个项目，该项目将一个大的、高容量的乙烷存储重新应用到乙烯服务中。新的5.3mmbbl乙烯储存洞穴将以每小时约21万磅（或每小时约2000桶）的注入/退出速率为特征，可膨胀至每小时42万磅（或每小时约4000桶）。在新的高容量油井半英里内有8条第三方乙烯管道，这为我们提供了重要的连接机会。

为了进一步支持我们的乙烯能力，我们正在建设一条24英里的乙烯管道，从我们的蒙特贝尔维尤综合体延伸到德克萨斯州的拜波特。新的管道将有可能连接生产和消费客户，位于休斯敦船舶通道以南，我们的乙烯储存设施在蒙特贝尔维尤。我们的贝尔维尤（Mont Belvieu）综合体和摩根的Point Terminal之间的管道预计将在2019年完成，其余部分将在2020年完成。

监管事项

以下信息描述了监管对我们的运营的主要影响，包括涉及安全和环境事务的监管以及我们向客户收取的运输服务费用。

环境、安全和养护

我们的管道和其他资产的安全运作是当务之急。我们致力于保护环境和公众及代表我们工作的人士的健康和安全，以安全和负环保责任的方式开展业务活动。

职业安全和健康

我们的某些设施受经修订的《联邦职业安全和健康法》（OSHA）和类似的州法规的一般工业要求的约束。我们相信我们在物质上符合OSHA和类似的国家要求，包括一般行业标准，记录保存要求和监测雇员的职业暴露。

我们的某些设施还受OSHA过程安全管理（ “PSM” ）条例的约束，该条例旨在防止或尽量减少有毒、反应性、易燃或爆炸性化学品的灾难性排放的后果。本规例适用于涉及某些化学品、易燃气体或液体的任何工序，而该等工序在某一特定阈值或以上（如规例所界定）。此外，我们还受到美国环境保护局（EPA）在某些设施的风险管理计划规定的约束。这些条例旨在补充OSHA PSM条例。这些环保署的规定要求我们开发和实施一种风险。

管理程序包括五年的事故历史报告、越位后果分析程序、预防程序和应急程序。我们相信，我们的操作在实质上符合OSHA PSM法规和EPA的风险管理计划的要求。

OSHA危险通信标准、《联邦超级基金修正和再授权法案》第三章规定的社区知情权条例以及类似的州法规要求我们组织和披露在我们的业务中使用的危险材料。这些信息的某些部分必须应要求向联邦、州和地方政府当局以及当地公民报告。这些法律和《全面环境反应、赔偿和责任法》的规定要求我们在某些情况下报告危险化学品的泄漏和排放。

管道安全

根据《美国法典》第49编的各项规定和与管道设施的设计、安装、测试、建造、运营、更换和管理有关的可比国家法规，我们受到美国交通部的广泛监管。这些法规要求拥有或运营管道的公司遵守这些法规，允许查阅和复制相关记录，提交某些报告，并按照美国运输部长的要求提供信息。DOT通过其管道和危险材料安全管理局（ “PHMSA” ）对天然气和危险液体管道进行监管。我们相信我们在实质上遵守了DOT法规。

我们还受制于DOT管道完整性管理条例，该条例具体规定了公司应该如何评估、评估、验证和维护管道段的完整性，如果发布，这些段可能会影响高结果区域（ “HCA” ）。HCA包括人口密集地区、异常敏感地区和商业通航水道。这些规定要求开发和实施一个完整性管理程序，利用内部管道检查技术、压力测试或其他同等有效的手段来评估HCAS中管道段的完整性。这些条例还要求对HCAS中的管道部分进行定期审查，以确保存在适当的预防和缓解措施，并确保公司迅速采取行动，处理评估和分析过程中提出的完整性问题。我们已经确定了HCAS中的管道部分，并为这些资产开发了适当的完整性管理程序。

2011年的《管道安全、监管确定性和创造就业法案》（Pipeline Safety Act of2011）规定了对国家管道的监管监督，对违反管道安全规则的行为的处罚，以及其他一些小问题。《管道安全法》目前规定，对一次违反《DOT条例》的行为处以20万美元的罚款，对最严重的违反管道安全行为（例如导致死亡、受伤或重大环境损害的违反行为）处以210万美元的最高罚款。此外，《管道安全法》还包括对新建管道的额外安全要求。

2016年6月，《保障美国未来能源:保护我们的管道基础设施和加强2016年安全法案》（ “安全管道法” ）签署成为法律。《安全管道法》将PHMSA的法定任务期限延长至2019年，并规定或继续制定影响管道安全的要求，包括但不限于以下内容: （i）通过施加紧急限制，为PHMSA提供额外的权力，以应对迫在眉睫的危险，禁止和安全措施对气体或危险液体管道设施的所有者和经营者，（二）责成天然气管理局制定天然气储存设施的安全标准；（三）要求天然气管理局完成现有立法规定的某些尚未完成的任务，并向国会报告逾期未交的规则制定情况。

DOT规例已参考美国石油学会标准653（ “API653” ）作为检查、修理、改造和重建地面储罐的行业标准。API653要求地面储罐定期进行预定的维护，这可能导致重大的和未预期的维修或升级支出，这些支出被认为是确保这些储罐持续安全和可靠运行所必需的。

PHMSA根据《管道安全法》或《安全管道法》颁布了新的或修订的条例，这些条例可能会对我们的管道产生影响。拟议的危险液体管道新条例或修订条例包括: （一）将报告要求扩大到所有危险液体重力和收集线；（二）要求对受极端天气影响地区的管道进行检查；（三）要求定期对危险液体进行内联完整性评估。

所有地点的管道；（四）修改管道修理规定；（五）要求所有受完整性管理要求约束的管道在20年内能够容纳内联检查工具，但某些例外情况除外；和（六）澄清其他条例，以改进遵守情况。关于这些条例的通知已于2015年10月发布，最后规则尚待执行。

2016年3月，PHMSA发布了天然气输气管道安全新规定，从多个方面拓宽了安全保障范围，包括但不限于: （一）修改对集输管道的监管，取消对集输管道运营商的豁免报告要求，并修订集输管道的定义；（二）增加新的HCA中管道段的评估和修订修复标准，并建立管道修复标准。（iii）将规例的适用范围扩大至包括位于中等后果地区范围内的管道（ “MCAS” ）；（iv）在1970年前建造的管道测试中加入一项规定，目前不受某些管道安全要求的约束；修改管道运营商在极端天气事件之后安全和检查传输管道基础设施的方式；澄清与完整性管理活动相关的风险评估要求；扩大与完整性管理相关的强制性数据收集和集成要求活动，包括数据验证；（八）要求管道“猪”发射器和接收器具有新的安全特性；和（九）要求有系统的方法来验证管道的最大允许操作压力，并要求操作者报告最大允许操作压力超过。关于这些建议的最后规则仍有待制定。

PHMSA还发布了一项最终规则，该规则于2019年1月生效，该规则修订了管道安全条例，涵盖可用于运输天然气的塑料材料的类型、设计和安装。新规定允许PVC管的使用，采用各种适用的行业标准，并修订与塑料管道的使用有关的存储和处理、部件设计、阀门设计、标准配件和管道测试等法规。

针对《安全管道法》，PHMSA于2016年12月发布了一项临时最后规则，通过了联邦安全条例和地下天然气储存设施的报告要求。美国第五巡回上诉法院（英语:Court of Appeals for the Fifth Circuit）暂时搁置了对临时最后规则的审查。2017年6月，PHMSA将临时规则的新安全标准的执行部分推迟到最后规则公布后一年。

根据实施《管道安全法》或《安全管道法》所有要求的条例制定和（或）实施更严格的要求，可能会导致我们在遵守这些标准方面发生重大和意外的支出。在拟议的条例定稿之前，对我们业务的影响（如果有的话）尚不清楚。

环境事项

我们的业务受到各种环境和安全要求的约束，并根据广泛的联邦、州和地方法律和法规可能承担的责任。其中包括，不受限制: 《经济、社会和文化权利委员会》；《资源保护和恢复法》；《联邦清洁空气法》；《清洁水法》；《1990年石油污染法》；《OSHA》；《紧急规划和社区知情权法》；《国家历史保存法》；以及类似或类似的州以及当地的法律法规，这些法律和规章影响到我们目前和未来业务的许多方面，一般要求我们在空气排放、水质、废水排放和固体及危险废物管理方面获得和遵守各种环境登记、许可证、许可证、检查和其他批准。不遵守这些规定可能会使我们面临罚款、惩罚和（或）业务中断，对我们的财务状况、业务结果和现金流量产生重大不利影响。

如果在我们拥有、经营或以其他方式使用的任何设施发生泄漏、泄漏或释放危险物质的情况，或在我们将材料送往处理或处置的地方，我们可以对由此产生的所有负债承担责任，包括调查、补救和清理费用。同样，我们可以要求清除以前处置的废物或补救被污染的财产，包括地下水受到影响的情况。任何或所有这些事态发展都可能对我们的财务状况、业务结果和现金流量产生重大不利影响。

我们相信我们的营运实质上符合现行的环境及安全法例及规例，而我们遵守这些规例不会对我们的财务状况、营运结果及现金流量造成重大不利影响。但是，环境和安全方面的法律和规章可能会发生变化。环境管制的趋势是对可能被认为影响环境的活动施加更多的限制和限制，因此无法保证环境管制遵守或补救的未来开支的数额或时间。新的或经修订的条例，特别是如果这些费用不能完全从我们的客户收回，会对我们的财务状况、经营成果和现金流量产生重大不利影响，从而导致履约费用增加或额外的经营限制。

有时，政府当局评估与涉及环境事项的行政或司法程序有关的货币制裁。详情见本年度报告第一部分第3项。

空气质量

我们的行动与受管制、允许排放的空气污染物有关。因此，我们必须遵守CAA和类似的国家法律和法规，包括国家空气质量实施计划。这些法律和条例对各种工业来源，包括我们某些设施的空气污染物的排放作出了规定，并规定了各种监测和报告要求。这些法律和条例还可能要求我们（i）就某些预计会产生空气排放或导致现有空气排放水平上升的项目或设施的建造或改造获得预先批准，（ii）取得并严格遵守载有各种排放和操作限制的空气许可证的规定，或（iii）利用具体的排放控制技术来限制排放。

环境团体越来越多地对修改或延长许可证的请求提出质疑，并寻求对申请人适用更严格的规定。我们未能遵守适用的规定，可能会对我们的行动，包括执法行动，施加金钱上的惩罚、禁令、条件或限制，而我们不能延长或确保对现有许可证作出必要的修改，可能会对我们的行动造成不利影响。我们亦可能须就空气污染管制设备取得及维持空气排放许可证及批准而招致某些资本开支。

水质

CWA和类似的州法律对石油及其衍生物排放到受管制水域实行严格控制。CWA对以可报告数量排放石油产品的行为规定了处罚，并对清除石油或其他危险物质的费用规定了重大的潜在责任。国家控制水污染的法律还规定了不同的民事和刑事处罚和责任，在石油或其衍生物释放到可通航水域或地下水的情况下。联邦泄漏预防控制和应对措施的任务规定要求适当的安全罩和类似的结构，以帮助防止石油储罐的释放对受管制水域产生影响。环保署还通过了一些规定，要求我们有许可证，以便排放某些风暴水。我们所在的某些国家也可能要求发放风暴水许可证，并可能提出监测和其他要求。除非获得适当颁发的许可证授权，CWA禁止在美国湿地和其他水域排放疏浚和填充材料。我们认为，我们遵守这些CWA要求的成本不会对我们的财务状况、经营成果和现金流量产生重大不利影响。

原油泄漏责任的主要联邦法律是OPA，它涉及原油污染的三个主要领域:预防、遏制和清理以及责任。OPA适用于船舶、深水港口、近海生产平台和陆上设施，包括码头、管道和中转设施。为了处理、储存或运输超过某些阈值的原油，陆上设施必须酌情向美国石油公司、DOT管道安全办公室（OPS）或美国环保署提交漏油反应计划。许多国家颁布了类似于《反恐法》的法律。根据OPA和类似的国家法律，负责原油排放的受管制设施的责任方可能要承担补救费用，包括对周围自然资源的损害。任何石油或其他污染物不及时从我们的管道或设施释放，都可能导致罚款或处罚以及重大的补救费用。

石油产品泄漏或排放造成的污染是管道行业固有的风险。由于历史上的操作，在我们的管道系统或其他设施沿线存在需要补救的地下水污染的情况下，我们认为任何此类污染都可以得到控制或补救；然而，这些费用是针对具体地点的，无法保证总的影响不会是实质性的。

环保组织就美国陆军工兵部队颁发的某些全国性许可证提起诉讼。这些许可证允许精简管道项目的许可。如果这些诉讼成功，未来管道建设项目的时间表可能会受到不利影响。

处置危险废物和非危险废物

在我们的正常运作中，我们产生的危险和非危险的固体废物必须遵守《联邦RCRA》和类似的州法规的要求，这些法规对固体废物的处理、储存、处理和处置提出了详细的要求。我们还利用废物最小化和再循环过程来减少固体废物的数量。

CERCLA也被称为“超级基金” ，它通常不考虑原始行为的过错或合法性，对某些类别的人施加责任，这些人为向环境释放“有害物质”作出了贡献。这些人包括发生释放的设施的所有者或经营者以及处置或安排处置设施中发现的危险物质的公司。根据《公约》的规定，负责的缔约方在清理排放到环境中的危险物质的费用、对自然资源的损害和某些健康研究的费用方面可能承担连带责任。《经济、社会和文化权利公约》和《儿童权利公约》还授权环境保护局，在某些情况下，第三方采取行动，应对公共卫生或环境受到的威胁，并设法从责任方收回其所承担的费用。相邻的土地所有者和其他第三方提出人身伤害和财产损害索赔的情况并不少见，据称这些索赔是由释放到环境中的危险物质或其他污染物造成的。在我们的常规操作过程中，我们的管道系统和其他设施产生的废物可能属于CERCLA对“危险物质”的定义范围，或受CERCLA和RCRA补救要求的约束。我们有可能根据《区域环境协定》或《区域环境协定》承担补救责任，或偿还补救费用，以便在我们目前拥有或经营的场址进行补救，无论是由于我们或我们的前任的经营，还是在我们以前拥有或经营的场址进行补救，或我们以前使用的处置设施，即使在进行处置时是合法的。

濒危物种

经修订的《联邦濒危物种法》和类似的州法律可能限制影响濒危和受威胁物种或其生境的商业活动或其他活动。我们目前或未来计划的一些设施可能位于被指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区，如果是，可能限制或增加设施建设或运营的成本。此外，指定以前未指明的濒危或受威胁物种可能会使我们承担额外费用，或在受影响地区受到经营限制或禁止。

FERC规例-液体管道

我们的某些NGL、精炼产品和原油管道系统都有州际共同的运输工具的移动，受FERC根据州际商业法案（ “ICA” ）的监管。提供这种移动的管道（称为“州际液体管道” ）包括但不限于以下几种:ATEX、Aegis、Dixie管道、TE Products管道、前距离管道、中美洲管道系统、海道管道、塞米诺尔NGL管道和德克萨斯州快速管道。这些管道由法律实体拥有，这些实体的移动受FERC监管，包括定期报告要求。例如，ATEX、Aegis和TE Products管道由Enterprise TE Products管道公司LLC（ “Enterprise TE” ）拥有，后者提供FERC监管的移动。

ICA规定，我们对这些州际液体管道的运输收取的费率必须是公正合理的，适用于我们服务的规则不会不适当地歧视或给予任何托运人不适当的优惠。执行ICA的FERC条例还要求向FERC提交州际液体管道运输速率和规则。ICA允许感兴趣的人对提议的新的或改变的费率或规则提出质疑，并授权FERC调查这些变化，并在长达七个月的时间内暂停其效力。在完成此种调查后，FERC可能要求退还在其认为公正合理的水平之上收取的款项以及利息。FERC还可以根据投诉或自行调查已经生效的费率和相关规则，并可以命令承运人前瞻性地改变这些规则。在适当证明后，托运人可就其在提出申诉前长达两年的损害获得赔偿（包括利息）。

我们的州际液体管道服务的收费标准一般是基于FERC批准的索引方法，该方法允许管道收取最高至规定上限的费率，每年根据美国制成品生产者价格指数（ “PPI” ）的逐年变化而变化。除非抗议的一方能够证明加息实质上超过了管道的运营成本，否则在指数化的利率上限内加息被认为是公正合理的。在截至2021年6月30日的五年期间，我们每年可以通过PPI加1.23%调整指数化利率上限。在PPI下降导致指数为负值的任何一年中，如果利率高于指数上限，则管道必须提交文件以降低其利率。否则，允许管道将其利率提高到新的上限。作为这一索引编制方法的另一种选择，我们还可以选择支持基于服务成本方法的费率变化，通过事先获得批准收取“基于市场的费率” ，或通过收取所有受影响的托运人同意的“结算费率” 。

2014年12月，Seaty提交了一份申请，要求建立基于市场的利率制定机构。一些政党对申请提出了抗议。2015年9月，联邦紧急事务委员会发布命令，将此事提交听证会。2016年12月，一名行政法法官在基于市场的利率程序中发布了一项初步决定（ “2016年初步决定” ），认定联邦储备委员会应批准海道申请基于市场的利率。2018年5月，FERC发布了一项命令，确认了最初的决定，即海道在适用的市场中缺乏市场力量，从而授予海道基于市场的费率权力。

2016年10月，FERC寻求就其评估输油管道指数化利率变化的政策和相关报告要求的潜在修改发表评论。FERC注意到，尽管第6号表格报告，一些管道的收入超过成本，但它们继续获得额外的指数增长率。FERC提出了一项新的政策，如果一条管道的第6号表格反映了（一）前两年收入超过服务总成本15%或（二）拟议的费率指数增幅超过了该管道的百分比变化，那么该政策将否定拟议的指数增幅。年成本增加5% 。FERC还在考虑要求管道为原油和精炼产品管道、非连续系统和主要管道系统提交额外信息。截至2017年3月，已就这些建议向FERC提出意见；然而，FERC目前没有采取任何立场，我们无法预测这一程序的结果。

2018年3月，FERC发布了关于所得税待遇的修订政策声明（ “修订政策” ）。修订后的政策扭转了一项13年前的政策，该政策允许由总有限合伙（ “MLP” ）拥有的管道收回其服务成本税率中的所得税津贴（ “ITA” ），如果它能够证明管道的最终所有者（即，MLP的所有者有实际或潜在的所得税负债。2018年7月，联邦储备委员会（FERC）决定提供管道MLPS（英语:Pipeline MLPS）的机会，要求在个案基础上将ITA纳入服务成本比率，而不是没有机会收回ITA。两名第三方于2018年9月向华盛顿巡回法院提出了复审经修订的重新审理政策和命令的请求。我们无法预测这些有待审查的请求的结果。

修订后的再加热政策和顺序不影响具有市场利率权限的石油和液体管道，也不影响那些收取“结算利率”的管道，对使用索引方法设置利率的石油和液体管道没有直接影响，鉴于目前的指数将在2021年6月30日之前保持有效。然而，在修订后的政策发布后，FERC现在要求MLPS拥有的石油和液体管道以FERC表格6将ITA从其服务成本报告中删除。FERC已表示，将在2020年开始对石油管道指数进行下一次五年期审查时，纳入这一变化的影响，因为将于2021年7月1日生效的利率。FERC尚未开始这一程序，我们目前无法预测结果。

FERC批准利率的方法的改变可能会对我们产生不利影响。此外，我们的监管利率可能会受到FERC的挑战，未来FERC对我们监管利率的决定可能会对我们的现金流产生不利影响。我们相信目前由州际液体管道收取的运输费用符合ICA和适用的FERC规定。然而，我们不能预测将来会容许这些管道为运输服务收费的比率。

FERC规例-天然气管道及有关事宜

我们的某些州内天然气管道，包括德克萨斯州的州内系统和阿卡迪亚天然气系统，根据1978年《天然气政策法》（NGPA）的规定，在根据NGPA第311条提供的运输和储存服务方面，受到FERC的管制。根据第311条，与FERC的实施条例一样，州内管道可以“代表”州际管道公司或由州际管道服务的任何地方分销公司运输天然气，而不受FERC根据1938年《天然气法》（NGA）更广泛的监管权力的约束。这些服务必须在公开和不歧视的基础上提供，这些服务的收费标准不得超过FERC在定期收费程序中确定的“公平和公平”水平。

2018年7月，FERC发布了一项最终规则，以解决《减税和就业法案》对管辖天然气管道服务成本费率的影响。最后的规则主要影响到受NGA管制的州际管道。关于由联邦能源委员会根据《国家环境保护法》管制的国家内管道，该规则要求在州内管道与州监管机构备案利率，如果州利率降低以反映《减税和就业法案》中采用的降低所得税税率，向联邦能源委员会提交新的州际税率选举。截至本报告提交之日，由于这一规则，我们没有被要求重新调整我们国家内部系统的费率。

我们相信，现时收取的运费率和天然气管道的服务，均符合《天然气管理局及燃料供应委员会规例》的适用规定。然而，我们不能预测将来我们的管道将允许为运输服务收取的费率。

天然气在州际贸易中的转售受FERC的监督。为了提高天然气市场的透明度，FERC制定了要求每年报告天然气销售数据的规则。联邦能源委员会还制定了禁止操纵能源市场的法规。联邦贸易委员会和商品期货交易委员会（CFTC）也颁布了禁止能源市场操纵的规则和条例。我们认为，我们的天然气销售活动符合所有适用的监管要求。

违反FERC的规定，可能会对我们施加民事处罚、暂停或失去提供服务或销售天然气的授权、没收不公平的利润或FERC实施的其他适当的非金钱补救措施。根据2005年《能源政策法》，截至2018年1月，对任何违反《国家能源政策法》或联邦能源委员会的任何规则、条例或命令的行为的潜在民事和刑事处罚为每天120万美元。

国家对管道运输服务的监管

我们的州内液体和天然气管道提供的运输服务受到许多州的监管，包括阿拉巴马州、科罗拉多州、伊利诺斯州、堪萨斯州、路易斯安那州、明尼苏达州、密西西比州、新墨西哥州、俄克拉荷马州、德克萨斯州和怀俄明州。虽然适用的国家法规和条例差别很大，但它们一般要求国家内部管道公布关税，规定适用于国家内部服务的所有费率、规则和条例，并一般要求管道费率和做法是合理和不歧视的。

联邦对海洋作业的管理

拖船、驳船和海洋设备的运作产生了涉及一般海事法规定的财产、人员和货物的义务。这些义务造成了各种风险，其中包括碰撞和碰撞的风险，这些风险可能导致对船只和设施的人身伤害、货物、合同、污染、第三方索赔和财产损失的索赔。

我们受《琼斯法案》和其他联邦法律的约束，这些法律将美国出发和目的地之间的海运限制在美国建造和注册的、由美国公民拥有和控制的船只上。由于这种所有权要求，我们负责监测我们共同单位和其他伙伴关系利益的外国所有权。如果我们不遵守这些规定，我们将被禁止在美国的沿海贸易中经营我们的船只，在某些情况下，我们将被视为进行了未经批准的外国转让，导致严厉的惩罚，包括永久丧失美国对我们船只的沿海贸易权利。对船只的罚款或没收。此外，美国海关和美国海运管理局维持着世界上最严格的船只检查制度，这往往导致美国悬挂美国国旗的经营者比在外国方便旗下登记的船只的所有人更高的监管合规成本。我们的海洋业务也受1936年《商船管理法》的约束，在某些条件下，美国政府可以在国家紧急情况下征用我们的海洋资产。

气候变化辩论

关于气候变化和温室气体排放对环境的影响及其对全球气候、海洋和生态系统的相关后果，存在着相当大的争论。作为一家商业企业，我们不能证实或否定全球变暖的存在或科学争论的各个方面。然而，如果全球变暖正在发生，它可能会对我们的业务产生长期影响。例如，我们位于路易斯安那州和德克萨斯州沿海地区等低洼地区的设施，由于洪水、海平面上升或更频繁和更严重的天气事件扰乱了运营，风险可能会增加。如果干旱更加频繁或严重，供水有限地区的设施可能受到影响。气候或天气的变化可能会阻碍勘探和生产活动，或增加石油和天然气资源的生产成本，从而影响进入我们系统的碳氢化合物产品的数量。气候或天气的变化也可能影响消费者对能源的需求，或改变整体的能源组合。

针对科学研究表明，某些气体（通常称为温室气体）的排放，包括与石油和天然气生产有关的气体，如二氧化碳、甲烷和氧化亚氮等，不同的政府当局已经考虑或采取了减少温室气体排放的行动，这可能会导致地球大气层变暖和其他不利的环境影响。例如，环保署已根据《农业法案》采取行动，管制温室气体的排放。此外，某些国家（个别国家或区域合作国家），包括我们的一些设施或业务所在的国家，已经采取或提议了减少温室气体排放的措施。此外，美国国会还提出了立法措施，对温室气体施加限制或要求征收排污费。

在美国的参与下，国际上也采取了行动。目前正在讨论各种政策和方法，包括对排放设定上限，要求采取效率措施，或为减少污染、使用可再生能源或使用碳含量较低的燃料提供激励措施，这些政策和方法已经并可能继续导致涉及温室气体的额外行动。

这些联邦、区域和州措施一般适用于工业来源（包括石油和天然气部门的设施）以及燃料的供应商和分销商，并可能增加我们的管道、天然气加工厂、分馏厂和其他设施的运营和合规成本，以及某些销售和分销活动的成本。这些规定还可能对我们的中游网络处理的产品的市场需求和定价产生不利影响，影响化石燃料的价格，或减少对化石燃料的需求，或为竞争燃料和能源提供竞争优势。我们业务费用的潜在增加可能包括运营和维护我们的设施的费用，对我们的设施安装新的排放控制，获得批准我们温室气体排放的津贴，支付与我们温室气体排放有关的税收，或管理和管理温室气体排放方案。虽然我们可能能够在管道或其他设施收取的费率中包括一些或所有这些增加的费用，但这些费用的回收是不确定的，可能取决于我们无法控制的事件，包括未来FERC利率程序的结果和任何最终条例的规定。此外，监管政策的变化，导致对被认为有助于温室气体的碳氢化合物产品的需求减少，或对其使用的限制，可能会减少我们可用于加工、运输、营销和储存的数量。

竞争

NGL管道和服务

在各自的市场领域内，我国天然气加工厂和相关的NGL营销活动主要面临来自独立处理器、大型综合石油公司和金融机构与大宗商品交易平台的竞争。我们的每个营销竞争对手都有不同水平的财务和人力资源，竞争通常围绕着价格、客户服务质量和接近客户和其他市场中心。在我们的NGL管道所服务的市场中，我们与许多州内和州际管道公司（包括与主要石油、石油化工和天然气公司有关联的公司）以及驳船、铁路和卡车车队的业务竞争。总的来说，我们的NGL管道在运输费用、可靠性和客户服务质量方面与这些实体竞争。

我们在NGL和相关产品存储业务中的主要竞争对手是大型综合石油公司、化工公司和其他存储和管道公司。我们与其他存储服务提供商主要在收费、提供的管道连接数量和操作可靠性方面展开竞争。我们的出口终端业务与主要的石油和天然气及化工公司和其他中游服务供应商的业务竞争，主要是在装卸吞吐量和相关管道和存储基础设施的接入方面。

我们与堪萨斯、路易斯安那、新墨西哥和得克萨斯州的一些NGL分馏塔竞争。对这种服务的竞争主要基于收取的分馏费。然而，NGL分馏器接收客户的混合NGL并存储和分发所得到的纯度NGL产品的能力也是一个重要的竞争因素，是具有必要的管道和存储基础设施的功能。

原油管道和服务

在各自的市场区域内，我们的原油管道、存储终端和相关营销活动与其他原油管道公司、铁路承运人、主要综合石油公司及其营销关联公司、拥有大宗商品交易平台的金融机构和独立的原油聚集和营销公司展开竞争。原油业务的特点是在井口对原油供应的激烈竞争。竞争主要基于客户服务质量、竞争性定价和与客户和市场中心的接近程度。

天然气管道和服务

在我们的天然气收集业务中，我们在获得天然气供应，特别是新供应的合同方面遇到了竞争。天然气聚集的竞争在很大程度上取决于声誉、效率、系统可靠性、聚集系统容量和定价安排。我们在天然气收集业务中的主要竞争对手包括独立的天然气收集者和主要的综合能源公司。我们的天然气营销活动主要与其他天然气管道公司及其营销分支机构以及独立的天然气营销和贸易公司竞争。天然气营销业务的竞争主要基于竞争定价、接近客户和市场中心以及客户服务质量。

石油化工及精炼产品服务

我们与PGP的许多生产商竞争，其中包括位于墨西哥湾沿岸的许多主要炼油商和石化公司，从收费处理费用的水平和管道和存储基础设施的准入。我们的石化营销活动遇到了各大综合石油公司和各类石油化工企业的竞争，这些企业的财务和人力资源水平不同，竞争一般围绕产品价格、客户服务质量、物流和区位展开。

关于异构化操作，我们主要与位于堪萨斯州、路易斯安那州和新墨西哥州的设施竞争。影响这一业务的竞争因素包括收费处理费用的水平、可生产的异丁烷的质量以及获得支持的管道和存储基础设施。我们与其他辛烷值添加剂制造公司主要是在价格基础上竞争。

关于我们的TE产品管道，该管道最重要的竞争对手是在其交付产品的地区的第三方管道。公共运营商管道之间的竞争主要基于运输费用、客户服务质量和与终端用户的接近程度。卡车、驳船和铁路有竞争力地将产品输送到我们的TE产品管道和河流码头服务的一些市场。TE产品管道还面临来自加拿大的NGLS的铁路和管道移动的竞争，以及对位于上东海岸的码头的水运进口。

我们的海洋运输业务与其他内陆海洋运输公司以及其他运输方式的供应商竞争，如铁路罐车，拖拉机拖车，坦克卡车和在一定程度上，管道。海运企业内部的竞争主要基于业绩和价格。此外，大量新建造的内河船舶，可能会造成供应过剩，加剧本港海运业务的竞争。

关于涉及竞争的一般风险的讨论，请参阅本年度报告第一部分第1A项下的“我们在中游能源业务中面临来自第三方的竞争” 。

季节性

虽然我们的大部分业务并没有受到季节性因素的重大影响，但我们业务的某些方面受到季节性变化的影响，例如热带天气事件、与加热和冷却要求有关的能源需求以及夏季驾驶季节。例子包括:

§	我们在海湾沿岸的行动，包括在我们的贝尔维尤山脉的行动，可能会受到飓风和热带风暴等天气事件的影响，这些天气事件通常在夏季和秋季出现。

§	居民对天然气的需求通常在冬季与取暖需求相关的月份达到高峰，在夏季与空调发电相关的月份达到高峰。这些季节性趋势影响到我们天然气管道的吞吐量和相关的天然气储存水平和营销结果。

§	由于对生产车用汽油的燃料添加剂的需求增加，我们的异构化和辛烷值增强业务在夏季驾驶季节经历了更高的需求水平，这通常发生在春夏两个月。同样，精炼产品和普通丁烷的运输由于其在汽车燃料中的使用而经历了类似的需求变化。

§	在冬季的几个月里，极端的温度和冰会对我们在密西西比河和伊利诺斯州上游的卡车运输和内陆海洋作业产生负面影响。

物业名称

我们持有的地产分为两个基本类别: （一）我们和未合并的附属公司收取费用拥有的地块（例如，我们拥有我们的Mont Belvieu综合体所建的土地）和（二）我们和附属公司的权益来自租约、地役权的地块。土地所有者或政府当局允许将这些土地用于我们的经营活动的权利、许可证或许可证。我们的重要设施所在的收费站，多年来一直由我们或我们的前任拥有，并没有对资产所在土地的所有权提出任何我们所知道的重大挑战，我们相信我们对这些收费网站有满意的评价。我们及其附属公司并不知悉对我们所持有的任何物料租赁、地役权、路权、许可证或许可证的基本费用标题或根据任何物料租赁、地役权、路权、许可证或许可证而享有的权利所构成的任何重大挑战，我们相信，根据我们所有的物质租赁、地役权、路权、许可证和许可证，我们拥有令人满意的权利。

现有资料

作为一种公开交易的合作伙伴，我们以电子方式向美国证券交易委员会（SEC）提交某些文件。我们提交关于表格10-K的年度报告；关于表格10-Q的季度报告；关于表格8-K的现有报告（视情况而定）；以及任何相关的修正和补充。有时，我们还可以提交与股权或债务发行有关的注册声明和相关文件。证券交易委员会在www.sec.gov 其中包括以电子方式向证券交易委员会提交的注册人的报告和其他信息。

我们提供免费的电子访问我们的网站上的定期报告和当前报告，www.EnterpriseProducts.com 在我们以电子方式向证券交易委员会提交这些材料或向证券交易委员会提交这些材料后，这些报告可在合理可行的情况下尽快提供。你亦可致电（866）230-0745与我们的投资者关系部联络，索取有关报告的纸质副本。我们网站上发现的信息并未纳入这份年度报告。

项目1A.风险因素。

投资于我们的共同单位或债务证券涉及某些风险。如果出现以下任何一种主要风险，它可能对我们的财务状况、经营成果和现金流量以及我们维持或提高分配水平的能力产生重大不利影响。在任何这种情况下和下面描述的其他情况下，我们证券的交易价格可能会下降，你可能会损失你的部分或全部投资。

与我们业务有关的风险

碳氢化合物产品的需求、价格和生产的变化可能会对材料产生不利影响。

关于我们的财务状况，经营成果和现金流量。

我们主要经营中游能源行业，包括天然气、NGLS、原油、石油化工和精炼产品的收集、运输、加工、分馏和储存。因此，碳氢化合物产品价格的变化和碳氢化合物产品之间相对价格水平的变化可能对我们的财务状况、经营成果和现金流量产生重大不利影响。价格的变化可能影响对碳氢化合物产品的需求，这反过来可能影响生产、需求和我们提供服务的产品的数量。此外，需求减少可能是由于其他因素造成的，包括普遍的经济状况、消费者对使用碳氢化合物产品生产的最终产品的需求减少、竞争加剧、不利的天气状况和影响价格和生产水平的政府规章。我们还可能会产生信贷和价格风险，因为客户没有履行他们对我们在天然气、NGLS、丙烯、精炼产品和/或原油的销售和长期付款协议方面的义务。

原油和天然气价格近年来一直在波动。例如，在截至2018年12月31日的三年期间，原油价格（以纽约商品交易所衡量的WTI为基础）从每桶76.41美元的高位到每桶26.21美元的低位不等。同样，天然气价格（以英国石油公司衡量的亨利枢纽为基础）在同一三年期间从每立方米4.84美元的高位到每立方米1.64美元的低位。

通常，烃类产品的价格会受到波动的影响，以应对供应、需求、市场不确定性和各种其他不可控因素的变化，例如: （一）国内生产和消费产品需求水平；（二）进口石油和天然气的供应情况以及外国原油和天然气生产国采取的行动；（三）有足够能力的运输系统；（四）有竞争力的燃料；（五）波动。原油的季节性需求，天然气、NGLS和其他碳氢化合物产品，包括石化、炼油和供热行业对NGL产品的需求；养护工作的影响；政府对生产的监管和征税；以及普遍的经济状况。

我们在某些天然气加工、收集和NGL分馏合同下面临天然气和NGL商品价格风险，这些合同规定费用将根据区域天然气或NGL价格指数计算，或者通过购买天然气或天然气的所有权获得实物报酬。天然气和天然气价格的下降可能导致这些合同的利润率降低，这可能对我们的财务状况、经营成果和现金流量产生重大不利影响。天然气和天然气价格的波动可能导致乙烷的拒绝，这导致我们的资产的管道和分馏量较低。这些商品价格的波动也可能对我们的许多客户产生影响，这反过来又可能对他们履行对我们的义务的能力产生负面影响。

目前在我们设施运输、收集或加工的原油、天然气和NGL主要来自现有的国内资源盆地，这些盆地随着时间的推移自然会枯竭。为了抵消这一自然下降，我们的设施需要从新发现的物业进入生产。许多超出我们控制范围的经济和商业因素可能会对生产商寻求和开发新储备的决定产生不利影响。这些因素可能包括相对较低的石油和天然气价格、设备和劳动力的成本和可用性、监管的变化、资本预算的限制、可用资本的缺乏或成功找到碳氢化合物的概率。在我们的设施和其他能源物流资产所在的区域，勘探和开发活动的减少可能导致我们的资产处理数量的减少，这可能对我们的财务状况、经营成果和现金流量产生重大不利影响。

有关我们现时的2019年商业展望，请参阅本年度报告第II部第7项所载“管理层对财务状况及营运结果的讨论及分析-2019年一般展望” 。

我们的中游能源业务面临着来自第三方的竞争。

即使原油和天然气储量存在于我们的资产所服务的地区，我们可能不会被这些地区的生产商选择来收集、运输、加工、分馏、储存或以其他方式处理所提取的碳氢化合物。我们与包括原油和天然气生产商在内的其他公司在许多因素的基础上进行任何此类生产的竞争，这些因素包括但不限于靠近生产的地理位置、连接成本、可用容量、费率和市场准入。

我们的NGL，精炼的产品和海洋运输业务可能与其他管道和海洋运输公司在他们服务的地区竞争。我们还与铁路和第三方卡车运输业务在我们服务的某些地区竞争。竞争压力可能会对我们的关税税率或装运数量产生不利影响。此外，大量新建造的内河船舶，可能会造成供应过剩，加剧本港海运业务的竞争。

原油集输和营销业务的特点是在井口对原油供应的激烈竞争。国内原油产量的下降可能会加剧采集者和营销者之间的竞争。我们的原油运输业务与主要石油公司、大型独立管道公司、拥有大宗商品交易平台的金融机构和其他公司拥有和运营的共同承运人和专有管道竞争，这些管道系统在这些地区交付原油。

在我们的天然气收集业务中，我们在获得天然气供应，特别是新供应的合同方面遇到了竞争。天然气聚集的竞争在很大程度上取决于声誉、效率、系统可靠性、聚集系统容量和定价安排。我们在天然气收集业务中的主要竞争对手包括独立的天然气收集者和主要的综合能源公司。我们服务的生产商可以使用替代的聚集设施，这些生产商也可以选择建造专有的气体聚集系统。

我们和我们的竞争对手都对新能源基础设施进行了大量投资，以满足预期的市场需求。我们项目的成功取决于我们资产的利用。我们的新项目的需求可能会在建设过程中发生变化，我们的竞争对手可能会对与我们的项目和现有资产相竞争的资产进行额外的投资或重新部署。如果我们的投资或竞争对手在我们服务的市场上进行的建设导致产能过剩，我们的设施和资产可能会被充分利用，这可能导致我们降低服务的费率，并降低我们的投资回报率和资产价值。

中游能源行业的竞争，包括我们的竞争对手建造新资产或重新部署现有资产，可能会对我们的财务状况、经营成果和现金流产生重大不利影响。

我们的债务水平可能会限制我们未来的财务和经营灵活性。

截至2018年12月31日，我们有237.5亿美元本金总额的高级长期债务未偿还和26.7亿美元本金总额的初级次级债务未偿还。我们未来债务的数额可能对我们的业务产生重大影响，其中包括:

§	我们的现金流量的很大一部分可用于支付未来债务的本金和利息，可能无法用于其他目的，包括支付我们共同单位的分配款和资本支出；

§	信用评级机构可能对我们的合并债务水平持负面看法；

§	我们现有和未来的信贷和债务协议中所载的契约将要求我们继续进行财务测试，这些测试可能会对我们在规划和应对业务变化方面的灵活性产生不利影响，包括可能的收购机会；

§	如有必要，我们为营运资金、资本开支、收购或其他目的获得额外融资的能力可能受到损害，或在有利条件下无法获得此种融资；

§	相对于债务较少的同类公司，我们可能处于竞争劣势；以及

§	由于我们的债务水平很高，我们可能更容易受到不利的经济和工业条件的影响。

我们的公共债务契约目前并不限制未来债务的数额，我们可以产生，承担或担保。虽然我们的信贷协议限制了我们在某些水平以上承担额外债务的能力，但我们在遵守这些限制的情况下可能产生的任何债务可能仍然是巨大的。有关我们的长期债务的资料，请参阅本年度报告第二部分第8项所载的综合财务报表附注7。

我们的信贷协议和与我们的公共债务工具有关的契约包括传统的金融契约和其他限制。例如，如果这种分配会导致违约事件或违反我们信贷协议下的契约，我们被禁止向合作伙伴进行分配。如果我们违反任何这些限制，可允许我们的贷款人或票据持有人（视情况而定）宣布根据这些债务协议未偿还的所有款项立即到期和应付，并在我们的信贷协议的情况下，终止所有延长进一步信贷的承诺。

当这些债务到期时，以及在当时的市场条件下，我们能否进入资本市场以有利条件筹集资本，可能会受到我们的债务水平的影响。此外，如果评级机构下调我们的信用评级，我们的借贷成本会增加，难以评估资本市场和（或）降低我们的证券市场价格。这样的发展可能会对我们获得营运资金、资本支出或收购的融资，或为现有债务再融资的能力产生不利影响。如果我们未来不能以有利的条件进入资本市场，我们可能被迫寻求延长我们的一些短期债务债务，或通过银行信贷再融资我们的一些债务债务，而不是长期公共债务证券或股本证券。如果我们能获得这些延期或额外银行信贷，其价格和条件可能比现有债务协议所载的更为繁重。任何这类安排反过来都可能增加风险，使我们的杠杆可能对我们未来的财务和经营灵活性产生不利影响，从而影响我们在预期水平支付现金分配的能力。

如果我们遇到流动性不足的资本市场或对投资机会的竞争加剧，我们可能无法充分执行我们的增长战略。

我们的增长战略考虑开发和收购广泛的中游和其他能源基础设施资产，同时保持强大的资产负债表。这一战略包括建设和收购更多的资产和业务，以提高我们有效竞争和多样化我们的资产组合的能力，从而为我们提供更稳定的现金流。我们考虑和追求潜在的合资企业、独立项目和其他交易，我们认为这些可能为我们的业务扩展、提高我们的市场地位和实现业务协同效应带来机会。

我们将需要大量的新资本来为未来的发展和收购资产和业务提供资金。例如，我们2018年的资本支出反映了为资本项目和其他投资支付的44.9亿美元现金。根据目前可获得的信息，我们预计2019年的资本支出总额将约为35亿美元至39亿美元，其中包括用于维持资本项目的3.5亿美元。对我们获得资本的任何限制都可能损害我们执行这一增长战略的能力。如果我们的债务或股本成本变得太昂贵，我们开发或收购可增值资产的能力将受到限制。我们也可能无法以令人满意的条件筹集必要的资金。

任何持续收紧信贷市场的行为都可能对我们产生重大不利影响，除其他外，通过减少我们以优惠条件为增长资本项目或企业收购提供资金的能力，以及通过施加日益严格的借贷契约。此外，我们可能发行的任何新股权的分配收益率可能高于历史水平，使得额外的股权发行更加昂贵。因此，股本和债务成本的增加将使资本支出的收益在单位基础上减少这种资本的增加。

我们还可能在收购补充我们现有资产基础的能源基础设施资产方面与第三方展开竞争。对有限资产池的竞争加剧，可能导致我们比过去更经常地输给其他竞标者，或者以不太吸引人的价格收购资产。这两种情况都可能限制我们充分执行增长战略的能力。我们不能执行我们的增长战略可能会对我们未来维持或支付更高现金分配的能力产生重大不利影响。

我们的实际建筑、开发和购置成本可能大大超过预测的数额。

我们已宣布并正在进行多个重大的建设项目，涉及我们已支出或将支出大量资本的现有和新的资产。这些项目涉及重大的后勤、技术和人员配置挑战。我们可能无法以每个项目启动时估计的费用或目前估计的费用完成我们的项目。同样，美国墨西哥湾沿岸的飓风等不可抗力事件可能造成延误、熟练劳动力短缺和这些建设和发展项目的额外开支。

如果资本支出大大超过预期数额，那么我们未来的现金流量就会减少，这反过来又会减少我们预期可供分配的现金数额。此外，项目成本的大幅增加可能导致新建设的资产一旦投入商业服务，整体盈利能力下降。

我们新资产的建设面临着操作、监管、环境、政治、法律和经济风险，这些风险可能导致延迟、成本增加或现金流量减少。

我们打算通过建设新的中游能源基础设施资产来发展我们的业务。新资产的建设涉及许多超出我们控制范围的操作、监管、环境、政治、法律和经济风险，可能需要大量资本的支出。除其他外，这些潜在风险包括:

§	由于没有必要的施工人员或材料、事故、天气状况或无法获得必要的许可证，我们可能无法按期或按预算成本完成施工项目；

§	在项目完工前，我们将不会收到经营现金流量的任何实质性增加，尽管在施工阶段，我们可能花费了相当多的资金，这可能会延长；

§	我们可以在一个没有实现这种增长的地区建造设施，以捕捉预期的未来生产增长；

§	由于我们没有勘探和开发原油或天然气储量，在我们在该地区建造设施之前，我们可能无法获得该地区的第三方储量估计数。因此，我们可以在储备大大低于我们预期的地区建造设施；

§	在我们在决定建造资产时确实依赖第三方储备估计数的情况下，这些估计数可能证明是不准确的；

§	我们的建设项目的完成或成功可能取决于我们不能控制的第三方建设项目的完成（例如，下游原油炼油厂的扩建或新的石化设施的建设），这些项目可能会面临许多自身的潜在风险。延迟和复杂性；以及

§	我们可能无法获得建造额外管道的权利，或者这样做的成本可能是不经济的。

任何这些风险的实现都可能对我们实现现金流量水平增长或从扩张机会或建设项目中受益的能力产生不利影响，这可能影响我们支付给合作伙伴的现金分配水平。

我们的一些资产已经使用多年，需要大量的支出来维持。因此，我们的维护或维修成本在未来可能会增加。

我们的管道、终端和存储资产一般都是长期存在的资产，其中很多已经服务多年。我们资产的年龄和状况可能导致未来维修支出的增加。这些支出的任何大幅度增加都可能对我们的业务结果、财务状况或现金流量以及我们向基金持有人分配现金的能力产生不利影响。

不能继续进入第三方拥有的土地可能会对我们的业务产生不利影响，并对我们的财务状况、业务结果和现金流量产生重大不利影响。

我们在第三方拥有的某些土地上运作管道系统的能力，将取决于我们能否维持现有的通道权利和在这些土地上获得新的通道权利。我们与许多方面，包括私人土地所有者、政府实体、美洲土着部落、铁路运输公司、公用事业和其他方面，签署了授权使用土地的道路权利协定、许可证和许可证。我们确保延长现有协议、许可证和许可证的能力对我们的持续经营至关重要，确保更多的途径权利对我们推行扩张项目的能力至关重要。我们不能保证，在目前的赠款到期后，我们将能够继续获得所有现有的权利，所有的权利将及时获得，或我们将根据需要获得新的权利。

特别是美国内政部的各种联邦机构，特别是印第安事务局、土地管理局和自然资源收益办公室，以及每个美洲土着部落，颁布和执行有关在美洲土着部落土地上进行天然气和石油作业的条例。本规章和批准要求涉及钻井和生产要求以及环境标准等事项。此外，每个美洲土着部落都是一个主权国家，有权执行法律和条例，并获得独立于联邦、州和地方法规和条例的批准。这些部落法律和规章包括各种税收、费用、雇用美洲土着部落成员的要求以及适用于在美洲土着部落土地上进行作业的经营者和承包商的其他条件。这些因素中的一个或多个可能会增加我们在美洲土着部落土地上做生意的成本，并影响我们在这些土地上经营业务的可行性，或防止或延迟我们在这些土地上经营业务的能力。

此外，我们是否拥有管道的重要领域权力因国家而异，这取决于管道的类型和特定国家的法律以及我们寻求进入的土地的所有权。当我们行使着名域权利或谈判私人协议时，我们必须赔偿土地所有者对其财产的使用，在名域诉讼中，这种赔偿可由法院决定。如果我们失去使用或占用管道所处的财产的权利，不能行使重要领域的权力可能会对我们的业务产生负面影响。

我们可能会面对来自不同团体的管道和设施的运作。

我们可能会面临来自环境团体、土地所有者、部落团体、地方团体和其他倡导者对我们的管道和设施运作的反对。这种反对可以采取多种形式，包括有组织的抗议、企图阻止或破坏我们的业务、干预涉及我们资产的监管或行政程序、或旨在防止、扰乱或拖延我们资产和业务运作的诉讼或其他行动。例如，修理我们的管道往往需要得到个别土地所有者的同意才能进入他们的财产；一个或多个土地所有者可能会抵制我们进行必要的修理的努力，这可能导致受影响的管道或设施的运行中断一段时间，而这段时间大大长于本来的情况。此外，破坏或生态恐怖主义行为可能对人、财产或环境造成重大损害或伤害，或导致我们的行动受到更大的干扰。任何这样的事件，如果打断我们的业务所产生的收入，或使我们作出重大的支出，而不是保险所涵盖的，都会减少我们可用于支付分配给我们的合作伙伴的现金，从而对我们的财务状况和证券市场价格产生不利影响。

如果我们不能成功地整合和管理我们所收购的业务，或者如果我们大幅增加负债和或有负债以进行收购，我们的增长战略可能会对我们的经营成果产生不利影响。

我们的增长战略包括进行有增长的收购。我们不时地评估和收购额外的资产和业务，我们认为这些补充了我们现有的业务。我们可能无法成功地整合和管理我们未来收购的业务。我们可能会产生大量开支，或遇到与我们的增长战略有关的延误或其他问题，这些问题可能对我们的财务状况、经营成果和现金流量产生重大不利影响。此外，收购和业务扩张涉及许多风险，例如:

§	吸收被收购资产或企业的经营、技术、服务和产品方面的困难；

§	根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》建立我们必须维持的内部控制和程序；

§	管理与我们以前没有与之合作的新的合资伙伴的关系；

§	发生意外的业务中断或主要雇员、客户或供应商的损失；

§	由于不熟悉新的资产和与其有关的企业，包括与其市场有关的企业，可能出现的效率低和复杂性；以及

§	将管理层和其他人员的注意力从日常业务转移到开发或获取新业务和其他业务机会。

如果完成，任何收购或投资也可能导致负债和或有负债的发生，以及利息支出和折旧、摊销和吸积费用的增加。因此，我们的资本和运营结果可能会在物质收购之后发生重大变化。负债和或有负债的大幅增加可能对我们的财务状况、业务结果和现金流量产生重大不利影响。此外，如果完全没有实现预期的成本节约或其他协同增效，则可能无法充分实现实质性采购的任何预期效益。

然而，似乎增加了我们经营现金流量的收购可能会减少我们经营现金流量的单位。

即使我们进行我们认为会增加我们的经营现金流量的收购，这些收购最终可能会导致单位经营现金流量的减少，例如，如果我们对新收购的资产或业务的假设没有实现或出现不可预见的风险。因此，根据当时可获得的信息，最初被认为具有增殖性的收购可能不是。可能导致收购最终不会增值的风险的例子包括:我们无法实现预期的经营和财务预测，或无法成功地整合已收购的业务，对未知的负债承担了责任，以及主要雇员或主要客户的损失。如果我们完成任何未来的收购，我们的资本和经营成果可能会发生重大变化，我们的股东将没有机会评估我们在作出这些决定时将会得到的经济、金融和其他相关信息。由于上述风险，我们可能无法充分实现我们期望的物质获取的好处，这可能对我们的财务状况、经营成果和现金流量产生重大不利影响。

自然灾害、灾难、恐怖袭击或其他事件可能会造成严重的人身伤害、财产损失和环境损害，这可能会限制我们的业务，并对我们的财务状况、业务结果和现金流量产生重大不利影响。

我们的一些业务涉及人身伤害、财产损失和环境损害的风险，这可能会限制我们的业务，并在其他方面对我们的现金流产生重大不利影响。例如，天然气设施在高压下运行，有时超过每平方英寸1100磅。此外，我们的海上运输业务亦面临额外风险，包括可能发生海上意外及溢油事件。不时地，我们的辛烷值增强设施可能生产MTBE用于出口，这可能使我们面临来自泄漏事件的额外风险。我们几乎所有的行动都面临潜在的自然灾害，包括飓风、龙卷风、风暴、洪水和/或地震。我们的资产和客户的资产在美国墨西哥湾沿岸地区的位置使他们特别容易受到飓风或热带风暴的影响。此外，恐怖分子可能袭击我们的物理设施，电脑黑客可能袭击我们的电子系统。

如果我们拥有或向我们提供产品或供应设施的一个或多个设施或电子系统受到恶劣天气或任何其他灾害、事故、灾难、恐怖袭击或其他事件的破坏，我们的行动可能会严重中断。这些中断可能会对人员、财产或环境造成重大损害，而小事故的修复可能需要一周或更短的时间，大事故的修复可能需要六个月或更长的时间。此外，我们作为一方的一些存储合同规定我们有义务赔偿客户在我们拥有客户产品期间发生的任何损害或伤害。任何中断我们的业务所产生的收入，或导致我们作出重大支出不包括保险的事件，都可能减少我们可用于支付分配的现金，从而对我们共同单位的市场价格产生不利影响。

我们相信EPCO代表我们维持足够的保险保障，虽然保险不会涵盖可能发生的许多类型的中断，但不会涵盖可适用的扣除额，也不会涵盖与我们某些产品有关的所有风险。由于市场状况，某些保单的保费和扣减可大幅增加，在某些情况下，某些保险可能变得不可用或只能用于减少的保险范围。

在未来，EPCO可能会出现这样的情况，即EPCO可能不能代表我们续订现有的保险政策，或以商业上合理的条件（如果有的话）购买其他理想的保险。如果我们要承担一项我们没有完全投保的重大责任，它可能对我们的财务状况、经营成果和现金流量产生重大不利影响。此外，任何此种保险的收益可能不能及时支付，如果发生此种事件，则可能不足。

对我们的信息技术（ “IT” ）系统的网络攻击可能会影响我们的业务和资产，并对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。

我们依靠我们的IT系统来进行我们的业务，以及第三方供应商的系统。这些系统包括用于操作我们的资产的信息，以及基于云的服务。这些系统可能受到安全漏洞和网络攻击。

网络攻击正变得越来越复杂，美国政府的警告表明，包括管道在内的基础设施资产可能会被某些团体特别针对。这些攻击包括但不限于恶意软件、勒索软件、未经授权获取数据的尝试和其他电子安全漏洞。这些攻击可能是由国家赞助的团体、 “黑客分子” 、犯罪组织或个人（包括雇员渎职）实施的。这些网络安全风险包括对向我们提供物质服务的美国和第三方的网络攻击。除了扰乱操作之外，网络安全漏洞还可能影响我们操作或控制设施的能力，使数据或系统无法使用，或导致窃取敏感、保密或客户信息。这些事件还可能损害我们的声誉，并导致补救行动的损失、业务损失或对第三方的潜在责任。

我们并不专门为网络安全事件提供保险；然而，我们的某些保险政策可能允许对此类事件造成的相关损害进行保险。如果我们要承担一项我们没有完全投保的重大责任，它可能对我们的财务状况、经营成果和现金流量产生重大不利影响。此外，任何此种保险的收益可能不能及时支付，如果发生此种事件，则可能不足。

我们的失败。临界状态IT系统可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流以及我们支付现金分配的能力产生不利影响。

我们依靠IT系统来运营我们的资产和管理我们的业务。我们依赖这些系统处理、传送和存储电子信息，包括财务记录和员工、客户、投资者和工资数据等个人可识别信息，并管理或支持各种业务流程，包括我们的供应链、管道和存储操作、收集和处理操作，金融交易、银行和许多其他过程和交易。这些IT系统中的一些是为我们的业务设计的专有和定制的，而另一些则是基于或驻留在商业上可获得的技术。

这些IT系统的故障，无论是由于电源故障、网络安全事件或其他原因，都可能导致违反关键的操作或财务控制，并导致我们的操作、商业活动或财务流程的中断。这种失败可能会对我们的经营成果、财务状况或现金流量，以及我们及时支付现金分配的能力产生不利影响。州和联邦网络安全立法也可能提出新的要求，这可能会增加我们做生意的成本。

使用衍生金融工具可能导致我们的重大金融损失。

从历史上看，我们试图通过使用衍生工具来限制能源商品价格和利率变化所产生的部分不利影响。衍生工具通常包括期货、远期合约、掉期、期权和其他具有类似特征的工具。基本上我们所有的衍生品都用于非交易活动。

在我们对冲大宗商品价格和利率风险的范围内，如果大宗商品价格或利率发生有利于我们的变化，我们将放弃原本会带来的好处。此外，套期保值活动可能造成损失，这可能对我们的财务状况、经营成果和现金流量产生重大影响。这种损失可能在各种情况下发生，其中包括交易对方不履行对冲安排规定的义务、对冲不能有效缓解潜在风险，或我们的风险管理政策和程序没有得到遵守的情况。不利的经济条件（例如，能源商品价格的显著下降对石油和天然气生产商的现金流量产生负面影响）增加了我们的对冲交易对手不支付或履约的风险。

请参阅本年度报告第二部分第7A项和本年度报告第二部分第8项所载合并财务报表附注14，以便讨论我们的衍生工具和相关对冲活动。

我们的业务需要广泛的信用风险管理，这可能不足以保护客户不付款。

如果客户在天然气、NGLS、原油、石化产品和精炼产品的市场营销方面没有履行其对我们的义务，并签订了数量承诺最小或需求收费固定的长期合同，我们可能会产生信用风险。客户不付款和不履约的风险是我们企业的一个主要考虑因素，我们的信贷程序和政策可能不足以充分消除客户的信贷风险。此外，我们行业的不利经济状况可能会增加客户，特别是具有次级投资级别信用评级的客户的不付款和不履约风险。我们通过信用分析、信用审批、信用额度和监控程序来管理信用风险敞口，对于某些交易，我们可以使用信用证、预付款项、净出协议和担保。然而，这些程序和策略并没有完全消除客户信用风险。

我们的主要市场区域位于美国的墨西哥湾、西南、落基山脉、东北和中西部地区。我们的应收贸易账款余额集中在国内和国际主要综合石油公司、独立石油公司和其他管道和批发商。这些集中的市场领域可能会影响我们的整体信用风险，因为客户可能会受到类似的经济、监管或其他因素的变化的影响。

请参阅本年度报告第二部分第8项所载的综合财务报表附注2，以了解我们对可疑账户的备抵。

我们的风险管理政策不能消除所有的商品价格风险，此外，任何不遵守风险管理政策的行为都可能造成重大的财务损失。

当我们从事市场营销活动时，我们的政策是保持有形商品的地位，在价格风险方面，在采购和销售或未来交付义务之间保持基本平衡。通过这些交易，我们寻求通过向第三方用户，例如生产商、批发商、当地经销商、独立炼油商、营销公司或主要的综合石油公司，出售用于实物交割的商品来赚取所购买商品的保证金。然而，这些政策和做法不能消除所有价格风险。例如，任何破坏我们预期的实物供应的事件都可能使我们面临价格变动造成的损失风险，如果我们需要获得替代供应来支付我们的销售交易。当商品以一种定价指数购买，而以另一种指数出售时，我们也面临基础风险。此外，我们还面临一些没有对冲的风险，包括我们拥有的产品的价格风险，例如管道管线填充，为了便于在我们的管道中运输商品，必须维护这些风险。此外，我们的营销业务涉及不遵守我们的风险管理政策的风险。我们不能向您保证，我们的流程和程序将检测和防止所有违反风险管理政策的行为，特别是如果涉及欺骗或其他故意不当行为。如果我们遭受与商品价格风险有关的重大损失，包括不遵守我们的风险管理政策，它可能对我们的财务状况、经营成果和现金流量产生重大不利影响。

我们的可变利率债务，包括那些可以通过利率互换转换成可变利率的固定利率债务，使我们容易受到利率上升的影响，这可能对我们的财务状况、经营成果和现金流量产生重大不利影响。

截至2018年12月31日，我们有261.5亿美元本金未偿还的综合固定利率债务，包括其当前到期期限。由于商业票据的短期性质，我们认为与这些票据有关的利率是可变的。

美联储系统董事会在2017年三次上调基准利率，在2018年四次，并已表示预计在2019年再次加息。如果利率大幅上升，偿还债务所需的现金（包括未来任何固定利率债务工具的再融资）将会增加。此外，我们不时会订立利率互换安排，以增加我们面对可变利率的风险。因此，利率的大幅上升可能对我们的财务状况、经营成果和现金流量产生重大不利影响。

利率的上升也可能导致股票证券需求的相应下降，特别是对收益率为基础的股票证券，例如我们的共同单位。对我们共同单位的需求减少可能会导致它们的交易价格下降。

我们的管道完整性计划以及遵守管道安全法律和法规可能会给我们带来重大的成本和负债。

如果我们要承担与我们的管道完整性计划或管道安全法律和法规有关的材料成本，这些成本可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。

DOT要求管道运营商开发完整性管理程序来全面评估其管道，并采取措施保护位于HCAS中的管道段。遵守此完整性管理规则的大部分费用与管道完整性测试和由于此种测试而发现必要的任何修复有关。诸如管道检查工具的进步、对管道完整性的额外威胁的识别以及确定位于HCA中的管道数量的变化，都会对进行完整性测试和修复的成本产生重大影响。我们将继续我们的管道完整性测试程序，以评估和维护我们的管道完整性。这些测试的结果可能会使我们产生重大和意外的资本和运营支出，用于维修或升级，认为是必要的，以确保我们的管道继续安全和可靠地运行。

截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，我们的管道完整性成本分别为1.22亿元、9110万元及1.037亿元。截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，我们分别向营运成本及开支收取7180万元、5230万元及5580万元。剩余的年度管道完整性费用被资本化，并被视为可持续的资本项目。我们预计，2019年，我们的管道完整性项目的成本（无论这些成本是资本化还是费用化）大约为1.26亿美元。

有关《管道安全条例》、《管道安全法》和《安全管道法》的补充资料，见本年度报告第一部分第1和第2项所列“监管事项-安全事项-管道安全” 。

环境、健康和安全成本和负债，以及不断变化的环境、健康和安全监管，都可能对我们的财务状况、经营成果和现金流量产生重大不利影响。

我们的业务受到各种环境、健康和安全要求的约束，并且根据广泛的联邦、州和地方法律和法规可能承担的责任。此外，我们不能确保现有的环境、健康和安全条例不会被修订，也不能确保新的条例不会被采纳或适用于我们。政府当局有权强制遵守适用的条例和许可证，并对违规者进行民事和刑事处罚，包括巨额罚款、禁令或两者兼而有之。某些环境法，包括《环境法》和类似的国家法律和条例，可能对清理和恢复处置或以其他方式释放危险物质或碳氢化合物的场所所需的费用规定严格的、连带的和若干的责任。此外，包括邻近土地所有者在内的第三方也有权采取法律行动，强制遵守法律，或恢复据称因向环境释放危险物质、碳氢化合物或其他废物而造成的人身伤害和财产损失。不遵守这些规定可能会使我们面临罚款、惩罚和（或）业务中断，对我们的财务状况、业务结果和现金流量产生重大不利影响。

此外，未来的环境、健康和安全法的发展，例如更严格的法律、法规、许可证或执行政策，可能会大大增加我们业务的一些成本。未来可能的环境、健康和安全法发展的领域包括以下项目。

温室气体/气候变化

针对有关全球气候变化威胁的科学报告，美国国会审议了减少温室气体排放的立法。此外，一些国家，包括我们的设施或业务所在的国家，个别地或在区域合作中，根据各种政策和方法对温室气体的排放施加限制，包括对排放设定上限，要求采取效率措施，或为减少污染提供激励措施，使用可再生能源，或使用碳含量较低的替代燃料。

通过和执行对温室气体排放施加报告义务或限制其排放的任何联邦、州或地方条例，我们的设备和业务可能要求我们承担重大费用，以减少与我们的业务有关的温室气体排放，或可能对我们运输、储存或以其他方式处理与中游服务有关的原油、天然气或其他碳氢化合物产品的需求产生不利影响。运营成本的潜在增加可能包括运营和维护我们的设施的成本、对我们的设施安装新的排放控制、获得批准温室气体排放的津贴（无论是我们的运营所排放的还是与我们供应给市场的燃料有关的），缴纳与温室气体排放有关的税收，管理和管理温室气体排放计划。我们可能无法通过客户价格或费率收回这些增加的成本，这可能限制我们进入某些市场活动，或以其他方式导致我们减少对某些市场活动的参与。此外，监管政策的变化，导致对被认为有助于温室气体的碳氢化合物产品的需求减少，或对其使用的限制，可能会减少我们可用于加工、运输、营销和储存的数量。这些事态发展可能对我们的财务状况、业务结果和现金流量产生重大不利影响。

此外，由于对气候变化的担忧，世界上许多国家已经通过或正在考虑通过减少温室气体排放的法律或法规。不可能知道可再生能源技术的发展速度有多快，但如果颁布了重大的额外立法和条例，增加使用可再生能源最终会减少未来对碳氢化合物的需求。这些事态发展可能对我们的财务状况、业务结果和现金流量产生重大不利影响。

水力压裂

我们的一些客户使用水力压裂技术来刺激非常规地质构造（包括页岩地层）的天然气和原油生产，这就需要将加压压裂液（由水、沙子和某些化学物质组成）注入井眼。美国联邦政府，以及一些州和地方，已经通过，其他正在考虑通过的法规或法令，可能限制水力压裂在某些情况下，或将对天然气生产征收更高的税费或特许权使用费。对水力压裂过程的监管和关注的增加可能会导致使用水力压裂技术的原油和天然气钻井活动受到更大的反对，包括诉讼的增加。额外的立法或监管还可能导致原油和天然气生产的操作延迟和/或运营成本增加（包括从页岩中生产的天然气，如老鹰福特、海恩斯维尔、巴尼特等地，Marcellus和Utica Shales）由我们的客户承担或可能使其更难进行水力压裂。如果这些立法和监管举措导致钻探新油井和相关服务活动减少，可能会影响我们中游企业可利用的碳氢化合物项目数量，并对我们的财务状况、经营成果和现金流量产生重大不利影响。

有关环境、卫生和安全法律和条例以及成本和负债的更多信息和具体披露，请参阅本年度报告第一部分第1和第2项下的“监管事项” 。

联邦、州或地方监管措施可能对我们的财务状况、经营成果和现金流产生重大不利影响。

FERC监管我们在ICA下的州际液体管道。州监管机构监管我们的州内天然气和NGL管道，州内存储设施和收集线。

在许多州，包括科罗拉多州、堪萨斯州、路易斯安那州、新墨西哥州、德克萨斯州和怀俄明州，我们的州内天然气管道受到监管。在我们的州内天然气管道从事州际运输的范围内，它们也受联邦能源委员会根据《国家天然气管理局条例》第311条的规定的约束。我们还在路易斯安那州和德克萨斯州拥有天然气地下储存设施。虽然国家监管的范围通常不如FERC监管的全面，但我们的服务通常需要在不歧视的基础上提供，而且还受到抗议和投诉的挑战。

虽然我们的天然气收集系统一般不受NGA下的FERC监管，但如果天然气收集业务受联邦利率和服务监管，或，如果我们所在的国家采取政策，对天然气收集业务实行更加严格的监管。州和联邦两级不时审议和通过与这些事项有关的其他规则和立法。我们无法预测这种监管变革和立法可能对我们的业务产生什么影响，如果有的话，但我们可能需要额外的资本支出。

有关适用于我们资产的联邦、州和地方监管的一般概述，请参阅本年度报告第一部分第1和第2项所载的“监管事项” 。这种监管可能会影响我们的业务和产品市场的某些方面，并可能对我们的财务状况、经营成果和现金流量产生重大不利影响。

我们受监管资产的利率将受到联邦和州监管机构的审查和可能的调整，这可能会对我们的收入产生不利影响。

FERC根据ICA（经修订）的《能源政策法》以及根据该法颁布的规则和命令，对我们的州际共同承运人液体管道业务的关税税率作出了规定。根据《国际贸易协定》的规定，州际关税税率、服务条款和条件必须公正合理，不应有不适当的歧视，必须向联邦贸易委员会备案。此外，管道不得给予任何托运人任何不当的优先权。托运人可以抗议（而FERC可以调查）新的或改变的税率的合法性。FERC可以将这些关税税率暂停七个月。它还可能要求退还根据最终认定为非法的费率收取的款项，并前瞻性地规定新的费率。FERC和有关各方也可以对最终和有效的关税税率提出质疑。FERC还可以命令新的费率前瞻性地生效，并命令对过去超过公正和合理水平的费率进行赔偿，直至投诉日期前两年。由于利率制定的复杂性，任何利率的合法性永远不会得到保证。对利率的成功挑战可能会对我们的收入产生不利影响。

FERC使用了规定的费率方法来批准州际液体管道的关税税率变化。FERC的索引方法目前允许管道将其利率提高一个与PPI挂钩的百分比。然而，在索引为负数的任何一年中，如果一个管道的速率高于索引速率上限，它必须归档以降低其速率。作为这一索引编制方法的另一种选择，我们还可以选择根据服务成本方法来支持我们的费率，或者通过事先获得批准来收取“基于市场的费率” ，或者通过收取所有受影响的托运人同意的“结算费率” 。这些方法可能限制我们根据实际成本来设定利率的能力，或可能延迟使用反映成本增加的利率。

2016年10月，FERC寻求就其评估输油管道指数化利率变化的政策和相关报告要求的潜在修改发表评论。FERC注意到，尽管第6号表格报告，一些管道的收入超过成本，但它们继续获得额外的指数增长率。FERC提出了一项新的政策，如果一条管道的第6号表格反映了（一）前两年收入超过服务总成本15%或（二）拟议的费率指数增幅超过了该管道的百分比变化，那么该政策将否定拟议的指数增幅。年成本增加5% 。FERC核定的核定率方法的改变，或对我们适用该方法的挑战，都可能对我们产生不利影响。联邦储备委员会在批准我们的监管利率时作出的不利决定可能会对我们的现金流产生不利影响。

我们提供的国家内液体管道运输服务受适用于我们收取的费率和我们提供的服务的条款和条件的各种国家法律和法规的约束。虽然国家监管通常不像FERC监管那么繁琐，但我们收取的费率和提供的服务可能会受到挑战。

对衍生交易采用和实施新的法定和监管要求，可能会对我们对冲与我们的业务有关的风险的能力产生不利影响，并增加进行这些活动所需的营运资金。

2010年颁布的《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法》（Dodd-Frank Wall Street Reform and Consumer Protection Act，简称“多德-弗兰克法案” ）对互换和其他衍生交易（包括金融和某些实物油气对冲交易）规定了法定和监管要求。根据《多德-弗兰克法案》，CFTC通过了法规，要求互换交易商和主要互换参与者注册、强制清算互换、选举某些合格公司未清算互换的最终用户例外、记录和报告要求、业务行为标准和职位限制等要求。其中一些要求，包括位置限制规则，允许CFTC实施控制，这可能对我们对冲与我们的业务相关的风险的能力产生不利影响，并可能增加我们进行这些活动的营运资金要求。

基于对CFTC颁布的最终规则的评估，我们确定我们不是掉期交易商、主要掉期参与者或金融实体，因此确定我们目前有资格成为最终用户。此外，我们的绝大多数衍生品交易目前都是通过衍生品清算组织进行交易的，我们认为，我们使用最终用户异常可能不会在常规基础上是必要的。我们还将采取必要的合理措施，避免成为互换交易商、主要互换参与者或金融实体，并采取其他措施，保持我们在必要时选择最终用户例外的能力，以此保持我们作为最终用户的地位。然而，不可清除的衍生交易，以及可清除但我们选择选择最终用户例外的交易，都受制于记录和报告要求，以及潜在的额外信贷支持安排，包括现金保证金或抵押品。公布额外的现金保证金或抵押品可能会影响我们的流动性，并降低我们将现金用于资本支出或其他公司用途的能力。

2012年9月，美国哥伦比亚特区地方法院撤销了CFTC通过的基于必要性调查的职位限制规则，并将其发回。2013年12月，CFTC对此作出回应，提出了经修订的规则，以努力更好地遵守《多德-弗兰克法案》，2016年12月，CFTC进一步完善和重新制定了关于立场限制的规则。根据重新制定的规则，CFTC将对25个核心实物商品期货合约及其经济上等同的期货、期权和掉期交易中的某些头寸施加体积限制。虽然我们相信，我们的对冲交易将满足一个或多个列举类别的真正对冲，但规则可能会对我们对冲与我们的业务相关的某些风险的能力产生不利影响，并可能影响我们的盈利能力。于2017年2月28日结束有关经重述规则的评论期间，该建议仍有待落实。

特朗普总统和美国国会采取了各种行动，表明有兴趣修改影响金融市场和机构的一些法定和监管规定。CFTC主席和委员们也表示有兴趣重新评估一些现有的法规和监管建议。目前尚不清楚法律的任何（如果有的话）修改将会颁布，或现有法规的任何（如果有的话）修改将会通过，或任何这些修改将会如何影响我们的套期保值活动。此外，总统还为CFTC提名了一位新的主席。（现任主席的任期将于2019年4月届满，尽管如果继任者尚未确定，他可以继续留任一段时间。）目前尚不清楚CFTC领导层的变动对考虑现行法规的任何变动会产生什么影响。

我们的独立运营现金流主要来源于我们从EPO获得的现金分配。.

在独立的基础上，企业产品合作伙伴L.P.是一家没有业务运营的控股公司，并通过其全资子公司EPO开展所有业务。因此，我们取决于EPO及其附属公司和未合并的附属公司的收益和现金流量，以及它们的现金流量分配给我们，以履行我们的义务，并允许我们向我们的有限合伙人进行现金分配。

EPO及其子公司和未合并的关联公司可以向我们分配的现金数额主要取决于它们的业务产生的现金流量。这些经营现金流量除其他外，根据以下因素波动: （一）在其收集和输送管道上运输的碳氢化合物产品的数量；（二）加工和处理业务的吞吐量；（三）收取的费用和为其各种储存和终止而实现的利润，加工和运输服务；天然气、原油和天然气价格；关系

天然气、原油和NGL价格之间的差异，包括区域市场之间的差异；其营运资金需求的波动；其营运成本的水平；普遍的经济状况；其企业所遇到的竞争水平。另外，EPO及其子公司和未合并的关联公司实际可供分配的现金数额将取决于下列因素:所产生的持续资本支出水平；它们用于扩张（或增长）资本项目和收购的现金支出；它们的偿债要求和现有债务和未来债务条款中的限制，组织文件、适用的国家企业组织法和其他适用的法律法规。由于这些因素，我们每个季度可能没有足够的可用现金继续支付我们当前水平的分配。

与我们的伙伴关系结构有关的风险

我们可以在未经共同股东批准的情况下发行额外证券。

在任何时候，我们都可以在未经股东批准的情况下，向任何类型的有限合伙人（不包括我们的附属公司）发行无限数量的有限合伙人权益。我们的合伙协议并没有赋予我们的共同基金持有人批准发行股票证券的权利，包括在我们的共同单位中排名靠前的股票证券。额外发行同等或高级普通单位或其他股本证券将会产生以下影响: （i）单位持有人在紧接发行前的拥有权益将会减少；（ii）每个普通单位可供分配的现金数额可能会减少；（iii）应纳税所得额与分配额之比可能会增加；（四）各未缴普通股的相对投票权可能会减少；（五）我们的普通股的市场价格可能会下降。

在建立现金储备和支付费用之后，我们可能没有足够的业务现金流来支付目前的现金分配。

由于我们共同单位的现金分配依赖于我们产生的现金数量，分配可能会根据我们的业绩和资金需求而波动。我们不能保证每个季度继续支付当前水平的分配款。每个季度可供分配的现金的实际数额将取决于许多因素，其中一些因素超出了我们的控制范围，也超出了我们的普通合伙人的控制范围。这些因素包括但不限于: （一）我们经营的产品数量和服务价格；（二）我们的经营成本水平；（三）我们的业务竞争水平；（四）当前的经济状况，包括原油、天然气、NGLS和我们运输的其他产品的价格和需求，（五）我们的资本支出水平；（六）与资本支出和偿债要求相比，我们可以筹集的资本数额和成本；（七）债务协议中所载的限制；（八）营运资金需求的波动；（九）天气波动；（x）用于购置的现金支出，（十一）普通合伙人全权决定所需现金储备的数额。

此外，我们可供分配的现金数额不仅是盈利能力的函数，还将受到折旧、摊销和资产减值准备等非现金项目的影响。我们的现金流量也受到信贷协议和类似安排下的借款的影响。因此，我们可能能够在记录亏损的期间进行现金分配，而在记录净收入的期间可能无法进行现金分配。我们无力向合作伙伴支付现金分配，可能对我们的财务状况、业务结果和现金流量产生重大不利影响。

我们的普通合伙人及其附属公司对我们的合伙企业负有有限的信托责任和利益冲突，这可能会使它偏袒自己的利益而损害你的利益。

我们的普通合伙人及其附属公司的董事和官员有责任以有利于其成员的方式管理我们的普通合伙人。同时，我们的普通合伙人有责任以对我们有利的方式管理我们的伙伴关系。因此，我们的普通合伙人对我们的职责可能与其官员和董事对其成员的职责相冲突。除其他外，这种冲突可包括以下方面:

§	我们的合作协议和任何其他协议都不要求我们的普通合伙人或EPCO执行有利于我们的业务策略；

§	我们的普通合伙人决定资产购买和销售的金额和时间，现金支出，借款，增发，以及在任何季度建立额外的储备，可能会影响到可用现金的水平，以支付季度分配给我们的单位持有人；

§	根据我们的合伙协议，我们的普通合伙人决定它和它的附属公司承担的费用由我们偿还；

§	我们的普通合伙人可以解决任何涉及我们和普通合伙人及其附属公司的利益冲突，并可以在解决利益冲突时考虑到除我们以外的各方的利益，例如EPCO，它的作用是将其受托责任限制在我们的委托人身上；

§	我们的普通合伙人对利益冲突的任何解决都不是恶意的，对我们来说是公平和合理的，对合伙人是有约束力的，不是违反我们的合伙协议；

§	在某些情况下，我们的普通合伙人的附属公司可能与我们竞争；

§	我们的普通合伙人已经限制了它的责任和减少了它的受托责任，并且还限制了我们的合伙人对于在没有限制的情况下可能构成违反受托责任的行为可以采取的补救措施。由于购买了我们的单位，您被视为同意一些行为和利益冲突，否则可能构成违反信托或其他责任适用法律；

§	我们没有任何雇员，我们只依赖EPCO及其附属公司的雇员；

§	在某些情况下，我们的普通合伙人可能会安排我们借入资金，以便支付分配款项；

§	我们的普通合伙人可安排我们向其或其附属公司支付向我们提供的任何服务，或代表我们与任何这些实体订立额外的合同安排；

§	我们的普通合伙人打算限制其对我们的合同义务和其他义务的责任，在某些情况下，可能有权得到我们的赔偿；

§	我们的普通合伙人控制我们的普通合伙人及其附属公司对我们的义务的执行；以及

§	我们的普通合伙人决定是否保留独立的律师、会计师或其他人为我们提供服务。

我们与EPCO和Dan Duncan LLC控制的实体有重要的业务关系。有关与EPCO及其关联公司的关系和关联交易的信息，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注15。有关我们与EPCO及其附属公司的关系的更多信息，也可在本年度报告第三部分第13项下找到。

纽交所并不要求像我们这样的上市有限合伙企业遵守其某些公司治理要求。

我们目前在纽约证券交易所上市，股票代码为EPD。由于我们是一家公开上市的有限合伙企业，纽交所不要求我们在普通合伙人的董事会中拥有多数独立董事，也不要求我们建立薪酬委员会或提名和公司治理委员会。此外，任何未来增发的普通股或其他证券，包括附属公司，都不受适用于公司的纽交所股东批准规则的约束。因此，股东对受纽交所所有公司治理要求约束的某些公司所提供的保护并不相同。详情见本年度报告第三部分第10项。

股东的投票权有限，无权选举我们的普通合伙人或董事。此外，即使合伙人不满意，他们也不能轻易撤掉我们的普通合伙人。

与公司普通股持有者不同，股东在影响我们业务的事项上只有有限的投票权，因此，影响管理层对我们业务的决策的能力有限。股东并没有选举我们的普通合伙人或董事，也无权在每年或其他持续的基础上选举我们的普通合伙人或董事。我们的普通合伙人的所有者选择我们的普通合伙人的董事。

此外，如果业主不满意我们的一般合伙人的表现，他们目前没有实际能力罢免我们的一般合伙人或其官员或董事。我们的普通合伙人不得被罢免，除非在至少60%的杰出单位的持有人投票时，我们作为一个类别一起投票。由于我们的普通合伙人的关联公司目前拥有约31.9%的未完成的普通单位，如果没有我们的普通合伙人及其关联公司的同意，将企业GP作为我们的普通合伙人是极不可能的。由于这一规定，我们共同单位的交易价格可能低于其他形式的股权，因为交易价格没有溢价收购。

我们的合伙协议限制了拥有20%或更多共同单位的股东的投票权。

除普通合伙人及其关联公司外，合伙人的投票权还受到我们合伙协议中的一项条款的限制，该条款规定，拥有20%或更多我们任何类别的共同单位的人所持有的任何单位，在任何事项上都不能投票。此外，我们的合伙协议包含限制合伙人召集会议或获取有关我们业务的信息的能力的条款，以及限制合伙人影响我们管理的能力的其他条款。由于这一规定，我们共同单位的交易价格可能低于其他形式的股权，因为交易价格没有溢价收购。

我们的普通合伙人有一个有限的认购权，可能要求普通合伙人在不期望的时间或价格出售他们的共同单位。

如果在任何时候，我们的普通合伙人及其关联公司拥有85%或更多的共同单位，那么，我们的普通合伙人将有权，但不是有义务，它可以分配给任何一个关联公司或我们，收购所有，但不少于所有，由非注册人持有的其余共同单位的价格不低于当时的市场价格。因此，共同基金持有人可能需要在不理想的时间或价格出售其共同基金，因此可能不会获得任何投资回报。单位所有者也可以在出售其共同单位时承担税收责任。

如果法院认为有限合伙人的诉讼构成了对我们业务的控制，我们的共同合伙人可能不承担有限责任。

根据特拉华州的法律，如果法院裁定，有限合伙人根据合伙协议有权解除普通合伙人的职务或采取其他行动，即参与“控制”我们的业务，共同合伙人可在与普通合伙人相同的程度上对我们的义务承担责任。根据特拉华州的法律，我们的普通合伙人一般对我们的债务，如债务和环境负债，有无限的责任，除了我们的合同义务，明确提出的那些没有求助于我们的普通合伙人。

在我们开展业务的一些国家，对有限合伙人权益持有人对有限合伙义务的责任的限制尚未明确规定。如果法院或政府机构认定（一）我们在一国开展业务，但没有遵守该特定国家的伙伴关系法规，或者（二）你有权与其他合伙人一起采取行动，解除或取代我们的普通合伙人，你可以对我们的义务承担无限责任。批准对我们的合伙协议的一些修订或根据我们的合伙协议采取其他行动，构成了对我们业务的“控制” 。

基金持有人可能有责任偿还分配款项。

在某些情况下，我们的股东可能必须偿还分配给他们的款项。根据特拉华州修订的《统一有限合伙企业法》第17-607条，如果分配将导致我们的负债超过我们资产的公允价值，我们可能不会向我们的股东进行分配。由于伙伴关系的利益而对伙伴的负债和不求助于伙伴关系的负债不计算在内，以确定是否允许分配。特拉华州法律规定，从不允许分配之日起三年内，接受分配的有限合伙人和在分配时知道违反特拉华州法律的有限合伙人将对分配金额承担有限合伙的责任。共同单位的购买人成为有限合伙人，有责任承担转让有限合伙人的义务，向共同单位的购买人在成为有限合伙人时所知道的合伙企业缴款，对于未知的债务，如果负债可以从我们的合伙协议确定。

我们的普通合伙人对我们的权益和对我们的普通合伙人的控制权可以在未经股东同意的情况下转移到第三方。

根据我们的合伙协议，我们的普通合伙人可以在未经股东同意的情况下转让其普通合伙人的权益。此外，我们的普通合伙人可在未经我们的合伙人同意的情况下，将其普通合伙人权益转让给第三方，以进行合并或合并，或出售其全部或大部分资产。此外，我们的合伙协议并没有限制我们的唯一成员，目前的丹邓肯有限责任公司，将其在我们的普通合伙人的股权转让给第三方。然后，我们的普通合伙人的新权益拥有人将能够以自己的选择取代我们的普通合伙人的董事会和官员，并影响我们的普通合伙人的董事会和官员作出的决定。

我们没有像其他类型的组织一样灵活地积累现金和发行股票，以防止未来流动性不足。

与一家公司不同，我们的合伙协议要求我们在考虑到承诺和意外开支准备金（包括资本和运营成本以及债务服务需求）之后，每季度向我们的基金持有人分配所有可用现金。我们的共同单位和其他有限合伙人权益的价值可能会随着我们每单位现金分配的减少而减少。因此，如果我们在未来遇到流动性问题，我们可能无法发行更多的股票来进行资本重组。

共同基金持有人的税务风险

我们的税收待遇取决于我们作为联邦所得税目的的伙伴关系的地位，以及我们不受个别州实体级税收的实质性限制。如果国税局为了联邦所得税的目的把我们当作一家公司，或者如果我们在其他方面受到了实体层面的实质性征税，然后，可供分配给我们的基金持有人的现金将会减少。

在我们的共同单位投资的预期税后经济效益在很大程度上取决于我们被视为联邦所得税目的的伙伴关系。尽管根据特拉华州法律，我们是作为有限合伙企业组织的，但除非我们满足“合格收入”要求，否则我们将被视为联邦所得税目的的公司。根据我们目前的经营情况，我们认为我们满足了合格的收入要求。如果不能达到规定的收入要求或现行法律的改变，可能会使我们被视为联邦所得税目的的公司，或以其他方式使我们作为一个实体征税。我们没有要求，也没有计划要求美国国税局（IRS）就我们作为联邦所得税伙伴关系的分类作出裁决。

如果我们以联邦所得税为目的被视为一家公司，我们将按照公司税率向应纳税所得缴纳联邦所得税，我们还可能按照不同的税率缴纳额外的州和地方所得税。分配给我们的股东一般将再次作为企业股息征税，没有收入、收益、损失或扣减将流入我们的股东。因为作为一家公司，我们将被征税，所以可供分配给我们股东的现金将会减少。因此，把我们当作一家公司来对待，可能会减少预期的现金流量和税后收益，使我们的共同单位的价值减少。

在国家一级，一些国家一直在评估如何通过征收国家收入、特许经营、资本和其他形式的营业税，将伙伴关系纳入实体一级的征税，以及通过征收扣缴义务和综合、合并、集团、封锁，使非官方伙伴受到征税，对获得国家“来源”收入分配份额的非官方伙伴或类似的申报义务。我们目前在许多州拥有房产或做生意。在我们拥有资产或经营业务或提高现有税率的司法管辖区内，向我们征收任何这些税款，可大大减少可供分配给我们单位持有人的现金。

从2013年到2017年，几家公开上市的合伙企业合并成了它们的公司普通合伙人赞助商。2018年，并持续到2019年，包括通过2017年《减税和就业法案》（该法案将联邦企业税率从35%下调至21% ，并一般规定某些资本支出和收购的费用）在内的多项额外因素的结合在一起，FERC于2018年3月发布了关于所得税处理的政策声明，总体而言，对中游能源公司（包括那些以公开交易的伙伴关系为结构的公司）的需求和相关流动性持续降低，导致更多的公开交易的伙伴关系（一）合并到它们的公司普通伙伴赞助商中，（ii）合并为其作为合伙企业而组成的普通合伙人，然后选择合并后的实体作为公司纳税，或（iii）自愿选择作为公司纳税。这些转换大大减少了上市交易伙伴关系的数量和总市值以及可用于上市交易伙伴关系部门的资本深度。

虽然我们目前认为，就联邦所得税而言，我们作为伙伴关系的分类继续为我们的股东提供净收益，但如果我们继续看到（i）其他公开交易的伙伴关系选择作为公司纳税，这可能导致公开交易的合伙企业部门的总市值进一步减少，（二）公开交易的合伙企业部门对股本的需求减少，与作为公司征税的中游能源公司相比，上市交易伙伴关系的市场估值没有历史性的溢价（或者如果我们看到我们的伙伴关系的估值与这些公司相比有任何折扣），（四）造成资本成本重大差异或者限制资本使用的组合，我们的普通合伙人董事会可能会决定，为了联邦所得税的目的，改变我们作为合伙企业的分类是符合我们合伙人的最大利益的。如果一般合伙人建议我们更改税种，这项更改须经共同基金持有人批准。

对公开交易的伙伴关系或对我们共同单位的投资的税务处理可能会受到可能的立法、司法或行政变化和不同的解释的影响，可能是在追溯的基础上。

目前对包括我们在内的公开交易伙伴关系的联邦所得税待遇，或对我们共同单位的投资，可以通过行政、立法或司法解释加以修改。例如，国会议员不时提议并考虑对现行联邦所得税法进行实质性修改，这些法律影响到公开交易的伙伴关系或对我们共同单位的投资。

此外，最近在《联邦登记册》上公布的《内部收入法》第7704（d）（1）（e）节规定的《财政部最后条例》通过提供具体行业指导，解释了对公开交易伙伴关系的合格收入要求的范围。我们不认为最终的财政部规定影响了我们被视为联邦所得税伙伴关系的能力。

此外，2017年12月22日颁布的《减税和就业法》（《税法》）对适用于个人和实体的联邦所得税规则进行了重大修改，包括对个人或其他非公司股东从公开交易的合伙企业获得的某些收入的可分配份额的有效税率的改变。《税法》很复杂，财政部和国税局继续发布与《税法》所载立法有关的条例和解释指导。因此，股东应就税法及其对我们共同单位投资的影响咨询他们的税务顾问。

对联邦所得税法及其解释（包括与《税法》有关的行政指导）的任何修改都可以或不可以追溯适用，并且可能使我们更难或不可能被视为联邦所得税目的的伙伴关系或以其他方式产生不利影响。我们的生意，财务状况或经营成果。任何此类改变或解释都可能对我们共同单位的投资价值产生不利影响。

每个月的第一天，我们根据共同单位的所有权，而不是根据某一共同单位的转让日期，按比例分配我们的收入、收益、损失和扣减项目。

我们一般按每个月第一天的单位所有权，而不是根据某一单位的转让日期，按比例分配我们的收入、收益、损失和扣减项目。财政部条例允许类似的每月简化公约，但这些条例并没有具体授权我们的比例分配方法的所有方面。如果国税局要成功地挑战我们的按比例分配方法，我们可能需要改变收入、收益、损失和扣减项目在我们的单位持有人之间的分配。

美国国税局对我们所采取的联邦所得税立场进行的一次成功的竞争可能会对我们共同单位的市场产生不利影响，任何美国国税局的竞争成本都会降低我们分配给单位所有者的现金。

美国国税局还没有决定我们作为美国联邦所得税合作伙伴的地位。国税局可以采取与我们采取的立场不同的立场，甚至采取与律师建议的立场。可能有必要诉诸行政或法院程序来维持我们采取的一些或所有立场，而这些立场最终可能无法维持。法院可能不同意我们采取的一些或所有立场。因此，与美国国税局的任何此类竞争都可能对我们的共同单位市场和我们的共同单位交易的价格产生重大和不利的影响。此外，我们与国税局的任何竞争成本，主要是法律、会计和相关费用，将间接由我们的单位持有人承担，因为这些成本将减少我们可供分配的现金。

如果美国国税局对从2017年12月31日起的税年的所得税申报表进行审计调整，它（和一些州）可以直接从我们那里评估和征收由这种审计调整产生的任何税收（包括任何适用的惩罚和利息），在这种情况下，我们将直接向国税局缴税。如果我们承担这种付款，我们可供分配给我们的单位持有人的现金可能会大幅度减少。

根据2015年的两党预算法案，对于2017年12月31日之后开始的税年，如果美国国税局对我们的所得税回报进行审计调整，它（和一些国家）可以直接从我们那里评估和征收由于这种审计调整而产生的任何税收（包括任何适用的惩罚和利息）。我们的普通合伙人将使我们直接向国税局缴纳税款（包括任何适用的处罚和利息）。因此，我们现时的单位持有人可能会承担部分或全部因这类审核调整而产生的税务责任，即使该等单位持有人在审核的课税年度并无在我们拥有共同的单位。如果由于任何这类审计调整，我们必须缴纳税款、罚款和利息，我们可供分配给基金持有人的现金可能会大幅减少。

我们的股东可能被要求对他们在我们收入中所占的份额纳税，即使他们没有从我们那里得到任何现金分配。

因为我们的基金持有人将被视为合伙人，我们将分配的应纳税所得额可能与我们分配的现金不同，所以我们的基金持有人可能需要缴纳联邦所得税，在某些情况下，国家和地方所得税在应纳税所得额中所占的份额，不论是否从我们那里获得任何现金分配。我们的共同所有者不能从我们那里获得与其应纳税所得额的份额相等的现金分配，甚至不能从我们那里获得与其应纳税所得额的份额相等的实际纳税义务。

处置我们的共同单位的税收收益或损失可能超过或低于预期。.

如果我们的单位所有者出售他们的共同单位，他们将认识到收益或损失等于在这些共同单位实现的数额和他们的税基之间的差额。由于超出基金单位应纳税所得额的分配，减少基金单位在基金单位的税基，因此，在基金单位出售的基金单位中，如有任何先前超额分配的数额，如果单位所有者以高于单位所有者在这些单位的税基的价格出售这些共同单位，即使收到的价格低于单位所有者的原始成本，也成为单位所有者的应纳税收入。已实现的数额的很大一部分，无论是否代表收益，都可以作为普通收入征税，因为潜在的重新获得项目，如折旧。此外，由于已实现的金额可能包括单位持有人在我们的非经常性负债中所占的份额，出售共同单位的单位持有人可能会承担超过出售所得现金数额的税务责任。

免税实体和非美国人面临独特的税收问题，无法拥有我们的共同单位，这可能会对他们造成不利的税收后果。

免税实体对我们共同单位的投资，例如个人退休账户或其他退休计划，以及非美国人提出了他们独有的问题。例如，几乎所有分配给作为联邦所得税豁免组织（包括IRA和其他退休计划）的股东的收入都将是与企业无关的应纳税收入，并将对他们征税。对非美国人的分配将通过按最高适用的有效税率预扣税款来减少，非美国人将被要求提交美国联邦所得税申报表，并就他们在应纳税所得额中所占的份额纳税。此外，非美国人在2017年11月27日或之后出售共同单位时所确认的收益一般将被视为有效的相关收入，并须缴纳美国联邦所得税。尽管2017年12月31日之后发生的非美国人销售普通单位的行为也受到《税法》规定的扣缴税款的约束，但2018-08号通知规定，在美国国税局发布法规或其他指导之前，不需要对此类销售进行扣缴。作为免税实体或非美国人的股东，在投资我们的共同单位之前，应咨询税务顾问。

我们对我们的共同单位的每一个购买者都一视同仁，不考虑所购买的共同单位，享受同样的税收优惠。国税局可能会对这种待遇提出质疑，这可能会对我们共同单位的价值产生不利影响。

因为我们不能与共同单位的出让方和出让方相匹配，所以我们采取了可能不符合现行《国库条例》所有方面的折旧和摊销立场。美国国税局对这些职位提出的一个成功的挑战可能会对普通纳税人的税收优惠数额产生不利影响。它还可能影响这些税收优惠的时机或出售共同单位的收益数额，并可能对我们共同单位的价值产生负面影响，或导致对共同单位的纳税申报表进行审计调整。

我们的共同基金持有人可能会受到州和地方的税收和回报申报要求，在他们不住的州，因为投资我们的共同单位。

除了联邦所得税外，我们的共同所有者还可能会被征收其他税，如州和地方所得税、非法人营业税和不动产、遗产税或由我们现在或将来经营或拥有财产的各个管辖区征收的无形税。即使合伙人不住在这些司法管辖区。我们的共同基金持有人可能会被要求提交州和地方所得税申报表，并在一些或所有这些不同的管辖区缴纳州和地方所得税。此外，我们的基金持有人可能会因未能遵守这些规定而受到惩罚。我们目前在许多国家拥有财产或开展业务，其中许多国家对个人、公司和其他实体征收所得税。当我们进行收购或扩展业务时，我们可以控制资产或在征收个人所得税或企业所得税的其他州开展业务。每个基金持有人都有责任酌情提交自己的联邦、州和地方纳税申报表。

共同单位作为证券贷款的主体（例如，向“卖空者”提供贷款，以弥补共同单位的卖空）的持有人，可被视为处置了这些共同单位。如果是这样的话，在贷款期间，将不再以合伙人的身份对待这些共同单位的合伙人，而可以从处分中确认收益或损失。

由于美国联邦所得税对合伙企业贷款的后果没有具体的规定，以共同单位为证券贷款主体的单位所有者可以被认为已经处置了贷款单位。在这种情况下，在贷款期间，作为共同单位的合伙人，不能再以税务为目的对待基金持有人，基金持有人可以从这种处分中确认收益或损失。此外，在贷款期间，任何与该等共同单位有关的收入、收益、亏损或扣减，均不得由基金持有人申报，而基金持有人就该等共同单位收取的任何现金分派，均可作为普通收入全数缴税。希望确保其合作伙伴地位和避免从证券贷款中获得认可的风险的单位持有人，应咨询税务顾问，以确定是否宜修改任何适用的经纪账户协议，禁止其经纪出借其共同单位。

在确定基金持有人的收益、收益、损失和扣减分配时，我们采用了一定的估值方法。IRS可能会挑战这些方法或由此产生的分配，而这样的挑战可能会对我们共同单位的价值产生不利影响。

在确定收益、收益、损失和扣减项目时，我们必须定期确定各自资产的公允市场价值。虽然我们会不时就估值事宜咨询专业评估师，但我们会以单位的市值作为衡量资产的公平市值的方法，作出公平市值的估计。国税局可能会对这些估值方法以及由此产生的收入、收益、损失和扣减分配提出质疑。

IRS对这些方法或分配的成功挑战可能会对分配给我们单位所有者的应纳税收入或损失的数额、性质和时间产生不利影响。它还可能影响我们的单位所有者出售共同单位的收益数额，并可能对共同单位的价值产生负面影响，或导致对我们的单位所有者的纳税申报表进行审计调整，而不会有额外的扣减收益。

项目1b.未解决的SEC工作人员评论。

没有。

项目3.法律程序。

作为我们正常业务活动的一部分，我们可以在法律诉讼中被指定为被告，包括那些因监管和环境事务而产生的被告。虽然我们相信保险是审慎的，但我们并不能保证保险的性质及金额，在每宗个案中，都足以充分保障我们免受未来法律程序所引致的损失。我们将在诉讼事项上大力维护合作伙伴关系。除下文所述外，我们并不知悉截至本年度报告提交之日为止，我们作为一方的任何未决法律诉讼的任何材料，但我们的业务所附带的例行诉讼除外。

能量转移物质

关于拟议中的管道项目，我们和ETP于2011年4月签署了一份不具约束力的意向书，在没有执行相关公司的最终文件和董事会批准的情况下，拒绝与该项目有关的任何伙伴关系或合资企业。最终协议从未执行，董事会也从未批准潜在的管道项目。2011年8月，由于缺乏客户支持，拟议中的管道项目被取消。

2011年9月，ETP就被取消的项目向我们和第三方提起诉讼，除其他外，指控我们和ETP结成了“伙伴关系” 。该案在德克萨斯州达拉斯县第298司法区法院审理。虽然我们坚信，并在辩护期间辩称，双方从未执行过组建合法合资企业或合作伙伴关系的协议，但陪审团认定，尽管如此，两家公司的行为构成了合法合作伙伴关系。因此，陪审团认定ETP被错误地排除在涉及第三方的后续管道项目之外，并于2014年3月4日判给ETP3.194亿美元的实际损害赔偿金。2014年7月29日，审判法院对我们作出总额为5.358亿美元的判决，其中包括（i）3.194亿美元，作为陪审团裁定的实际损害赔偿金，（ii）就我们因违反信托责任而收取的所谓利益而收取的额外1.5亿元款项，以及（iii）预断利息6640万元。审判法院还裁定，判决后的利息总额按每年5%的比率计算。

我们于2015年3月30日向德克萨斯州达拉斯第五区上诉法院提交了上诉人的案情摘要，ETP于2015年6月29日提交了上诉人的案情摘要。我们于2015年9月18日提交了上诉人的答辩状。2016年4月20日进行口头辩论，案件随后提交上诉法院审议。2017年7月18日，上诉法院的一个小组发表了一致意见，推翻了审判法院对ETP对企业提出的所有索赔的判决，做出了ETP对这些索赔不予采纳的判决，并肯定了企业对ETP提出的80万美元的反诉，加上利息。

2017年8月31日，ETP向达拉斯上诉法院提出重新审理的动议，并于2017年9月13日被驳回。2017年12月27日，ETP向德克萨斯州最高法院提交了复审请求，我们于2018年2月26日对复审请求作出了回应。2018年6月8日，德克萨斯州最高法院要求双方提交案情摘要，双方已提交各自的意见书。截至2018年12月31日，我们尚未就此事项录得拨备，因为管理层继续相信，我们在本案中支付损害赔偿金的可能性不大。我们继续监测涉及这一事项的事态发展。

PDH诉讼

2013年7月，我们与Foster Wheeler USA Corporation（ “Foster Wheeler” ）执行了一项合同，根据该合同，Foster Wheeler将担任负责PDH设施的工程、采购、建造和安装的总承包商。2014年11月，Foster Wheeler被AMEC PLC的一个附属公司收购，成立AMEC Foster Wheeler PLC，Foster Wheeler现在被称为AMEC Foster Wheeler USA Corporation（AFW）。2015年12月，Enterprise和AFW达成了一项过渡服务协议，根据该协议，AFW部分终止了PDH项目。2015年12月，企业聘请了第二个承包商，优化过程设计有限责任公司（ “OPD” ），完成PDH设施的建设和安装。

2016年9月2日，我们因原因终止AFW，并向德克萨斯州哈里斯县第151司法民事区法院对AFW及其母公司AMEC Foster Wheeler PLC提起诉讼，就违反合同、违反保修、欺诈诱导、串串欺诈、严重疏忽等提出索赔，专业疏忽、过失失实陈述和律师费。我们打算认真地起诉这些索赔，并寻求我们有权得到的所有直接、间接和典型的损害赔偿。

环境事项

有时，政府当局评估与涉及环境事项的行政或司法程序有关的货币处罚。2017年12月，我们收到了德克萨斯州环境质量委员会（Texas Commission on Environmental Quality）的一份执行通知，该通知与我们在蒙特贝尔维尤（Mont Belvieu）建筑群发生的历史上自曝违规事件有关。这些事项的最终解决可能导致超过10万美元的货币制裁。我们不期望这些支出成为我们的综合财务报表的实质内容。

项目4.地雷安全披露。

不适用。

第二部分

项目5.登记人共同权益的市场、有关单位持有人事项

发行人购买证券

我们的普通单位在纽约证券交易所上市，股票代码为“EPD” 。截至2019年1月31日，我们共有2,445个单位拥有记录。关于我们每季度向合作伙伴分配现金的情况，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注8。

最近发行未登记证券

2018年4月5日，我们向一家没有注册的第三方发行了1,223,242个普通单位，这些单位不受1933年《证券法》（根据其第4（a）（2）条修订）的注册要求的约束，与我们在得克萨斯州休斯敦地区获得土地有关。我们根据该协议签发的这些共同单位包含习惯陈述、保证和契约，包括与上述豁免的可获得性有关的事实证明。

除上述情况外，2018年期间未有发行未注册股本证券。

根据权益补偿计划获授权发行的普通单位

见本年度报告第三部分第12项所载“根据股权补偿计划获授权发行的证券” ，并将其作为参考列入本项目5。

发行人购买股本证券

下表总结了我们在2018年第四季度期间的股权回购活动:

期间	总数单位数采购		平均水平支付的价格每个单位		共计购买的单位作为公众的一部分已公布的方案		最大值单位数目可能还没有。被购买在节目中
幻影组奖项的归属:						--		--
2018年10月		--		--		--		--
2018年11月（1）		11,161	$	26.98		--		--
2018年12月		--		--		--		--
共同单位回购计划:
2018年10月		--		--		--		1,236,800
2018年11月		--		--		--		1,236,800
2018年12月（2）		1,236,800	$	24.92		1,236,800		--

(1) 在2018年11月授予并转换为普通单位的42,290个幻影单位奖中，有11,161个单位被员工卖回给我们，以支付相关的代扣税要求。我们在收购后立即取消了这些国库单位。 (2) 1998年12月，我们宣布了一项共同单位回购或回购计划，我们与某些附属公司一起，可以在公开市场上回购最多4,000,000个共同单位。我们于2018年12月购买了剩余的123.68万个普通单位的授权额度。我们在收购后立即取消了这些国库单位。

2019年1月，我们宣布企业GP董事会批准了一项20亿美元的多年单位回购计划，该计划为合作伙伴关系提供了一种向投资者返还资本的额外方法。该计划授权合作伙伴不时回购其共同单位，包括通过公开市场购买和谈判交易。根据该计划回购的时机和步伐将由若干因素决定，包括（i）我们的财务表现和灵活性，（ii）有机增长和投资潜在回报较高的收购机会，我们的单位价格和隐含可分配的现金流量收益率，以及在3.5倍的地区保持有针对性的财务杠杆，债务对正常化的EBITDA，或息税折旧摊销前利润。还没有设置完成回购计划的时间限制，并且该计划可以在任何时候暂停或停止。

项目6.选定的财务数据。

下表列出了我们合作伙伴关系的选定的历史综合财务数据。这些资料来自并应结合本年度报告第二部分第8项所载的经审计财务报表一并阅读。如表所示，数额为百万（单位数据除外）。

	截至12月31日，
	2018		2017		2016		2015		2014
业务数据说明:
总收入	$	36,534.2	$	29,241.5	$	23,022.3	$	27,027.9	$	47,951.2
销售成本		26,789.8		21,487.0		15,710.9		19,612.9		40,464.1
其他费用和支出		4,815.8		4,251.6		4,092.7		4,248.4		3,970.9
营业收入		5,408.6		3,928.9		3,580.7		3,540.2		3,775.7
净收入		4,238.5		2,855.6		2,553.0		2,558.4		2,833.5
有限合伙人应占净收入		4,172.4		2,799.3		2,513.1		2,521.2		2,787.4
单位收益:
基本（ $ /单位）		1.91		1.30		1.20		1.28		1.51
稀释（ $ /单位）		1.91		1.30		1.20		1.26		1.47

每年按单位分配的现金		1.7250		1.6825		1.6100		1.5300		1.4500

	12月31日，
	2018		2017		2016		2015		2014
资产负债表数据:
财产、厂房和设备，网络	$	38,737.6	$	35,620.4	$	33,292.5	$	32,034.7	$	29,881.6
总资产		56,969.8		54,418.1		52,194.0		48,802.2		47,057.7
长期债务，包括当前期限		26,178.2		24,568.7		23,697.7		22,540.8		21,220.5
负债总额		32,677.6		31,645.7		29,928.0		28,301.1		27,365.5
权益总额		24,292.2		22,772.4		22,266.0		20,501.1		19,692.2

未缴有限合伙人单位（百万）		2,184.9		2,161.1		2,117.6		2,012.6		1,937.3

我们的综合收入和销售成本的波动在很大程度上是由能源商品价格的变化所解释的。能源商品价格波动有多种原因，包括供求失衡和地缘政治紧张。关于能源商品价格的补充资料，见本年度报告第二部分第7项所载“选定的能源商品价格数据” 。关于我们的业务结果的一般资料也可在本年度报告第二部分第7项下找到。

在过去五年中，我们的财产、厂房和设备数量增加，主要是由于对增长资本项目的投资。有关我们的资本投资计划的资料，请参阅本年度报告第二部分第7项所载的资本投资。

在过去五年中，债务增加的主要原因是，我们的一部分资本投资是利用银行信贷协议下的借款和发行短期和长期票据来提供资金。有关我们债务的资料，请参阅本年度报告第二部分第8项所载的综合财务报表附注7。

我们的股本余额，连同未偿还的普通单位数目，在每一年都有所增加，原因是与我们的市场计划、分配再投资计划和员工单位购买计划有关的单位的发行。出售共同基金产生的净收益被用来资助我们的一部分资本投资。

项目7.管理层对财务状况和业务结果的讨论和分析。

截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度

下列资料应连同我们的综合财务报表一并阅读，并附有附注我们的财务报表是根据美国公认会计原则（GAAP）编制的。

管理层讨论和分析中使用的关键参考资料

正如能源行业和本年度报告中所普遍使用的，以下简称具有以下含义:

d	=	每天	MMBBls	=	百万桶
BBTUS	=	10亿英国热力单位	MMBPD	=	每天百万桶
BCF	=	十亿立方英尺	MMBTUS	=	百万英国热力单位
BPD	=	每天桶	MMCF	=	百万立方英尺
MBPD	=	每天1000桶	三丁基锡化合物	=	万亿英国热力单位

关于前瞻性信息的谨慎声明

公开更新或修改任何前瞻性陈述，无论是由于新的信息、未来事件或任何其他原因。

业务概述

我们整合的中游能源资产网络将来自美国、加拿大和墨西哥湾一些最大供应盆地的天然气、NGLS和原油生产商与国内消费者和国际市场联系起来。目前我们的中游能源业务包括:天然气集输、处理、加工、运输和储存；NGL运输、分馏、储存以及进出口码头（包括出口液化石油气或“LPG”和乙烷的码头）；原油集输、运输、储存以及进出口码头；石油化工和精炼产品运输存储、进出口码头和相关服务；以及主要在美国内陆和海上航道系统上运营的海上运输业务。我们目前的资产包括大约49,200英里的管道；260吨NGLS、原油、石油化工和精炼产品的储存能力；以及14桶天然气的储存能力。

我们资产的安全运作是当务之急。我们致力于保护环境和公众及代表我们工作的人士的健康和安全，以安全和负环保责任的方式开展业务活动。有关详情，请参阅本年度报告第一部分第1及第2项规管事项部分内的环境、安全及保护。

我们通过EPO进行了大量的业务，并从经济角度来看由我们的有限合伙人100%拥有。企业GP管理我们的伙伴关系，并拥有一个非经济的普通合伙人的兴趣在我们。我们、企业GP、EPCO和Dan Duncan LLC是由DD LLC受托人和EPCO受托人共同控制的关联公司。和许多公开交易的合伙企业一样，我们没有雇员。我们的所有管理、行政及营运职能均由EPCO的雇员根据行政服务协议（ “ASA” ）或其他服务供应商履行。

我们的业务包括四个业务板块: （一）NGL管道和服务，（二）原油管道和服务，（三）天然气管道和服务，（四）石化和精炼产品服务。我们的业务部门通常根据所提供的服务（或所采用的技术）和所生产和/或销售的产品类型来组织和管理。

我们的经营成果和财务状况受到某些重大风险的影响。影响我们产品和服务需求的因素包括国内和国际经济状况、市场价格和能源需求、在美国开发天然气和原油储备的成本、联邦和州监管，能源公司投资上游勘探和生产活动的资金成本和可用性以及客户的信用质量。有关这些风险的信息，见本年度报告第一部分第1A项。

此外，我们的商业活动受各种联邦、州和地方法律和法规的约束，这些法律和法规涉及各种主题，包括商业、运营、环境和其他事项。有关这些法律及规例对我们的业务活动的主要影响的讨论，请参阅本年度报告第一部分第1及第2项所载的“规管事宜” 。

最近的重大事态发展

企业开始在Shin Oak Ngl管道上服务。

2017年4月，我们宣布计划建造658英里的Shin Oak Ngl管道，将不断增长的Ngl产量从二叠纪盆地输送到位于蒙特贝尔维尤枢纽的Ngl分馏和存储综合体。位于德克萨斯州钱伯斯郡的蒙特贝尔维尤（Mont Belvieu）地区，拥有重要的能源相关基础设施，是全球NGL产业的一个关键枢纽（Mont Belvieu Hub）。2019年2月，从德克萨斯州ORLA到蒙特贝尔维尤的Shin Oak Ngl管道24英寸直径的主线段投入有限的商业服务，初始运输能力为250Mbpd。相关的20英寸直径娃哈哈横向预计于2019年第二季度完成。在长期客户承诺的支持下，Shin Oak Ngl管道最终将提供高达550MBPD的运输能力，预计将在2019年第四季度提供。

2018年5月，Apache Corporation（ “Apache” ）执行了一项长期供应协议，将其从Alpine High Discovery的所有NGL生产销售给我们。阿尔卑斯高地（Alpine High）是位于特拉华盆地的一个主要油气资源，包含丰富和干燥的天然气和含油远景。阿帕奇在阿尔卑斯高地发现了大约336,000英亩的土地。企业承诺在供应协议最初的10年期限内从Apache购买最多205个NGLS的MBPD，在双方同意的情况下可以延长该协议的期限。

结合长期NGL供应协议，我们授予Apache一项期权，以收购拥有Shin Oak Ngl管道的子公司最多33%的股权。2018年11月，Apache将此选项贡献给了Altus Midstream Company，后者是Apache的多数股权子公司。该选项可在满足某些完成里程碑（如基础协议中定义的）后60天内执行，我们预计将在2019年第二季度发生。

企业宣布20亿美元单位回购计划；提供2019年分配指引

2019年1月，我们宣布企业GP董事会批准了一项20亿美元的多年单位回购计划，该计划为合作伙伴关系提供了一种向投资者返还资本的额外方法。该计划授权合作伙伴不时回购其共同单位，包括通过公开市场购买和谈判交易。根据该计划回购的时机和步伐将由若干因素决定，包括（i）我们的财务表现和灵活性，（ii）有机增长和投资潜在回报较高的收购机会，我们的单位价格和隐含可分配的现金流量收益率和（iv）保持有针对性的财务杠杆与债务对正常化的调整后EBITDA，或未计利息、税项、折旧及摊销前的盈利比率，在3.5倍的地区。还没有设置完成回购计划的时间限制，并且该计划可以在任何时候暂停或停止。

此外，根据目前的预期，管理层宣布计划继续建议董事会将2019年现金分配率每季度每单位增加0.0025美元。预期增长率将导致2019年的分配（每单位1.7650美元）比2018年的分配（每单位1.7250美元）高2.3% 。任何季度现金分配的支付都要经过董事会的批准和管理层对我们的财务状况、经营结果和与此种支付有关的现金流量的评估。

服务从Midland-to-Echo2管道系统开始

Midland-to-Echo2管道系统于2019年2月开始有限的商业服务，为我们提供了大约200MBPD的增量原油运输能力，从二叠纪盆地到休斯敦地区的市场。该管道预计将于2019年4月进入全面商业服务。该管道起源于我们的米德兰终端，延伸440英里到我们的Sealy终端，到达Sealy的货物通过Rancho II管道运送到我们的Echo终端，这是我们南德克萨斯州原油管道系统的一部分。

我们将我们的塞米诺尔NGL管道系统的一部分从NGL服务转换为原油服务，以创建这个管道系统的Midland-to-Sealy段。这一转换得到了一份10.75年的运输合同的支持，该合同规定了公司的需求费用。转换不会减少我们的NGL运输能力，因为流离失所的NGL是使用我们的其他NGL管道运输的，包括我们的ShinOak NGL管道。此外，如果市场和实体外卖条件允许，我们有能力将这条管道转换回NGL服务。

德克萨斯州和路易斯安那州提高NGL分馏能力的企业

随着国内页岩生产商如二叠纪盆地、鹰福特（Eagle Ford）和丹佛-朱莱斯堡（Denver-Julesburg，简称DJ）盆地寻求市场准入和最终用户需要供应保证，NGL分馏能力的需求继续扩大。鉴于这一持续的趋势，我们正在德克萨斯州钱伯斯县建造一个新的NGL分馏设施，毗邻我们现有的蒙特贝尔维尤NGL分馏综合体。新设施将由两个分馏列车组成，它们能够处理一个合并的300MBPD的NGLS。两列分馏列车中的第一列将具有150MBPD的铭牌容量，计划于2019年第四季度完成并开始服务。其中第二列分馏列车的铭牌容量也将达到150MBPD，计划于2020年上半年开始服务。

2018年11月，我们宣布了一个优化我们位于德克萨斯州努塞斯县的Shoup Ngl分馏塔的项目，通过扩大和重新使用我们位于德克萨斯州南部的一部分管道。这个项目将需要建造大约21英里的新管道，同时将大约65英里的现有天然气管道转换为NGL服务，这将使我们能够为SHUP提供额外的25MBPD的NGL体积。预计将于2019年第三季度提供扩大的管道容量。

我们于2019年2月重新启动了位于路易斯安那州阿森松教区的Tebone Ngl分馏塔。Tebone的分馏能力为30MbPd，通过管道连接到我们的路易斯安那天然气加工厂，以及我们的Mont Belvieu存储综合体。特博内恢复服务补充了我们在Norco和Promix NGL分馏塔的业务，并为我们提供了另一个处理NGL交付到Mont Belvieu枢纽的选择。

我们新的300MBPD NGL分馏设施在我们的Mont Belvieu NGL分馏综合体的建设，我们的SHUP设施的优化和我们的Tebone分馏器的重新启动凸显了我们集成的中游网络的灵活性并提供了及时，为适应国内页岩盆地日益增长的生产，提供高效和成本效益高的解决方案。一旦这些项目完全完成，整个网络的NGL分馏能力将增加到蒙特贝尔维尤地区的大约1.1mmbpd，以及整个公司的大约1.5mmbpd。

企业开始在特拉华州盆地建造第七个天然气处理厂；

世界天然气处理厂第二列列车开始服务

2018年10月，我们宣布我们的门通低温天然气处理厂已经开始建设。位于德克萨斯州爱琴县的曼通工厂预计将有能力处理300mmcf/d天然气和超过40mbpd的NGLS提取物。该项目计划于2020年第一季度完成，并得到长期土地面积奉献协议的支持。Mentone工厂进一步扩展了我们在不断增长的特拉华州盆地的存在，并提供了进入我们的完全集成的中游资产网络服务国内和国际市场。为了支持门通工厂的发展，我们正在建设大约70英里的收集和残留管道和扩大压缩能力。这些项目将使门通工厂能够连接到我们的NGL系统，包括2019年2月进入有限商业服务的Shin Oak Ngl管道，以及我们的德克萨斯州州内系统。我们将拥有和运营门通设施和相关的基础设施。

门通工厂将补充我们现有的低温天然气加工工厂，位于德克萨斯州的奥尔拉附近的里韦斯县。2018年5月和2018年10月，我们分别在该设施开始运营第一和第二处理列车（ORLA I和ORLA II）。第三列处理列车（ORLA III）计划于2019年第二季度完成。我们拥有和经营世界工厂。随着ORLA I的启动，我们投入了大约70英里的天然气管道，连接ORLA设施到我们的德克萨斯州系统。我们还为我们的NGL系统提供了30英里的扩展服务，为世界工厂的生产商提供NGL的外卖能力和直接进入我们的下游NGL资产的综合网络。

当曼通工厂建成并投入使用时，我们预计将拥有1.6BCF/D的天然气处理能力和250MBPD的NGL生产从我们在特拉华州盆地的加工厂。

芝商所推出实物西德克萨斯中质原油（WTI）休斯顿原油期货合约

2018年9月，领先衍生品市场的芝商所（CME Group）宣布，美国原油的供应商、炼油商和最终用户在得克萨斯州休斯敦有了一种新的定价和对冲WTI的方法。与会者将具有在我们的回声终端、企业碳氢化合物终端（ “EHT” ）或热那亚连接的管道互连上进行或接受WTI的灵活性。新期货合约于2018年10月获得监管批准，并与纽约商品交易所（ “NYMEX” ）一起上市，并受其规则约束，自2019年1月合约月开始。

休斯敦船舶通道码头企业扩大液化石油气产能

2018年9月，我们宣布了一个项目，将EHT的LPG装载能力提高175MBPD，即每月大约5mmbble。这次扩建将使我们在EHT的总液化石油气出口能力达到720桶，即每月约21桶。在这一扩建项目完成后，EHT将有能力同时装载多达六艘超大型载气船（ “VLGC” ），同时保持在装载丙烷和丁烷之间切换的选择。一旦投入使用，该扩展将允许EHT在不到24小时内装载单个VLGC，为我们的客户创造更大的效率和成本节约。预计增量装载能力将在2019年第三季度提供。

企业开发离岸德州原油出口终端

2018年7月，管理层宣布，我们正处于规划阶段，开发位于德克萨斯州墨西哥湾沿岸近海的原油出口终端。该码头将能够完全装载超大型原油运输船（ “VLCC” ）海上油轮，这些油轮的能力约为2百万桶，并为向亚洲和欧洲最大的国际市场出口原油提供最高效和最具成本效益的解决方案。我们于2018年开始了该码头的前端工程和设计工作，并于2019年1月向海事局（简称“马拉迪” ）提交了监管许可申请。根据最初的设计，该项目可以包括从陆上设施延伸到海上码头的管道，以大约每小时85000桶的速度装载原油出口。该项目的最终投资决定将受各州和联邦许可以及客户需求的制约。

海运开始为VLCC油轮提供装船服务

2018年6月，我们开始装载VLCC油轮，使用我们共同拥有的位于德克萨斯州德克萨斯州的海塘码头和墨西哥湾的打火机作业的组合。大约有1.1百万桶原油被装载到FPMC上。C旋律在德克萨斯州的城市海运码头，剩余的原油装运被装载在墨西哥湾一个较轻的地区的VLCC上。FPMC C旋律由维托公司（Vitol，Inc. ）包租的VLCC是第一个在德克萨斯州港口装载的VLCC。海运码头有两个码头，一个45英尺长的码头，总长度为1125英尺，一个200英尺长的船梁（宽度）和以35000桶/小时的速度装载原油的能力。

西部天然气附属收购Midland-to-Echo1管道系统部分20%所有权权益

2018年6月，Western Gas Partners，LP（ “Western” ）的一家附属公司以1.896亿美元现金收购了我们的子公司Whitthorn Pipeline Company LLC（ “Whitthorn” ）的一家非垄断20%股权。Whitthorn拥有我们的Midland-to-Echo1管道系统的大部分，它起源于我们的Midland终端，并延伸到我们的Sealy终端418英里。到达Sealy的体积然后用Rancho II管道传输到我们的回声终端。Midland-to-Echo1管道系统为二叠纪盆地的生产商提供了将包括WTI、轻WTI、西德克萨斯酸和凝析油在内的多个等级原油运送到墨西哥湾沿岸市场的能力。由于运营增强和补充基础设施，预计自2019年3月起，该管道的运输能力将增至620Mbpd。我们以反映我们80%的利息的净额报告管道的运输量。

在Western收购Whitthorn20%股权的交易结束后，我们将该管道自2017年11月投入服务以来的收益的20%记入了Western的贷方。2018年6月，我们向西方支付了4570万美元，以解决这一义务。

乙烯出口码头开工建设

2018年5月，我们宣布，位于休斯敦船舶通道摩根点的乙烯出口码头已经开工建设。建成后，我们将运营的码头预计每年可出口约22亿磅乙烯，装载率为每小时220万磅，并有6600万磅乙烯的现场冷藏储存。该项目由长期客户承诺承保，预计将于2019年第四季度开始有限的商业服务，一旦某些制冷资产完成，预计将于2020年第四季度全面运营。我们拥有企业导航乙烯终端有限责任公司50%的股权，该公司拥有出口终端。

企业与能源转移组建合资公司恢复老旧海洋管道服务

2018年5月，我们宣布与Energy Transfer Partners，L.P. （ “ETP” ）组建50/50合资公司，恢复ETP拥有的旧海洋天然气管道的全面服务。这条直径24英寸的老旧海洋管道发源于德克萨斯州艾利斯县的迈珀尔，向南延伸约240英里，到达位于布拉佐利县的德克萨斯州斯威尼。ETP作为管道的运营商，其天然气输送能力为160mmcf/d。工程已于2019年1月完成，并于2019年1月全面投入服务。此外，双方扩大了共同拥有的北德克萨斯州36英寸直径天然气管道，这是我们德克萨斯州州内系统的一个组成部分。扩建项目于2019年1月完成，为我们提供了从西德州额外的天然气外卖能力150mmcf/d，包括交付到旧的海洋管道。恢复旧的海洋管道的全面服务和北得克萨斯管道的扩建为生产商提供了额外的外卖能力，以适应来自特拉华州和米德兰盆地不断增长的天然气产量。

扩大我们的前程和德州快速通道

2018年5月，我们进行了开放的承诺期，以确定托运人对扩展前距离管道（ “前距离” ）和德州快递管道（ “德州快递” ）的兴趣。鉴于我们从货主那里得到了积极的回应，我们正在进行扩建项目。我们在Front Range拥有33.3%的股权，在德州运通拥有35%的股权。我们操作两条管道。

这些扩张旨在促进国内页岩盆地（包括科罗拉多州的DJ盆地）NGLS产量的增长，为DJ盆地生产商提供流量保证和更多进入墨西哥湾沿岸市场的机会。预计此次扩建将分别增加100MBPD和90MBPD的前程和德州快车的运输能力。我们预计扩建项目将于2019年第三季度投入服务。

收购特拉华州加工剩余50%所有权权益

2018年3月，我们以1.506亿美元现金收购了我们特拉华州盆地天然气加工有限责任公司（ “特拉华州加工” ）合资企业的剩余50%成员权益，扣除了前合资企业持有的390万美元现金。特拉华州加工公司拥有一个低温天然气加工设施（我们的“娃哈哈”天然气工厂），容量为150mmcf/d。娃哈哈工厂位于德克萨斯州里韦斯县，于2016年8月投入服务。收购的业务服务于日益增长的生产NGL丰富的天然气从特拉华州盆地在得克萨斯州西部和新墨西哥南部。有关此项收购的资料，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注12。

企业扩大丁烷异构化设施

2019年总体展望

我们为天然气、NGLS、原油、石油化工和精炼产品的生产商和消费者提供中游能源服务。我们的财务状况、经营成果和现金流量取决于我们在整个中游能源资产网络中处理的能源商品的供应和需求。以下信息介绍了我们对关键的中游能源供需基本面的看法，因为它们影响到我们进入2019年的运营。

供给侧观察

包括主要石油公司在内的上游能源行业继续将资源转向页岩供应盆地。我们认为，由于美国页岩资源的低风险和短的生产准备时间，它们为生产商提供了有吸引力的经济利益。国内页岩资源将继续在美国和全球市场发挥关键作用，进一步支持美国是与石油输出国组织（OPEC）和俄罗斯同等重要的石油供应商。

在2018年的大部分时间里，国际能源商品市场受到了支持，因为由于全球经济活动的扩大，原油需求强劲，而原油供应被视为是平衡的，并通过欧佩克和俄罗斯规定的供应削减制度得以维持。因此原油价格显著改善:2017年WTI平均每桶50.86美元，到2018年10月初升至76.41美元。与此同时，2017年美国石油产量稳定增长，平均为9.4百万桶/日，到2018年12月达到创纪录的11.8百万桶/日。同样，2017年美国NGLS产量平均为3.8mmbpd，到2018年11月增加到4.7mmbpd，也创下了新的记录。2018年美国原油和NGL产量预计分别为10.9mmbpd和4.4mbpd。

然而，从2018年10月开始，全球能源市场开始出现疲软迹象，原因是美国原油和NGL产量过剩。美国、中国和其他发达经济体之间的贸易战的影响，以及许多发展中经济体经济放缓的潜在迹象，开始侵蚀对全球需求的信心。此外，美国将如何对伊朗实施制裁及其对伊朗石油出口的影响也存在不确定性。因此，WTI油价从2018年10月初的每桶76.41美元高位跌至今年年底的每桶45.41美元，跌幅达41% 。2018年全年，WTI价格平均为每桶64.90美元。

为应对原油价格的快速下跌，欧佩克和俄罗斯同意在2019年上半年将其整体产量削减1.2mmbpd，由欧佩克承担800mbpd，其余由俄罗斯和其他非欧佩克国家承担。总而言之，欧佩克和俄罗斯在2017年、2018年和2019年减产，以适应新的现实。如今，美国已成为全球主要石油供应商，其产量水平与俄罗斯和沙特阿拉伯不相上下，如果不能超越这两个国家的话。因此，对非美国生产商来说，新的当务之急是美国、欧佩克（主要是沙特阿拉伯）和俄罗斯生产的微妙平衡，同时试图将原油价格维持在确保产量增长不会太快的水平，但这并不是太低，不会导致石油生产国出现大规模财政赤字，从而威胁到它们的政治稳定。

随着国内页岩资源的增长，美国天然气产量在过去几年显著增加，2018年底的产量估计为89BCF/D。因此，天然气价格近年来受到抑制，因为国内供应强劲，超过了需求，特别是由于最近冬季平均气温变暖，对取暖的需求。根据纽约商品交易所（NYMEX）在亨利中心（Henry Hub）的数据，2018年天然气价格从每mmBTU4.84美元的高位到每mmBTU2.55美元的低位，平均每mmBTU3.07美元。我们认为，2019年天然气价格将继续保持在类似的区间。天然气产量应足以满足国内和出口需求，而不考虑因天气事件造成的需求和价格的周期性波动。

美国勘探和生产公司已经表明，它们可以以接近每桶50美元和更高的原油价格增长页岩产量。钻井技术不断改进，这使得生产商能够更有效地钻井和完成非常规井。这些改进包括更快的钻井技术、更长的水平井侧向、更高密度的裂缝处理和更高的支撑剂浓度。鉴于2018年原油价格支撑了产量增长，美国钻井平台数量在年内增长了17% ，达到1083座。

2018年12月31日。然而，并不是所有地区都对钻井平台的恢复做出了同样的反应，二叠纪盆地（2018年增长了22% ）和鹰福特页岩（2018年增长了14% ）增幅最大。

随着2018年钻井数量的增加，大多数页岩盆地都出现了完井设备和机组人员短缺的情况，这迫使生产商推迟完井，并建立他们的钻井但未完井清单（ “DUCS” ）。在2018年下半年，钻机计数上升了17% ，而同期的DUC计数上升了17% 。根据美国能源信息署（EIA）的报告，2018年12月，美国能源信息署（DEC）的数字达到了约8600，比2017年12月的可比数字增长了31% 。更具体地说，二叠纪盆地在2018年期间的Duc计数增长了77% ，因为基础设施限制持续存在，特别是在2018年第三季度。DUCS的总体增长代表了一个巨大的潜在产量，我们认为可以从2019年开始投入生产。我们认为，NGL产量将不成比例地受益，因为这些井是在线上带来的，因为生产商寻求更大的回报，追求丰富的天然气，而牺牲了干气井，并从相关的天然气和NGL生产与更高的原油产量。

我们在一些主要供应盆地运作，包括二叠纪、鹰福特页岩、海恩斯维尔页岩和落基岩。以下信息代表了我们对这些盆地的展望:

§	德克萨斯州西部和新墨西哥州东南部的二叠纪盆地的钻井活动增长最大，2018年12月有486个活跃钻井平台。相对于其他产区，该盆地继续具有许多优势，包括叠置支付区、轻甜原油和重要的基础设施。根据生产者的反馈和预测，我们认为，在盆地中有重要的支持增量基础设施的建设。

我们关注的一个领域是特拉华盆地的中游基础设施的发展，该盆地是整个二叠纪盆地的一部分。从历史上看，由于缺乏常规目标，特拉华盆地一直是一个相对较轻的钻井区域。然而，随着水平钻井的引入和致密岩石和页岩叠置目标的识别，特拉华盆地的钻井在过去五年中加速了。事实证明，这些钻井目标不仅生产原油，而且还生产凝析油和NGLS，这给我们提供了大量向生产商提供中游服务的机会。我们正积极与生产商合作，以确定那些最能满足他们需求的中游基础设施项目，并补充我们的综合资产网络。

我们在特拉华盆地的两个倡议的例子是ORLA和Mentone天然气加工厂。2018年，我们将两列处理列车（ORLA I和II）投入ORLA服务，第三列（ORLA III）预计将于2019年第二季度完成。一旦ORLA III完成，ORLA设施将有900mmcf/d的总处理能力，并允许我们提取多达120mbpd的混合NGLS。我们的Mentone设施于2018年10月宣布，计划在2020年第一季度投入服务。当曼通工厂建成并投入使用时，我们预计将拥有1.6BCF/D的天然气处理能力和250MBPD的NGL生产从我们在特拉华州盆地的加工厂。

我们的Midland-to-Echo1管道系统于2018年第二季度全面投入运行，为二叠纪盆地生产商提供了将多个级别的原油在隔离基础上运往墨西哥湾和国际市场的能力，从而保持和保证最终产品的质量和等级。由于运营增强和补充基础设施，预计自2019年3月起，Midland-to-Echo1管道系统的运输能力将增至620Mbpd。此外，我们在2019年2月将我们的Midland-to-Echo2管道系统投入有限的商业服务，预计在2019年4月提供全面服务。Midland-to-Echo2管道系统为我们提供了大约200MBPD的增量原油运输能力，从二叠纪盆地到休斯敦地区的市场。

我们还在评估二叠纪盆地的其他几个天然气、NGL和原油项目。

§	由于钻机数量增加和钻井效率提高，鹰福特页岩的原油和天然气产量正在增加。鹰福特页岩的钻机数量在2018年12月增加到81个活跃钻机，而在2016年的低迷时期为29个钻机的低点。根据EIA钻井生产率报告，鹰福特地区最近（2018年12月）的产量数据为原油1.4mmbpd和天然气7.0bcf/d。

生产面积继续在鹰福特页岩中改变所有权，2018年有超过150万英亩的土地转手，我们预计这一趋势将继续下去。我们认为，由于所有权的改变，将有更多的钻机运到盆地，这可能导致我们的中游网络的产量增加；然而，直到盆地的产量超过历史高峰产量，该区域的中游基础设施可能会有过剩的能力。鹰福特地区原油和天然气产量的历史峰值发生在2015年3月，分别为1.7mmbpd和7.4bcf/d。我们还认为，Eagle Ford Shale由于靠近美国墨西哥湾沿岸的主要消费和出口市场，以及像我们这样拥有深度一体化网络的中游公司，为该国任何地区的生产商提供了一些最佳的资本回报，随着生产的增加，将享有最大的经营杠杆。

§	由于钻机数量增加和钻井效率提高，海恩斯维尔页岩的天然气产量也在增加。该盆地的钻机数量从2016年的11个钻机的低点增加到2018年12月的52个钻机。和鹰福特页岩一样，我们在过去一年中看到了生产物业所有权的几个重大变化，这促成了新业主在该地区钻井活动的增加。海恩斯维尔地区天然气生产的历史高峰发生在2011年，BCF/D超过10.5。根据2018年12月EIA钻井生产率报告，Haynesville地区天然气产量为9.8bcf/d。

美国地质调查在其2017年的评估中估计，海恩斯维尔页岩和相关的博塞尔页岩在技术上可采页岩气资源中占有304万亿立方英尺的总量，是美国仅次于阿巴拉契亚地区的第二高水平。海恩斯维尔页岩得益于它与海湾沿岸市场的密切联系，那里正在建设大量石化和液化天然气（LNG）出口项目。在预期的天然气价格水平上，我们估计海恩斯维尔页岩的天然气产量将继续增加；然而，在盆地产量超过历史峰值之前，该区域可能存在中游基础设施过剩产能。

§	关于洛矶山地区的石油和天然气生产，乔纳和皮内代尔油田的钻井平台数量略有下降，皮西亚斯和圣胡安盆地的钻井平台数量持平。生产商计划继续在乔纳油田进行水平钻井；然而，皮内代尔油田的水平钻井一般被搁置，有待进一步研究。在皮采油田，钻井一直在稳步进行，操作人员允许水平威廉姆斯叉口位置。更深层次的Mancos Play中的Picence领域中存在额外的资源，但目前还没有开发出来。去年，圣胡安盆地生产物业的所有权发生了几次变化，预计新业主的钻井活动将略有增加。

落基山脉受益于充足的天然气和NGL管道基础设施，这有助于该地区与北美其他地区竞争，这些地区的生产外卖能力可能受到限制。我们相信，我们的洛矶山资产将继续使区域生产商受益，使它们能够进入美国墨西哥湾沿岸和出口目的地等主要下游市场。

随着能源大宗商品价格的稳定上升，以及钻井和完井技术的持续改进，我们预计2019年期间，生产商将继续在二叠纪盆地、鹰福特页岩、海恩斯维尔页岩和落基山脉地区的资产及其周围进行强有力的投资，包括钻井和完井活动。此外，我们认为，我们在这些领域的资产在提供中游服务方面非常具有竞争力。我们还认为，生产盆地，连同支持中游基础设施，如我们的综合网络，与其他更遥远的地区（主要是由于运输成本较低）相比，位于美国墨西哥湾沿岸最接近主要市场的生产商将继续青睐这些地区。

需求侧观察

全球经济增长继续推动对石油产品的需求增加。2018年12月，国际能源署（IEA）报告称，2018年全球原油和NGL需求合计增长1.3mmbpd，预计2019年需求将增长1.4mmbpd。IEA预计，以经济合作与发展组织（OECD）为代表的国家对原油和NGL的总体需求将在2019年至2023年期间下降约0.7mmbpd，而非OECD的需求将在同期增加5mmbpd。IEA预计，在这一时期，石油化工将占全球原油和NGL需求增长的约40% 。

北美的“页岩革命”使美国成为全球低成本的NGLS供应商。我们预计这一趋势将持续到2019年及以后，除其他外，受到美国页岩生产商提高生产力和降低开发成本的能力、发展中经济体对原油和相关碳氢化合物的更高需求的支持，以及有利于使用清洁燃烧燃料和低硫碳氢化合物（如国内页岩油盆地）的监管变化。我们继续预见到这些发展带来的各种长期需求方面的机会，包括美国石化工业复苏带来的更高需求，以及碳氢化合物（如乙烷、液化石油气和原油）向不断增长的国际市场出口的增加。

就国内石化工业而言，丰富的页岩乙烷供应为美国提供了最廉价的乙烯生产原料之一。美国化学理事会估计，国内化学生产投资超过2000亿美元，其中大部分投资直接与利用成本优势的美国乙烷生产乙烯有关。我们认为，随着2019年和2020年代初几个新的世界规模乙烯工厂开始运营，国内对乙烷的需求预计将继续增长。此外，美国几乎所有的乙烷消费化工厂都离我们现有的资产很近。

在新的国内化工厂中，目前有四家正在运营，每年的乙烯总产能为111亿英镑，乙烷的消耗量约为310MBPD。预计另有五家工厂将于2019年投入服务，合并乙烯产能为每年105亿英镑，乙烷消耗率约为295MBPD，另有四家在2020年代初投入服务。预计将于2020年代初投入服务的工厂预计将拥有每年108亿英镑的合并乙烯产能和约295MBPD的乙烷消耗率。我们还预计，由于对其他现有国内设施（如脱溴、炉灶改造等）的改造，乙烷作为原料的需求将会增长。由于美国乙烯产能的预期增长，我们正在建造一个位于休斯敦航道上摩根点的乙烯出口码头。该项目由长期客户承诺承保，预计将于2019年第四季度开始有限的商业服务，一旦某些制冷资产完成，预计将于2020年第四季度全面运营。

国际上对美国乙烷的需求预计在2019年仍将保持强劲，因为来自国内页岩盆地的乙烷也为全球石化行业提供了低成本的原料选择加上供应多样化。我们的摩根点乙烷出口终端是世界上同类产品中最大的终端，它使我们能够满足这一需求，总装载率（铭牌容量）约为10,000桶/小时的完全冷藏乙烷。

2018年乙烷价格波动主要是由于基础设施缺口导致的供需失衡（如NGL管道和分馏能力受限）。我们与中游产业的其他国家一道，正在积极努力解决这些制约因素。总体而言，该行业预计在2019年至2021年间将有超过1.8mmbpd的管道容量和1.7mmbpd的分馏容量投入服务。然而，由于几家面向乙烷的石化工厂的确切启动日期存在不确定性，不能排除2019年乙烷价格的额外波动。

我们相信，美国对亚洲，特别是中国和印度的液化石油气出口，以及欧洲西北部和中南美洲的市场将继续保持强劲。根据EIA，2018年美国LPG出口增长9% ，至1,147MBPD，根据截至2018年11月的可用数据，其中流向亚洲市场的数量约占这一数量的50% （其中大部分源自我们的海洋终端）。我们对液化石油气出口亚洲的展望，受到多项因素的支持，包括: （一）亚洲新兴市场的经济持续扩张；（二）巴拿马运河的扩阔，该计划于2016年完成；印度和印度尼西亚等国家的有利国内政策，这些国家的政府正在补贴改用液化石油气作为减少污染和防止森林砍伐的一种手段。由于我们对石油气出口持续增长的期望，我们宣布了一项计划，将环保署的石油气负荷增加175桶，即每月约5桶。预期于2019年第三季可获得EHT的增量LPG装载能力。

最后，随着美国原油产量的增加，这些新的国内桶继续取代更多的美国原油进口，而剩余的则出口到中南美洲的国际市场，在亚洲和西欧，较轻的美国克鲁德被用作其炼油设施的原料。我们还期待美国炼油商继续以高利率运作，因为美国需求稳定，精炼产品出口不断增长。我们认为，我们处理原油和精炼产品的海运码头和相关的存储和管道基础设施都位于战略位置，以满足进出口客户的并行需求。我们在休斯敦的埃特和波蒙特，自由港和得克萨斯州的城市，得克萨斯州有重要的出口能力。

选定的能源商品价格数据

下表列出了选定的天然气指数价格，以及选定的NGL和石化产品在所示时期的价格:

													聚合物		炼油厂
	自然						正常				自然		等级		等级
	气体，		乙烷，		丙烷，		丁烷，		异丁烷，		汽油，		丙烯，		丙烯，
	$ /mmbtu		美元/加仑		美元/加仑		美元/加仑		美元/加仑		美元/加仑		美元/英镑		美元/英镑
	(1)		(2)		(2)		(2)		(2)		(2)		(3)		(3)

2016年平均数	$	2.46	$	0.20	$	0.48	$	0.65	$	0.68	$	0.94	$	0.34	$	0.21

2017年各季度:
第一季度	$	3.32	$	0.23	$	0.71	$	0.98	$	0.94	$	1.10	$	0.47	$	0.32
第二季度	$	3.19	$	0.25	$	0.63	$	0.76	$	0.75	$	1.07	$	0.41	$	0.28
第三季度	$	2.99	$	0.26	$	0.77	$	0.91	$	0.92	$	1.10	$	0.42	$	0.28
第四季度	$	2.93	$	0.25	$	0.96	$	1.04	$	1.04	$	1.32	$	0.49	$	0.35
2017年平均数	$	3.11	$	0.25	$	0.77	$	0.92	$	0.91	$	1.15	$	0.45	$	0.31

2018年各季度:
第一季度	$	3.01	$	0.25	$	0.85	$	0.96	$	1.00	$	1.41	$	0.53	$	0.33
第二季度	$	2.80	$	0.29	$	0.87	$	1.00	$	1.20	$	1.53	$	0.52	$	0.37
第三季度	$	2.91	$	0.43	$	0.99	$	1.21	$	1.25	$	1.54	$	0.60	$	0.45
第四季度	$	3.65	$	0.35	$	0.79	$	0.91	$	0.94	$	1.22	$	0.51	$	0.35
2018年平均数	$	3.09	$	0.33	$	0.88	$	1.02	$	1.10	$	1.43	$	0.54	$	0.38

(1) 天然气价格是基于亨利-枢纽内部的FERC商业指数价格，由Platts报告，该部门是麦格劳-希尔金融公司。 (2) 乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和天然汽油的NGL价格是根据石油价格信息处报告的Mont Belvieu非TET商业指数价格计算的。 (3) Pol Ymer级丙烯的价格代表了IHS公司（IHS Chemical）下属部门IHS Chemical报告的这类产品的平均合同定价。炼厂级丙烯价格代表了IHS化学公司报告的此类产品的加权平均现货价格。

下表列出了所列期间原油的选定平均指数价格:

	WTI		米德兰		休斯敦		LLS
	原油，		原油，		原油		原油，
	美元/桶		美元/桶		美元/桶		美元/桶
	(1)		(2)		(2)		(3)
2016年平均数	$	43.32	$	43.25	$	44.74	$	44.88

2017年各季度:
第一季度	$	51.91	$	51.72	$	53.27	$	53.52
第二季度	$	48.28	$	47.29	$	49.77	$	50.31
第三季度	$	48.20	$	47.37	$	50.84	$	51.62
第四季度	$	55.40	$	55.47	$	59.84	$	61.07
2017年平均数	$	50.95	$	50.44	$	53.41	$	54.13

2018年各季度:
第一季度	$	62.87	$	62.51	$	65.47	$	65.79
第二季度	$	67.88	$	59.93	$	72.38	$	72.97
第三季度	$	69.50	$	55.28	$	73.67	$	74.28
第四季度	$	58.81	$	53.64	$	66.34	$	66.20
2018年平均数	$	64.77	$	57.84	$	69.47	$	69.81

(1) WTI价格是根据俄克拉荷马州库欣的商业指数价格，由NYMEX衡量。 (2) Midland和Houston原油价格基于Argus报告的商业指数价格。 (3) 轻路易斯安那甜（ “LLS” ）的价格是基于商业指数价格，如普氏报告。

我们的综合收入和销售成本的波动在很大程度上是由能源商品价格的变化所解释的。能源商品价格波动有多种原因，包括供求失衡和地缘政治紧张。NGLS的加权平均指示性市场价格在2018年为每加仑0.82美元，而2017年为每加仑0.69美元，2016年为每加仑0.50美元。

由于能源商品销售价格上涨，我们的综合营销收入增加，可能不会导致毛利率或可供分配的现金增加，由于基础能源商品的采购价格有了相应的上涨，我们的综合销售成本也会更高。在能源商品销售价格和采购成本较低的情况下，同样的关系也是如此。

我们试图通过我们的套期保值活动和使用基于费用的安排来减轻商品价格风险。有关我们的商品套期保值活动的资料，请参阅本年度报告第二部分第8项所载合并财务报表附注14。

损益表重点

下表概述了我们所述年度的业务合并结果的主要组成部分（百万美元） :

	截至12月31日，
	2018			2017			2016
收入	$	36,534.2		$	29,241.5		$	23,022.3
费用和支出
营业成本和费用:
销售成本		26,789.8			21,487.0			15,710.9
其他业务费用和支出		2,898.7			2,500.1			2,425.6
折旧、摊销和吸积费用		1,687.0			1,531.3			1,456.7
资产出售应占净收益		(28.7	)		(10.7	)		(2.5	)
资产减值及相关费用		50.5			49.8			52.8
业务费用和支出总额		31,397.3			25,557.5			19,643.5
一般费用和行政费用		208.3			181.1			160.1
总费用和支出		31,605.6			25,738.6			19,803.6
未合并联营公司的收入权益		480.0			426.0			362.0
营业收入		5,408.6			3,928.9			3,580.7
利息支出		(1,096.7	)		(984.6	)		(982.6	)
流动性期权协议的公允价值变动		(56.1	)		(64.3	)		(24.5	)
其他，网络		43.0			1.3			2.8
准备金		(60.3	)		(25.7	)		(23.4	)
净收入		4,238.5			2,855.6			2,553.0
应占未支配权益的净收入		(66.1	)		(56.3	)		(39.9	)
有限合伙人应占净收入	$	4,172.4		$	2,799.3		$	2,513.1

收入

下表列出了各业务部门对所示年份合并收入的贡献（百万美元） :

	截至12月31日，
	2018		2017		2016
NGL管道和服务:
NGLS及相关产品的销售	$	12,920.9	$	10,521.3	$	8,380.5
中游服务		2,728.0		1,946.7		1,862.0
共计		15,648.9		12,468.0		10,242.5
原油管道与服务:
原油销售		10,001.2		7,365.2		5,802.5
中游服务		1,041.4		791.6		712.5
共计		11,042.6		8,156.8		6,515.0
天然气管道和服务:
天然气销售		2,411.7		2,238.5		1,591.9
中游服务		1,042.7		907.1		951.1
共计		3,454.4		3,145.6		2,543.0
石化及精炼产品服务:
石油化工和精炼产品的销售		5,535.4		4,696.3		2,921.9
中游服务		852.9		774.8		799.9
共计		6,388.3		5,471.1		3,721.8
总收入	$	36,534.2	$	29,241.5	$	23,022.3

截至2017年12月31日，我们使用财务会计准则理事会（ “FASB” ）会计准则编纂（ “ASC” ）605核算我们的收入流，收入确认自2018年1月1日起，我们采用FASB ASC606，与客户的合同收入，使用经修改的追溯方法，将新的收入确认标准应用于执行日期的现有合同和任何未来的收入合同。

关于我们的合并收入的补充资料，包括通过ASC606，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注9。

2018年与2017年的比较

2018年的总收入比2017年增加了72.9亿美元，主要原因是营销收入增加了60.5亿美元。原油销售收入同比增加26.4亿美元，主要是由于销售价格上涨，增加了19.9亿美元，销售量增加，增加了6.463亿美元。NGLS、石油化工和精炼产品的销售收入同比净增加32.4亿美元，主要是由于销售价格上涨，这部分增加了33.9亿美元，但由于销售量减少，减少了1.492亿美元，部分抵消了这一影响。

2018年来自中游服务的收入比2017年增加了12.4亿美元。由于采用了ASC606，我们在2018年期间收到了提供天然气加工服务的非现金对价，确认了6.217亿美元。我们管道资产的中游服务收入同比增加了4.814亿美元，主要是由于德克萨斯州和ATEX管道对运输服务的需求旺盛。

2017年与2016年的比较

2017年的总收入比2016年的总收入增加了62.2亿美元。原油、天然气、石油化工、精炼产品和辛烷值添加剂的市场销售收入同比增加39.8亿美元，主要是由于销售价格上涨，增加了27.5亿美元，销售量增加，增加了12.3亿美元。NGLS的销售收入同比增长了21.4亿美元，主要是由于销售价格的上涨，这一增长为31.9亿美元，但由于销售量的减少，这一增长被10.5亿美元的减少部分抵消。

来自中游服务的收入同比增长了9470万美元，这主要是由于我们的业务不断扩大，包括2016年9月投入服务的摩根点乙烷出口终端增加了5460万美元。

最大客户信息

基本上，我们所有的合并收入都是在美国赚取的，并且来自广泛的客户基础。我们2018年、2017年和2016年最大的非关联客户是Vitol Holding B.V.及其关联公司（统称“Vitol” ），分别占我们合并营收的7.8% 、11.2%和9.9% 。维托是一家全球性的能源和商品贸易公司。

营运成本及开支

2018年与2017年的比较

与2017年相比，2018年的总运营成本和支出增加了58.4亿美元，主要原因是销售成本增加了53亿美元。与我们销售原油相关的销售成本同比增加了21.6亿美元，主要是由于采购价格上涨，增加了15.9亿美元，销售量增加，增加了5.624亿美元。与我们的NGL营销活动相关的销售成本同比增加了30.9亿美元，主要是由于销售价格上涨，这导致了25.1亿美元的增长。此外，我们于2018年的NGL市场推广活动所产生的销售成本包括因采用ASC606而产生的6.217亿美元，以及因向客户出售及交付权益NGL产品而产生的销售成本。

2018年的其他运营成本和支出比2017年增加了3.986亿美元，主要原因是维护、电力和员工薪酬成本增加。折旧、摊销和吸积费用同比增加了1.557亿美元，主要是由于我们自2017年以来建造和投入服务的资产。与出售资产相关的收益同比增加1800万美元，主要是由于2018年10月出售了我们的红河系统。营运成本及开支亦分别包括截至2018年及2017年12月31日止年度的5050万元及4980万元非现金资产减值及相关费用。有关非经常性公允价值计量的资料，请参阅本年度报告第二部分第8项所载合并财务报表附注14。

2017年与2016年的比较

2017年运营成本和支出总额比2016年运营成本和支出总额增加了59.1亿美元。与我们销售原油、天然气、石化产品和精炼产品有关的销售成本同比增加了35.9亿美元，主要是由于采购价格上升，增加了25.2亿美元，销售量增加，增加了10.6亿美元。与我们的NGLS营销相关的销售成本同比净增加了21.9亿美元，主要是由于采购价格上涨，这导致了30.6亿美元的增长，但由于销售量减少，这部分被8.739亿美元的减少所抵消。

与2016年相比，2017年的其他运营成本和支出净增加了7450万美元，主要原因是员工薪酬、权力、从价税和维护成本增加。与2016年相比，2017年运营成本和支出中的折旧、摊销和吸积费用净增加了7460万美元，这主要是由于我们自2016年以来构建并投入服务的资产。营运成本及开支亦包括截至2017年及2016年12月31日止年度的非现金资产减值及相关费用分别4980万元及5280万元。

一般费用和行政费用

2018年的一般和行政费用比2017年增加了2720万美元，主要原因是员工薪酬和法律费用增加。2017年的一般和行政费用比2016年增加了2100万美元，主要原因是法律、监管和员工薪酬成本增加。

未合并联营公司的收入权益

与2017年相比，2018年来自未合并关联公司的权益收入增加了5400万美元，主要原因是我们在NGL管道投资的收益增加。与2016年相比，2017年来自未合并关联公司的权益收入净增加了6400万美元，主要原因是我们投资原油管道企业的收益增加。

营业收入

2018年的营业收入比2017年增加了14.8亿美元，原因是此前描述的收入、营业成本和支出、一般和行政成本以及未合并的关联公司的收入权益的逐年变化。同样，2017年的营业收入比2016年增加了3.482亿美元。

利息支出

下表列出了所列年份的综合利息支出（百万美元） :

	截至12月31日止年度
	2018			2017			2016
未偿还债务本金的利息	$	1,195.4		$	1,110.4		$	1,088.9
利率对冲计划的影响，包括相关摊销（1）		8.1			38.2			30.5
与建筑项目有关的资本化利息费用（2）		(147.9	)		(192.1	)		(168.2	)
其他（3）		41.1			28.1			31.4
利息支出共计	$	1,096.7		$	984.6		$	982.6

(1) 2018年的收入净额为2940万美元，减少了利息支出。 (2) 当资产处于建设阶段时，我们将用于建设财产、厂房和设备的资金的利息成本资本化。资本化的利息数额成为资产历史成本的一部分，并在资产进入预定服务后，在资产的估计使用年限内按直线计入收益（作为折旧费用的一部分）。当资本化的利息被记录下来时，它会减少利息支出。资本化的利息数额根据项目投入服务的时间、我们的资本投资水平和借款的利率而波动。 (3) 主要反映与循环信贷设施有关的设施承诺费用和债务发行费用的摊销和注销。2018年的发行金额包括1420万美元的债务发行费用，这些费用是与赎回次级优先票据有关的注销。

2018年与2017年的比较

2018年的利息支出比2017年增加了1.121亿美元。未偿还债务本金的利息是利息支出的主要驱动力，同比净增加了8500万美元，主要原因是2018年期间未偿还债务本金增加，增加了8560万美元。我们2018年加权平均债务本金余额为259.4亿美元，而2017年为241.3亿美元。总的来说，由于资本投资的部分债务融资，我们的债务本金余额随着时间的推移而增加。关于我们的合并债务和资本投资的讨论，请参阅本年度报告第二部分第7项内的“流动性和资本资源”和“资本投资” 。

2017年与2016年的比较

2017年的利息支出比2016年增加了200万美元。应付未偿还债务本金的利息是利息支出的主要驱动力，同比净增加2150万美元，主要是由于2017年期间未偿还债务本金的增加，增加了3160万美元，被2017年整体利率降低的影响部分抵消，减少了1010万美元。我们2017年加权平均债务本金余额为241.3亿美元，而2016年为234.1亿美元。

流动性期权协议的公允价值变动

我们认识到与吸积和影响我们对流动性期权协议估值的管理估计数变化相关的非现金支出。关于流动性期权协议的信息，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注17。

2018年与2017年的比较

与2017年相比，2018年流动性期权费用减少了820万美元，原因是管理估计数的变化，减少了1360万美元，部分被吸积费用抵消，增加了540万美元。

2017年与2016年的比较

流动性期权费用在2017年比2016年增加了3980万美元，这也是由于管理估计数的变化（增加了3760万美元）和吸积费用（增加了220万美元）的影响。管理层估计数变动导致的不利调整是由于修订了估值模型，以反映2017年《减税和就业法案》的适用条款（即利息支出可扣除性的限制，部分被较低的联邦企业税率所抵消）。

分步骤收购未合并附属公司的收益

我们在2018年确认了3940万美元的非现金收益，与步骤收购特拉华州处理相关。有关此项收购的资料，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注12。

所得税

所得税的规定主要反映了修订后的德州特许经营税（ “德州保证金税” ）下的州税义务。我们不受联邦所得税的约束。与2017年相比，我们2018年所得税拨备增加了3460万美元，主要原因是应纳税所得额和德克萨斯州分摊系数的增加。我们2017年的所得税拨备比2016年增加了230万美元。

业务板块亮点

我们根据业务毛利率的财务指标来评估分部业绩。毛利率是衡量企业核心盈利能力的重要绩效指标，是企业内部财务报告的基础。我们认为，投资者受益于获得与管理层在评估部门业绩时使用的相同财务措施。

下表按分部和非美国通用会计准则列出了所示年份的总毛利率（百万美元） :

	截至12月31日，
	2018		2017		2016
按分部划分的营运毛利:
NGL管道和服务	$	3,830.7	$	3,258.3	$	2,990.6
原油管道和服务		1,511.3		987.2		854.6
天然气管道和服务		891.2		714.5		734.9
石油化工及精炼产品服务		1,057.8		714.6		650.6
总分部毛利率（1）		7,291.0		5,674.6		5,230.7
托运人补货权的净调整		34.7		5.8		17.1
总毛利率（非GAAP）	$	7,325.7	$	5,680.4	$	5,247.8

（1）在本表范围内，总分部毛利率是一个小计，与本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注10所列的合并财务报表附注中的标题相同的披露措施相对应。

总毛利率包括未合并联营公司收益中的权益，但不包括其他收入和费用交易、所得税、会计原则变更的累积效应和特别费用。在将收益分配给未支配的权益之前，总的毛利率是100%的基础上呈现的。我们对毛利率的计算可能与其他公司所采用的类似的标题衡量方法相比较，也可能不相比较。NGL管道与服务和原油管道与服务的分部毛利率反映了管理层对分部业绩评估中所包含的托运人补货权的调整。然而，这些调整被排除在非GAAP总毛利率之外。

GAAP财务计量最直接与总营业毛利相当的是营业收入。关于营业收入及其构成部分的讨论，见第二部分第7项中题为“合并利润表概要”的前一节。下表列出了所示年份的营业收入与总营业毛利（百万美元）的对账情况:

	截至12月31日，
	2018			2017			2016
营业收入（GAAP）	$	5,408.6		$	3,928.9		$	3,580.7
调整营业收入与总营业毛利的比率:
增加折旧、摊销和吸积费用营运成本及开支		1,687.0			1,531.3			1,456.7
在营业成本和费用中增加资产减值和相关费用。		50.5			49.8			52.8
减去经营成本和费用中的资产出售净收益		(28.7	)		(10.7	)		(2.5	)
增加一般费用和行政费用		208.3			181.1			160.1
总毛利率（非GAAP）	$	7,325.7		$	5,680.4		$	5,247.8

我们每个业务部门都受益于我们的营销活动的支持作用。我们的营销活动的主要目的是通过增加由这些资产处理的交易量来支持整个中游能源资产网络的资产利用和扩展，从而为每个业务部门带来额外的基于费用的收益。在发挥这些支持作用时，我们的市场推广活动还寻求参与供求机会，作为伙伴关系的补充毛利率来源。我们的营销工作的财务结果波动，由于处理的数量和整体市场条件的变化，这受到当前和远期市场价格的影响，为产品的买卖。

飓风哈维对2017年结果的估计影响

德克萨斯州墨西哥湾沿岸地区，包括其关键能源基础设施，在2017年第三季度受到飓风哈维的累积影响。对能源行业的影响包括但不限于严重的洪灾和有限的设施准入、地区炼油厂和石化设施对能源需求的破坏以及德克萨斯州墨西哥湾沿岸所有港口的关闭，这些港口对出口市场的准入有限。尽管以降低的速率运行，我们在德克萨斯州墨西哥湾沿岸的许多工厂、管道和存储资产在风暴期间仍在运行。

我们估计，飓风哈维使我们2017年的营业毛利减少了4600万美元。在这一数额中，3000万美元是低于预期数量和失去的商业机会的综合净影响。剩下的1600万美元是我们与飓风有关的修复和恢复费用支出。下表汇总了2017年因飓风导致的按业务部门划分的预计运营毛利下降情况（百万美元） :

按分部划分的总经营毛利减少:
石油化工及精炼产品服务	$	30.9
NGL管道和服务		8.1
原油管道和服务		6.0
天然气管道和服务		1.0
估计因飓风哈维影响而减少的总数	$	46.0

NGL管道和服务

下表列出了NGL管道和服务部分所列年份的分部毛利率和选定的体积数据（百万美元，如所指出的数量） :

	截至12月31日，
	2018		2017		2016
分部毛利率:
天然气加工及相关NGL营销活动	$	1,240.1	$	911.2	$	846.6
NGL管道、存储和终端		2,048.3		1,821.0		1,625.4
NGL分级		542.3		526.1		518.6
共计	$	3,830.7	$	3,258.3	$	2,990.6

选定的体积数据:
NGL管道运输量（MBPD）		3,461		3,168		2,965
NGL海洋终端量（MBPD）		593		516		436
NGL分馏体积（MBPD）		945		831		828
权益生产（MBPD）（1）		155		158		141
收费天然气处理（MMCF/D）（2）		4,831		4,572		4,736

(1) 代表我们赚到的NGL卷，并将其与我们的处理活动联系起来。 (2) 报告的数量与我们天然气加工厂赚取的收入流相对应。

天然气加工及相关NGL营销活动

2018年与2017年的对比。2018年天然气加工及相关NGL营销活动的毛利率较2017年净增加3.289亿美元。我们的米克尔、先锋和查科天然气加工厂的毛利率同比增加了1.354亿美元，主要是由于平均加工利润率较高，包括我们相关对冲活动的影响。在这些工厂的综合净产量基础上，收费天然气加工量和权益NGL产量分别同比增加126mmcf/d和减少6mbpd。

我们南德克萨斯州天然气加工厂的毛利率同比净增加了7110万美元，主要原因是平均加工利润率较高，包括相关对冲活动的影响。我们德克萨斯州南部天然气工厂的收费天然气加工量同比下降了130mmcf/d。来自我们二叠纪盆地天然气加工厂的毛利率同比增加了6080万美元，主要是由于我们的世界天然气工厂的毛利率于2018年5月开始运营，并产生了4170万美元的增长，而我们在2018年3月收购了我们的娃哈哈燃气工厂剩余50%的所有权权益，这导致在收购日期之后，该工厂的毛利率增加了2790万美元。我们二叠纪盆地天然气处理厂的收费天然气加工量和权益NGL产量分别同比增加了273mmcf/d和5mbpd。在这些数量中，ORLA的收费天然气加工量和权益NGL产量分别为195mmcf/d和5mbpd。

综合来看，来自路易斯安那州和密西西比州的天然气加工厂的毛利率同比净下降1170万美元，主要是由于2017年第四季度记录的一次性1910万美元福利与我们Pascagoula天然气工厂的业务中断保险索赔收益有关，部分被7MBPD的较高的合并权益NGL生产量所抵消，后者增加了1130万美元。2016年6月，Pascagoula天然气厂发生火灾，造成数月的停工。该工厂于2016年12月修复并投入商业服务。

我们的NGL营销活动的毛利率同比净增加了7340万美元，主要原因是平均销售利润率增加了2.367亿美元，但由于销量减少，减少了1.642亿美元，部分抵消了这一增长。正如前面所指出的，我们在每个业务板块中的营销活动的主要目的是支持在我们的中游能源资产网络中的资产的利用和扩展。优化运输和工厂资产的营销策略的结果分别同比增加了1.723亿美元和2890万美元，部分被与优化储存和出口资产相关的收益减少所抵消，这两项收入分别占全年减少的9940万美元和4870万美元。此外，NGL营销活动的毛利率反映了2018年930万美元的非现金、盯市收益与2017年1100万美元的非现金、盯市亏损相比。

2017年与2016年的对比。2017年天然气加工及相关NGL营销活动的毛利率较2016年净增加6460万美元。

我们在路易斯安那州和密西西比州的天然气加工厂的毛利率同比增加了5410万美元，主要原因是（i）维修和运营成本下降，占增加的1940万美元，主要原因是2016年Pascagoula工厂完成了与火灾有关的维修。（ii）2017年第四季就我们Pascagoula燃气厂的业务中断保险申索的收益而录得的一次性1910万元利益，及（iii）平均加工毛利较高，增加了980万元。我们路易斯安那和密西西比的天然气处理厂的收费天然气加工量同比增加了138mmcf/d。

我们的米克、先锋和查科天然气加工厂的毛利率同比净增加3150万美元，主要原因是平均加工利润率增加，其中4190万美元反映了套期保值活动的影响，部分被平均加工费减少所抵消，减少了730万美元。在这三个工厂的合并基础上，天然气的收费加工量和权益NGL产量分别同比减少了61mmcf/d和增加了16mbpd。

我们的NGL营销活动的毛利率同比净下降1040万美元，主要是由于平均销售利润率下降，减少了3790万美元，部分被更高的销售量（增加了2010万美元）和更低的铁路车辆租赁成本所抵消，增加了740万美元。由于非现金、盯市活动，NGL营销活动的结果同比减少了1140万美元。

我们位于德克萨斯州南部的天然气加工厂的毛利率同比净下降了990万美元，主要原因是基于费用的加工量减少了2170万美元，维护费用增加了730万美元，这部分被平均加工量增加所抵消。其中包括套期保值活动的影响，增加了1860万美元。2017年，德克萨斯州南部的生产商钻井活动减少，导致这些工厂的收费天然气加工量减少了352mmcf/d。

我们的二叠纪盆地天然气加工厂的毛利率同比增加了200万美元，主要是由于我们的南埃迪天然气厂的毛利率于2016年5月开始运营，并产生了390万美元的增长。我们二叠纪盆地天然气处理厂的收费天然气加工量和权益NGL产量分别同比增加了73mmcf/d和3mbpd。

NGL管道、存储和终端

2018年与2017年的比较. 与2017年相比，2018年来自NGL管道、存储和终端资产的毛利率净增加了2.273亿美元。

我们的塞米诺尔、Chaparral和附属NGL管道的毛利率同比增加了7790万美元，主要是由于123MBPD的运输量增加了7270万美元，平均运输费增加了4600万美元，部分被更高的管道卸载和能力保留费用所抵消，支付给我们的其他管道3150万美元。来自我们中美管道系统和相关终端的毛利率净增加910万美元，主要原因是: （i）50Mbpd的运输量增加，增加了2680万美元；（ii）混合、终端和卸载收入增加，增加了1350万美元，部分被以下因素所抵消:平均运输费减少，减少了1850万美元；支付给附属管道的管道卸载费用增加，减少了1630万美元。2018年，由于承诺的托运人数量和从附属管道卸载的数量的合同增加，15Mbpd（扣除我们的利息）的运输量增加，我们在德州高速管道的权益投资毛利率同比增加了1500万美元。由于二叠纪盆地地区的管道基础设施的限制，我们一直在使用卸载安排来优化中美管道系统、塞米诺尔管道和德克萨斯州快速管道上的可用容量，以将NGLS运送到我们的蒙特贝尔维尤综合体。

从阿巴拉契亚到德克萨斯州的高速铁路，即“ATEX”的运营毛利同比增长了4560万美元，主要是由于承诺的托运人数量的合同增长。ATEX上的NGL运输量同比增加了22MBPD。

我们在蒙特贝尔维尤中心和南路易斯安那的地下存储设施的运营毛利同比增加了4300万美元，主要原因是存储费用增加。从我们的摩根点乙烷出口终端的毛利率同比增加了3160万美元，主要是由于56MBPD的较高装载量。同样，我们休斯敦船舶通道管道系统的毛利率同比增加了860万美元，主要原因是运输量增加，其中1570万美元为增加的部分原因，维修和其他业务费用增加，减少了710万美元，部分抵消了增加的部分原因。我们休斯敦航道管道系统的运输量增加了84Mbpd，这又是由于从蒙特贝尔维尤到摩根点出口码头的乙烷的运输。

我们的迪克西管道和相关终端的毛利率同比下降了1060万美元，主要原因是由于周期性的管道完整性测试导致成本上升。

2017年与2016年的对比。与2016年相比，2017年NGL管道、存储和终端资产的毛利率净增加了1.956亿美元。ATEX的毛利率同比增加了5720万美元，主要原因是走高的托运人数量和承诺的托运人数量的合同增加。ATEX的NGL运输量同比增加了18MBPD。

从我们的摩根点乙烷出口码头和休斯敦船舶通道管道系统的毛利率同比增加了5290万美元，主要是由于更高的产量。2016年9月投入服务的摩根点乙烷出口终端的乙烷装卸量同比增加了75MBPD。此外，我们休斯敦船舶通道管道系统的运输量同比增加了105Mbpd，主要原因是从蒙特贝尔维尤向摩根点出口码头运送了乙烷。

我们位于蒙特贝尔维尤（Mont Belvieu）枢纽的地下存储设施为NGLS和相关产品提供的毛利率同比增长了5070万美元，主要原因是2017年平均存储费用较高。

我们塞米诺尔、Chaparral和附属NGL管道的毛利率同比增加了2310万美元，主要是由于平均运输费用增加了1590万美元，运输量增加了1480万美元，业务费用增加660万美元部分抵消。综合来看，这些管道上的NGL运输量增加了33MBPD，主要原因是位于二叠纪盆地和落基山脉的天然气加工厂的产量增加。

我们在德州快递集货系统和德州快递管道的股权投资的毛利率同比增加了1830万美元，主要是由于承诺的托运人数量的合同增加。我们的迪克西管道和相关终端的毛利率同比增加了990万美元，主要是由于运输量增加，这一数字同比增加了19个MBPD。我们的三州NGL管道的毛利率同比增加了870万美元，主要是由于运输量增加了10Mbpd（扣除我们的利息）。

我们南德克萨斯州NGL管道系统的毛利率同比净下降了2560万美元，主要是由于平均运输费用下降了1370万美元，运输量下降了700万美元，维护费用上升，这又减少了410万美元。南德克萨斯州NGL管道系统的运输量同比下降了21Mbpd。

NGL分级

2018年与2017年的比较2018年NGL分馏的毛利率比2017年增加了1620万美元。我们的Hobbs Ngl分馏塔的毛利率同比增加了1020万美元，主要原因是产品混合收入增加了320万美元，维护和其他运营成本减少了450万美元。NGL分馏体积同比增加4MBPD。

我们的Mont Belvieu Ngl分馏厂的毛利率同比增加了750万美元，主要原因是由于我们的第九个Ngl分馏厂于2018年5月启动，分馏量增加了97MbPd（扣除我们的利息）。新的分馏塔位于德克萨斯州钱伯斯郡，容量为90MbPd，使我们的蒙特贝尔维尤综合大楼的NGL分馏容量增加到760MbPd。

2017年与2016年的对比。2017年NGL分馏的毛利率比2016年净增加了750万美元。我们的Mont Belvieu Ngl分馏厂的毛利率净增加了410万美元，主要原因是平均分馏费和混炼收入增加了5080万美元，部分被4730万美元的存储、维护和电力费用增加所抵消。NGL分馏量同比增加9MBPD，符合我们的兴趣。

原油管道和服务

下表列出了所列年份原油管道和服务部门的分部毛利率和选定的体积数据（百万美元，如所指出的数量） :

	截至12月31日，
	2018			2017			2016
分部毛利率:
Midland-to-Echo1管道系统及相关业务活动，不包括相关的非现金盯市结果	$	349.3		$	45.8
应占Midland-to-Echo1管道系统的市场标记损失		(44.6	)		(20.5	)
Midland-to-Echo1管道系统及相关业务活动		304.7			25.3
其他原油管道、终端及相关营销成果		1,206.6			961.9		$	854.6
共计	$	1,511.3		$	987.2		$	854.6

选定的体积数据:
原油管道运输量（MBPD）		2,000			1,820			1,388
原油船用终端量（MBPD）		684			531			495

Midland-to-Echo1管道系统及相关业务活动

2018年，我们的Midland-to-Echo1管道系统和相关业务活动的毛利率为3.047亿美元，而2017年为2530万美元。Midland-to-Echo1管道系统于2017年11月投入有限服务，并于2018年4月全面投入服务，2018年和2017年平均分别为437Mbpd和333Mbpd（根据我们的兴趣而定）。

2018年该业务的毛利率反映了与Midland和Houston地区市场之间的原油市场价差（基础价差）对冲相关的非现金盯市亏损4460万美元。

这些套期保值主要是在2017年期间形成的，它们有助于锁定我们预期在米德兰购买原油以及随后预计在休斯敦地区的客户销售的正差额，主要持续到2019年，最小持续到2020年。截至2018年12月31日，这些套期保值代表了截至2020年管道预计未交付容量的加权平均约22% ，平均正边际为每桶2.76美元。与2020年同期（截至2018年12月31日）每桶2.76美元的平均对冲金额相比，市场对市场的损失反映出，截至2020年，美联和休斯顿市场的基础价差扩大到平均每桶8.48美元。

基础互换，在所有但非常有限的情况下，没有资格进行现金流对冲会计，尽管在对冲基础实物交易固有的价格风险方面非常有效。到2020年的套期保值数量在季度和年度之间有所不同；然而，套期保值水平通常与目前预计在管道运营的头三年中我们可以获得的管道容量相对应，因为客户承诺的交易量上升到峰值水平。

如果这些套期保值的基础利差从2018年12月31日的水平扩大，我们将面临额外的非现金市场标记损失。相反，如果基础价差在未来收窄，回到或低于我们在2018年12月31日锁定的平均每桶2.76美元价差，那么我们将认识到未来一段时间的非现金盯市收益。当预测的原油实物收付最终在未来发生时，我们将在当时普遍存在的商品价差下实现实际毛利率；然而，相关金融套期保值的实际结算将把实际毛利转换为平均每桶2.76美元的金融套期保值价差。届时，2018年及直至实物交割发生的未来期间确认的未实现盯市亏损将被逆转，从而消除其对对冲的整个生命至今期间确认的累计收益的影响。

美联和休斯顿市场的基础价差继续波动。我们在这条管道上也有未承诺的产能，可以为我们扩大或缩小市场价差提供潜在的上升空间。有关我们的原油营销对冲组合的信息，见第二部分，第7A项，关于市场风险的定量和定性披露。

2018年的毛利率也减少了3390万美元，因为在2018年6月1日管道公司收购管道公司20%股权的交易结束时，他们将管道公司的收益分配给西部公司。

其他原油管道、终端及相关营销成果

2018年与2017年的比较与2017年相比，2018年来自我们其他原油管道、终端和相关营销活动的毛利率净增加了2.447亿美元。来自我们南德克萨斯州原油管道系统的毛利率同比净增加了7110万美元，主要是由于更高的公司容量保留费（占增加的4330万美元）和与产量承诺相关的更高的缺陷费收入（占增加的2290万美元）。公司容量保留费增加的原因是中美至Echo1管道系统使用Rancho II管道。德克萨斯州南部原油管道系统的原油运输量同比下降了5Mbpd。

EHT原油出口活动的毛利率同比增加了4960万美元，主要原因是净装载量增加，同比增加了152桶。我们的Midland和Echo终端的毛利率同比增加了2450万美元，主要原因是由于Midland-to-Echo1管道系统的流量增加。

来自我们西德州系统的毛利率和对Eagle Ford原油管道系统的股权投资同比增加了4420万美元，主要原因是运输量增加了85个MBPD（扣除利息）。

我们的EFS中游系统的毛利率同比增加了2350万美元，主要是由于缺乏更高的费用收入。该系统的凝析油和天然气运输量分别同比下降了2MbPd和39mmCF/d。尽管由于吞吐量减少，该系统的毛利率同比下降了1590万美元，但与生产商数量承诺相关的缺陷费收入同比增长3430万美元抵消了这一下降。这些数量承诺于2022年年中开始到期。根据我们对EFS中游系统服务地区钻井活动的预测，我们预计未来几年产量将会增加，从而抵消合同产量承诺的下降。

我们对海运管道的股权投资的毛利率同比下降了1690万美元，主要原因是运输费用的平均水平下降，原因是运输费用上升的托运人数量增加，收取的关税降低。海运运输量同比下降了9个MBPD（按我们的兴趣计算）。

我们相关原油营销活动的毛利率同比净增加5590万美元，主要原因是平均销售利润率增加6920万美元，部分被非现金盯市结果减少1520万美元所抵消。2018年，该业务的非现金市场收益为50万美元，而2017年为1570万美元。2018年平均销售利润率上升，主要是由于二叠纪盆地地区、库欣枢纽和墨西哥湾沿岸市场之间的原油市场价差较高。随着2018年二叠纪盆地地区原油产量的增加，与墨西哥湾沿岸最终用户和出口商支付的价格相比，管道基础设施的限制导致供应盆地的定价失调（西德州原油价格较低）。随着中游基础设施约束在未来几年得到缓解，我们预计这些市场价格差异将正常化。

2017年与2016年的对比。与2016年相比，2017年其他原油管道、终端和相关营销活动的毛利率净增加了1.073亿美元。来自我们西德州系统的毛利率和对Eagle Ford原油管道系统的股权投资同比增加了5470万美元，主要原因是原油运输量（扣除利息）增加了89百万桶。

我们的EFS中游系统的毛利率同比增加了3170万美元，主要是由于缺乏收费收入的增加。该系统凝析油输送体积同比减少18MbPd，相关天然气体积同比减少101mmcf/d。该系统的毛利率同比下降了5970万美元，主要是由于吞吐量减少；然而，这一下降被与生产商数量承诺相关的缺陷费收入同比增加9810万美元所抵消。

我们南得克萨斯原油管道系统的毛利率增加了2500万美元，主要是由于公司能力保留费增加了1710万美元，这是由于Midland-to-Echo1管道系统使用Rancho II管道所致。南得克萨斯原油管道系统的原油运输量同比下降了9Mbpd。

我们相关原油营销活动的毛利率同比净下降530万美元，主要是由于平均销售利润率下降3900万美元，销售量下降3820万美元，与非现金市场标记结果有关的5610万美元效益、与管道有关的费用减少（增加了780万美元）和卡车运输活动的收入增加（增加了750万美元）部分抵消了这部分收益。2017年，该业务的非现金盯市收益为1570万美元，而2016年为亏损4040万美元。

天然气管道和服务

下表列出了天然气管道和服务部门所列年份的分部毛利率和选定的体积数据（百万美元，如所指出的数量） :

	截至12月31日，
	2018		2017		2016
分部毛利率	$	891.2	$	714.5	$	734.9
选定的体积数据:
天然气管道运输量（BBTUS/D）		13,727		12,305		11,874

2018年与2017年的比较与2017年相比，2018年天然气管道和服务部门的毛利率净增加了1.767亿美元。来自德克萨斯州州内系统的毛利率同比增长了7560万美元，主要是由于平均公司运力预订费增加了6260万美元，平均运输费增加了1930万美元，部分被维护和其他运营成本增加所抵消。减少了1480万美元。由于二叠纪盆地地区和墨西哥湾沿岸市场天然气的市场价格差异，2018年托运人愿意为公司运力和现货运输安排支付更高的价格。我们德克萨斯州州内系统的天然气运输量同比增长了119bbtus/d。

天然气市场推广活动的毛利率按年增加4,110万美元，主要是由于平均销售利润率增加了2,350万美元，非现金市场收益增加了1,320万美元。2018年平均销售利润率上升，主要是由于二叠纪盆地地区和海湾沿岸市场天然气的市场价格差异较大。随着2018年二叠纪盆地地区原油和相关天然气产量的增加，与墨西哥湾沿岸最终用户和出口商支付的价格相比，管道基础设施的限制导致供应盆地的定价失调（西德州天然气价格较低）。随着中游基础设施约束在未来几年得到缓解，我们预计这些市场价格差异将正常化。

我们海恩斯维尔收集系统的毛利率同比净增加2620万美元，主要是由于收集数量增加，增加了1680万美元，处理和其他费用收入增加，增加了1410万美元，部分被维护和其他业务费用增加所抵消。减少了470万美元。海恩斯维尔（Haynesville）天然气聚集系统的天然气聚集总量增加了318bbtus/d，原因是海恩斯维尔页岩地区的产量增加。我们Acadian Gas系统的毛利率同比净下降1170万美元，主要是由于我们在2017年第二季度收到的收益1740万美元的收益，这是由于我们在法律和解中收到的收入损失和与Kone Sinkhole事件有关的损害。2012年，海恩斯维尔延长管道的平均公司容量保留费增加了1100万美元，部分抵消了增加的部分。阿卡迪亚天然气系统的运输量同比增长了420BBTUS/D，其中海恩斯维尔延长管道的运输量增长了379BBTUS/D。

来自我们二叠纪盆地采集系统的毛利率同比增加了2130万美元，主要是由于天然气聚集量增加了287bbtus/d，增加了2850万美元，部分被2018年第四季度娃哈哈设施的成本增加所抵消，减少了610万美元。由于西德州和新墨西哥州东南部的原油产量大幅增加，二叠纪盆地地区的天然气产量继续上升。

我们于2017年4月收购的BTA采集系统的毛利率同比增加了1440万美元，主要原因是91BBTUS/D的采集数量增加。

2017年与2016年的对比。与2016年相比，2017年天然气管道和服务部门的毛利率净减少了2040万美元。

我们德克萨斯州州内系统的毛利率同比下降了5140万美元，主要是由于公司运力预订费下降了3010万美元，天然气运输量下降了850万美元，平均运输费下降了710万美元。和增加的业务费用，其中又减少了340万美元。2017年公司运力预订费减少3010万美元主要是由于2016年第四季度客户合同的结算。德克萨斯州州内系统天然气运输量同比下降324BBTUS/D，主要原因是2017年鹰福特（Eagle Ford）和巴尼特（Barnett）页岩地区的生产商活动减少。

我们乔纳采集系统的毛利率同比下降1230万美元，主要原因是平均采集费用下降650万美元，天然气聚集量下降32BBTUS/D，下降340万美元，以及运营成本上升，这又减少了320万美元。

我们二叠纪盆地聚集系统的毛利率同比增加了1050万美元，主要是由于卡尔斯巴德管道天然气聚集量增加了60BBTUS/D，增加了700万美元，凝析油销售收入增加，增加了240万美元。

我们于2017年4月收购的BTA采集系统的毛利率为900万美元，采集体积为220bbtus/d。我们Acadian Gas系统的毛利率同比净增加710万美元，主要是由于先前描述的与Bayou Corne事件有关的1740万美元收益，部分被Haynesville延长管道上的较低的公司容量预订收入所抵消，这一收入同比减少了640万美元。以及平均收取费用的减少，这导致了180万美元的额外减少。阿卡迪亚天然气系统的运输量同比增长了343BBTUS/D，其中海恩斯维尔支线的运输量增长了308BBTUS/D。我们的海恩斯维尔收集系统的毛利率同比净增加了840万美元，主要是由于收集数量增加，增加了1170万美元，部分被平均收集费用减少的影响所抵消，平均收集费用减少了280万美元。海恩斯维尔天然气收集系统的天然气收集量增加了213bbtus/d。

我们天然气市场推广活动的毛利率按年净增加880万美元，主要是由于平均销售利润率增加了790万美元，而销售量增加了480万美元，部分被非现金市价收益减少所抵销。减少了390万美元。

石油化工及精炼产品服务

下表列出了石化和精炼产品服务部门所列年份的分部毛利率和选定的体积数据（百万美元，如所指出的数量） :

	截至12月31日，
	2018		2017		2016
分部毛利率:
丙烯生产及相关活动	$	462.6	$	222.4	$	212.1
丁烷异构化及其相关操作		93.4		72.3		52.0
辛烷值的增加和相关的工厂操作		154.1		122.6		42.2
精炼产品管道及相关活动		320.3		280.1		305.6
海上运输		27.4		17.2		38.7
共计	$	1,057.8	$	714.6	$	650.6

选定的体积数据:
丙烯生产量（MBPD）		98		80		73
丁烷异构化体积（MBPD）		107		107		108
独立的DIB处理卷（MBPD）		89		82		89
辛烷值添加剂及相关植物产量（MBPD）		28		26		22
管道运输量，主要是精炼产品和石化产品（MBPD）		821		792		837
精炼产品和石化船用终端量（MBPD）		353		406		389

丙烯生产及相关活动

2018年与2017年的比较与2017年相比，2018年丙烯生产和相关营销活动的毛利率增加了2.402亿美元。我们的PDH设施于2018年4月完成调试（或启动）阶段并开始全面商业运营，2018年贡献了1.044亿美元的毛利率。2018年，PDH设施的工厂生产量（包括副产品）平均为20MBPD。我们的蒙特贝尔维尤丙烯分馏器的毛利率同比增加了9120万美元，主要原因是平均丙烯销售利润率增加了1.088亿美元，平均丙烯分馏费增加了1460万美元，部分被较低的丙烯销售量所抵消，费用减少了3460万美元，主要维修费用增加了750万美元。最后，来自我们丙烯管道的毛利率同比净增加了1650万美元，主要是由于南路易斯安那的扩建项目在2017年第四季度投入服务。我们的丙烯管道的运输量每年增加了20MbPd。

2017年与2016年的对比。与2016年相比，2017年丙烯生产和相关营销活动的毛利率净增加了1030万美元。我们的蒙特贝尔维尤丙烯分馏器的毛利率同比净增加了3300万美元，主要是由于平均丙烯销售利润率和销量增加，分别为2440万美元和1910万美元，以及平均丙烯分馏费增加，增加了1380万美元，但储存、主要维修和其他业务费用增加部分抵消了增加的部分，这些费用共减少了2390万美元。2017年PDH设施的较高调试成本逐年增加了1330万美元，部分抵消了我们的蒙特贝尔维尤丙烯分馏器毛利率的增加。

丁烷异构化及相关DIB操作

2018年与2017年的比较2018年丁烷异构化和相关DIB业务的毛利率比2017年增加了2110万美元，主要原因是副产品销量增加，占比增加了1450万美元，平均异构化费用增加，占比增加了500万美元。

2017年与2016年的对比。与2016年相比，2017年丁烷异构化和相关DIB业务的毛利率增加了2030万美元，主要原因是主要维护和其他运营成本降低，导致1550万美元的减少，以及副产品收入增加。副产品销售收入同比净增加720万美元，主要原因是平均销售价格上升，增加了2170万美元，但销售量减少，减少了1450万美元，部分抵消了这一影响。

辛烷值增强及相关操作

2018年与2017年的比较与2017年相比，我们的辛烷值增强设施和高纯度异丁烯工厂（HPIB）2018年的毛利率增加了3150万美元。我们的辛烷值提高设施的毛利率同比增加了3230万美元，主要是由于销售量和平均销售利润率增加，分别增加了2000万美元和1540万美元。

2017年与2016年的对比。与2016年相比，2017年我们的辛烷值提升设施和HPIB工厂的毛利率增加了8040万美元。我们的辛烷值提高设施的毛利率同比增加了8070万美元，主要原因是主要维修费用减少，增加了4260万美元，销售量增加，增加了3050万美元。从历史上看，我们的辛烷值增强工厂每年都经历了重大维护活动的停机时间。在2016年期间，我们完成了对辛烷值增强工厂的重大修改，以缓解这种年度中断的需要。我们现在预计，在我们的辛烷值提高工厂的主要维修活动每三年一次的停机时间。

精炼产品管道及相关活动

2018年与2017年的比较与2017年相比，2018年精炼产品管道和相关营销活动的毛利率净增加了4020万美元。我们的TE产品管道的毛利率同比增加了3480万美元，主要是由于平均运输和其他费用增加了1960万美元，而运输量增加了1820万美元。TE Products管道的运输量同比净增加6Mbpd，主要原因是14Mbpd的NGL运输量增加，部分被8Mbpd的石化运输量减少所抵消。

我们的精炼产品营销活动的毛利率增加了1430万美元，主要是由于平均精炼产品销售利润率增加。

我们休斯敦船舶航道精炼产品海运码头的毛利率同比下降690万美元，主要原因是仓储收入减少。

2017年与2016年的对比。与2016年相比，2017年精炼产品管道和相关营销活动的毛利率净减少了2550万美元。来自精炼产品市场营销的毛利率同比净下降1830万美元，主要是由于平均精炼产品销售利润率下降，减少了3000万美元，部分被非现金盯市收入同比增长1200万美元所抵消。我们的Beaumont和Houston船舶航道精炼产品海运码头的毛利率同比下降了1420万美元，主要是由于运营成本上升。

我们的TE产品管道的毛利率同比净增加730万美元，主要是由于平均运输费用增加了1080万美元，部分被运输数量减少（减少了580万美元）所抵消。2017年，TE产品管道的运输量减少了24Mbpd，主要原因是精炼产品和石化产品的运输减少。

海上运输

2018年与2017年的比较与2017年相比，2018年来自海洋运输的毛利率增加了1020万美元，主要原因是海洋船舶利用率逐年上升。

2017年与2016年的对比。与2016年相比，2017年海运业务毛利率下降了2150万美元，主要原因是平均费用下降。

流动性和资本资源

根据目前的市场状况（截至本年度报告提交之日），我们相信在合理可预见的未来，我们将有充足的流动资金、经营活动的现金流量和进入资本市场的机会，为我们的资本支出和营运资金需求提供资金。截至2018年12月31日，我们拥有63.4亿美元的综合流动性，其中包括EPO循环信贷设施下的60亿美元可用借贷能力和3.448亿美元的不受限制现金。

我们有一个通用的货架注册声明（ “2016年货架” ）在美国证交会的文件，允许企业产品合作伙伴L.P.和EPO（每个在独立的基础上）分别发行无限数量的股权和债务证券。EPO于截至2018年12月31日止年度发行本金总额为57亿美元的优先票据及使用2016年货架的初级次级票据。2016年的货架将于2019年5月到期，我们预计将在这一时间或之前提交一份替换的通用货架注册声明。我们未来可能会发行额外的股本和债务证券，以协助我们满足我们的资金和流动性需求，包括与资本投资有关的需求。

合并债务

下表列出截至2018年12月31日的未偿还综合债务的预定期限（百万美元） :

				债务的预定期限
	共计			2019			2020			2021			2022			2023			此后
优先票据		$	23,750.0		$	1,500.0		$	1,500.0		$	1,325.0		$	1,400.0		$	1,250.0		$	16,775.0
初级次级票据			2,670.6			--			--			--			--			--			2,670.6
共计		$	26,420.6		$	1,500.0		$	1,500.0		$	1,325.0		$	1,400.0		$	1,250.0		$	19,445.6

有关我们的债务协议的更多信息，请参阅本年度报告第二部分第8项所载合并财务报表附注的附注7。

2018年10月发行30亿美元优先票据

2018年10月，EPO发行了30亿美元本金总额的优先票据，其中包括（i）2022年2月到期的7.5亿美元本金总额的优先票据（ “优先票据VV” ），（ii）2028年10月到期的10亿美元本金总额优先票据（ “优先票据WW” ）及（iii）2049年2月到期的12.5亿美元本金总额优先票据（ “优先票据XX” ）。EPO将本次发行所得款项净额用于临时偿还其商业票据计划和一般公司用途下的未偿还款项，包括用于增长资本支出。

优先票据VV以本金总额的99.985%发行，固定利率为每年3.50% 。优先票据WW以本金总额的99.764%发行，固定利率为每年4.15% 。优先票据XX以本金总额的99.390%发行，固定利率为每年4.80% 。企业产品合作伙伴L.P.通过无担保和无限制的无条件担保为优先票据提供担保。

于2018年2月发行20亿美元优先票据及7亿美元初级次级票据

于2018年2月，EPO发行总额为27亿美元的票据，包括（i）于2021年2月到期的本金总额为7.5亿美元的优先票据（ “优先票据TT” ），（ii）12.5亿元本金总额于2048年2月到期的优先票据（ “优先票据UU” ）及（iii）7亿元本金总额于2078年2月到期的初级次级票据（ “初级次级票据F” ）。EPO将这些发售所得款项净额用于暂时偿还其商业票据计划、一般公司用途下的未偿还款项，以及赎回其次级优先票据B的全部未偿还本金总额6.827亿美元。

优先票据TT以本金总额的99.946%发行，固定利率为每年2.80% 。优先票据UU以本金总额的99.865%发行，固定利率为每年4.25% 。企业产品合作伙伴L.P.通过无担保和无限制的无条件担保为优先票据提供担保。

初级次级票据F可于2028年2月15日或之后的一次或多次按其本金额的100% ，连同其上的任何应计及未付利息，按EPO的选择全部或部分赎回，并于2028年2月14日前按每年5.375%的固定利率计息。自2028年2月15日起，初级次级票据F将按浮动利率按3个月Libor加上2.57%的利率按季度重置。企业产品合作伙伴L.P.通过在无担保和次级基础上的无条件担保，为初级次级票据F提供了担保。

赎回初级次级票据

于2018年3月，EPO以相当于被赎回票据本金额100%的价格赎回其次级优先票据B的全部6.827亿美元未偿还本金总额，加上其所有应计及未付利息至但不包括赎回日期。此次赎回由EPO于2018年2月发行优先票据及次级次级票据提供资金。

于2018年8月，EPO以相当于被赎回票据本金额100%的价格赎回其次级优先票据A的全部5.211亿美元未偿还本金总额，加上其所有应计及未付利息至但不包括赎回日期。这次赎回是由根据EPO的商业票据计划发行短期票据资助的。

364天循环信贷协议

2018年9月，EPO签署了一份为期364天的循环信贷协议，取代了此前的364天信贷安排。新的364天循环信贷协议于2019年9月到期。目前，在这一循环信贷协议下没有未偿还本金。

根据新的364天循环信贷协议的条款，EPO可以以可变利率借入最多20亿美元（在EPO选举时，只要满足某些条件，最多可增加2亿美元至22亿美元），期限最长为364天。受其中所列条款和条件的约束。在到期日未偿还本金的情况下，EPO可选择将当时未偿还的全部本金余额继续作为非循环定期贷款，为期一年，于2020年9月到期。本循环信贷协议项下的借款可用于营运资金、资本开支、收购及一般公司用途。

新的364天循环信贷协议包含习惯的表示、保证、契约（肯定和否定）和违约事件，这些事件的发生将允许贷款人加速根据本信贷协议借入的任何金额的到期日。信贷协议还限制了EPO向其母公司企业产品合作伙伴L.P.支付现金分配的能力，如果违约事件（如信贷协议中定义的）已经发生，并且在计划支付或将由此产生的分配时仍在继续发生。

EPO在新的364天循环信贷协议下的义务不是由任何抵押品担保的；然而，它们是由企业产品合作伙伴L.P.担保的。

商业票据计划授权的金额增加

2018年6月，EPO将根据其商业票据计划发行（并在任何时候都未发行）的短期票据本金总额从25亿美元增加到30亿美元。商业票据计划使我们能够获得通常较低的短期利率，这使我们能够管理营运资金和我们的整体资本成本。作为商业票据计划的后端，我们打算在EPO的多年循环信贷机制下保持一个最小的可用借贷能力，等于EPO商业票据的未偿还本金总额。所有根据该计划发行的商业票据都是EPO的高级无担保债务，由企业产品合作伙伴L.P无条件担保。截至2018年12月31日，我们没有商业票据未偿还。

信用评级

2019年3月1日，EPO长期高级无抵押债务证券的投资级信用等级分别为标准普尔的BBB+级、穆迪的Baa1级和惠誉的BBB+级。此外，EPO短期高级无抵押债务证券的信用评级分别为标准普尔A-2、穆迪P-2和惠誉F-2。

EPO的信用评级仅反映了评级机构的观点，不应被解释为建议买入、卖出或持有我们的任何证券。如果评级机构确定情况需要改变，信用评级可随时向上或向下修正或撤销。一个评级机构的信用评级应独立于其他评级机构的信用评级进行评估。

共同单位回购计划

1998年12月，我们宣布了一项共同单位回购计划，与某些附属公司一起，在公开市场上回购最多4,000,000个共同单位。我们于2018年12月底以3080万美元的平均价格每台24.92美元购买了剩余的123.68万个普通单位的授权额度。

2019年1月，我们宣布企业GP董事会批准了一项20亿美元的多年普通单位回购计划，该计划为该合伙企业提供了一种向投资者返还资本的额外方法。请参阅第二部分第7项内的“近期重大事态发展”以获取更多信息。

共同单位的发放

下表总结了与我们在市场上（ “ATM” ）计划、分销再投资计划（ “滴滴” ）和员工单位购买计划（ “EUPP” ）有关的共同单位的发放情况（百万美元，单位数量如图所示） :

	数目共同之处发放的单位		现金净额收益收到
截至2016年12月31日止年度:
与自动取款机程序有关的公用单元		87,867,037	$	2,156.1
与滴灌和欧盟警察有关的共同单位		16,316,534		386.7
共计		104,183,571	$	2,542.8

截至2017年12月31日止年度:
与自动取款机程序有关的公用单元		21,807,726	$	597.0
与滴灌和欧盟警察有关的共同单位		19,046,019		476.4
共计		40,853,745	$	1,073.4

截至2018年12月31日止年度:
与滴灌和欧盟警察有关的共同单位（1）		19,861,951	$	538.4

(1) 网络我们在2018年期间从发行普通股获得的现金收益被用来暂时减少EPO商业票据计划下的未偿还金额，并用于一般公司用途。

自动取款机程序

我们已向美国证券交易委员会提交了注册声明，内容涉及发行价值高达25.4亿美元的通用单位，金额、价格和条件将由市场条件和其他因素决定，在提供时与我们的自动取款机计划。根据这一方案，我们可以通过普通经纪人以市场价格通过纽交所进行交易的方式，在企业产品合作伙伴L.P.和某些经纪交易商之间的股权分配协议下，不时出售普通的单位，在大宗交易中或与协议的经纪交易商双方另有约定的情况下。考虑到截至2018年12月31日根据ATM计划出售的普通机组的总销售价格，我们有能力根据ATM计划额外发行普通机组，总销售价格为25.4亿美元。截至2018年12月31日止年度，我们并无根据ATM计划发行任何共同单位。

滴灌和EUPP

我们在证券交易委员会的文件上有一个与我们滴水有关的注册声明。该基金为我们的共同基金单位提供了一种自愿的方式，通过将从我们那里获得的季度现金分配再投资于购买额外的共同基金单位，使他们拥有的共同基金数量增加从0%到5% 。由2017年第四季宣派及于2018年2月支付的分派开始，折扣由5%减至2.5% 。同样，从2018年第四季度宣布并于2019年2月支付的分销开始，折扣从2.5%降至0% 。我们有唯一的酌情权决定，根据滴灌计划购买的公共单位，是来自我们的授权但未发行的公共单位，还是来自滴灌管理人员在公开市场上购买的公共单位。

2018年，我们发行了19,316,781个新的共同单位，产生了5.233亿美元的净现金收益。经考虑到截至2018年12月31日止根据滴灌计划发出的共同单位数目后，我们有能力根据该计划再交付61,400,359个共同单位。

除了滴灌外，我们还在美国证交会（SEC）的文件上有与欧盟警察有关的注册声明。2018年，我们在欧盟警察特派团下发行了545170个新的共同单位，产生了1510万美元的净现金收益。考虑到截至2018年12月31日根据欧盟警察发布的共同部队数量，我们有能力根据这一计划再提供5215641个共同部队。

有关我们的合并权益的进一步资料，请参阅本年度报告第二部分第8项所载合并财务报表附注8。

现金流量表亮点

下表总结了我们在所列年份的业务、投资和融资活动的合并现金流量（百万美元）。有关我们的现金流量数额的补充资料，请参阅本年度报告第二部分第8项所载的综合现金流量报表。

	截至12月31日，
	2018			2017			2016
经营活动提供的现金流量净额	$	6,126.3		$	4,666.3		$	4,066.8
用于投资活动的现金		4,281.6			3,286.1			4,005.8
（用于）筹资活动提供的现金		(1,504.9	)		(1,727.5	)		321.7

经营活动提供的现金流量净额在很大程度上取决于我们合并的经营活动的收益。能源商品价格的变化可能会影响天然气、NGLS、原油、石化和精炼产品的需求，从而影响我们产品的销售和中游服务的需求。我们的产品和服务需求的变化可能是由其他因素引起的，包括普遍的经济状况、消费者对使用碳氢化合物产品生产的最终产品的需求减少、竞争加剧、不利的天气状况和影响价格和生产水平的政府规定。

我们还可能产生信贷和价格风险，因为客户没有履行他们对我们的义务，与我们的营销活动和长期的采取或支付协议。客户不付款和不履约的风险是我们企业的一个主要考虑因素，我们的信贷程序和政策可能不足以充分消除客户的信贷风险。我们通过信用分析、信用审批、信用额度和监控程序来管理信用风险敞口，对于某些交易，我们可以使用信用证、预付款项、净出协议和担保。然而，这些程序和策略并没有完全消除客户信用风险。我们的贸易应收余额集中在独立和主要的综合石油和天然气公司以及其他管道和批发商。这些集中可能影响我们的整体信用风险，因为这些能源行业的客户可能同样受到经济、监管或其他因素的变化的影响。要更全面地讨论与我们业务相关的这些和其他风险因素，请参阅本年度报告第一部分第1A项。

以下信息突出显示了我们的综合现金流量金额的同比大幅波动:

业务活动

2018年与2017年的对比。2018年经营活动提供的现金流量净额较2017年增加14.6亿美元。经营活动提供的现金增加主要是由于:

§	现金增加14.3亿美元，原因是2018年与2017年相比，伙伴关系收益增加（在调整了13.8亿美元的净收入后，由于合并现金流量报表中确定的非现金项目的变动，净收益同比增加13.8亿美元）；以及

§	从未合并的附属公司获得的收益中获得的现金分配同比增加了4570万美元，主要是由于我们对NGL管道业务的投资。

关于我们的合并净收入和基本部分业绩的重大年对年变化的信息，请参见第二部分第7项内的“经营成果” 。

2017年与2016年的对比。2017年经营活动提供的现金流量净额较2016年增加5.995亿美元。经营活动提供的现金增加主要由于:

§	现金增加3.332亿美元，原因是2017年与2016年相比，伙伴关系收益增加（调整了我们3.026亿美元的净收入，用于合并现金流量报表中确定的非现金项目的变动）；

§	现金同比增加2.131亿美元，主要原因是与业务有关的现金收支的时间安排；以及

§	从未合并的附属公司获得的收益中获得的现金分配同比增加5320万美元，主要是由于我们对原油管道业务的投资。

投资活动

2018年与2017年的对比。2018年用于投资活动的现金比2017年增加了9.955亿美元，主要原因是:

§	综合物业、厂房及设备的开支按年增加11.2亿元（详情请参阅第二部分第7项内的“资本投资” ）；及

§	对主要与NGL和原油管道项目有关的未合并附属公司的投资同比增加6310万美元；部分被

§	资产出售收益按年增加1.211亿元，主要由于2018年10月以1.349亿元出售前红河系统；及

§	用于业务组合的净现金同比减少了4810万美元。我们在2018年使用了1.506亿美元收购特拉华州加工剩余50%股权。2017年，我们用1.914亿美元收购了BTA集合系统和相关资产。

2017年与2016年的对比。2017年用于投资活动的现金比2016年减少7.197亿美元，主要原因是:

§	扣除收到的现金，用于业务组合的现金同比减少8.013亿美元。2017年，用于业务组合的净现金为1.987亿美元，这主要归功于我们收购BTA集合系统和相关资产。2016年，我们支付了收购EFS中游系统的第二期和最后一期；以及

§	未合并附属公司的投资同比减少8830万美元，主要原因是完成了各种NGL和原油项目；被部分抵销。

§	1.177亿美元的综合财产、厂房和设备支出同比增加。

筹资活动

2018年与2017年的对比。2018年用于筹资活动的现金比2017年减少了2.226亿美元，主要原因是:

§	由于我们的合并债务，现金净流入同比增加了7.759亿美元。EPO于2018年发行57亿美元及偿还或赎回23亿美元本金金额的高级及初级次级票据，而2017年发行17亿美元本金金额的初级次级票据及偿还8亿美元本金金额的高级票据。此外，EPO商业票据计划下的短期票据净偿还额按年增加17.1亿美元；及

§	a 来自非支配权益的捐款逐年增加2.377亿美元。2018年6月，Western以1.896亿美元现金收购了我们的合并子公司Midland-to-Echo1管道系统的20%股权。此外，在2018年，我们收到了4100万美元的捐款，用于建设我们共同拥有的乙烯出口设施

§	发行共同单位的现金收益净额同比减少5.35亿美元。2018年，我们共发行了19861951个共同单位，产生了5.384亿美元的现金净收益，这与我们的滴滴和EUPP有关。与此相比，我们在2017年发行了40,853,745个与ATM、滴滴和EUPP相关的通用单元，它们合计产生了10.7亿美元的净现金收益；

§	与2017年相比，2018年支付给有限合伙人的现金分配同比增加了1.57亿美元。现金分配增加的原因是未缴分配单位数目和每个单位的季度现金分配率都有所增加；

§	向主要与Midland-to-Echo1管道系统有关的非垄断权益支付的现金分配同比增加3240万美元；以及

§	2018年12月，根据一项遗留回购计划，价值3080万美元的回购共同单位。

2017年与2016年的对比。2017年用于融资活动的现金为17.3亿美元，而2016年用于融资活动的现金为3.217亿美元。筹资活动现金流量的20.5亿美元同比变动主要是由于:

§	发行共同基金所得现金净额按年减少14.7亿元。我们发行了40,853,745个共同单位，产生了10.7亿美元的现金净收益，与我们的ATM程序，滴灌和EUPP在2017年。与此相比，我们在2016年期间为这些方案和计划发行了总计104,183,571个共同单位，合计产生了25.4亿美元的净现金收益；

§	由于我们的合并债务，现金净流入同比减少了2.856亿美元。EPO于2017年发行17亿美元本金金额的次级优先票据及偿还8亿美元本金金额的优先票据，而2016年发行12.5亿美元及偿还7.5亿美元本金金额的优先票据。此外，EPO商业票据计划的净偿还额在2017年为4420万美元，而2016年为6.479亿美元；及

§	与2016年相比，2017年支付给有限合伙人的现金分配同比增加了2.694亿美元。

限制性现金

受限制现金是指我们的结算经纪商在银行账户中作为保证金持有的金额，以支持我们的商品衍生工具投资组合以及天然气、NGLS、原油和精炼产品的相关实物购买和销售。随着价格波动或保证金要求的改变，额外的现金可能会被限制来维持我们的商品衍生工具组合。截至2018年及2017年12月31日，我们的受限制现金金额分别为6,530万元及6,520万元。

有关我们的衍生工具及对冲活动的资料，请参阅本年度报告第II部第8项所载的综合财务报表附注14。此外，见本年度报告第二部分第7A项。

非GAAP现金流量计量

可分配现金流量

我们的合作协议要求我们每季度向我们的单位所有者分配所有可用的现金，在企业GP以其全权决定建立的任何现金储备。现金储备包括用于妥善处理我们业务的储备，包括用于资本支出、债务服务、营运资金、营运开支、一般单位回购、承付款项及意外开支及其他款项。伙伴关系保留现金，使我们能够重新投资于我们的增长，减少我们未来对股本和债务资本市场的依赖。

2019年1月，审计委员会宣布2018年第四季度每普通单位现金分配0.4350美元。此外，我们的管理层宣布了计划，就2019年四个季度中的每一个季度向董事会建议每单位额外增加0.0025美元的现金分配。关于我们预期的分配增长率的补充资料，见本项目7内的“近期重大事态发展” 。

我们通过参考可分配现金流量（DCF）来衡量可用现金，这是一种非GAAP现金流量度量。DCF是我们有限合伙人的一项重要财务措施，因为它是我们成功提供现金投资回报的指标。具体而言，这一财务措施向投资者表明，我们是否在创造一个能够维持我们所宣布的季度现金分配的水平上的现金流量。DCF也是投资界对公开交易的合伙企业使用的一种量化标准，因为合伙企业的价值部分是根据其收益率来衡量的，收益率是根据合伙企业可以支付给合伙人的现金分配数量来衡量的。我们的管理层将我们产生的DCF与我们期望支付给合作伙伴的现金分配进行了比较。使用这个度量，管理人员计算我们的分布覆盖率。截至2018年12月31日止年度，我们的分销覆盖率约为2018财政年度季度现金分派总额的1.6倍。我们对DCF的计算可能与或可能不与其他公司使用的类似的标题度量相比较。

管理层根据每个季度的可用现金水平，向企业GP董事会提出一个季度现金分配率，该董事会在批准这些事项方面拥有唯一的权力。与其他几家主有限合伙企业不同，我们的普通合伙人在美国拥有非经济所有权权益，无权根据激励分配权或其他权益从我们那里获得任何现金分配。

我们将DCF用于上述和本报告所述的有限目的，并不能替代经营活动提供的净现金流量，这是最可比的GAAP衡量标准。关于经营活动提供的现金流量净额的讨论，见第二部分第7项内的“经营、投资和筹资活动产生的现金流量” 。

下表总结了我们对所列年份的现金流量计算（百万美元） :

	截至12月31日，
	2018			2017			2016
归属于有限合伙人的净收入（GAAP）(1)	$	4,172.4		$	2,799.3		$	2,513.1
对有限合伙人应占GAAP净收入的调整导出非GAAP DCF:
增加非现金折旧、摊销和吸积费用		1,791.6			1,644.0			1,552.0
增加非现金资产减值和相关费用		50.5			49.8			53.5
增加非现金支出或减去未实现变动的收益。衍生工具的公允价值		17.8			22.8			45.0
增加可归因于流动性期权协议的非现金费用		56.1			64.3			24.5
分步骤收购未合并附属公司的非现金收益减去		(39.4	)		--			--
增加从未合并的附属公司收到的现金分配（2）		529.4			483.0			451.5
减去未合并关联公司的收入权益。		(480.0	)		(426.0	)		(362.0	)
减去资产出售的净收益		(28.7	)		(10.7	)		(2.5	)
增加递延所得税费用		21.4			6.1			6.6
减去可持续资本支出（3）		(320.9	)		(243.9	)		(252.0	)
其他杂项调整，净额		35.9			42.9			20.5
DCF小计，在资产出售和货币化之前作为现金流量对冲的利率衍生工具	$	5,806.1		$	4,431.6		$	4,050.2
增加资产出售的现金收益。		161.2			40.1			46.5
增加利率衍生工具货币化的现金收益（4）		22.1			30.6			6.1
可分配现金流量（非GAAP）	$	5,989.4		$	4,502.3		$	4,102.8

就期间向有限合伙人支付的现金分配总额	$	3,777.1		$	3,635.2		$	3,394.0
企业GP就期间（5）申报的每单位现金分配情况）	$	1.7250		$	1.6825		$	1.6100
伙伴关系期间留存的可分配现金流量总额（6）	$	2,213.3		$	867.1		$	708.8
分配覆盖率（7）		1.6x			1.2x			1.2x

(1) 关于比较损益表中与有限合伙人应占净收入相关的重大变化，以及这些变化的主要驱动因素，请参见第二部分第7项中的“损益表重点” 。 (2) 反映了从未合并的附属公司收到的收益分配和来自未合并的附属公司的资本回报。 (3) 持续的资本支出包括现金支付和适用于该期间的应计费用。 (4) 关于这些收益的信息，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注14“利率对冲活动” 。 (5) 请参阅本年度报告第二部分第8项所载的合并财务报表附注8，以了解就所述年度申报的季度现金分配情况。 (6) 企业GP全权酌情决定，伙伴关系在这些年中每一年留存的现金主要再投资于增长资本项目。这种现金的零售大大减少了我们对股本资本市场的依赖，从而为这种支出提供了资金。 (7) 分配覆盖率是通过将可分配现金流量除以支付给有限合伙人的现金分配总额来确定的，并与该期间的分配权利相对应。

下表列出了经营活动为现金流量净额与现金流量净额（百万美元）的对账情况:

	截至12月31日，
	2018			2017			2016
经营活动提供的现金流量净额（GAAP）	$	6,126.3		$	4,666.3		$	4,066.8
调整以调整业务提供的GAAP净现金流量非GAAP下的活动:
减去可持续资本支出		(320.9	)		(243.9	)		(252.0	)
增加资产出售的现金收益。		161.2			40.1			46.5
增加利率衍生工具货币化的现金收益		22.1			30.6			6.1
营运账户变动的净影响		(16.2	)		(32.2	)		180.9
其他杂项调整，净额		16.9			41.4			54.5
可分配现金流量（非GAAP）	$	5,989.4		$	4,502.3		$	4,102.8

自由现金流

从这份年度报告开始，我们提供低于非美国通用会计准则下的自由现金流量财务计量（ “FCF” ）。FCF是一种传统的现金流量度量方法，广泛应用于各类投资者和金融界的其他参与者，而DCF则是一种现金流量度量方法，主要用于投资者和其他人评估主有限合伙企业。一般来说，FCF是一种衡量一个企业在一个特定的时间段内产生多少现金流的方法，在计算了所有资本投资之后，包括用于增长和维持资本项目的支出。相比之下，只有持续的资本支出才反映在DCF中。

我们认为，FCF对传统投资者很重要，因为它反映了可用于减少债务、投资于额外资本项目、支付分配款、共同单位回购和类似事项的现金数额。由于业务合作伙伴为我们的合并子公司的某些资本项目提供资金，我们对FCF的确定反映了我们从未支配权益获得的现金数额，除了支付给这些权益的任何分配。我们对FCF的计算可能与或可能不与其他公司使用的类似的标题措施相比较。

我们将FCF用于上述和本报告所述的有限目的，并不能替代经营活动提供的净现金流量，这是最可比的GAAP衡量标准。

下表总结了我们对所列年份的现金流量表（百万美元）的计算:

	截至12月31日，
	2018			2017			2016
经营活动提供的现金流量净额（GAAP）	$	6,126.3		$	4,666.3		$	4,066.8
对经营活动提供的GAAP净现金流量的调整得出非GAAP自由现金流:
减去投资活动中使用的现金		(4,281.6	)		(3,286.1	)		(4,005.8	)
增加未支配权益的现金捐款。		238.1			0.4			20.4
减去支付给未支配权益的现金分配		(81.6	)		(49.2	)		(47.4	)
自由现金流（非GAAP）	$	2,001.2		$	1,331.4		$	34.0

计算现金流量表所用的要素直接来自我们在本年度报告第二部分第8项下提出的合并现金流量表。关于我们的现金流量表金额的重大逐年变化的讨论，见第二部分第7项中的“经营、投资和融资活动产生的现金流量” 。

资本投资

我们业务战略的一个重要部分涉及通过增长资本项目、业务组合、资产收购和对合资企业的投资进行扩张。我们认为，我们完全有能力通过建造新设施，继续扩大我们的资产网络，并利用预计天然气、NGL和原油产量因在二叠纪盆地鹰福特的开发活动而增加的资源，海恩斯维尔和其他国内页岩游戏。尽管我们近年来的重点是通过增长资本项目进行扩张，但管理层继续分析潜在的业务组合、资产收购、合资企业和与在互补市场或地理区域运营的业务的类似交易。

我们在2018年投入了19亿美元的主要增长资本项目，包括我们的PDH设施、我们的ORLA天然气加工厂（ORLA I和II）的两列加工火车和位于德克萨斯州钱伯斯郡的第九列NGL分馏塔。我们目前有67亿美元的增长资本项目计划在2020年底完成，其中包括:

§	完成科珀斯克里斯蒂合资拥有的码头基础设施，以容纳原油产量（2019年第二季度），

§	Shin Oak Ngl管道（2019年第一季度至2019年第四季度），

§	在我们的世界天然气加工设施的第三个加工列车（2019年第二季度），

§	扩大我们的前沿范围和德州高速NGL管道（2019年第三季度），

§	我们的IBDH设施（2019年第四季度），

§	我们的乙烯出口终端（2019年第四季度至2020年第四季度），

§	我们的门通低温天然气加工厂（2020年第一季度），和

§	位于德克萨斯州钱伯斯郡（Chambers County，Texas）的一个新的NGL分馏设施（2019年第四季度至2020年上半年）。

根据目前可获得的信息，我们预计2019年的资本投资总额将约为35亿美元至39亿美元，这反映了31亿美元至35亿美元的增长资本支出和3.5亿美元用于维持资本支出。我们对2019年资本投资的预测是基于我们公布的战略运营和增长计划（截至本报告提交日期），这些计划取决于我们从运营现金流或其他方式（包括债务协议下的借款）产生所需资金的能力，增发股本和债务证券，以及潜在的资产剥离。由于无法控制的因素，如不利的经济状况、天气相关问题和供应商价格的变化，我们可能会修改我们对资本投资的预测。此外，我们对资本投资的预测可能会因管理层稍后作出的决定而改变，其中可能包括意外的收购机会。

我们成功筹集资本，包括与其他公司合作分担成本和风险，继续是决定我们能投资多少资本的一个重要因素。我们认为，我们获得资本资源足以满足我们当前和未来增长需求的需求，尽管我们预计将作出上述资本支出预测，但我们可以根据资本市场情况的变化调整预计支出的时间和数额。

下表总结了我们所列年份的资本投资（百万美元） :

	截至12月31日，
	2018		2017		2016
不动产、厂场和设备的资本投资:(1)
成长资本项目（2）	$	3,902.3	$	2,868.8	$	2,722.7
维持资本项目（3）		320.9		233.0		261.4
共计	$	4,223.2	$	3,101.8	$	2,984.1

用于业务组合的现金	$	150.6	$	198.7	$	1,000.0

对未合并关联公司的投资	$	113.6	$	50.5	$	138.8

(1) 表中所列的增长和持续资本数额是以现金计算的。 (2) 增长资本项目（a）由于现有资产的增加或增加而产生新的现金流量来源（例如，额外的收入流，因设施的脱销而节省的成本，（b）通过建造新的设施来扩大我们的资产基础，这些设施将产生额外的收入流和现金流。 (3) 持续资本支出是指由于现有资产的改善而产生的资本支出（按GAAP定义）。这些支出用于维持现有业务，但不产生额外收入，也不能节省大量费用。

我们的增长资本项目支出和未合并附属公司投资的波动在很大程度上是由主要扩张项目支出的增加或减少所解释的。截至2018年12月31日止年度，我们最显著的增长资本支出涉及我们的贝尔维尤（Mont Belvieu）综合体、休斯顿和博蒙特码头的项目，以及支持二叠纪盆地原油、天然气和NGL生产的项目。维持资本项目支出的波动在很大程度上是由管道完整性和类似项目的时间和成本解释的。

2018年与2017年的比较

对支持二叠纪盆地生产的增长资本项目的投资同比增加了7.73亿美元，主要原因是（i）Shin Oak Ngl管道的支出增加，占增加的8.391亿美元，将我们的塞米诺尔Ngl管道系统的一部分转换为原油服务（Midland-to-Echo2管道系统），增加了2.234亿美元，被5.201亿澳元部分抵消。

与我们的Midland-to-Echo1管道系统有关的投资减少，该系统于2017年11月开始有限服务，并于2018年4月全面服务。

对增长资本项目的投资增加了1.619亿美元，以扩大和支持EHT的出口活动。此外，在博蒙特海洋码头，对扩大我们精炼产品处理能力的项目的投资逐年增加了9390万美元。

我们的Mont Belvieu综合体的增长资本项目投资同比净减少了1.686亿美元，主要是由于PDH设施和第九个NGL分馏塔的支出减少了5.293亿美元，这两个分馏塔都在2018年第二季度投入商业服务，我们的IBDH部门增加了2.241亿美元，我们新的NGL分馏设施增加了1.236亿美元，部分抵消了增加的支出。

未合并关联公司的投资同比增加6310万美元，主要是由于某些NGL和原油扩建项目的支出增加。

用于业务组合的净现金同比减少了4810万美元。我们在2018年投资了1.506亿美元收购特拉华州加工剩余50%股权，而在2017年则投资了1.914亿美元收购BTA采集系统和相关资产。

2017年与2016年的比较

对支持二叠纪盆地生产的增长资本项目的投资同比增加了9.095亿美元，主要是由于米德兰至回声1号管道系统的支出增加，增加了4.802亿美元，在我们的世界天然气加工厂和相关基础设施进行了建设活动，这增加了4.221亿美元，部分被我们的南电涡流天然气处理厂和相关管道的支出减少所抵消，减少了1.312亿美元。我们于2016年5月完成了建设，并将南埃迪工厂投入服务。

我们在摩根点乙烷出口终端的投资和我们在EHT的液化石油气出口扩展项目共减少了2.993亿美元。2016年9月，我们的摩根点乙烷出口终端投入服务。

我们的Mont Belvieu综合体的增长资本项目投资同比减少了2.719亿美元，主要原因是PDH设施的支出减少，减少了4.438亿美元，由我们的第九个NGL分馏塔的支出增加（增加了1.419亿美元）部分抵消，我们的IBDH部门，增加了9320万美元。

2016年，随着新的储油罐和相关资产投入这些设施的服务，Echo和Beaumont Marine West原油码头的投资同比减少了1.037亿美元。

用于业务组合的净现金同比减少8.013亿美元，原因是2016年7月为EFS中游系统支付的第二笔和最后一笔10亿美元，与2017年4月收购BTA云集系统及相关资产相关的已支付净现金1.914亿美元部分抵消。

未合并关联公司的投资同比减少8830万美元，主要原因是完成了某些NGL和原油扩建项目。

关键会计政策和估计数

在我们的财务报告过程中，我们采用影响到所报告的资产和负债数额的方法、估计和假设，并披露截至财务报表日期的或有资产和负债。这些方法、估计和假设也影响到每一报告期间所报告的收入和支出数额。投资者应该意识到，如果基础假设被证明是不正确的，实际结果可能与这些估计不同。以下各节讨论了在我们的关键会计政策中使用估计数的问题:

100

折旧方法和财产、厂房和设备的估计使用寿命

一般来说，折旧是将资产的成本（如果有的话）系统合理地分配给它所受益的时期，从而减少其剩余价值（如果有的话）。我们的大部分财产、厂房和设备都是采用直线折旧法进行折旧的，这导致折旧费用在资产的使用寿命内平均发生。折旧费用包括关于我们资产有用的经济寿命和剩余价值的管理估计。当我们将资产投入服务时，我们认为这些假设是合理的；然而，情况可能会发展，导致我们改变这些假设，这将前瞻性地改变我们的折旧金额。这种情况的例子包括: （一）限制资产估计经济寿命的法律和规章的变化；（二）使资产过时的技术变化，（三）预期残余值的变化，或（四）相关资源流域剩余寿命预测的重大变化，如适用。

截至2018年及2017年12月31日，我们的物业、厂房及设备的账面净值分别为387.4亿元及356.2亿元。截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，我们分别录得14.4亿元、13.0亿元及12.2亿元折旧开支。有关我们的财产、厂房和设备的更多信息，请参阅本年度报告第二部分第8项所载合并财务报表附注的附注4。

长期资产可回收性和权益法投资公允价值的计量

如果情况发生或发生变化，表明此类资产的账面金额可能无法通过未来的现金流量收回，则对长期资产（包括不动产、厂房和设备以及使用寿命有限的无形资产）进行减值审查。这些事件或变化的例子可能是产量下降，而不是被新发现或天然气、NGLS、原油、石油化工或精炼产品的需求或价格长期下降所取代。

如果一项长期资产的账面价值超过预期因该资产的使用和最终处置而产生的未动用估计现金流量的总和，则该资产的账面价值被视为不可收回。未支配现金流量的估计是基于一些假设，包括预期的经营利润率和交易量；估计资产或资产组的使用寿命；估计剩余价值。如果长期资产的账面价值不能收回，将对资产的账面价值超过其估计公允价值的部分记入减值准备，这是对资产未来估计现金流量的分析得出的，类似资产的市场价值和资产的重置成本减去任何适用的折旧或摊销。此外，公允价值估计还包括在有一系列可能结果时使用概率。

当事件或情况变化表明投资价值可能出现永久性损失（即“暂时”下降以外的损失）时，权益法投资被评估为减值。这类事件的例子包括被投资者的持续经营损失或被投资者行业的长期负面变化。当出现价值损失的证据时，我们将投资的估计公允价值与其账面价值进行比较，以确定是否发生了减值。我们使用通常接受的技术来评估我们的权益法投资的公允价值，并且可以使用不止一种方法，包括但不限于最近的第三方销售和折现估计的现金流模型。折现现金流的估计是基于一些假设，包括折现率；分配给不同现金流情景的概率；预期的利润和数量以及投资基础资产的估计使用寿命。

我们用来衡量长期资产的可回收性和权益法投资的公允价值的假设发生了重大变化，这可能会导致我们记录一笔非现金减值支出。对这些资产的账面价值的任何减记都会增加当时的运营成本和支出。

在2018年、2017年和2016年期间，我们确认与长期资产相关的非现金资产减值费用分别为4680万美元、3780万美元和4520万美元，它们是成本和支出的组成部分。关于这些减值费用的补充资料，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注14。截至2018年12月31日止3个年度，我们并无就权益法投资确认任何减值费用。

101

客户关系和基于合同的无形资产的估值和摊销方法

被收购企业的具体、可识别的无形资产在很大程度上取决于其经营的性质，并包括客户关系和合同等项目。用于评估这类资产的方法取决于许多因素，包括资产的性质和资产预期产生的经济回报。

客户关系无形资产代表分配给与业务组合相关的商业关系的估计经济价值。在某些情况下，这些无形资产的获取为我们提供了在特定资源盆地中与客户接触的机会，类似于在特定地区拥有特许经营权。获得的资产（例如天然气收集系统）的有效运作有助于支持与现有生产商的商业关系，并为我们提供了在现有资产范围内建立新的关系的机会。这种类型的客户关系的持续时间受支持客户群体的关联资源流域的估计经济寿命的限制。在估计资源盆地的经济寿命时，我们考虑了一些因素，包括储量估计以及生产和勘探活动的经济可行性。

在其他情况下，通过收购客户关系无形资产，我们可以接触到那些烃量不能归因于特定资源盆地的客户。与特定盆地的客户关系一样，相关资产（例如，处理源自多个来源的卷的海洋终端）的高效运作有助于支持与现有客户的商业关系，并为我们提供建立新关系的机会。这种类型的客户关系的持续时间通常限于基础服务合同的术语，包括假定的延长。

我们分配给客户关系的价值通过与估计的经济利益将被消耗的模式（即无形资产预计将直接或间接地对我们的现金流作出贡献的方式）非常相似的方法摊销到收益上。例如，盆地特定客户关系资产的摊销期受相关油气资源盆地的估计有限经济寿命的限制。

基于合同的无形资产代表了我们拥有的特定商业权利，这些权利源于离散的合同协议，例如我们在2014年10月与储油罐交易相关的第三方客户存储和终端合同。一种具有有限寿命的基于合同的无形资产在其估计的经济寿命期间摊销，这是合同预期直接或间接对我们的现金流作出贡献的时期。我们对基于合同的无形资产的经济寿命的估计是基于一些因素，包括（i）相关有形资产（例如，海运码头、管道或其他资产）的预期使用寿命，（ii）影响该等合约权利的任何法律或规管发展，以及（iii）使我们能够续期或延展该等安排的任何合约条文。

如果我们对无形资产的估计经济寿命的假设发生变化，那么无形资产的摊销期将相应调整。无形资产估计使用寿命的变化将从变化之日起前瞻性地影响运营成本和支出。如果我们确定无形资产的账面价值不能通过其未来的现金流收回，我们将需要通过记录非现金减值费用将资产的账面价值降低到其估计的公允价值。任何这种无形资产价值的减记都会增加当时的运营成本和支出。

于2018年及2017年12月31日，我们的客户关系及基于合约的无形资产组合的账面价值分别为36.1亿元及36.9亿元。截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，我们分别录得1.703亿元、1.669亿元及1.713亿元无形资产应占摊销费用。有关我们无形资产的补充资料，请参阅本年度报告第二部分第8项所载的综合财务报表附注6。

102

衡量商誉及相关资产公允价值的方法

商誉是指被收购企业的收购价格超过分配给被收购资产和交易中承担的负债的金额。商誉不摊销；但是，如果情况表明商誉的公允价值可能低于其账面价值，则应在每个会计年度结束时进行年度减值测试。

商誉减值测试包括评估相关报告单位的公允价值。报告单位的公允价值是基于对构成报告单位的资产未来经济前景的假设。这些假设包括: （一）相关企业的离散财务预测，而这些预测又依赖管理层对经营利润率、吞吐量和类似投入的估计；（二）超出离散预测期的现金流量长期增长率；（三）适当的贴现率。如果报告单位的公允价值（包括其固有商誉）低于其账面价值，则需要对成本和费用收取非现金减值费用，以将商誉的账面价值降低到其隐含的公允价值。于2018年及2017年12月31日，我们的商誉账面值为57.5亿美元。

截至2018年12月31日止3个年度，我们并无录得任何商誉减值费用。关于我们的商誉的更多信息，请参见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注6。

收入和费用估计数的使用

正如前面所指出的，按照GAAP编制我们的合并财务报表需要我们作出影响财务报表中所列数额的估计。由于编制实际的账单信息和接收记录交易所需的第三方数据所需的时间，我们经常采用与收入和费用数额有关的估计数，以满足我们加快的财务报告期限。

我们最重要的例行估计涉及某些天然气加工厂的收入和成本、管道运输收入、分馏收入、营销收入和相关采购，以及电力和公用事业费用。这些类型的交易必须被估计，因为在我们完成会计密切过程时，实际的金额通常是不可用的。在下一个会计期间，当相应的实际客户账单或供应商开出的发票金额被记录下来时，这些估计数随后发生逆转。

事实和情况的变化可能导致订正估计数，这可能影响我们报告的财务报表和所附的披露。在发布财务报表之前，我们根据现有信息审查收入和费用估计数，以确定是否需要调整。投资者应该意识到，如果基础假设被证明是不正确的，实际结果可能与这些估计不同。

其他事项

最近的会计发展

关于涉及收入确认和租赁的最近会计发展情况，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注2。

表外安排

我们没有任何资产负债表外安排，这些安排已经或合理地预期会对我们的财务状况、业务结果和现金流量产生重大的当前或未来影响。

从历史上看，经营性租赁被视为表外安排。2019年1月1日，我们通过了会计准则编纂专题842，租赁，这就要求将长期租赁记录在资产负债表上。根据目前的资料，我们预计将确认与经营租赁有关的约2.5亿美元的使用权资产和相应的租赁负债。这些数额将分别占我们合并资产和负债总额的不到1% 。

103

关联交易

有关我们的关联交易的资料，请参阅本年度报告第二部分第8项所载的合并财务报表附注15。

保险

关于保险事项的资料，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注18。

合同义务

下表总结了截至2018年12月31日我们的重大合同义务（百万美元） :

			按期限到期的付款或结算
			低于		1-3年		4-5岁		超过
合同义务	共计		1年		年份		年份		5年
债务期限（1）	$	26,420.6	$	1,500.0	$	2,825.0	$	2,650.0	$	19,445.6
利息现金支付估计数（2）		25,520.2		1,190.4		2,195.4		1,980.0		20,154.4
经营租赁债务（3）		324.8		50.5		84.3		51.7		138.3
采购义务:
产品购买承诺（4）		10,273.7		2,558.4		3,980.6		1,823.9		1,910.8
服务付款承诺（5）		403.8		75.1		127.5		92.6		108.6
资本支出承付款（6）		171.8		171.8		--		--		--
其他长期负债（7）		751.6		--		456.2		75.1		220.3
合同付款义务总额	$	63,866.5	$	5,546.2	$	9,669.0	$	6,673.3	$	41,978.0

(1) 代表我们当前和长期债务本金债务的预定未来期限。有关我们的合并债务的资料，请参阅本年度报告第二部分第8项所载合并财务报表附注的附注7。 (2) ES 蒂马泰德利息的现金支付是根据我们截至2018年12月31日的未偿还合并债务本金金额、该等余额的合同约定期限以及适用的利率。我们的利息现金支付估计数受26.7亿美元的次级优先票据（2067年6月至2078年2月到期）的长期到期影响。我们估计的利息现金付款假定这些次级票据在其各自的到期日之前没有偿还。我们估计就每一次次级票据支付的利息，是根据现行收取的固定利率或于2018年支付的加权平均可变利率（视情况而定）计算的，每一次票据适用于截至各自到期日的剩余期限。 (3) 主要是指根据物业租约持有的土地、地下盐丘洞穴的租约，以储存天然气和NGLS，租赁运输设备在我们的业务和办公空间与EPCO的附属公司。 (4) 代表可强制执行和合法的自2018年12月31日起具有约束力的购买商品或服务的协议。付款义务估计数是根据2018年12月31日生效的合同价格计算的，适用于所有未来的批量承诺。未来的实际付款义务可能会因交货时的价格而有所不同。 (5) 主要代表公司管道运输合同下的无条件付款义务。 (6) 代表与我们的资本投资计划有关的服务或产品的无条件付款义务，包括我们在未合并的附属公司的资本开支中所占的份额。 (7) 正如我们于2018年12月31日的综合资产负债表所反映的， “其他长期负债”主要代表流动性期权协议、资产退休义务的非流动部分和递延收益。

关于我们在2015年收购EFS中游系统，我们有义务在10年期间，为某些生产商在特定的中游聚集资产上花费最多2.7亿美元。如果构建，这些新资产将由我们拥有，并成为EFS中游系统的一个组成部分。截至2018年12月31日，我们已在2.7亿美元的承诺中花费了1.51亿美元。由于剩余的潜在资本支出的时间不确定，我们将这一数额排除在上表之外。

关于我们的重大合同义务的补充资料，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注17。

104

项目7A.数量和质量披露

关于市场风险。

一般情况

在我们正常的经营过程中，我们面临着一些风险，包括利率和商品价格的变化。为了管理与资产、负债和某些预期未来交易相关的风险，我们使用衍生工具，如期货、远期合约、互换和其他具有类似特征的工具。基本上我们所有的衍生品都用于非交易活动。

我们使用灵敏度分析模型来评估每个衍生工具组合的相关风险。这种方法基于假设基础利率或某一天的报价市场价格变动10%来衡量衍生工具投资组合的公允价值变动。除了这些变量之外，每个投资组合的公允价值还受到未缴票据的名义金额和用于确定现值的贴现率的变化的影响。敏感性分析方法没有反映出相同的假设价格移动会对与其相关的对冲风险产生的影响。因此，利率或报价市场价格（如适用）变动对衍生工具的公允价值的影响通常会被对冲债务工具、存货价值或预测交易的相应损益所抵消，前提是:

§	衍生工具有效地起到对冲底层风险的作用；

§	衍生工具不会在预期期限前关闭；及

§	套期保值的预测交易发生在预期的时间段内。

我们经常根据当前的市场情况审查我们的衍生工具组合的有效性。因此，我们的衍生工具的性质和体积可能会根据所管理的特定曝光而改变。

请参阅本年度报告第二部分第8项所载合并财务报表附注14，以了解有关我们的衍生工具和商品及利率对冲活动的更多资料。

105

商品套期保值活动

天然气、NGLS、原油、石油化工和精炼产品的价格受供求变化、市场状况和各种超出我们控制范围的额外因素的影响而波动。为了管理这些价格风险，我们签订了实物远期合约、期货合约、固定利率互换、基础互换和期权合约等商品衍生工具。

下表总结了截至2018年12月31日尚未发行的商品衍生工具组合（如所指出的数量计量） :

	体积(1)				会计
衍生用途	电流 (2)		长期的(2)		治疗
指定为对冲工具的衍生品:
天然气加工:
预测天然气采购以减少植物热（BCF）		4.9		n/a	现金流量对冲
预测NGLS销售（MMBBLS）		1.0		n/a	现金流量对冲
辛烷值增强:
预测购买NGLS（MMBBLS）		1.8		n/a	现金流量对冲
预测辛烷值增强产品（MMBBL）的销售）		3.1		0.1	现金流量对冲
天然气营销:
天然气储存库存管理活动）		3.3		n/a	公允价值对冲
NGL营销:
预测购买NGLS和相关碳氢化合物产品（MMBBLS）		33.6		4.3	现金流量对冲
NGLS及相关碳氢化合物产品的预测销售（MMBBLS）		45.0		1.7	现金流量对冲
NGLS库存管理活动（MMBBLS）		0.3		n/a	公允价值对冲
精细化产品营销:
预测购买精炼产品（MMBBL）		1.0		n/a	现金流量对冲
预测精炼产品的销售情况）		2.0		n/a	现金流量对冲
精炼产品库存管理活动）		0.5		n/a	公允价值对冲
原油营销:
原油预测购买量（mmbbles）		18.4		1.9	现金流量对冲
原油销售预测（mmbbles）		28.5		1.9	现金流量对冲
未指定为对冲工具的衍生品:
天然气风险管理活动（BCF）（3,4）		77.5		0.9	市场标记
风险管理活动（MMBBL）（4）		3.3		n/a	市场标记
精细化产品风险管理活动（MMBBL）（4）		2.6		n/a	市场标记
原油风险管理活动（MMBBL）（4）		26.3		3.2	市场标记

(1) 被指定为套期保值工具的衍生品的成交量反映了套期保值总量，而未被指定为套期保值工具的衍生品的成交量反映了衍生品名义成交量的绝对值。 (2) 指定为现金流量对冲的衍生品、指定为公允价值对冲的衍生品和未指定为对冲工具的衍生品的最大期限分别为2020年12月、2019年6月和2020年12月。 (3) 目前的交易量包括29.8BCF的实物衍生工具，它们的定价主要是基于标记的指数加上与位置差异有关的溢价或减折。 (4) 反映了使用衍生工具来管理与运输、处理和存储资产相关的风险。

于2018年12月31日，我们的主要商品对冲策略包括: （i）对冲预期未来与运输、储存及勾兑活动相关的商品产品的采购及销售；（ii）对冲天然气加工利润率；（iii）对冲库存中持有的商品产品的公允价值。

§	我们预期的未来商品采购和销售对冲计划的目标是通过使用衍生工具和相关合同锁定采购和销售价格，对某些运输、储存、混合和经营活动的利润进行对冲。

§	我们的天然气加工套期保值方案的目的是对与这些活动相关的收益进行套期保值。我们通过使用衍生工具和相关合同为我们预期的权益NGL生产的一部分执行固定价格销售来实现这一目标。对于某些天然气加工合同，预期权益NGL生产的套期保值还包括购买天然气进行收缩，这是使用衍生工具和相关合同进行套期保值。

106

§	我们的存货对冲计划的目的是通过使用衍生工具和相关合同锁定存货的销售价格来对冲目前库存商品的公允价值。

敏感性分析

下表显示了假设价格变动对我们的主要商品衍生工具投资组合的估计公允价值（以百万美元计）的影响。

敏感性分析表中提供的公允价值信息排除了适用芝加哥商品交易所（CME）规则814的影响，该规则认为芝加哥商品交易所（CME）清算的金融工具每日结算与不同的保证金支付有关。由于这一交换规则，CME相关衍生产品被认为在资产负债表日期没有公允价值，用于财务报告；然而，衍生产品仍然未偿还，并受未来商品价格波动的影响，直到它们按照合同条款结算。除CME（例如洲际交易所或ICE）以外的交易所清算的衍生交易继续按毛额报告。

天然气营销组合

		投资组合公平价值
设想方案	结果是分类	12月31日， 2017				12月31日， 2018			1月31日， 2019
假定基本商品价格没有变化的公允价值	资产（负债）		$	(13.9	)		$	7.8		$	0.6
假定基础商品价格上涨10%的公允价值	资产（负债）			(16.9	)			8.0			(0.3	)
假定基础商品价格下降10%的公允价值	资产（负债）			(10.8	)			7.7			1.5

NGL和精炼产品营销，天然气加工和辛烷值增强组合

		投资组合公平价值
设想方案	结果是分类	12月31日， 2017				12月31日， 2018			1月31日， 2019
假定基本商品价格没有变化的公允价值	资产（负债）		$	(76.4	)		$	77.5		$	37.0
假定基础商品价格上涨10%的公允价值	资产（负债）			(126.1	)			56.2			35.5
假定基础商品价格下降10%的公允价值	资产（负债）			(26.8	)			98.9			38.6

原油营销组合

		投资组合公平价值
设想方案	结果是分类	12月31日， 2017				12月31日， 2018				1月31日， 2019
假定基本商品价格没有变化的公允价值	资产（负债）		$	(65.5	)		$	(26.5	)		$	22.1
假定基础商品价格上涨10%的公允价值	资产（负债）			(109.4	)			(88.6	)			(8.9	)
假定基础商品价格下降10%的公允价值	资产（负债）			(21.6	)			35.6				53.2

关于未实现收益（损失）的补充资料）

总体而言，截至2018年12月31日，我们的商品对冲投资组合的公允价值在CME规则814的影响之前为净衍生资产5880万美元。这一数额包括1.188亿美元的现金流套期保值产生的递延套期保值净收益，其中部分被公允价值套期保值和盯市衍生工具产生的未实现净亏损总额6000万美元所抵消。下表反映了截至2018年12月31日的未实现净亏损将如何影响所示期间的未来收益（以百万美元计） :

截至2018年12月31日的未实现亏损净额	$	(60.0	)
按期间分列的未实现净亏损（确认为未实现的盯市净收益）的逆转:
2019日历年:
第一季度		11.1
第二季度		22.1
第三季度		19.8
第四季度		4.9
2019年共计		57.9
2020日历年		2.1
未实现的盯市净收益总额		60.0
对收益的总影响	$	--

107

由于金融套期保值的未实现盯市收益在收益中得到确认，金融套期保值的相应实际损失和实物交易的相关收益将同时实现。

利率对冲活动

我们可以利用利率互换、远期开始互换和类似的衍生工具来管理我们在某些合并债务协议下借贷利率的变化。此策略可用于控制我们与该等借贷有关的整体资本成本。我们的衍生工具投资组合的组成可能会根据我们的对冲要求而改变。截至本年度报告提交日，我们没有未完成的利率对冲工具。

产品购买义务

我们对天然气、NGLS、原油、石油化工和精炼产品有长期的采购承诺。关于这些承诺的补充资料，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注17。

项目8.财务报表和补充数据。

我们经审计的合并财务报表开始于本年度报告的F-1页。

项目9.会计人员的变动和意见分歧

会计和财务披露。

没有。

108

项目9A.控制和程序。

披露控制和程序

截至本年度报告所述期间结束时，我们的管理层进行了一次评估，我们的普通合伙人首席执行官A.James Teague和普通合伙人总裁兼首席财务官W.Randall Fowler参加了评估，根据1934年《证券交易法》第13A-15条，我们的披露控制和程序的有效性。提格先生是我们的首席执行官，福勒先生是我们的首席财务官。根据这一评价，截至本报告所涉期间结束时，Teague先生和Fowler先生得出结论:

（i）	我们的披露控制和程序旨在确保我们根据1934年《证券交易法》提交或提交的报告中所要求披露的信息在证券交易委员会规则和表格规定的时间范围内被记录、处理、汇总和报告。并酌情将该等资料累积及传达予我们的管理层，包括我们的主要行政及财务总监，以便就所需的披露作出及时的决定；及

（二）	我们的披露控制和程序是有效的。

财务报告内部控制的变化

2018年第四季度，我们对财务报告的内部控制（根据1934年《证券交易法》第13A-15（f）条的定义）没有任何变化，这些变化对我们对财务报告的内部控制产生了重大影响，或相当可能产生重大影响。

第302和906条认证

根据2002年《萨班斯-奥克斯利法》第302和906条，Teague先生和Fowler先生所需的证明作为本年度报告的证物列入（见本年度报告第四部分第15项下的证物31和32）。

109

管理层关于内部控制的年度报告

截至2018年12月31日的超额财务报告

管理企业产品合作伙伴L.P.及其合并子公司，包括其首席执行官、总裁和首席财务官，负责按照1934年《证券交易法》第13A-15（f）条和第15D-15（f）条的规定，建立和维持对财务报告的适当内部控制，经修正。我们的内部控制系统旨在为企业产品合作伙伴L.P.及其普通合作伙伴董事会的管理提供合理的保证，以编制和公允列报企业产品合作伙伴L.P.公布的财务报表。

我们的管理层评估了企业产品合作伙伴L.P.截至2018年12月31日对财务报告的内部控制的有效性。在进行这一评估时，管理层采用了特雷德韦委员会赞助组织委员会（COSO）在内部控制-综合框架（2013年）这一评估包括审查财务报告内部控制的设计和运作效力以及资产的保障。根据我们的评估，我们认为，截至2018年12月31日，企业产品合作伙伴L.P.对财务报告的内部控制在这些标准的基础上是有效的。

我们的审计和冲突委员会由独立董事组成，他们不是我们的普通合伙人的官员或雇员。本委员会定期与德勤会计师事务所（Deloitte&Touche LLP）的管理层成员、内部审计人员和代表举行会议，讨论企业产品合作伙伴L.P.对财务报告、合并财务报表和性质的内部控制是否充分，审计工作的范围和结果。管理层与审计和冲突委员会一起审查所有影响其业务结果的企业产品合作伙伴L.P.的重要会计政策和假设。独立注册会计师事务所和我们的内部审计师都可以在没有管理层在场的情况下直接进入审计和冲突委员会。

德勤会计师事务所（Deloitte&Touche LLP）已就我们对财务报告的内部控制出具了证明报告，其中包括在第二部分第9A项内（见《独立注册会计师事务所报告》）。

根据经修订的1934年《证券交易法》第13A-15（f）条和第15D-15（f）条的要求，以下人士代表注册人并以其各自的身份于3月1日签署了关于财务报告内部控制的年度报告2019.

A. James Teague		W. Randall Fowler
姓名:	A. James Teague	姓名:	W. Randall Fowler
标题:	首席执行官	标题:	总裁兼首席财务官
	企业产品控股有限公司		企业产品控股有限公司

110

独立注册会计师事务所的报告

向企业产品控股有限公司和

企业产品合作伙伴。

德克萨斯州休斯敦

关于财务报告内部控制的意见

我们根据于内部控制-综合框架（2013年）由特雷德韦委员会赞助组织委员会（ “COSO” ）发布。我们认为，公司根据于2018年12月31日订立的准则，于所有重大方面维持对财务报告的有效内部控制。内部控制-综合框架（2013年）由COSO发行。

我们亦已根据公众公司会计监督委员会（美国）（ “PCAOB” ）的标准，审核公司截至2018年12月31日止年度的综合财务报表及我们日期为2019年3月1日的报告，对这些财务报表发表了无保留意见。

意见的依据

公司管理层负责保持对财务报告的有效内部控制，并评估截至2018年12月31日的随附管理层关于财务报告内部控制的年度报告中所包含的对财务报告的内部控制的有效性。我们的责任是在审计的基础上对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的会计师事务所，根据美国联邦证券法以及证券交易委员会和PCAOB的适用规则和规定，我们必须对公司独立。

我们按照PCAOB的标准进行了审计。这些标准要求我们规划和执行审计，以获得合理的保证，确保在所有重大方面是否保持对财务报告的有效内部控制。我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作效力，以及执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。

财务报告内部控制的定义和局限性

公司对财务报告的内部控制是一个旨在根据公认会计原则为外部目的提供财务报告可靠性和财务报表编制的合理保证的过程。公司对财务报告的内部控制包括（1）与维护记录有关的政策和程序，这些政策和程序在合理的细节上，准确、公允地反映公司资产的交易和处置情况；（二）合理保证交易在必要时进行记录，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收支仅根据公司管理层和董事的授权进行；以及（3）就防止或及时发现未经授权的收购、使用提供合理的保证，或处置可能对财务报表产生重大影响的公司资产。

由于其固有的局限性，对财务报告的内部控制可能不会防止或发现错误。此外，对今后各时期成效评估的预测可能会受到以下风险的影响:由于条件的变化，控制可能变得不充分，或政策或程序的遵守程度可能会恶化。

/s/德勤会计师事务所

德克萨斯州休斯敦
2019年3月1日

111

项目9B.其他资料。

2019年2月26日，企业GP执行了我们的合伙协议的第4号修正案，以回应对2015年两党预算法颁布的与合伙审计和调整程序有关的《内部收入法》的修改。上文对《伙伴关系协定》第4号修正案的描述通过提及该修正案全文的完整案文获得了全部资格，该修正案作为第3.7号文件提交，并作为参考纳入本文件。

第三部分

项目10.董事、执行干事和伙伴关系治理。

伙伴关系管理

一般情况

以下个人目前担任企业GP董事会成员:Richard H.Bachmann、Carin M.Barth、Murray E.Brasseux、W.Randall Fowler、James T.Hackett、Charles E.McMahen、William C.Montgomery、John R.Rutherford、Richard S.Snell、A.James Teague、Harry P.Weitzel和Randa Duncan Williams。Duncan Williams女士担任董事会非执行董事长，Bachmann先生担任董事会非执行副董事长。Brasseux和Rutherford先生于2019年1月加入董事会。

此外，Ralph S.Cunningham博士、Larry J.Casey和Edwin C.Smith担任企业GP的“顾问董事” ，O.S.Andras担任“名誉董事” 。坎宁安博士于2019年1月加入为顾问总监。担任顾问或名誉董事并不授予企业GP董事任何权利、义务、责任或责任（包括作为董事就任何事项进行表决的权力或权力）。

正如上市有限合伙公司通常的情况一样，我们不直接雇用任何负责我们的管理、行政或营运职能的人。根据与EPCO的ASA，这些角色由EPCO的雇员执行，他们在企业GP的董事会和执行官员的指导下。企业总干事的任期为一年，只有董事会才能在有或无原因的情况下罢免。我们的股东不选举企业GP的官员或董事。DD有限责任公司的受托人通过他们对企业GP的控制，有能力在任何时候选举、罢免和替换我们的普通合伙人的所有官员和董事。企业GP董事会的每一位成员任职到该成员去世、辞职或被免职为止。在2018年期间担任我们的普通合伙人董事的EPCO的员工是邓肯·威廉姆斯女士和巴克曼先生、福勒先生、蒂格先生和韦泽尔先生。

尽管企业GP对其义务或职责有任何合同限制，但企业GP对我们产生的所有债务（在我们未支付的范围内）负有责任，但这种债务或其他义务不向企业GP追索的范围除外。在可能的情况下，企业GP打算使任何此类债务或其他债务不向自己追索。

根据我们的有限合伙协议，并在有特定限制的情况下，我们将在特拉华州法律允许的最大限度内，对任何董事或官员的所有损失、索赔、损害赔偿或类似事件，或在担任董事或官员期间，作出赔偿，任何人是或曾经是税务事宜的成员，或作为董事、高级人员、税务事宜的成员、雇员、合伙人、经理、信托或受托人，我们的合伙或任何附属公司。此外，我们将在法律允许的最大限度内，就任何身为或曾经是我们的普通合伙人的雇员（人员除外）或代理人的人的所有损失、申索、损害赔偿或类似事件作出赔偿。

112

主席办公室

董事长办公室是一个管理监督小组，由四个人组成:邓肯·威廉姆斯女士（作为董事会主席）、巴赫曼先生（作为董事会副主席）、蒂格先生（作为首席执行官（ “首席执行官” ）和福勒先生（作为总裁兼首席财务官（ “首席财务官” ））。主席办公室的目的是让集团共同担任董事会和高级管理层之间的联络，并为董事长、副董事长、首席执行官和总裁/首席财务官提供一个讨论某些事项的场所，包括:

§	企业的战略方向（包括通过有机增长和收购获得商机）；

§	管理团队的愿景、领导和发展；

§	业务目标及营运表现；及

§	保持我们财政实力的策略。

此外，主席办公室还协助董事会及其治理委员会确定董事的教育机会，确定董事会的规模和组成，并征聘新成员。主席办公室还负责监督（一）反映我们的价值观和业务目标的政策，以及（二）提高我们治理结构的效力。主席办公室还共同监督和为我们的法律和人力资源部门提供战略指导。

邓肯·威廉姆斯女士担任董事会主席（非执行职务），除其他外，她负责: （一）主持和确定董事会会议的议程，在适当考虑到我们的价值观和业务目标以及有效的治理结构的情况下；（二）监督适当的信息流向董事会；（三）担任董事会和高级管理层之间的联络；和（四）定期与董事会举行会议，审查我们的战略方向。

Bachmann先生担任董事会副主席（非执行职务），除其他外，负责: （一）协助董事会主席履行董事会主席的职能和职责，应董事会主席不时提出的要求；与董事会定期举行会议，审查我们的战略方向。

作为首席执行官，蒂格先生是我们的首席执行官，除其他外，他负责: （一）管理我们的总体业务战略和日常运营；（二）在业务、商业活动和业务发展等领域，在董事会批准的情况下，监督和为我们提供战略方向，以及健康和安全；提供必要的认证，作为企业GP的首席执行官，与我们的披露控制和程序和内部控制的财务报告。

作为首席财务官和首席财务官，Fowler先生是我们的首席财务官，除其他外，他负责: （一）管理我们的总体财务战略；（二）在董事会批准的情况下，在会计、风险管理、财务等领域监督和为我们提供战略指导，财务和现金管理、信息技术、投资者关系和公共关系，并提供必要的认证，作为企业GP的首席财务官，与我们的披露控制和程序和内部控制的财务报告。

113

企业总干事和执行干事

下表列出截至2019年3月1日企业GP的每位董事（不包括顾问或名誉董事）和执行董事的姓名、年龄和职位。每个执行干事在EPO的管理成员中担任下面所示的相同的相应职务。

名称	年龄	与企业GP的职位
Randa Duncan Williams（1,2，6）	57	董事兼董事会主席
Richard H.Bachmann（1,6）	66	董事兼董事会副主席
A.James Teague（1,6，7,8）	73	董事兼首席执行官
W.Randall Fowler（1,6，7,8）	62	董事，总裁兼首席财务官
Carin M.Barth（2,6）	56	董事
Murray E.Brasseux（4）	69	董事
James T.Hackett（2,3，6）	65	董事
Charles E.McMahen（4,5）	79	董事
William C.Montgomery（4）	57	董事
John R.Rutherford（4）	58	董事
Richard S.Snell（4,6）	76	董事
Harry P.Weitzel（6,8）	54	董事兼高级副总裁，总法律顾问兼秘书
Graham W.Bacon（8）	55	执行副总裁（运营和工程）
William Ordemann（8）	59	执行副总裁（战略制定和执行）
R.Daniel Boss（8）	43	高级副总裁（会计和风险控制）
Brent B.Secrest（8）	46	高级副总裁（商业）
Michael W.Hanson（8）	51	副总裁兼首席会计官

(1) 主席办公室成员 (2) 治理委员会成员 (3) 治理委员会主席 (4) 审计和冲突委员会成员 (5) 审计和冲突委员会主席 (6) 基本建设项目委员会成员 (7) 资本项目委员会共同主席 (8) 执行干事

以下资料简要介绍我们的董事及执行人员的业务经验:

Randa Duncan Williams

邓肯·威廉姆斯女士于2013年2月当选为企业GP董事会主席，并于2010年11月当选为企业GP董事。她于2010年5月当选为EPCO主席，自1994年起担任集团联席主席。邓肯·威廉姆斯女士自2014年4月起担任企业GP的治理委员会成员，自2016年11月起担任资本项目委员会成员。

邓肯威廉姆斯女士自1991年2月起担任EPCO的董事，她还担任EPCO的普通合伙人的董事。企业GP Holdings L.P. （ "控股GP）2007年5月至2010年11月。

在1994年加入EPCO之前，邓肯·威廉姆斯女士曾与巴特勒&宾尼和布朗、西姆斯、怀斯和怀特等公司一起执业。邓肯.威廉姆斯女士此前曾在2007年7月至2012年7月期间担任过Encore Bancshares的董事会成员。她目前在许多慈善组织的董事会任职。邓肯·威廉姆斯女士是已故的丹·邓肯先生的女儿，我们的创始人。

114

Richard H. Bachmann

Bachmann先生于2016年1月当选为企业GP董事会董事和副主席，自2016年11月起担任其资本项目委员会成员。他曾于2010年11月至2014年4月担任企业GP董事。

Bachmann先生于2010年5月当选为EPCO总裁兼首席执行官，自1999年1月起担任董事。他曾于1999年5月至2010年5月担任EPCO的秘书，并于2007年12月至2010年5月担任EPCO的集团副主席。

Bachmann先生于2005年4月至2010年11月担任Holdings GP执行副总裁，并于2006年2月至2010年11月担任Holdings GP董事。他于2005年4月至2010年5月担任控股GP首席法务官和秘书。Bachmann先生于1999年2月至2010年11月担任企业产品GP，LLC（ “EPGP， ”前企业普通合伙人）执行副总裁和首席法务官，并于1999年11月至2010年11月担任EPGP的秘书。他曾于2000年6月至2004年1月和2006年2月至2010年5月担任EPGP董事。Bachmann先生于2006年10月至2010年5月担任DEP Holdings，LLC（ “DEP GP” ）董事，Duncan Energy Partners L.P.的普通合伙人，并于2006年10月至2010年4月担任DEP GP的总裁兼首席执行官。

A. James Teague

蒂格先生于2016年1月当选为企业GP首席执行官，自2010年11月起担任企业GP董事。Teague先生此前于2010年11月至2015年12月担任企业GP首席运营官（ “COO” ），并于2010年11月至2013年2月担任企业GP执行副总裁。自2016年11月起担任企业GP资本项目委员会联席主席。

蒂格先生于1999年11月至2010年11月担任EPGP执行副总裁，并于2008年7月至2010年11月担任董事，并于2010年9月至2010年11月担任COO。此外，他于2008年7月至2010年10月担任EPGP首席商务官。他曾任执行副总裁兼首席商务官副总干事2008年7月至2011年9月。他曾于2008年7月至2010年5月担任副GP董事，并于2009年10月至2010年5月担任控股GP董事。

1999年，Teague先生加入了企业，从壳牌石油公司的关联公司那里购买了某些中游能源资产。从1998年到1999年，蒂格先生担任了泰哈斯天然气液体公司（Tejas Natural Gas Liquids，LLC）的总裁，该公司当时是壳牌的附属公司。1997年至1998年，他担任MAPCO公司的市场和贸易总裁。蒂格先生还在Solaris油田基础设施公司的董事会任职。

W. Randall Fowler

Fowler先生于2011年9月当选为企业GP董事，自2016年1月起担任总裁，此前于2015年4月至2016年1月担任首席行政官。Fowler先生自2018年8月起担任企业GP的CFO，此前曾于2010年11月至2015年3月担任企业GP的执行副总裁和CFO，并于2007年8月至2010年11月担任EPGP的执行副总裁和CFO。自2016年11月起担任企业GP资本项目委员会联席主席。

福勒先生于2010年5月当选EPCO副董事长兼首席财务官。他曾于2007年12月至2010年5月担任EPCO总裁兼首席执行官，并于2005年4月至2007年12月担任CFO。

Fowler先生还于2010年4月至2011年9月担任副GP总裁兼首席执行官，并于2007年8月至2010年4月担任副GP执行副总裁兼首席财务官。2006年9月至2011年9月担任副GP董事。Fowler先生于2005年2月至2007年8月担任EPGP的高级副总裁和财务主管，并于2006年10月至2007年8月担任DEP GP的高级副总裁和财务主管。Fowler先生此前还在2006年2月至2010年5月期间担任EPGP和Holdings GP的董事。Fowler先生还在2005年8月至2007年8月担任Holdings GP的高级副总裁和CFO。

115

Fowler先生，注册会计师（不活跃），1999年1月加入企业担任投资者关系主任。他还担任总有限合伙协会（原全国公开交易合伙协会）的董事会主席。Fowler先生是Alerian的咨询委员会成员，Alerian是Master Limited Partnership（ “MLPS” ）市场情报的独立提供者，其中包括其基准Alerian MLP指数，或AMZ。他还担任路易斯安那理工大学商学院的顾问委员会成员。

Carin M. Barth

巴特女士于2015年10月当选为企业GP董事。她自2015年10月起担任其治理委员会成员，自2016年11月起担任其资本项目委员会成员。

巴特女士是LB Capital Inc.的联合创始人和总裁，LB Capital Inc.是一家私人股本投资公司，成立于1988年。她目前在以下董事会任职:Black Stone Minerals，L.P.担任审计委员会主席和第一集团汽车公司（Group1Automotive，Inc. ）董事长。此外，她还担任德州理工大学捐赠基金投资咨询委员会主席、韦尔奇基金会主席和休斯顿麦当劳董事会成员。

巴特女士此前曾于2011年至2014年在华盛顿特区的两党政策中心担任住房委员会委员，并于2008年至2014年担任德克萨斯州公共安全部专员。她还担任了以下董事会成员:2012年6月至2016年5月的Bill Barrett Corporation；2006年3月至2016年1月担任审计委员会主席的Western Refinery Inc；2007年至2012年卫理公会医院研究所；Encore Bancshares，2009年至2012年；2006年至2009年；2006年至2008年；1999年至2005年，德州理工大学系统董事会。2004年至2005年，布什总统任命她为美国住房和城市发展部首席财务官。

Murray E. Brasseux

Brasseux先生于2019年1月当选为企业GP董事及其审计和冲突委员会成员。

Brasseux先生也是Adams Resources&Energy，Inc.的董事会成员，该公司是一家上市公司，主要从事原油营销和液干散装化学品的卡车运输业务。2014年12月，在服务了20年之后，Brasseux先生从Compass Bank退休，最近一次担任油气融资董事总经理。Brasseux先生还于2015年1月至2015年6月担任Compass Bank的顾问，并于2015年6月至2017年12月担任Loughlin Management Partners（重组和咨询公司）的顾问。布拉瑟斯先生还在弗吉尼亚大学的一个附属机构- -稀有图书学校董事会任职。

James T. Hackett

哈克特先生于2014年4月当选为企业GP董事。他自2014年4月起担任其治理委员会成员，包括自2016年11月起担任委员会主席。此外，哈克特先生自2016年11月起担任企业GP的资本项目委员会成员。

哈克特先生是私人能源投资公司Riverstone Holdings LLC的高级顾问。Hackett先生担任Alta Mesa Resources，Inc. （原名为Silver Run Acquisition Corporation II）的执行董事长兼临时首席执行官，以及Kingfisher Midstream，LLC的首席执行官和总裁，后者是Alta Mesa从事提供某些中游能源服务，包括原油和天然气聚集的子公司，向天然气、天然气液体、原油和凝析油生产商进行加工和销售。

哈克特先生在2003年至2012年担任首席执行官和2006年至2012年担任董事会主席后，于2012年至2013年担任独立石油和天然气勘探和生产公司阿纳达科石油公司（ “阿纳达科” ）董事会执行主席。他还在2003年至2010年担任阿纳达科的总统。哈克特先生是面粉公司和Nov公司以及Sierra油气公司和Talen能源公司（Riverstone的投资组合公司）的董事会成员。他是邦吉公司的前任董事，也是前任董事。

116

达拉斯联邦储备银行董事会主席。他曾任国家石油委员会主席、石油工程师学会成员、贝勒医学院董事会成员和莱斯大学董事会成员。哈克特先生目前还在德克萨斯大学（奥斯汀）担任教员。

Charles E. McMahen

McMahen先生于2010年11月当选为企业GP董事，自2010年11月起担任其审计和冲突委员会主席。

麦克曼还担任BBVA Compass Bancshares，Inc. （BBVA的全资子公司和BBVA北美银行业务的银行控股公司）的董事。他在BBVA Compass Bancshares，Inc.的审计委员会任职，并担任其风险委员会的主席。

McMahen先生于2005年8月至2010年11月担任Holdings GP的董事。McMahen先生于1999年3月至2003年12月担任罗盘银行副董事长，并于2001年4月至2003年12月退休期间担任罗盘银行副董事长。麦克曼还于1990年3月至1999年3月担任德州指南针银行的董事长兼首席执行官。McMahen先生自2001年以来一直担任Compass Bancshares及其继任者BBVA Compass Bank（BBVA的全资子公司）的董事。McMahen先生于1998年9月至2000年8月担任休斯敦大学校长。

William C. Montgomery

蒙哥马利先生当选为企业GP董事，并于2015年10月任命其审计和冲突委员会成员。

蒙哥马利先生自2011年以来一直担任量子能源合作伙伴的合伙人，同时也是其执行委员会和投资委员会的成员。他负责石油和天然气上游和油田服务部门的投资的发起和监督。蒙哥马利先生还在阿帕奇公司董事会任职。

在加入Quantum Energy Partners之前，蒙哥马利曾是高盛（Goldman，Sachs&Co. ）投资银行部门的合伙人。在他任职期间，他曾领导该公司的美洲自然资源集团（Americas Natural Resources Group）及其休斯敦办事处。他的银行家生涯跨越了22年，主要专注于上游和石油服务行业的大型大型能源公司。蒙哥马利先生一直是一位积极的公民领袖，主持休斯敦自然科学博物馆和圣弗朗西斯圣公会日学校的董事会，目前在金凯德学校董事会任职，圣公会健康基金会和MD安德森癌症中心的访客委员会。

John R. Rutherford

卢瑟福先生于2019年1月当选为企业GP董事，并任命其审计和冲突委员会成员。

卢瑟福先生目前担任公平和开放港口联盟的执行主任，该联盟是一个由能源行业实体组成的临时自愿的非建制非赢利组织，其业务运作依赖于休斯顿船舶通道的公开和公平准入。卢瑟福先生还担任NRI Energy Partners LLC的高级董事总经理，该公司对私人和公共能源公司进行评估和投资，并向能源公司和投资公司提供财务和战略咨询服务。

卢瑟福先生曾于2010年10月至2015年7月担任Plains All American Pipeline，L.P. （ “Plains” ）的普通合伙人执行副总裁（战略规划、并购和业务发展），并担任Plains执行委员会成员。卢瑟福先生还在2015年7月至2018年9月期间担任平原地区的财务顾问。他的职业生涯包括超过20年的投资银行经验，作为并购和战略顾问，公共和私人能源公司，投资公司，管理团队和董事会。在加入Plains之前，卢瑟福先生曾担任北美能源公司的董事总经理。

117

从2007年到2010年，拉扎德·弗雷尔斯公司的工作经历。在加入拉扎德之前，他在西蒙斯公司担任了十多年的合伙人。

Richard S. Snell

2011年9月，斯内尔当选为企业GP董事，并任命了审计和冲突委员会成员。自2016年11月起，他一直担任其资本项目委员会的成员。

斯内尔先生是一名注册会计师，并在Ytterberg Deery Knull LLP律师事务所担任律师，自2017年1月以来一直在该事务所工作。他曾在Thompson&Knight LLP（2000年至2017年初）和Snell&Smith（1993年成立至2000年）的律师事务所担任律师。

Snell先生于2010年1月至2011年9月担任副总检察长，并于2006年1月至2009年10月担任东京电力合作组织伙伴公司的总合伙人L.P.的董事。2000年6月至2006年2月，他担任EPGP的董事。

Harry P. Weitzel

魏策尔先生于2016年11月当选企业GP董事，并委任其资本项目委员会成员，自2016年4月起担任企业GP高级副总裁、总法律顾问及秘书。他曾于2015年1月至2016年4月担任企业GP高级副总裁、副总法律顾问和秘书。魏策尔先生负责企业的所有法律职能，包括证券、诉讼、就业、并购、公司治理和商业交易。

韦策尔先生作为一名商业诉讼律师有丰富的经验，在德克萨斯州和加利福尼亚州执业了24年。他成功地代表个人、公司和政府客户作为原告和被告处理了各种与商业有关的事务。魏策尔先生曾在州和联邦法院审理过案件，也曾在美国仲裁协会、塞克斯和国际商会审理过仲裁案件。他曾在州和联邦法院处理过上诉。在加入企业之前，韦策尔先生于2009年10月至2014年12月期间与Pepper Hamilton LLP在加利福尼亚州欧文（Irvine）是商业诉讼合作伙伴。

Graham W. Bacon

培根先生于2015年10月当选为企业GP执行副总裁（运营和工程）。此前于2014年2月至2015年10月担任集团高级副总裁（运营及环境、健康、安全及培训）；于2012年1月至2014年2月担任高级副总裁（运营）；于2006年6月至2012年1月担任副总裁（运营），并于2005年9月至2006年5月担任副总裁（工程）。他于1991年加入企业，并担任了各种业务和工程角色。在加入企业之前，培根先生曾在Vista化工公司工作。

William Ordemann

Ordemann先生自2018年4月起担任企业GP执行副总裁（战略制定和执行），此前于2015年10月至2018年4月担任执行副总裁（商业）。2012年4月至2015年10月担任集团高级副总裁（无管制液体、原油和天然气服务）。2007年8月至2012年4月担任企业GP执行副总裁。

Ordemann先生于2007年8月至2010年9月担任EPGP首席运营官，并于2007年8月至2010年11月担任执行副总裁。Ordemann先生曾于2001年9月至2007年8月担任EPGP高级副总裁，并于1999年10月至2001年9月担任EPGP副总裁。他还于2007年8月至2011年9月担任副GP执行副总裁，并于2014年10月至2015年2月担任油缸GP董事。

Ordemann先生于1999年从壳牌石油公司的关联公司购买了某些中游能源资产。他也是GPA中游协会的董事，目前担任执行委员会主席。

118

R. Daniel Boss

博思先生，注册会计师，2016年8月当选企业GP高级副总裁（会计和风险控制）。他负责我们会计和风险控制组织的全面领导。

Boss先生于2015年3月至2016年8月担任企业GP高级副总裁，负责管理我们的规范业务。他还于2013年4月至2015年3月担任副总裁（风险控制），并于2010年1月至2013年3月担任高级总监（风险控制）。在担任这些职务期间，博斯先生担任风险管理委员会主席，并负责我们的市场营销风险管理政策、交易控制和衍生品及对冲策略的遵守。Boss先生还在2008年11月至2010年1月期间担任董事（批量会计），负责天然气营销和商品衍生品会计、套期保值和报告。

在加入企业之前，博斯先生曾与美林（Merrill Lynch Commodities）和Dynegy Inc.担任领导职务。

Brent B. Secrest

Secrest先生自2018年7月起担任企业GP高级副总裁（商业）。他对NGL、原油和精炼产品营销、NGL资产和终端、原油资产和终端以及企业的卡车和海运业务负有商业责任。

Secrest先生此前于2016年5月至2018年6月担任企业GP高级副总裁（液烃营销），于2015年10月至2016年5月担任副总裁（原油及成品油营销），于2012年10月至2015年10月担任副总裁（原油管道及终端）。他还在其他各种领导岗位上为企业服务，包括在NGL营销和供应、商业开发、分销和商业分析等领域。塞布莱斯先生在能源行业有20多年的经验，并在1996年加入企业之前开始了他在基础石油公司的职业生涯。

Michael W. Hanson

汉森先生于2011年4月当选为企业GP副总裁，并于2016年8月当选为首席会计官。他的职责包括团队领导财务和管理报告事务，包括编制企业季度和年度报告。汉森先生向老板汇报，他全面领导了会计部。

Hanson先生自1992年以来一直担任企业及其附属公司的各种会计职务，包括2007年4月至2016年7月担任助理主计长，2004年11月至2007年3月担任财务报告主任。

119

董事经验、资格、属性和技能

以下是对经验、资格、属性或技能的简要讨论，得出的结论是，下列每个人都应担任我们的普通合伙人的董事。

我们的五名董事是EPCO的现任雇员和我们的普通合伙人或其附属公司的官员。这些董事中的每一位都有丰富的经验，在我们的行业作为执行官员，以及其他的资格，属性和技能。其中包括:

§	对于邓肯·威廉姆斯女士来说，法律和社区参与了众多慈善组织，并积极参与了EPCO的业务，包括对我们业务的所有权和管理；

§	对提格先生来说，40多年的中游资产的商业管理以及市场和交易活动，无论是对第三方还是对我们；

§	对于福勒先生来说，20年的经验，我们的中游资产，包括财务，会计和投资者关系，并在过去十年，作为我们的执行管理团队的成员；

§	对巴赫曼先生来说，他在我们的中游资产（包括法律、监管、合同和并购）方面有30多年的经验，在大约20年的时间里，他既是EPCO的成员，也是我们的执行管理团队的成员；以及

§	对于魏策尔先生来说，他在德克萨斯州和加利福尼亚州担任商业诉讼律师25年多的经验，成功地代表个人、企业和政府客户作为原告和被告处理了各种与商业有关的事务。

我们的7名外部投票董事在各种能力以及其他资格、属性和技能方面也有重要经验，其中包括:

§	对于Barth女士来说，执行管理层在各种财务和治理角色方面的经验；

§	对Brasseux先生来说，在银行和金融方面的执行管理经验以及治理作用；

§	对哈克特先生来说，他是一家大型油气勘探和生产公司的执行管理层；

§	对于麦克曼先生，银行和金融的执行管理经验；

§	对蒙哥马利先生来说，既是投资银行公司的执行管理层，也是为全球能源行业服务的私人股本投资公司的执行管理层；

§	对于卢瑟福先生来说，他在中游能源行业（包括战略规划、并购、投资银行和金融领域）的执行管理经验；以及

§	对于斯内尔先生来说，涉及复杂的法律和会计事项的专业经验。

作为顾问董事，坎宁安博士在企业及其运营方面有着悠久的历史，凯西先生在NGL和石油化工贸易及相关存储业务方面有执行管理经验，史密斯先生在银行和投资事务方面有经验。作为一名名誉董事，安德拉斯先生在企业及其运营方面有着悠久的历史，包括担任前首席执行官。

伙伴关系治理

我们致力于健全的治理原则。这些原则对我们实现业绩目标和维护投资者、雇员、供应商、商业伙伴和其他利益攸关方的信任和信心至关重要。

120

强有力的治理的一个关键因素是有独立的董事会成员。根据纽交所上市标准，如果董事会认定董事与企业GP或我们（直接或作为合伙人）不存在实质性关系，董事将被视为独立董事，与企业GP或我们有实质性关系的组织的成员或官员。基于上述情况，董事会已确定Barth女士和Brasseux先生、Hackett先生、McMahen先生、Montgomery先生、Rutherford先生和Snell先生是纽约证券交易所规则下的独立董事。

由于我们是一家有限合伙企业，并符合纽交所上市标准下“受控公司”的定义，因此我们无须遵守纽交所的某些规则。特别是，我们无须遵守《纽约证券交易所上市公司手册》第303A.01条的规定，该条要求企业GP董事会由多数独立董事组成。目前，在企业GP的12名董事会成员中，有7名根据纽交所规则是独立的；然而，这种组成可能并不总是有效的。此外，我们已选择不遵守《纽约证券交易所上市公司手册》第303A.04和303A.05条，这将要求企业GP董事会维持一个提名委员会和一个薪酬委员会，每个委员会完全由独立董事组成。

行为和道德守则及公司治理准则

企业GP采用了适用于其董事、官员和雇员的“行为守则” 。该守则规定了我们在开展业务时遵守法律和道德标准的要求，包括一般业务原则、法律和道德义务、针对具体主题的遵守政策、获得遵守守则的指导、报告遵守问题，以及违反守则的纪律。行为守则还规定了适用于我们的首席执行官、总裁和首席财务官、首席会计官和高级财务和其他管理人员的政策，以防止不法行为，并促进诚实和道德的行为，包括道德处理实际和明显的利益冲突，遵守适用的法律、规则和条例。在公共宣传中充分、公平、准确、及时和可理解地披露违反《守则》的情况，并迅速在内部报告违反《守则》的情况（从而追究遵守《守则》的责任）。雇员必须每年证明他们对行为守则的理解和遵守情况。还酌情向雇员提供行为守则方面的培训。

治理准则，连同适用的委员会章程，为有效治理我们的伙伴关系提供了框架。企业产品合作伙伴的治理准则"其中涉及若干事项，包括董事的资格、董事的责任、董事的退休、审计和冲突委员会和治理委员会的组成和责任、董事会和委员会会议的进行和频率、管理继任计划、董事获得管理和外部顾问、董事薪酬董事和执行董事股权，董事定向和继续教育，以及董事会的年度自我评估。审计委员会认识到，有效的治理是一个持续的过程，因此，它将每年或更经常地视需要审查企业产品合作伙伴的治理准则。

审计和冲突委员会

审计委员会的审计和冲突委员会的目的是处理审计和与冲突有关的事项。根据纽约证券交易所的规则和1934年的证券交易法，董事会任命了五名成员担任审计和冲突委员会的成员。审计和冲突委员会的成员必须对财务和会计事项有基本了解，并能够阅读和理解基本财务报表，审计和冲突委员会的至少一名成员应具有会计或相关的财务管理专门知识。审计和冲突委员会的现任成员是Brasseux先生、McMahen先生、Montgomery先生、Rutherford先生和Snell先生，他们都是独立董事，与我们或我们的任何子公司没有任何关系，会干扰独立判断的行使。审计委员会肯定地认定，McMah先生符合“审计委员会财务专家”的定义，因为该术语是在美国证交会颁布的S-K条例第407（d）（5）项中定义的。

121

审计和冲突委员会的主要职责包括: （一）审查潜在的利益冲突，包括关联交易；（二）监测我们的财务报告程序和相关内部控制系统的完整性；（三）确保我们和企业GP遵守法律和监管规定，（四）监督独立会计师的独立性和业绩；（五）批准独立会计师提供的所有服务；（六）为独立会计师、管理层、内部审计职能和董事会之间提供沟通渠道；（七）鼓励遵守和不断改进我们的政策。各级的程序和做法；审查可能对我们企业造成重大财务风险的领域；批准根据长期激励计划授予的奖励。

如果审计委员会认为某一事项引起了利益冲突，并提出了一项决议，审计和冲突委员会有权审查这一事项，以确定拟议的决议对我们是否公平合理。经审计和冲突委员会批准的任何事项，都被认为对我们是公平合理的，得到所有合作伙伴的批准，而不是企业GP或董事会违反他们可能欠我们或我们的股东的任何责任。

根据其正式的书面章程，审计和冲突委员会有权进行任何与履行其职责有关的调查，并有权直接接触我们的独立公共会计师以及它认为履行职责所必需的EPCO人员。审计和冲突委员会有能力以我们的费用保留它认为履行职责所必需的特别法律、会计或其他顾问或专家。

治理委员会

治理委员会的主要目的是制定和向董事会建议一套适用于我们的伙伴关系的治理准则，不时审查这些准则，并监督与我们的业务有关的治理事项，包括董事会和委员会的组成、董事会候选人的资格。处长的独立性、继任规划及有关事宜。治理委员会还协助董事会监督管理部门制定和管理我们的环境、安全和运输合规政策、程序、方案和举措以及相关事项。根据其《宪章》，治理委员会应由不少于三名成员组成，其中至少多数成员应为独立董事。目前，治理委员会由邓肯·威廉姆斯女士和两名独立董事（巴特女士和哈克特先生）组成。

与审计和冲突委员会一样，治理委员会有权进行任何与履行其职责相适应的调查，并有权直接接触我们的独立公共会计师以及它认为履行职责所必需的EPCO人员。此外，治理委员会有能力以我们的费用保留它认为履行职责所必需的特别法律、会计或其他顾问或专家。

资本项目委员会

资本项目委员会的主要目的是审查和批准企业GP、企业和/或其各自的合并子公司与拟议的资本项目有关的某些支出。目前，资本项目委员会由Duncan Williams女士、Barth女士和Bachmann先生、Fowler先生、Hackett先生、Snell先生、Teague先生和Weitzel先生组成。提格先生和福勒先生是资本项目委员会的共同主席。

投资者获取公司治理信息的途径

我们通过我们的网站向投资者提供与我们的治理程序和原则有关的信息，包括行为守则、治理准则、审计和冲突委员会章程、治理委员会和资本项目委员会以及其他信息，www.EnterpriseProducts.com 你亦可致电（866）230-0745与我们的投资者关系部联络，免费索取这些文件的印本。

122

纽交所公司治理上市标准

2018年3月6日，蒂格先生向纽交所（按照纽交所上市公司手册第303A.12（a）节的要求）证明，截至该日，他并不知道美国有违反纽交所公司治理上市标准的行为。

非管理董事的执行会议

董事会定期举行执行会议，非管理层董事在没有任何管理层成员出席的情况下举行会议。这些行政会议的目的是促进非管理董事之间的公开和坦诚的讨论。在执行会议期间，指定一名主任担任“主持主任” ，负责领导和协助执行会议。目前，主持会议的是McMahen先生。

保密电话热线

根据纽约证券交易所的规则，我们设立了一个免费的、保密的电话热线（ “热线” ），以便有关各方可以与主席长或作为一个团体与所有非管理董事进行沟通。所有拨打这一热线的电话都向审计和冲突委员会主席报告，该委员会主席负责向其他非管理层董事通报任何必要的信息。我们的保密热线号码是（844）693-4318。

第16（a）节受益所有权报告遵守情况

根据联邦证券法，企业GP的董事和执行人员以及持有我们10%以上的共同单位的任何人都必须向我们和SEC报告他们对共同单位的实益拥有情况以及他们实益拥有水平的任何变化。这些报告的具体到期日期已按规定确定，我们必须在年度报告中披露未能在规定时限内提交这些资料的情况。所有这些报告都是在2018年及时完成的。

123

项目11.行政补偿。

执行干事薪酬

我们不直接雇用任何负责管理我们业务的人。相反，我们由我们的普通合伙人管理，他们是EPCO的雇员。我们的管理、行政和运营职能主要由EPCO的员工按照ASA执行。根据ASA的规定，我们向EPCO偿还与雇用代表我们工作的人员有关的补偿费用。关于会计准则的资料，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注15。

补偿汇总表

下表列出了我们就下列事项支付、应计或以其他方式支出的赔偿总额: （一）首席执行官；（二）首席财务官；（三）前任首席财务官；（四）我们的普通合伙人薪酬最高的三名人员，除首席执行官及财务总监外，截至2018年12月31日止年度。总的来说，这些人是我们2018年的“被任命的执行官员” 。如果这类人在过去两年中被任命为执行干事，那么他们在这两年中的报酬总额也将予以列报。

						权益-
		现金				基础设施		其他的
姓名和名称		薪金		奖金		奖项		Compensation		共计
主要职位	年份	($)		($)		($) (1)		($) (2)		($)
A. James Teague	2018	$	837,500	$	2,716,250	$	4,359,306	$	706,531	$	8,619,587
首席执行官，	2017		800,000		2,205,000		4,041,800		651,138		7,697,938
（首席执行官）	2016		800,000		2,100,000		3,989,926		606,309		7,496,235

W. Randall Fowler	2018		567,188		1,845,000		2,736,631		430,337		5,579,156
总裁兼首席财务官，	2017		525,000		1,181,250		2,425,080		374,191		4,505,521
（首席财务官）	2016		521,178		984,375		2,701,298		328,999		4,535,850

Bryan F.Bulawa（3）	2018		234,357		--		1,002,694		4,227,971		5,465,022
前高级副总裁兼首席财务官，	2017		314,500		267,750		922,685		182,157		1,687,092
（前首席财务官）	2016		314,500		245,438		1,292,173		143,905		1,996,016

Graham W. Bacon	2018		418,750		411,000		3,159,310		315,136		4,304,196
执行副总裁，	2017		393,750		315,000		1,674,460		263,501		2,646,711
业务和工程	2016		375,000		294,000		1,958,576		206,541		2,834,117

William Ordemann	2018		460,150		308,500		1,823,080		318,608		2,910,338
执行副总裁，	2017		451,150		367,500		1,674,460		302,070		2,795,180
战略的制定和执行	2016		451,150		357,000		1,891,366		230,291		2,929,807

Brent B. Secrest	2018		332,500		359,750		2,007,334		168,921		2,868,505
高级副总裁，	2017		306,750		262,500		1,154,800		378,084		2,102,134
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(1) 金额是我们在每年授予的股权奖励的公允价值总额中所占的估计份额。 (2) 数额包括: （一）与资金到位、合格、确定的缴款退休计划有关的缴款；（二）按股权奖励支付的季度分配；（三）代表该干事支付的人寿保险保费的估计价值；（四）雇员留用款项和（五）其他数额。 (3) 布拉瓦先生担任我们的首席财务官和我们的主要财务官员之一，直到他于2018年8月24日辞职。列在“其他”项下的金额包括我们应分的4,080,000美元。离职偿金是基于一些因素，其中包括，除其他外，他在合伙企业的任期和辞职时交出的股权奖励数量。

124

上表所示的奖金数额是每个被任命的执行干事就所提交年度获得的可自由支配的年度奖金。截至2017年12月31日和2016年12月31日止年度，每名人员的可自由支配奖金（减去任何退休计划扣减和预扣税款）的美元价值已于次年2月通过发行新发行的企业共同单位的等值金额汇出。截至2018年12月31日止年度，每名职员的奖金（不太适用的扣除额及税项）的美元价值分半以现金及半以新发行的企业共同单位汇出，两笔款项均于2019年2月提供予该雇员。

下表列出截至2018年12月31日止年度每名获委任的执行董事的“所有其他薪酬”的构成部分:

获委任为执行董事	捐款低于资助，合格，定义捐款退休计划		季度报告分布情况已付款项权益- 基础设施奖项		生命保险保费		其他		共计其他的 Compensation
A. James Teague	$	33,000	$	659,663	$	7,663	$	6,205	$	706,531
W. Randall Fowler		22,687		398,213		3,267		6,170		430,337
Bryan F.Bulawa（2）		25,712		118,904		561		4,082,794		4,227,971
Graham W. Bacon		33,000		273,588		2,838		5,710		315,136
William Ordemann		33,000		276,433		2,838		6,337		318,608
Brent B. Secrest		30,250		132,731		990		4,950		168,921

(1) 反映向指定的执行干事支付的与（i）分配同等权利有关的现金总额（DERS）与幻影股奖励同时发行，以及（ii）与利润利息奖励相关的分配。就分配给我们的DER金额而言，截至2018年12月31日止年度，向指定的执行人员支付了以下现金:Teague先生，639,530美元；Fowler先生，378,233美元；Bulawa先生，106,334美元；Bacon先生，250,579美元；Ordemann先生，256,300美元；Secrest先生，119,628美元。 (2) 布拉瓦先生担任我们的首席财务官和我们的主要财务官员之一，直到他于2018年8月24日辞职。列在“其他”项下的金额包括我们应分的4,080,000美元。离职偿金是基于一些因素，其中包括，除其他外，他在合伙企业的任期和辞职时交出的股权奖励数量。

补偿的讨论与分析

赔偿要素

就我们所指定的执行人员而言，我们所支付或授予的补偿只反映EPCO所支付并根据ASA分配给我们的那部分补偿，包括EPCO长期激励计划成本的一部分分配。EPCO薪酬方案的要素，连同EPCO的其他激励（如福利、工作环境和职业发展），旨在为员工提供一个总的奖励方案。EPCO的薪酬计划的目标是提供有竞争力的薪酬机会，使员工的表现与创造持续的长期员工价值相一致和推动。我们相信，我们的薪酬计划使我们能够以我们所需要的技能和能力吸引、激励和留住高素质的人才。我们的薪酬计划旨在奖励雇员的贡献，以支持EPCO及其附属公司在我们的伙伴关系和个人层面的业务策略，并避免可能与我们的风险管理政策相冲突的风险。

截至2018年12月31日止3个年度，获委任的执行人员的薪酬主要包括年度现金底薪、可自由支配的年度奖金（全部或部分通过发行企业共同单位而得到满足）、根据长期激励安排作出的股权奖励及其他薪酬，包括非常有限的罚款。关于简要赔偿表中所列的年度期间，EPCO对指定的执行干事的整套赔偿方案没有包括任何基于目标业绩标准的赔偿内容。我们认为，缺乏有针对性的基于业绩的标准，会妨碍我们的指定执行官员过度冒险。

125

截至2018年12月31日止3个年度，我们获委任的行政人员的基本薪金变动主要由预算推动，与其他行政人员的基本薪金增长相一致。

奖金奖励是可自由支配的，与年度基本工资相结合，旨在为指定的执行人员提供有竞争力的总薪酬水平，并推动业绩，以支持我们的业务战略，以及其他EPCO附属公司的表现，而该名执行人员可为其提供服务。为每名获提名的行政人员提供的年度奖金数额反映了我们对这些期间的整体财务结果的一般考虑。这一考虑考虑到了我们的一些财务指标（例如，非GAAP毛利率和可分配现金流量指标）和我们相对于同行的5年总股本回报率表现，而没有给出任何具体财务业绩指标的权重或公式。此外，还考虑到每个被任命的执行干事在这些期间的业绩的主观判断，并反映在年度奖金数额中。奖金金额亦是根据这类获委任的行政人员的级别和职位，以及向其他行政人员支付的相对补偿而计算。

我们每个被任命的执行官员都获得了基于股权的补偿。向我们指定的执行官员提供的基于股权的报酬数额反映了对我们的总体财务业绩的一般考虑，以及对每个指定的执行官员为支持这一业绩所作贡献的主观判断，而没有给出任何具体财务业绩计量的权重或公式。授予指定执行人员的股权奖励的价值，亦基于该指定执行人员的级别和职位，以及向其他执行人员支付的相对补偿。每一位被任命的执行官员都获得了在简要赔偿表中所列期间的幻影股奖励。

此外，我们每名获委任的执行人员均获授予一间或多间雇员合伙企业的“利润权益” ，该合伙企业是EPCO主要雇员的长期激励安排。我们其中一名或多名获委任的执行人员参与的雇员合伙的名称分别为:环保署Pubco Unit I L.P. （ “Pubco I” ）；环保署Pubco Unit II L.P. （ “Pubco II” ）；环保署Privco Unit I L.P. （ “Privco I” ）；及环保署2018第四L.P. （ “环保署IV” ）。如果满足某些条件，每个雇员合伙企业的雇员参与者将有权获得（i）在清算时雇员合伙企业资产的剩余利润利息，以及（ii）季度现金分配。关于利润利息奖励的简要说明，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注13。

EPCO期望继续执行它的政策，支付有限的罚款可归因于我们命名的执行官员。EPCO还按照其确定的捐款计划为我们的指定执行官员提供相应的捐款，其方式与EPCO其他雇员相同。

EPCO并没有向我们指定的执行官员提供一个明确的福利养老金计划。此外，在截至2018年12月31日止的3个年度内，我们的任何一名获委任的行政人员均没有获得不合格的延迟补偿。

任命的执行干事薪酬决策过程概述

我们的普通合伙人的审计和冲突委员会，在EPCO受托人和EPCO的人力资源部门的投入下，对我们的首席执行官和总裁的薪酬拥有最终的决策权力。我们的另一位被任命的执行官（除了根据EPCO的长期激励计划授予的任何股权奖励以外）的薪酬由我们的首席执行官和总裁决定。EPCO和我们的普通合伙人都没有一个单独的薪酬委员会；但是，根据EPCO的长期激励计划（如幻影股奖励）向包括我们的首席执行官和总裁在内的我们的指定高管提供基于股权的薪酬必须得到审计和冲突委员会的批准。利润利息奖励的发放获得了EPCO董事会的批准。

每个指定的执行干事的总体薪酬不是基于任何公式或具体的业绩标准；相反，审计和冲突委员会、我们的总裁、我们的首席执行官和EPCO（视情况而定）根据个案情况确定每个干事的适当薪酬水平和组合。此外，在现金和非现金或短期和长期激励薪酬之间没有既定的分配政策或目标。然而，审计和冲突委员会或我们的总裁和首席执行官（视情况而定）在作出逐案赔偿决定时可能考虑到的一些因素包括赔偿的所有要素的总价值和我们的执行官员之间适当的内部薪酬权益平衡。审计和冲突委员会、我们的总裁、首席执行官和EPCO（视情况而定）也考虑个人。

126

对组织的绩效、责任水平和价值。所有的补偿决定都是主观的和可自由支配的。

在作出赔偿决定时，EPCO通过审查并在某些情况下参与有关赔偿调查和报告，考虑确定有关赔偿水平和赔偿方案要素的市场数据。这些调查和报告由第三方赔偿顾问进行和编写。2017年，EPCO与Meridian Compensation Partners，LLC（顾问公司）合作，完成了对高管薪酬相对于我们行业的详细审查。在这次审查中，顾问根据对行业竞争对手的分析，提供了关于高管职位薪酬做法和方案的比较市场数据。行业竞争对手的市场数据包括来自Centerpoint Energy，Inc. 、Dominion Energy，Inc. 、Enbridge Inc. 、ETP、Kinder Morgan Inc. 、Magellan Midstream Partners，L.P. 、Oneok，Inc. 、Plains All American Pipeline，L.P. 、Spectra Energy Corp. 、Sunoco Logistics Partners L.P. 、Targa Resources Corporation、The Williams Companies，Inc.和TransCanada Corporation的信息。

我们和聘请顾问的EPCO都不知道顾问专有数据库中包含的公司的具体数据。EPCO使用顾问分析中提供的信息来衡量顾问报告的薪酬水平与EPCO在类似职位上雇员的一般薪酬范围是否相当，但这一比较只是一个考虑因素，可能会或不会影响我们指定的行政人员的薪酬，为此，我们的审计和冲突委员会（就我们的总裁和首席执行官的薪酬而言）或我们的总裁和首席执行官（就将支付给我们其他被任命的执行官的薪酬而言）拥有最终的决策权力。此外，EPCO没有对指定的执行干事职位进行基准测试。

美国与EPCO及其其他关联公司的赔偿分配

根据ASA的规定，我们指定的执行人员的薪酬费用，包括与股权奖励有关的费用，是由我们和EPCO的其他附属公司根据每个执行人员在任何财政年度为我们的合并业务所花费的估计时间分配的。这些百分比至少每季度重新评估一次。下表列出了我们的每一位指定的执行人员在所列年份中用于我们的合并业务和EPCO及其其他私人控股子公司的平均大约时间。

		企业	EPCO和	共计
		产品	它的另一个。	时间
获委任为执行董事	年份	合作伙伴	附属机构	分配数量
A. James Teague	2018	100%	--	100%
	2017	100%	--	100%
	2016	100%	--	100%

W. Randall Fowler	2018	75%	25%	100%
	2017	75%	25%	100%
	2016	75%	25%	100%

Bryan F. Bulawa	2018	85%	15%	100%
	2017	85%	15%	100%
	2016	85%	15%	100%

William Ordemann	2018	100%	--	100%
	2017	100%	--	100%
	2016	100%	--	100%

Graham W. Bacon	2018	100%	--	100%
	2017	100%	--	100%
	2016	100%	--	100%

Brent B. Secrest	2018	100%	--	100%
	2017	100%	--	100%

127

2018财年股权奖励的授予

下表列出了2018年向一名指定的执行人员发放的每一笔股权奖励的相关信息，我们将按比例分摊ASA项下的相关费用。

								赠款
								日期公平
								价值
		根据						权益-
		股权激励计划奖励						基础设施
	赠款	阈值		目标		最大值		奖项
授予类型/指定的执行干事	日期	(#)		(#)		(#)		($) (1)
幻影组奖项:(2)
A. James Teague	2/12/18		--		162,600		--	$	4,359,306
W. Randall Fowler	2/12/18		--		136,100		--		2,736,631
Graham W. Bacon	2/12/18		--		68,000		--		1,823,080
William Ordemann	2/12/18		--		68,000		--		1,823,080
Brent B. Secrest	2/12/18		--		35,000		--		938,350
利润利息奖励:
Graham W.Bacon（3）	12/3/18		--		--		--	$	1,603,475
Brent B.Secrest（3）	12/3/18		--		--		--		1,068,984

(1) 提交的金额反映了根据每个被指定的执行官员在2018年期间在我们的合并业务活动上所花费的时间的估计百分比向我们提供的公允价值的赠款日期的这一部分。根据目前的拨款情况，我们估计每名获委任的行政人员就该等奖励而记录的补偿开支，会随着时间的推移而相等。 (2) 授予幻影单位奖的公允价值部分基于我们共同单位在2018年2月12日的收盘价26.81美元/单位。关于这些奖励的估值中使用的假设的信息，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注13，其中的可适用披露内容已作为参考纳入本项目11。 (3) 根据环保署第四季乙类有限合伙人权益而获发的利润利息奖励。于2018年12月31日，Bacon先生及Secrest先生在EPD IV的利润权益中所占的份额分别为5.00%及4.00%

2018年2月授予布拉瓦先生的奖励因其2018年9月支付的现金离职偿金而被取消。

幻影组奖项

上表所列幻象单位奖是根据2008年企业产品长期激励计划（第三次修正和重述）（ “2008年计划” ）授予的。幻影股奖励允许受款人在规定的归属期限届满后，在符合传统的没收规定的情况下，获得我们的共同单位（除满足服务和其他条件外，不向受款人支付任何费用）。幻象单位奖通常以每年25%的费率从赠款日期后一年开始发放，直到所需服务期限届满才授予。于2018年12月31日，我们的幻影股奖励基本上预期会在归属时产生共同单位的发行；因此，适用的奖励被列为股权分类奖励。

每个幻影股奖励包括一个串联的DER，它使持有人有权支付不能支付的现金，这等于幻影股奖励的数量为参与者未支付的产品和每个共同单位支付给我们共同的单位持有人的现金分配。

2008年计划为EPCO的主要雇员和非雇员董事和顾问提供奖励，他们为我们或我们的关联公司履行管理、行政或运营职能。根据2008年计划授予的奖项可以是幻象单位、DERS、受限制的共同单位、单位期权、单位增值权和其他基于单位的奖项或替代奖项。有关我们根据2008年计划获授权发行的普通股数目的资料，请参阅本年度报告第三部分第13项下的“根据股权补偿计划获授权发行的证券” 。

128

利润利息奖励

2018年12月，EPCO私人控股的附属公司EPCO Holdings Inc. （简称“EPCO Holdings” ）向EPD IV捐赠了6,400,000个企业共同单位。作为对此项贡献的交换，EPCO Holdings被接纳为EPD IV的A类有限合伙人。此外，在适用的缴款日期，EPCO的若干主要雇员，包括两名获委任的执行人员，获发B类有限合伙人权益（即利润利息奖励），并获接纳为EPD IV的B类有限合伙人，而该等雇员均无任何出资。环保署是环保署第四季的总合作伙伴。利润利息奖励没有根据2008年计划发放。

作为环保署第四级的有限合伙人，环保署控股每季度的平均收益为6,400,000个单位，相当于每单位0.4325元，每季度向乙类有限合伙人支付环保署第四季余下的现金作为分派。在EPD IV清盘后，当时的公平市价等于A类有限合伙人的资本基础的资产将分配给EPCO控股。环保署将会向其B类有限合伙人派发任何剩余资产，作为剩余利润利息，代表环保署自环保署控股公司向其作出上述贡献之日起，其资产价值的增值。

除非EPCO另有协议，并为EPD IV的有限合伙人的利益而获得多数同意，否则该雇员合伙关系最早将于（i）归属日期后30天终止，（ii）控制权的变更或（iii）该雇员合伙关系的解散。乙类有限合伙人于2018年12月3日起计为期五年。

单独而言，如果参与雇员在归属前终止在EPCO的雇用，除死亡、伤残和某些退休人员的习惯例外，每一B类有限合伙人的权益都将被没收。在某些控制事件发生变化时，没收的风险也将消失。被没收的个人B类有限合伙人的权益被分配给剩余的B类有限合伙人。

2018年股权奖励的归属

下表列出了在截至2018年12月31日的一年中，授予我们命名的执行人员的幻影组奖项。这些数额是在毛额基础上提出的，没有反映根据《反倾销协定》向附属公司分配的任何补偿。

	单位奖励
	数目
	单位		价值
	已取得的		实现了
	归属		归属
获委任为执行董事	(#) (1)		($) (2)
A. James Teague		140,925	$	3,711,321
W. Randall Fowler		101,738		2,680,101
Bryan F. Bulawa		34,474		908,167
Graham W. Bacon		46,250		1,218,983
William Ordemann		49,875		1,318,965
Brent B. Secrest		18,875		497,569

(1) 代表在适用情况下，在调整相关税赋与持有量之前，在有限的公共单位和虚拟单位奖励归属时获得的共同单位总数。 (2) 数额是通过将已授予的幻象单位奖励总数乘以我们共同单位在归属日期的收盘价确定的。

129

截至2018年12月31日尚未颁发的股权奖励

以下信息汇总了每个被任命的执行官员在2018年12月31日尚未颁发的长期激励奖励。这些数额是在毛额基础上提出的，没有反映根据《反倾销协定》向附属公司分配的任何补偿。

		单位奖励
				市场
		数目		价值
		单位数		单位数
		已经有了。		已经有了。
	归属	未归属		未归属
授予类型/指定的执行干事	日期	(#) (1)		($) (2,3)
幻影组奖项:(4)
A. James Teague	各种类型		378,275	$	9,301,782
W. Randall Fowler	各种类型		302,574		7,440,295
Graham W. Bacon	各种类型		151,500		3,725,385
William Ordemann	各种类型		153,125		3,765,344
Brent B. Secrest	各种类型		73,750		1,813,513

利润利息奖励:
A.James Teague:
PUBCO I（5）	2/22/20		--	$	159,521
W.Randall Fowler:
普里夫科一（6）	2/22/21		--		202,809
Graham W.Bacon:
PUBCO I（5）	2/22/20		--		182,309
环保署IV（8）	12/03/23		--		0
William Ordemann:
PUBCO I（5）	2/22/20		--		159,521
Brent B. Secrest
PUBCO II（7）	2/22/21		--		107,191
环保署IV（8）	12/03/23				0

(1) 代表每个被指定的执行干事的幻影股奖励总数。 (2) 至于幻象单位奖励的金额，是以每一名获提名的行政人员所获奖励类别的总数乘以12月31日的单位收盘价计算得出的市值，2018年（2018年最后一个交易日）每单位$24.59. (3) 就利润利息奖励的金额而言，金额指根据2018年12月31日我们的共同单位的收盘价及适用的雇员合伙协议所概述的清盘条款，由指定的执行人员收取的估计清盘价值。由于自该雇员合伙成立以来，其拥有的共同单位的市场价值下跌，环保署并无剩余利润利息。 (4) 在表中列出的1,059,224个幻影股奖项中，归属时间表如下:2019年395,837个；2020年326,537个；2021年219,425个；2022年117,425个。 (5) 就PUBCO I而言，截至2018年12月31日，Teague、Bacon及Ordemann先生持有的溢利权益份额分别约为4.96% 、5.67%及4.96% 。 (6) 于2018年12月31日，Fowler先生于Privco I的利润权益的份额约为15.46% 。 (7) 于2018年12月31日，Secrest先生于PUBCO II的利润权益的份额约为3.21% 。 (8) Graham先生于2018年12月31日，Secrest先生在EPD IV的利润权益中所占的份额分别约为5.00%及4.00% 。

幻影组奖项

关于幻影股奖励的简要描述，请参见本项目11中的“2018财年股权奖励的授予” 。

利润利息奖励

关于利润利息奖励的简要说明，见本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注13。

130

终止或变更控制时可能支付的款项

所有获委任的行政人员均无任何雇佣协议，要求支付解雇或遣散费，或在普通合伙人的控制权发生变更时，提供任何付款。

雇员伙伴关系下的利润利息奖励的归属在控制权变更时（定义如下）会加速。此外，根据EPCO的长期激励计划，股权奖励的归属在有资格终止时会加速，包括在我们的普通合伙人改变控制后终止。根据该等授标而作出的合资格终止，一般指作为EPCO的雇员或附属集团成员（i）于死亡时终止；（ii）合资格的长期残疾；（iii）合资格的退休，或（iv）于控制权变更（定义）后一年内终止，除因原因而终止（定义）或因正当理由而不是合格终止（定义）的人终止外。

根据这些裁决， “控制权的变更”一般定义为，丹·邓肯的后裔、继承人和/或受让人和/或为他们的利益而设立的信托（包括但不限于一个或多个有投票权的信托）集体地、直接或间接地停止控制我们的普通合伙人。邓肯先生于2010年3月去世。

赔偿委员会的报告

我们没有一个单独的赔偿委员会。此外，我们并没有直接聘用或补偿我们的指定行政人员。相反，根据ASA，我们向EPCO偿还执行官员的补偿。正如薪酬讨论和分析中所描述的那样，EPCO和企业GP的首席执行官、总裁以及审计和冲突委员会酌情就我们指定的执行人员的薪酬作出决定。

鉴于上述情况，董事会已与管理层审阅及讨论上文所载薪酬讨论及分析，并决定将其列入本截至2018年12月31日止年度的年度报告。

提交人: Randa Duncan Williams

Richard H. Bachmann

A. James Teague

W. Randall Fowler

Carin M. Barth

Murray E. Brasseux

James T. Hackett

Charles E. McMahen

William C. Montgomery

John R. Rutherford

Richard S. Snell

Harry P. Weitzel

尽管以前根据经修正的《证券法》或经修正的《证券交易法》提交的文件中有任何相反的规定，其中包括今后提交的全部或部分报告，包括本年度报告，上述赔偿委员会的报告不应作为参考纳入任何此类文件。

131

赔偿委员会的相互关联和内部参与

于截至2018年12月31日止年度，企业GP的董事或执行人员均无担任另一实体的薪酬委员会成员，该实体已有或已有执行人员担任董事会成员。正如前文所述，我们没有一个单独的赔偿委员会。正如薪酬讨论和分析中所描述的，EPCO和企业GP的首席执行官、总裁以及审计和冲突委员会酌情就2018年任命的执行官员的薪酬作出了决定。

薪酬比率披露

根据《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法》的授权，美国证交会要求每年披露（一）注册人所有雇员年度薪酬总额与（二）注册人首席执行官年度薪酬总额的中位数之比。我们的首席执行官是提格先生（他担任我们的普通合伙人的首席执行官）。下表汇总了用于得出截至2018年12月31日止年度所需薪酬比率的信息:

年度报酬总额中位数	$	134,951
Teague先生（首席执行官）的年度薪酬总额）	$	8,619,587
CEO薪酬与中位薪酬之比	64 : 1

年度薪酬总额中位数确定如下:

§	首先，编制了一份名单，列出了EPCO的所有在职雇员，其中不包括提格先生和长期残疾雇员，他们将全部或大部分时间用于我们的合并业务和事务。此列表基于截至2018年12月31日的员工信息。大约有7000名EPCO人员，他们全部或大部分时间都在从事我们的业务。

§	第二，每个雇员的基本工资数据是从表格W-2中提取的，该表格提供给2018日历年的国税局。然后对这些信息进行排序，并从列表中选择获得最接近中值薪酬的雇员（ “中值雇员” ）。

§	第三，一旦选择了中位雇员，他们各自的2018年年度薪酬总额就按照第三部分第11项中的汇总表中所列确定Teague先生2018年年度薪酬总额的方法确定。然后对每个中位雇员的年度报酬总额进行平均，得出我们的年度报酬总额中位数。

132

董事薪酬

我们和我们的普通合伙人都没有为EPCO的员工提供额外的补偿，他们作为企业GP的董事。就2018历年而言，我们的普通合伙人的独立投票董事获得如下补偿:

§	根据紧接授出日期前一个交易日该等证券的收市价计算，每个基金每年可获85,000元的现金扣留额及每年可获85,000元的公平市价的普通基金单位；

§	如果该个人担任审计和冲突委员会主席，他将获得额外的20000美元年度现金留存额；

§	如果该个人担任治理委员会主席，他将获得额外的15000美元年度现金留存额，

§	对于在资本项目委员会任职的独立投票董事，每次出席委员会会议的费用为$2,500。

我们的顾问董事凯西先生和史密斯先生在2018年每人获得了15万美元的年度现金留存额。作为荣誉董事，O.S.Andras获得了2万美元的年度现金留存额。

预计2019日历年的董事薪酬方案与2018年相同。

我们承担所有应占我们普通合伙人董事薪酬的费用。下表汇总了2018年支付给我们普通合伙人非雇员董事的薪酬:

	赚取的费用		价值
	或已支付		股权基础
	现金		奖项		共计
非雇员董事	($)		($)		($)
Carin M. Barth	$	85,000	$	85,000	$	170,000
Larry J.Casey（1）		150,000		--		150,000
James T.Hackett（2）		100,000		85,000		185,000
Charles E.McMahen（3）		105,000		85,000		190,000
William C. Montgomery		85,000		85,000		170,000
Edwin E.Smith（1）		150,000		--		150,000
Richard S. Snell		85,000		85,000		170,000
O.S.Andras（4）		20,000		--		20,000

（1）凯西先生和史密斯先生担任顾问董事。（2）哈克特先生担任治理委员会主席。（3）McMahen先生担任审计和冲突委员会主席。（4）安德拉斯先生担任名誉董事。

133

项目12.某些受益所有人的担保所有权和

管理和相关的共同事务。

某些实益拥有人的担保所有权

下表列出截至2019年2月15日，企业GP已知实益拥有超过5%的有限合伙人单位的每个人的某些信息:

		数额和
		A.性质
标题	姓名和地址	有益的	百分比
班级	实益拥有人的权益	所有权	类别
共同单位	Randa Duncan Williams（1）	697,780,395	31.9%
	路易斯安那州大街1100号，10号。^TH地板
	德克萨斯州休斯敦77002

(1) 关于邓肯·威廉姆斯女士对我们共同单位的全部实益拥有的所有权数额的详细清单，请参见下面第三部分第12项中“管理的安全所有权”一节中的表格。

如前所述，Duncan Williams女士是DD LLC的受托人和EPCO的受托人。邓肯·威廉姆斯女士目前也是EPCO的董事长和董事，董事会主席和企业GP的董事。Duncan Williams女士否认由EPCO受托人和DD LLC受托人实益拥有的有限合伙人单位的实益所有权，但在她对这些单位的投票和处置权益的范围内除外。

管理的安全所有权

下表列出了截至2月15日我们共有单位的实益拥有情况，2019年，由（i）我们为2018年指定的执行人员；（ii）企业GP的现任董事；及（iii）企业GP作为集团的现任董事及执行人员（包括指定的执行人员）。所有实益拥有权资料均由各董事及执行人员提供。除非另有说明，每个人对所示证券拥有唯一的投票权和处置权。

		数额和
	与	A.性质
	企业GP	有益的	百分比
	于2019年2月15日	所有权	班级
Randa Duncan Williams:	董事兼董事会主席
EPCO表决权信托控制的单位:
通过EPCO		66,408,549	3.0%
通过EPCO投资公司。		8,346,154	*
通过EPCO Holdings，Inc.		590,944,499	27.0%
通过雇员伙伴关系		14,773,688	*
由Alkek和Williams，Ltd.控制的单位。		389,021	*
由Cha斯维尔有限公司控制的单位。		10,000	*
家族信托控制的单位（1）		16,895,354	*
个人拥有的单位（2）		13,130	*
Randa Duncan Williams共计		697,780,395	31.9%

*代表少于1%类别的实益拥有权
(1) 提交给邓肯·威廉姆斯女士的普通单位数量包括家庭信托持有的普通单位，她担任实体受托人的董事，但已经放弃了实益所有权（除了她在其中的金钱利益）。 (2) 为Duncan Williams女士提供的共同单位包括其配偶持有的9090个共同单位和与其配偶共同持有的4040个共同单位。

134

EPCO及其私人控股的附属公司已将其拥有的108,222,618个共同单位中的108,222,618个作为其信贷设施下的担保。这些信贷便利包括关于潜在违约事件的习惯规定。因此，如果最终发生违约事件，这些单位的所有权可能发生变更。

		数额和
	与	A.性质
	企业GP	有益的	百分比
	于2019年2月15日	所有权	班级
Richard H.Bachmann（1）	董事兼董事会副主席	1,530,926	*
A.James Teague（2,3）	董事兼首席执行官	1,916,429	*
W.Randall Fowler（2,4）	董事兼总裁兼首席财务官	1,550,760	*
Carin M. Barth	董事	44,420	*
Murray E.Brasseux（5）	董事	15,767	*
James T.Hackett（6）	董事	272,578	*
Charles E. McMahen	董事	110,974	*
William C. Montgomery	董事	49,920	*
John R. Rutherford	董事	21,085	*
Richard S.Snell（7）	董事	69,286	*
Harry P.Weitzel（8）	董事兼高级副总裁，总法律顾问兼秘书	71,035	*
William Ordemann（2,9）	执行副总裁	1,018,321	*
Graham W.Bacon（2,10）	执行副总裁	261,363	*
Brent B.Secrest（2,11）	高级副总裁	77,397	*
Bryan F.Bulawa（2,12）	前高级副总裁兼首席财务官	163,787	*
企业GP的所有董事和执行人员（包括所有指定的执行人员），作为一个集团（总共18人）（13人）		705,134,366	32.2%

*代表少于1%类别的实益拥有权
(1) 提交给Bachmann先生的共同单位数包括其配偶持有的9588个共同单位。此外，提交给Bachmann先生的共同单位数包括2019年2月底归属的总计150000个幻影单位，这导致在调整任何预扣税款之前，发放了同等数量的共同单位。 (2) 截至2018年12月31日止年度，该等人士获委任为执行人员。 (3) 提交给Teague先生的共同单位数目包括（一）信托持有的56390个共同单位和（二）配偶持有的37175个共同单位。此外，提交给Teague先生的共同单位数量包括2019年2月底归属的总计146075个幽灵单位，这导致在调整任何预扣税款之前，发行了同等数量的共同单位。 (4) 为Fowler先生提供的共同单位数目包括由家庭有限合伙企业持有的510,000个共同单位（除他的金钱利益外，他已放弃实益所有权）。此外，提交给Fowler先生的共同单位数包括2019年2月底归属的总计113262个幻象单位，这导致在调整任何预扣税款前发放了同等数量的共同单位。 (5) 为Brasseux先生提供的共同单位数包括其配偶持有的2882个共同单位。 (6) 提交给哈克特先生的共同单位数目包括（一）家庭信托持有的9661个共同单位和（二）家庭有限合伙持有的33000个共同单位。 (7) 为Snell先生提供的共同单位数目包括其配偶持有的2956个共同单位。 (8) 提交给魏策尔先生的普通单位数量包括2019年2月下旬归属的总计23,400个幻影单位，这导致在调整任何预扣税款之前，发行了同等数量的普通单位。（9）提交给Ordemann先生的共同单位数目包括2019年2月底归属的合计55,250个幻象单位，导致在调整任何预扣税款之前，发行了同等数量的共同单位。 (10) 提交给培根先生的共同单位数量包括2019年2月底归属的总计55,250个幻影单位，这导致在调整任何预扣税款之前，发行了同等数量的共同单位。（11）提交给Secrest先生的共同单位数目包括2019年2月底归属的合计24,375个虚拟单位，导致在调整任何预扣税款之前，发行了同等数量的共同单位。（12）所提交的拥有权资料是基于Bulawa先生于紧接辞任前据报持有我们的共同单位。Bulawa先生自2018年8月24日起辞任。（13）累计，2019年2月底，该集团的实益拥有数量包括总计601,916个虚拟单位，这导致在调整任何预扣税款之前，发行了同等数量的共同单位。

135

股权准则

为了进一步使我们的普通合伙人董事和执行董事的利益和行动与我们的长期利益以及我们的普通合伙人和其他股东的利益和行动保持一致，董事会通过并批准了我们的普通合伙人董事和执行董事的某些股权归属准则。根据这些准则:

§	我们的普通合伙人的每一位非管理董事都必须拥有企业共同单位，其总价值（如准则中所定义的）是该非管理董事在最近完成的日历年度在董事会服务的年度现金总额的三倍；以及

§	我们的普通合伙人的每个执行干事都必须拥有企业共同单位，在最近完成的日历年度，这些执行干事的年度基薪总额（如准则中定义的）是美元总额的三倍。

根据股权补偿计划获授权发行的证券

目前，2008年计划是EPCO唯一的长期激励计划，根据该计划，我们的共同单位已获授权发行。2008年计划规定授予我们的共同单位和其他权利，授予我们的非管理董事和EPCO及其附属公司为我们提供服务的顾问和雇员。2008年计划下的奖项可以单位期权、受限制的普通单位、幻象单位、UARS、DERS、单位奖励和其他单位基础奖励或替代奖励的形式授予。下表列出了截至2019年1月1日的2008年计划的某些信息。

			数目
			单位
			剩余部分
			可供选择
	数目		未来发行
	至	加权-	权益项下
	发行	平均水平	Compensation
	经练习后	行权价格	计划（不包括
	未偿债务	未偿债务	证券
	共同单位	共同单位	反映在
计划类别	备选方案	备选方案	（a）栏）
	（a）	（b）	（c）
股东批准的股权补偿方案:
2008年计划（1）	--	--	24,116,132
未获单位股东批准的股权补偿方案:
无	--	--	--
股权补偿计划共计	--	--	24,116,132

(1) 于2018年12月31日，根据2008年计划获授权发行的共同单位总数为45,000,000个共同单位。该数额于2019年1月1日增加了5,000,000个共同单位，并将在2008年计划期间随后的每1月1日再增加5,000,000个共同单位；但是，在任何情况下，根据2008年计划可供发放的最大总额不得超过70,000,000个共同单位。

136

项目13.某些关系和相关交易，

以及导演的独立性。

某些关系和关联交易

我们认为，我们的关联方协议的条款和规定对我们是公平的；然而，这种协议和交易可能不会像我们从没有注册的第三方那里得到的那样对我们有利。

有关本公司关联交易的补充资料载于本年度报告第二部分第8项所列合并财务报表附注15，并作为参考纳入本第三部分第13项。

与关联方交易的审查和批准

我们一方面考虑我们与子公司和未合并的关联公司之间的交易，一方面考虑我们的执行人员和董事（或其直系亲属）、我们的普通合伙人或其关联公司（包括DD LLC受托人或EPCO受托人拥有或控制的其他公司）之间的交易，另一方面，是关联交易。正如下面进一步描述的，我们的合伙协议规定了一般程序，通过这些程序，关联交易和利益冲突可以由企业GP或其审计和冲突委员会批准或解决。此外，审计和冲突委员会章程、企业GP书面内部审查和批准政策和程序（简称其“管理授权政策” ）以及经修订和重述的ASA与EPCO处理具体类型的关联交易，如下面进一步描述的。

我们的审计和冲突委员会由五名独立董事组成:Brasseux先生、McMahen先生、Montgomery先生、Rutherford先生和Snell先生。根据《章程》，审计和冲突委员会审查和批准关联交易:

§	根据我们的合伙协议或企业GP的有限责任公司协议，该等协议可不时修订；

§	企业GP或我们的任何附属公司的高级人员或董事，或该高级人员或董事的直系亲属，具有重大的财务利益或以其他方式为一方；

§	管理层或董事会要求时；

§	价值500万美元或以上（除非此种交易相当于公平交易或第三方交易）；或

它有时认为适当的。

审核及冲突委员会于截至2018年12月31日止年度并无审核或批准任何关联交易。

企业GP的管理授权政策一般要求董事会批准资产购买或销售交易和资本支出，只要这些交易的价值超过2.5亿美元。如果任何此类交易也是关联交易，通常也需要审计和冲突委员会根据其章程进行审查。

如前所述，我们的所有管理、行政和运营职能都是由EPCO的雇员（根据行政服务协议或ASA）或其他服务提供商履行的。ASA管理着我们、企业GP和EPCO及其附属公司之间的许多日常交易，包括EPCO向我们提供行政和其他服务，以及我们向EPCO偿还这些服务的费用，不加标记或折扣。我们的审计和冲突委员会审查、核准和向审计委员会提出建议，审计委员会在收到这些建议后也核准了该建议。

137

不属于ASA范围、未经审计和冲突委员会审查的关联交易，受企业GP管理授权政策的约束。这一政策适用于关联交易以及与第三方的交易，规定了我们的普通合伙人的官员和董事会授权各类交易的门槛，包括资产的购买和销售、商业和金融交易以及法律协议。

审计和冲突委员会审查伙伴关系协定标准

根据我们的合伙协议，每当企业GP或其任何附属公司与我们、我们的任何附属公司或任何合伙人之间存在或产生潜在的利益冲突时，企业GP或其附属公司就该等利益冲突所作出的任何决议或采取的任何行动，均获我们的有限合伙人准许及认为已获批准，并不构成违反我们的合伙协议或该等协议所设想的任何协议，或法律或公平所规定或暗示的任何义务，如该决议或诉讼程序对我们而言是公平合理的，或根据合伙协议的运作而被认为是公平合理的；但，如果审计和冲突委员会的大多数成员（即，（ii）在客观上可证明对我们有利的条件下，给予“特别批准” （special approvement）或（ii）对我们有利的条件，与一般向第三方提供或可从第三方获得的条件相同。

审计和冲突委员会（与其特别审批程序有关）在解决利益冲突时，可考虑下列事项:

§	冲突、协议、交易或情况的任何一方的相对利益以及与此种利益有关的利益和负担；

§	所涉各方之间关系的整体（包括可能对我们特别有利或有利的其他交易）；

§	（a）任何习惯或公认的行业惯例以及与某一缔约方的任何习惯或历史交易；

§	适用的公认会计或工程实践或原则；

§	有关各方的相对资本成本及由此产生的对该等各方权益持有人的收益率；及

§	审计和冲突委员会全权决定在这种情况下是否相关、合理或适当的其他因素。

审计和冲突委员会对某项交易进行的审查和开展的工作的程度因交易的性质和审计和冲突委员会义务的范围而不同。审计和冲突委员会在审查交易过程中可酌情履行的职能的实例包括但不限于:

§	评估交易的业务原理；

§	审查拟议交易的条款和条件，包括考虑和融资要求（如果有的话）；

§	评估交易对我们的营运结果、财务状况、可供分配的现金、物业或前景的影响；

§	进行尽职调查，包括与管理层和其他代表面谈和讨论，审查管理层和其他代表的交易材料和调查结果；

§	考虑到交易对当事人的相对利弊；

138

§	请第三方财务顾问提供财务咨询和协助，包括在提出要求时提出公平意见；

聘请法律顾问；及

§	评估和谈判交易并建议批准或批准交易（视情况而定）。

我们的伙伴关系协定中没有任何规定要求审计和冲突委员会审议除我们以外的任何一方的利益。在没有审计和冲突委员会或我们的普通合伙人恶意行事的情况下，作出了决议、行动或条件，审计和冲突委员会或我们的普通合伙人就此事项采取或提供（包括给予特别批准）被视为对所有人（包括我们的所有有限合伙人）具有决定性和约束力，不构成违反合伙协议的行为，或由此设想的任何其他协议，或违反在我们的合伙协议中或根据特拉华州修订的统一有限合伙法案或任何其他法律、规则或条例规定的任何照顾或责任标准。我们的伙伴关系协定规定，假定审计和冲突委员会或我们的普通伙伴作出、采取或提供的决议、行动或条款不是恶意作出、采取或提供的，而在任何有限合伙人或由该有限合伙人或任何其他有限合伙人或我们提出或代表该有限合伙人或任何其他有限合伙人或我们提出质疑该决议、行动或条款的任何法律程序中，提出或检控该等法律程序的人将有责任克服该等推定。

董事独立性

审计和冲突委员会的每一位现任成员，即Brasseux先生、McMahen先生、Montgomery先生、Rutherford先生和Snell先生，以及治理委员会的两位成员，即Barth女士和Hackett先生，都已被确定为独立于适用的纽交所上市标准和SEC规则。关于适用于我们的董事会的独立标准和董事会在作出独立决定时考虑的因素的讨论，请参阅本年度报告第三部分第10项所列的“伙伴关系治理” 。

其他事项

Teague先生的一名直系亲属和Ordemann先生的两名直系亲属是EPCO的雇员，他们代表我们提供服务。这些个人都不担任企业GP、EPCO或其各自关联公司的执行干事，每个此类个人的薪酬和其他就业条件都是根据EPCO的人力资源政策确定的。2018年，Teague先生的直系亲属从EPCO获得的报酬总额为55万美元；Ordemann先生的两名直系亲属从EPCO获得的报酬总额分别为18万美元和17.5万美元。

2018年，邓肯·威廉姆斯女士的直系亲属是EPCO的一名雇员，她代表我们提供服务。该个人没有担任企业GP、EPCO或其各自的任何关联公司的执行干事，该个人的薪酬和其他就业条件是根据EPCO的人力资源政策确定的。2018年，这名个人从EPCO获得了14万美元的赔偿。

Brasseux先生拥有Worldwide Power Products，LLC（ “Worldwide” ）的少数股权，该公司是一家私营公司，从事购买、销售、租赁和维修发电机以及买卖发电机零部件。Brasseux的女婿是世界各地的首席执行官和多数股权所有者。我们不时与世界各地进行商业交易。虽然这些交易涉及的美元总额历史上没有超过120000美元，但这些交易涉及的美元总额今后可能超过120000美元。这些交易的条款是在武器期限基础上确定的，Brasseux先生（不担任世界各地的雇员或董事）不参与任何此类交易的谈判或批准。

139

项目14.主要会计师费用和服务。

在我们的普通合伙人的审计和冲突委员会的批准下，我们聘请德勤会计师事务所（Deloitte&Touche LLP）、德勤华永会计师事务所（Deloitte&Touche Ltd）及其各自的关联公司（统称“德勤会计师事务所” ）作为我们的独立注册会计师事务所和主要会计师。下表总结了德勤会计师事务所对我们提出的每一年的账单金额，视情况而定:

	截至12月31日，
	2018		2017
审计费用（1）	$	5,253,365	$	5,047,700

(1) 2018年和2017年的审计费用分别包括50000美元和135000美元，这些费用由业务伙伴偿还。

如上表所示， “审计费用”是指每年与下列事项有关的费用: （一）对以表格10-K提交的合并财务报表的年度审计和对财务报告的相关内部控制；（二）对以表格10-Q提交的合并财务报表的季度审查（iii）对我们的合并附属公司进行独立的年度审计，以及（iv）德勤会计师事务所通常就我们的法定及规管文件或聘用而提供的服务，包括与证券交易委员会事宜有关的安慰函、同意书及其他服务。在过去两年中，我们没有聘请德勤会计师事务所为我们提供任何其他服务。我们被禁止使用德勤会计师事务所（Deloitte&Touche）为我们执行一般的簿记、人力资源或管理职能，以及PCAOB不允许的任何其他服务。

在其监督职责方面，审计和冲突委员会通过了一项关于德勤会计师事务所将提供的任何服务的事前审批政策。审批前政策包括四个主要服务类别:审计、审计相关、税务等。当需要Deloitte&Touche的服务时，管理层和Deloitte&Touche将与审计和冲突委员会讨论拟议的工作。这些讨论通常涉及项目的原因、要开展的工作的范围以及德勤会计师事务所将为此类工作收取的费用的估计。审计和冲突委员会与管理层和德勤会计师事务所讨论了这一请求，如果认为德勤会计师事务所有必要和适当开展这项工作，则在提交的费用估计数（最初的“预先核准”费用数额）的前提下批准这一请求。如果在较晚的日期，初步的预先核准的费用似乎不足以完成工作，管理层和德勤会计师事务所必须向审计和冲突委员会提出补充请求，以增加核准的费用以及增加的原因。根据预先批准的政策，管理层不能自行授权在预先批准的数额之外为德勤会计师事务所支出。每季度，审计和冲突委员会提供一个时间表，比较每一主要服务类别的预先核定数额和每一类服务的实际收费。我们认为，审计和冲突委员会的预先批准程序有助于确保德勤会计师事务所独立于管理层。

140

第四部分

项目15.展览和财务报表附表。

以下文件作为年度报告的一部分提交:

(1)

财务报表:请参阅本年度报告F-1页开始的“合并财务报表索引” 。

(2)

财务报表附表:由于财务报表附表不适用，或其所要求的资料出现在我们的综合财务报表的脚注中，财务报表附表的单独存档被省略。

(3)

展览:

展览数目	展览*
2.1	截至2003年12月15日，由企业产品合作伙伴L.P. 、企业产品GP，LLC、企业产品管理有限责任公司、Gulfterra Energy Partners，L.P.和Gulfterra Energy Company，L.L.C.签署并签署合并协议（作为参考，2003年12月15日提交的表格8-K文件，表2.1）。
2.2	截至2004年8月31日，由企业产品合作伙伴L.P. 、企业产品GP，LLC、企业产品管理有限责任公司、Gulfterra Energy Partners，L.P.和Gulfterra Energy Company，L.L.C.修订《合并协议》第1号（2004年9月7日以表格8-K提交的参考文件2.1合并）。
2.3	截至2003年12月15日的母公司协议，由企业产品合作伙伴L.P. 、企业产品GP，LLC、企业产品GTM，LLC、ElPaso公司、Sabine River Investors I，L.L.C. 、Sabine River Investors II，L.L.C. 、ElPaso Epn Investments签署，L.L.C.和Gulfterra GP控股公司（2003年12月15日以2.2号表格8-K的形式提交作为参考。
2.4	截至2004年4月19日，由企业产品合作伙伴L.P. 、企业产品GP，LLC、企业产品GTM，LLC、ElPaso公司、Sabine River Investors I，L.L.C. 、Sabine River Investors II，L.L.C. 、ElPaso Epn Investments和它们之间修订的第1号母公司协议，L.L.C.和Gulfterra GP控股公司（2004年4月21日以2.1号表格8-K提交的参考文件的形式注册成立）。
2.5	截至2003年12月15日，由埃尔帕索公司、埃尔帕索外勤服务管理公司、埃尔帕索传动公司和L.L.C.之间签订的购销协议（天然气厂），ElPaso Field Services Holding Company and Enterprise Products Operating L.P. （通过参考2003年12月15日提交的表格8-K表格2.4而注册成立）。
2.6	协议和合并计划，日期为2009年6月28日，由企业产品合作伙伴L.P. 、企业产品GP，LLC、企业子B LLC、Tepco Partners，L.P.和Texas Eastern Products Pipeline Company，LLC（作为参考文献2.1,2009年6月29日提交的表格8-K文件合并）。
2.7	协议和合并计划，日期为2009年6月28日，由企业产品合作伙伴L.P. 、企业产品GP，LLC、企业子A LLC、Tepco Partners，L.P.和Texas Eastern Products Pipeline Company，LLC（作为参考文献2.2,2009年6月29日的表格8-K备案）签署和签署。
2.8	协议和合并计划，日期为2010年9月3日，由企业产品合作伙伴L.P. 、企业产品GP，LLC、企业ETE LLC、企业GP Holdings L.P.和EPE Holdings，LLC签署和签署（参考2010年9月7日提交的表格8-K表格2.1）。
2.9	协议和合并计划，日期为2010年9月3日，由企业产品GP，LLC，企业GP控股L.P.和EPE Holdings，LLC（通过参考2010年9月7日提交的8-K表格2.2合并）。

141

2.10	截至2010年9月30日，由企业产品公司和企业产品合作伙伴L.P.签署和签署的缴款协议（参照2010年10月1日提交的表格8-K表格2.1合并）。
2.11	截至2011年4月28日，企业产品合作伙伴L.P. 、企业产品控股有限责任公司、EPD Mergerco有限责任公司、Duncan Energy Partners L.P.和Dep Holdings有限责任公司之间的协议和合并计划（参见2011年4月29日提交的表格8-K表格2.1）。
2.12	截至2014年10月1日，由企业产品合作伙伴L.P. 、OilTanking Holding Americas，Inc.和OTB Holdco，LLC.签署和签署的捐款和购买协议（参见2014年10月1日提交的表格8-K文件中的图表2.1）。
2.13	截至2014年11月11日，由企业产品合作伙伴L.P. 、企业产品控股有限公司、EPOT Mergerco LLC、OilTanking Partners、L.P.和OTLP GP，LLC（参考2014年11月12日提交的表格8-K文件，表2.1合并）和企业产品合作伙伴L.P.之间的协议和合并计划。
2.14	截至2018年6月6日，企业产品合作伙伴L.P. 、OilTanking Holding Americas，Inc. 、Enterprise Products Holdings LLC和Marquard&Bahls，AG对《出资和购买协议》的第1号修正案（参见2018年6月12日提交的表格8-K表格2.2）。
3.1	企业产品合作伙伴有限合伙证书L.P. （通过参考2007年11月9日提交的表格10-Q表3.6并入）。
3.2	2010年11月22日向特拉华州国务秘书提交的《企业产品合作伙伴有限合伙企业证书修正证书》（参见2010年11月23日提交的表格8-K表3.6）。
3.3	2010年11月22日经修订和重述的《企业产品合作伙伴有限合伙协议》（见表3.2至表8-K，2010年11月23日提交的文件）。
3.4	2011年8月11日起生效的《企业产品合作伙伴有限合伙协议》第1至第6号修正案（参见2011年8月16日提交的表格8-K表格3.1）。
3.5	第2号至第6号修订及重述《企业产品合作伙伴有限合伙协议》，自2014年8月21日起生效（参见2014年8月26日提交的表格8-K表格3.1）。
3.6	于2017年11月28日修订及重述的《企业产品合作伙伴有限合伙协议第6号》的第3号修正案（以提述2017年12月1日提交的表格8-K表格3.1为参考）。
3.7#	于2019年2月26日修订及重述《企业产品合作伙伴有限合伙协议第6号》的第4号修正案。
3.8	企业产品控股有限责任公司（前称EPE Holdings，LLC）的组建证书（作为参考，表3.3以S-1/A注册报表的形式并入，REG）。第333-124320号，2005年7月22日由企业GP控股公司L.P.提交。
3.9	2010年11月22日向特拉华州州务卿提交的《企业产品控股有限公司（前称EPE Holdings，LLC）组建证书修正案》（参见2010年11月23日提交的表3.5至表8-K）。
3.10	第五次修订和重述企业产品控股有限责任公司的有限责任公司协议，日期为2011年9月7日生效（通过参考2011年9月8日提交的表格8-K的第3.1条合并）。
3.11	第1号至第5号修订及重述企业产品控股有限公司有限责任公司协议，日期自2017年4月26日起生效（以提述2017年5月2日提交的表格8-K表格3.1的方式并入）。
3.12	企业产品运营有限责任公司日期为2007年6月30日的公司协议（通过参考2007年8月8日提交的表格10-Q表格3.3并入）。
3.13	2003年12月3日的《企业产品注册证书》（见S-4注册声明表3.5，第333-121665号，2004年12月27日提交）。
3.14	2003年12月8日的《企业产品条例》（见表3.6，表格S-4注册声明，第333-121665号，2004年12月27日提交）。

142

4.1	共同单位证书的形式（作为参考，在2011年8月16日提交的表格8-K中，将表A至表3.1合并）。
4.2	截至2000年3月15日，在以L.P.为发行人、以L.P.为担保人的企业产品合作伙伴和以第一联合国家银行为受托人的企业产品之间订立契约（参照2000年3月14日提交的表格8-K表格4.1）。
4.3	截至2003年2月14日的第二份补充合同，包括作为发行人的L.P.经营的企业产品、作为担保人的L.P.经营的企业产品合作伙伴和作为受托人的Wachovia Bank，全国协会（参照2003年3月31日提交的表格10-K表格4.3合并）。
4.4	截至2007年6月30日的第三份补充合同，包括作为原始发行人的L.P.经营的企业产品、作为母公司担保人的L.P.经营的企业产品、作为新发行人的L.P.经营的企业产品有限责任公司和美国银行全国协会，作为继任人受托人（参见2007年8月8日提交的第10-Q号表格第4.55条）。
4.5	截至2004年10月4日，在L.P.作为发行人的企业产品、L.P.作为母公司担保人的企业产品合作伙伴和作为受托人的富国银行（2004年10月6日以表格8-K提交的表格4.1作为参考文件合并）。
4.6	第四份补充合同，日期为2004年10月4日，在作为发行人的L.P.经营的企业产品、作为母公司担保人的L.P.经营的企业产品合作伙伴和作为受托人的富国银行，全国协会之间（参照2004年10月6日提交的表格8-K表格4.5合并）。
4.7	截至2005年3月2日的第六份补充合同，包括作为发行人的L.P.经营的企业产品、作为母公司担保人的L.P.经营的企业产品合作伙伴和作为受托人的富国银行，全国协会（参照2005年3月3日提交的表格8-K表格4.3合并）。
4.8	截至2006年8月25日经修订和重述的第8份补充合同，包括作为发行人的L.P.经营的企业产品、作为母公司担保人的L.P.经营的企业产品合作伙伴和作为受托人的富国银行，全国协会（参照2006年8月25日提交的表格8-K表格4.2合并）。
4.9	截至2007年5月24日的第9份补充合同，其中包括作为发行人的L.P.经营的企业产品、作为母公司担保人的L.P.经营的企业产品合作伙伴和作为受托人的富国银行，全国协会（2007年5月24日以表格8-K提交的表格4.2作为参考）。
4.10	截至2007年6月30日的第10份补充合同，包括作为原始发行人的L.P.经营的企业产品、作为母公司担保人的L.P.经营的企业产品有限责任公司作为新发行人的L.P.经营的企业产品和富国银行、全国协会，作为受托人（参考2007年8月8日提交的表格10-Q表4.54合并）。
4.11	截至2008年4月3日，在作为发行人的企业产品运营有限责任公司（Enterprise Products Operating LLC）、作为母公司担保人的企业产品合作伙伴L.P.和作为受托人的富国银行（WellsFargo Bank，National Association，AS Trustee）之间订立了第十三份补充契约（参见2008年4月3日提交的表格8-K表格4.4）。
4.12	截至2009年10月5日，在作为发行人的企业产品运营有限责任公司、作为母公司担保人的企业产品合作伙伴L.P.和作为受托人的富国银行国家协会之间订立了第十六份补充合同（参见2009年10月5日提交的表格8-K表格4.3）。
4.13	截至2009年10月27日，在作为发行人的企业产品运营有限责任公司（Enterprise Products Operating LLC）、作为母公司担保人的企业产品合作伙伴L.P.和作为受托人的富国银行（WellsFargo Bank，National Association，AS Trustee）之间订立了第17份补充契约（参见2009年10月28日提交的表格8-K文件中的4.1部分）。
4.14	截至2009年10月27日，在作为发行人的企业产品运营有限责任公司、作为母公司担保人的企业产品合作伙伴L.P.和作为受托人的富国银行（2009年10月28日以表格8-K提交的表格4.2作为参考）之间订立了第十八份补充合同。
4.15	截至2010年5月20日，企业产品运营有限责任公司作为发行人、企业产品合作伙伴L.P.作为母公司担保人和富国银行国家协会作为受托人（参照2010年5月20日提交的表格8-K表4.3合并）之间的第十九份补充合同。

143

4.16	截至2011年1月13日的第二十份补充合同，包括作为发行人的企业产品运营有限责任公司、作为母公司担保人的企业产品合作伙伴L.P.和作为受托人的富国银行国家协会（参照2011年1月13日提交的表格8-K表4.3合并）。
4.17	截至2011年8月24日，企业产品运营有限责任公司作为发行人、企业产品合作伙伴L.P.作为母公司担保人和富国银行国家协会作为受托人之间订立了第21份补充契约（参见2011年8月24日提交的表格8-K表格4.3）。
4.18	截至2012年2月15日，在作为发行人的企业产品运营有限责任公司、作为母公司担保人的企业产品合作伙伴L.P.和作为受托人的富国银行国家协会之间（参照2012年5月10日提交的第10-Q号表格第4.25号文件合并）。
4.19	截至2012年8月13日，在作为发行人的企业产品运营有限责任公司（Enterprise Products Operating LLC）、作为母公司担保人的企业产品合作伙伴公司（Enterprise Products Partners L.P. ）和作为受托人的富国银行（Wells Fargo Bank，National Association）之间订立了第二十三份补充契约（参见2012年8月13日提交的表格8-K文件中的4.3部分）。
4.20	截至2013年3月18日，在作为发行人的企业产品运营有限责任公司（Enterprise Products Operating LLC）、作为担保人的企业产品合作伙伴L.P.和作为受托人的富国银行（WellsFargo Bank，National Association，AS Trustee）之间订立了第24份补充契约（参见2013年3月18日提交的表格8-K文件中的4.3部分）。
4.21	截至2014年2月12日，在作为发行人的企业产品运营有限责任公司（Enterprise Products Operating LLC）、作为担保人的企业产品合作伙伴（Enterprise Products Partners L.P. ）和作为受托人的富国银行（Wells Fargo Bank，National Association）之间订立了第二十五份补充契约（参见2014年2月12日提交的表格8-K表格4.3）。
4.22	截至2014年10月14日，在作为发行人的企业产品运营有限责任公司（Enterprise Products Operating LLC）、作为担保人的企业产品合作伙伴（Enterprise Products Partners L.P. ）和作为受托人的富国银行（Wells Fargo Bank，National Association）之间订立了第26份补充契约（参见2014年10月14日提交的表格8-K表格4.4）。
4.23	截至2015年5月7日，企业产品运营有限责任公司作为发行人、企业产品合作伙伴L.P. （作为母公司担保人）和富国银行（全国协会）作为委托人之间的第二十七份补充契约E (在2015年5月7日提交的Form8-K文件中，以参考文献4.3的形式并入。
4.24	第二十八份补充契约，日期截至2016年4月13日，在作为发行人的企业产品运营有限责任公司、作为担保人的企业产品合作伙伴L.P.和作为受托人的富国银行，国家协会之间（参考2016年4月13日提交的表格8-K表格4.4合并）。
4.25	第二十九份补充契约，日期截至2017年8月16日，在作为发行人的企业产品运营有限责任公司、作为担保人的企业产品合作伙伴L.P.和作为受托人的富国银行（2017年8月16日以表格8-K提交的表格4.3作为参考合并）。
4.26	截至2018年2月15日，企业产品运营有限责任公司作为发行人、企业产品合作伙伴L.P.作为担保人和富国银行，全国协会作为受托人（参考2018年2月15日提交的表格8-K表格4.4合并）之间的第三十份补充契约。
4.27	截至2018年2月15日，企业产品运营有限责任公司作为发行人、企业产品合作伙伴L.P.作为担保人和富国银行国家协会作为受托人之间的第三十一份补充契约（参见2018年2月15日提交的表格8-K表格4.3）。
4.28	截至2018年10月11日，企业产品运营有限责任公司作为发行人、企业产品合作伙伴L.P.作为担保人和富国银行国家协会作为受托人之间的第三十二份补充契约（参见2018年10月11日提交的表格8-K文件中的4.3部分）。

144

4.29	2033年到期的4.992亿美元本金总额为6.875%的B系列优先票据的形式，并附有担保（作为参考，见A表至2003年3月31日提交的表10-K中的表4.3）。
4.30	2034年到期的3.5亿美元本金总额为6.65%的B系列优先票据（见表4.19，表格S-3注册声明，REG）。第333-123150号，2005年3月4日提交。
4.31	2.5亿美元本金总额为5.75%的B系列优先票据，附担保（参见2005年11月4日提交的表格10-Q表格4.32，表4.32）。
4.32	2066年到期的本金总额为5.5亿美元的次级次级优先票据的全球票据形式，并附有担保（作为参考文件A至2006年8月25日提交的表格8-K的第4.2号展览）。
4.33	2019年到期的7亿美元本金总额为6.50%的优先票据的全球票据的形式，并附有担保（作为参考，见表A至表4.4至表8-K，2008年4月3日提交的文件）。
4.34	2020年到期的5.25%优先票据的本金总额为5.000亿美元的全球票据的形式，并附有担保（作为参考，见表A至2009年10月5日提交的表格8-K文件中的4.3号文件）。
4.35	2039年到期的6.125%优先票据的本金总额为6亿美元的全球票据形式，并附有担保（参见B表至2009年10月5日提交的表格8-K表4.3）。
4.36	2018年到期的3.497亿美元本金总额为6.65%的优先票据的全球票据形式，并附有担保（作为参考文件D至2009年10月28日提交的表格8-K文件的4.1的参考文件）。
4.37	2038年到期的3.996亿美元本金总额为7.55%的优先票据的全球票据的形式，并附有担保（作为参考，在2009年10月28日提交的表格8-K文件中，以E号图表4.1的形式并入）。
4.38	2067年到期的2.858亿美元本金金额的次级次级优先票据的全球票据形式，并附有担保（作为参考，见A表至2009年10月28日提交的表格8-K表4.2）。
4.39	2020年到期的10亿美元本金总额为5.20%的优先票据，并附有担保（参见表B至表4.3至表8-K，2010年5月20日提交的文件）。
4.40	6亿美元本金总额为6.45%的2040年到期优先票据的全球票据形式，并附有担保（见表C至表4.3至表8-K，2010年5月20日提交的文件）。
4.41	2041年到期的7.5亿美元本金总额为5.95%的优先票据的全球票据形式，附担保（参见B表至2011年1月13日提交的表8-K表4.3）。
4.42	2022年到期的6.5亿美元本金总额为4.05%的优先票据的全球票据形式，附有担保（作为参考，见表A至表4.3至表8-K，2011年8月24日提交的文件）。
4.43	2042年到期的6亿美元本金总额为5.70%的优先票据的全球票据形式，附担保（参见B表至2011年8月24日提交的表8-K表4.3）。
4.44	2042年到期的7.5亿美元本金总额为4.85%的优先票据的全球票据形式，附有担保（作为参考，见表A至表4.25,2012年5月10日提交的表格10-Q）。
4.45	2043年到期的11亿美元本金总额为4.45%的优先票据，并附有担保（参见B表至2012年8月13日提交的表8-K表4.3）。
4.46	2023年到期的12.5亿美元本金总额为3.35%的优先票据的全球票据形式，附有担保（作为参考，见表A至表4.3至表8-K，2013年3月18日提交的文件）。

145

4.47	2044年到期的10亿美元本金总额为4.85%的优先票据，并附有担保（参见表B至表4.3至表8-K，2013年3月18日提交的文件）。
4.48	2024年到期的8.5亿美元本金总额为3.90%的优先票据的全球票据形式，并附有担保（作为参考，见表A至2014年2月12日提交的表8-K中的表4.3）。
4.49	2045年到期的11.5亿美元本金总额为5.10%的优先票据，并附有担保（参见表B至表4.3至表8-K，2014年2月12日提交的文件）。
4.50	2019年到期的8亿美元本金总额为2.55%的优先票据的全球票据的形式，并附有担保（作为参考，见表A至2014年10月14日提交的表格8-K文件中的4.4号文件）。
4.51	2025年到期的11.5亿美元本金总额为3.75%的优先票据，附有担保（参见B表至2014年10月14日提交的表格8-K表4.4）。
4.52	2054年到期的4.95%优先票据的本金总额为4亿美元的全球票据的形式，并附有担保（作为参考，在2014年10月14日提交的表格8-K文件中，以C号图表4.4的形式并入）。
4.53	2044年到期的4.85%优先票据的本金总额为4.00亿美元的全球票据形式，并附有担保（参见B表至2013年3月18日提交的表格8-K表4.3）。
4.54	2018年到期的7.5亿美元本金总额为1.65%的优先票据的全球票据的形式，并附有担保（作为参考，见表A至2015年5月7日提交的表格8-K文件中的4.3号图表）。
4.55	2026年到期的8.750亿美元本金总额为3.70%的优先票据的全球票据形式，并附有担保（作为参考，见表B至表4.3至表8-K，2015年5月7日提交的文件）。
4.56	2046年到期的8.75亿美元本金总额为4.90%的优先票据的全球票据形式，并附有担保（作为参考文献C至2015年5月7日提交的表格8-K文件中的4.3号文件的参考文献）。
4.57	2021年到期的5.750亿美元本金总额为2.85%的优先票据的全球票据的形式，并附有担保（作为参考，见表A至2016年4月13日提交的表8-K的4.4号文件）。
4.58	2027年到期的5.750亿美元本金总额为3.95%的优先票据的全球票据的形式，并附有担保（作为参考文件B至2016年4月13日提交的表格8-K的4.4号文件的参考文件）。
4.59	2046年到期的1亿美元本金总额为4.90%的优先票据的全球票据形式，并附有担保（作为参考文件C至2015年5月7日提交的表格8-K文件的4.3的参考文件）。
4.60	2017年8月16日提交的表格8-K文件中，全球票据的形式为7亿美元本金金额的次级次级票据D，应于2077年到期，并附有担保（作为参考文件A至表4.3的参考文件）。
4.61	代表10亿美元本金金额的2077年到期的次级优先票据E的全球票据形式，并附有担保（作为参考，在2017年8月16日提交的表格8-K文件的表B至表4.3中并入）。
4.62	2021年到期的7.5亿美元本金总额为2.80%的优先票据的全球票据的形式，并附有担保（作为参考，见表A至2018年2月15日提交的表格8-K的4.4号文件）。
4.63	2048年到期的12.5亿美元本金总额为4.25%的优先票据的全球票据的形式，并附有担保（作为参考文件B至2018年2月15日提交的表格8-K中的4.4号文件的参考文件）。
4.64	2018年2月15日提交的表8-K中的表4.3作为参考，以A参考了表4.3的形式并入了应于2078年到期的本金总额为7亿美元的次级次级票据F。

146

4.65	2022年到期的7.5亿美元本金总额为3.50%的优先票据的全球票据形式，并附有担保（作为参考，见A表至2018年10月11日提交的表格8-K的4.3号文件）。
4.66	2028年到期的1,000.0百万美元本金总额为4.15%的优先票据的全球票据的形式，并附有担保（作为参考文件B至2018年10月11日提交的表格8-K文件的4.3的参考文件）。
4.67	2049年到期的4.80%优先票据的本金总额为12.50亿美元的全球票据的形式，并附有担保（作为参考展览C至2018年10月11日提交的表格8-K文件的图表4.3的参考）。
4.68	2006年7月18日，由L.P.运营的企业产品执行的替代资本契约，该契约中所描述的被覆盖的债券持有人（通过引用2006年7月19日提交的表8-K中的第99.1号来引用）。
4.69	2006年8月25日，由L.P.经营的企业产品执行的第一项《替代资本契约》修正案，该修正案以上述条款中所述的被涵盖的债权人为受益人（参见2006年8月25日提交的表格8-K的第99.2号文件）。
4.70	2007年5月24日，由L.P.经营的企业产品和L.P.经营的企业产品合作伙伴执行的替代资本契约，以支持其中所述的被覆盖的债券持有人（作为参考，2007年5月24日提交的表格8-K的第99.1号文件）。
4.71	替代资本契约，日期为2009年10月27日，由Enterprise Products Operating LLC和Enterprise Products Partners L.P.执行，以支持其中所述的被覆盖的债券持有人（通过引用2009年10月28日提交的Form8-K文件中的4.9号图表合并）。
4.72	2015年5月6日，由Enterprise Products Operating LLC和Enterprise Products Partners L.P.执行的对替换资本契约的修订，以支持其中所述的被覆盖的债券持有人（参考2015年5月8日提交的表格10-Q的4.59表）。
4.73	日期为2002年2月20日的合同，由作为发行人的TEPCO Partners，L.P. ，Ltd Products Pipeline Company，Limited Partnership，TCTM，L.P. ，TEPCO Midstream Companies，L.P.和Jonah Gas Collection Company，作为子公司担保人，以及第一联合国家银行，NA，作为受托人（参见2002年2月20日P.P.TEPCO Partners提交的表格8-K表99.2）。
4.74	补充契约，日期为2002年6月27日，由Tepco Partners，L.P.作为发行人，TE Products Pipeline Company，Limited Partnership，TCTM，L.P. ，Tepco Midstream Companies，L.P.和Jonah Gas Collection Company，作为初始附属公司担保人，Val Verde Gas Collection Company，L.P.作为新附属公司担保人，和Wachovia Bank，National Association 前称第一联合国家银行，作为受托人（参见2002年8月14日TEPCO Partners，L.P.提交的表格10-Q表4.6）。
4.75	2006年7月31日，全国协会Wachovia银行作为受托人，以Jonah Gas Collection Company的名义正式发布担保（参见2006年11月7日TEPCO Partners，L.P.提交的表格10-Q表4.8）。
4.76	第四份补充契约，日期为2007年6月30日，由Tepco Partners，L.P.作为发行人，TE Products Pipeline Company，Limited Partnership，TCTM，L.P. ，Tepco Midstream Companies，L.P. ，Val Verde Gas Collection Company，L.P. ，TE Products Pipeline Company，LLC和Tepco Midstream Companies，LLC作为附属担保人，和美国银行全国协会，作为受托人（通过参考2007年7月6日由TE Products Pipeline Company，LLC提交的Form8-K表4.3而注册成立）。
4.77	第六份补充合同，日期为2008年3月27日，由Tepco Partners，L.P.作为发行人，TE Products Pipeline Company，LLC，TCTM，L.P. ，Tepco Midstream Companies，LLC和Val Verde Gas Collection Company，L.P.作为附属担保人，以及美国银行全国协会签署，作为受托人（2008年5月8日，L.P.在2008年5月8日，TEPCO Partners提交的表格10-Q中，以4.12号图表的形式并入）。
4.78	第七份补充合同，日期为2008年3月27日，由Tepco Partners，L.P.作为发行人，TE Products Pipeline Company，LLC，TCTM，L.P. ，Tepco Midstream Companies，LLC和Val Verde Gas Collection Company，L.P.作为附属担保人，以及美国银行全国协会签署，作为受托人（2008年5月8日第10-Q号法律公告，L.P.以第4.13号文件第10-Q号文件为参考）。
4.79	第八份补充合同，日期为2009年10月27日，由Tepco Partners，L.P. ，作为发行人，TE Products Pipeline Company，LLC，TCTM，L.P. ，Tepco Midstream Companies，LLC和Val Verde Gas Collection Company，L.P. ，作为附属担保人，和美国银行全国协会签署，作为受托人（参见2009年10月28日TPO Partners，L.P.提交的表格8-K表4.1）。

147

4.80	2009年11月23日，由美国银行全国协会作为受托人，对TE Products Pipeline Company，LLC，TCTM，L.P. ，Tepco Midstream Companies，LLC和Val Verde Gas Collection Company，L.P.提供担保（参见2010年3月1日提交的表格10-K文件中的4.64表）。
4.81	日期为2007年5月14日的合同，由作为发行人的Tepco Partners，L.P. ，Ltd Products Pipeline Company，Limited Partnership，TCTM，L.P. ，Tepco Midstream Companies，L.P.和Val Verde Gas Collection Company，L.P. ，and the Bank of New York Trust Company，N.A. ，作为受托人（以提述Tepco Partners于2007年5月15日提交的表格8-K的第99.1项为参考，L.P。
4.82	第一份补充合同日期为2007年5月18日，由TPO Partners，L.P.作为发行人，TE Products Pipeline Company，Limited Partnership，TCTM，L.P. ，TPO Midstream Companies，L.P.和Val Verde Gas Collection Company，L.P.作为子公司担保人，以及纽约银行信托公司，N.A.签署，作为受托人（参见2007年5月18日P.P.提交的表格8-K的第4.2条）。
4.83	截至2007年6月30日的第二份补充合同，由TEPCO Partners，L.P.作为发行人，TE Products Pipeline Company，Limited Partnership，TCTM，L.P. ，TEPCO Midstream Companies，L.P.和Val Verde Gas Collection Company，L.P.作为现有附属公司担保人，TE Products Pipeline Company，LLC和TEPCO Midstream Companies，LLC 作为新的附属公司担保人，和纽约银行信托公司，N.A.作为受托人（通过参考2007年7月6日由TE Products Pipeline Company，LLC提交的表格8-K表4.2而注册成立）。
4.84	第三份补充合同日期为2009年10月27日，由Tepco Partners，L.P.作为发行人，TE Products Pipeline Company，LLC，TCTM，L.P. ，Tepco Midstream Companies，LLC和Val Verde Gas Collection Company，L.P.作为子公司担保人，以及纽约银行梅隆信托公司，N.A. ，作为受托人（参见2009年10月28日由TEPCO Partners，L.P.提交的表格8-K表4.2）。
4.85	纽约梅隆银行信托公司于2009年11月23日全面发布了由纽约梅隆银行信托公司提供的日期为2009年11月23日的TE Products Pipeline Company，LLC，TCTM，L.P. ，Tepco Midstream Companies，LLC和Val Verde Gas Collection Company，L.P. ，作为受托人（参考2010年3月1日提交的表格10-K表4.70并入）。
4.86	企业产品合作伙伴L.P.与OilTanking Holding Americas，Inc.于2014年10月1日订立的注册权利协议（参见2014年10月1日提交的表格8-K文件中的4.1号图表）。
10.1***	《1998年企业产品长期激励计划》（截至2010年2月23日经修订和重述）（参见2010年2月26日提交的表格8-K表格10.1）。
10.2***	《1998年企业产品长期激励计划》下的员工限制性单位授予形式（参见2010年8月9日提交的表10-Q表10.5）。
10.3***	2008年企业产品长期激励计划（第三次修订和重述）（2013年8月26日提交的最终委托书附件A作为参考）。
10.4***	2008年企业产品长期激励计划下的员工幻影股授予形式（参见2017年2月24日提交的表格10-K表格10.4）。
10.5	第八份经企业产品公司、EPCO Holdings，Inc. 、Enterprise Products Holdings LLC、Enterprise Products Partners L.P. 、Enterprise Products OLPGP，Inc.修订及重述的行政服务协议，自2015年2月13日起生效，企业产品运营有限责任公司（Enterprise Products Operating LLC）和其中指定的储油罐缔约方（参见2015年2月13日提交的表格8-K表格10.1）。
10.6	截至2018年9月12日的364天循环信贷协议，由企业产品运营有限责任公司（Enterprise Products Operating LLC）及其贷款方与美国花旗银行（Citibank，N.A. ）作为行政代理人（参考2018年9月12日提交的表格8-K表格10.1合并）。
10.7	担保协议日期为2018年9月12日，由企业产品合作伙伴L.P.以N.A.花旗银行为行政代理人（参考2018年9月12日提交的表10.2至表8-K）。

148

10.8	截至2017年9月13日的循环信贷协议，在企业产品运营有限责任公司、其贷款方富国银行、全国协会、作为行政代理人的花旗银行、N.A. 、DNB银行ASA、纽约分行、摩根大通银行、N.A. 、瑞穗银行、有限公司和东京三菱日联银行之间，作为联合联营代理，巴克莱银行（Barclays Bank PLC）、加拿大皇家银行、三井住友银行（Sumitomo Mitsui Banking Corporation）、SunTrust银行、新斯科舍省银行（Bank of Nova Scotia）和多伦多道明银行（The Toronto-Dominion Bank，New York Branch）作为联合文件代理（参见2017年9月15日提交的表格8-K文件中的10.3表）。
10.9	担保协议，日期为2017年9月13日，由企业产品合作伙伴L.P.以富国银行，全国协会为行政代理人（参考2017年9月15日提交的表10.4至表8-K）。
10.10	截至2014年10月1日，企业产品合作伙伴，L.P. ，OilTanking Holding Americas，Inc.与Marquard&Bahls AG（2014年10月1日通过参考2014年10月1日提交的表格8-K文件的第10.3号图表合并）之间的流动性期权协议。
10.11	支持协议，日期截至2014年11月11日，由企业产品合作伙伴L.P. 、企业产品运营有限责任公司和油库合作伙伴L.P.签署和签署（参见2014年11月12日提交的表格8-K表格10.1）。
10.12***	EPD PUBCO Unit I L.P.于2016年11月3日修订及重述了有限合伙协议（以参考2017年2月24日提交的表格10-K表格10.17的方式并入）。
10.13***	EPD PUBCO Unit II L.P.于2016年11月3日修订及重述有限合伙协议（以提述2017年2月24日提交的表格10-K表格10.18为参考）。
10.14***	EPD Privco Unit I L.P.于2016年11月3日修订及重述了有限合伙协议（以提述2017年2月24日提交的表格10-K表格10.19为参考）。
10.15***	EPD PUBCO Unit III L.P.于2016年11月3日修订及重述有限合伙协议（以提述2017年2月24日提交的表格10-K表格10.20为参考）。
10.16***	环保署于2018年12月3日订立的《2018年第四号有限责任合伙协议》（以提述2018年12月6日提交的表格8-K表格10.1为参考）。
10.17***	EPCO Unit II L.P.Agreement of Limited Partnership（2018年12月3日）（参见2018年12月6日提交的表格8-K表格10.2）。
10.16	股权分销协议，日期为2017年12月1日，由企业产品合作伙伴L.P. 、企业产品OLPGP，Inc. 、企业产品运营有限责任公司和花旗全球市场公司、美林、皮尔斯、Fenner&Smith Incorporated、Barclays Capital Inc. 、瑞士信贷证券（美国）有限责任公司、德意志银行证券公司、DNB Markets，Inc. ，Jefferies LLC，J.P.Morgan Securities LLC，Mizuho Securities USA Inc. ，Morgan Stanley&Co.LLC、MUFG Securities Americas Inc. 、Raymond James&Associates，Inc. 、RBC Capital Markets，LLC、Scotia Capital（USA）Inc. 、SG Americas Securities，LLC、SMBC Nikko Securities America，Inc. 、SunTrust Robinson Humphrey，Inc. 、TD Securities（USA）LLC、UBS Securities LLC、USCA Securities LLC和Wells Fargo Securities，LLC.（参见2017年12月1日提交的表格8-K表格1.1）。
10.17***	企业产品公司与Bryan F.Bulawa订立并于2018年9月11日生效的分离协议（作为参考2018年9月12日提交的表格8-K表格10.3的参考文件而合并）。
21.1#	截至2019年2月1日的合并子公司名单。
23.1#	德勤会计师事务所同意。
31.1#	萨班斯-奥克斯利第302节认证A.James Teague for Enterprise Products Partners L.P.关于Form10-K截至2018年12月31日止年度的年度报告。
31.2#	萨班斯-奥克斯利第302节认证W.Randall Fowler为企业产品合作伙伴L.P.关于Form10-K截至2018年12月31日的年度报告。
32.1#	萨班斯-奥克斯利第906节认证A.James Teague for Enterprise Products Partners L.P.关于Form10-K截至2018年12月31日止年度的年度报告。
32.2#	Sarbanes-Oxley Section906Authenticate of W.Randall Fowler for Enterprise Products Partners L.P.关于Form10-K截至2018年12月31日止年度的年度报告。

149

101.Cal#	XBRL计算Linkbase文档
101.DEF#	XBRL定义Linkbase文档
101.INS#	XBRL实例文档
101.实验室#	XBRL标签Linkbase文档
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*	关于通过参考任何交换法案文件而纳入的任何展览，企业产品合作伙伴L.P. 、企业GP控股公司L.P. 、TEPCO合作伙伴、L.P.和TE Products Pipeline Company，LLC的佣金文件号分别为1-14323、1-32610、1-10403和1-13603。
***	确定管理合同和补偿计划安排。
#	提交了这份报告。

项目16.表格10-K摘要。

不包括在内。

150

签字

根据1934年《证券交易法》第13条或第15条（d）款的规定，登记人已正式促使以下签字人代表其签署本报告，直至2019年3月1日正式授权。

Enterprise Products Partners L.P.
（特拉华州有限合伙企业）

通过:	Enterprise Products Holdings LLC，作为普通合伙人


通过:	R. Daniel Boss
姓名:	R. Daniel Boss
标题:	高级副总裁-会计和风险控制普通合伙人


通过:	Michael W. Hanson
姓名:	Michael W. Hanson
标题:	副总裁兼首席会计官普通合伙人

151

根据1934年《证券交易法》的要求，以下人士代表注册人并以以下身份于2019年3月1日签署了这份报告。

签字		标题（与企业产品控股有限公司的职位）
Randa Duncan Williams		董事兼董事会主席
Randa Duncan Williams
Richard H. Bachmann		董事兼董事会副主席
Richard H. Bachmann
A. James Teague		董事兼首席执行官
A. James Teague
W. Randall Fowler		董事，总裁兼首席财务官
W. Randall Fowler
Harry P. Weitzel		董事兼高级副总裁，总法律顾问兼秘书
Harry P. Weitzel
Carin M. Barth		董事
Carin M. Barth
Murray E. Brasseux		董事
Murray E. Brasseux
James T. Hackett		董事
James T. Hackett
Charles E. McMahen		董事
Charles E. McMahen
William C. Montgomery		董事
William C. Montgomery
John R. Rutherford		董事
John R. Rutherford
Richard S. Snell		董事
Richard S. Snell
R. Daniel Boss		高级副总裁-会计和风险控制
R. Daniel Boss
Michael W. Hanson		副总裁兼首席会计官
Michael W. Hanson

152

项目8.财务报表和补充数据。

Enterprise Products Partners L.P.

合并财务报表索引

		第2页。
独立注册会计师事务所的报告		F-2

截至2018年和2017年12月31日的合并资产负债表		F-3

合并业务报表截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度		F-4

综合全面收入报表截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度		F-5

合并现金流量表截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度		F-6

合并权益报表截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度		F-7

合并财务报表附注
	附注1-伙伴关系组织和业务	F-8
	附注2-重大会计政策摘要	F-9
	附注3-清单	F-18
	附注4-物业、厂房及设备	F-19
	附注5-对未合并关联公司的投资	F-21
	附注6-无形资产和商誉	F-24
	附注7-债务债务	F-28
	附注8-权益和分配	F-32
	附注9-收入	F-37
	附注10-业务部门和相关信息	F-42
	附注11-每单位收益	F-47
	附注12-业务组合	F-47
	附注13-股权奖励	F-49
	附注14-衍生工具、对冲活动和公允价值计量	F-53
	附注15-关联交易	F-62
	附注16-所得税拨备	F-65
	附注17-承付款和意外开支	F-66
	附注18-重大风险和不确定性	F-71
	附注19-补充现金流量资料	F-73
	附注20-季度财务资料（未经审计）	F-74
	附注21-简明合并财务资料	F-75
	附注22-以后的事件	F-83

F-1

独立注册会计师事务所的报告

向企业产品控股有限公司和
企业产品合作伙伴。
德克萨斯州休斯敦

对财务报表的意见

我们审计了所附截至2018年12月31日和2017年12月31日的企业产品合作伙伴L.P.和子公司（ “公司” ）的合并资产负债表、截至2018年12月31日止三个年度的合并经营、综合收益、现金流量和权益的相关报表，及相关票据（统称“财务报表” ）。我们认为，财务报表在所有重大方面公允列报了公司截至2018年12月31日及2017年12月31日的财务状况，以及截至2018年12月31日止期间各三年的经营业绩及现金流量，符合美国公认的会计原则。

我们还根据美国上市公司会计监督委员会（ “PCAOB” ）的标准审计了该公司截至2018年12月31日的财务报告的内部控制，其依据是内部控制-综合框架（2013年）我们于2019年3月1日出具了由特雷德韦委员会保荐机构委员会出具的报告，对公司财务报告的内部控制发表了无保留意见。

意见的依据

这些财务报表是公司管理层的责任。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的会计师事务所，根据美国联邦证券法以及证券交易委员会和PCAOB的适用规则和规定，我们必须对公司独立。

我们按照PCAOB的标准进行了审计。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，财务报表是否没有重大的错报，无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于财务报表数额和披露情况的证据。我们的审计还包括评估所使用的会计原则和管理层作出的重大估计，以及评估财务报表的总体列报。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。

/S/Deloitte&Touche LLP

德克萨斯州休斯敦
2019年3月1日

自1997年以来，我们一直担任该公司的审计师。

F-2

Enterprise Products Partners L.P.

合并资产负债表

（百万美元）

	12月31日，
	2018		2017
资产
当前资产：
现金及现金等价物	$	344.8	$	5.1
限制性现金		65.3		65.2
应收账款- - - -扣除可疑账户备抵后的贸易截至2018年12月31日的11.5美元和截至2017年12月31日的12.1美元		3,659.1		4,358.4
应收账款关联方		3.5		1.8
清单		1,522.1		1,609.8
衍生资产（见附注14）		154.4		153.4
预付和其他流动资产		311.5		312.7
流动资产总额		6,060.7		6,506.4
财产、厂房和设备，网络		38,737.6		35,620.4
对未合并关联公司的投资		2,615.1		2,659.4
无形资产，扣除累计摊销1735.1美元于2018年12月31日及截至2017年12月31日的$1,564.8（见附注6）		3,608.4		3,690.3
商誉（见附注6）		5,745.2		5,745.2
其他资产		202.8		196.4
总资产	$	56,969.8	$	54,418.1

负债和权益
流动负债：
当前债务期限（见附注7）	$	1,500.1	$	2,855.0
应付账款-贸易		1,102.8		801.7
应付账款关联方		140.2		127.3
应计产品应付款		3,475.8		4,566.3
应计利息		395.6		358.0
衍生负债（见附注14）		148.2		168.2
其他流动负债		404.8		418.6
流动负债合计		7,167.5		9,295.1
长期负债（见附注7）		24,678.1		21,713.7
递延所得税负债		80.4		58.5
其他长期负债		751.6		578.4
承诺与或有事项（见附注17（a）
权益:（见附注8）
合伙人权益:
有限合伙人:
普通单位（截至2018年12月31日未缴2,184,869,029个单位）及截至2017年12月31日尚未偿还的2,161,089,479个单位（单位）		23,802.6		22,718.9
累计其他综合收益（损失）		50.9		(171.7	)
合伙人权益总额		23,853.5		22,547.2
非支配权益		438.7		225.2
权益总额		24,292.2		22,772.4
负债和权益总额	$	56,969.8	$	54,418.1

见综合财务报表附注.

F-3

Enterprise Products Partners L.P.

合并业务报表

（单位数额除外，以百万美元计）

	截至12月31日，
	2018			2017			2016
收入:
第三方	$	36,426.5		$	29,196.5		$	22,965.6
关联方		107.7			45.0			56.7
总收入（见附注9）		36,534.2			29,241.5			23,022.3
费用和支出
营业成本和费用:
第三方		29,991.2			24,444.7			18,539.5
关联方		1,406.1			1,112.8			1,104.0
业务费用和支出总额		31,397.3			25,557.5			19,643.5
一般费用和行政费用:
第三方		77.4			59.6			47.0
关联方		130.9			121.5			113.1
一般费用和行政费用共计		208.3			181.1			160.1
费用总额（见附注10）		31,605.6			25,738.6			19,803.6
未合并联营公司的收入权益		480.0			426.0			362.0
营业收入		5,408.6			3,928.9			3,580.7
其他收入（费用） :
利息支出		(1,096.7	)		(984.6	)		(982.6	)
流动性期权协议的公平市场价值变动（见附注17）		(56.1	)		(64.3	)		(24.5	)
逐步收购未合并附属公司的收益（见附注12）		39.4			--			--
其他，网络		3.6			1.3			2.8
其他费用共计，净额		(1,109.8	)		(1,047.6	)		(1,004.3	)
所得税前收入		4,298.8			2,881.3			2,576.4
所得税拨备（见附注16）		(60.3	)		(25.7	)		(23.4	)
净收入		4,238.5			2,855.6			2,553.0
未支配权益应占净收入（见附注8）		(66.1	)		(56.3	)		(39.9	)
有限合伙人应占净收入	$	4,172.4		$	2,799.3		$	2,513.1

单位收益:（见附注11）
每单位基本收入	$	1.91		$	1.30		$	1.20
每单位摊薄收益	$	1.91		$	1.30		$	1.20

见综合财务报表附注。

F-4

Enterprise Products Partners L.P.

综合全面收入报表

（百万美元）

	截至12月31日，
	2018			2017			2016
净收入	$	4,238.5		$	2,855.6		$	2,553.0
其他综合收益（损失） :
现金流量对冲:
商品衍生工具:
现金流量对冲公允价值变动		293.2			(38.5	)		(193.8	)
损失（收益）重新分类为净收入		(130.4	)		112.2			53.4
利率衍生工具:
现金流量对冲公允价值变动		22.2			(5.7	)		42.3
损失重新分类为净收入		38.1			40.4			37.4
现金流量套期保值总额		223.1			108.4			(60.7	)
其他		(0.5	)		(0.1	)		(0.1	)
其他全面收入总额（损失）		222.6			108.3			(60.8	)
综合收入		4,461.1			2,963.9			2,492.2
未支配权益的综合收益		(66.1	)		(56.3	)		(39.9	)
有限合伙人应占综合收益	$	4,395.0		$	2,907.6		$	2,452.3

见综合财务报表附注。

F-5

Enterprise Products Partners L.P.

合并现金流量表

（百万美元）

	截至12月31日，
	2018			2017			2016
经营活动:
净收入	$	4,238.5		$	2,855.6		$	2,553.0
业务活动提供的净收入与现金流量净额的对账:
折旧、摊销和吸积		1,791.6			1,644.0			1,552.0
资产减值及相关费用		50.5			49.8			53.5
未合并联营公司的收入权益		(480.0	)		(426.0	)		(362.0	)
未合并联营公司的收入分配		479.4			433.7			380.5
资产出售应占净收益（见附注19）		(28.7	)		(10.7	)		(2.5	)
递延所得税费用		21.4			6.1			6.6
衍生工具公平市价的变动		17.8			22.8			45.0
流动性期权协议的公允市场价值变动		56.1			64.3			24.5
分步骤收购未合并附属公司的收益		(39.4	)		--			--
业务账户变动的净影响（见附注19）		16.2			32.2			(180.9	)
其他业务活动		2.9			(5.5	)		(2.9	)
经营活动提供的现金流量净额		6,126.3			4,666.3			4,066.8
投资活动:
资本支出		(4,223.2	)		(3,101.8	)		(2,984.1	)
用于业务组合的现金，减去收到的现金（见附注12）		(150.6	)		(198.7	)		(1,000.0	)
对未合并关联公司的投资		(113.6	)		(50.5	)		(138.8	)
从未合并的附属公司收到的用于返还资本的分配		50.0			49.3			71.0
资产出售收益（见附注19）		161.2			40.1			46.5
其他投资活动		(5.4	)		(24.5	)		(0.4	)
用于投资活动的现金		(4,281.6	)		(3,286.1	)		(4,005.8	)
筹资活动:
债务协议项下的借款		79,588.7			69,315.3			62,813.9
偿还债务		(77,957.1	)		(68,459.6	)		(61,672.6	)
债务发行费用		(49.1	)		(24.1	)		(10.6	)
利率衍生工具的货币化（见附注14）		22.1			30.6			6.1
支付给有限合伙人的现金分配（见附注8）		(3,726.9	)		(3,569.9	)		(3,300.5	)
与分配同等权利有关的现金支付		(17.7	)		(15.1	)		(11.7	)
支付给未支配权益的现金分配（见附注8）		(81.6	)		(49.2	)		(47.4	)
未支配权益的现金贡献（见附注8）		238.1			0.4			20.4
发行共同基金的现金收益净额		538.4			1,073.4			2,542.8
与回购计划有关的常见单位（见注8)		(30.8	)		--			--
其他筹资活动		(29.0	)		(29.3	)		(18.7	)
（用于）筹资活动提供的现金		(1,504.9	)		(1,727.5	)		321.7
现金和现金等价物净变动，包括限制性现金		339.8			(347.3	)		382.7
现金及现金等价物，包括限制性现金，1月1日		70.3			417.6			34.9
现金和现金等价物，包括限制性现金，12月31日	$	410.1		$	70.3		$	417.6

见综合财务报表附注。

F-6

Enterprise Products Partners L.P.

合并权益报表

（单位历史见附注8，累计其他综合

收入（损失）

（百万美元）

	合伙人的权益
	有限公司合作伙伴			累计数其他全面的收入（损失）			无控制利益			共计
余额，2015年12月31日	$	20,514.3		$	(219.2	)	$	206.0		$	20,501.1
净收入		2,513.1			--			39.9			2,553.0
支付给有限合伙人的现金分配		(3,300.5	)		--			--			(3,300.5	)
与分配同等权利有关的现金支付		(11.7	)		--			--			(11.7	)
支付给未支配权益的现金分配		--			--			(47.4	)		(47.4	)
非支配权益的现金贡献		--			--			20.4			20.4
发行共同基金的现金收益净额		2,542.8			--			--			2,542.8
股权奖励的公允价值摊销		90.2			--			--			90.2
现金流量对冲		--			(60.7	)		--			(60.7	)
其他		(21.2	)		(0.1	)		0.1			(21.2	)
余额，2016年12月31日		22,327.0			(280.0	)		219.0			22,266.0
净收入		2,799.3			--			56.3			2,855.6
支付给有限合伙人的现金分配		(3,569.9	)		--			--			(3,569.9	)
与分配同等权利有关的现金支付		(15.1	)		--			--			(15.1	)
支付给未支配权益的现金分配		--			--			(49.2	)		(49.2	)
非支配权益的现金贡献		--			--			0.4			0.4
发行共同基金的现金收益净额		1,073.4			--			--			1,073.4
与雇员补偿有关的常见单位		33.7			--			--			33.7
股权奖励的公允价值摊销		99.0			--			--			99.0
现金流量对冲		--			108.4			--			108.4
其他		(28.5	)		(0.1	)		(1.3	)		(29.9	)
余额，2017年12月31日		22,718.9			(171.7	)		225.2			22,772.4
净收入		4,172.4			--			66.1			4,238.5
支付给有限合伙人的现金分配		(3,726.9	)		--			--			(3,726.9	)
与分配同等权利有关的现金支付		(17.7	)		--			--			(17.7	)
支付给未支配权益的现金分配		--			--			(81.6	)		(81.6	)
非支配权益的现金贡献		--			--			238.1			238.1
发行共同基金的现金收益净额		538.4			--			--			538.4
与雇员补偿有关的常见单位		39.1			--			--			39.1
与土地征用有关的公用单位		30.0			--			--			30.0
与回购计划有关的共同单位		(30.8	)		--			--			(30.8	)
股权奖励的公允价值摊销		104.7			--			--			104.7
现金流量对冲		--			223.1			--			223.1
其他		(25.5	)		(0.5	)		(9.1	)		(35.1	)
余额，2018年12月31日	$	23,802.6		$	50.9		$	438.7		$	24,292.2

见综合财务报表附注。

F-7

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合并财务报表附注

除每单位金额外，或如在每一公开内容的上下文中所指出的，

在这些披露的表格数据中列出的美元数额是

以百万美元计。

在这些中使用的关键参考文献

合并财务报表附注

附注1.伙伴关系组织和业务

我们整合的中游能源资产网络将美国（美国）、加拿大和墨西哥湾一些最大供应盆地的天然气、NGLS和原油生产商与国内消费者和国际市场联系起来。目前我们的中游能源业务包括:天然气集输、处理、加工、运输和储存；NGL运输、分馏、储存以及进出口码头（包括出口液化石油气或“LPG”和乙烷的码头）；原油集输、运输、储存以及进出口码头；石油化工和精炼产品运输存储、进出口码头和相关服务；以及主要在美国内陆和海上航道系统上运营的海上运输业务。我们目前的资产包括大约49200英里的管道；2.6亿桶NGLS、原油、石油化工和精炼产品的储存能力；以及140亿立方英尺（BCF）的天然气储存能力。合并财务报表附注中的所有统计数据（如管道里程、处理能力和类似操作指标）均未经审计。

F-8

Enterprise Products Partners L.P.

合并财务报表附注

我们的业务包括四个业务板块: （一）NGL管道和服务，（二）原油管道和服务，（三）天然气管道和服务，（四）石化和精炼产品服务。有关我们业务板块的更多信息，请参见附注10。

附注2.重大会计政策摘要

可疑账户备抵

我们对可疑账户的备抵是根据对未来无法收回的账户，包括与天然气不平衡有关的账户的具体确定和估计确定的。我们估计坏账准备的程序是基于: （一）客户的历史经验；（二）根据我们的研究，客户感知到的财务稳定性；（三）我们给予客户的信贷水平。此外，我们可能会因应涉及破产程序及类似财务困难的客户的具体身份而增加对可疑账户的免税额。我们定期审查与可疑账户备抵有关的估计数，以确保我们有足够的准备金来弥补潜在损失。下表列出了我们对所列年份的可疑账户活动的备抵:

	截至12月31日，
	2018			2017			2016
期初余额	$	12.1		$	11.3		$	12.1
按成本和费用计算的费用		0.7			2.7			2.3
扣减		(1.3	)		(1.9	)		(3.1	)
期末余额	$	11.5		$	12.1		$	11.3

详情见附注18中的“信用风险” 。

现金、现金等价物和限制性现金

现金和现金等价物是指从购买之日起不到三个月的原始到期日的不受限制的手头现金和高流动性投资。受限制现金是指我们的结算经纪商在银行账户中作为保证金持有的金额，以支持我们的商品衍生工具投资组合以及天然气、NGLS、原油和精炼产品的相关实物购买和销售。随着价格波动或保证金要求的改变，额外的现金可能会被限制来维持我们的商品衍生工具组合。下表提供了现金和现金等价物的对账，以及合并资产负债表中报告的现金总额与合并现金流量表中所示数额之和的限制。

	12月31日，
	2018		2017
现金及现金等价物	$	344.8	$	5.1
限制性现金		65.3		65.2
现金、现金等价物和受限制现金总额合并现金流量表	$	410.1	$	70.3

截至2018年12月31日的限制性现金余额包括6960万美元的初始保证金需求，部分被430万美元的正变动保证金所抵消。随着相关衍生工具的结算，初始保证金要求将返还给我们。有关我们的衍生工具和对冲活动的信息，见附注14。

F-9

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合并财务报表附注

合并政策

我们的合并财务报表包括我们的账户和我们拥有控股权益的多数股权子公司的账户，在消除所有公司间账户和交易之后。我们还巩固了其他实体和企业，在这些实体和企业中，我们拥有控制财务利益和伙伴关系利益，而我们是伙伴关系的唯一普通伙伴。我们对企业的财务利益进行评估，以确定它们是否代表了我们作为主要受益人的可变利益实体。如果符合这些标准，我们将这些企业的财务报表与我们自己的财务报表合并。在我们的控股子公司中，第三方或附属公司的所有权权益被呈现为非支配权益。有关未支配权益的信息，见附注8。

如果该实体是作为有限合伙企业或有限责任公司组织的，并且保持单独的所有权账户，我们使用权益法核算我们的投资，如果我们的所有权权益在3%到50%之间，除非我们的兴趣如此之小，否则我们对被投资者的经营和金融政策几乎没有影响。对于所有其他类型的投资，如果我们的所有者权益在20%到50%之间，并且我们对被投资人的经营和财务政策产生重大影响，我们就采用权益会计方法。在合并中，我们从与权益法未合并的关联公司进行的交易中剔除我们的利润和亏损的比例，只要这些金额仍然存在于我们的合并资产负债表（或权益法投资的资产负债表）中的存货或类似账户中。

意外开支

在我们发布合并财务报表之日，可能存在某些条件，这些条件可能导致我们损失，但只有在未来的一个或多个事件发生或不发生时才能解决。管理层每季度定期进行诉讼审查，包括法律顾问的更新，以评估会计确认或披露这些意外事件的必要性，而这种评估本身就涉及判决的行使。在评估与法律诉讼程序有关的意外损失时，这些法律诉讼程序尚未对我们提出或可能导致这种诉讼的未获赔偿的索赔，我们的管理人员和法律顾问评估任何法律程序或未获赔偿的索赔的预期价值，以及寻求或预期将寻求的救济数额的预期价值。

在可能发生损失且数额可以合理估计的情况下，我们应为这些意外事件承担未计提的负债。如果可以合理地估计一系列的量，并且在该范围内没有任何量是比任何其他量更好的估计，那么该范围的最小值被计提。当损失的可能性是可能的，但无法合理估计损失的数额，或当损失的可能性被认为只是合理的可能或遥远的时候，我们不记录或有负债。对于在合理可能出现不利结果并对我们的综合财务报表产生重大影响的意外情况，我们披露了意外情况的性质，并在可行的情况下披露了可能的损失或损失范围的估计。

除非涉及担保，否则一般不披露被认为是遥远的意外损失，在这种情况下，担保将被披露。

流动资产和流动负债

作为合并资产负债表中的单独标题，我们分别列出了超过流动资产和流动负债总额5%的流动资产和流动负债的所有组成部分。

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合并财务报表附注

衍生工具

我们使用衍生工具，如期货、掉期、远期合约和其他安排来管理与库存、坚定承诺、利率和某些预期的未来商品交易有关的价格风险。要获得套期保值会计资格，套期保值项目必须使我们面临风险，相关衍生工具必须减少风险暴露，并满足与指定日期、对套期保值有效性的预期和套期保值未来交易将按预测发生的概率有关的具体套期保值文件要求。我们正式指定衍生工具作为套期保值和文件，并在套期保值开始时和此后每月评估其有效性。对预测的交易进行了发生概率的评估，并在预测的周期过去之后定期进行回测，以确定未来是否可能发生类似的预测的交易。

除非这些工具符合某些正常的购买/正常销售标准，否则我们必须将公允价值衍生工具确认为综合资产负债表上的资产或负债。虽然所有衍生工具都必须在资产负债表上按公允价值报告，但衍生工具的公允价值的变化却以不同的方式报告，这取决于它们所涉及的对冲活动的性质和效力。在满足特定条件后，合格的衍生产品可被指定为以下全部或部分对冲:

§	在公允价值套期保值中，衍生工具和套期保值项目的收益和损失都在变动期间的收入中得到确认。

§	在现金流量套期保值中，套期保值的公允价值变动在其他综合收益（损失）中报告，并在预测的交易影响收益时重新分类为收益。

一种有效的套期保值关系是一种衍生工具的公允价值变动在套期保值关系开始时和整个套期保值关系存续期间可以预期抵消套期保值项目公允价值变动的80%至125% 。套期保值关系的有效部分是衍生工具在报告期内准确抵消套期保值项目公允价值变动的金额。相反，无效表示衍生工具的公允价值变动，而不完全抵消套期保值项目的公允价值变动。与公允价值对冲相关的任何无效都会立即在收益中得到确认。无效可能是由于预测交易时间的变化或衍生工具与套期保值项目之间的术语不匹配造成的。

被指定为不可能发生的预期交易的现金流量对冲的合同立即在收益中得到确认。

我们的某些衍生工具不符合对冲会计处理的资格；因此，这些工具是用市场标记会计核算的。

对于某些实物远期商品衍生产品合约，我们采用了正常的买卖例外，即这种合约的市值变动在收入中不被确认。因此，与此种实物交易有关的收入和费用在实际交付或收到货物期间得到确认。在此例外情况下，实物远期商品合同将根据未来交付的概率进行评估，并在预测期间过后定期进行回测，以确定类似的远期合同未来是否可能实物交付。有关衍生工具的更多资料，请参阅附注14。

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合并财务报表附注

环境成本

补救的环境成本是根据对已知补救要求的估计而计提的。这些应计费用是基于管理层对网站补救的最终成本的最佳估计，并随着进一步的信息和情况的发展而调整。这些估计数可能会发生重大变化，取决于有关污染的性质和程度、适当的补救技术和监管批准的信息。用于减轻或防止未来环境污染的支出是资本化的。正在进行的环境合规费用按发生的费用计算。在环境补救负债的累积中，环境补救未来支出的成本不会低于其现值，除非支出的数额和时间是固定的或可靠确定的。于2018年12月31日，我们的估计环境补救负债并无较现值折让，因为该等负债的最终金额及现金支付的时间并不容易确定。

下表列出了所列年份的环境储备活动:

	截至12月31日，
	2018			2017			2016
期初余额	$	11.6		$	11.9		$	13.0
按成本和费用计算的费用		8.2			12.1			7.0
与购置有关的补充和其他		1.7			1.7			0.5
扣减		(14.6	)		(14.1	)		(8.6	)
期末余额	$	6.9		$	11.6		$	11.9

截至2018年及2017年12月31日，我们的环境储备中分别有320万元及560万元被列为流动负债。

估计数

按照美国公认会计原则（GAAP）编制我们的合并财务报表，要求我们作出影响财务报表所列数额的估计。我们最重要的估计数涉及: （一）用于固定资产和可识别无形资产的使用寿命和折旧/摊销方法；（二）用于固定资产和无形资产（包括商誉）减值测试的公允价值计量和预测；（三）意外开支；（四）收入和费用应计。

实际结果可能与我们的估计大相径庭。我们不断根据现有资料审查我们的估计数。我们估计数所依据的事实和情况的任何变化都可能要求我们更新这些估计数，这可能对我们的合并财务报表产生重大影响。

公允价值计量

我们的公允价值估计是基于（i）实际市场数据或（ii）其他市场参与者在某一资产或负债的主要市场在某一特定计量日期对资产或负债进行定价时所使用的假设，包括风险估计。公认的估值技术采用的投入，如合同价格，报价市场价格或利率，运营成本，折扣因素和业务增长率。这些投入可能很容易被观察到，得到市场数据的证实，或者通常是不可观测的。在发展公允价值评估时，我们尽量利用现有的最佳信息，尽量运用市场数据。因此，我们利用估值技术（例如市场方法），最大限度地利用可观察的投入，最大限度地减少使用不可观测的投入。

已经建立了一个三层层次结构，根据用于估计公允价值的投入的可观察性，对财务报表中确认的公允价值数额进行分类。层次结构认为，基于可观测投入（第1和第2级）的公允价值数额比主要基于不可观测投入（第3级）的公允价值数额更可靠和更可预测。在每个资产负债表报告日，我们使用这个层次结构对我们的金融资产和负债进行分类。

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合并财务报表附注

在层次结构的每一层次内分类的公允价值金额的特征描述如下:

§	一级公允价值是以报价为基础的，在计量日期相同的资产或负债在活跃市场上可以得到。活跃市场是指为相同的资产或负债进行的交易频率足够高，能够持续提供定价信息的市场（例如纽约商品交易所）。我们的一级公允价值包括金融资产和负债，如交易所交易的商品衍生工具。

第2级公允价值是基于活跃市场中报价以外的定价投入（反映在第1级公允价值中），并且在测量日期直接或间接可见。第2级公允价值包括使用财务模型或其他适当估值方法进行估值的工具。这类金融模型主要是考虑各种假设的行业标准模型，包括商品的报价远期价格、货币的时间价值、波动性因素、基础工具的当前市场和合同价格以及其他相关经济措施。基本上所有这些假设（一）在整个工具的整个期限内在市场上都是可观察的；（二）可以从可观察的数据中得出；或者（三）通过除报价以外的输入（例如通常报价区间的利率和收益率曲线）来验证。我们的二级公允价值主要包括商品衍生工具，如远期、互换和在交易所或场外交易的其他工具和利率衍生工具。这些衍生工具的公允价值是基于类似产品和地点的可观察价格报价。我们的利率衍生品的公允价值是使用金融模型来确定的，该模型将隐含的正向Libor收益率曲线与未来的利率互换结算同期。

第3级公允价值是基于不可观测的投入。在无法获得可观察的投入的情况下，可观察的投入被用于衡量公允价值，从而允许在测量日期资产或负债几乎没有（如果有的话）市场活动的情况。不可观测的投入反映了管理层对市场参与者在资产或负债定价时所使用的假设（包括关于风险的假设）的看法。不可观测的输入是基于我们在这种情况下可获得的最佳信息，其中可能包括我们内部开发的数据。第3级投入通常用于内部开发的估值方法，在这些方法中，我们对一种工具的公允价值作出最佳估计。关于商品衍生品，我们的3级公允价值主要包括以下商品衍生品工具，这些工具被用来对冲我们的各种库存和运输能力: （一）以NGL为基础、期限超过一年的合同；（二）原油，天然气和精炼产品合同，期限超过36个月；（三）场外期权；（四）期限超过一年的交易所交易期权。此外，我们经常依赖声誉良好的经纪公司的报价，他们在某些产品上公布价格报价，并在可能的情况下，将这些价格与其他声誉良好的经纪公司在同一市场上的相同产品进行比较。当这些价格与我们的商品衍生工具的数据结合在一起时，我们的模型被用来确定这些工具的公允价值。

随着时间的推移，用于未来交付周期估值的价格和其他投入越来越明显，在某些定期合同中，公允价值层次结构内的转移经常发生。其他转让定期进行，以应对不断变化的市场条件，这些条件影响流动性、价格可观察性和用于确定估值的其他投入。我们认为，任何此类转让都发生在其发生的季度末。截至2018年12月31日及2017年12月31日止年度，第1级及第2级之间并无转让。

我们有一个风险管理政策，涵盖我们的3级商品衍生品。我们的首席执行官在风险管理委员会（ “RMC” ）的指导和支持下对这些商品的风险管理活动进行治理和监督，该委员会每季度举行一次会议（或在需要时更经常举行会议）。执行管理层成员出席RMC会议，RMC会议由商品风险控制小组组长主持。这个小组负责编制和分发每日报告和风险分析，以RMC的成员和管理的其他适当成员。这些报告包括市场估值与公允价值的一天和一个月至今的变化。该小组还开发和验证了用于估计我们的3级商品衍生品公允价值的远期商品价格曲线。这些正向曲线结合了已发布的指数、市场报价和其他可观测的投入。

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合并财务报表附注

商誉减值测试

我们的商誉金额是按常规年度或减值指标评估的。如果出现这些指标（例如，重大客户损失或资产技术陈旧），则确定分配商誉的报告单位的估计公允价值，并将其与账面价值进行比较。如果报告单位的公允价值低于其账面价值，包括相关商誉金额，则应将非现金减值费用记入盈余，以将商誉的账面价值减至其隐含的公允价值。

我们的报告单位估计的公允价值是基于对组成每个报告单位的企业未来经济前景的假设。这些假设包括: （一）报告单位内分类的资产的离散财务预测，而这些预测又依赖管理层对业务利润率、吞吐量和类似因素的估计；（二）超出离散预测期的现金流量长期增长率；（三）适当的贴现率。我们认为，我们在估算报告单位公允价值时所使用的假设与市场参与者在公允价值估算过程中所使用的假设是一致的。根据我们最近于2018年12月31日进行的商誉减值测试，每个报告单位的公允价值大幅超过其账面价值（即至少10% ）。

关于商誉的补充信息见附注6。

长期资产减值测试

长期资产（包括使用寿命有限的无形资产和财产、厂房和设备）在情况发生变化或表明此类资产的账面价值可能无法收回时，应进行减值审查。预期不会通过未来现金流收回的长期资产的账面价值将记入其估计的公允价值。如果一项长期资产的账面价值超过预期因该资产的使用和最终处置而产生的未动用现金流量之和，则该资产的账面价值被视为不可收回。如果资产的账面价值超过其未动用现金流量的总和，则记录了相当于资产账面价值超过其估计公允价值的非现金资产减值费用。公允价值是指在特定的计量日期，市场参与者之间的有序交易中，为了出售资产而收到的价格或为了转移负债而支付的价格。我们使用市场价格指标来衡量公允价值，或者在没有这些数据的情况下，使用适当的估值技术来衡量公允价值。有关与长期资产有关的非现金减值费用的资料，见附注14。

未合并关联公司的减值测试

我们评估我们的权益法投资减值，以确定是否有事件或情况的变化，表明投资价值有损失，除了暂时下降。此类事件或情况变化的实例包括实体的持续经营损失和/或实体行业的长期负面变化。如果我们确定投资价值的损失不是暂时的下降，我们将非现金减值费用记入权益收益，以调整投资的账面价值至其估计的公允价值。截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，我们的权益法投资并无任何非现金减值支出。有关我们的权益法投资的信息，见附注5。

清单

库存主要包括NGLS、石油化工、精炼产品、原油和天然气，这些产品的价值低于成本或可变现净值。我们将存货成本、运费和手续费（如管道运输和储存费）以及与采购量相关的其他相关成本资本化。随着批量的销售和交付脱离了库存，这些批量的成本（包括作为库存成本一部分资本化的运费）被记入运营成本和支出。与我们销售和交付给客户的产品相关的运费和手续费按发生的成本和费用收取。有关我们的清单的更多信息见附注3。

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合并财务报表附注

财产、厂房和设备

财产、厂房和设备按成本入账。物业、厂房和设备的增加、改进和其他增强的支出是资本化的，不延长资产使用期限或增值的小的替换、维护和修理费用按发生的费用计算。当物业、厂房及设备资产被清退或以其他方式处置时，相关成本及累计折旧被从账目中剔除，而任何由此产生的收益或亏损被包括在相应期间的营运结果中。

当资产处于建设阶段时，我们将用于建设财产、厂房和设备的资金的利息成本资本化。资本化利息作为与其相关的资产的一部分入账，并作为折旧费用的一部分在资产的估计使用年限内摊销。当资本化的利息被记录下来时，它会减少利息支出。

一般来说，折旧是将资产的成本（如果有的话）系统合理地分配给它所受益的时期，从而减少其剩余价值（如果有的话）。我们的大部分财产、厂房和设备都是采用直线折旧法进行折旧的，这导致折旧费用在资产的使用寿命内平均发生。我们对折旧费用的估计包含了关于我们资产有用的经济寿命和剩余价值的管理假设。关于中游能源资产，如天然气收集系统，这些资产依赖于特定的自然资源盆地的吞吐量，这些资产的预期有用经济寿命可能受到相关自然资源盆地的估计寿命的限制，而这些资产从中受益。我们对适用资源盆地剩余寿命的预测是基于几个因素，包括美国能源信息署公布的信息。在适当的情况下，我们使用其他折旧方法（通常是加速的）来征税。

租赁权的改善被记录为财产、厂房和设备的一部分。在剩余租赁期（一）或（二）预计的使用年限（二）的较短时间内，采用直线方法将租赁期改进的成本记入收益。我们考虑在估计剩余租赁条款时被认为是合理保证的续租条款。

我们对资产有用的经济寿命和剩余价值的假设可能会因应新的事实和情况而改变，这将前瞻性地影响我们的折旧费用数额。这种情况的例子包括，但不限于: （一）限制资产估计经济寿命的法律和规章的变化；（二）使资产过时的技术变化；（三）预期救助价值的变化或（四）适用的资源盆地（如有的话）预测寿命的重大变化。

我们的某些工厂运营需要定期计划的重大维修活动的中断。这些计划中的停工通常导致大量支出，主要包括支付给第三方的材料、合同服务和相关项目的费用。我们对计划中的工厂运营主要维修活动采用按支出费用计算的方法；但是，在发生维修的财政年度剩余时间内，每年计划中的工厂主要维修项目的费用将被推迟，并得到直线确认。对于我们计划在海上运输资产和地下储藏室进行的主要维修活动，我们采用延迟方法来计算这些费用。在此方法下，主要维护成本在下一次大修或洞穴完整性项目之前的一段时间内被资本化和摊销。

资产退休义务是与有形的长期资产因其购置、建造、开发和（或）正常运作而退休有关的法律义务。当发生ARO时，我们记录了ARO的负债，并将等额的资本化为相关长期资产的账面价值的增加。ARO的量是使用预期的现值技术以其估计的公允价值来测量的。随着时间的推移，ARO负债的现值（通过吸积费用）增加，资本化金额在相关长期资产的剩余使用寿命内折旧。我们将产生收益或损失，以使我们的ARO负债没有按记录的数额结算。

有关我们的财产、工厂和设备以及AROS的更多信息见附注4。

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合并财务报表附注

最近的会计发展

于2018年1月1日采纳新收入确认政策

截至2017年12月31日，我们使用财务会计准则理事会（ “FASB” ）会计准则编纂（ “ASC” ）605核算我们的收入流，收入确认在ASC605下，W e在符合下列所有标准时确认收入: （i）我们与交易对方之间存在交换安排的有说服力的证据（例如公布的关税），（ii）产品交付或提供服务的发生，产品的价格或服务费是固定的或可确定的，对应方所欠款项的可获得性得到合理的保证。

我们通过了ASC606，与客户的合同收入，2018年1月1日，使用经修改的追溯方法，将新的收入确认标准应用于执行日期的现有合同和任何未来的收入合同。因此，我们在2018年1月1日之前的期间的综合收入和相关财务信息没有进行调整，并继续按照ASC605报告。我们没有记录在最初应用ASC606时的累积效应调整，因为在采用时对合作伙伴的权益没有影响；但是，在新标准下，我们与收入有关的披露的范围增加了。

由于在ASC606实施日生效的大量个体合同，我们使用基于在我们的业务板块中销售的产品类型或提供的服务的组合方法来评估我们的合同。当与ASC605相比时，在ASC606下确认的收入的数量或时间上没有实质性的差异。

ASC606的核心原则是，公司应该以一种公平地描述商品或服务向客户转移的方式来确认收入，这种方式反映了公司期望为这些商品或服务获得的对价。我们采用了ASC606中概述的五个关键步骤来执行这一核心原则: （一）确定合同；（二）确定合同中的履约义务；（三）确定交易价格；（四）将交易价格分配给合同中的履约义务；（五）确认收入时（或作为收入时）履行义务得到履行。每个步骤都涉及管理判断和对合同的实质条款和条件的分析。

基本上我们所有的收入都是在ASC606下核算的；但是，在一定程度上，一些收入是在ASC840等其他指导下核算的，租约，ASC845，非货币交易，或者ASC815，衍生产品和套期保值活动.

根据ASC606，当我们满足对客户的履约义务时，我们确认收入。在我们已经确认收入，但有条件的权利（基于时间推移以外的东西）从客户那里考虑的情况下，我们在合并资产负债表上确认未确认收入（合同资产）。当我们拥有客户无条件的付款权利时，未支付的收入被重新分类为应收账款。客户在我们履行履约义务之前收到的付款作为递延收益（合同责任）记录在我们的合并资产负债表上。

我们的收入来源是销售产品和提供中游服务。销售产品的收入在某个时间点得到确认，这代表了控制权的转移（以及我们根据合同履行的义务的满足）。从这一点出发，客户能够直接使用并从其产品的使用中获得基本上所有的好处。关于中游服务（例如，可中断的运输），随着时间的推移，我们满足了我们的履约义务，并在提供服务和客户根据重新交付的数量的产出计量获得收益时确认收入。我们认为，这一措施忠实地描述了中游服务的控制权转移，因为在接收客户数量和随后的重新交付之间有一个微不足道的时期，而且，不可能在客户通过我们的设施时单独跟踪和区分他们的库存。对于准备就绪的履约义务（例如，存储容量保留合同），随着时间的推移，随着时间的推移，我们在直线上确认收入。我们认为，这些方法准确地描述了向客户转移利益的过程。

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合并财务报表附注

当我们根据相关合同拥有无条件的对价权利时，客户就购买的产品或提供的服务开具发票。我们有权获得发票的考虑因素可以是固定的、可变的或两者结合的。固定考虑的例子将是客户根据收取或支付安排、存储容量保留协议和公司运输合同支付的固定款项。可变对价是指客户根据数量、价格或两者波动（或变化）的因素付款。可变考虑的例子包括可中断的运输协议、市场指数产品销售合同和天然气处理协议下我们保留的NGLS的价值。我们销售的产品所用的术语是这个行业的典型。

根据某些中游服务协议，客户必须在约定期间内提供最小数量，并提供允许客户弥补约定期间内任何数量不足的条款（称为“补货权” ）。根据这类协议，收入最初被推迟，然后在行使补充权、客户行使权利的可能性变得遥远或我们被解除履行义务时被确认。

客户可向我们提供资金，以帮助抵消与管道建设活动和生产衔接有关的建设成本。在ASC605项下，这些数额被记为建筑费用的捐款（ “CIACS” ），并从财产、厂房和设备中扣除。根据ASC606，这些收入被确认为在相关的中游服务提供给客户的期间内的附加服务收入。

作为一种实际的权宜之计，对于我们有能力以与迄今完成的履约义务价值直接对应的金额向客户开出发票的合同，我们承认收入是我们有权开出发票的。

有关我们的新收入披露，见附注9。

租赁会计准则

2016年2月，FASB发布了ASC842，租赁，这基本上要求所有租约都要记录在资产负债表上。我们于2019年1月1日采纳新标准，并适用于（i）于2019年1月1日后订立的所有新租约及（ii）截至2019年1月1日的所有现有租赁合约。ASC842取代了ASC840下的现有租赁会计指导。

新准则引入了两种承租人会计模型，根据承租人在租赁期内是否有效取得对标的资产的控制权，将租赁划分为“融资”或“经营”租赁。如果租赁符合五个分类标准中的一个，其中四个标准通常与ASC840租赁会计准则一致，则租赁将被分类为融资租赁。默认情况下，不符合融资租赁分类标准的租赁将被视为经营租赁。无论分类如何，对这两种租赁类型的初始衡量都将导致资产负债表对使用权（ “rou” ）资产（代表公司在特定时期内使用标的资产的权利）和相应租赁负债的确认。租赁负债将按未来租赁付款的现值确认，rou资产将等于按任何预付租金、出租人提供的租赁激励和任何间接费用调整的租赁负债。

随后对每种租赁类型的测量各不相同。对于融资租赁，承租人将摊销ROU资产（通常是以类似于折旧的直线方式）和增加租赁负债（作为利息支出的一部分）。经营租赁将导致确认以直线记录的单一租赁费用数额（或酌情以另一种系统的方式记录）。

ASC842将改变我们的经营租赁记录、呈现和披露在我们的合并财务报表中的方式。于2019年1月1日通过ASC842后，我们根据当时的现有经营租赁债务的现值确认了ROU资产和相应的租赁负债。此外，我们在通过ASC842时进行了几次重要的会计政策选举，其中包括:

§	我们不会承认短期租赁的rou资产和租赁负债，而是以类似于传统租赁会计准则下的经营租赁的方式记录。短期租赁是一种最长租期为12个月或以下的租赁，不包括承租人合理确定行使的购买选择权。

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合并财务报表附注

§	我们不会重新评估任何已到期或现有合约是否是或包含租约，亦不会重新评估任何现有或已到期租约的租约分类。

§	采用ASC842的影响将于2019年1月1日开始。我们不会重拟合并财务报表中列报的以往各期，以反映新的租赁会计准则。

根据目前的信息，我们预计在2019年1月1日通过ASC842时，我们将根据贴现额确认2.5亿美元的ROU资产和2.5亿美元的租赁负债。这些数额将分别占我们合并资产和负债总额的不到1% 。

公允价值计量

2018年8月，FASB发布了ASU2018-13，公允价值计量（主题820） :披露框架-公允价值计量披露要求的变更，其修正了与公允价值计量相关的某些披露要求。这些修正将要求逐步披露围绕公允价值计量的不确定性，包括讨论用于估计第3级公允价值计量的重大不可观测投入与未实现损益的变化之间的任何相互关系。本ASU的修订自2020年1月1日起生效，届时我们预计将适用新的要求。我们目前正在审查本会计准则对我们的合并财务报表的影响。

信贷损失

2016年6月，FASB发布了ASU2016-13"金融工具信用损失（专题326） :金融工具信用损失的计量这个ASU修改了减值模型，以使用预期损失方法代替当前使用的已发生损失方法。预计这些变化将更及时地确认损失。本ASU的修订自2020年1月1日起生效，届时我们预计会将新的规定应用于如何确定可疑账户的备抵。我们目前正在审查本会计准则对我们的合并财务报表的影响。

说明3.清单

按产品类型划分的存货金额如下:

	12月31日，
	2018		2017
NGLS	$	647.7	$	917.4
石油化工和精炼产品		264.7		161.5
原油		593.4		516.3
天然气		16.3		14.6
共计	$	1,522.1	$	1,609.8

在我们通过液体百分比合同和类似安排（而不是直接从第三方购买现金）取得库存数量所有权的情况下，这些数量在获取月份按市场价格估价。

下表列出了我们的销售总成本金额以及所示年份的成本或可变现净值调整数的减少情况:

	截至12月31日，
	2018		2017		2016
销售成本（1）	$	26,789.8	$	21,487.0	$	15,710.9
销售成本内成本或可变现净值调整的降低		11.5		9.1		11.5

(1) 销售成本是“运营成本和费用”的一个组成部分，如在我们的合并运营报表中所呈现的。这些数量的波动主要是由于与我们的市场活动相关的能源商品价格和销售量的变化。

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合并财务报表附注

由于商品价格波动，当可供出售存货的账面价值超过其可变现净值时，我们认识到成本或可变现净值调整较低。这些非现金费用是确认期间销售成本的一部分。在我们的商品套期保值策略解决与库存相关的价格风险并取得成功的情况下，这些库存估值调整被减轻或抵消。关于我们的商品套期保值活动的描述，见附注14。

附注4.财产、厂房和设备

我们的物业、厂房及设备的历史成本及相关的累计折旧结余如下所示日期:

	估计数使用寿命	12月31日，
	几年后	2018		2017
工厂、管道和设施（1）	3-45 (5)	$	42,371.0	$	37,132.2
地下和其他储存设施（2）	5-40 (6)		3,624.2		3,460.9
运输设备（3）	3-10		187.1		177.1
船舶（4）	15-30		828.6		803.8
土地			359.5		273.1
在建工程			3,526.8		4,698.1
共计			50,897.2		46,545.2
减去累计折旧			12,159.6		10,924.8
财产、厂房和设备，网络		$	38,737.6	$	35,620.4

(1) 工厂、管道和设施包括加工厂；NGL、天然气、原油和石化及精炼产品管道；码头装卸设施；建筑物；办公室家具和设备；实验室和车间设备及相关资产。自2017年12月31日起，我们将多个增长项目投入服务，其中包括我们的蒙特贝尔维尤综合设施的丙烷脱氢设施，我们的世界天然气处理设施的前两列加工火车，以及钱伯斯郡的第九列NGL分馏塔，在我们的蒙特贝尔维尤NGL分馏场的德克萨斯州。 (2) 地下和其他储存设施包括地下产品储存洞穴；地面储存罐上方；水井和相关资产。 (3) 运输设备包括牵引车-拖车坦克卡车和其他车辆以及在我们的业务中使用的类似资产。 (4) 海运船舶包括两艘船、驳船和我们海运业务中使用的相关设备。 (5) 总的来说，这类主要资产的估计使用寿命为:加工厂，20-35年；管道和相关设备，5-45年；终端设施，10-35年；建筑物，20-40年；办公家具和设备，3-20年；实验室和商店设备，5-35年。 (6) 一般来说，这类资产的估计使用寿命是:地下储存设施，5-35年；储罐，10-40年；水井，5-35年。

2018年3月，我们收购了特拉华州加工合资企业剩余50%的成员权益，这导致了2亿美元的财产、厂房和设备的合并。有关这一近期收购的信息，见附注12。

2018年4月，我们以8520万美元的价格收购了德克萨斯州休斯敦地区的土地。支付的对价包括5520万美元的现金，余额由发行1223242美元供资。企业共同单位。

2018年10月，我们以1.349亿美元的价格出售了我们的红河系统和相关原油线，并录得2060万美元的收益。红河系统从德克萨斯州北部和俄克拉荷马州南部收集和运输原油，输送到当地炼油厂和管道互连，以进一步输送到库欣枢纽和墨西哥湾沿岸。

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合并财务报表附注

下表总结了我们所列年份的折旧费用和资本化利息数额:

	截至12月31日，
	2018		2017		2016
折旧费用（1）	$	1,436.2	$	1,296.1	$	1,215.7
资本化利息（2）		147.9		192.1		168.2
(1) 折旧费用是“成本和费用”的一个组成部分，如在我们的合并业务报表中所示。 (2) 资本化利息是“利息费用”的一个组成部分，如在我们的合并业务报表中提出的。

资产留存义务

我们就根据合约安排和（或）政府规例进行特定退休活动的法律规定，记录有关的法律规定。我们的合同条款主要来自与我们的管道运营和与我们的工厂场地相关的房地产租赁相关的路权协议。此外，我们还记录了与政府有关放弃或退役地面盐水储存坑和某些海洋船只的规定有关的AROS。我们还记录了与某些含有石棉等危险物质的资产的翻新或拆除有关的监管要求。我们通常使用运营的现金流为AROS提供资金。

截至2018年12月31日及2017年12月31日，物业、厂房及设备包括分别为7250万元及3990万元的资产退休成本，该等资产的资本化为相关长期资产的增加。

下表提供了我们所列年份的ROOS信息:

	截至12月31日，
	2018			2017			2016
ARO负债开始余额	$	86.7		$	85.4		$	58.5
产生的负债		24.4			4.7			4.2
已结清负债		(2.5	)		(2.2	)		(5.7	)
现金流量估计数的修订		11.5			(6.7	)		24.6
吸积费用		6.2			5.5			3.8
ARO负债期末余额	$	126.3		$	86.7		$	85.4

下表列出了我们对所示年份的ARO相关吸积费用的预测:

2019				2020				2021				2022				2023
$	8.1			$	8.6			$	9.0			$	9.6			$	10.3

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合并财务报表附注

附注5.对未合并关联公司的投资

下表按所示日期列出了我们对未合并的关联公司的投资，我们使用权益法核算了这些投资。

	所有权利息a 12月31日，	12月31日，
	2018	2018		2017
NGL管道和服务:
威尼斯能源服务公司，L.L.C. （ “Vesco” ）	13.1%	$	24.1	$	25.7
K/D/S Promix，L.L.C. （ “Promix” ）	50%		28.9		30.9
Baton Rouge Divisioners LLC（ “BRF” ）	32.2%		16.3		17.0
Skely-Belvieu管道公司，L.L.C. （ “Skely-Belvieu” ）	50%		35.6		37.0
Texas Express Pipeline LLC（ “Texas Express” ）	35%		337.6		314.4
Texas Express Collection LLC（ “TEG” ）	45%		43.6		35.9
前程管道有限责任公司（ “前程” ）	33.3%		175.9		165.7
特拉华州盆地天然气加工有限责任公司（ “特拉华州加工” ）（1）	100%		--		107.3
原油管道与服务:
海道原油管道有限公司（海道）	50%		1,369.7		1,378.9
Eagle Ford Pipeline LLC（ “Eagle Ford原油管道” ）	50%		388.7		385.2
Eagle Ford Terms Corpus Christi LLC（ “Eagle Ford Corpus Christi” ）	50%		109.1		75.1
天然气管道和服务:
白河枢纽有限责任公司（ “白河枢纽” ）	50%		20.1		20.8
Old Ocean Pipeline，LLC（ “Old Ocean” ）	50%		2.7		--
石化及精炼产品服务:
Centennium Pipeline LLC（ “Centennium” ）	50%		59.1		60.8
Baton Rouge丙烯选矿厂有限责任公司（BRPC）	30%		3.2		4.1
运输4，LLC（ “运输4” ）	25%		0.5		0.6
共计		$	2,615.1	$	2,659.4

(1) 2018年3月，我们收购了特拉华州加工合资公司剩余50%的会员权益。有关这一收购的信息见附注12。

NGL管道和服务

我们的NGL管道及服务分部所包括的每个投资者的主要业务活动如下:

§	韦斯科在路易斯安那州南部拥有一个天然气处理设施和一个相关的收集系统，收集来自某些近海开发的天然气，以输送到其天然气处理设施。

§	PROMIX 拥有位于路易斯安那州南部的NGL分馏设施。该设施通过位于路易斯安那州南部和密西西比河沿岸的天然气加工厂的管道接收混合天然气。此外，Promix拥有一个NGL收集系统，它收集来自路易斯安那州南部加工厂的混合NGL用于其分馏器。

§	BRF 拥有位于路易斯安那州南部的NGL分馏设施，从位于阿拉巴马州、密西西比州和路易斯安那州南部的天然气加工厂接收混合NGL。此外，BRF租赁了一个NGL存储洞穴。

§	斯克利-贝尔维尤拥有一条从德克萨斯州斯克列尔顿市到德克萨斯州蒙特贝尔维尤的混合铁路。斯克利-贝尔维尤管道通过与我们位于斯克利顿市的中美管道系统的管道互连接收NGLS。

§	德州快车拥有一条NGL管道，从Skeltyown延伸到我们的Mont Belvieu NGL分馏和存储综合体。来自落基山脉、二叠纪盆地和中部大陆地区的混合NGL通过与我们的中美管道系统的互连在Skeltyown附近被输送到德克萨斯州的快速管道。该管道还将从TEG拥有的两个采集系统的混合NGL输送到Mont Belvieu。此外，科罗拉多州丹佛-朱莱斯堡盆地的混合NGLS被用前距离管道输送到德克萨斯州的快速管道。

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§	TEG 拥有两个NGL收集系统，它们将混合NGL输送到德州高速管道。埃尔克城收集系统收集来自阿纳达科/花岗岩洗涤区（位于德克萨斯州潘汉德尔和俄克拉荷马州西部）的天然气加工厂的混合NGL。德克萨斯州北部的采集系统收集来自德克萨斯州北部巴尼特页岩产区天然气加工厂的混合NGL。

§	前沿范围拥有一条NGL管道，该管道将混合NGL从位于丹佛-朱莱斯堡盆地的天然气加工厂输送到与我们的德州高速管道和中美管道系统以及Skellytown的其他第三方设施的互连。

原油管道和服务

我们的原油管道和服务部门所包括的每个被投资对象的主要业务活动描述如下:

§	海道拥有连接俄克拉荷马州库欣原油中心和德克萨斯州东南部市场的管道系统。海道由长程系统、自由港系统和德克萨斯州城市系统组成。库欣中心是纽约证券交易所西德克萨斯中质的主要行业交易中心和价格结算点。

Longhaul系统由两条管道组成，提供从库欣枢纽到德克萨斯州弗里波特附近的海堤琼斯河码头的南北原油运输，以及我们在德克萨斯州凯蒂附近拥有的一个码头。

自由港系统由一个海运进出口码头、三条管道和其他相关设施组成，它们将原油运送到自由港和琼斯河码头。德克萨斯州城市系统由一个海运进出口码头、储罐、各种管道和其他相关设施组成，这些设施将原油运送到德克萨斯州城市和德克萨斯州地区的炼油厂和Galena公园地区的码头，我们的企业原油休斯敦（ “回声” ）终端和休斯敦船舶通道沿线的位置。德克萨斯州的城市系统也从墨西哥湾的某些近海开发项目中获得生产。

§	鹰福特原油管道拥有一条原油管道，为德克萨斯州南部的生产商输送原油和凝析油。该系统由一套原油和凝析油管道系统组成，该系统起源于德克萨斯州的Gardendale，Lasalle县到德克萨斯州的三条河流，并延伸到德克萨斯州的科珀斯克里斯蒂。该系统还包括一个与威尔逊县南得克萨斯原油管道系统互连的管道段。该系统包括科珀斯克里斯蒂的海洋终端设施和整个系统的存储容量。

§	Eagle Ford Corpus Christi 是一家于2015年3月成立的合资公司，旨在建造和运营一个新的深水海洋原油码头，该码头旨在处理各种远洋船只。新终端预计将于2019年第二季度投入服务。

天然气管道和服务

我们的天然气管道及服务分部所包括的每个投资者的主要业务活动如下:

§	白河枢纽在科罗拉多州西北部的皮西亚斯盆地拥有一个天然气中心设施，为生产商提供服务。该设施使生产商能够进入六条州际天然气管道。

§	古老的海洋于2018年5月与能源转移合作伙伴L.P. （ “ETP” ）成立协助恢复ETP拥有的旧海洋天然气管道的全面服务。这条直径24英寸的老旧海洋管道发源于德克萨斯州艾利斯县的迈珀尔，向南延伸约240英里，到达位于布拉佐利县的德克萨斯州斯威尼。ETP是管道的操作员。

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石油化工及精炼产品服务

我们的石化及精炼产品服务分部所包括的每个投资者的主要业务活动如下:

§	百年纪念拥有一条州际精炼产品管道，从德克萨斯州的博蒙特延伸到伊利诺伊州的波旁。百年还拥有位于伊利诺伊州克雷尔斯普林斯附近的精炼产品存储终端。

§	BRPC 在路易斯安那南部拥有一个丙烯分馏设施，将炼油厂级丙烯分馏为化学级丙烯。

§	运输4提供管道和终端物流服务，为我们的成品管道使用。

权益收益

下表按业务部门列出了未合并附属公司在所列年份的收入（亏损）权益:

	截至12月31日，
	2018			2017			2016
NGL管道和服务	$	117.0		$	73.4		$	61.4
原油管道和服务		365.4			358.4			311.9
天然气管道和服务		6.8			3.8			3.8
石油化工及精炼产品服务（一）		(9.2	)		(9.6	)		(15.1	)
共计	$	480.0		$	426.0		$	362.0

(1) 亏损主要是由于我们在百年投资。由于收益下降的趋势，我们估计了过去三个财政年度中每一个财政年度的权益法投资的公允价值。我们根据市场和收入方法相结合的估计表明，这一投资的公允价值仍然超过其账面价值。

超额成本

有时，我们支付的收购公司所有权权益的价格超过了我们收购的资本账户的基础账面价值。这些超额成本数额是由于这些实体的基础有形资产的公允价值超过了它们在我们取得这些实体的所有权权益时各自账面的账面价值。我们以类似于折旧的方式将超额成本摊销为权益收益。下表按业务部门列出了在所列日期未摊销的超额成本:

	12月31日，
	2018		2017
NGL管道和服务	$	21.7	$	22.9
原油管道和服务		17.4		18.2
石油化工及精炼产品服务		1.7		1.8
共计	$	40.8	$	42.9

截至2018年、2017年和2016年12月31日止年度，超额成本金额的摊销总额为210万美元。我们预测，未来五年，我们的超额成本摊销金额将约为210万美元。

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未合并关联公司合并财务信息汇总

下表汇总了过去两年的合并资产负债表信息和过去三年未合并的附属公司的运营结果数据（所有数据均以100%为基础呈现） :

	12月31日，
	2018		2017
资产负债表数据:
流动资产	$	350.2	$	288.8
财产、厂房和设备，网络		5,359.1		5,509.7
其他资产		80.4		71.2
总资产	$	5,789.7	$	5,869.7

流动负债	$	220.6	$	233.5
其他负债		77.9		84.8
合并权益		5,491.2		5,551.4
负债总额和合并权益	$	5,789.7	$	5,869.7

	截至12月31日，
	2018		2017		2016
利润表数据:
收入	$	1,721.3	$	1,509.0	$	1,342.0
营业收入		1,074.6		925.9		786.7
净收入		1,069.1		929.5		781.7

附注6.无形资产和商誉

可辨认无形资产

下表按业务部门按所示日期汇总了我们的无形资产:

	2018年12月31日							2017年12月31日
	毛额价值		累计数摊销			运载工具价值		毛额价值		累计数摊销			运载工具价值
NGL管道和服务:
客户关系无形资产	$	457.3	$	(201.9	)	$	255.4	$	447.4	$	(187.5	)	$	259.9
基于合同的无形资产		363.4		(238.7	)		124.7		280.8		(218.4	)		62.4
部分共计		820.7		(440.6	)		380.1		728.2		(405.9	)		322.3
原油管道与服务:
客户关系无形资产		2,203.5		(174.1	)		2,029.4		2,203.5		(127.0	)		2,076.5
基于合同的无形资产		276.9		(211.7	)		65.2		281.0		(171.0	)		110.0
部分共计		2,480.4		(385.8	)		2,094.6		2,484.5		(298.0	)		2,186.5
天然气管道和服务:
客户关系无形资产		1,350.3		(447.8	)		902.5		1,350.3		(417.1	)		933.2
基于合同的无形资产		464.7		(387.9	)		76.8		464.7		(379.5	)		85.2
部分共计		1,815.0		(835.7	)		979.3		1,815.0		(796.6	)		1,018.4
石化及精炼产品服务:
客户关系无形资产		181.4		(51.8	)		129.6		181.4		(45.9	)		135.5
基于合同的无形资产		46.0		(21.2	)		24.8		46.0		(18.4	)		27.6
部分共计		227.4		(73.0	)		154.4		227.4		(64.3	)		163.1
无形资产总额	$	5,343.5	$	(1,735.1	)	$	3,608.4	$	5,255.1	$	(1,564.8	)	$	3,690.3

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下表按业务部门列示了所列年份的无形资产摊销费用:

	截至12月31日，
	2018		2017		2016
NGL管道和服务	$	34.7	$	28.9	$	30.6
原油管道和服务		87.8		92.5		98.4
天然气管道和服务		39.1		36.2		33.2
石油化工及精炼产品服务		8.7		9.3		9.1
共计	$	170.3	$	166.9	$	171.3

下表列出了我们对所列年份与现有无形资产相关的摊销费用的预测:

2019				2020				2021				2022				2023
$	167.1			$	159.8			$	162.1			$	167.6			$	167.8

客户关系无形资产

客户关系无形资产代表分配给与业务组合相关的商业关系的估计经济价值。我们的客户关系无形资产被划分为（i）特定盆地或（ii）一般。流域特定的客户关系代表了对与定义的资源流域相关的客户（例如，使用服务于特定生产领域的天然气收集系统的客户）的访问，并且类似于在特定地区具有特许经营权。一般的客户关系与油气体积不能归因于特定资源盆地的客户（例如，在处理源自多个来源的体积的海洋终端的客户）有关。

每个客户关系无形资产的估计公允价值是在收购时使用折现现金流量分析确定的，该分析结合了关于被收购业务的各种假设。这些假设可能包括3级公允价值投入，包括为资产网络所服务的油气资源基础的估计经济寿命延长的长期现金流量预测、预期的服务合同延长、资源基础耗尽率和预期的客户自然减员率。

客户关系的识别受到多种因素的支持。总体而言，中游基础设施需要大量投资，包括初始建设成本和持续维护，并通常得到建立客户基础的长期合同的支持。建设新的中游资产网络所涉及的支出水平和监管要求可能会造成重大的进入经济障碍，从而可能限制潜在的竞争。此外，收购的固定资产的高效、持续的运作不仅支持了收购时的商业关系，而且为我们提供了建立新的商业关系的机会。这些因素支持了长期价值归属于我们的客户关系无形资产。

关于摊销期间，流域特定客户关系的持续时间仅限于相关资源流域的估计经济寿命。我们其他客户关系的持续时间通常限于基础服务合同的期限，包括假定的延长。客户关系的摊销费用记录方式与我们期望从这种关系中获益的模式非常相似。

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于2018年12月31日，我们的客户关系无形资产组合的账面值为33亿美元，其主要组成部分如下:

	加权平均水平剩余部分摊销期间	2018年12月31日
	加权平均水平剩余部分摊销期间	毛额价值		累计数摊销			运载工具价值
流域特定客户关系:
EFS中游	23.4年	$	1,409.8	$	(117.0	)	$	1,292.8
州线和公平竞争	28.2年		895.0		(183.2	)		711.8
圣胡安集会	20.8年		331.3		(227.7	)		103.6
内塞纳尔	8.0年		132.9		(103.5	)		29.4
一般客户关系:
储油罐	25.0年		1,192.5		(86.1	)		1,106.4

§	A EFS中游客户关系为我们提供了长期的天然气、NGL和凝析油生产商的服务，我们的EFS中游系统，我们在2015年收购。EFS中游系统为Eagle Ford页岩的生产商提供凝析油收集和处理服务以及相关天然气的收集、处理和压缩服务。

§	A 州线和公平竞争客户关系为我们提供了长期的天然气生产商服务，我们的海恩斯维尔和公平竞争收集系统，我们在2010年获得。Haynesville采集系统收集和处理从Haynesville和Bossier页岩供应盆地以及路易斯安那州和德克萨斯州东部的棉谷和泰勒沙地地层产生的天然气，以输送到区域市场，包括（通过与海恩斯维尔延伸管道的互连）由我们的阿卡迪亚天然气系统服务的市场。公平竞争收集系统收集从德克萨斯州东部帕诺拉县和罗斯克县棉谷组生产的天然气，以输送到区域市场。

§	A 圣胡安集会客户关系为我们提供了长期的天然气生产商服务，我们的圣胡安采集系统，我们在2004年获得。圣胡安采集系统收集和处理从新墨西哥州北部和科罗拉多州南部圣胡安盆地生产的天然气，并将天然气直接输送到州际管道（如果是干气）或区域天然气工厂，包括我们的查科设施，用于在州际管道上运输之前进一步处理（如果天然气丰富的话）。

§	A 内塞纳尔客户关系为我们提供了长期接触德克萨斯州南部奥尔莫斯和威尔考克斯地层天然气生产商的机会。我们于2006年收购了这一无形资产。

§	A 储油罐客户关系为我们提供了长期的原油和精炼产品存储和终端客户服务于我们的休斯敦船舶通道和得克萨斯州博蒙特终端。我们在2014年收购了这个无形资产。

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基于合同的无形资产

以合同为基础的无形资产代表了我们结合业务组合获得的特定商业权利。这些无形资产的估值通常采用收入方法，其中纳入了协议的条款。截至2018年12月31日，我们以合约为基础的无形资产组合的账面价值为2.915亿美元，其主要组成部分如下:

	加权平均水平剩余部分摊销期间	2018年12月31日
	加权平均水平剩余部分摊销期间	毛额价值		累计数摊销			运载工具价值
储油罐客户合同	4.0年	$	293.3	$	(221.1	)	$	72.2
约拿天然气收集协定	23.0年		224.4		(166.3	)		58.1
特拉华盆地天然气加工合同	8.0年		82.6		(6.4	)		76.2

§	A 储油罐客户合同表示我们分配给2014年与休斯顿和博蒙特码头相关的原油存储和码头协议的估计值。应计入这些合同的摊销费用是使用对基础合同条款的直线方法记录的。

§	A 约拿天然气收集协定表示我们分配给2001年与乔纳采集系统相关的天然气采集合同的估计价值。应占这些无形资产的摊销费用是使用基于收集数量的生产单位方法记录的。

§	A 特拉华盆地天然气加工合同表示我们为2018年收购的天然气加工合同分配的估计价值，该合同与我们收购特拉华州加工剩余50%成员权益的步骤有关（见附注12）。应计入这些合同的摊销费用是使用对基础合同条款的直线方法记录的。

商誉

商誉是指被收购企业的收购价格超过分配给被收购资产和交易中承担的负债的金额。商誉不摊销；但是，如果情况表明商誉的公允价值可能低于其账面价值，则应在每个会计年度结束时进行年度减值测试。于截至2018年、2017年或2016年12月31日止年度，我们并无记录任何商誉减值费用，或将业务分部之间的任何商誉金额重新分类。根据我们于2018年12月31日进行的最近一次商誉减值测试，我们估计每个报告单位的公允价值大大超过其账面价值（即至少增加10% ）。见附注10按分部余额计算的商誉。

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说明7.债务义务

下表列出了我们的合并债务债务（按公司和到期日安排） :

	12月31日，
	2018			2017
EPO高级债务义务:
商业票据，可变利率	$	--		$	1,755.7
优先票据V，6.65%固定利率，2018年4月到期		--			349.7
优先票据OO，1.65%固定利率，2018年5月到期		--			750.0
优先票据N，6.50%固定利率，2019年1月到期		700.0			700.0
364天循环信贷协议，可变利率，2019年9月到期		--			--
优先票据LL，2.55%固定利率，2019年10月到期		800.0			800.0
优先票据Q，5.25%固定利率，2020年1月到期		500.0			500.0
优先票据Y，5.20%固定利率，2020年9月到期		1,000.0			1,000.0
优先票据TT，2.80%固定利率，2021年2月到期		750.0			--
优先票据RR，2.85%固定利率，2021年4月到期		575.0			575.0
优先票据VV，3.50%固定利率，2022年2月到期		750.0			--
优先票据CC，4.05%固定利率，2022年2月到期		650.0			650.0
多年循环信贷机制，可变利率，2022年9月到期		--			--
优先票据HH，3.35%固定利率，2023年3月到期		1,250.0			1,250.0
优先票据JJ，3.90%固定利率，2024年2月到期		850.0			850.0
优先票据MM，3.75%固定利率，2025年2月到期		1,150.0			1,150.0
优先票据PP，3.70%固定利率，2026年2月到期		875.0			875.0
优先票据SS，3.95%固定利率，2027年2月到期		575.0			575.0
优先票据WW，4.15%固定利率，2028年10月到期		1,000.0			--
优先票据D，6.875%固定利率，2033年3月到期		500.0			500.0
优先票据H，6.65%固定利率，2034年10月到期		350.0			350.0
优先票据J，5.75%固定利率，2035年3月到期		250.0			250.0
优先票据W，7.55%固定利率，2038年4月到期		399.6			399.6
优先票据R，6.125%固定利率，2039年10月到期		600.0			600.0
优先票据Z，6.45%固定利率，2040年9月到期		600.0			600.0
优先票据BB，5.95%固定利率，2041年2月到期		750.0			750.0
优先票据DD，5.70%固定利率，2042年2月到期		600.0			600.0
优先票据EE，4.85%固定利率，2042年8月到期		750.0			750.0
优先票据GG，4.45%固定利率，2043年2月到期		1,100.0			1,100.0
优先票据二，4.85%固定利率，2044年3月到期		1,400.0			1,400.0
优先票据KK，5.10%固定利率，2045年2月到期		1,150.0			1,150.0
优先票据QQ，4.90%固定利率，2046年5月到期		975.0			975.0
优先票据UU，4.25%固定利率，2048年2月到期		1,250.0			--
优先票据XX，4.80%固定利率，2049年2月到期		1,250.0			--
优先票据NN，4.95%固定利率，2054年10月到期		400.0			400.0
TEPCO高级债务义务:
TEPCO优先票据，6.65%固定利率，2018年4月到期		--			0.3
TEPCO优先票据，7.55%固定利率，2038年4月到期		0.4			0.4
高级债务本金总额		23,750.0			21,605.7
EPO次级优先票据A，可变利率，2018年8月赎回		--			521.1
EPO初级次级票据B，固定/可变利率，2018年3月赎回		--			682.7
EPO次级定期票据C，固定/可变利率，2067年6月到期 (1)		256.4			256.4
EPO次级定期票据D，固定/可变利率，2077年8月到期 (2)		700.0			700.0
EPO次级定期票据E，固定/可变利率，2077年8月到期 (3)		1,000.0			1,000.0
EPO次级定期票据F，固定/可变利率，2078年2月到期 (4)		700.0			--
2067年6月到期的固定/可变利率次级定期票据		14.2			14.2
高级和初级债务本金总额		26,420.6			24,780.1
其他非本金数额		(242.4	)		(211.4	)
减去当前债务期限		(1,500.1	)		(2,855.0	)
长期债务总额	$	$ 24,678.1		$	$ 21,713.7

(1) 可变利率每季度重置，基于3个月Libor加上2.778% 。 (2) 截至2022年8月15日，固定利率为4.875% ；此后，根据3个月Libor加上2.986%的利率，每季度重置一次可变利率。 (3) 截至2027年8月15日，固定利率为5.250% ；此后，每季度根据3个月Libor加上3.033%的可变利率重置。 (4) 截至2028年2月14日，固定利率为5.375% ；此后，每季度根据3个月Libor加上2.57%的利率进行可变利率重置。

在本脚注中提到“Tepco”是指Tepco Partners，L.P.在2009年10月与我们的一家全资子公司合并之前。

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关于支付可变利率的资料

下表列出截至2018年12月31日止年度，我们就综合可变利率债务支付的利率范围及加权平均利率:

	兴趣范围支付的费率	加权平均数支付的利率
商业票据	1.50%至2.50%	2.24%
多年循环信贷机制	2.58%至5.00%	3.37%
EPO次级优先票据A（赎回前）	5.08%至6.07%	5.71%
EPO次级优先票据B（赎回前）	7.03%	7.03%
EPO初级次级票据c	4.26%至5.52%	4.91%

下表列出了截至2018年12月31日的未来五年内未偿还的合并债务的合同约定期限，以及此后的合计期限:

				债务的预定期限
	共计			2019			2020			2021			2022			2023			此后
优先票据		$	23,750.0		$	1,500.0		$	1,500.0		$	1,325.0		$	1,400.0		$	1,250.0		$	16,775.0
初级次级票据			2,670.6			--			--			--			--			--			2,670.6
共计		$	26,420.6		$	1,500.0		$	1,500.0		$	1,325.0		$	1,400.0		$	1,250.0		$	19,445.6

母子公司担保人关系

企业产品合作伙伴L.P.担任EPO合并债务的担保人，但TEPCO的剩余债务除外。如果EPO拖欠其任何担保债务，企业产品合作伙伴L.P.将负责全面和无条件地偿还该义务。

EPO债务

商业票据

2018年6月，EPO将根据其商业票据计划发行（并在任何时候都未发行）的短期票据本金总额从25亿美元增加到30亿美元。作为该计划的一个后盾，我们打算在EPO的多年循环信贷机制下保持最小的可用借贷能力，这等于在我们的商业票据下未偿还的总额。所有根据该计划发行的商业票据都是EPO的高级无担保债务，由企业产品合作伙伴L.P无条件担保。

364天信贷协议

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EPO在新的364天循环信贷协议下的义务不是由任何抵押品担保的；然而，它们是由企业产品合作伙伴L.P.担保的。

多年循环信贷机制

2017年9月，EPO签署了一项循环信贷协议，该协议于2022年9月到期（ “多年循环信贷机制” ）。这一新设施取代了EPO此前预定于2020年9月成熟的多年循环信贷设施。目前在新的信贷机制下没有未偿还的本金。

根据新的多年循环信贷安排的条款，EPO可以以5年的可变利率借入最多40亿美元（在EPO的选举中，在满足某些条件的情况下，最多可增加5亿美元至45亿美元），受其中所列条款和条件的约束。本循环信贷机制下的借款可用作商业票据和营运资金、资本支出、收购和一般公司用途的担保。

多年循环信贷安排包含习惯的表述、保证、契约（肯定和否定）和违约事件，这些事件的发生将使贷款人能够加快根据该信贷安排借入的任何金额的到期日。如果违约事件（如信贷机制中定义的）已经发生，并且在计划支付或将导致支付时仍在继续，则信贷机制还限制了EPO向其母公司企业产品合作伙伴L.P.支付现金分配的能力。

EPO在多年循环信贷机制下的义务不是由任何抵押品担保的；然而，它们是由企业产品合作伙伴L.P.担保的。

优先票据

EPO的固定利率优先票据是EPO的无担保债务，其等级与其现有和未来无担保和无担保债务相等。他们是EPO现有和未来的次级债的高级。EPO的优先票据受制于全部赎回权，并根据包含某些契约的契约发行，这些契约一般限制了EPO（除某些例外）以留置权担保的债务和从事售后回租交易的能力。于截至2018年及2016年12月31日止年度，EPO分别发行50亿美元及12.5亿美元优先票据。

2018年2月，EPO发行了20亿美元本金总额的优先票据，包括（i）7.5亿美元本金总额的2021年2月到期的优先票据（ “优先票据TT” ）和（ii）12.5亿美元本金总额的2048年2月到期的优先票据（ “优先票据UU” ）。

EPO将2018年2月优先票据发售所得款项净额连同2018年2月发行次级优先票据F的所得款项净额（如下所述）用作其商业票据计划（一般公司用途）项下的未偿还款项的暂时偿还，及赎回全部6.827亿美元未偿还的次级优先票据B的本金总额。

2018年10月，EPO发行了30亿美元本金总额的优先票据，其中包括（i）2022年2月到期的7.5亿美元本金总额的优先票据（ “优先票据VV” ），（ii）2028年10月到期的10.0亿元本金总额优先票据（ “优先票据WW” ）及（iii）2049年2月到期的12.5亿元本金总额优先票据（ “优先票据XX” ）。EPO将本次发行的募集资金净额用于临时偿还其商业票据计划下的未偿还金额和一般公司用途，包括用于增长资本支出。

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合并财务报表附注

EPO初级次级票据

EPO在其初级票据下的付款义务从属于其当前和未来的所有高级债务（如相关契约协议中定义的）。企业产品合作伙伴L.P.通过无担保和次级担保保证偿还根据这些次级票据到期的款项。管理这些票据的契约协议允许EPO在一个或多个场合延迟支付利息，最多可持续十年，但有某些条件。除某些例外情况外，在任何延迟支付利息的期间内，我们和EPO均不能就各自的股本证券申报或作出任何分配，或就债务或其他债务作出任何相等的付款。有或从属于我们的初级笔记。我们每一系列的初级音符等级相等。通常，每一系列的初级票据都不能由EPO赎回，而这些票据以固定的年利率计息。截至2018年及2017年12月31日止年度，EPO分别发行7亿美元及17亿美元的初级票据。

就发行EPO的初级次级票据A、初级次级票据B和初级次级票据C而言，EPO分别订立了替代资本契约，以支持EPO同意的已涵盖债务持有人（如基础文件所界定的那样），为该等债务持有人的利益，除非该等赎回或回购是利用发行某些证券的收益进行的，否则该公司不会赎回或回购该等初级票据。

2018年2月，EPO发行了7亿美元本金金额的次级优先票据。初级次级票据F可于2028年2月15日或之后的一次或多次按其本金额的100% ，连同其上的任何应计及未付利息，按EPO的选择全部或部分赎回，并于2028年2月14日前按每年5.375%的固定利率计息。自2028年2月15日起，初级次级票据F将按浮动利率计息，利率为3个月Libor加上2.57% ，每季度重置一次。企业产品合作伙伴L.P.通过在无担保和次级基础上的无条件担保，为初级次级票据F提供了担保。

信用证

截至2018年12月31日，EPO有1.014亿美元的未偿还信用证，主要与我们的商品套期保值活动有关。

贷款人财务契约

截至2018年12月31日，我们遵守了合并债务协议的财务契约。

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附注8.权益和分配

合伙人权益

合伙人的权益反映了各类有限合伙人权益（即普通单位，包括受限制的普通单位）的未偿。下表总结了自2016年1月1日以来，我们的优秀单位数量的变化:

	共同之处单位（不受限制）			限制共同之处单位			共计共同之处单位
2016年1月1日未缴单位数		2,010,592,504			1,960,520			2,012,553,024
与自动取款机程序有关的公用单元		87,867,037			--			87,867,037
与滴灌和欧盟警察有关的共同单位		16,316,534			--			16,316,534
与授予幻影组奖项有关的共同单位		1,761,455			--			1,761,455
与授予受限制的共同单位奖励有关的共同单位		1,234,502			(1,234,502	)		--
没收受限制的共同单位裁决		--			(43,724	)		(43,724	)
与将股权奖励		(1,000,619	)		--			(1,000,619	)
其他		134,707			--			134,707
截至2016年12月31日的未缴单位数		2,116,906,120			682,294			2,117,588,414
与自动取款机程序有关的公用单元		21,807,726			--			21,807,726
与滴灌和欧盟警察有关的共同单位		19,046,019			--			19,046,019
与授予幻影组奖项有关的共同单位		2,485,580			--			2,485,580
与授予受限制的共同单位奖励有关的共同单位		681,044			(681,044	)		--
没收受限制的共同单位裁决		--			(1,250	)		(1,250	)
与将股权奖励		(1,027,798	)		--			(1,027,798	)
与雇员补偿有关的常见单位		1,176,103			--			1,176,103
其他		14,685			--			14,685
截至2017年12月31日未缴单位数		2,161,089,479			--			2,161,089,479
与滴灌和欧盟警察有关的共同单位		19,861,951			--			19,861,951
与授予幻影组奖项有关的共同单位		3,479,958			--			3,479,958
与将股权奖励		(1,037,522	)		--			(1,037,522	)
与雇员补偿有关的常见单位		1,443,586			--			1,443,586
与土地征用有关的公共单位（见附注4）		1,223,242			--			1,223,242
取消与回购计划有关的资金单位		(1,236,800	)		--			(1,236,800	)
其他		45,135			--			45,135
截至2018年12月31日未缴单位数		2,184,869,029			--			2,184,869,029

我们的共同单位代表有限合伙人的权益，使其持有人有权参与分配，并有权行使根据我们的规定可享有的其他权利或特权。第六份经修订及重述的有限合伙协议（不时经修订的合伙协议）。我们由我们的普通合伙人企业GP管理。

根据我们的合伙协议，我们为有限合伙人保留资本账户。我们的合伙协议中的资本账户条款包含了为美国联邦所得税目的而确立的原则，与我们根据GAAP编制的合并财务报表中所列的权益金额不具有可比性。收益和现金分配分配给我们的共同单位的持有人根据他们各自的百分比利益。

截至2018年12月31日止年度，我们从发行普通股所得款项净额用于暂时减少EPO商业票据计划及循环信贷设施项下的未偿还款项，以及用作一般合伙用途。

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合并财务报表附注

通用货架登记声明

我们有一个通用的货架注册声明（ “2016年货架” ）在美国证交会的文件，允许企业产品合作伙伴L.P.和EPO（每个在独立的基础上）分别发行无限数量的股权和债务证券。截至2018年12月31日止年度，EPO发行了57亿美元本金总额的优先票据及使用2016年到期的次级票据（见附注7）。此外，EPO于截至2017年12月31日止年度发行（i）17亿美元使用2016年货架的初级次级票据，及（ii）12.5亿美元使用类似于2016年12月31日止年度的先前普遍货架注册声明的高级票据。2016年的货架将于2019年5月到期，我们预计将在这一时间或之前提交一份替换的通用货架注册声明。我们未来可能会发行额外的股本和债务证券，以协助我们满足我们的资金和流动性需求，包括与资本投资有关的需求。

市场自动取款机计划

2017年11月，我们向美国证交会提交了一份经修订的注册声明，涉及发行总额高达25.4亿美元的共同基金，在价格和条件将由市场条件和其他因素决定时，这种提供与我们的ATM程序有关。根据这一方案，我们可以通过普通经纪人以市场价格通过纽交所进行交易的方式，在企业产品合作伙伴L.P.与某些经纪交易商之间的股权分配协议下，不时出售共同的单位，在大宗交易中或与协议的经纪交易商双方另有约定的情况下。

2018年，我们没有发布ATM程序下的任何通用单元。2017年，我们根据ATM计划发行了21,807,726个普通单位，总现金收益为6.031亿美元，总现金收益净额为5.97亿美元。2016年，我们根据ATM计划发行了87,867,037个普通单位，总现金收益为21.7亿美元，总现金收益净额为21.6亿美元。其中包括2016年1月出售给EPCO私人控股子公司的3,830,256个普通单位，产生了1亿美元的总收益。

考虑到截至2018年12月31日根据ATM计划出售的普通机组的总销售价格，我们有能力根据ATM计划额外发行普通机组，总销售价格为25.4亿美元。

分配再投资计划

我们在证券交易委员会有一个注册声明，与我们的分销再投资计划（ “滴滴” ）有关。该基金为我们的共同基金单位提供了一种自愿的方式，通过将从我们那里获得的季度现金分配再投资于购买额外的共同基金单位，使他们拥有的共同基金数量增加从0%到5% 。由2017年第四季宣派及于2018年2月支付的分派开始，折扣由5%减至2.5% 。同样，从2018年第四季度宣布并于2019年2月支付的分销开始，折扣从2.5%降至0% 。我们有唯一的酌情权决定，根据滴灌计划购买的公共单位，是来自我们的授权但未发行的公共单位，还是来自滴灌管理人员在公开市场上购买的公共单位。

我们滴灌下过去三年的活动如下:2018年发行19,316,781个新的共同单位，产生现金收益净额5.233亿美元；2017年发行18,541,355个新的共同单位，产生现金收益净额4.629亿美元；以及2016年发行15,809,503个新的共同单位。产生的现金收益净额为3.74亿美元。EPCO的私人控股附属公司分别于截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度透过滴灌再投资2.13亿元、1亿元及1亿元（该金额为各期间的现金收益净额的一部分）。

经考虑到截至2018年12月31日止根据滴灌计划发出的共同单位数目后，我们有能力根据该计划再交付61,400,359个共同单位。

员工单位购买计划

除了滴滴之外，我们还与美国证交会（sec）就员工单位购买计划（eupp）进行了备案登记。我们的欧盟警察特派团过去三年的活动如下:2018年发行了545170个新的共同单位，产生了1510万美元的净现金收益；2017年发行了504664个新的共同单位，产生了1350万美元的净现金收益；2016年发行了507031个新的共同单位。产生的现金收益净额为1270万美元。

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考虑到截至2018年12月31日根据欧盟警察发布的共同部队数量，我们有能力根据这一计划再提供5215641个共同部队。

与Oiltang Holding Americas，Inc. （ “OTA” ）的注册权利协议）

2014年10月，我们从美国OTA公司收购了OilTanking Partners，L.P. （ “OilTanking” ）的全部成员权益，以及OilTanking GP持有的激励分配权（ “IDRS” ） .作为两步收购储油罐的第一步。2015年2月，我们完成了这一交易的第二步，即收购油轮中的非垄断权益。

为了为收购石油公司的第一步支付的股权对价提供资金，我们于2014年10月1日向OTA发行了54,807,352个普通单位，根据1933年《证券法》第4（a）（2）条的规定，经修订的交易豁免于1933年《证券法》的登记要求，根据我们和OTA之间的注册权利协议（ “注册权利协议” ），我们授予了OTA对这些共同单位的注册权利。登记权利协议规定，在符合协议所载条款和条件的情况下，OTA可以要求我们准备和提交登记声明，允许并以其他方式便利OTA拥有的54,807,352个企业共同单位的全部或部分公开转售。我们对OTA实施此类交易的义务仅限于五份注册声明和承销发行。

与雇员补偿有关的常见单位

2018年2月和2017年2月，EPCO的某些员工获得了可自由支配的奖金支付，减去了退休计划的扣除额和适用的预扣税款，用于上一财年代表我们完成的工作（例如，2018年2月的奖金金额是截至2017年12月31日的一年）。根据EPCO的2008年企业产品长期激励计划（第三次修正和重述）（ “2008年计划” ），奖金数额的美元净值通过发放等值的新发放的企业共同单位汇给了雇员。2018年2月，我们发行了1,443,586个普通单位，价值3,910万美元，与员工奖金奖励有关。2017年2月，我们发行了1,176,103个共同单位，价值3,370万美元。每项奖金的补偿费用在工作完成的一年内得到确认。关于2008年计划的补充资料见附注13。

财政部单位

1998年12月，我们宣布了一项共同单位回购或回购计划，我们与某些附属公司一起，可以在公开市场上回购最多4,000,000个共同单位。我们于2018年12月下旬购买了剩余的123.68万个普通单位的授权额度，用于$ 。30.8单位平均价格为24.92美元。

于截至2018年12月31日止年度，共有3,479,958个幽灵单位归属及1,037,522个单位被雇员售回予我们，以支付与幽灵单位奖励归属有关的扣缴税款。这些财务股采购的总成本为2730万美元。我们在收购后立即取消了这些财政部单位。有关我们的股权奖励的更多信息见附注13。

有关2019年1月建立20亿美元单位回购计划的后续活动信息，见附注22。

累计其他综合收益（损失）

累计其他综合收益（损失）主要反映从一开始就被指定和限定为现金流量套期保值的衍生工具的累计收益或损失减去以前从累计其他综合收益（损失）重新分类为收益的收益或损失。累计其他综合收入（亏损）中记录的与现金流量套期保值有关的损益金额在影响收益的基础套期保值预测交易的同一期间重新分类为收益。如果预测的交易可能不会发生，累积的其他综合收益（损失）中的相关净收益或损失将立即重新分类为收益。

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合并财务报表附注

下表列出了我们在所列日期的综合资产负债表上报告的累计其他全面收入（损失）的构成部分:

	现金流量对冲
	商品衍生产品文书			利率衍生产品文书			其他			共计
累计其他综合收益（亏损），2017年1月1日	$	(83.8	)	$	(199.8	)	$	3.6		$	(280.0	)
期间其他全面收入（损失），在改叙之前		(38.5	)		(5.7	)		(0.1	)		(44.3	)
期间损失（收益）重新分类为净收入		112.2			40.4			--			152.6
期间其他综合收入（损失）共计		73.7			34.7			(0.1	)		108.3
累计其他综合收益（亏损），2017年12月31日		(10.1	)		(165.1	)		3.5			(171.7	)
期间其他全面收入（损失），在改叙之前		293.2			22.2			(0.5	)		314.9
期间损失（收益）重新分类为净收入		(130.4	)		38.1			--			(92.3	)
期间其他综合收入（损失）共计		162.8			60.3			(0.5	)		222.6
累计其他综合收益（亏损），2018年12月31日	$	152.7		$	(104.8	)	$	3.0		$	50.9

下表列出了从累计其他全面收入（损失）中将（收入）损失重新分类为所列年份的净收入:

		截至12月31日，
	地点	2018			2017
现金流量套期保值的损失（收益） :
利率衍生品	利息支出	$	38.1		$	40.4
商品衍生品	收入		(131.7	)		111.6
商品衍生品	营运成本及开支		1.3			0.6
共计		$	(92.3	)	$	152.6

非支配权益

非垄断权益代表了我们合并子公司的第三方所有权权益。

企业导航乙烯终端有限公司

2018年1月，我们与Navigator乙烯终端有限责任公司（ “Navigator” ）组建了一家新的商业企业）建造和拥有一个乙烯出口终端，该终端位于休斯敦船舶航道上的摩根点。Navigator持有企业Navigator乙烯终端有限责任公司（Enterprise Navigator乙烯终端有限责任公司）50%的股权，该公司拥有出口设施。

Whitthorn Pipeline Company LLC.

2018年6月，Western Gas Partners，LP（ “Western” ）的一家附属公司以1.896亿美元现金收购了我们的子公司Whitthorn Pipeline Company LLC（ “Whitthorn” ）的一家非垄断20%股权。这一数额是截至2018年12月31日止年度的综合现金流量报表所列来自非支配权益的捐款的一部分。Whitthorn拥有我们的Midland-to-Echo1管道系统的大部分。

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合并财务报表附注

现金分配

下表列出了企业所申报的每个普通单位季度现金分配率与所示季度的关系。实际的现金分配由企业在每个财政季度结束后45天内支付。

	分配比率共同单位		记录日期	付款日期
2016:
第一季度	$	0.3950	4/29/2016	5/6/2016
第二季度	$	0.4000	7/29/2016	8/5/2016
第三季度	$	0.4050	10/31/2016	11/7/2016
第四季度	$	0.4100	1/31/2017	2/7/2017
2017:
第一季度	$	0.4150	4/28/2017	5/8/2017
第二季度	$	0.4200	7/31/2017	8/7/2017
第三季度	$	0.4225	10/31/2017	11/7/2017
第四季度	$	0.4250	1/31/2018	2/7/2018
2018:
第一季度	$	0.4275	4/30/2018	5/8/2018
第二季度	$	0.4300	7/31/2018	8/8/2018
第三季度	$	0.4325	10/31/2018	11/8/2018
第四季度	$	0.4350	1/31/2019	2/8/2019

2019年1月，根据目前的预期，管理层宣布计划继续建议董事会将2019年现金分配率每季度每单位增加0.0025美元。预期增长率将导致2019年的分配（每单位1.7650美元）比2018年的分配（每单位1.7250美元）高2.3% 。任何季度现金分配的支付都要经过董事会的批准和管理层对我们的财务状况、经营结果和与此种支付有关的现金流量的评估。

Shin Oak Ngl管道选项

2018年5月，我们授予Apache Corporation（ “Apache” ）一项期权，以收购我们拥有Shin Oak Ngl管道的子公司最多33%的股权，于2019年2月进入有限商业服务2018年11月，Apache将Shin Oak选项贡献给了Apache拥有多数股权的Altus Midstream Company（ “Altus” ）。该选项可在满足某些完成里程碑（如基础协议中定义的）后60天内执行，我们预计将在2019年第二季度发生。

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说明9.收入

我们将收入分为产品和中游服务的销售。产品销售主要与我们的各种营销活动有关，而中游服务则代表了我们的其他综合业务（即加工、分馏、运输、储存和终止）。下表按业务部门和收入类型列出了所列年份的收入:

	截至12月31日，
	2018 (1)		2017 (2)		2016 (2)
NGL管道和服务:
NGLS及相关产品的销售	$	12,920.9	$	10,521.3	$	8,380.5
分段中游服务:
天然气加工和分馏		1,341.0		719.1		714.6
运输		1,007.0		891.7		885.6
储存和终端		380.0		335.9		261.8
总段中游服务		2,728.0		1,946.7		1,862.0
NGL管道和服务共计		15,648.9		12,468.0		10,242.5
原油管道与服务:
原油销售		10,001.2		7,365.2		5,802.5
分段中游服务:
运输		676.5		473.9		411.1
储存和终端		364.9		317.7		301.4
总段中游服务		1,041.4		791.6		712.5
原油管道和服务共计		11,042.6		8,156.8		6,515.0
天然气管道和服务:
天然气销售		2,411.7		2,238.5		1,591.9
分段中游服务:
运输		1,042.7		907.1		951.1
总段中游服务		1,042.7		907.1		951.1
天然气管道和服务共计		3,454.4		3,145.6		2,543.0
石化及精炼产品服务:
石油化工和精炼产品的销售		5,535.4		4,696.3		2,921.9
分段中游服务:
分馏和异构化		188.3		156.3		142.6
运输，包括海洋物流		481.8		430.7		456.2
储存和终端		182.8		187.8		201.1
总段中游服务		852.9		774.8		799.9
石化和精炼产品服务总额		6,388.3		5,471.1		3,721.8
合并收入总额	$	36,534.2	$	29,241.5	$	23,022.3

（1）于2018年1月1日实施时，收入根据ASC606入账。（2）于2018年1月1日前的历史期间，收入在ASC605项下入账。

基本上，我们所有的收入都来自于ASC606中定义的与客户的合同。总体而言，产品销售和中游服务占了84%于截至2018年12月31日止年度，我们的综合收益分别为16% 。于截至2017年12月31日止年度，产品销售和中游服务分别占我们合并收入的85%和15% 。于截至二零一六年十二月三十一日止年度，产品销售和中游服务分别占我们合并收入的81%和19% 。

除了以下有关天然气处理的资料外，我们在采用ASC606方面并无重大改变。

§	天然气加工利用的服务合同要么是基于费用的，基于商品的，要么是两者的结合。我们的基于商品的合同包括货仓、保证金、液体百分比、收益百分比和以商品和收费条款相结合的合同。当天然气加工服务的现金费用由合同规定时，我们记录的收入作为生产者的天然气已经加工。

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根据ASC605，我们的天然气加工业务不承认与非现金对价（ “权益NGL卷” ）有关的收入，它收到的液体百分比和类似安排。当关联的NGL根据NGL营销产品销售合同交付并销售给下游客户时，我们确认了收入。

在ASC606下，我们的天然气加工业务将从客户那里获得的权益NGL卷的价值确认为中游服务收入的一种形式。分配给这一非现金对价和相关存货的价值是基于我们在提供服务时有权获得的权益资产的市场价值。我们还认识到，当NGL根据NGL营销产品销售合同交付并销售给下游客户时，收入以及相应的销售成本。

非现金代价确认的额外服务收入增加了我们的总收入约2%于截至2018年12月31日止年度，与本年度根据ASC605本应确认的收益金额相比由于我们每个月的NGL产品库存的快速周转，由于ASC606要求的变化，天然气加工和相关NGL营销活动对我们的毛利率没有显著的变化。

以下信息按细分和类型描述了我们的重要收入流的性质:

NGL管道和服务

NGLS及相关产品的销售

NGL营销活动通过我们的天然气加工活动（即我们的权益NGL生产）和公开市场和长期合同采购，从商家活动中产生收入，例如NGL和相关产品的现货和长期销售。当NGLS以市场价格销售和交付给客户时，这些销售合同的收入得到确认。

中游服务

天然气加工利用的是基于费用、基于商品或两者结合的合同。当天然气加工服务的现金费用由合同规定时，我们记录收入，当生产商的天然气已经加工和重新交付。我们的基于商品的合同包括货仓、保证金、液体百分比、收益百分比和以商品和收费条款相结合的合同。我们以市场价值确认我们根据基于商品的合同获得的权益收益（一旦完成了加工服务，我们有权获得这些数量）。

NGL管道运输合同和关税通常根据每加仑液体的固定费用乘以运输和交付的数量（或保留的容量）产生收入。向托运人收取的运输费是根据政府机构规定的关税或合同安排收取的。根据某些协议，客户必须在约定的期限内，以允许托运人弥补任何数量不足的条款（称为“补货权” ）装运最小数量。根据这类协议获得的收入最初被推迟，随后在装运数量不足时、当托运人履行最小数量承诺的可能性变得遥远时、或者当管道以其他方式从其履约义务中解除时，即被确认。

NGL分馏主要根据收费安排产生收入。这些费用在合同上可因某些分馏费用（例如天然气燃料费用）的变化而调整，并在提供服务期间得到确认。

NGL和相关的产品存储合同从容量保留中产生收入，在那里我们收取费用，为客户保留存储容量在我们的地下存储井和地面上的存储罐。根据这些协定，在保留期内，收入是直线确认的。此外，我们通常根据交付到并随后从存储中取出的卷收取客户的吞吐量费用，这些卷被确认为提供的服务。

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NGL进出口终止活动在提供服务期间产生收入，客户通常按每单位的数量计费。

原油管道和服务

原油销售

原油营销活动通过直接从生产商或公开市场上购买的原油的销售和交付产生收入。当原油以市场价格出售并交付给客户时，这些销售合同的收入得到确认。

中游服务

原油运输合同和关税根据每桶固定费用乘以运输和交付的数量（或保留的容量）产生收入。向托运人收取的运输费是根据政府机构规定的关税或合同安排收取的。根据某些协议，客户必须在约定的期限内出货最小数量，并有补货权。根据这类协议获得的收入最初被推迟，随后在装运数量不足时、当托运人履行最小数量承诺的可能性变得遥远时、或者当管道以其他方式从其履约义务中解除时，即被确认。

原油存储合同从容量保留中产生收益，我们收取费用，为我们的终端客户保留存储容量。根据这些协定，在保留期内，收入是直线确认的。此外，在我们的终端机上，每单位体积的用户都会收取费用。收入确认为提供服务。

天然气管道和服务

天然气销售

天然气营销活动产生的收入来自销售和交付从生产商、区域天然气加工厂和公开市场购买的天然气。当天然气以市场价格销售和交付给客户时，这些销售合同的收入得到确认。

中游服务

天然气运输合同产生的收入是根据运输的每单位体积的费用乘以收集或交付的体积。向托运人收取的运输费是根据政府机构规定的关税或合同安排收取的。我们的某些天然气管道提供可靠的能力保留服务，根据所保留的吞吐能力水平，托运人支付合同费用。当货物运输和交付给客户时，或者在我们为托运人提供坚定的能力服务的时期，收入得到确认。

石油化工及精炼产品服务

石油化工和精炼产品的销售

我们的石化营销活动包括购买和分馏在公开市场上获得的精炼级丙烯，并产生收入，销售和交付聚合物级丙烯以市场为基础的价格客户。收入我们的PDH设施依赖于客户的最小体积承诺水平，以及他们在给定的时期内为聚合物级丙烯支付的相关合同费用。

生产和销售辛烷烃添加剂和高纯度异丁烯的收入依赖于以市场价格销售和交付给客户的这类商品的数量。

精炼产品营销的收入取决于在公开市场上购买并以市场价格销售和交付给客户的此类商品的数量。

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中游服务

丙烯分馏和丁烷异构化设施通过与客户基于费用的收费安排产生收入，这种安排通常包括基础加工费，但因电力、燃料和人力成本的变化而调整。这些协议产生的收入在提供服务期间得到确认。

石油化工和精炼产品运输合同产生的收入是根据每件货物的固定费用乘以运输和交付的货物。向托运人收取的运输费是根据政府机构规定的关税或合同安排收取的。海运合同产生收入的基础是规定的日费率或每个货物运输的一项规定费用，确认在单个港口的过境时间。此外，我们还记录了由我们的海运客户直接偿还的燃料费用和其他业务费用的收入。

精炼产品存储合同从容量保留中产生收入，我们收取费用为客户在我们的终端存储容量。根据这些协定，在保留期内，收入是直线确认的。此外，在我们的终端机上，每单位体积的用户都会收取费用。收入确认为提供服务。

未结转收入和递延收入

下表提供了截至2018年12月31日我们的合同资产和合同负债的信息:

合同资产	地点	余额
未结转收入（当期金额）	预付和其他流动资产	$	13.3
共计		$	13.3

合同责任	地点	余额
递延收入（当期金额）	其他流动负债	$	80.9
递延收入（非流动）	其他长期负债		210.3
共计		$	291.2

下表列出截至2018年12月31日止年度的未摊销收入及递延收入结余的重大变动:

	未完成收入			推迟审议收入
2018年1月1日余额（经ASC606通过）	$	--		$	224.7
期间转入其他账户的期初余额所含金额（1）		--			(90.8	)
期间记录的数额		321.7			432.5
转入其他账户期间记录的数额（1）		(310.6	)		(274.8	)
与业务组合有关的记录金额		2.2			--
其他变动		--			(0.4	)
2018年12月31日余额	$	13.3		$	291.2

(1) 一旦我们有无条件的权利从客户那里得到考虑，未支付的收入就会转移到应收账款上。当我们履行对客户的义务时，递延收入被确认为收入。

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剩余的履约义务

下表列出了与客户签订的合同中包含最低数量承诺、缺陷和类似费用以及合同期限超过一年的估计固定对价。这些金额代表了我们预计将在2018年12月31日从这些合同中确认的未来期间的收入。对于我们收入的很大一部分，我们向客户支付服务合同费率，并将在一定时期内处理的业务量乘以。我们有权以与我们迄今为止完成的业绩价值直接对应的金额向客户开出发票。因此，我们不需要披露关于剩余履约义务的可变考虑的信息，因为我们承认收入等于我们有权开出发票的金额。

2019				2020				2021				2022				2023				此后				共计
$	3,530.6			$	3,187.3			$	2,641.4			$	2,145.0			$	1,798.7			$	7,289.9			$	20,592.9

会计政策变动的影响-ASC606过渡披露

提供以下资料和表格，以总结采用ASC606对截至2018年12月31日止年度的综合财务报表的影响。

正如前面所指出的，我们根据天然气处理协议获得的权益净现值（一种非现金对价形式）现在确认了额外的服务收入和相关库存。当库存通过我们的NGL营销活动销售时，我们在我们的运营成本和费用中反映了销售金额的额外成本。

未结清的收入历来是我们合并资产负债表中应收账款的一部分。在ASC606实现后，我们将这些金额重新分类为“预付和其他流动资产” ，因为这些金额代表有条件的考虑权利。一旦我们有了无条件的对价权利，金额就转移到了应收账款上。

从历史上看，从客户处收到的与管道建设活动和生产密切联系有关的款项已在我们的综合资产负债表上的财产、厂房和设备中扣除，并作为现金流入列报在我们的综合现金流量表的投资活动部分。在执行ASC606之后，这些数额现在被确认为业务报表中的中游服务收入的一部分，并且是业务活动提供的现金的一部分，如在我们的合并现金流量报表中所示。

截至2018年12月31日的综合资产负债表信息

	会计政策变化的影响
	无余额通过 ASC606		B.影响通过 ASC606			AS 报告
资产
应收账款- - - -贸易，净额	$	3,672.4	$	(13.3	)	$	3,659.1
预付和其他流动资产		298.2		13.3			311.5
财产、厂房和设备，网络		38,639.3		98.3			38,737.6
负债和权益
其他流动负债		404.3		0.5			404.8
其他长期负债		664.8		86.8			751.6
合伙人权益		23,842.5		11.0			23,853.5

采用ASC606的影响包括将未结清收入数额1330万美元从应收账款改叙为其他流动资产。

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合并财务报表附注

截至2018年12月31日止年度的综合营运报表资料

	会计政策变化的影响
	无余额通过 ASC606		B.影响通过 ASC606		AS 报告
收入	$	35,901.5	$	632.7	$	36,534.2
费用和支出
营业成本和费用:		30,775.6		621.7		31,397.3

采用ASC606对截至2018年12月31日止年度收入的影响包括确认在提供天然气加工服务时获得的非现金代价（即权益NGLS）收入的6.217亿美元，以及与CIACS相关的确认收入的1100万美元。截至2018年12月31日止年度的营运成本及开支包括6.217亿美元，应占权益NGL产品销售及交付客户时确认的销售成本。

截至2018年12月31日止年度现金流量综合报表信息

	会计政策变化的影响
	无余额通过 ASC606			B.影响通过 ASC606			AS 报告
经营活动:
净收入	$	4,227.5		$	11.0		$	4,238.5
营运账户变动的净影响		(71.1	)		87.3			16.2
投资活动:
协助建筑费用的缴款		87.3			(87.3	)		--

附注10.业务部门和相关信息

部分概述

我们的首席运营决策者在决定如何分配资源和评估运营和财务业绩时，定期评估这些部门的财务信息。我们的普通合伙人的首席执行官和财务官已被确定为我们的首席运营决策者。虽然这两名干事以多种不同方式评价成果，但业务部门结构是评估资源分配和财务结果的主要基础。

以下信息汇总了各业务板块的资产和运营情况（里程和其他统计数据未经审计） :

§	我们的NGL管道和服务业务部门目前包括我们的天然气加工厂和相关的NGL营销活动；大约19,200英里的NGL管道；NGL和相关的产品存储设施；以及16个NGL分馏器。这部分还包括我们的NGL出口码头和相关业务。

§	我们的原油管道和服务业务板块目前包括约5300英里的原油管道、位于俄克拉荷马州和德克萨斯州的原油存储终端以及相关的原油营销活动。

§	我们的天然气管道和服务业务部门目前包括约19,700英里的天然气管道系统，为科罗拉多州、路易斯安那州、新墨西哥州、德克萨斯州和怀俄明州的天然气收集和运输提供服务。这一部分还包括我们的天然气营销活动。

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§	我们的石化和精炼产品服务业务板块目前包括（i）丙烯生产设施，其中包括我们的丙烯分馏装置和最近完成的PDH设施，大约800英里的管道，（ii）丁烷异构化复合体及相关的去黄烷化装置；（iii）辛烷值增强及高纯度异丁烯生产设施；（iv）总里程约4,100英里的精炼产品管道、终端及相关的营销活动；及（v）海运。

我们的工厂、管道和其他固定资产位于美国。

分部毛利率

我们根据业务毛利率的财务指标来评估分部业绩。毛利率是衡量企业核心盈利能力的重要绩效指标，是企业内部财务报告的基础。我们认为，投资者受益于获得与管理层在评估部门业绩时使用的相同财务措施。毛利率不包括其他收入和费用交易、所得税、会计原则变化的累积效应和特殊费用。在将收益分配给未支配权益之前，毛利率是100%的基础上呈现的。我们对毛利率的计算可能与其他公司所采用的类似的标题衡量方法相比较，也可能不相比较。

下表列出了我们对所示年份的总分部毛利率的测量。GAAP财务计量最直接可比的总分部毛利率是营业收入。

	截至12月31日，
	2018			2017			2016
营业收入	$	5,408.6		$	3,928.9		$	3,580.7
调整营业收入与总营业毛利的比率:
在营业成本和费用中增加折旧、摊销和吸积费用		1,687.0			1,531.3			1,456.7
在营业成本和费用中增加资产减值和相关费用。		50.5			49.8			52.8
减去经营成本中资产出售的净收益和费用		(28.7	)		(10.7	)		(2.5	)
增加一般费用和行政费用		208.3			181.1			160.1
对某些新管道项目的补充权进行调整:
增加因补货权而从托运人收到的不可退还款项（1）		21.5			24.1			17.5
减去随后确认的可归因于补充权的收入（2）		(56.2	)		(29.9	)		(34.6	)
总分部毛利率	$	7,291.0		$	5,674.6		$	5,230.7

(1) 由于补货权意味着未来的履约义务由向托运人输送，因此这些收据被记录为GAAP目的的递延收益；然而，这些收据被包括在收货期内的毛利率中，因为它们是托运人不可退还的。 (2) 由于随后根据公认会计原则确认了可归因于补充权的递延收入为收入，因此必须调整毛利率，以去除这些数额，以防止重复，因为相关的不可退还的付款先前已包括在毛利率中。

我们的输液管运作的结果主要取决于运输的数量和我们为这种运输服务收取的相关费用。通常，当批量重新交付给客户时，管道运输收入被确认。然而，根据某些管道运输协议，客户必须在约定的期限内运送最小数量的货物。这些安排可能要求托运人根据最低数量承诺支付运输费，并规定允许托运人弥补约定期间的任何数量短缺（称为托运人“补货权” ）。根据这类协议获得的收入最初是递延的，后来根据GAAP确认的，是在货物数量不足时，当托运人满足最小数量承诺的可能性变得遥远时，或者当管道以其他方式从履行义务中释放时。

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然而，管理包括在审查某些新的管道项目（德州高速管道、前距离管道、ATEX、宙斯盾乙烷管道和海道管道）的财务结果时，与承诺托运人的“补货权”有关的递延运输收入。从内部（和部分）报告的观点来看，管理层认为，承诺的托运人在这些管道项目上支付的运输费，包括根据公认会计原则可能推迟的与补货权有关的任何不可退还的收入，在评估这些管道资产的财务表现方面非常重要。虽然对补充权的调整包括在分部毛利率中，但我们的综合收入并没有反映任何递延收入，直到根据公认会计原则满足确认这些收入的条件。

按分部计算的毛利率是通过从分部收入中减去分部营运成本和开支来计算的，两个分部的总额反映了上表中所指出的调整，如适用，并在消除公司间交易之前。下表按所示年份按分部列示了业务毛利:

	截至12月31日，
	2018		2017		2016
按分部划分的营运毛利:
NGL管道和服务	$	3,830.7	$	3,258.3	$	2,990.6
原油管道和服务		1,511.3		987.2		854.6
天然气管道和服务		891.2		714.5		734.9
石油化工及精炼产品服务		1,057.8		714.6		650.6
总分部毛利率	$	7,291.0	$	5,674.6	$	5,230.7

部分财务信息汇总

下表按业务部分列出的信息，以及对合并业务报表中所列数额的核对:

	可报告业务部门
	NGL 管道服务		原油管道服务		天然气管道服务		石油化工精炼产品服务			调整数以及消除			合并共计
第三方收入:
截至2018年12月31日止年度	$	15,630.5	$	10,968.2	$	3,439.5	$	6,388.3		$	--		$	36,426.5
截至2017年12月31日止年度		12,455.7		8,137.2		3,132.5		5,471.1			--			29,196.5
截至2016年12月31日止年度		10,232.7		6,478.7		2,532.4		3,721.8			--			22,965.6
关联方收入:
截至2018年12月31日止年度		18.4		74.4		14.9		--			--			107.7
截至2017年12月31日止年度		12.3		19.6		13.1		--			--			45.0
截至2016年12月31日止年度		9.8		36.3		10.6		--			--			56.7
部门间和部门间收入:
截至2018年12月31日止年度		26,453.6		35,490.4		721.9		2,917.5			(65,583.4	)		--
截至2017年12月31日止年度		27,278.6		15,943.0		850.8		1,766.9			(45,839.3	)		--
截至2016年12月31日止年度		19,150.0		9,052.0		668.5		1,234.8			(30,105.3	)		--
总收入:
截至2018年12月31日止年度		42,102.5		46,533.0		4,176.3		9,305.8			(65,583.4	)		36,534.2
截至2017年12月31日止年度		39,746.6		24,099.8		3,996.4		7,238.0			(45,839.3	)		29,241.5
截至2016年12月31日止年度		29,392.5		15,567.0		3,211.5		4,956.6			(30,105.3	)		23,022.3
未合并关联公司的收入（损失）权益:
截至2018年12月31日止年度		117.0		365.4		6.8		(9.2	)		--			480.0
截至2017年12月31日止年度		73.4		358.4		3.8		(9.6	)		--			426.0
截至2016年12月31日止年度		61.4		311.9		3.8		(15.1	)		--			362.0

分部收入包括分部间交易和分部内交易，这些交易通常是基于按市场利率进行的交易。我们的合并收入反映了消除公司间交易。基本上，我们所有的合并收入都是在美国赚取的，并且来自广泛的客户基础。

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合并财务报表附注

我们将未合并的附属公司的权益包括在我们的分部毛利率和营运收入的衡量。与行业合作伙伴的股权投资是我们业务战略的重要组成部分。它们是我们开展业务的一种手段，使我们的利益与客户和/或供应商的利益相一致。这种操作方法使我们能够相对于所假定的投资水平和业务风险实现有利的规模经济。许多这些业务对我们的其他中游业务操作起到支持或补充作用。

我们的综合中游能源资产网络（包括我们的权益法投资者拥有的中游能源资产）为天然气、NGLS、原油、精炼产品和某些石化产品的生产商和消费者提供服务。一般来说，碳氢化合物可以以多种方式进入我们的资产系统，例如通过天然气加工厂、天然气收集管道、原油管道或终端、NGL分馏器、NGL储存设施或NGL收集或运输管道。我们的许多股权投资被包括在我们的综合中游资产网络。例如，我们使用前距离管道和德克萨斯州快速管道将混合NGLS运送到我们的蒙特贝尔维尤NGL分馏和存储综合体和海道管道，将原油运送到我们德克萨斯州休斯敦地区的码头。鉴于我们的权益法被投资企业对我们的运营的整体性质，我们认为，将这些被投资企业的权益收益作为毛利率和营业收入的一个组成部分的列报是有意义和适当的。

下表按业务部门列出的信息以及对合并资产负债表总额的对账:

	可报告业务部门
	NGL 管道服务		原油管道服务		天然气管道服务		石油化工精炼产品服务		调整数以及消除		合并共计
财产、厂房和设备，净额:（见附注4）
于2018年12月31日	$	14,845.4	$	5,847.7	$	8,303.8	$	6,213.9	$	3,526.8	$	38,737.6
截至2017年12月31日		13,831.2		5,208.4		8,375.0		3,507.7		4,698.1		35,620.4
于2016年12月31日		14,091.5		4,216.1		8,403.0		3,261.2		3,320.7		33,292.5
对未合并关联公司的投资:（见附注5）
于2018年12月31日		662.0		1,867.5		22.8		62.8		--		2,615.1
截至2017年12月31日		733.9		1,839.2		20.8		65.5		--		2,659.4
于2016年12月31日		750.4		1,824.6		21.7		80.6		--		2,677.3
无形资产，净额:（见附注6）
于2018年12月31日		380.1		2,094.6		979.3		154.4		--		3,608.4
截至2017年12月31日		322.3		2,186.5		1,018.4		163.1		--		3,690.3
于2016年12月31日		350.2		2,279.0		1,054.5		180.4		--		3,864.1
商誉:（见附注6）
于2018年12月31日		2,651.7		1,841.0		296.3		956.2		--		5,745.2
截至2017年12月31日		2,651.7		1,841.0		296.3		956.2		--		5,745.2
于2016年12月31日		2,651.7		1,841.0		296.3		956.2		--		5,745.2
部分资产:
于2018年12月31日		18,539.2		11,650.8		9,602.2		7,387.3		3,526.8		50,706.3
截至2017年12月31日		17,539.1		11,075.1		9,710.5		4,692.5		4,698.1		47,715.3
于2016年12月31日		17,843.8		10,160.7		9,775.5		4,478.4		3,320.7		45,579.1

分部资产包括物业、厂房及设备、未合并附属公司的投资、无形资产及商誉。这些数额的账面价值根据每一资产或投资的主要业务和对该特定部门的毛利率的贡献分配给每个部门。由于在建工程金额（物业、厂房和设备的一部分）一般不会对分部毛利率产生贡献，因此在基础资产投入服务之前，这些金额被排除在分部资产总额之外。无形资产和商誉是根据其相关资产的分类分配给每一部分的。我们的合并总资产的其余部分主要由营运资金资产组成，不包括在分部资产之外，因为这些数额不属于一个特定分部（例如现金）。

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合并财务报表附注

其他收入和费用信息

下表提供了关于所列年份的合并收入、成本和费用的补充资料:

	截至12月31日，
	2018			2017			2016
合并收入:
NGL管道和服务	$	15,648.9		$	12,468.0		$	10,242.5
原油管道和服务		11,042.6			8,156.8			6,515.0
天然气管道和服务		3,454.4			3,145.6			2,543.0
石油化工及精炼产品服务		6,388.3			5,471.1			3,721.8
合并收入总额	$	36,534.2		$	29,241.5		$	23,022.3

合并成本和费用:
营业成本和费用:
销售成本	$	26,789.8		$	21,487.0		$	15,710.9
其他业务费用（1）		2,898.7			2,500.1			2,425.6
折旧、摊销和吸积		1,687.0			1,531.3			1,456.7
资产减值及相关费用		50.5			49.8			52.8
ne T G 资产出售的应计负债		(28.7	)		(10.7	)		(2.5	)
一般费用和行政费用		208.3			181.1			160.1
合并费用和支出共计	$	31,605.6		$	25,738.6		$	19,803.6

(1) 表示运营我们的工厂、管道和其他固定资产的成本，不包括:折旧、摊销和吸积费用；资产减值和相关费用；以及资产出售和保险回收的净损失（或收益）。

我们产品销售收入的波动和相关的销售成本金额部分地解释了能源商品价格的变化。一般来说，较低的能源商品价格导致我们的产品销售收入减少；然而，随着购买成本的下降，这些较低的商品价格也降低了相关的销售成本。在能源商品销售价格和采购成本较高的情况下，也会有同样的相关性。

主要客户信息

截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，我们最大的非关联客户为Vitol Holding B.V.及其关联公司（统称“Vitol” ），分别占我们综合收益约7.8% 、11.2%及9.9% 。维托是一家全球性的能源和商品贸易公司。

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附注11.每单位收益

每单位基本收益是通过将我们的共同基金持有人可获得的净收益或亏损除以我们在一段时间内未偿还的分配单位的加权平均数目来计算的。每单位的摊薄利润是通过将归属于我们有限合伙人的净收益或亏损除以（i）在一段时间内（在确定每单位基本收益时所使用的）未偿分配单位的加权平均数和（ii）我们的幻象单位的加权平均数来计算的。一段时间内未偿还。

下表列出了我们对所列年份的基本和稀释每股收益的计算:

	截至12月31日，
	2018			2017			2016
每单位基本收入
有限合伙人应占净收入	$	4,172.4		$	2,799.3		$	2,513.1
分配的未分配收益和幽灵单位奖励的现金支付（1）		(21.5	)		(15.9	)		(12.9	)
共同基金持有人可获得的净收入	$	4,150.9		$	2,783.4		$	2,500.2

未缴公共单位的基本加权平均数		2,176.5			2,145.0			2,081.4

每单位基本收入	$	1.91		$	1.30		$	1.20

每单位摊薄收益
有限合伙人应占净收入	$	4,172.4		$	2,799.3		$	2,513.1

未完成的稀释加权平均单位数:
分布-轴承共同单元		2,176.5			2,145.0			2,081.4
幻象单位（1）		10.5			9.3			7.7
共计		2,187.0			2,154.3			2,089.1

每单位摊薄收益	$	1.91		$	1.30		$	1.20

(1) 每个幻象单位奖包括一个DER，该DER使受奖人有权获得与幻象单位奖数量相等的现金支付，以及每个单位支付给我们共同的基金持有人的现金分配。与DERS相关的现金支付是不可支付的。因此，幻影单位被认为是参与证券的目的是计算基本单位收益。

附注12.业务组合

收购特拉华州加工

2018年3月29日，我们以1.506亿美元现金收购了我们特拉华州加工合资企业的剩余50%成员权益，扣除了前合资企业持有的390万美元现金。因此，特拉华州加工现在是我们的全资合并子公司。特拉华州加工公司拥有一个低温天然气加工设施，每天的能力为1.5亿立方英尺（ “mmcf/d” ）。该设施位于德克萨斯州里韦斯县，于2016年8月投入服务。收购的业务服务于日益增长的生产NGL丰富的天然气从特拉华州盆地在得克萨斯州西部和新墨西哥南部。

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下表列出截至2018年3月29日收购事项中所取得的资产和承担的负债的最终公允价值分配。

特拉华州加工剩余50%股权的收购价格	$	154.5
收购前持有的特拉华州加工公司50%股权的公允价值		146.4
共计	$	300.9
已取得的可辨认资产和已承担的负债的认列数额:
以业务组合方式收购的资产:
流动资产，包括现金390万美元	$	10.8
财产、厂房和设备		200.0
基于合同的无形资产		82.6
客户关系无形资产		9.9
获得的资产总额	$	303.3
在业务组合中承担的负债:
流动负债	$	(1.8	)
长期负债		(0.6	)
负债总额	$	(2.4	)
可辨认净资产总额	$	300.9
商誉	$	--

在这次收购之前，我们使用权益法核算了我们的投资。按历史形式计算，截至12月31日止年度，我们的收入、成本和开支、营业收入、归属于企业产品合作伙伴的净收入和单位收益，如果收购在2017年1月1日完成，而不是在2018年3月29日完成，2018年和2017年将不会与我们实际报告的有重大区别。

于2018年3月29日，我们于特拉华州加工的50%股权投资录得1.07亿美元。于收购余下50%成员权益后，我们的现有股权投资重新计量至公允价值，从而确认非现金收益3940万美元，该收益在截至2018年12月31日止年度的综合营运报表“其他收益（费用） ”内列报。

该业务的结果报告在NGL管道和服务业务部分。

收购Azure Midstream

2017年4月，我们以1.914亿美元现金从Azure Midstream Partners，LP及其运营子公司（统称“Azure” ）手中关闭了对中游能源业务的收购。收购的业务资产主要位于德克萨斯州东部，包括超过750英里的天然气收集管道和两个天然气处理设施（Panola和Fairway），总处理能力为130mmcf/d。收购的业务主要服务于海恩斯维尔页岩和博西耶、棉谷和特拉维斯峰地层的生产。

收购业务的财务业绩反映在我们自2017年4月30日（即Azure收购生效日期）起的综合业绩中。按历史形式综合计算，截至12月31日止年度，本公司的收入、成本及开支、营业收入、归属于企业产品合作伙伴的净收入及单位收益，如果Azure收购在2016年1月1日完成，而不是在2017年4月30日完成，那么2017年和2016年将不会与我们实际报告的有重大区别。

下表列出了截至2017年4月30日在Azure收购中获得的资产和承担的负债的最终公允价值分配。

以业务组合方式收购的资产:
流动资产	$	3.1
财产、厂房和设备		193.1
获得的资产总额		196.2
在业务组合中承担的负债:
流动负债		(1.4	)
长期负债		(3.4	)
负债总额		(4.8	)
可辨认净资产总额	$	191.4

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合并财务报表附注

截至2017年12月31日止年度，该新收购业务对我们综合收入及净收入的贡献并不重大。

附注13.股权奖励

EPCO股权奖励的公允价值的一部分分配给我们根据ASA收取。下表总结了我们在所列年份中与股权奖励有关的补偿费用:

	截至12月31日，
	2018		2017		2016
股权分类奖励:
幻影组奖项	$	99.7	$	92.8	$	78.6
受限制的共同单位奖励		--		0.5		4.7
利润利息奖励		6.1		6.0		5.4
责任分类裁决		0.3		0.4		0.5
共计	$	106.1	$	99.7	$	89.2

股权分类奖励的公允价值在必要的服务或归属期间摊销为收益。股权分类奖励预计将导致在归属时发行共同单位。根据每一报告日期重新计量的赔偿金的公允价值，在必要的服务或归属期间内确认责任分类赔偿费用。负债分类的赔偿金在归属时以现金结算。

截至2018年12月31日，所有尚未颁发的幻影股奖项都是根据2008年计划授予的。2008年计划是一项长期激励计划，根据该计划，直接或间接向我们提供服务的EPCO、美国或我们的附属公司的任何雇员或顾问，均可获得以期权、受限制的普通单位、幻象单位、分配等效权利（ “DERS” ）形式的激励补偿奖励，单位增值权、单位奖励、其他单位奖励或替代奖励。我们的普通合伙人的非雇员董事也可以参与2008年的计划。截至2018年12月31日，根据2008年计划获准发行的共同基金单位最多为45,000,000个。根据2008年计划的条款，这一数额在2019年1月1日自动增加了5,000,000个共同单位，并将在2008年计划的期限之后的1月1日继续每年自动增加；但是，在任何情况下，最大总数不得超过70,000,000个共同单位。2008年计划有效期至2023年9月30日，如果更早，直至2008年计划下所有可用的共同单位交付给参与者时，或EPCO董事会或审计和冲突委员会终止2008年计划时为止。截至2018年12月31日，根据2008年计划授予的奖项生效后，共有19,116,132个额外的共同单位可供发行。

EPCO有6个有限合伙企业（一般称为“雇员合伙企业” ），通过为雇员合伙企业的主要雇员提供“利润利益” ，作为EPCO的长期激励安排。2018年12月成立了名为（i）EPD2018IV L.P. （ “EPD IV” ）和（ii）EPCO II L.P. （ “EPCO II” ）的雇员伙伴关系。名为（i）EPD Pubco Unit I L.P. （ “Pubco I” ），（ii）EPD Pubco Unit II L.P. （ “Pubco II” ），（iii）EPD Pubco Unit III L.P. （ “Pubco III” ）和（iv）EPD Privco Unit I L.P. （ “Privco I” ）的雇员伙伴关系于2016年成立。

截至2018年12月31日，没有企业产品1998年长期激励计划（ “1998计划” ）项下未颁发的限制性普通单位奖励。1998年计划实际上已经结束，自2014年以来，该计划没有授予任何新的奖项。1998年的计划规定，我们的共同单位和其他权利授予我们的非雇员董事和EPCO及其附属公司的雇员，为我们提供服务。从历史上看，1998年计划下的奖励包括单位选择和有限的共同单位。

幻影组奖项

幻影股奖励允许受款人在规定的归属期限届满后，在符合传统的没收规定的情况下，获得我们的共同单位（除满足服务和其他条件外，不向受款人支付任何费用）。幻象单位奖通常以每年25%的费率从赠款日期后一年开始发放，直到所需服务期限届满才授予。所有幻影组奖项都是根据2008年计划颁发的。

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合并财务报表附注

于2018年12月31日，我们的幻影股奖励基本上预期会在归属时产生共同单位的发行；因此，适用的奖励被列为股权分类奖励。幻象单位奖的授予日公允价值是根据授予日的单位市场价格计算的。补偿费用是根据在必要的服务或归属期间内，扣除估计的没收津贴后的公允价值确认的。

下表列出了所示年份的幻影组奖励活动:

	数目单位			加权- 平均赠款日期公允价值每个单位(1)
2016年1月1日幻影组奖项		5,426,949		$	33.63
批准（2）		4,508,310		$	21.90
已归属		(1,761,455	)	$	33.10
被没收		(406,303	)	$	28.52
2016年12月31日幻影组奖项		7,767,501		$	27.20
批准（3）		4,268,920		$	28.83
已归属		(2,490,081	)	$	28.30
被没收		(256,839	)	$	27.60
2017年12月31日幻影组奖项		9,289,501		$	27.65
批准（4）		5,006,181		$	26.82
已归属		(3,479,958	)	$	28.57
被没收		(482,447	)	$	26.88
2018年12月31日幻影组奖项		10,333,277		$	26.97

(1)通过将奖励的总授予日（在罚没津贴之前）除以所颁发的奖励的数目来确定。 (2)2016年颁发的幻象单位奖励的总授予日公允价值为9,870万美元，根据我们共同单位的授予日市场价格为每单位21.86美元至27.39美元。估计每年的罚没率为3.9% 。 (3)2017年颁发的幻象单位奖励的总授予日公允价值为1.231亿美元，根据我们的共同单位的授予日市场价格为每单位24.55美元至28.87美元。估计每年的罚没率为3.8% 。 (4) 2018年颁发的幻象单位奖励的总授予日公允价值为1.343亿美元，根据我们的共同单位的授予日市场价格为每单位25.40美元至29.22美元。这些裁决适用了估计每年3.2%的没收率。S。

经考虑扣缴税款的规定，我们分别于截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，就授予幻影股奖励而发行了2,442,436、1,687,692及1,170,600个普通单位。

2008年计划规定颁发与幻影组奖项有关的DERS。DER使参与者有权获得不能兑现的现金支付，其数额相当于未支付给参与者的幻影股奖励的数量和支付给我们共同基金持有人的每一个共同单位的现金分配。与DERS相关的现金支付在幻象单位奖预计将导致发行共同单位时，将记入合伙人的股权；否则，这些款项将被记入费用。

下表提供了所列年份幻影股奖励的补充信息:

	截至12月31日，
	2018		2017		2016
与DERS有关的现金支付	$	17.7	$	15.1	$	11.7
期间授予的幻象单位奖励的内在价值总额	$	90.7	$	69.8	$	40.9

就EPCO集团的公司而言，截至2018年12月31日，与Phantom Unit Awards相关的未确认赔偿成本为1.042亿美元，其中我们的部分成本目前估计为8460万美元。由于这些奖项的分级归属条款，我们期望在2.1年的加权平均期间确认我们在这些奖项未确认的补偿费用中所占的份额。

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合并财务报表附注

利润利息奖励

2018年和2016年，EPCO的私人控股子公司EPCO Holdings Inc. （ “EPCO Holdings” ）向每个雇员合伙企业贡献了其拥有的部分企业共同单位，详见下表。作为对这些贡献的交换，EPCO控股被接纳为每个雇员合伙企业的A类有限合伙人。同样在适用的缴款日期，某些主要EPCO雇员被授予B类有限合伙人权益（即利润利息奖励），并被承认为每个雇员合伙的B类有限合伙人，所有这些雇员都没有任何出资。EPCO是每个员工合伙的普通合伙人。

一般来说，A类有限合伙人每季度获得一份优先回报（详见下表），关于EPCO控股公司为每个员工合伙企业贡献的企业普通单位数量，每名雇员合伙企业的剩余现金将按季度支付给适用的B类有限合伙人作为分配。当雇员合伙企业清盘时，在该雇员合伙企业中具有与A类有限合伙人的资本基础相等的当时的公平市场价值的资产将分配给A类有限合伙人。该雇员合伙企业的任何剩余资产将作为剩余利润利息分配给该雇员合伙企业的B类有限合伙人，该利息代表该雇员合伙企业自EPCO控股对其作出贡献之日起的资产价值的增值，如上所述。

除非雇员合伙公司另有协议，并为每名雇员合伙的有限合伙人的利益而获得多数同意，该雇员合伙公司最早将于（i）归属日期后30天终止，（ii）控制权变更或（iii）雇员合伙公司解散。

下表总结了截至2018年12月31日每个员工合伙企业的关键要素:

雇员

伙伴关系

企业

共同单位

对此作出了贡献。

雇员合伙

由EPCO控股

A类

资本

基地(1)

A类

偏好

返回(2)

预期数

归属/

清算

日期

估计数

授予日

公平价值

利润利息

奖项(3)

未确认

Compensation

费用(4)

PUBCO I

2,723,052

6370万美元

0.3900

2020年2月

1300万美元

430万美元

PUBCO II

2,834,198

6630万美元

0.3900

2021年2月

1490万美元

730万美元

普伯科三世

105,000

250万美元

0.3900

2020年4月

50万美元

20万美元

普里夫科一世

1,111,438

2600万美元

0.3900

2021年2月

580万美元

50万美元

环保署IV

6,400,000

1.729亿美元

0.4325

2023年12月

2670万美元

2310万美元

EPCO II

1,600,000

4320万美元

0.4325

2023年12月

670万美元

50万美元

(1) 代表在适用的缴款日期为每个雇员合伙企业贡献的企业共同单位的公平市场价值。

(2) 每个季度，每个雇员合伙企业中的A类有限合伙人的现金分配，等于（i）雇员合伙企业拥有的共同单位的数目和（ii）A类优先股回报的乘积（在公平调整的情况下，以反映任何股权分割股权分配或分红、反向分割、合并、重新分类、资本重组或影响这些共同单位的其他类似事件）。如果雇员合伙企业在每季度向A类有限合伙人付款后仍有剩余现金，则剩余现金按季度分配给B类有限合伙人。

(3) 代表利润利息奖励的授予日公允价值总额，不论此种费用将如何分配给美国和EPCO及其私人持有的关联公司。

(4) 代表我们在截至2018年12月31日的未确认赔偿费用中的预期份额。我们期望在1.1年、2.1年、1.3年、2.1年、4.9年和4.9年的加权平均期间，分别确认我们在PUBCO I、PUBCO II、PUBCO III、PRIVCO I、EPD IV和EPCO II的未确认补偿费用中所占的份额。

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合并财务报表附注

每个雇员合伙的授予日公允价值是基于（i）该雇员合伙的资产的估计价值（使用Black-Scholes期权定价模型确定），该资产将在清算时分配给B类有限合伙人，以及（ii）价值，根据折现现金流量分析，这类B类有限合伙人在雇员合伙企业存续期间将获得的剩余季度现金数额。

下表总结了我们在应用Black-Scholes期权定价模型得出每个员工合伙企业利润利息奖励的估计授予日公允价值的假设:

	预期数	无风险	预期数	预期单位
雇员	生命	利息	分布情况	价格
伙伴关系	授予	利率	产量	波动性
PUBCO I	4.0年	0.9%至2.7%	5.9%至7.0%	19%至40%
PUBCO II	5.0年	1.1%至3.0%	5.9%至7.0%	19%至40%
普伯科三世	4.0年	1.0%至2.2%	6.1%至6.8%	27%至40%
普里夫科一世	5.0年	1.2%至1.6%	6.1%至6.7%	28%至40%
环保署IV	5.0年	2.8%	6.5%	27%
EPCO II	5.0年	2.8%	6.5%	27%

利润利息奖励的补偿费用是根据每个奖励的估计授予日公允价值计算的。这些基于股权的奖励的公允价值的一部分被分配给我们根据ASA作为非现金费用。我们不负责向EPCO偿还雇员合伙企业的任何费用，包括EPCO控股公司的任何单位捐款的价值。

受限制的共同单位奖励

受限制的共同单位奖励允许受款人在规定的归属期限届满后，在符合惯例的没收规定的情况下，获得我们的共同单位（除满足服务和其他条件外，不向受款人支付任何费用）。受限制的普通单位奖励通常在授予日之后一年开始，每年以25%的比率授予，直到所需服务期限届满时才授予。自2017年以来，没有任何受限制的共同单位奖项未获颁发。

受限制的普通单位奖励的公平价值是根据我们的普通单位在授予日的市场价格。补偿费用是根据在必要的服务或归属期间内，在扣除估计的没收津贴的公允价值的授予日确认的。

下表列出了所列年份的受限制的共同单位奖励活动:

	数目单位			加权- 平均赠款日期公允价值每个单位(1)
截至2016年1月1日止的受限制普通单位		1,960,520		$	27.88
已归属		(1,234,502	)	$	27.45
被没收		(43,724	)	$	28.48
截至2016年12月31日止的受限制普通单位		682,294		$	28.61
已归属		(681,044	)	$	28.60
被没收		(1,250	)	$	31.07
截至2017年12月31日止的受限制普通单位		--		$	n/a

(1) 通过将奖励的总授予日（在罚没津贴之前）除以所颁发的奖励的数目来确定。

每名获发受限制单位奖的人士，均有权获得不能动用的现金分配，其数额相当于参与人未缴的受限制单位数目，以及每名单位已付予共同单位持有人的现金分配。这些分配包括在“支付给有限合伙人的现金分配”中，正如我们的合并现金流量报表中所述。

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下表提供了关于所列年份中受限制的共同单位奖励的补充资料:

	截至12月31日，
	2017		2016
支付给受限制的共同基金持有人的现金分配	$	0.3	$	1.6
期间授予的受限制的共同单位奖励的总内在价值	$	18.9	$	28.5

附注14.衍生工具、对冲活动和公允价值计量

在我们正常的经营过程中，我们面临着一些风险，包括利率和商品价格的变化。为了管理与资产、负债和某些预期未来交易相关的风险，我们使用衍生工具，如期货、远期合约、互换、期权和其他具有类似特征的工具。基本上我们所有的衍生品都用于非交易活动。

2018年1月1日，我们早期采用了ASU2017-12，衍生品和对冲（主题815） :对套期保值活动会计的针对性改进由于新准则对我们的合并财务报表的影响不大，因此没有记录过渡调整。根据ASU2017-12，现金流对冲的有效和无效部分最初被报告为累积其他综合收益（损失）的组成部分，并在预测的交易影响收益时重新分类为收益。

利率对冲活动

我们可以利用利率互换、远期开始互换和类似的衍生工具来管理我们在某些合并债务协议下借贷利率的变化。此策略可用于控制我们与该等借贷有关的整体资本成本。

由于市场情况，我们在2018年终止了总额为2.75亿美元的远期开始互换，这导致现金收益总额为2210万美元。作为现金流量对冲，这些衍生工具的收益反映为累计其他综合收益的组成部分，并将在2019年2月开始的30年期间内摊销为收益（作为利息支出的减少）。同样，我2017年，我们总共终止了275美元。在2048年2月之前，在相关债务的30年存续期内，有3060万美元的现金收益被摊销为收益（作为利息支出的减少）。2016年，我们总共终止了250美元的交易。在2047年9月之前的30年期关联债务中，产生了总额为610万美元的现金收益（作为利息支出的减少）被摊销为收益（作为利息支出的减少）。

2018年，我们出售了与利率对冲活动相关的期权，从而确认了总计29.4美元的收益。年度利息支出减少所反映的百万现金收益（期权保费收入）。

商品套期保值活动

天然气、NGLS、原油、石油化工和精炼产品的价格受供求变化、市场状况和各种超出我们控制范围的额外因素的影响而波动。为了管理这些价格风险，我们加入了商品衍生工具，如实物远期合约、期货合约、定息互换和基差互换。

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§	我们预期的未来商品采购和销售对冲计划的目标是通过使用衍生工具和相关合同锁定采购和销售价格，对某些运输、储存、混合和经营活动的利润进行对冲。

§	我们的天然气加工套期保值方案的目的是对与这些活动相关的收益进行套期保值。我们通过使用衍生工具和相关合同为我们预期的权益NGL生产的一部分执行固定价格销售来实现这一目标。对于某些天然气加工合同，预期权益NGL生产的套期保值还包括购买天然气进行收缩，这是使用衍生工具和相关合同进行套期保值。

§	我们的存货对冲计划的目的是通过使用衍生工具和相关合同锁定存货的销售价格来对冲目前库存商品的公允价值。

下表总结了截至2018年12月31日尚未发行的商品衍生工具组合（如所指出的数量计量） :

	体积(1)				会计
衍生用途	电流 (2)		长期的(2)		治疗
指定为对冲工具的衍生品:
天然气加工:
预测天然气采购以减少植物热（BCF）		4.9		n/a	现金流量对冲
NGLS的预测销售（磁带）		1.0		n/a	现金流量对冲
辛烷值增强:
预测购买NGLS（MMBBLS）		1.8		n/a	现金流量对冲
预测辛烷值增强产品（MMBBL）的销售）		3.1		0.1	现金流量对冲
天然气营销:
天然气储存库存管理活动）		3.3		n/a	公允价值对冲
NGL营销:
预测购买NGLS和相关碳氢化合物产品（MMBBLS）		33.6		4.3	现金流量对冲
NGLS及相关碳氢化合物产品的预测销售（MMBBLS）		45.0		1.7	现金流量对冲
NGLS库存管理活动（MMBBLS）		0.3		n/a	公允价值对冲
精细化产品营销:
预测购买精炼产品（MMBBL）		1.0		n/a	现金流量对冲
预测精炼产品的销售情况）		2.0		n/a	现金流量对冲
精炼产品库存管理活动）		0.5		n/a	公允价值对冲
原油营销:
原油预测购买量（mmbbles）		18.4		1.9	现金流量对冲
原油销售预测（mmbbles）		28.5		1.9	现金流量对冲
未指定为对冲工具的衍生品:
天然气风险管理活动（BCF）（3,4）		77.5		0.9	市场标记
风险管理活动（MMBBL）（4）		3.3		n/a	市场标记
精细化产品风险管理活动（MMBBL）（4）		2.6		n/a	市场标记
原油风险管理活动（MMBBL）（4）		26.3		3.2	市场标记

(1)被指定为套期保值工具的衍生品的成交量反映了套期保值总量，而未被指定为套期保值工具的衍生品的成交量反映了衍生品名义成交量的绝对值。 (2)指定为现金流量对冲的衍生品、指定为公允价值对冲的衍生品和未指定为对冲工具的衍生品的最大期限分别为2020年12月、2019年6月和2020年12月。 (3)目前的交易量包括29.8BCF的实物衍生工具，它们的定价主要是基于标记的指数加上与位置差异有关的溢价或减折。 (4) 雷弗尔CTS使用衍生工具来管理与运输、处理和存储资产相关的风险。

截至2018年12月31日及2017年12月31日，受公允价值对冲影响的存货账面金额分别为5020万元及8400万元。

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某些基础互换、基础价差期权和其他未被指定为套期保值工具的衍生工具被用于管理与商品预期的购买和销售相关的市场风险。这些交易的时间安排往往存在一些不确定性，这是由于开发了更有利的利润机会，或者当价差不足以支付可变成本时，从而降低了在最初预测的时期内发生交易的可能性。根据衍生产品会计准则，这些工具不符合对冲会计的资格，即使它们在管理基础资产的风险敞口方面是有效的。由于大宗商品价格的波动，任何非现金的、盯市的收益变动都无法预测。

公允价值金额及损益的表格

衍生工具及相关对冲项目

下表提供了在所示日期我们的衍生资产和负债的资产负债表概览:

	资产衍生品						负债衍生工具
	2018年12月31日			2017年12月31日			2018年12月31日			2017年12月31日
	余额纸张地点	公平价值		余额纸张地点	公平价值		余额纸张地点	公平价值		余额纸张地点	公平价值
指定为对冲工具的衍生品
利率衍生品	流动资产	$	--	流动资产	$	--	电流负债	$	--	电流负债	$	1.5
利率衍生品	其他资产		--	其他资产		0.1	其他负债		--	其他负债		0.2
利率衍生品总额			--			0.1			--			1.7
商品衍生品	流动资产		138.5	流动资产		109.5	电流负债		115.0	电流负债		104.4
商品衍生品	其他资产		5.6	其他资产		6.4	其他负债		11.1	其他负债		6.8
商品衍生品总额			144.1			115.9			126.1			111.2
指定为对冲工具的衍生品总额		$	144.1		$	116.0		$	126.1		$	112.9

未指定为对冲工具的衍生品
商品衍生品	流动资产	$	15.9	流动资产	$	43.9	电流负债	$	33.2	电流负债	$	62.3
商品衍生品	其他资产		1.9	其他资产		1.9	其他负债		3.1	其他负债		3.4
商品衍生品总额			17.8			45.8			36.3			65.7
未指定为对冲工具的衍生品总额		$	17.8		$	45.8		$	36.3		$	65.7

我们的某些商品衍生工具受制于总的净额结算安排或类似的协议。下表列出了在所列日期根据这些安排编制的衍生工具:

	金融资产和衍生资产的抵销
										未抵销总额在资产负债表上
	毛额数额公认的资产			毛额数额在资产负债表			数额资产总额提出的建议在资产负债表			财务方面文书				现金抵押品已付款项		现金抵押品收到		数额会有的。已提交按净额计算
	（i）			（二）			（iii） = （i） - （ii）			（四）								（v） = （iii） + （iv）
截至2018年12月31日:
商品衍生品		$	161.9		$	--		$	161.9		$	(158.6	)	$	--	$	--		$	3.3
截至2017年12月31日:
利率衍生品		$	0.1		$	--		$	0.1		$	(0.1	)	$	--	$	--		$	--
商品衍生品			161.7			--			161.7			(157.8	)		--		--			3.9

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	金融负债和衍生负债的抵销
										未抵销总额在资产负债表上
	毛额数额公认的负债			毛额数额在资产负债表			数额负债提出的建议在资产负债表			财务方面文书				现金抵押品已付款项				数额会有的。已提交按净额计算
	（i）			（二）			（iii） = （i） - （ii）			（四）								（v） = （iii） + （iv）
截至2018年12月31日:
商品衍生品		$	162.4		$	--		$	162.4		$	(158.6	)		$	(2.3	)		$	1.5
截至2017年12月31日:
利率衍生品		$	1.7		$	--		$	1.7		$	(0.1	)		$	--			$	1.6
商品衍生品			176.9			--			176.9			(157.8	)			(17.3	)			1.8

在我们的综合资产负债表上记录的衍生资产和负债是按总额列示的，并在个人交易水平上确定。无论各自的外汇清算协议、交易对方合同或总的净额结算协议是否包含经常被称为“抵销权”的净额结算语言，都适用这种列报方法。虽然衍生金额是按毛额计算的，但在交易对方违约或清算情况下，相对于应收款项或应付款项总额而言，具有抵销权的净额能够结算。

现金是根据某些协议支付和收取的抵押品，特别是与交易所交易有关的协议。对于任何现金抵押品的付款或收据，相应的资产或负债记录，以反映不同的保证金存款或收据与外汇结算经纪和客户。这些余额也是在我们的综合资产负债表的毛额基础上提出的。

以上表格提供了一种比较衍生资产和负债总额的方法，但不包括相关的应付和应收账款，根据各自衍生协议中的抵销权的存在，在违约情形下可能应收或应付的款项净额。支付或收到的任何现金抵押品都反映在这些表中，但仅限于它代表不同的差额。不受衍生资产或负债数额影响的与衍生产品预付款项或初始保证金有关的任何数额，或仅根据其体积名义数额确定的数额，均不包括在这些表中。

下表列出了我们指定为公允价值套期保值的衍生工具对所列年份的合并业务报表的影响:

公允价值衍生产品对冲关系	地点	确认的收益（损失）在衍生产品收入
		截至12月31日，
		2018		2017			2016
利率衍生品	利息支出	$	1.3	$	(0.2	)	$	0.3
商品衍生品	收入		9.9		1.1			(90.5	)
共计		$	11.2	$	0.9		$	(90.2	)

公允价值衍生产品对冲关系	地点	确认的收益（损失）在套期保值项目的收益
		截至12月31日，
		2018			2017		2016
利率衍生品	利息支出	$	(1.4	)	$	0.4	$	(0.4	)
商品衍生品	收入		(6.9	)		27.4		125.0
共计		$	(8.3	)	$	27.8	$	124.6

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合并财务报表附注

下表列出了指定为现金流量套期保值的衍生工具对所列年度的综合业务报表和综合全面收入报表的影响:

现金流量中的衍生品对冲关系	确认的价值的变化其他全面收入（损失）关于导数
	截至12月31日，
	2018		2017			2016
利率衍生品	$	22.2	$	(5.7	)	$	42.3
商品衍生品-收益（1）		293.0		(33.7	)		(197.4	)
商品衍生品-运营成本和费用（1）		0.2		(4.8	)		3.6
共计	$	315.4	$	(44.2	)	$	(151.5	)

(1) 这些衍生工具的公允价值将酌情在基础衍生工具交易结算时，在合并业务报表上重新分类到各自的位置。

现金流量中的衍生品对冲关系	地点	收益（损失）从累计其他综合收入（损失）对收入的影响
		截至12月31日，
		2018			2017			2016
利率衍生品	利息支出	$	(38.1	)	$	(40.4	)	$	(37.4	)
商品衍生品	收入		131.7			(111.6	)		(53.6	)
商品衍生品	营运成本及开支		(1.3	)		(0.6	)		0.2
共计		$	92.3		$	(152.6	)	$	(90.8	)

在未来12个月内，我们预计将3800万美元的利率衍生工具应占亏损从累积的其他全面亏损改为盈利，作为利息支出的增加。同样，我们预计将1.681亿美元的商品衍生工具应占收益从累计其他全面收入改为收益，1.669亿美元作为收入的增加，120万美元作为业务费用和支出的减少。

下表列出了未指定为套期保值工具的衍生工具对所列年份合并经营报表的影响:

未指定为套期保值工具	地点	确认的收益（损失）在衍生产品收入
		截至12月31日，
		2018			2017			2016
商品衍生品	收入	$	(462.9	)	$	(42.7	)	$	(38.4	)
商品衍生品	营运成本及开支		8.2			0.1			(0.4	)
共计		$	(454.7	)	$	(42.6	)	$	(38.8	)

2018年未指定为对冲工具的衍生品确认的4.547亿美元亏损（如上表所示）反映了4.438亿美元的已实现亏损和1090万美元的未实现盯市净亏损。

综合而言，截至2018年12月31日止年度，由于指定为公允价值对冲的衍生产品及未指定为对冲工具的衍生产品而产生的未实现盯市亏损净额为1910万元。下表按分部汇总了截至2018年12月31日止年度的未实现亏损净额对我们的毛利率的影响:

按部门分列的未实现盯市收益（损失） :
NGL管道和服务	$	18.0
原油管道和服务		(44.1	)
天然气管道和服务		5.3
石油化工及精炼产品服务		1.7
共计	$	(19.1	)

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合并财务报表附注

公允价值计量

下表按一级、二级和三级公允价值层次结构内的水平（见附注2）列出了在所示日期我们的金融资产和负债的账面价值。这些资产和负债是按经常性计量的，并根据用于估计其公允价值的最低投入水平进行分类。我们对这种投入的相对重要性的评估需要作出判断。

在芝加哥商品交易所（CME）规则814的应用之前和之后提出了商品衍生品的价值，该规则认为芝加哥商品交易所清算的金融工具是每日结算与不同的保证金支付。由于这一交换规则，CME相关衍生产品被认为在资产负债表日期没有公允价值，用于财务报告；然而，衍生产品仍然未偿还，并受未来商品价格波动的影响，直到它们按照合同条款结算。除CME（例如洲际交易所或ICE）以外的交易所清算的衍生交易继续按毛额报告。

	于2018年12月31日使用公允价值计量
	报价价格在活动中用于相同的资产和负债（一级）			意义重大其他可观察到的投入（第2级）			意义重大不可观测投入（第3级）			共计
金融资产:
商品衍生品:
CME规则814应用前的价值	$	172.3		$	282.4		$	2.2		$	456.9
CME规则814变化的影响		(134.8	)		(159.3	)		(0.9	)		(295.0	)
商品衍生品总额		37.5			123.1			1.3			161.9
共计	$	37.5		$	123.1		$	1.3		$	161.9

财务负债:
流动性期权协议（见附注17）	$	--		$	--		$	390.0		$	390.0
商品衍生品:
CME规则814应用前的价值		85.5			291.2			21.4			398.1
CME规则814变化的影响		(48.6	)		(172.9	)		(14.2	)		(235.7	)
商品衍生品总额		36.9			118.3			7.2			162.4
共计	$	36.9		$	118.3		$	397.2		$	552.4

总体而言，截至2018年12月31日，我们的商品对冲投资组合的公允价值为净衍生资产58.8美元。在CME规则814的影响之前的百万。

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合并财务报表附注

	截至2017年12月31日使用公允价值计量
	报价价格在活动中用于相同的资产和负债（一级）			意义重大其他可观察到的投入（第2级）			意义重大不可观测投入（第3级）		共计
金融资产:
利率衍生品	$	--		$	0.1		$	--	$	0.1
商品衍生品:
CME规则814应用前的价值		47.1			184.9			2.9		234.9
CME规则814变化的影响		(47.1	)		(26.1	)		--		(73.2	)
商品衍生品总额		--			158.8			2.9		161.7
共计	$	--		$	158.9		$	2.9	$	161.8

财务负债:
流动性期权协议（见附注17）	$	--		$	--		$	333.9	$	333.9
利率衍生品		--			1.7			--		1.7
商品衍生品:
CME规则814应用前的价值		118.4			270.6			1.7		390.7
CME规则814变化的影响		(118.4	)		(95.4	)		--		(213.8	)
商品衍生品总额		--			175.2			1.7		176.9
共计	$	--		$	176.9		$	335.6	$	512.5

以下是下表提供了关于我们在所示日期对商品衍生品进行的经常性3级公允价值计量的量化信息:

	公允价值 2018年12月31日
	财务方面资产		财务方面负债		估值技术	不可观测的输入	范围
商品衍生品-原油	$	0.9	$	0.8	贴现现金流量	远期商品价格	37.59-51.99美元/桶
商品衍生品-乙烷		0.4		0.6	贴现现金流量	远期商品价格	每加仑0.28-0.31美元
商品衍生品-丙烷		--		1.0	贴现现金流量	远期商品价格	每加仑0.61-0.66美元
商品衍生品-普通丁烷		--		0.7	贴现现金流量	远期商品价格	每加仑0.66-0.72美元
商品衍生品-天然汽油		--		4.1	贴现现金流量	远期商品价格	每加仑0.99-1.01美元
共计	$	1.3	$	7.2

	公允价值 2017年12月31日
	财务方面资产		财务方面负债		估值技术	不可观测的输入	范围
商品衍生品-原油	$	2.9	$	1.7	贴现现金流量	远期商品价格	60.21美元-66.05美元/桶
共计	$	2.9	$	1.7

关于商品衍生品，我们认为远期商品价格是在2018年12月31日确定我们的第三级经常性公允价值计量时最重要的不可观测的投入。一般来说，基础商品价格的变化会增加或减少商品衍生品的公允价值，这取决于衍生品是否被购买或出售。我们通常预期衍生工具的公允价值变动会被对冲风险的公允价值变动所抵消。

与流动性期权协议有关的经常性公允价值计量是基于若干第3级投入。

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合并财务报表附注

下表列出了在所示年份中，我们的经常性第三级金融资产和负债的公允价值变动的合并计算:

		截至12月31日，
	地点	2018			2017
金融资产（负债）余额，净额，1月1日		$	(332.7	)	$	(268.2	)
收益（损失）总额包括在:
净收入（1）	收入		0.7			2.3
净收入	其他费用，净流动性期权协议		(56.1	)		(64.3	)
其他全面收入（损失）	商品衍生工具-现金流量对冲的公允价值变动		(3.2	)		0.1
定居点（1）	收入		(1.9	)		(2.4	)
转入第3（2）级以外的款项）			(2.7	)		(0.2	)
财务负债余额，净额，12月31日(2)		$	(395.9	)	$	(332.7	)

(1) 截至2018年及2017年12月31日止年度，该等款项分别包括120万元及100万元未变现亏损。 (2) 在2018年12月31日和2017年12月31日，从第3级转入第2级的原因是剩余交易期限较短，落在第2级范围内。

非经常性公允价值计量

对长期资产（包括使用寿命有限的无形资产和财产、厂房和设备）进行减值审查（即在不计入公允价值计量的情况下），如果情况发生或发生变化，表明此类资产的账面价值可能无法收回。预期不会通过未来现金流收回的长期资产的账面价值将记入其估计的公允价值。同样，我们评估我们的权益法投资减值，以确定是否有事件或情况的变化，表明投资价值有损失，除了暂时下降。如果我们确定投资价值的损失不是暂时的下降，我们将非现金减值费用记入权益收益，以调整投资的账面价值至其估计的公允价值。

下表按所示年份按分部汇总了我们的非现金资产减值费用:

	截至12月31日，
	2018		2017		2016
NGL管道和服务	$	18.6	$	11.5	$	21.0
原油管道和服务		11.2		10.2		2.3
天然气管道和服务		13.9		14.3		12.3
石油化工及精炼产品服务		3.1		1.8		9.6
共计	$	46.8	$	37.8	$	45.2

如下表所示，我们的公允价值估计数是基于管理层对这些资产的市场价值的预期，基于他们在行业中的知识和经验（涉及重大不可观测投入的三级衡量标准）。在许多情况下，没有活跃市场（级别1）或其他类似的最近交易（级别2）来进行比较。我们在这些分析中使用的假设是基于资产的最高和最佳使用，包括在可能出现多个现金流结果的情况下的估计概率。

当使用概率权重时，权重通常是从对正在测试的资产负有监督责任的业务管理人员获得的。代表3级不可观测投入和测试结果的主要商业假设（如预期经营利润率、吞吐量或加工量增长率、现金流量的时间安排等）由高级管理层成员审查和核证。

截至2018年、2017年或2016年12月31日止年度，我们的权益法投资并无减值支出。

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合并财务报表附注

下表列出了截至2018年12月31日止年度须进行非经常性公允价值计量的各类长期资产，主要是不动产、厂房和设备:

				公允价值计量在报告所述期间结束时使用
	运载工具价值在 12月31日， 2018			报价价格在活动中用于完全相同资产（一级）			意义重大其他可观察到的投入（第2级）			意义重大不可观测投入（第3级）			共计非现金减值损失
出售以外的长期资产		$	--		$	--		$	--		$	--		$	43.7
持有和使用的长期资产			--			--			--			--			3.1
共计														$	46.8

2018年非现金资产减值及相关费用总额为5050万美元，其中包括长期资产应占减值费用4680万美元，以及分类为流动资产的盈余材料减记应占减值费用370万美元。长期资产的减值费用主要是由于计划放弃德克萨斯州的某些终端和天然气加工厂。

下表列出了截至2017年12月31日止年度须进行非经常性公允价值计量的各类长期资产，主要是不动产、厂房和设备:

			公允价值计量在报告所述期间结束时使用
	运载工具价值在 12月31日， 2017		报价价格在活动中用于完全相同资产（一级）		意义重大其他可观察到的投入（第2级）		意义重大不可观测投入（第3级）		共计非现金减值损失
出售以外的长期资产	$	--	$	--	$	--	$	--	$	16.7
持有和使用的长期资产		1.5		--		--		1.5		15.4
可供出售的长期资产		2.5		--		--		2.5		2.5
以出售方式处置的长期资产		--		--		--		--		3.2
共计									$	37.8

2017年期间非现金资产减值及相关费用总额为4980万美元，其中包括长期资产应占减值费用3780万美元和分类为流动资产的盈余材料减记应占减值费用1200万美元。归属于长期资产的减值费用主要是由于减记了德克萨斯州的某些天然气管道侧线和其他管道，计入了1300万美元的费用，以及计划放弃德克萨斯州的某些存储和管道资产，其中包括另外1240万美元的费用。

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合并财务报表附注

下表列出了截至2016年12月31日止年度须进行非经常性公允价值计量的各类长期资产:

			公允价值计量在报告所述期间结束时使用
	运载工具价值在 12月31日， 2016		报价价格在活动中用于完全相同资产（一级）		意义重大其他可观察到的投入（第2级）		意义重大不可观测投入（第3级）		共计非现金减值损失
出售以外的长期资产	$	--	$	--	$	--	$	--	$	29.9
持有和使用的长期资产		8.0		8.0		--		--		2.2
以出售方式处置的长期资产		--		--		--		--		13.1
共计									$	45.2

2016年期间非现金资产减值及相关费用总额为5350万美元，其中包括长期资产应计减值费用4520万美元、分类为流动资产的盈余材料减记应计减值费用120万美元，还有710万美元的相关费用，用于我们Pascagoula天然气厂被火灾摧毁的设备。长期资产的减值费用主要与计划放弃德克萨斯州和新墨西哥州的某些工厂和管道资产有关。

其他公允价值信息

现金和现金等价物（包括受限制的现金余额）、应收账款、商业票据和应付账款的账面金额根据其短期性质近似其公允价值。

截至2018年12月31日和2017年12月31日，我们的固定利率债务的估计总公允价值分别为259.7亿美元和234.7亿美元。截至2018年12月31日和2017年12月31日，这些债务的总账面值分别为261.5亿美元和214.8亿美元。这些价值主要基于这些债务或类似条款和期限的债务（第2级）的市场报价和我们的信用状况。市场利率的变化影响了我们固定利率债务的公允价值。报告的固定利率债务金额不包括使用固定利率对浮动利率互换对冲的金额。有关更多信息，请参见本说明14中的“利率对冲活动” 。

我们的可变利率长期债务的账面价值与其公允价值近似，因为相关的利率是以市场为基础的。我们没有任何以公允价值入账的债务或权益证券的长期投资。

附注15.关联交易

下表总结了我们所列年份的关联交易:

	截至12月31日，
	2018		2017		2016
与收入有关的缔约方:
未合并的附属公司	$	107.7	$	45.0	$	56.7
与成本和费用有关的各方:
EPCO及其私人控股的关联公司	$	1,089.6	$	1,010.9	$	963.2
未合并的附属公司		447.4		223.4		253.9
共计	$	1,537.0	$	1,234.3	$	1,217.1

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合并财务报表附注

下表总结了我们的关联方应收账款和应付账款余额在所示日期:

	12月31日，
	2018		2017
应收账款关联方:
未合并的附属公司	$	3.5	$	1.8

应付账款关联方:
EPCO及其私人控股的关联公司	$	116.3	$	99.3
未合并的附属公司		23.9		28.0
共计	$	140.2	$	127.3

我们认为，我们的关联方协议的条款和规定对我们是公平的；然而，这种协议和交易可能不会像我们从没有注册的第三方那里得到的那样对我们有利。

与EPCO及附属公司的关系

我们与EPCO及其私人控股的关联公司（包括我们的普通合伙人企业GP）有着广泛和持续的关系，它们不是我们合并后的公司集团的一部分。

于2018年12月31日，EPCO及其私人持有的联属公司（包括Dan Duncan LLC及若干Duncan Family Trust）实益拥有以下于美国的有限合伙人权益:

总数单位数	百分比单位总数未偿债务
697,529,483	31.9%

于2018年12月31日，在EPCO及其私人控股附属公司持有的单位总数中，已有108,222,618个已根据EPCO及其私人控股附属公司的信贷设施作抵押。这些信贷设施包含习惯和其他违约事件，包括美国和EPCO的其他关联公司的违约。一旦发生违约，再加上抵押抵押品被没收，最终可能导致这些单位的所有权发生改变，并影响我们共同单位的市场价格。

我们和企业GP都是独立的法律实体，除了EPCO和它的其他关联公司，与EPCO和它的其他关联公司的资产和负债也是分开的。EPCO及其私人控股的附属公司取决于他们从美国获得的现金分配和其他投资，以资助他们的其他活动和履行债务义务。于截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，我们分别向EPCO及其私人持有的联属公司支付现金分派总额11.6亿元、11.2亿元及10.7亿元。

EPCO及其私人控股的子公司不时选择根据我们的滴灌和ATM程序购买更多的通用设备。截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，EPCO的私人控股附属公司透过我们的滴灌系统分别再投资2.13亿元、1亿元及1亿元。此外，在2016年期间，EPCO的私人控股附属公司根据我们的ATM计划向我们购买了共同的单位，产生了1亿美元的总收益。有关我们的滴灌和ATM程序的更多信息，请参见附注8。

我们从EPCO的附属公司租赁办公空间。这些租赁协议中的租赁费率近似于市场费率。

EPCO ASA 我们没有员工。我们的所有营运职能及一般及行政支援服务均由EPCO的雇员根据ASA或其他服务供应商提供。我们和我们的普通合伙人是ASA的当事人。ASA的重要条款如下:

§	EPCO将提供销售、一般和行政服务以及管理和运营服务，这些服务可能是管理和运营我们的业务、物业和资产所必需的（所有这些都符合谨慎的行业惯例）。EPCO将雇用或以其他方式保留这类人员的服务。

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合并财务报表附注

§	我们须向EPCO偿还其服务费用，数额相当于EPCO所招致与我们的业务或活动直接或间接有关的所有费用之和（包括EPCO合理分配给我们的费用）。此外，我们已同意就EPCO向我们提供的服务，不时缴付所有可能适用的销售税、使用税、消费税、增值税或类似税（如有的话）。

§	EPCO将允许我们作为一个被命名的被保险人参与其整体保险计划，相关的保费和其他费用分配给我们。有关我们的保险计划的更多信息见附注18。

我们的运营成本和费用包括支付给EPCO的金额，它为运营我们的设施所产生的成本，包括其雇员的补偿。我们偿还EPCO与我们的资产运作有关的实际直接和间接费用。同样，我们的一般和行政费用包括支付给EPCO的行政服务费用，包括雇员的赔偿。一般而言，我们向EPCO偿还行政服务费用，是（i）在实际基础上为我们支付的直接费用（例如，采购办公用品）或（ii）根据各当事方之间根据估计各当事方使用这些服务（例如，根据每个实体的业务和事务所花时间的估计分配法律或会计薪金。

下表列出了我们与EPCO合作的ASA相关的缔约方成本和支出:

	截至12月31日，
	2018		2017		2016
营运成本及开支	$	948.8	$	882.1	$	840.7
一般和行政费用		124.2		110.4		105.3
总费用和支出	$	1,073.0	$	992.5	$	946.0

由于这些开支绝大部分是按实际情况（即不收取加价或不收取补贴）向我们收取的，我们相信这些开支是独立的数额的代表。关于分配成本，我们认为EPCO采用的比例直接分配方法是合理的，反映了我们本来可以单独承担的成本水平。

与未合并的关联公司的关系

我们的许多未合并的关联公司对我们的其他业务运作起到支持或补充作用。以下信息总结了与我们当前未合并的关联公司的重大关联交易:

§	截至2018年、2017年和2016年12月31日止年度，我们分别向海道支付了1.632亿美元、9880万美元和1.612亿美元，用于与我们原油营销活动有关的管道运输和储存服务。截至2018年、2017年和2016年12月31日止年度，来自海道的收入分别为7440万美元、1960万美元和3630万美元。

§	在截至2018年12月31日的一年中，我们从Vesco购买了1.579亿美元的NGL。

§	我们为NGLS的运输、存储和分馏支付预付款。此外，我们还向PROMIX出售天然气，以满足其工厂燃料需求。截至2018年、2017年和2016年12月31日止年度，Promix的收入分别为950万美元、780万美元和700万美元。截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，PROMIX的开支分别为3190万元、2780万元及2710万元。

§	截至2018年、2017年和2016年12月31日止年度，我们分别向德州运通支付了5760万美元、2950万美元和2280万美元，用于管道运输服务。

§	截至2018年、2017年和2016年12月31日止年度，我们分别向Eagle Ford原油管道支付了1850万美元、4280万美元和3940万美元，用于原油运输。

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合并财务报表附注

§	我们为某些未合并的关联公司提供管理服务。截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度，我们分别向该等附属公司收取1160万元、1060万元及1070万元。

附注16.所得税准备金

像我们这样的公开交易的伙伴关系被视为公司，除非他们有90%或更多的“合格收入” （如该术语在《内部收入法》中定义的那样）。我们在截至2018年、2017年和2016年12月31日的每一年中都满足了这一要求，因此不受联邦所得税的约束。然而，我们的合作伙伴对他们在我们应纳税收入中所占的份额缴纳联邦所得税负有个别责任。由于某些资产和负债的纳税基础和财务报告基础及其他因素的不同，为财务报告目的的净收益可能与应纳税所得额有很大的不同。我们无法获得有关每个合伙人的个人税收基础的信息，以我们的有限合伙人的利益。

所得税的规定主要反映了修订后的德州特许经营税（ “德州保证金税” ）下的州税义务。递延所得税资产和负债是由于我们纳税实体的资产和负债之间的暂时差异而确认的，用于财务报告和税务目的。

我们的联邦、州和外国所得税规定（福利）概述如下:

	截至12月31日，
	2018			2017			2016
目前:
联邦政府	$	5.3		$	0.1		$	(0.5	)
国家		33.1			18.5			16.7
外国		0.5			1.0			0.6
目前总额		38.9			19.6			16.8
推迟:
联邦政府		(0.3	)		(1.8	)		1.1
国家		21.7			7.9			5.2
外国		--			--			0.3
递延总额		21.4			6.1			6.6
所得税拨备总额	$	60.3		$	25.7		$	23.4

所得税的规定与美国联邦法定所得税率对所得税前的收入所确定的数额的调整如下:

	截至12月31日，
	2018		2017			2016
税前账面净收益（ “NBI” ）	$	4,298.8	$	2,881.3		$	2,576.4

德州保证金税（1）	$	54.8	$	26.4		$	22.1
国家所得税（扣除联邦福利）		0.2		0.5			0.2
适用联邦所得税法人团体的法定比率		2.1		0.1			0.8
其他永久性差异		3.2		(1.3	)		0.3
准备金	$	60.3	$	25.7		$	23.4

实际所得税率		1.4%		0.9%			0.9%

(1) 虽然德州保证金税不被认为是州所得税，但它具有所得税的特征，因为它是通过将税率应用到一个考虑我们德州来源的收入和支出的基础上来确定的。

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合并财务报表附注

下表列出了在所示日期的递延税项资产和递延税项负债的重要组成部分:

	12月31日，
	2018		2017
递延税项资产:
净经营亏损结转（1）	$	0.1	$	0.2
应计负债		2.6		1.4
递延税项资产总额		2.7		1.6
减:递延税项负债:
财产、厂房和设备		80.8		58.0
伙伴关系中的股权投资		2.3		2.1
递延税项负债总额		83.1		60.1
递延税项负债净额共计	$	80.4	$	58.5

(1) 这些损失在2019年至2033年期间在不同年份内到期，并受到其利用的限制。

会计准则规定，如果根据技术上的是非曲直，在审查包括任何相关上诉或诉讼程序的决议在内的情况下，更有可能继续维持不确定的税务地位，则可确认不确定的税务地位所带来的税收利益。截至2018年、2017年或2016年12月31日止年度，我们在记录与所得税有关的款项时，并无依赖任何不确定的税务职位。

附注17.承付款和意外开支

诉讼

作为我们正常业务活动的一部分，我们可以在法律诉讼中被指定为被告，包括那些因监管和环境事务而产生的被告。虽然我们相信保险是审慎的，但我们并不能保证保险的性质及金额，在每宗个案中，都足以充分保障我们免受未来法律程序所引致的损失。我们将在诉讼事项上大力维护合作伙伴关系。

管理层定期进行季度诉讼审查，包括法律顾问的最新情况，以评估会计确认和披露这些意外情况的可能需要。如果可能发生损失，并且可以合理估计损失数额，我们将为这些意外事件计提未计提的负债。如果可以合理地估计一系列可能的损失额，而该范围内的任何数额都不能比任何其他数额更好地估计，那么该范围内的最小数额即应计。

当损失的可能性是可能的，但无法合理估计损失的数额，或当损失的可能性被认为只是合理的可能或遥远的时候，我们不记录或有负债。对于在合理可能出现不利结果并对我们的综合财务报表产生重大影响的意外情况，我们披露了意外情况的性质，并在可行的情况下披露了可能的损失或损失范围的估计。基于对所有相关已知事实和情况的考虑，我们不认为目前针对我们的任何未决诉讼的最终结果将对我们的合并财务报表产生重大影响，无论是单独的索赔水平还是总体上。

于2018年及2017年12月31日，我们就诉讼意外开支的应计负债分别为50万元及450万元，并作为“其他流动负债”的一部分记录于综合资产负债表内。我们对诉讼意外事件的评估是基于每个案件的事实和情况，并预测这些事件的结果涉及不确定性。如果我们用来评估这些事项的假设在未来期间发生了变化或有了新的信息，我们可能需要记录额外的应计负债。为了减少诉讼费用，我们可以庭外解决法律诉讼。

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合并财务报表附注

能量转移物质

我们于2015年3月30日向德克萨斯州达拉斯第五区上诉法院提交了上诉人的案情摘要，ETP于2015年6月29日提交了上诉人的案情摘要。我们于2015年9月18日提交了上诉人的答辩状。2016年4月20日进行口头辩论，案件随后提交上诉法院审议。2017年7月18日，上诉法院的一个小组发表了一致意见，推翻了审判法院对ETP对我们提出的所有索赔的判决，作出判决，ETP对这些索赔不予采纳，并确认我们对ETP的反诉为80万美元，加上利息。

PDH诉讼

2013年7月，我们与Foster Wheeler美国公司（ “Foster Wheeler” ）签订了一份合同，根据该合同，Foster Wheeler将担任总承包商，负责我们的丙烷脱氢设施（ “PDH” ）的工程、采购、建设和安装。2014年11月，Foster Wheeler被AMEC PLC的一个附属公司收购，成立AMEC Foster Wheeler PLC，Foster Wheeler现在被称为AMEC Foster Wheeler USA Corporation（AFW）。2015年12月，Enterprise和AFW达成了一项过渡服务协议，根据该协议，AFW部分终止了PDH项目。2015年12月，企业聘请了第二个承包商优化过程设计有限责任公司来完成PDH设施的建设和安装。

重新交付承付款

我们储存天然气、原油、NGLS和第三方根据各种协议拥有的某些石化产品。根据这些协议的条款，我们通常需要根据需求重新向业主提供数量。截至2018年12月31日，我们拥有约7.7万亿英国热单位（ “TBTUS” ）的天然气，18.4mmbbles的原油，以及38.5mmbbles的NGL和石化产品在我们的托管由第三方所有。我们保持与我们接触的数量相一致的保险覆盖率。有关保险事项的资料见附注18。

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合并财务报表附注

EPCO的股权补偿计划下的承诺

根据我们与EPCO的协议，我们向EPCO偿还与为我们履行管理、行政和运营职能的员工有关的补偿费用。有关我们的股权奖励会计及有关人士的资料，请参阅附注13及15。

合同义务

下表总结了截至2018年12月31日我们的各种合同义务。以下描述了每种类型的合同义务:

	按期限到期的付款或结算
合同义务	共计		2019		2020		2021		2022		2023		此后
债务的预定期限	$	26,420.6	$	1,500.0	$	1,500.0	$	1,325.0	$	1,400.0	$	1,250.0	$	19,445.6
现金利息支付估计数	$	25,520.2	$	1,190.4	$	1,132.5	$	1,062.9	$	1,010.1	$	969.9	$	20,154.4
经营租赁债务	$	324.8	$	50.5	$	45.6	$	38.7	$	30.8	$	20.9	$	138.3
采购义务:
产品购买承诺:
付款义务估计数:
天然气	$	1,631.2	$	572.0	$	599.4	$	459.8	$	--	$	--	$	--
NGLS	$	3,437.2	$	760.6	$	739.4	$	620.3	$	527.7	$	310.3	$	478.9
原油	$	4,778.2	$	1,038.6	$	771.3	$	557.1	$	543.1	$	438.1	$	1,430.0
石油化工及精炼产品	$	399.7	$	179.0	$	178.3	$	42.4	$	--	$	--	$	--
其他	$	27.4	$	8.2	$	8.3	$	4.3	$	2.3	$	2.4	$	1.9
服务付款承诺	$	403.8	$	75.1	$	72.2	$	55.3	$	53.7	$	38.9	$	108.6
资本支出承付款	$	171.8	$	171.8	$	--	$	--	$	--	$	--	$	--

债务的预定期限

根据债务协议，我们有长期和短期的付款义务。上表所示数额是我们预定的未来债务本金到期日。有关我们的合并债务的补充资料，见附注7。

现金利息支付估计数

我们估计的利息现金支付是根据我们截至2018年12月31日的未偿还合并债务的本金金额，这些余额的合同约定期限和适用的利率。我们的利息现金支付估计数受26.7亿美元的次级优先票据（2067年6月至2078年2月到期）的长期到期影响。我们估计的利息现金付款假定这些次级票据在其各自的到期日之前没有偿还。我们估计就每一次次级票据支付的利息，是根据现行收取的固定利率或于2018年支付的加权平均可变利率（视情况而定）计算的，每一次票据适用于截至各自到期日的剩余期限。有关2018年固定和加权平均可变利率的信息，见附注7。

经营租赁债务

我们根据不可退还和可取消的经营租约租赁某些财产、厂房和设备。上表所列金额是经营租赁项下的最低现金租赁付款义务，期限超过一年。

我们的重要租赁协议包括: （一）根据物业租赁持有的土地；（二）天然气和天然气地下储存洞穴的租赁；（三）经营中使用的运输设备的租赁；（四）与EPCO的附属公司租赁办公空间。目前，我们的重要租赁协议有5至5个条款。30年。与EPCO的附属公司和我们从第三方租赁的地下NGL存储洞穴签订的租赁办公空间协议包括可将这些合同延长至多20年的更新选项。我们的重要租赁协议的其余部分没有规定额外的续展条款。

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合并财务报表附注

在预期的经济效益期间，租赁费用按直线计入营业成本和费用。或有租金付款按发生的费用计算。我们通常需要对底层租赁资产进行例行维护。此外，某些租约为我们提供了改善租约的选择。由于我们的业务而产生的租赁资产的维护和修理按发生的费用支付。

综合成本及开支包括截至2018年、2017年及2016年12月31日止年度的租赁及租赁开支金额分别为8640万元、1.036亿元及1.101亿元。

购买义务

我们将购买义务定义为一年以上剩余条款的协议，用于购买对我们具有法律约束力和可强制执行（即无条件）的商品或服务，其中规定了所有重要条款，包括:固定或最低购买量；固定的，最低或可变价格规定；和交易的大致时间。我们将无条件购买义务分为以下几类:

§	我们与第三方供应商就天然气、NGLS、原油、石油化工和精炼产品负有长期的产品采购义务。根据这些合同，我们有义务支付的价格大约是我们交付这些数量时的市场价格。上表显示了我们在这些合同下的这些年的付款义务估计数。我们估计未来的付款义务是基于在2018年12月31日适用于未来所有批量承诺的每项协议中的合同价格。未来的实际付款义务可能会因交货时的价格而有所不同。

§	我们有长期的承诺支付服务提供商。我们的合同服务付款承诺主要代表我们在公司管道运输合同下的义务。付款义务因合同而异，但通常代表每单位体积的价格乘以坚定的运输量承诺。

§	我们有与我们的资本投资计划有关的短期付款义务，包括我们在未合并的附属公司的资本支出中所占的份额。这些承诺是与资本项目有关的服务或产品的无条件付款义务。

其他承诺

关于我们在2015年收购EFS中游系统，我们有义务在10年期间，为某些生产商在特定的中游聚集资产上花费最多2.7亿美元。如果构建，这些新资产将由我们拥有，并成为EFS中游系统的一个组成部分。截至2018年12月31日，我们已在2.7亿美元的承诺中花费了1.51亿美元。

其他长期负债

下表总结了在所列日期在我们的综合资产负债表中所列的“其他长期负债”的构成部分:

	12月31日，
	2018		2017
AROS的非流动部分（见附注4）	$	121.4	$	81.1
递延收入-非流动部分（见附注9）		210.3		135.5
流动性期权协议		390.0		333.9
衍生负债		14.2		10.4
百年保险		3.6		4.5
其他		12.1		13.0
共计	$	751.6	$	578.4

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合并财务报表附注

流动性期权协议

我们与OTA和Marquard&Bahls AG（一家德国公司和OTA的最终母公司）就石油收购达成了认沽期权协议（ “流动性期权协议”或“流动性期权” ）。根据流动性期权协议，我们授予并购期权，在2020年2月1日开始的90天期限内，随时向我们出售OTA100%的已发行和流通股本。如果在此期间行使流动性期权，我们将间接收购当时OTA拥有的企业普通股，目前为54,807,352股，并承担OTA的所有未来所得税义务，这些义务涉及（i）拥有由美国公司的实体一级税收所担保的共同单位，以及（ii）任何相关的净递延税项。如果我们假设净递延税项负债超过了当时的账面价值的流动性期权负债在行使日期，我们将承认费用的差异。

我们将为OTA的资本股票支付的总对价将等于OTA在行权日拥有的企业普通股当时的公平市场价值的100% 。支付的对价可以是新发行的企业普通股、现金或其任何组合的形式，仅由我们决定。我们有能力发行必要数量的共同单位，以履行流动性选择项下的任何潜在义务。

如果触发事件（如基础协议中定义的）发生，流动性期权可以在2020年2月之前行使。触发事件的行权期为通知该事件后135天。触发事件包括（如基础协议中定义的）任何企业税事件，其中包括OTA将承认其拥有的企业共同单位应纳税收益的某些事件。

于2018年12月31日及2017年12月31日，作为我们综合资产负债表上“其他长期负债”的组成部分的流动资金选择权协议的账面值分别为3.9亿元及3.339亿元。在任何计量日期，流动性期权的公允价值代表了联邦和州所得税的现值，我们认为，市场参与者将对OTA未来的应纳税收入产生影响。我们预计，OTA的应纳税收入反过来将基于我们的合伙企业应纳税收入分配给OTA所持有的共同单位，并反映出我们认为可以采用的某些税收规划策略。

流动性期权的公允价值的变动在收益中被确认为我们合并报表中其他收入（费用）的组成部分。截至2018年、2017年和2016年12月31日止年度的业绩分别包括5,610万美元、6,430万美元和2,450万美元的非现金支出总额，其原因是估值模型投入的吸积和管理估计数的变化。

除了最近颁布的税收改革的影响，我们对2018年12月31日流动性期权的估值估计是基于一些在市场上不容易看到的投入（即3级投入），例如以下几点:

§	OTA在行使流动性选择后的一年至30年之间仍然存在（即不解散和出售其资产），这取决于其所有者的流动性偏好。在30年预测期内，每年都会分配OTA解散的概率相等；

§	企业息税折旧摊销前应纳税所得额的预测年增长率在1.9%至5.6%之间；

§	由于一般公司的原因，OTA对企业普通股的所有权随着时间的推移而被稀释。就2018年12月31日的估值而言，我们使用了2.3%至2.5%不等的所有权权益；

§	OTA应纳税所得额的联邦和州所得税总额为24% ；以及

§	根据2018年12月31日的加权平均资本成本，贴现率为7.9% 。

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合并财务报表附注

此外，我们的估值估计还包含了概率加权情景，反映了并购重组可能会选择在期权行使之前剥离OTA持有的企业普通股的一部分（有关授予OTA的注册权利协议的信息，见附注8）。在2018年12月31日，基于这些场景，我们预计OTA将拥有其在2020年2月开始选择权期的步骤1中获得的54,807,352个企业通用单元中的约94% 。如果我们的估值估计假设OTA拥有其在行使时在步骤1中获得的所有企业共同单位（以及所有其他投入保持不变），截至2018年12月31日的流动性期权负债的公允价值估计将增加2310万美元。

百年保险

截至2018年12月31日，百年银行的债务包括根据一项总的货架贷款协议借入的4180万美元。根据2024年5月到期的主货架协议，借款由百年的所有资产作抵押，并由我们和百年的合资伙伴分别担保50%和50% 。如果Centennial拖欠其债务，我们和我们的合资伙伴将各自被要求就担保协议向Centennial的贷款人支付大约2090万美元（基于Centennial在2018年12月31日尚未偿还的债务本金）。截至2018年12月31日，我们确认了我们在百年债务担保中所占份额的310万美元负债。

为了代替百年采购保险来满足因灾难性事件而产生的第三方索赔，我们和百年另一家合资伙伴签署了有限的现金呼叫协议。如果发生灾难性事件，我们有义务提供最多5000万美元的捐款。于2018年12月31日，我们有记录负债130万元，代表我们的现金抵押的估计公平价值。根据协议，我们对百年纪念的现金捐款可能由我们的其他保险政策来支付，取决于灾难性事件的性质。

注18.重大风险和不确定性

业务性质

目前在我们设施运输、收集或加工的天然气、NGLS和原油主要来自现有的国内资源盆地，这些盆地随着时间的推移自然会枯竭。为了抵消这一自然下降，我们的设施需要从新发现的物业进入生产。许多超出我们控制范围的经济和商业因素可能会对生产商寻求和开发新储备的决定产生不利影响。这些因素可能包括原油和天然气价格相对较低、设备和劳动力的成本和可获得性、监管变化、资本预算限制、缺乏可用资本或寻找碳氢化合物的成功概率。在我们的设施和其他能源物流资产所在的区域，勘探和开发活动的减少可能导致我们的资产处理数量的减少，这可能对我们的财务状况、经营成果和现金流量产生重大不利影响。

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合并财务报表附注

信用风险

如果交易对方不履行对我们在天然气、NGLS、石油化工、精炼产品和原油的市场营销方面的义务，以及与最小数量承诺或固定需求收费有关的长期合同，我们可能会产生信用风险。客户不付款和不履约的风险是我们企业的一个主要考虑因素，我们的信贷程序和政策可能不足以充分消除客户的信贷风险。此外，我们行业的不利经济状况，例如2015年和2016年的情况，增加了客户，特别是具有次级投资级别信用评级或小规模公司的客户的不付款和不履约风险。我们通过信用分析、信用审批、信用额度和监控程序来管理信用风险敞口，对于某些交易，我们可以使用信用证、预付款项、净出协议和担保。然而，这些程序和策略并没有完全消除客户信用风险。

我们的主要市场位于美国的墨西哥湾、西南、落矶山、东北和中西部地区。我们的贸易应收余额集中在独立和主要的综合石油和天然气公司以及其他管道和批发商。这些集中的市场领域可能会影响我们的整体信用风险，因为这些能源行业的客户可能会受到类似的经济、监管或其他因素的变化的影响。

在我们在衍生工具交易中面临信用风险的情况下，我们在达成协议之前分析交易对手的财务状况，建立信用和/或保证金限制，并持续监测这些限制的适当性。总的来说，我们不需要这些交易的抵押品，也不期望我们的重要对手不履约。

保险事项

我们作为一个被命名的被保险人参加EPCO的保险计划，它为我们提供财产损失，业务中断和其他保险的保险范围，我们认为的范围和数额是习惯和谨慎的性质和范围，我们的业务。虽然我们相信EPCO代表我们维持足够的保险范围，但保险可能不能完全覆盖每一种可能发生的损害、中断或其他损失。如果我们要蒙受重大损失，而我们没有完全投保，它可能对我们的财务状况、经营成果和现金流量产生重大影响。

此外，与财产损失费用有关的累积数额、与损失有关的需要支付的数额和后来从保险公司收到的作为偿还的数额之间可能存在时间上的差异。任何重大干扰我们的合并业务所产生的收入或其他需要我们作出不能由保险偿还的物质开支的损失的事件，都会降低我们向单位持有人支付分配款项的能力，从而对我们共同单位的市场价格产生不利影响。

非自愿转换是由于一些不可预见的事件（例如火灾造成的破坏）造成的资产损失。这些事件中的一些被保险覆盖，从而导致财产损失保险的恢复。我们从保险承运商那里收到的金额不包括与保险事件有关的任何扣除。我们记录了保险应收款项，只要我们承认非自愿转换事件造成的损失，我们收回这种损失的可能性被认为是可能的。如果我们的任何保险索赔应收款项后来被判定不可能收回（例如，由于新的信息），这些款项就会被记入费用。当从保险收到的金额超过退休资产的账面净值时，我们确认非自愿转换的收益。

此外，我们不承认与保险追偿有关的收益，除非所有与该等收益有关的意外开支都得到解决，即，保险公司将向保险公司支付不可退还的现金，否则我们将与保险公司签订有约束力的和解协议，明确规定将支付不可退还的款项。在资产重建的范围内，相关支出酌情在我们的综合资产负债表上资本化，并在我们的综合现金流量表上作为“资本支出”列报。

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合并财务报表附注

根据我们目前的保险计划，财产损失索赔的独立扣减是3000万美元。我们也有业务中断保护；然而，这种索赔必须涉及实际损害，损失总额超过3000万美元，中断期间必须超过60天。就指定的风暴索赔而言，在适用适当的扣除项目后，我们可获得的任何一项保险的最高保险金额为2亿元。飓风是美国国家气象局宣布的飓风、台风、热带风暴或气旋。

附注19.补充现金流量信息

下表提供了有关我们的营运账户和现金支付的变动对所列年份的利息和所得税的净影响的资料:

	截至12月31日，
	2018			2017			2016
减少（增加） :
应收账款- - - -贸易	$	730.2		$	(1,076.2	)	$	(679.0	)
应收账款关联方		(2.3	)		(0.7	)		0.4
清单		121.4			194.6			(871.8	)
预付和其他流动资产		214.4			226.0			(49.3	)
其他资产		(9.7	)		(111.0	)		(2.0	)
增加（减少）如下:
应付账款-贸易		18.3			66.6			(21.5	)
应付账款关联方		51.4			56.0			21.0
应计产品应付款		(1,132.0	)		952.3			1,193.3
应计利息		37.6			17.3			(11.4	)
其他流动负债		(70.9	)		(291.4	)		189.9
其他负债		57.8			(1.3	)		49.5
营运账户变动的净影响	$	16.2		$	32.2		$	(180.9	)

利息现金付款，净额147.9美元、192.1美元和168.2美元分别于2018年、2017年及2016年资本化。	$	1,017.9		$	912.1		$	947.9

联邦和州所得税的现金支付	$	15.5		$	20.9		$	18.7

截至2018年、2017年及2016年12月31日，我们的在建工程负债分别为5.676亿元、3.730亿元及1.243亿元。这些数额不包括在我们的合并现金流量表的“资本支出”标题下。

截至2017年及2016年12月31日止年度的资本开支反映分别收到来自第三方的CIACS4610万元及4100万元。

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合并财务报表附注

下表列出了我们在上述年份出售资产的现金收益:

	截至12月31日，
	2018		2017		2016
出售红河系统的现金收益	$	134.9	$	--	$	--
其他资产出售的现金收益		26.3		40.1		46.5
共计	$	161.2	$	40.1	$	46.5

下表列出了所示年份的资产出售收益（损失）净额:

	截至12月31日，
	2018		2017		2016
出售红河系统应占收益	$	20.6	$	--	$	--
其他资产出售应占净收益		8.1		10.7		2.5
共计	$	28.7	$	10.7	$	2.5

2015年7月，我们以21亿美元现金购买了EFS Midstream LLC，分两期支付。第二期和最后一期10亿美元已于2016年7月支付。

有关资产减值和相关费用的资料，见附注14，如在我们的合并现金流量报表中所示。

附注20.季度财务信息（未经审计）

下表列出了所列期间的选定季度财务数据:

	第一个季度		第二季度		第三季度		第四季度
截至2018年12月31日止年度:
收入	$	9,298.5	$	8,467.5	$	9,585.9	$	9,182.3
营业收入		1,138.5		986.4		1,643.3		1,640.4
净收入		911.5		687.2		1,334.6		1,305.2
有限合伙人应占净收入		900.7		673.8		1,313.2		1,284.7

单位收益:
基本	$	0.41	$	0.31	$	0.60	$	0.59
摊薄后	$	0.41	$	0.31	$	0.60	$	0.59

截至2017年12月31日止年度:
收入	$	7,320.4	$	6,607.6	$	6,886.9	$	8,426.6
营业收入		1,031.6		938.7		879.2		1,079.4
净收入		771.0		666.0		621.3		797.3
有限合伙人应占净收入		760.7		653.7		610.9		774.0

单位收益:
基本	$	0.36	$	0.30	$	0.28	$	0.36
摊薄后	$	0.36	$	0.30	$	0.28	$	0.36

由于略有四舍五入的差异，我们每单位季度收入的总和可能不等于全年收入。

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合并财务报表附注

附注21.简明合并财务信息

EPO负责我们所有的业务，目前我们没有独立的业务，也没有EPO以外的重要资产。

EPO发行了公开交易的债务证券。作为EPO的母公司，企业产品合作伙伴L.P.为EPO的所有债务提供了实质性的担保。如果EPO拖欠其任何担保债务，企业产品合作伙伴L.P.将负责全面和无条件地偿还该义务。有关我们的合并债务的补充资料，见附注7。

EPO从企业产品合作伙伴L.P.那里获得资金的能力没有重大限制。

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缩表合并资产负债表

2018年12月31日

	EPO和子公司
	附属机构发行人（EPO）		其他子公司（非- 担保人（担保人）		EPO和子公司消除以及调整数			合并 EPO和子公司		企业产品合作伙伴 L.P。（担保人）		消除以及调整数			合并共计
资产
当前资产：
现金及现金等价物和限制性现金	$	393.4	$	50.3	$	(33.6	)	$	410.1	$	--	$	--		$	410.1
应收账款- - - -贸易，净额		1,303.1		2,356.8		(0.8	)		3,659.1		--		--			3,659.1
应收账款关联方		141.8		1,423.7		(1,530.1	)		35.4		0.8		(32.7	)		3.5
清单		889.3		633.2		(0.4	)		1,522.1		--		--			1,522.1
衍生资产		105.0		49.1		0.3			154.4		--		--			154.4
预付和其他流动资产		166.0		155.1		(10.2	)		310.9		--		0.6			311.5
流动资产总额		2,998.6		4,668.2		(1,574.8	)		6,092.0		0.8		(32.1	)		6,060.7
财产、厂房和设备，网络		6,112.7		32,628.7		(3.8	)		38,737.6		--		--			38,737.6
对未合并关联公司的投资		43,962.6		4,170.6		(45,518.1	)		2,615.1		24,273.6		(24,273.6	)		2,615.1
净无形资产		659.2		2,963.0		(13.8	)		3,608.4		--		--			3,608.4
商誉		459.5		5,285.7		--			5,745.2		--		--			5,745.2
其他资产		292.1		131.9		(222.1	)		201.9		0.9		--			202.8
总资产	$	54,484.7	$	49,848.1	$	(47,332.6	)	$	57,000.2	$	24,275.3	$	(24,305.7	)	$	56,969.8

负债和权益
流动负债：
当前债务期限	$	1,500.0	$	0.1	$	--		$	1,500.1	$	--	$	--		$	1,500.1
应付账款-贸易		404.0		734.3		(35.5	)		1,102.8		--		--			1,102.8
应付账款关联方		1,557.3		127.5		(1,543.9	)		140.9		31.9		(32.6	)		140.2
应计产品应付款		1,574.7		1,902.3		(1.2	)		3,475.8		--		--			3,475.8
应计利息		395.5		0.9		(0.8	)		395.6		--		--			395.6
衍生负债		86.2		61.7		0.3			148.2		--		--			148.2
其他流动负债		87.9		326.3		(9.4	)		404.8		--		--			404.8
流动负债合计		5,605.6		3,153.1		(1,590.5	)		7,168.2		31.9		(32.6	)		7,167.5
长期负债		24,663.4		14.7		--			24,678.1		--		--			24,678.1
递延所得税负债		17.0		62.0		(0.9	)		78.1		--		2.3			80.4
其他长期负债		65.2		518.4		(221.9	)		361.7		389.9		--			751.6
承诺与或有事项
权益:
合伙人和其他所有者权益		24,133.5		46,031.8		(45,917.9	)		24,247.4		23,853.5		(24,247.4	)		23,853.5
非支配权益		--		68.1		398.6			466.7		--		(28.0	)		438.7
权益总额		24,133.5		46,099.9		(45,519.3	)		24,714.1		23,853.5		(24,275.4	)		24,292.2
负债和权益总额	$	54,484.7	$	49,848.1	$	(47,332.6	)	$	57,000.2	$	24,275.3	$	(24,305.7	)	$	56,969.8

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合并财务报表附注

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凝结固结资产负债表

2017年12月31日

	EPO和子公司
	附属机构发行人（EPO）		其他子公司（非- 担保人（担保人）		EPO和子公司消除以及调整数			合并 EPO和子公司		企业产品合作伙伴 L.P。（担保人）		消除以及调整数			合并共计
资产
当前资产：
现金及现金等价物和限制性现金	$	65.2	$	31.5	$	(26.4	)	$	70.3	$	--	$	--		$	70.3
应收账款- - - -贸易，净额		1,382.3		2,976.6		(0.5	)		4,358.4		--		--			4,358.4
应收账款关联方		110.3		1,182.1		(1,289.3	)		3.1		--		(1.3	)		1.8
清单		1,038.9		572.3		(1.4	)		1,609.8		--		--			1,609.8
衍生资产		110.0		43.4		--			153.4		--		--			153.4
预付和其他流动资产		136.3		189.0		(12.6	)		312.7		--		--			312.7
流动资产总额		2,843.0		4,994.9		(1,330.2	)		6,507.7		--		(1.3	)		6,506.4
财产、厂房和设备，网络		5,622.6		29,996.3		1.5			35,620.4		--		--			35,620.4
对未合并关联公司的投资		41,616.6		4,298.0		(43,255.2	)		2,659.4		22,881.5		(22,881.5	)		2,659.4
净无形资产		675.5		3,028.6		(13.8	)		3,690.3		--		--			3,690.3
商誉		459.5		5,285.7		--			5,745.2		--		--			5,745.2
其他资产		296.4		110.0		(211.0	)		195.4		1.0		--			196.4
总资产	$	51,513.6	$	47,713.5	$	(44,808.7	)	$	54,418.4	$	22,882.5	$	(22,882.8	)	$	54,418.1

负债和权益
流动负债：
当前债务期限	$	2,854.6	$	0.4	$	--		$	2,855.0	$	--	$	--		$	2,855.0
应付账款-贸易		290.2		537.8		(26.4	)		801.6		0.1		--			801.7
应付账款关联方		1,320.3		112.0		(1,305.0	)		127.3		1.3		(1.3	)		127.3
应计产品应付款		1,825.9		2,741.7		(1.3	)		4,566.3		--		--			4,566.3
应计利息		358.0		--		--			358.0		--		--			358.0
衍生负债		115.2		53.0		--			168.2		--		--			168.2
其他流动负债		108.9		320.1		(10.8	)		418.2		--		0.4			418.6
流动负债合计		6,873.1		3,765.0		(1,343.5	)		9,294.6		1.4		(0.9	)		9,295.1
长期负债		21,699.0		14.7		--			21,713.7		--		--			21,713.7
递延所得税负债		6.7		50.2		(0.5	)		56.4		--		2.1			58.5
其他长期负债		60.4		396.5		(212.4	)		244.5		333.9		--			578.4
承诺与或有事项
权益:
合伙人和其他所有者权益		22,874.4		43,412.0		(43,433.3	)		22,853.1		22,547.2		(22,853.1	)		22,547.2
非支配权益		--		75.1		181.0			256.1		--		(30.9	)		225.2
权益总额		22,874.4		43,487.1		(43,252.3	)		23,109.2		22,547.2		(22,884.0	)		22,772.4
负债和权益总额	$	51,513.6	$	47,713.5	$	(44,808.7	)	$	54,418.4	$	22,882.5	$	(22,882.8	)	$	54,418.1

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合并财务报表附注

Enterprise Products Partners L.P.

简明合并业务报表

截至2018年12月31日止年度

	EPO和子公司
	附属机构发行人（EPO）			其他子公司（非- 担保人（担保人）			EPO和子公司消除以及调整数			合并 EPO和子公司			企业产品合作伙伴 L.P。（担保人）			消除以及调整数			合并共计
收入	$	42,946.4		$	23,756.4		$	(30,168.6	)	$	36,534.2		$	--		$	--		$	36,534.2
费用和支出
营运成本及开支		41,718.2			19,845.2			(30,166.1	)		31,397.3			--			--			31,397.3
一般费用和行政费用		31.8			172.0			2.1			205.9			2.3			0.1			208.3
总费用和支出		41,750.0			20,017.2			(30,164.0	)		31,603.2			2.3			0.1			31,605.6
未合并联营公司的收入权益		4,148.3			587.2			(4,255.5	)		480.0			4,230.8			(4,230.8	)		480.0
营业收入		5,344.7			4,326.4			(4,260.1	)		5,411.0			4,228.5			(4,230.9	)		5,408.6
其他收入（费用） :
利息支出		(1,097.1	)		(10.5	)		10.9			(1,096.7	)		--			--			(1,096.7	)
其他，网络		12.1			41.8			(10.9	)		43.0			(56.1	)		--			(13.1	)
其他费用共计，净额		(1,085.0	)		31.3			--			(1,053.7	)		(56.1	)		--			(1,109.8	)
所得税前收入		4,259.7			4,357.7			(4,260.1	)		4,357.3			4,172.4			(4,230.9	)		4,298.8
准备金		(29.2	)		(29.6	)		--			(58.8	)		--			(1.5	)		(60.3	)
净收入		4,230.5			4,328.1			(4,260.1	)		4,298.5			4,172.4			(4,232.4	)		4,238.5
应计未支配权益的净亏损（收入）		--			(7.6	)		(63.8	)		(71.4	)		--			5.3			(66.1	)
应占实体净收入	$	4,230.5		$	4,320.5		$	(4,323.9	)	$	4,227.1		$	4,172.4		$	(4,227.1	)	$	4,172.4

Enterprise Products Partners L.P.

简明合并业务报表

截至2017年12月31日止年度

	EPO和子公司
	附属机构发行人（EPO）			其他子公司（非- 担保人（担保人）			EPO和子公司消除以及调整数			合并 EPO和子公司			企业产品合作伙伴 L.P。（担保人）			消除以及调整数			合并共计
收入	$	40,696.8		$	18,451.2		$	(29,906.5	)	$	29,241.5		$	--		$	--		$	29,241.5
费用和支出
营运成本及开支		39,809.6			15,654.9			(29,907.0	)		25,557.5			--			--			25,557.5
一般费用和行政费用		31.4			148.0			(0.1	)		179.3			1.8			--			181.1
总费用和支出		39,841.0			15,802.9			(29,907.1	)		25,736.8			1.8			--			25,738.6
未合并联营公司的收入权益		2,990.1			566.8			(3,130.9	)		426.0			2,865.4			(2,865.4	)		426.0
营业收入		3,845.9			3,215.1			(3,130.3	)		3,930.7			2,863.6			(2,865.4	)		3,928.9
其他收入（费用） :
利息支出		(982.5	)		(11.8	)		9.7			(984.6	)		--			--			(984.6	)
其他，网络		9.2			1.8			(9.7	)		1.3			(64.3	)		--			(63.0	)
其他费用共计，净额		(973.3	)		(10.0	)		--			(983.3	)		(64.3	)		--			(1,047.6	)
所得税前收入		2,872.6			3,205.1			(3,130.3	)		2,947.4			2,799.3			(2,865.4	)		2,881.3
准备金		(12.0	)		(13.7	)		--			(25.7	)		--			--			(25.7	)
净收入		2,860.6			3,191.4			(3,130.3	)		2,921.7			2,799.3			(2,865.4	)		2,855.6
应计未支配权益的净亏损（收入）		--			(6.5	)		(55.1	)		(61.6	)		--			5.3			(56.3	)
应占实体净收入	$	2,860.6		$	3,184.9		$	(3,185.4	)	$	2,860.1		$	2,799.3		$	(2,860.1	)	$	2,799.3

F-77

Enterprise Products Partners L.P.

合并财务报表附注

Enterprise Products Partners L.P.

简明合并业务报表

截至2016年12月31日止年度

	EPO和子公司
	附属机构发行人（EPO）			其他子公司（非- 担保人（担保人）			EPO和子公司消除以及调整数			合并 EPO和子公司			企业产品合作伙伴 L.P。（担保人）			消除以及调整数			合并共计
收入	$	28,958.7		$	15,296.8		$	(21,233.2	)	$	23,022.3		$	--		$	--		$	23,022.3
费用和支出
营运成本及开支		28,108.2			12,768.9			(21,233.6	)		19,643.5			--			--			19,643.5
一般费用和行政费用		22.5			135.3			--			157.8			2.3			--			160.1
总费用和支出		28,130.7			12,904.2			(21,233.6	)		19,801.3			2.3			--			19,803.6
未合并联营公司的收入权益		2,686.1			521.7			(2,845.8	)		362.0			2,539.9			(2,539.9	)		362.0
营业收入		3,514.1			2,914.3			(2,845.4	)		3,583.0			2,537.6			(2,539.9	)		3,580.7
其他收入（费用） :
利息支出		(973.1	)		(17.3	)		7.8			(982.6	)		--			--			(982.6	)
其他，网络		8.3			2.3			(7.8	)		2.8			(24.5	)		--			(21.7	)
其他费用共计，净额		(964.8	)		(15.0	)		--			(979.8	)		(24.5	)		--			(1,004.3	)
所得税前收入		2,549.3			2,899.3			(2,845.4	)		2,603.2			2,513.1			(2,539.9	)		2,576.4
准备金		(13.1	)		(8.2	)		--			(21.3	)		--			(2.1	)		(23.4	)
净收入		2,536.2			2,891.1			(2,845.4	)		2,581.9			2,513.1			(2,542.0	)		2,553.0
应计未支配权益的净亏损（收入）		--			(7.4	)		(37.8	)		(45.2	)		--			5.3			(39.9	)
应占实体净收入	$	2,536.2		$	2,883.7		$	(2,883.2	)	$	2,536.7		$	2,513.1		$	(2,536.7	)	$	2,513.1

F-78

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合并财务报表附注

Enterprise Products Partners L.P.

综合收入简明合并报表

截至2018年12月31日止年度

	EPO和子公司
	附属机构发行人（EPO）		其他子公司（非- 担保人（担保人）			EPO和子公司消除以及调整数			合并 EPO和子公司			企业产品合作伙伴 L.P。（担保人）		消除以及调整数			合并共计
综合收入	$	4,312.6	$	4,468.5		$	(4,260.1	)	$	4,521.0		$	4,395.0	$	(4,454.9	)	$	4,461.1
未支配权益引起的全面损失（收入）。		--		(7.6	)		(63.8	)		(71.4	)		--		5.3			(66.1	)
实体应占综合收入	$	4,312.6	$	4,460.9		$	(4,323.9	)	$	4,449.6		$	4,395.0	$	(4,449.6	)	$	4,395.0

Enterprise Products Partners L.P.

综合收入简明合并报表

截至2017年12月31日止年度

	EPO和子公司
	附属机构发行人（EPO）		其他子公司（非- 担保人（担保人）			EPO和子公司消除以及调整数			合并 EPO和子公司			企业产品合作伙伴 L.P。（担保人）		消除以及调整数			合并共计
综合收入	$	2,951.7	$	3,208.6		$	(3,130.2	)	$	3,030.1		$	2,907.6	$	(2,973.8	)	$	2,963.9
未支配权益引起的全面损失（收入）。		--		(6.5	)		(55.1	)		(61.6	)		--		5.3			(56.3	)
实体应占综合收入	$	2,951.7	$	3,202.1		$	(3,185.3	)	$	2,968.5		$	2,907.6	$	(2,968.5	)	$	2,907.6

Enterprise Products Partners L.P.

综合收入简明合并报表

截至2016年12月31日止年度

	EPO和子公司
	附属机构发行人（EPO）		其他子公司（非- 担保人（担保人）			EPO和子公司消除以及调整数			合并 EPO和子公司			企业产品合作伙伴 L.P。（担保人）		消除以及调整数			合并共计
综合收入	$	2,544.3	$	2,822.1		$	(2,845.3	)	$	2,521.1		$	2,452.2	$	(2,481.1	)	$	2,492.2
未支配权益引起的全面损失（收入）。		--		(7.4	)		(37.8	)		(45.2	)		--		5.3			(39.9	)
实体应占综合收入	$	2,544.3	$	2,814.7		$	(2,883.1	)	$	2,475.9		$	2,452.2	$	(2,475.8	)	$	2,452.3

F-79

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合并财务报表附注

Enterprise Products Partners L.P.

现金流量合并报表

截至2018年12月31日止年度

	EPO和子公司
	附属机构发行人（EPO）			其他子公司（非- 担保人（担保人）			EPO和子公司消除以及调整数			合并 EPO和子公司			企业产品合作伙伴 L.P。（担保人）			消除以及调整数			合并共计
经营活动:
净收入	$	4,230.5		$	4,328.1		$	(4,260.1	)	$	4,298.5		$	4,172.4		$	(4,232.4	)	$	4,238.5
业务活动提供的净收入与现金流量净额的对账:
折旧、摊销和吸积		279.9			1,512.1			(0.4	)		1,791.6			--			--			1,791.6
未合并联营公司的收入权益		(4,148.3	)		(587.2	)		4,255.5			(480.0	)		(4,230.8	)		4,230.8			(480.0	)
未合并联营公司的收入分配		1,248.9			263.0			(1,032.5	)		479.4			3,780.0			(3,780.0	)		479.4
业务账户和其他业务活动变动的净影响		3,221.5			(3,244.2	)		(2.3	)		(25.0	)		121.2			0.6			96.8
经营活动提供的现金流量净额		4,832.5			2,271.8			(1,039.8	)		6,064.5			3,842.8			(3,781.0	)		6,126.3
投资活动:
资本支出		(692.0	)		(3,476.0	)		--			(4,168.0	)		(55.2	)		--			(4,223.2	)
用于业务组合的现金，扣除收到的现金		--			(150.6	)		--			(150.6	)		--			--			(150.6	)
资产出售收益		129.3			31.9			--			161.2			--			--			161.2
其他投资活动		(2,288.2	)		196.2			2,023.0			(69.0	)		(523.3	)		523.3			(69.0	)
用于投资活动的现金		(2,850.9	)		(3,398.5	)		2,023.0			(4,226.4	)		(578.5	)		523.3			(4,281.6	)
筹资活动:
债务协议项下的借款		79,588.7			11.5			(11.5	)		79,588.7			--			--			79,588.7
偿还债务		(77,956.7	)		(0.4	)		--			(77,957.1	)		--			--			(77,957.1	)
支付给合作伙伴的现金分配		(3,780.0	)		(1,333.1	)		1,333.1			(3,780.0	)		(3,726.9	)		3,780.0			(3,726.9	)
与DERS有关的现金支付		--			--			--			--			(17.7	)		--			(17.7	)
支付给未支配权益的现金分配		--			(9.2	)		(73.4	)		(82.6	)		--			1.0			(81.6	)
非支配权益的现金贡献		--			--			238.1			238.1			--			--			238.1
发行共同基金的现金收益净额		--			--			--			--			538.4			--			538.4
与回购计划有关的共同单位		--			--			--			--			(30.8	)		--			(30.8	)
业主的现金捐款		523.3			2,476.7			(2,476.7	)		523.3			--			(523.3	)		--
其他筹资活动		(28.7	)		--			--			(28.7	)		(27.3	)		--			(56.0	)
（用于）筹资活动提供的现金		(1,653.4	)		1,145.5			(990.4	)		(1,498.3	)		(3,264.3	)		3,257.7			(1,504.9	)
现金及现金等价物净变动，包括限制性现金		328.2			18.8			(7.2	)		339.8			--			--			339.8
现金和现金等价物，包括 1月1日限制性现金		65.2			31.5			(26.4	)		70.3			--			--			70.3
现金和现金等价物，包括限制性现金，12月31日	$	393.4		$	50.3		$	(33.6	)	$	410.1		$	--		$	--		$	410.1

F-80

Enterprise Products Partners L.P.

合并财务报表附注

Enterprise Products Partners L.P.

现金流量合并报表

截至2017年12月31日止年度

	EPO和子公司
	附属机构发行人（EPO）			其他子公司（非- 担保人（担保人）			EPO和子公司消除以及调整数			合并 EPO和子公司			企业产品合作伙伴 L.P。（担保人）			消除以及调整数			合并共计
经营活动:
净收入	$	2,860.6		$	3,191.4		$	(3,130.3	)	$	2,921.7		$	2,799.3		$	(2,865.4	)	$	2,855.6
业务活动提供的净收入与现金流量净额的对账:
折旧、摊销和吸积		216.6			1,427.8			(0.4	)		1,644.0			--			--			1,644.0
未合并联营公司的收入权益		(2,990.1	)		(566.8	)		3,130.9			(426.0	)		(2,865.4	)		2,865.4			(426.0	)
未合并联营公司的收入分配		1,162.8			272.7			(1,001.8	)		433.7			3,574.6			(3,574.6	)		433.7
业务账户和其他业务活动变动的净影响		2,812.2			(2,726.3	)		(19.1	)		66.8			93.2			(1.0	)		159.0
经营活动提供的现金流量净额		4,062.1			1,598.8			(1,020.7	)		4,640.2			3,601.7			(3,575.6	)		4,666.3
投资活动:
资本支出		(846.8	)		(2,255.0	)		--			(3,101.8	)		--			--			(3,101.8	)
用于业务组合的现金，扣除收到的现金		(7.3	)		(191.4	)		--			(198.7	)		--			--			(198.7	)
资产出售收益		17.0			23.1			--			40.1			--			--			40.1
其他投资活动		(1,908.5	)		(28.0	)		1,910.8			(25.7	)		(1,060.5	)		1,060.5			(25.7	)
用于投资活动的现金		(2,745.6	)		(2,451.3	)		1,910.8			(3,286.1	)		(1,060.5	)		1,060.5			(3,286.1	)
筹资活动:
债务协议项下的借款		69,349.3			--			(34.0	)		69,315.3			--			--			69,315.3
偿还债务		(68,459.5	)		(0.1	)		--			(68,459.6	)		--			--			(68,459.6	)
支付给合作伙伴的现金分配		(3,574.6	)		(1,065.3	)		1,065.3			(3,574.6	)		(3,569.9	)		3,574.6			(3,569.9	)
与DERS有关的现金支付		--			--			--			--			(15.1	)		--			(15.1	)
支付给未支配权益的现金分配		--			(9.6	)		(40.6	)		(50.2	)		--			1.0			(49.2	)
非支配权益的现金贡献		--			0.1			0.3			0.4			--			--			0.4
发行共同基金的现金收益净额		--			--			--			--			1,073.4			--			1,073.4
业主的现金捐款		1,060.5			1,900.0			(1,900.0	)		1,060.5			--			(1,060.5	)		--
其他筹资活动		6.8			--			--			6.8			(29.6	)		--			(22.8	)
（用于）筹资活动提供的现金		(1,617.5	)		825.1			(909.0	)		(1,701.4	)		(2,541.2	)		2,515.1			(1,727.5	)
现金及现金等价物净变动，包括限制性现金		(301.0	)		(27.4	)		(18.9	)		(347.3	)		--			--			(347.3	)
现金和现金等价物，包括 1月1日限制性现金		366.2			58.9			(7.5	)		417.6			--			--			417.6
现金和现金等价物，包括限制性现金，12月31日	$	65.2		$	31.5		$	(26.4	)	$	70.3		$	--		$	--		$	70.3

F-81

Enterprise Products Partners L.P.

合并财务报表附注

Enterprise Products Partners L.P.

现金流量合并报表

截至2016年12月31日止年度

	EPO和子公司
	附属机构发行人（EPO）			其他子公司（非- 担保人（担保人）			EPO和子公司消除以及调整数			合并 EPO和子公司			企业产品合作伙伴 L.P。（担保人）			消除以及调整数			合并共计
经营活动:
净收入	$	2,536.2		$	2,891.1		$	(2,845.4	)	$	2,581.9		$	2,513.1		$	(2,542.0	)	$	2,553.0
业务活动提供的净收入与现金流量净额的对账:
折旧、摊销和吸积		185.4			1,367.0			(0.4	)		1,552.0			--			--			1,552.0
未合并联营公司的收入权益		(2,686.1	)		(521.7	)		2,845.8			(362.0	)		(2,539.9	)		2,539.9			(362.0	)
未合并联营公司的收入分配		1,127.3			265.9			(1,012.7	)		380.5			3,331.2			(3,331.2	)		380.5
业务账户和其他业务活动变动的净影响		2,448.6			(2,568.5	)		43.1			(76.8	)		18.9			1.2			(56.7	)
经营活动提供的现金流量净额		3,611.4			1,433.8			(969.6	)		4,075.6			3,323.3			(3,332.1	)		4,066.8
投资活动:
资本支出		(1,327.4	)		(1,656.7	)		--			(2,984.1	)		--			--			(2,984.1	)
用于业务组合的现金，扣除收到的现金		--			(1,000.0	)		--			(1,000.0	)		--			--			(1,000.0	)
资产出售收益		28.8			17.7			--			46.5			--			--			46.5
其他投资活动		(2,301.9	)		(63.2	)		2,296.9			(68.2	)		(2,530.9	)		2,530.9			(68.2	)
用于投资活动的现金		(3,600.5	)		(2,702.2	)		2,296.9			(4,005.8	)		(2,530.9	)		2,530.9			(4,005.8	)
筹资活动:
债务协议项下的借款		62,813.9			41.8			(41.8	)		62,813.9			--			--			62,813.9
偿还债务		(61,672.5	)		(0.1	)		--			(61,672.6	)		--			--			(61,672.6	)
支付给合作伙伴的现金分配		(3,331.2	)		(1,089.6	)		1,089.6			(3,331.2	)		(3,300.5	)		3,331.2			(3,300.5	)
与DERS有关的现金支付		--			--			--			--			(11.7	)		--			(11.7	)
支付给未支配权益的现金分配		--			(8.5	)		(39.8	)		(48.3	)		--			0.9			(47.4	)
非支配权益的现金贡献		--			20.4			--			20.4			--			--			20.4
发行共同基金的现金收益净额		--			--			--			--			2,542.8			--			2,542.8
业主的现金捐款		2,530.9			2,292.2			(2,292.2	)		2,530.9			--			(2,530.9	)		--
其他筹资活动		(0.2	)		--			--			(0.2	)		(23.0	)		--			(23.2	)
（用于）筹资活动提供的现金		340.9			1,256.2			(1,284.2	)		312.9			(792.4	)		801.2			321.7
现金及现金等价物净变动，包括限制性现金		351.8			(12.2	)		43.1			382.7			--			--			382.7
现金和现金等价物，包括 1月1日限制性现金		14.4			71.1			(50.6	)		34.9			--			--			34.9
现金和现金等价物，包括限制性现金，12月31日	$	366.2		$	58.9		$	(7.5	)	$	417.6		$	--		$	--		$	417.6

F-82

Enterprise Products Partners L.P.

合并财务报表附注

注22.随后的活动

2019年1月，我们宣布企业GP董事会批准了一项20亿美元的多年单位回购计划，该计划为合作伙伴关系提供了一种向投资者返还资本的额外方法。该计划授权合作伙伴不时回购其共同单位，包括通过公开市场购买和谈判交易。根据该计划回购的时机和步伐将由若干因素决定，包括（i）我们的财务表现和灵活性，（ii）有机增长和投资潜在回报较高的收购机会，我们的单位价格和隐含可分配的现金流量收益率，以及在3.5倍的地区保持有针对性的财务杠杆，债务与正常化EBITDA比率。还没有设置完成回购计划的时间限制，并且该计划可以在任何时候暂停或停止。当回购单元时，W 我们计划在收购后立即取消这些财务单位。

F-83