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组织机构

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

列报依据

本10-Q表格中包含的未经审计的财务信息与合伙企业于2025年2月14日向SEC提交的截至2024年12月31日止年度的10-K表格年度报告中包含的经审计的合并财务报表的编制基础相同。合伙企业管理层认为，这些财务信息反映了根据公认会计原则公平列报这些中期财务状况和经营业绩所需的所有调整。所有公司间项目和交易已在合并中消除。根据SEC的规则和规定，通常包含在根据GAAP编制的年度合并财务报表中的某些信息和披露已被省略。

此处列出的合伙企业的合并财务报表包括我们控股子公司的经营业绩，包括太阳石油 LP和USAC。合伙企业拥有普通合伙人权益、激励分配权和 28.5 百万个普通单位的太阳石油 LP，以及普通合伙人的权益和 46.1 百万个USAC普通单位。

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

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

估计数的使用

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

Parkland Acquisition by 太阳石油 LP

2025年5月5日，太阳石油 LP和Parkland Corporation（“Parkland”）宣布，双方已达成最终协议，据此，太阳石油 LP计划以现金加股权交易的方式收购Parkland的所有已发行在外股份，交易价值约为$ 9.1 亿，包括承担的债务。

作为交易的一部分，太阳石油 LP拟组建一家新的公开交易的特拉华州有限责任公司，名为SUNCorp，LLC（“SUNCorp”）。SUNCorp预计将以每一个已发行SUNCorp单位换取一个太阳石油 LP普通单位为基础，持有太阳石油 LP的有限合伙单位，该单位在经济上相当于太阳石油 LP的公开交易普通单位。在交易完成后的两年期间，太阳石油 LP将确保SUNCorp单位持有人获得与分配给太阳石油 LP单位持有人相同的股息等值。

太阳石油 LP已获得一笔$ 2.65 亿元364天过桥定期贷款，用于建议现金代价。

该交易目前预计将在满足成交条件后于2025年下半年完成，包括获得Parkland股东的批准以及惯常的监管和证券交易所上市批准。

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TanQuid Acquisition by 太阳石油 LP

2025年3月，太阳石油 LP签订协议，以约欧元收购TanQuid GmbH & Co. KG（“TanQuid”） 500 百万（约$ 540 截至2025年3月31日的百万欧元），包括约 300 百万的承担债务。 TanQuid在德国拥有并运营15个燃料终端，在波兰拥有一个燃料终端。 该交易预计将于2025年下半年完成，但须遵守惯例成交条件，而太阳石油 LP将使用手头现金和循环信贷额度下可用的金额为其提供资金。

太阳石油 LP的其他收购

2025年第一季度，太阳石油 LP在两笔单独的交易中购买了燃料设备、汽车燃料库存和供应协议，总对价约为$ 17 百万。包括的总对价$ 12 百万现金和 91,776 新发行的太阳石油 LP普通单位，收购日期的公允价值总计约为$ 5 百万。这些交易作为资产收购入账，收购价格主要分配给物业、厂房和设备以及其他非流动资产。

现金及现金等价物包括所有库存现金、活期存款和原到期日为三个月或以下的投资。我们认为现金等价物包括短期的、高流动性的投资，这些投资可以很容易地转换为已知金额的现金，并且价值变动的风险很小。截至2025年3月31日或2024年12月31日，合伙企业的合并资产负债表不包括任何重大金额的受限现金。

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

经营活动产生的现金流量中包含的扣除收购和资产剥离影响的经营资产和负债净变动情况如下：

			三个月结束 3月31日，
			2025						2024
应收账款			$	( 1,111 )					$	( 614 )
应收关联公司账款			( 44 )						( 246 )
库存			332						311
其他流动资产			( 24 )						79
其他非流动资产，净额			( 23 )						( 76 )
应付账款			685						883
应付关联公司账款			( 19 )						251
应计及其他流动负债			131						274
其他非流动负债			( 57 )						( 34 )
衍生资产和负债，净额			8						45
经营资产和负债净变动，扣除收购影响			$	( 122 )					$	873

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非现金投融资活动情况如下：

			三个月结束 3月31日，
			2025						2024
应计资本支出			$	795					$	421
取得的租赁资产换取新的租赁负债			29						1
分配再投资			10						22
USAC行使优先单位并将其转换为普通单位			—						38
就2026年到期的USAC优先票据的法律撤销权而转让的USAC政府证券			—						749
2026年到期的USAC优先票据的法律撤销权			—						725
就收购发行的太阳石油 LP普通单位（非控股权益）			5						—

库存包括以下内容：

			3月31日， 2025						12月31日， 2024
天然气、NGLs和精炼产品			$	1,834					$	1,989
原油			292						400
备件及其他			661						681
总库存			$	2,787					$	3,070

现金及现金等价物、应收账款和应付账款的账面价值与其公允价值相近。

我们有商品衍生工具，在我们的综合资产负债表中以公允价值作为资产和负债入账。我们通过使用尽可能高的输入“水平”来确定我们的资产和负债的公允价值计量。第1级输入是相同资产和负债在活跃市场中的可观察报价。我们将通过结算经纪商以适当交易所的公布价格进行交易的有价证券和商品衍生品的估值视为1级估值。第2级投入是对类似资产和负债可观察到的投入。我们将直接与第三方订立的场外商品衍生品视为第2级估值，因为这些衍生品的价值在类似交易的交易所报价。此外，由于这些合约在其交易的交易所的活跃程度，我们认为通过清算经纪商交易的期权具有2级输入。我们的利率衍生工具所采用的估值方法并不需要进行重大判断，输入数据是从积极报价的公开市场观察到的，因此被归类为第2级。3级输入不可观察。截至2025年3月31日止三个月， 无 在公允价值等级内的任何级别之间进行了转移。

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以下表格汇总了截至2025年3月31日和2024年12月31日根据用于得出其公允价值的输入值以经常性基础以公允价值计量和记录的我们的金融资产和负债的公允价值总额：

									公允价值计量 2025年3月31日
									公允价值-第1级
资产：
商品衍生品：
天然气：
基差掉期IFERC/NYMEXA									$	9
波段掉期IFERC									2
固定掉期/期货									15
功率：
前锋									37
期货									16
NGLs –远期/掉期									271
精制品–期货									2
原油–远期/掉期									17
商品衍生品合计									369
其他非流动资产									211
总资产									$	580
负债：
商品衍生品：
天然气：
基差掉期IFERC/NYMEXA									$	( 25 )
波段掉期IFERC									( 2 )
固定掉期/期货									( 45 )
功率：
前锋									( 34 )
期货									( 15 )
NGLs –远期/掉期									( 245 )
精制品–期货									( 11 )
原油–远期/掉期									( 27 )
商品衍生品合计									( 404 )
负债总额									$	( 404 )

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									公允价值计量 2024年12月31日
									公允价值-第1级
资产：
商品衍生品：
天然气：
基差掉期IFERC/NYMEXA									$	6
波段掉期IFERC									4
固定掉期/期货									10
功率：
前锋									39
期货									10
NGLs –远期/掉期									166
精制品–期货									3
原油–远期/掉期									25
商品衍生品合计									263
其他非流动资产									212
总资产									$	475
负债：
商品衍生品：
天然气：
基差掉期IFERC/NYMEXA									$	( 11 )
波段掉期IFERC									( 11 )
固定掉期/期货									( 9 )
功率：
前锋									( 38 )
期货									( 10 )
NGLs –远期/掉期									( 170 )
精制品–期货									( 9 )
原油–远期/掉期									( 35 )
商品衍生品合计									( 293 )
负债总额									$	( 293 )

截至2025年3月31日，我们合并债务的估计公允价值和账面金额合计为$ 59.28 十亿美元 59.79 分别为十亿。截至2024年12月31日，我们合并债务的公允价值和账面金额合计为$ 59.01 十亿美元 59.76 分别为十亿。我们的综合债务义务的公允价值是基于各自债务义务对类似负债的可观察输入值的第2级估值。

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计算每普通单位基本和摊薄收益时使用的收入或损失与加权平均单位的对账如下：

									三个月结束 3月31日，
															2025						2024
净收入															$	1,720					$	1,692
减：归属于非控股权益的净利润															384						436
减：归属于可赎回非控股权益的净利润															13						16
净收入，扣除非控制性权益															1,323						1,240
减：普通合伙人在净收入中的权益															1						1
减：优先单位持有人在净收入中的权益															67						129
减：优先单位赎回损失															—						21
普通单位持有人对净收益的兴趣															$	1,255					$	1,089
每个共同单位的基本收入：
加权平均普通单位															3,431.4						3,368.6
每普通单位基本收入															$	0.37					$	0.32
每普通单位摊薄收益：
普通单位持有人对净收益的兴趣															$	1,255					$	1,089
子公司股权激励补偿的摊薄效应(1)															—						1
归属于普通单位持有人的摊薄收益															$	1,255					$	1,088
加权平均普通单位															3,431.4						3,368.6
未归属受限制单位奖励的摊薄效应(1)															21.5						21.5
加权平均普通单位，假设未归属限制性单位奖励的稀释效应															3,452.9						3,390.1
每普通单位摊薄收益															$	0.36					$	0.32

(1) 稀释效应不包括在影响本应具有反稀释作用的期间的计算中。

最近的交易

能源转换优先票据发行与兑付

2025年3月，伙伴关系发行$ 650 百万本金总额 5.20 2030年4月到期的优先票据，%，$ 1.25 十亿本金总额 5.70 2035年4月到期优先票据的百分比和$ 1.10 十亿本金总额 6.20 2055年4月到期的%优先票据。该合伙企业将所得款项净额用于为现有债务再融资，包括偿还商业票据和其五年期信贷安排下的借款（如下所述），并用于普通合伙目的。

2025年3月，合伙企业赎回了其$ 1.00 十亿本金总额 4.05 使用手头现金和商业票据借款于2025年3月到期的%优先票据。

太阳石油 LP优先票据发行与赎回

2025年3月，太阳石油 LP发行$ 1.00 十亿 6.250 于2033年到期的非公开发行优先票据的百分比。这些票据将于2033年7月1日到期，利息将于每年1月1日和7月1日每半年支付一次。太阳石油 LP将此次非公开发行的募集资金净额用于偿还其$ 600 百万 5.750 %于2025年到期的优先票据，用于偿还其循环信贷额度下的部分未偿还借款。

信贷便利和商业票据

五年期信贷便利

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

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截至2025年3月31日，五年期信贷安排有$ 605 百万未偿还借款，全部为商业票据。可用于未来借款的金额为$ 4.37 亿元，在计入金额为$ 23 百万。截至2025年3月31日的未偿还总额加权平均利率为 4.60 %.

太阳石油 LP信贷便利

截至2025年3月31日，2029年5月到期的太阳石油 LP授信额度为 无 未偿还借款和$ 56 百万备用信用证。截至2025年3月31日，太阳石油 LP的信贷额度未使用的可用资金为$ 1.44 十亿。截至2025年3月31日的未偿还总额加权平均利率为 6.53 %.

在太阳石油 LP收购NuStar交易结束时，NuStar应收账款融资协议项下的承诺在暂停期间减少为零，该期间的期末尚未确定。截至2025年3月31日，这一设施 无 未偿还借款。

USAC信贷便利

截至2025年3月31日，将于2026年12月到期的USAC信贷额度为$ 805 百万未偿还借款和$ 1 百万未结信用证。截至2025年3月31日，USAC的信贷额度为$ 795 由于与遵守适用的财务契约有关的限制，剩余未使用可用额中的百万美元 740 百万可供提取。截至2025年3月31日的未偿还总额加权平均利率为 6.96 %.

遵守我们的盟约

截至2025年3月31日，我们和我们的子公司遵守了与我们的债务协议相关的所有要求、测试、限制和契约。截至2025年3月31日的季度，根据与其五年期信贷安排相关的契约计算，合伙企业的杠杆率为 3.24 x.

合伙企业子公司中的某些可赎回的非控制性权益在合并资产负债表中反映为夹层权益。截至2025年3月31日和2024年12月31日的可赎回非控制性权益包括余额$ 169 百万与USAC系列A优选单元和$ 225 万与Crestwood Niobrara LLC优选单位有关。此外，截至2025年3月31日和2024年12月31日，可赎回非控制性权益包括余额$ 24 百万美元 23 万元，分别涉及合伙企业合并子公司之一的非控制性权益持有人有权向合伙企业出售其权益。

能源转换常用单元

截至2025年3月31日止三个月的普通单位能源转换变动情况如下：

			单位数
截至2024年12月31日的普通单位数目			3,431.0
根据分配再投资计划发行的普通单位			0.5
根据股权激励计划和其他			0.2
2025年3月31日普通单位数目			3,431.7

能源转换回购计划

在截至2025年3月31日的三个月内，能源转换没有根据其当前的回购计划回购任何其普通单位。截至2025年3月31日，$ 880 根据目前的计划，仍有百万可供回购。

能源转换配电再投资计划

截至2025年3月31日止三个月，派发$ 10 百万根据分配再投资计划进行了再投资。截至2025年3月31日，共 38.4 根据与配电再投资计划相关的当前有效注册声明，仍有百万个能源转换普通单位可供发行。

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能源转换普通单位现金分配情况

在2024年12月31日之后就能源转换普通单位宣布和/或支付的分配如下：

季度末

记录日期

付款日期

率

2024年12月31日

2025年2月7日

2025年2月19日

$

0.3250

2025年3月31日

2025年5月9日

2025年5月20日

0.3275

能源转换优选单位

截至2025年3月31日和2024年12月31日，能源转换的未偿优选单位包括 550,000 B系列优先股， 500,000 F系列优选单位， 1,484,780 G系列优选单位， 900,000 H系列优先股和 41,464,179 系列I优选单位。

下表汇总了能源转换优选单位的变动情况：

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

			优先单位持有人
			A系列						B系列						C系列						D系列						E系列						F系列						G系列						H系列						系列I						合计
余额，2023年12月31日			$	948					$	556					$	438					$	435					$	786					$	496					$	1,488					$	893					$	419					$	6,459
分配给合作伙伴			( 24 )						( 18 )						( 11 )						( 11 )						( 15 )						—						—						—						( 9 )						( 88 )
赎回优先单位			—						—						( 450 )						( 445 )						—						—						—						—						—						( 895 )
其他，净额			—						—						11						10						—						—						—						—						—						21
净收入			23						9						12						11						15						8						27						15						9						129
余额，2024年3月31日			$	947					$	547					$	—					$	—					$	786					$	504					$	1,515					$	908					$	419					$	5,626

关于能源转换优先单位的现金分配

就能源转换优先单位申报的分配情况如下：

期间结束						记录日期						付款日期						B系列(1)						F系列(1)						G系列(1)						H系列(1)						系列I(2)
2024年12月31日						2025年2月1日						2025年2月15日						$	33.125					$	—					$	—					$	—					$	0.2111
2025年3月31日						2025年5月1日						2025年5月15日						—						33.750						35.630						32.500						0.2111

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

(2) 截至2025年3月31日止期间，I系列优先单位的现金分配将于2025年5月15日支付给截至2025年5月2日营业结束时登记在册的单位持有人。

非控制性权益

该合伙企业的合并财务报表还包括在太阳石油 LP和USAC的非控制性权益，这两家公司都是主要有限合伙企业，以及其他非全资合并的合资企业。以下部分将描述我们的上市子公司太阳石油 LP和USAC进行的现金分配，这两家公司根据各自的合伙协议都必须在每个季度末之后分配所有手头现金（减去由各自普通合伙人的董事会确定的适当储备）。

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太阳石油 LP现金分配

对于自2024年12月31日之后由太阳石油 LP申报和/或支付的太阳石油 LP的普通单位的分配如下：

季度末

付款日期

率

2024年12月31日

2025年2月19日

$

0.8865

2025年3月31日

2025年5月20日

0.8976

USAC现金分配

对于USAC在2024年12月31日之后申报和/或支付的USAC的普通单位的分配如下：

季度末

付款日期

率

2024年12月31日

2025年2月7日

$

0.525

2025年3月31日

2025年5月9日

0.525

累计其他综合收益

下表列出AOCI的组成部分，税后净额：

			3月31日， 2025						12月31日， 2024
可供出售证券			$	22					$	20
外币换算调整			( 11 )						( 6 )
与养老金和其他退休后福利相关的精算收益			41						45
对未合并附属公司的投资，净额			12						14
计入合作伙伴资本的AOCI总额，税后净额			$	64					$	73

FERC诉讼程序

Rover – FERC – Stoneman House

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

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

2023年9月13日，联邦地区法院下令暂停联邦地区法院案件，等待美国最高法院待决的另一案件的解决，并维持FERC执行案的暂停。2023年11月13日，FERC就联邦地区法院命令向美国第五巡回上诉法院提出上诉。2023年12月11日，FERC提出撤回上诉的动议，第五巡回法院

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2023年12月12日授予。FERC和联邦地区法院的诉讼程序被搁置，等待美国最高法院待决案件的解决。最高法院于2024年6月27日对该案作出判决。FERC和地区法院的诉讼程序目前仍处于中止状态。对此索赔，能源转换和罗孚拟进行有力的抗辩。

Rover – FERC – Tuscarawas

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

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

负责Tuscarawas River场地HDD操作的主要承包商（以及分包商之一）已同意赔偿Rover和合伙企业因其进行此类HDD操作的行为而造成的任何和所有损失，包括政府机构的任何罚款和处罚。鉴于诉讼所处的阶段，合伙企业目前无法提供对潜在结果或潜在责任范围（如果有的话）的评估；然而，合伙企业认为上述赔偿将适用于执法人员提出的处罚，并打算针对标的索赔进行积极的抗辩。

其他FERC程序

根据2019年1月16日发布的命令，FERC根据《天然气法》第5条启动了对Panhandle当时现有费率的审查，以确定Panhandle收取的费率是否公正合理，并将此事提交听证会。2019年8月30日，Panhandle根据《天然气法》第4条提交了一般费率程序。《天然气法》第5节和第4节的诉讼程序于2019年10月1日根据首席法官的命令进行了合并。行政法法官的初步决定于2021年3月26日发布，2022年12月16日，FERC发布了关于初步决定的命令。2023年1月17日，Panhandle和密歇根州公共服务委员会各自提出重新审理FERC关于最初决定的命令的请求，截至2023年2月17日，该请求被法律运作拒绝。2023年3月23日，Panhandle向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院（“上诉法院”）就这些命令提出上诉，密歇根州公共服务委员会随后也对这些命令提出上诉。2023年4月25日，上诉法院合并了Panhandle和密歇根州公共服务委员会的上诉，并暂停了合并上诉程序，同时FERC进一步审议了重新审理其2022年12月16日命令的请求。2023年9月25日，FERC发布了一项命令，针对就重新审理和合规提出的论点，该命令拒绝了我们的重新审理请求。PanHandle就2023年9月25日的命令向上诉法院提交了复审申请。2023年10月25日，Panhandle提交了一份关于重新审理9月25日命令的有限请求，该命令涉及就重新审理和遵守提出的论点，随后于2023年11月27日被法律实施驳回。2023年11月17日，Panhandle向托运人提供退款，2023年11月30日，Panhandle提交了一份关于综合费率程序的退款报告，遭到多方抗议。2024年1月5日，FERC发布了第二项命令，针对在重新审理中提出的论点，其中修改了2023年9月25日命令的某些讨论，并维持其先前的结论。Panhandle已及时就2024年1月5日的命令向上诉法院提交了复审申请。2024年5月28日，FERC发布命令，拒绝PanHandle的退款报告。2024年6月27日，Panhandle根据FERC 2024年5月28日拒绝Panhandle退款报告的命令和重新审理FERC 2024年5月28日拒绝Panhandle退款报告的命令的请求提交了一份修订后的退款报告，并向托运人提供了修订后的退款，或者在托运人的修订后退款低于原退款金额的情况下，提供了即将发生的借记的通知。一方抗议PanHandle修改后的退款报告，PanHandle于2024年7月24日提交了对抗议的回应。根据2024年7月29日发布的通知，Panhandle的重新审理请求被视为被拒绝。在2024年9月9日发布的命令中，FERC解决了在重新审理中提出的论点，修改了2024年5月28日命令中的讨论，并继续达成相同的结果。2024年9月18日，潘汉德尔向上诉法院提出请求，要求对2024年9月9日、2024年7月29日和2024年5月28日的命令进行复审。2024年12月5日，FERC发布命令，拒绝PanHandle的2024年6月27日退款报告，命令更正退款报告，并指示发放额外退款。2025年1月3日，Panhandle提交了一份调整后的退款报告以及重新审理FERC 2024年12月5日命令的请求。

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FERC通过日期为2025年1月23日的信函命令批准了调整后的退款报告。2025年2月3日，FERC发布了一项拒绝以法律运作方式重审的通知，并提供了进一步考虑。重新审理的请求将在未来的命令中得到处理。2025年3月24日，Panhandle向上诉法院提出请求，要求对2024年12月5日和2025年2月3日的命令进行复审。

承诺

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

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

我们有某些不可取消的通行权（“ROW”）承诺，这些承诺需要固定的付款，并且在我们选择放弃时或在未来的不同日期到期。截至2025年3月31日和2024年3月31日的三个月期间，伙伴关系录得$ 16 百万美元 13 ROW费用分别为百万，在合并经营报表中计入营业费用。

诉讼和或有事项

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

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

截至2025年3月31日和2024年12月31日，应计费用约为$ 316 百万美元 281 百万分别反映在我们的合并资产负债表中，与满足可能和合理估计标准的或有债务相关。此外，我们可能会在未来确认与（i）目前被认为合理可能但不太可能发生损失的或有事项和/或（ii）超过已为此类或有事项计提的金额的损失有关的额外或有损失。在其中一些情况下，我们无法估计可能的损失或超出应计金额的可能损失范围。对于可以合理估计额外或有损失的这类事项，额外损失的范围估计最高可达约$ 42 百万。

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

以下各节包括对可能影响合伙企业财务状况、经营业绩和/或未来期间现金流量的某些事项的描述。以下章节还包括对先前已披露的某些事项的更新，即使这些事项预计不会对未来期间产生潜在的重大影响。除以下章节披露的事项外，合伙企业还涉及可能影响未来期间的多个其他事项，包括与合伙企业商业协议相关的其他诉讼和仲裁。就该等事项而言，同时符合概率性及合理估计标准的或有事项已

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已计入上述披露的应计项目，上述披露的额外损失范围也反映了此类事项的任何相关金额。

达科他接入管道

2016年7月27日，Standing Rock Sioux Tribe（“SRST”）向美国哥伦比亚特区地方法院（“地区法院”）提起诉讼，质疑美国陆军工程兵团（“USACE”）颁发的许可，该许可允许Dakota Access在北达科他州的Oahe湖穿越密苏里河。该案随后被修改，对USACE发布的一项地役权提出质疑，该地役权允许管道穿越USACE拥有的毗邻密苏里河的土地。Dakota Access和夏延河苏族部落（“CRST”）进行了干预。Oglala Sioux部落（“OST”）和Yankton Sioux部落（“YST”）分别提起的诉讼随着这一行动得到巩固，一些个别部落成员进行了干预（统称为SRST和CRST，即“部落”）。2020年3月25日，区法院将该案发回USACE，以编制环境影响报告书（“EIS”）。2020年7月6日，地区法院撤销了地役权，并下令在2020年8月5日之前关闭Dakota Access Pipeline并清空石油。Dakota Access和USACE向上诉法院提出上诉，上诉法院准予行政中止地区法院7月6日的命令，并下令就是否完全中止7月6日的命令进行进一步简报。2020年8月5日，上诉法院（1）批准暂停地区法院命令中要求Dakota Access关闭管道并清空石油的部分，（2）拒绝在上诉法院就USACE是否需要准备一份EIS的案情作出决定之前暂停3月25日命令的动议，以及（3）拒绝在此上诉过程中暂停地区法院撤销地役权命令的动议。8月5日的命令还指出，上诉法院希望USACE澄清其关于USACE是否打算允许管道继续运营的立场，尽管地役权有空缺，并且地区法院可能会在必要时考虑额外的救济。

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

2021年1月26日，上诉法院确认了地区法院2020年3月25日要求出具EIS的命令及其2020年7月6日撤销地役权的命令。在同一份1月26日的命令中，上诉法院还推翻了地区法院2020年7月6日关于管道关闭并清空石油的命令。Dakota Access于2021年4月12日申请重新审理en banc，但被上诉法院驳回。2021年9月20日，Dakota Access向美国最高法院提交了审理此案的请愿书。检察长（2021年12月17日）和部落（2021年12月16日）提出了反对意见。Dakota Access于2022年1月4日提交了回复。2022年2月22日，美国最高法院拒绝审理此案。

地区法院安排在2021年2月10日举行状态会议，讨论上诉法院2021年1月26日命令对未决禁令救济动议的影响，以及USACE对其将如何就其关于地役权的执行酌处权进行的预期。2021年5月3日，USACE告知地区法院，它没有改变其反对部落禁令动议的立场。2021年5月21日，地区法院驳回了原告的强制令请求。2021年6月22日，地区法院终止了合并诉讼，并在不影响所有剩余的未决指控的情况下驳回。

2023年9月8日，USACE发布了EIS草案。EIS草案点评时间定于2023年12月13日。USACE预计，最终的EIS将在2025年12月发布，决定记录将在2026年初发布。该管道继续运营，等待EIS完成。能源转换无法确定未来的诉讼将何时或如何解决，也无法确定它们可能对巴肯管道产生的影响；但是，能源转换预计，在充分考虑法律和完整记录后，任何此类程序都将以允许管道继续运营的方式得到解决。

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

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哥伦比亚特区联邦法院的立岩苏族部落

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

2024年10月15日，SRST提交了上述引用的投诉。2024年10月17日向USACE发出传票。Dakota Access、北达科他州等多个州已介入诉讼，支持USACE。Dakota Access打算对这些新的索赔进行有力的辩护。

2025年1月17日，USACE、Dakota Access和州干预者（包括北达科他州和其他13个州）各自提出动议，驳回新的SRST诉讼中的所有索赔。此外，在2025年1月17日，SRST就他们的某些索赔提出了部分即决判决的动议。罢免动议情况通报完毕。区法院已就部分即决判决动议举行简报会，以待法院就驳回动议作出决定。2025年3月28日，法院批准驳回动议。SRST必须在2025年5月27日之前对解雇提出上诉。

威廉姆斯反垄断诉讼

2024年6月28日，Louisiana Energy Gateway LLC、威廉姆斯公司和威廉姆斯 Fields Services Group，LLC（“威廉姆斯”）向路易斯安那州德索托教区第42司法地区法院提交了一份针对能源转换和Gulf Run Transmission，LLC（“Gulf Run”）的损害赔偿申请，指控能源转换和/或Gulf Run垄断、共谋垄断和/或企图垄断从路易斯安那州西北部的Haynesville页岩向南移动天然气至路易斯安那州墨西哥湾沿岸天然气设施（“相关市场”）的相关产品和地理市场，从事直接促成和激励大幅减少竞争的收购，从事不公平的竞争方法和不公平的贸易做法。

2024年9月16日，能源转换和Gulf Run将该案移送美国路易斯安那州西区地方法院审理。2024年10月4日，威廉姆斯提出还押动议，寻求将案件发回第42司法区法院。2024年10月21日，能源转换与Gulf Run根据后续情形变化，提交了同意还押。案件发回重审后，2024年11月18日，能源转换和Gulf Run提交了一份无故强制性例外，声称威廉姆斯未能说明诉讼因由。强制性例外规定将于2025年2月10日举行聆讯，并被否决。

Mont Belvieu事件

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

MTBE诉讼

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

截至2025年3月31日，太阳石油的被告分别为 two 案件：1起由马里兰州发起，1起由宾夕法尼亚州联邦发起。提起的诉讼还被列为被告ETO、ETP Holdco Corporation和太阳石油 Partners Marketing & Terminals L.P.（现名为能源转换 Marketing & Terminals L.P.）ETP Holdco Corporation和能源转换 Marketing & Terminals L.P.是能源转换的全资子公司。

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

罗孚–俄亥俄州

2017年11月3日，美国俄亥俄州和俄亥俄州环境保护局（“Ohio EPA”）对Rover和其他被告（统称“被告”）提起诉讼，寻求追回约$ 3 百万据称欠下的民事罚款和与许可证合规相关的某些禁令救济。被告提出了几项驳回动议，这些动议在所有罪名上都获得了批准。俄亥俄州环保局提出上诉，2019年12月9日，第五区上诉法院作出一致判决，确认审判法院。俄亥俄州环保局寻求俄亥俄州最高法院的审查。2020年4月22日，俄亥俄州最高法院批准了复审。2022年3月17日，俄亥俄州最高法院部分撤销并发回俄亥俄州审判法院。俄亥俄州最高法院同意罗孚的观点，即俄亥俄州放弃了根据《清洁水法》第401条享有的权利，但将其发回初审法院，以确定是否有任何指控不属于豁免范围。

在还押期间，俄亥俄州环保局自愿驳回了其他五名被告中的四名，并驳回了对罗孚的一项指控。在其第四次修正申诉中，俄亥俄州环保局删除了四名被解雇的被告涉嫌违规的所有段落，包括被解雇的被告被指控与罗孚或其他人共同行动的段落。在2022年6月2日的状态会议上，初审法官为Rover和其他剩余的被告制定了时间表，以提出驳回第四次修正申诉的动议。2022年8月1日，罗孚和其他剩余被告各自提出了各自的动议。有关这些动议的简报已于2022年11月4日完成。根据2023年10月20日发布的命令，初审法官驳回了俄亥俄州环保局的第四次修正申诉。

2023年11月17日，俄亥俄州就初审法官的判决向俄亥俄州第五区上诉法院提出上诉。该州于2024年1月8日提交了首份简报。能源转换和Rover于2024年2月20日提交了一份响应式简报。国家于2024年2月26日提交答复简章。上诉的口头辩论于2024年8月27日举行。2024年10月1日，俄亥俄州第五区上诉法院确认了初审法官的判决。俄亥俄州向俄亥俄州最高法院寻求对这一决定提出上诉的许可。能源转换和罗孚都反对这样的许可。2025年1月28日，俄亥俄州最高法院拒绝审理该州的上诉。2025年4月25日，美国俄亥俄州向美国最高法院提交了一份调卷申请。对此索赔，能源转换和罗孚拟进行有力的抗辩。

单位持有人关于管道建设的诉讼

各种据称是能源转换的单位持有人已对能源转换董事会、LE GP，LLC和能源转换的历任和现任高级职员和成员提起派生诉讼，作为名义被告，他们主要就涉及宾夕法尼亚州和俄亥俄州管道建设的事项提出违反信托义务、不当得利、浪费公司资产、违反能源转换的合伙协议、侵权干扰、滥用控制权和严重管理不善的索赔。他们还寻求对能源转换的公司治理结构进行损害赔偿和变更。见Bettiol v. LE GP，Case No. 3：19-CV-02890-X（N.D. Tex.）；Davidson v. Kelcy L. Warren，cause No。DC-20-02322（德克萨斯州达拉斯县第44司法区）；Harris v. Kelcy L. Warren，Case No. 2：20-CV-00364-GAM（E.D. PA.）；Barry King v. LE GP，Case No. 3：20-CV-00719-X（N.D. Tex.）；Inter-Marketing Group USA，Inc. v. LE GP，et al.，Case No. 2022-0139-SG（Del。CH.）；Elliot v. LE GP LLC，Case No. 3：22-CV-01527-B（N.D. Tex.）；Chapa v. Kelcy L. Warren等人，Index No. 61 1307/2022（N.Y. Sup. CT.）；Elliott v. LE GP等人，cause no。DC-22-14194（德克萨斯州达拉斯县）；和Charles King诉LE GP，LLC等人案由第DC-22-14159（德克萨斯州达拉斯县）。在美国德克萨斯州北区地方法院提起的Barry King诉讼（案件编号3：20-CV-00719-X）已与Bettiol诉讼合并。2022年8月9日，在美国德克萨斯州北区地方法院提起的Elliot诉讼（案件编号3：22-CV-01527-B）被自愿驳回。

另一个据称是能源转换的单位持有人，阿勒格尼县雇员退休系统（“ACERS”），单独或代表所有其他情况类似的人，根据联邦证券法提起诉讼，据称是代表一类人，针对能源转换和能源转换的三位董事：Kelcy L. Warren、TERM3、John W. McReynolds和Thomas E. Long。参见阿勒格尼县Emps。’Ret。Sys. v. 能源转换 LP，Case No. 2：20-00200-GAM（E.D. PA.）。2020年6月15日，ACERS提交了一份修改后的诉状，将能源转换的董事Marshall S. McCrea和Matthew S. Ramsey，以及Michael J. Hennigan和Joseph McGinn添加为追加被告。修正后的诉状主张对违反《交易法》第10（b）和20（a）条以及根据该法案颁布的规则10b-5的索赔，主要涉及涉及宾夕法尼亚州管道建设的事项。2020年8月14日，被告人

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提出动议，驳回ACERS的修正申诉。2021年4月6日，法院部分同意、部分驳回被告的驳回动议。法院认为，ACERS可以继续就修正后的诉状提出的某些有争议的陈述提出索赔，同时也可以驳回基于其他陈述的索赔。法院还在不影响对被告麦克雷诺兹、麦金和亨尼根的诉讼请求的情况下驳回了诉讼请求。2022年8月23日，法院部分批准并部分驳回ACERS的等级认证动议。法院认证了一个类别，该类别由在2017年2月25日至2019年11月11日期间购买或以其他方式获得能源转换普通单位的人组成。2024年1月19日，被告就ACERS修正申诉中主张的所有索赔提出即决判决动议，ACERS提出部分即决判决动议。法院于2024年7月15日就当事人的即决判决动议进行口头辩论。2024年8月8日，法院对当事人的交叉动议作出即决判决。法院部分批准了被告的动议，为被告对两类被质疑陈述的损失因果关系作出判决，从而显着减少了集体诉讼期和潜在损害赔偿。法院还部分批准了原告的部分即决判决动议，为原告就虚假要素和某些个人的科学家就其中四项被质疑的陈述作出判决。

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

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

克莱恩集体诉讼

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

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

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

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尽管ETMT采取了该判决不是终局判决且不受执行的立场，但该集体进行了资产发现，并积极尝试通过扣押程序从ETMT的客户那里收集关于该判决的信息。ETMT试图将资金存入地区法院登记处，但未成功。因此，为停止扣押程序，2022年12月2日，ETMT电汇约$ 161 万给原告认可的计划管理人，该管理人在当时以律师费和判决后利息代表了判决的全部金额。ETMT这样做并未放弃其继续进行未决上诉的能力或对判决的是非曲直提出上诉的权利。此后，原告驳回了扣押诉讼。

ETMT无法预测案件的结果，ETMT也无法预测解决上诉所需的时间和费用。ETMT在与该命令背后的终局性问题有关的上诉中一直积极和勤奋，并就否决修改至第10巡回法院的动议提出上诉，试图就终局性做出决定。上诉获全面简报，并于2023年3月21日举行口头辩论。2023年8月3日，第10巡回法院作出有利于ETMT的裁决，认定地区法院的分配计划（这是最终判决的一部分）未满足所有最终性要求。法院认为，地区法院滥用其酌处权，拒绝ETMT规则60（b）（6）的修改动议，并推翻并发回发回进一步诉讼程序。案件被发回审判法庭，以便地区法院可以将终审要求与判决固定在一起。此外，ETMT寻求并追回存放在计划管理员处的资金；集体法律顾问没有反对这一动议。

在2023年9月28日的状态听证会上，集体律师表示将寻求额外利息，直至最终判决作出之日。地区法院要求就额外利息问题进行简报，并于2023年10月17日举行听证会，以进一步解决这一问题，并就是否应在判决总额中增加额外利息作出裁决。在聆讯期间，区法院裁定额外利息应于 12 %法定费率自先前不当判决之日起至2023年10月17日止。然而，法官对计划管理员拥有ETMT资金的时间段（2022年11月2日至2023年10月10日之间）的运行利息进行了收费。根据这一裁决，该集体计算出大约$ 23 终审判决应追加百万利息。2023年10月19日，地区法院以更正分配计划进入新的终审判决。双方同意，这一新作出的判决解决了终局性问题，并将允许就案情向第10巡回法院提出上诉。加上额外利息，判给原告的总金额约为$ 104 百万的实际损失和$ 75 百万惩罚性赔偿。ETMT已就整个判决向第十巡回法院提出上诉。口头辩论发生在2024年11月20日，各方正在等待裁决。

马萨诸塞州总检察长诉新英格兰天然气公司

2011年7月7日，马萨诸塞州总检察长（“MA AG”）就某些环境成本回收问题向马萨诸塞州公用事业部（“DPU”）提交了针对新英格兰天然气公司（“NEG”）的监管投诉。NEG是南方联合气业（“SUG”）的一个运营分部，NEG资产是在2012年3月与能源转换的合并交易中收购的。合并后，2013年，SUG将NEG资产出售给Liberty Utilities（“Liberty”，连同NEG和SUG，“被申请人”），并保留了某些潜在负债，包括与DPU的未决投诉有关的环境成本回收。具体而言，MA AG寻求向NEG的纳税人退款，金额约为$ 18 与SUG环境响应活动相关的法律费用百万。MA AG要求DPU对NEG的可回收环境成本的收集和调节展开调查，即：（1）Kasowitz，Benson，Torres & Friedman公司收取并自2005年以来通过回收机制的法律费用；（2）Bishop，London & Dodds公司收取并自2005年以来通过回收机制的法律费用；（3）MA AG主张的通过回收机制的法律费用仅符合较低（即50%）水平的回收条件。受访者认为，根据关税，这些成本可通过根据环境补救调整条款计划向NEG客户收取的费率来收回。在答辩人于2011年回答投诉并提出驳回动议后，聆讯主任推迟就驳回动议作出决定，并发出暂停发现以待发现纠纷解决，其后于2013年6月24日解除，令案件得以恢复。然而，MA AG在近七年的时间里未能采取任何进一步措施来起诉其索赔。该案在很大程度上一直处于休眠状态，直到2022年2月，听证官拒绝了驳回动议。在收到当事人的意见后，聆讯主任于2022年3月16日输入程序时间表（于2022年8月22日稍作修订）。当事人从事发现和预立案证言的准备工作。受访者于2022年7月11日提交了预先提交的证词。MA AG分别于9月9日、9月12日和9月20日向受访者送达了三组发现请求，受访者及时回复。2022年10月5日，MA AG要求DPU就受访者在其律师费发票中编辑的信息是否受到律师-委托人特权的保护作出裁决。同一天，MA AG还提出了一项动议，要求在就特权问题作出裁决之前暂停程序时间表。2022年10月6日，在甚至没有给受访者提供回应机会的情况下，DPU批准了MA AG的请求，要求中止程序时间表。因此，所有前

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截止日期（包括MA AG的2022年10月7日，提交直接预先提交证词的截止日期）目前被搁置。2023年10月18日，DPU发布了关于司法部长强制执行动议的命令，对最初在强制执行MA AG于2013年提交的动议中提出的问题作出裁决。2023年10月18日的命令指示NEG再次审查其修订，并在任何发票被完全修订或大量修订的情况下，在30天内提供更轻修订的版本。2023年10月18日的命令还表示，在NEG遵守命令中的指令后的某个时间，DPU将在这件事上设定新的程序时间表，该合作伙伴关系已于2024年1月17日完成了该命令。在DPU制定新的程序时间表之前，这件事仍然停留。

Crestwood Midstream Partners，LP – 林德诉讼

2019年12月23日，林德 Engineering North America Inc.（“林德”）向德克萨斯州哈里斯县地方法院提起诉讼，指控我们的合并子公司Arrow Field Services，LLC与Crestwood Midstream Partners，LP（统称“Crestwood”）于2018年3月订立的合同发生违约，根据该合同，林德将向Crestwood提供与完成Bear Den II低温加工厂建设相关的工程、采购和施工服务。

2022年6月开庭，2022年10月24日进入终审判决。最终判决包括一项约$ 21 百万，判决前利息裁决约$ 18 百万以及律师费和其他费用约为$ 5 百万。Crestwood拥有与某些判决前利息裁决相关的保险范围，但在2023年6月30日没有记录与任何潜在保险追偿相关的应收账款。2023年1月9日，Crestwood支付了约$ 21 万元向法院书记官处提出抗议，以减轻判决后利息的影响。Crestwood于2023年1月13日提交上诉通知书，并于2023年9月29日提交上诉摘要。林德的回复备案日期为2024年2月8日。口头辩论于2024年9月26日举行。

2024年12月17日，休斯敦第一上诉法院发表意见，部分推翻了初审法院的判决，部分维持原判。上诉法院推翻了对林德的$ 18 百万利息和$ 5 百万的费用和其他成本。这一逆转使判决金额减少约$ 22 百万。上诉法院确认对林德的损害赔偿裁决为$ 21 百万。上诉法院将案件发回初审法院重新计算判决前利息裁决书。林德可以通过向德克萨斯州最高法院提交复审申请来寻求对这一决定的进一步复审。

俄克拉荷马州总检察长–冬季风暴Uri

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

2024年6月3日，被告提出了一项驳回动议，或者提出了一项转移地点的动议，以及一份简短的支持。在其驳回动议中，被告辩称，原告的请愿书没有说明可以给予救济的索赔，而且这种索赔应该被驳回，因为附带禁止反言禁止原告提出与先前的代理和司法调查结果不一致的指控，即极端寒冷的天气——而不是被告的行为——导致了冬季风暴Uri期间的天然气短缺并导致了高价格。被告还辩称，原告的诉讼应因在错误的法院提起诉讼而被驳回，或者应将其转移到正确的举办地（Oklahoma County）。原告于2024年7月12日提交了回应简报。两项动议均于2024年10月15日举行聆讯。2025年1月16日，法官驳回了所有动议，指出（1）地点在奥塞奇县是适当的；（2）附带禁止反言并不妨碍追偿；（3）原告可以提出不一致的追偿理论；（4）追偿是公开性质的，不受诉讼时效限制。该案件现在将进入发现阶段。

在2025年1月9日提交的另一件事中，俄克拉荷马州ex rel。美国俄克拉荷马州总检察长Gentner Drummond（“原告”）在第1号案件中对ETC Marketing Ltd.和ETC Marketing Inc.（统称“ETCM”）及其他天然气营销商提起诉讼。CJ-25-06在俄克拉何马州奥塞奇县地区法院，由2021年2月的冬季风暴Uri引起。俄克拉何马州总检察长代表其州机构、政治分区和俄克拉何马州人民提起了这一诉讼。具体而言，原告称，被告违反了《俄克拉何马州反托拉斯改革法案》（79O.S. § 201，et. seq.），在风暴期间单独采取行动并相互一致行动，不合理地限制俄克拉荷马州天然气市场的贸易。原告还提出了诉讼理由

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为不当得利和违反《俄克拉荷马州消费者保护法》。原告的诉请要求获得超过7.5万美元的赔偿，包括实际损害赔偿、惩罚性赔偿、三倍赔偿以及律师费和费用。然而，没有具体说明实际寻求的金额。

2025年3月17日，所有被告（包括ETCM）联合提出驳回动议，并简要表示支持。在驳回的联合动议中，被告声称，FERC的专属管辖权优先于司法部长的所有州法主张，或者，请愿书没有说明根据俄克拉荷马州反垄断法的主张。此外，该动议辩称，《俄克拉荷马州消费者保护法》的索赔是有时间限制的，与法规不一致，不当得利索赔受到俄克拉荷马州法律的禁止。最后，该动议称，由于被告根据有效合同销售天然气，且个人消费者不是从被告那里直接购买天然气的人，司法部长的不当得利索赔在法律上是失败的。驳回动议的聆讯将于2025年7月31日举行。

被告无法预测这场诉讼的最终结果，但会对这些索赔进行有力的抗辩。

税务或有事项

美国国税局审计

该伙伴关系的2020年美国联邦所得税申报表目前正在接受美国国税局（“IRS”）的审查。总的来看，对于2019年及以前的纳税年度，能源转换及其子公司不再接受美国国税局和大多数州税务机关的审查。

USAC目前正在接受美国国税局2019年和2020年的审查。美国国税局发布了初步的伙伴关系审查变更，导致估算的少付计算约为$ 29 百万，包括利息，用于2019和2020纳税年度。根据2015年《两党预算法案》，在确定最终估算的未足额付款（如果有的话）之前，需要完成几个程序性步骤。根据与美国国税局的讨论，USAC确认了一项收费$ 1 百万，USAC认为这是对2019年和2020年的最终估算未足额付款总额的潜在损失的合理估计。这$ 1 百万估计金额已于截至2025年3月31日止三个月的所得税开支内确认。然而，如果有的话，USAC最终被推定为未足额付款的情况尚未确定。一旦确定，USAC的普通合伙人可以选择直接向IRS支付推算的未付款项（如果有）（包括任何适用的罚款和利息），或者，如果符合条件，就经审计和调整后的回报向每位USAC单位持有人和前USAC单位持有人（如适用）出具经修订的信息声明。

纽约汽车燃料消费税审计

ETMT、太阳石油 LLC和太阳石油 Retail LLC目前正在纽约州接受2017年3月至2020年5月期间的汽车燃料消费税审计。这些审计目前正在进行中，没有进行任何评估。我们无法预测这些审计的结果；然而，在可能发布重大评估的范围内，我们希望使用所有适当的行政和法律措施来捍卫我们的立场。

环境事项

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

由于未知因素，例如可能的污染程度、补救的时间和程度、我们与其他方按比例确定的责任、清理技术的改进以及环境法律法规可能发生变化的程度，环境暴露和责任难以评估和估计

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未来。尽管环境成本可能对我们任何单一时期的经营业绩产生重大影响，但我们认为这些成本不会对我们的财务状况产生重大不利影响。

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

环境整治

我们的子公司负责某些场所的环境整治，包括以下方面：

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

•某些收集和处理系统负责与碳氢化合物释放相关的土壤和地下水修复。

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

•该伙伴关系可能对其被确定为潜在责任方（“PRP”）的场所的补救费用承担连带责任。截至2025年3月31日，该伙伴关系被命名为PRP，时间约为 31 根据联邦和/或类似州法律确定或潜在可识别的“超级基金”网站。该合作伙伴关系通常是在一个站点上被确定为PRP的众多公司之一。伙伴关系审查了其在每个场址的参与性质和程度以及其他相关情况，并根据伙伴关系声称与这些场址的联系，认为其与这些场址相关的潜在责任不会很大。

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

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

			3月31日， 2025						12月31日， 2024
当前			$	54					$	51
非现行			222						227
环境负债总额			$	276					$	278

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

截至2025年3月31日和2024年3月31日的三个月期间，伙伴关系录得$ 2 百万美元 3 百万，分别用于与环境清理计划相关的支出。

我们的管道运营受美国运输部根据PHMSA的监管，据此，PHMSA制定了与管道设施的设计、安装、测试、建造、运营、更换和管理有关的要求。此外，PHMSA通过管道安全办公室颁布了一项规则，要求管道运营商制定完整性管理计划，以全面评估其管道，并采取措施保护位于规则所称的“高后果区域”的管道段。这些诚信管理计划下的活动涉及执行内部管道检查，

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压力测试或其他有效手段来评估这些受监管的管道段的完整性，并且法规要求迅速采取行动，解决评估和分析提出的完整性问题。所有这些资产的完整性测试和评估将继续进行，此类测试和评估的结果可能会导致我们为确保我们的管道持续安全可靠运营而认为必要的维修或升级产生未来的资本和运营支出；但是，目前无法估计此类支出的可能范围。

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

收入分类

合伙企业的合并财务报表反映了八个可报告分部，这也代表了合伙企业为披露目的汇总收入的水平。附注13描述了按分部划分的收入分类。

与客户的合同余额

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

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

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

下表汇总了我们合同负债的合并活动：

			合同负债
余额，2024年12月31日			$	759
新增			298
确认收入			( 383 )
余额，2025年3月31日			$	674
余额，2023年12月31日			$	749
新增			291
确认收入			( 297 )
余额，2024年3月31日			$	743

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太阳石油 LP合同资产和合同负债余额如下：

			3月31日， 2025						12月31日， 2024
合同资产			$	300					$	288
与客户签订合同的应收账款			965						1,084
合同负债			37						39

履约义务

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

截至2025年3月31日，分配给未履行（或部分履行）履约义务的交易价格总额为$ 36.78 十亿。合伙企业预计将在下表所示时间段内将该金额确认为收入：

						截至12月31日的年度，
						2025
						（剩余）						2026						2027						此后						合计
预期于截至2025年3月31日与现有客户订立的合约确认的收入						$	5,910					$	6,938					$	5,716					$	18,213					$	36,777

商品价格风险

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

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

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

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

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

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

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

下表详细列出了我们未偿还的大宗商品相关衍生品：

			2025年3月31日												2024年12月31日
			名义成交量						成熟度						名义成交量						成熟度
盯市衍生品
天然气（BBTU）：
固定掉期/期货			( 15,135 )						2025-2027						6,630						2025-2026
基差掉期IFERC/NYMEXA			880						2025-2028						3,490						2025-2027
波段掉期			( 138,780 )						2025-2027						( 156,820 )						2025-2027
期权–看涨期权			600						2025-2026						—
功率（兆瓦）：
前锋			58,600						2025-2029						6,040						2025-2029
期货			( 340,545 )						2025-2027						( 140,137 )						2025-2026
期权–看跌			33,600						2025-2026						( 17,600 )						2025
期权–看涨期权			14,400						2025-2026						—
原油（MBBLS）：
远期/掉期			( 21,363 )						2025-2027						( 22,512 )						2025-2026
NGL/精制产品（MBBLS）：
远期/掉期			( 4,819 )						2025-2028						( 15,063 )						2025-2027
期权–看跌			7						2025-2026						( 9 )						2025-2026
期权–看涨期权			( 2 )						2025-2026						( 14 )						2025-2026
期货			( 3,064 )						2025-2027						( 1,763 )						2025-2026
公允价值对冲衍生工具
天然气（BBTU）：
基差掉期IFERC/NYMEXA			( 38,945 )						2025						( 47,170 )						2025
固定掉期/期货			( 38,945 )						2025						( 47,170 )						2025
套期保值项目–存货			38,945						2025						44,170						2025

信用风险

信用风险是指交易对手可能违约履行合同义务，导致合伙企业遭受损失的风险。已批准并实施信贷政策，以管理合伙企业的交易对手组合，目的是减轻信贷损失。这些政策通过强制对现有和潜在交易对手的财务状况进行适当评估、监测机构信用评级以及根据交易对手的风险状况实施限制风险敞口的信用做法，建立了在批准的容忍度范围内管理信用风险的指导方针、控制和限制。此外，合伙企业有时可能会在某些情况下要求提供抵押品，以在必要时降低信用风险。该伙伴关系还使用行业标准商业协议，这些协议允许对根据单一商业协议执行的交易相关的风险敞口进行净额结算。此外，我们利用净额结算主协议来抵消与单一交易对手或关联交易对手组的多个商业协议的信用风险。

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

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

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

衍生摘要

下表提供了我们的衍生资产和负债的汇总：

						衍生工具公允价值
						资产衍生品												负债衍生品
						3月31日， 2025						12月31日， 2024						3月31日， 2025						12月31日， 2024
指定为套期保值工具的衍生工具：
商品衍生品–保证金存款						$	18					$	3					$	( 46 )					$	( 7 )
						18						3						( 46 )						( 7 )
未指定为套期保值工具的衍生工具：
商品衍生品–保证金存款						308						209						( 301 )						( 229 )
商品衍生品						43						51						( 57 )						( 57 )
						351						260						( 358 )						( 286 )
衍生品总额						$	369					$	263					$	( 404 )					$	( 293 )

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

												资产衍生品												负债衍生品
						资产负债表位置						3月31日， 2025						12月31日， 2024						3月31日， 2025						12月31日， 2024
抵销协议中的衍生工具：
场外交易合约						衍生资产（负债）						$	43					$	51					$	( 57 )					$	( 57 )
经纪商清算衍生品合约						其他流动资产（负债）						326						212						( 347 )						( 236 )
衍生品总额												369						263						( 404 )						( 293 )
抵消协议：
交易对手净额结算						衍生资产（负债）						( 37 )						( 42 )						37						42
交易对手净额结算						其他流动资产（负债）						( 282 )						( 204 )						282						204
净衍生品总额												$	50					$	17					$	( 85 )					$	( 47 )

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

下表汇总了我们的综合经营报表中就我们的衍生金融工具确认的地点和金额：

			衍生工具收益确认的收益（亏损）位置																		衍生工具收益中确认的收益（亏损）金额
															三个月结束 3月31日，
																					2025						2024
未指定为套期保值工具的衍生工具：
商品衍生品			销售产品成本																		$	( 12 )					$	16
利率衍生品(1)			利率衍生品收益																		—						9
合计																					$	( 12 )					$	25

(1) 这一利率衍生品于2024年8月被USAC终止。

我们主要在美国开展业务的可报告分部如下：

•州内运输和储存；

•州际运输和储存；

•中游；

•NGL及精细化产品运输与服务；

•原油运输与服务；

•对太阳石油 LP的投资；

•对USAC的投资；及

•所有其他。

合并收入和支出反映消除了所有重大的公司间交易。

我们州内运输和储存部门的收入主要反映在天然气销售和收集、运输和其他费用上。我们的州际运输和仓储部门的收入主要反映在收集、运输和其他费用上。我们中游部门的收入主要反映在天然气销售、NGL销售和收集、运输和其他费用中。我们的NGL及精细化产品运输和服务分部的收入主要反映在NGL销售和收集、运输和其他费用中。我们的原油运输和服务部门的收入主要反映在原油销售中。我们对太阳石油 LP部门的投资产生的收入主要反映在精细化产品销售上，在2024年5月太阳石油LP收购NuStar之后，也反映在采集、运输和其他费用上。我们对USAC部门的投资产生的收入主要反映在采集、运输和其他费用上。我们所有其他部门的收入主要反映在天然气销售和收集、运输和其他费用中。

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

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

下表按分部列示财务信息：

									三个月结束 3月31日，
															2025						2024
收入：
州内运输和储存：
来自外部客户的收入															$	1,147					$	810
分部间收入															147						108
															1,294						918
州际运输和储存：
来自外部客户的收入															613						595
分部间收入															8						7
															621						602
中游：
来自外部客户的收入															884						806
分部间收入															2,772						1,968
															3,656						2,774
NGL及精细化产品运输与服务：
来自外部客户的收入															6,034						5,684
分部间收入															875						842
															6,909						6,526
原油运输与服务：
来自外部客户的收入															6,205						7,638
分部间收入															3						—
															6,208						7,638
对太阳石油 LP的投资：
来自外部客户的收入															5,177						5,495
分部间收入															2						4
															5,179						5,499
对USAC的投资：
来自外部客户的收入															230						223
分部间收入															15						6
															245						229
所有其他：
来自外部客户的收入															730						378
分部间收入															265						88
															995						466
消除															( 4,087 )						( 3,023 )
总收入															$	21,020					$	21,629

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			三个月结束 3月31日，
			2025						2024
销售产品成本：
州内运输和储存			$	964					$	487
州际运输和储存			2						1
中游			2,260						1,719
NGL及精细化产品运输与服务			5,641						5,319
原油运输和服务			5,214						6,594
对太阳石油 LP的投资			4,526						5,015
对USAC的投资			38						36
所有其他			995						451
消除			( 4,069 )						( 3,025 )
销售产品的总成本			$	15,571					$	16,597

			三个月结束 3月31日，
			2025						2024
营业费用，不包括非现金补偿、摊销、增值和其他非现金费用：
州内运输和储存			$	57					$	53
州际运输和储存			189						203
中游			421						323
NGL及精细化产品运输与服务			247						228
原油运输和服务			213						188
对太阳石油 LP的投资			158						105
对USAC的投资			43						39
所有其他			1						6
消除			( 45 )						( 23 )
总运营费用，不包括非现金补偿、摊销、增值和其他非现金费用			$	1,284					$	1,122

			三个月结束 3月31日，
			2025						2024
折旧、损耗和摊销：
州内运输和储存			$	51					$	54
州际运输和储存			142						142
中游			448						429
NGL及精细化产品运输与服务			248						258
原油运输和服务			237						247
对太阳石油 LP的投资			156						43
对USAC的投资			70						63
所有其他			15						18
折旧、损耗和摊销总额			$	1,367					$	1,254

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			三个月结束 3月31日，
			2025						2024
销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿和增值费用：
州内运输和储存			$	14					$	12
州际运输和储存			37						33
中游			56						44
NGL及精细化产品运输与服务			48						42
原油运输和服务			44						36
对太阳石油 LP的投资			36						32
对USAC的投资			14						15
所有其他			13						12
销售、一般和管理费用总额，不包括非现金补偿和增值费用			$	262					$	226

			三个月结束 3月31日，
			2025						2024
未合并关联公司收益中的权益(1):
州内运输和储存			$	5					$	5
州际运输和储存			63						62
中游			3						4
NGL及精细化产品运输与服务			17						19
原油运输和服务			4						7
所有其他			—						1
未合并关联公司收益中的总权益			$	92					$	98

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

			三个月结束 3月31日，
			2025						2024
其他收入（费用）(1):
州内运输和储存			$	85					$	72
州际运输和储存			119						118
中游			6						8
NGL及精细化产品运输与服务			5						52
原油运输和服务			5						28
对太阳石油 LP的投资			( 1 )						( 105 )
所有其他			26						26
消除			( 50 )						( 3 )
其他收入合计			$	195					$	196

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

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			3月31日， 2025						12月31日， 2024
分部资产：
州内运输和储存			$	6,322					$	6,289
州际运输和储存			17,489						17,656
中游			30,341						30,473
NGL及精细化产品运输与服务			27,173						27,445
原油运输和服务			26,752						25,231
对太阳石油 LP的投资			14,342						14,375
对USAC的投资			2,713						2,746
所有其他和消除			1,293						1,165
分部资产合计			$	126,425					$	125,380

			三个月结束 3月31日，
			2025						2024
增加物业、厂房及设备(1):
州内运输和储存			$	226					$	14
州际运输和储存			46						49
中游			349						178
NGL及精细化产品运输与服务			363						220
原油运输和服务			107						89
对太阳石油 LP的投资			101						41
对USAC的投资			33						111
所有其他			29						26
不动产、厂房和设备增加总额			$	1,254					$	728

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

			3月31日， 2025						12月31日， 2024
对未合并附属公司的投资(1):
州内运输和储存			$	150					$	150
州际运输和储存			2,352						2,350
中游			130						132
NGL及精细化产品运输与服务			378						383
原油运输和服务			191						193
所有其他			59						58
对未合并附属公司的投资总额			$	3,260					$	3,266

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

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									三个月结束 3月31日，
															2025						2024
分部调整后EBITDA：
州内运输和储存															$	344					$	438
州际运输和储存															512						483
中游															925						696
NGL及精细化产品运输与服务															978						989
原油运输和服务															742						848
对太阳石油 LP的投资															458						242
对USAC的投资															150						139
所有其他															( 11 )						45
调整后EBITDA（合并）															$	4,098					$	3,880

									三个月结束 3月31日，
															2025						2024
净收入与调整后EBITDA的对账：
净收入															$	1,720					$	1,692
折旧、损耗和摊销															1,367						1,254
利息支出，利息资本化净额															809						728
所得税费用															41						89
减值损失															4						—
利率衍生品收益															—						( 9 )
非现金补偿费用															37						46
商品风险管理活动未实现损失															69						141
库存估值调整（太阳石油 LP）															( 61 )						( 130 )
债务清偿损失															2						5
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA															167						171
未合并关联公司收益中的权益															( 92 )						( 98 )
其他，净额															35						( 9 )
调整后EBITDA（合并）															$	4,098					$	3,880

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