能源转移报告2026年第一季度结果
和更新2026年财务指南
达拉斯– 2026年5月5日 - 能源转换 LP（NYSE：ET）（“能源转换”或“合伙企业”）今天公布了截至2026年3月31日的季度财务业绩。
能源转换报告称，截至2026年3月31日止三个月，归属于合作伙伴的净利润为12.5亿美元，而截至2025年3月31日止三个月，归属于合作伙伴的净利润为13.2亿美元。截至2026年3月31日的三个月，每个普通单位（基本）的净收入为0.35美元。
截至2026年3月31日止三个月的经调整EBITDA为49.4亿美元，而截至2025年3月31日止三个月的经调整EBITDA为41.0亿美元，增幅为20%。
截至2026年3月31日止三个月经调整后归属于合作伙伴的可分配现金流为27.0亿美元，而截至2025年3月31日止三个月为23.1亿美元。
该伙伴关系现在预计，其2026年全年的调整后EBITDA指引将介于182亿美元至186亿美元之间，而此前的区间为174.5亿美元至178.5亿美元。该伙伴关系预计将在2026年投资55亿至59亿美元的增长资本。
2026年第一季度增长资本支出为15.3亿美元；维护资本支出为1.75亿美元。
运营亮点
•与2025年第一季度相比，2026年第一季度能源转换的数量继续增长。
◦NGL和精炼产品终端量同增19%，刷新合作记录。
◦NGL出口增长19%，创下新的伙伴关系记录。
◦NGL运输量增长了12%。
◦NGL分馏量增长了11%，创下了新的合作记录。
◦原油运输量增长8%，创下新的合作记录。
◦中游集合量增长6%，创下新的合作伙伴关系记录。
•在第一季度，该合作伙伴的Gateway NGL管道去瓶颈项目投入服务，为能源转换位于Mont Belvieu的NGL分馏综合体提供了更多的特拉华盆地输送量。
•位于Mont Belvieu的能源转换的NGL分馏综合体的一个新的300万桶乙烷储藏库也正在建设中。该洞穴预计将于2027年下半年投入使用，将支持能源转换在Mont Belvieu的第九座分馏塔，以及未来的乙烷出口扩张。
•该合作伙伴关系现已增加连接，为俄克拉荷马州的四个新电厂负荷提供服务，这将提供约300 MMF/d的新天然气供应。这些连接中的第一个现已投入使用，另外两个预计将在今年第三季度投入使用，其余连接预计将在2028年第四季度投入使用。
•该伙伴关系的275 MMcF/d Mustang Draw I加工厂目前正在调试中，预计将于2026年6月全面投入使用。
战略c亮点
•2月，由能源转换运营的合资企业Florida Gas Transmission（“FGT”）完成了两个新项目的开放季，这些项目由与锚定托运人签订的15至25年协议提供支持。FGT九期项目包括约90英里的管道循环和压缩设施，预计容量约为525 MMcF/d。在满足先决条件并达到FID的情况下，FGT南佛罗里达项目是一个约40英里的管道延伸，预计容量约为230 MMcF/d，同时还包括压缩和一个新的米站。
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•今年3月，Transwestern Pipeline按原定计划启动了其沙漠西南扩建项目的FERC预备案程序，预计将于今年第四季度向FERC提交正式证书申请。今年4月，作为其利益相关者参与计划的一部分，能源转换在德克萨斯州、新墨西哥州和亚利桑那州的拟议管道沿线社区举办了15场开放日。
•能源转换最近签订了协议，将通过其位于德克萨斯州的州内系统提供长期、可靠的天然气运输服务，以支持位于德克萨斯州中部的Nexus Hubbard园区，Nexus正在那里建设一个由现场天然气发电提供动力的米后AI超大规模园区。
•能源转换最近批准了新的Springerville横向项目的建设，这是一条约120英里、30英寸、容量约为625MMcF/d的管道，将从ET现有的Transwestern Pipeline向南延伸至预计将取代两座燃煤电厂的新天然气发电。该项目得到20年协议的支持，预计将于2029年第四季度投入使用。增长资本总额预计约为6亿美元。
•在荷兰，能源转换最近将其现有的大部分乙烷出口协议延长至2041年，使当前的合同延长10年。
•能源转换最近批准了对其巴尤桥合资管道的扩建，预计这将使管道的容量增加到约600,000桶/天，具体取决于目的地和产品组合。此次扩张的基础是10年的期限延长和来自需求拉动型客户的销量增长，预计将于2027年第一季度投入使用。
财务亮点
•2026年4月，能源转换宣布截至2026年3月31日的季度现金分配为每普通单位0.3375美元（年化1.35美元），与2025年第一季度相比，这一比例增加了3%以上。
•2026年1月，合伙企业完成了30亿美元的优先票据发行，包括10亿美元2031年到期的4.55%优先票据、10亿美元2036年到期的5.35%优先票据和10亿美元2056年到期的6.30%优先票据。交易所得款项净额用于为现有债务再融资。
•截至2026年3月31日，该伙伴关系的循环信贷额度共有34.5亿美元的可用借款能力。
能源转换受益于具有卓越产品和地域多样性的资产组合。合伙企业的多个部门产生了高质量、平衡的收益，截至2026年3月31日止三个月，没有任何单一业务部门对合伙企业合并调整后EBITDA的贡献超过三分之一。此外，能源转换约40%的调整后EBITDA来自天然气相关资产。伙伴关系的绝大部分分部利润率是收费的，因此对商品价格的敏感性有限。
电话会议信息：
该伙伴关系已安排在美国中部时间上午8点/东部时间2026年5月5日星期二上午9点召开电话会议，讨论其2026年第一季度业绩并提供有关该伙伴关系的最新情况。电话会议将通过互联网网络直播进行现场直播，可通过www.energytransfer.com安d也将在合作伙伴关系的网站上限时播放。
能源转换 LP（NYSE：ET）拥有并经营美国最大、最多元化的能源资产组合之一，拥有约14万英里的管道和相关能源基础设施。能源转换的战略网络跨越44个州，在美国所有主要生产盆地都拥有资产。能源转换是一家公开上市的有限合伙企业，核心业务包括互补的天然气中游、州内和州际运输和储存资产；原油、天然气液体（“NGL”）和精炼产品运输和终端资产；以及NGL分馏。能源转换还拥有太阳石油 LP（纽约证券交易所代码：SUN）的普通合伙人权益、激励分配权和约2800万个普通单位（占已发行普通单位和D类单位总数的15%）、SunocoCorp LLC（纽约证券交易所代码：SUNC）的管理成员权益，以及丨USA Compression Partners，LP USA Compression Partners, LP（纽约证券交易所代码：USAC）的普通合伙人权益和约4600万个普通单位（占已发行普通单位的32%）。欲了解更多信息，请访问能源转换 LP网站，网址为www.energytransfer.com.
太阳石油 LP（NYSE：SUN）是一家领先的能源基础设施和燃料分销大师有限合伙企业，业务遍及北美、大加勒比和欧洲的32个国家和地区。SUN的中游业务包括由约14,000英里的管道和160多个终端组成的广泛网络。这一关键基础设施补充了SUN的燃料分配业务，该业务每年分配超过150亿加仑，约为11,000
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太阳石油和合作伙伴品牌的地点，以及独立的经销商和商业客户。SUN的普通合伙人由能源转换 LP（NYSE：ET）所有。欲了解更多信息，请访问太阳石油 LP网站：www.sunocolp.com.
SunoCoCorp LLC（NYSE：SUNC）是一家公开上市的有限责任公司，拥有太阳石油 LP的直接有限合伙人权益。欲了解更多信息，请访问太阳石油 LP网站，网址为www.sunocolp.com.
USA Compression Partners, LP（纽约证券交易所代码：USAC）就总压缩车队马力而言，是美国最大的天然气压缩服务独立供应商之一。USAC与广泛的客户群合作，这些客户群包括天然气和原油的生产商、加工商、采集商以及运输商。USAC专注于向主要在大容量收集系统、处理设施和运输应用中的基础设施应用提供中游天然气压缩服务。欲了解更多信息，请访问USAC网站：www.usacompression.com.
前瞻性陈述
本新闻稿可能包含某些有关未来预期的陈述，这些陈述是联邦法律定义的前瞻性陈述。此类前瞻性陈述受到各种已知和未知风险、不确定性以及其他难以预测的因素的影响，其中许多因素超出了管理层的控制范围。合伙企业的10-K表格年度报告和不时向美国证券交易委员会提交的其他文件中讨论了一系列可能影响未来业绩的因素，包括调整后的EBITDA，以及影响当前预测的因素，包括资本支出。伙伴关系不承担更新或修改任何前瞻性陈述以反映新信息或事件的义务。
本新闻稿所载的信息可在我们的网站上查阅，网址为www.energytransfer.com.
| 投资者关系： | 媒体关系： | |||||||
| Bill Baerg，Brent Ratliff，Lyndsay Hannah，214-981-0795 | Vicki Granado，214-840-5820 | |||||||
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Energy Transfer LP和子公司
简明合并资产负债表
（百万）
（未经审计）
| 3月31日， 2026 |
2025年12月31日 | ||||||||||
| 物业、厂房及设备 | |||||||||||
| 流动资产 | $ | 22,263 | $ | 18,233 | |||||||
| 固定资产、工厂及设备，净值 | 104,042 | 102,142 | |||||||||
| 对未合并附属公司的投资 | 3,646 | 3,589 | |||||||||
| 租赁使用权资产，净额 | 1,943 | 1,841 | |||||||||
| 其他非流动资产，净额 | 2,689 | 2,591 | |||||||||
| 无形资产，净值 | 7,294 | 7,438 | |||||||||
| 商誉 | 5,605 | 5,452 | |||||||||
| 总资产 | $ | 147,482 | $ | 141,286 | |||||||
| 负债和权益 | |||||||||||
| 流动负债 | $ | 19,043 | $ | 14,955 | |||||||
| 长期债务，当前到期较少 | 69,317 | 68,308 | |||||||||
| 非流动经营租赁负债 | 1,569 | 1,515 | |||||||||
| 递延所得税 | 5,591 | 5,307 | |||||||||
| 其他非流动负债 | 1,973 | 1,941 | |||||||||
| 承诺与或有事项 | |||||||||||
| 可赎回非控制性权益 | 252 | 250 | |||||||||
| 股权： | |||||||||||
| 有限合伙人： | |||||||||||
| 优先单位持有人 | 3,388 | 3,356 | |||||||||
| 普通单位持有人 | 31,004 | 30,930 | |||||||||
| 普通合伙人 | (2) | (2) | |||||||||
| 累计其他综合收益 | 72 | 82 | |||||||||
| 合伙人资本总额 | 34,462 | 34,366 | |||||||||
| 非控制性权益 | 15,275 | 14,644 | |||||||||
| 总股本 | 49,737 | 49,010 | |||||||||
| 总负债及权益 | $ | 147,482 | $ | 141,286 | |||||||
4
Energy Transfer LP和子公司
简明合并经营报表
（单位：百万，单位数据除外）
（未经审计）
| 三个月结束 3月31日， |
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| 2026 | 2025 | ||||||||||
| 收入 | $ | 27,771 | $ | 21,020 | |||||||
| 费用和支出 | |||||||||||
| 销售产品成本 | 21,149 | 15,571 | |||||||||
| 营业费用 | 1,695 | 1,299 | |||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 1,583 | 1,367 | |||||||||
| 销售，一般和行政 | 361 | 288 | |||||||||
| 减值损失 | — | 4 | |||||||||
| 总费用和支出 | 24,788 | 18,529 | |||||||||
| 营业收入 | 2,983 | 2,491 | |||||||||
| 其他收入（费用）： | |||||||||||
| 利息支出，利息资本化净额 | (947) | (809) | |||||||||
| 未合并附属公司收益中的权益 | 110 | 92 | |||||||||
| 债务清偿损失 | (7) | (2) | |||||||||
| 其他，净额 | (28) | (11) | |||||||||
| 所得税支出前收入 | 2,111 | 1,761 | |||||||||
| 所得税费用 | 135 | 41 | |||||||||
| 净收入 | 1,976 | 1,720 | |||||||||
| 减：归属于非控股权益的净利润 | 715 | 384 | |||||||||
| 减：归属于可赎回非控股权益的净利润 | 7 | 13 | |||||||||
| 归属于合作伙伴的净收入 | 1,254 | 1,323 | |||||||||
| 普通合伙人在净收入中的权益 | 1 | 1 | |||||||||
| 优先单位持有人对净收益的兴趣 | 59 | 67 | |||||||||
| 普通单位持有人对净收益的兴趣 | $ | 1,194 | $ | 1,255 | |||||||
| 每个普通单位的净收入： | |||||||||||
| 基本 | $ | 0.35 | $ | 0.37 | |||||||
| 摊薄 | $ | 0.35 | $ | 0.36 | |||||||
| 加权平均未结单位数： | |||||||||||
| 基本 | 3,440.6 | 3,431.4 | |||||||||
| 摊薄 | 3,457.4 | 3,452.9 | |||||||||
5
Energy Transfer LP和子公司
补充资料
（百万美元单位）
（未经审计）
| 三个月结束 3月31日， |
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| 2026 | 2025 | ||||||||||
|
净收入与调整后EBITDA和可分配现金流的对账(a):
|
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| 净收入 | $ | 1,976 | $ | 1,720 | |||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 1,583 | 1,367 | |||||||||
| 利息支出，利息资本化净额 | 947 | 809 | |||||||||
| 所得税费用 | 135 | 41 | |||||||||
| 减值损失 | — | 4 | |||||||||
| 非现金补偿费用 | 42 | 37 | |||||||||
| 商品风险管理活动未实现损失 | 536 | 69 | |||||||||
| 库存估值调整（太阳石油 LP） | (444) | (61) | |||||||||
| 债务清偿损失 | 7 | 2 | |||||||||
| 与未合并关联公司相关的调整后EBITDA | 196 | 167 | |||||||||
| 未合并附属公司收益中的权益 | (110) | (92) | |||||||||
| 其他，净额 | 69 | 35 | |||||||||
| 调整后EBITDA（合并） | 4,937 | 4,098 | |||||||||
|
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA(b)
|
(196) | (167) | |||||||||
|
来自未合并附属公司的可分配现金流(b)
|
135 | 111 | |||||||||
| 利息支出，利息资本化净额 | (947) | (809) | |||||||||
|
优先单位持有人的分配（c）
|
(88) | (72) | |||||||||
| 当期所得税费用 | (43) | (57) | |||||||||
| 维护资本支出 | (277) | (202) | |||||||||
| 其他，净额 | 26 | 22 | |||||||||
| 可分配现金流（合并） | 3,547 | 2,924 | |||||||||
|
归属于太阳石油 LP和SunoCoCorp的可分配现金流（d）
|
(526) | (310) | |||||||||
| 来自太阳石油 LP的分配 | 99 | 64 | |||||||||
| 归属于USAC的可分配现金流（100%） | (131) | (89) | |||||||||
| 来自USAC的分销 | 24 | 24 | |||||||||
| 归属于其他非全资合并子公司的非控股权益的可分配现金流 | (309) | (308) | |||||||||
| 归属于能源转换合作方的可分配现金流 | 2,704 | 2,305 | |||||||||
| 与交易相关的调整 | — | 2 | |||||||||
| 归属于能源转换合作伙伴的可分配现金流量，经调整 | $ | 2,704 | $ | 2,307 | |||||||
| 分配给合作伙伴： | |||||||||||
| 有限合伙人 | $ | 1,161 | $ | 1,124 | |||||||
| 普通合伙人 | 1 | 1 | |||||||||
| 将支付给合作伙伴的分配总额 | $ | 1,162 | $ | 1,125 | |||||||
| 未偿还普通单位–期末 | 3,441.1 | 3,431.7 | |||||||||
(a)调整后EBITDA和可分配现金流是行业分析师、投资者、贷方和评级机构用来评估财务业绩和能源转换基本业务活动的经营成果的非GAAP财务指标，不应孤立地考虑或替代净收入、经营收入、经营活动现金流或其他GAAP指标。
使用调整后EBITDA和可分配现金流等衡量标准存在重大限制，包括难以将其中任何一项作为比较一家公司与另一家公司的结果的唯一衡量标准，以及无法分析直接影响一家公司的净收入或亏损或现金流的某些重要项目。此外，
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我们对调整后EBITDA和可分配现金流的计算可能与其他公司类似标题的衡量标准不一致，应结合根据GAAP计算的衡量标准来看待，例如营业收入、净收入和经营活动现金流。
调整后EBITDA的定义
我们将调整后EBITDA定义为扣除利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目前的合伙企业总收益，例如非现金补偿费用、资产处置损益、建设期间使用的股权基金备抵、商品风险管理活动的未实现损益、存货估值调整、非现金减值费用、债务清偿损失、某些外币交易损益和其他营业外收入或费用项目。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（“后进先出”）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。
调整后EBITDA反映未合并关联公司的金额，其依据与未合并关联公司收益中权益记录所使用的确认和计量方法相同。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计算调整后EBITDA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对此类关联公司的运营以及由此产生的收入和支出拥有控制权。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调整后EBITDA或调整后EBITDA作为分析工具。
管理层使用调整后的EBITDA来确定我们的经营业绩，并与其他财务和数量数据一起，作为制定年度经营预算的内部衡量标准，评估我们众多业务地点的财务业绩，作为评估收购目标业务的衡量标准，以及作为激励薪酬的衡量组成部分。
可分配现金流的定义
我们将可分配现金流定义为净收入，根据某些非现金项目进行调整，减去对优先单位持有人的分配和维持资本支出。非现金项目包括折旧、损耗和摊销、非现金补偿费用、计入利息费用的摊销、资产处置损益、建设期间使用的股权基金备抵、商品风险管理活动的未实现损益、存货估值调整、非现金减值费用、债务清偿损失和递延所得税。对于未合并的关联企业，可分配现金流反映了合伙企业在被投资方可分配现金流中的比例份额。
管理层使用可分配现金流来评估我们的整体业绩。我们的合伙协议要求我们分配所有可用现金，计算可分配现金流是为了评估我们通过运营产生的现金为分配提供资金的能力。
合并口径下，可分配现金流包括能源转换并表子公司100%的可分配现金流。然而，如果我们的子公司之间存在非控制性权益，我们的子公司产生的可分配现金流可能无法分配给我们的合作伙伴。为了反映可用于分配给合作伙伴的现金流，我们报告了归属于合作伙伴的可分配现金流，该现金流是通过调整可分配现金流（合并）计算得出的，具体如下：
•对于拥有公开交易股权的子公司，可分配现金流（合并）包括归属于该子公司的100%可分配现金流，归属于我们合作伙伴的可分配现金流包括母公司将收到的与所列期间相关的分配。
•对于合并后的合营企业或类似实体，在非控制性权益未公开交易的情况下，可分配现金流（合并）包括归属于此类子公司的100%可分配现金流，但归属于合作伙伴的可分配现金流仅反映归属于我们所有权权益的此类子公司的可分配现金流金额。
对于归属于合作伙伴的可分配现金流，经调整后，不包括某些与交易相关的调整和计入净收入的非经常性费用。
(b)这些金额不包括太阳石油 LP的调整后EBITDA以及与其对ET-S Permian和J.C. Nolan合资企业的投资相关的可分配现金流，这些金额在能源转换合并中已消除。
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（c）截至2026年3月31日止三个月，优先单位持有人的分配包括2025年9月发行的太阳石油 LP A系列优先单位的3000万美元分配。
（d）从截至2025年12月31日止三个月开始，该金额包括太阳石油 LP和SunoCoCorp的可分配现金流，剔除归属于SunoCoCorp的太阳石油 LP的可分配现金流。
Energy Transfer LP和子公司
分板块季度业绩汇总分析
（表格美元金额，单位：百万）
（未经审计）
| 三个月结束 3月31日， |
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| 2026 | 2025 | ||||||||||
| 分部调整后EBITDA： | |||||||||||
| 州内运输和储存 | $ | 437 | $ | 344 | |||||||
| 州际运输和储存 | 519 | 512 | |||||||||
| 中游 | 887 | 925 | |||||||||
| NGL及精细化产品运输与服务 | 1,163 | 978 | |||||||||
| 原油运输和服务 | 869 | 742 | |||||||||
| 对太阳石油 LP的投资 | 858 | 458 | |||||||||
| 对USAC的投资 | 188 | 150 | |||||||||
| 所有其他 | 16 | (11) | |||||||||
| 调整后EBITDA（合并） | $ | 4,937 | $ | 4,098 | |||||||
以下对分部经营业绩的分析包括分部利润率的衡量。分部利润率是一种非公认会计准则财务指标，在此提出是为了帮助分析分部经营业绩，特别是为了便于理解销售收入的变化对分部调整后EBITDA的分部业绩指标的影响。分部利润率与GAAP毛利率衡量标准相似，只是分部利润率不包括折旧、损耗和摊销费用。在合伙企业报告的GAAP衡量标准中，与分部利润率最直接可比的衡量标准是分部调整后EBITDA；以下表格中包含了分部利润率与分部调整后EBITDA的对账，用于列出分部利润率的每个分部。
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州内运输和储存
| 三个月结束 3月31日， |
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| 2026 | 2025 | ||||||||||
| 天然气运输量（BBTU/d） | 13,782 | 14,220 | |||||||||
| 从储存天然气库存中提取（BBTU） | 19,678 | 8,225 | |||||||||
| 收入 | $ | 1,156 | $ | 1,294 | |||||||
| 销售产品成本 | 710 | 964 | |||||||||
| 分部毛利 | 446 | 330 | |||||||||
| 商品风险管理活动未实现损失 | 63 | 76 | |||||||||
| 营业费用，不包括非现金补偿费用 | (65) | (57) | |||||||||
| 销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用 | (13) | (14) | |||||||||
| 与未合并关联公司相关的调整后EBITDA | 5 | 6 | |||||||||
| 其他 | 1 | 3 | |||||||||
| 分部调整后EBITDA | $ | 437 | $ | 344 | |||||||
我们德克萨斯州州内管道的天然气运输量下降主要是由于第三方对公司产能的利用率降低。上述报告的运输量不包括归属于为我们的管道自有账户购买和销售天然气的数量以及任何未使用容量的优化。
分部调整后EBITDA。与去年同期相比，截至2026年3月31日止三个月，与我们州内运输和仓储部门相关的分部调整后EBITDA增加，原因是以下净影响：
•主要由于基差扩大，已实现的天然气销售和其他增加了5400万美元；
•由于价格波动加剧的有利影响，存储保证金增加了4100万美元；
•运输费增加600万美元，主要是由于长期第三方合同的预订收入增加；以及
•由于有利的天然气定价，保留的燃料利润率增加了200万美元；部分被
•运营费用增加800万美元，主要是由于公司拨款增加300万美元，维护费用增加200万美元，以及员工成本增加100万美元。
州际运输和仓储
| 三个月结束 3月31日， |
|||||||||||
| 2026 | 2025 | ||||||||||
| 天然气运输量（BBTU/d） | 18,120 | 18,204 | |||||||||
| 已售天然气（BBTU/d） | 48 | 33 | |||||||||
| 收入 | $ | 634 | $ | 621 | |||||||
| 销售产品成本 | 3 | 2 | |||||||||
| 分部毛利 | 631 | 619 | |||||||||
| 营业费用，不包括非现金补偿、摊销、增值和其他非现金费用 | (215) | (189) | |||||||||
| 销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿、摊销和增值费用 | (30) | (37) | |||||||||
| 与未合并关联公司相关的调整后EBITDA | 133 | 119 | |||||||||
| 分部调整后EBITDA | $ | 519 | $ | 512 | |||||||
运输量下降的主要原因是，由于需求下降，我们的几个州际管道系统的利用率下降。
9
分部调整后EBITDA。与去年同期相比，截至2026年3月31日止三个月，与我们的州际运输和仓储部门相关的部门调整后EBITDA增加，原因是以下净影响：
•分部利润率增加1200万美元，主要是由于我们的几个州际管道系统的运输收入增加了2300万美元，原因是以更高的费率增加了合同量，部分被存储和停车收入减少600万美元以及运营天然气销售减少300万美元所抵消；
•销售、一般和管理费用减少700万美元，主要是由于与公司拨款相关的减少300万美元，以及保险费用、专业费用和消费税合计减少500万美元；和
•与未合并关联公司相关的调整后EBITDA增加1400万美元，这主要是由于我们的Citrus合资企业增加了700万美元，我们的Midcontinent Express Pipeline合资企业增加了500万美元，以及我们的东南供应集管合资企业增加了200万美元；部分被
•运营费用增加2600万美元，主要是由于运输费用增加了1000万美元，环境索赔和解费用增加了500万美元，以及其他各种项目增加了总计1000万美元，包括维护项目和员工成本。
中游
| 三个月结束 3月31日， |
|||||||||||
| 2026 | 2025 | ||||||||||
| 聚集量（BBTU/d） | 21,680 | 20,411 | |||||||||
| NGLs产量（MBBLs/d） | 1,155 | 1,090 | |||||||||
| 权益NGLs（MBBLs/d） | 64 | 60 | |||||||||
| 收入 | $ | 3,044 | $ | 3,656 | |||||||
| 销售产品成本 | 1,674 | 2,260 | |||||||||
| 分部毛利 | 1,370 | 1,396 | |||||||||
| 营业费用，不包括非现金补偿费用 | (446) | (421) | |||||||||
| 销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用 | (54) | (56) | |||||||||
| 与未合并关联公司相关的调整后EBITDA | 5 | 5 | |||||||||
| 其他 | 12 | 1 | |||||||||
| 分部调整后EBITDA | $ | 887 | $ | 925 | |||||||
东北部和Ark-La-Tex地区的干气聚集以及二叠纪地区新建和升级工厂的加工量增加，导致聚集量增加。NGL产量增加主要是由于二叠纪工厂利用率提高。
分部调整后EBITDA。与去年同期相比，截至2026年3月31日止三个月，与我们的中游部门相关的部门调整后EBITDA下降，原因是以下因素的净影响：
•分部利润率减少2600万美元，主要是由于上一期间与冬季风暴Uri相关的某些金额的非经常性确认导致减少1.6亿美元，以及由于NGL价格下降2200万美元和天然气价格下降300万美元导致减少2500万美元，部分被由于大多数地区的收集和加工量增加导致的增加8500万美元所抵消，增加的3900万美元是由于公司间不平衡导致的增加，这种不平衡在我们的NGL和精炼产品运输和服务部门内完全抵消，以及增加1400万美元，原因是我们俄克拉荷马州加工设施的第三方NGL运输和分馏成本减少；和
•运营费用增加2500万美元，主要是由于员工成本增加1500万美元和二叠纪设备租金增加1000万美元，部分被二叠纪维护和维修减少700万美元所抵消；部分被
•由于确认业务中断索赔的收益，其他收入增加1100万美元；以及
•销售、一般和管理费用减少200万美元，主要是由于公司分配减少。
10
NGL和精炼产品运输与服务
| 三个月结束 3月31日， |
|||||||||||
| 2026 | 2025 | ||||||||||
| NGL运输量（MBBLS/d） | 2,428 | 2,169 | |||||||||
| 成品运输量（MBBLS/d） | 587 | 574 | |||||||||
| NGL及精炼产品终端量（MBBLS/d） | 1,725 | 1,453 | |||||||||
| NGL分馏体积（MBBLS/d） | 1,206 | 1,089 | |||||||||
| 收入 | $ | 6,673 | $ | 6,909 | |||||||
| 销售产品成本 | 5,484 | 5,641 | |||||||||
| 分部毛利 | 1,189 | 1,268 | |||||||||
| 商品风险管理活动未实现（收益）损失 | 288 | (26) | |||||||||
| 营业费用，不包括非现金补偿费用 | (298) | (247) | |||||||||
| 销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用 | (48) | (48) | |||||||||
| 与未合并关联公司相关的调整后EBITDA | 31 | 31 | |||||||||
| 其他 | 1 | — | |||||||||
| 分部调整后EBITDA | $ | 1,163 | $ | 978 | |||||||
NGL运输、分馏和码头吞吐量增加，原因是来自二叠纪地区的运量增加，以及NGL出口增加。
分部调整后EBITDA。截至2026年3月31日止三个月，与去年同期相比，与我们的NGL以及精炼产品运输和服务分部相关的分部调整后EBITDA增加，原因是以下净影响：
•营销利润率增加1.41亿美元（不包括商品风险管理活动的未实现损益），主要是由于2026年第一季度实现了6500万美元的对冲相关收益，抵消了2025年第四季度实现的亏损。我们还实现了因出口和国内供应的丙烷和丁烷销售的更高溢价而增加的5100万美元，以及由于前期负库存估值调整而增加的2600万美元；
•增加6000万美元在分馏器和炼油厂服务利润率主要是由于更高的吞吐量；
•码头服务利润率增加2700万美元，主要是由于我们的Nederland和Marcus Hook码头出口装载量的费用增加了1700万美元，以及我们精炼产品码头的吞吐量和存储增加了900万美元；和
•增加800万美元存储利润率主要是由于出口量产生的费用增加，以及由于更有利的定价环境导致与混合活动相关的增加；部分抵消
•运输利润率减少100万美元，原因是3900万美元的公司间不平衡在我们的中游部门内完全抵消，部分被与吞吐量增加相关的3800万美元增加所抵消；和
•增加5100万美元在运营费用方面，主要是由于整个系统的业务量增加导致成本增加了2800万美元，一次性调查和补救费用增加了900万美元，员工成本增加了500万美元，以及各种其他运营费用增加了总计700万美元。
11
原油运输和服务
| 三个月结束 3月31日， |
|||||||||||
| 2026 | 2025 | ||||||||||
| 原油运输量（MBBLS/d） | 7,289 | 6,719 | |||||||||
| 原油终端量（MBBLS/d） | 3,329 | 3,325 | |||||||||
| 收入 | $ | 7,758 | $ | 6,208 | |||||||
| 销售产品成本 | 6,792 | 5,214 | |||||||||
| 分部毛利 | 966 | 994 | |||||||||
| 商品风险管理活动未实现损失 | 118 | — | |||||||||
| 营业费用，不包括非现金补偿费用 | (223) | (213) | |||||||||
| 销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用 | (1) | (44) | |||||||||
| 与未合并关联公司相关的调整后EBITDA | 9 | 6 | |||||||||
| 其他 | — | (1) | |||||||||
| 分部调整后EBITDA | $ | 869 | $ | 742 | |||||||
原油运输量有所增加，原因是我们的德克萨斯管道系统、收集系统以及与太阳石油 LP的ET-S Permian合资企业的持续增长，但部分被我们巴肯管道的运输量下降所抵消。
分部调整后EBITDA。截至2026年3月31日止三个月，与去年同期相比，与我们的原油运输和服务分部相关的分部调整后EBITDA增加，原因是以下净影响：
•分部利润率增加9,000万美元（不包括商品风险管理活动的未实现损益），主要是由于原油价格上涨对我们的原油库存产生有利影响而增加了6,000万美元，我们预计这将被未来期间的对冲损失完全抵消，我们的Bakken管道系统因一次性缺陷付款确认而增加了4,300万美元，我们的二叠纪采集系统因产量增加而增加了2,400万美元，以及由于产量增加，我们的Bakken采集系统的收入增加了900万美元，我们的Bakken管道系统的关税收入减少了3000万美元，部分抵消了这一影响；
•一般和行政费用减少4300万美元，原因是调整了与诉讼有关的意外开支的应计费用；和
•与未合并的附属公司相关的调整后EBITDA增加300万美元，原因是我们合资管道的销量增加；部分被
•运营费用增加1000万美元，主要是由于与数量相关的费用增加。
12
对太阳石油 LP的投资
| 三个月结束 3月31日， |
|||||||||||
| 2026 | 2025 | ||||||||||
| 收入 | $ | 10,690 | $ | 5,179 | |||||||
| 销售产品成本 | 9,001 | 4,526 | |||||||||
| 分部毛利 | 1,689 | 653 | |||||||||
| 商品风险管理活动未实现（收益）损失 | 56 | (1) | |||||||||
| 营业费用，不包括非现金补偿费用 | (381) | (158) | |||||||||
| 销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用 | (151) | (36) | |||||||||
| 与未合并关联公司相关的调整后EBITDA | 69 | 50 | |||||||||
| 存货公允价值调整 | (444) | (61) | |||||||||
| 其他，净额 | 20 | 11 | |||||||||
| 分部调整后EBITDA | $ | 858 | $ | 458 | |||||||
对太阳石油 LP板块的投资反映了对太阳石油 LP的并表结果。
分部调整后EBITDA。 截至2026年3月31日止三个月，与去年同期相比，与我们对太阳石油 LP的投资相关的分部调整后EBITDA增加，主要是由于以下净影响：
•分部利润率增加7.1亿美元（不包括商品风险管理活动的未实现损益和库存估值调整），主要是由于Parkland、TanQuid和其他收购，以及本期出售库存的一次性收益产生的1.02亿美元有利影响；和
•与未合并关联公司相关的调整后EBITDA增加1900万美元，主要是由于收购Parkland和ET-S Permian合资企业；部分被
•运营费用增加2.23亿美元，主要是由于收购Parkland和TanQuid导致成本增加；以及
•销售、一般和管理费用增加1.15亿美元，主要是由于Parkland和TanQuid业务导致的成本增加，以及与收购Parkland相关的一次性交易相关费用。
对USAC的投资
| 三个月结束 3月31日， |
|||||||||||
| 2026 | 2025 | ||||||||||
| 收入 | $ | 331 | $ | 245 | |||||||
| 销售产品成本 | 29 | 38 | |||||||||
| 分部毛利 | 302 | 207 | |||||||||
| 营业费用，不包括非现金补偿费用 | (89) | (43) | |||||||||
| 销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用 | (33) | (14) | |||||||||
| 其他 | 8 | — | |||||||||
| 分部调整后EBITDA | $ | 188 | $ | 150 | |||||||
对USAC分部的投资反映了USAC的综合业绩。
分部调整后EBITDA。截至2026年3月31日止三个月，与去年同期相比，与我们对USAC分部的投资相关的分部调整后EBITDA增加，原因是以下净影响：
•部门利润率增加9500万美元，主要是由于J-W Power收购增加了7400万美元，以及USAC的遗留业务增加了2100万美元；部分被
•主要与J-W Power收购相关的运营费用和销售、一般和管理费用增加了6500万美元，外部服务和专业费用的支出也有所增加。
13
所有其他
| 三个月结束 3月31日， |
|||||||||||
| 2026 | 2025 | ||||||||||
| 收入 | $ | 1,054 | $ | 995 | |||||||
| 销售产品成本 | 994 | 995 | |||||||||
| 分部毛利 | 60 | — | |||||||||
| 商品风险管理活动未实现收益 | 11 | 20 | |||||||||
| 营业费用，不包括非现金补偿费用 | (7) | (1) | |||||||||
| 销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用 | (4) | (13) | |||||||||
| 与未合并关联公司相关的调整后EBITDA | 1 | — | |||||||||
| 其他和消除 | (45) | (17) | |||||||||
| 分部调整后EBITDA | $ | 16 | $ | (11) | |||||||
分部调整后EBITDA。与去年同期相比，截至2026年3月31日止三个月，与我们所有其他分部相关的分部调整后EBITDA因以下净影响而增加：
•由于基差扩大带来的利润率增加，我们的天然气营销业务增加了3600万美元；和
•由于与次日电力交易活动相关的商品收益，我们的电力相关业务增加了500万美元；部分被
•我们的专属保险业务减少了500万美元。
14
Energy Transfer LP和子公司
关于流动性的补充信息
（百万）
（未经审计）
下表提供了有关我们循环信贷额度的信息。我们也有合并后的子公司，其循环信贷额度不包括在本表中。
| 设施规模 | 2026年3月31日可动用资金 | 到期日 | |||||||||||||||
| 五年期循环信贷安排 | $ | 5,000 | $ | 3,452 | 2029年4月11日 | ||||||||||||
15
Energy Transfer LP和子公司
关于未合并附属公司的补充信息
（百万）
（未经审计）
下表提供了我们未合并关联公司的汇总信息，这些关联公司在所示期间的合伙企业财务报表中作为权益法投资入账。
| 三个月结束 3月31日， |
|||||||||||
| 2026 | 2025 | ||||||||||
| 未合并关联公司收益中的权益： | |||||||||||
| 柑橘 | $ | 38 | $ | 33 | |||||||
| 环境保护部 | 22 | 17 | |||||||||
| 白崖 | 4 | 3 | |||||||||
| 探索者 | 6 | 7 | |||||||||
| SESH | 16 | 14 | |||||||||
| 其他 | 24 | 18 | |||||||||
| 未合并关联公司收益中的总权益 | $ | 110 | $ | 92 | |||||||
| 与未合并关联公司相关的调整后EBITDA： | |||||||||||
| 柑橘 | $ | 86 | $ | 79 | |||||||
| 环境保护部 | 31 | 26 | |||||||||
| 白崖 | 9 | 8 | |||||||||
| 探索者 | 10 | 11 | |||||||||
| SESH | 17 | 15 | |||||||||
| 其他 | 43 | 28 | |||||||||
| 与未合并关联公司相关的调整后EBITDA总额 | $ | 196 | $ | 167 | |||||||
| 从未合并关联公司收到的分配： | |||||||||||
| 柑橘 | $ | — | $ | 30 | |||||||
| 环境保护部 | 29 | 26 | |||||||||
| 白崖 | 9 | 9 | |||||||||
| 探索者 | 7 | 5 | |||||||||
| SESH | 13 | 8 | |||||||||
| 其他 | 20 | 19 | |||||||||
| 从未合并附属公司收到的分配总额 | $ | 78 | $ | 97 | |||||||
16
Energy Transfer LP和子公司
关于非全资合营子公司的补充信息
（百万）
（未经审计）
下表提供了我们的非全资合资子公司的汇总信息，这些信息在我们的财务报表中以综合基础反映出来。下表不包括作为公开交易的非全资子公司的太阳石油 LP和USAC，以及太阳石油 LP在ET-S Permian合资企业中的32.5%权益。
| 三个月结束 3月31日， |
|||||||||||
| 2026 | 2025 | ||||||||||
|
非全资附属公司经调整EBITDA（100%）(a)
|
$ | 596 | $ | 607 | |||||||
|
我们在非全资子公司调整后EBITDA中的比例份额(b)
|
290 | 297 | |||||||||
|
非全资子公司可分配现金流（100%）（c）
|
$ | 585 | $ | 587 | |||||||
|
我们在非全资子公司的可分配现金流中所占的比例（d）
|
276 | 279 | |||||||||
以下是我们对某些非全资子公司的所有权百分比：
| 非全资附属公司： |
能源转换所有权百分比（e）
|
||||
| 巴肯管道 | 36.4 | % | |||
| 河口大桥 | 60.0 | % | |||
| 莫雷帕斯 | 51.0 | % | |||
| 俄亥俄河系 | 75.0 | % | |||
| 二叠纪快递合作伙伴 | 87.7 | % | |||
| 红崖特快 | 70.0 | % | |||
| 罗孚 | 32.6 | % | |||
| 其他 | 各种 | ||||
(a)非全资附属公司的经调整EBITDA反映我们的非全资附属公司的经调整EBITDA总额在汇总基础上。这是我们调整后EBITDA的综合非公认会计原则计量中包含的金额。
(b)我们在非全资子公司的调整后EBITDA中所占的比例份额反映了这些子公司的调整后EBITDA（在汇总基础上）归属于我们所有权权益的金额。
（c）非全资附属公司的可分配现金流量反映了我们的非全资附属公司在汇总基础上的可分配现金流量总额。
（d）我们在非全资子公司的可分配现金流中的比例份额反映了这些子公司（在汇总基础上）归属于我们所有权权益的可分配现金流金额。这是我们对归属于能源转换合作伙伴的可分配现金流的综合非公认会计原则计量中包含的金额。
（e）我们的所有权反映了我们和我们的子公司所持有的全部经济利益。在某些情况下，这一百分比包括在（或由）多个实体中持有的所有权权益。
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