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kmi-20250930
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2024-01-17 2024-01-17 0001506307 KMI：LowerPassaicRiverStudyAreaMember kmi：EPAComplaintFiledmember kmi：环境保护署成员 2024-01-17 2024-01-17 0001506307 kmi：CoastalZoneMember kmi：JudicialDistrictofLouisianamember 2025-09-30 0001506307 kmi：CoastalZoneMember kmi：TGPP成员 kmi：JudicialDistrictofLouisianamember 2025-09-30 0001506307 kmi：CoastalZoneMember kmi：sngmember kmi：JudicialDistrictofLouisianamember 2025-09-30 0001506307 kmi：CoastalZoneMember kmi：TGPP成员 kmi：ParishofPlaqueminesLouisianamember 2013-11-08 2013-11-08 0001506307 kmi：CoastalZoneMember kmi：sngmember kmi：ParishOrleansLouisianamember 2019-03-29 2019-03-29

美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549

表格 10-Q

☑   根据第13或15（d）条提交季度报告
证券的 交流 1934年法案

已结束的季度期间 2025年9月30日

或

☐   过渡 根据第13或15（d）条提交报告
《1934年证券交易法》

为从_____到_____的过渡期

委托档案号： 001-35081
image0a30a07.gif

金德尔摩根公司
（在其章程中指明的注册人的确切名称）
 
特拉华州 80-0682103
（国家或其他司法
公司或组织）		 （I.R.S.雇主
识别号）
路易斯安那街1001号 , 套房1000 , 休斯顿 , 德州 77002
（主要行政办公地址）（邮编）
注册人的电话号码，包括区号： 713 - 369-9000

根据该法第12（b）节登记的证券：
各类名称 交易代码（s） 注册的各交易所名称
P类普通股 KMI 纽约证券交易所
2027年到期的2.250%优先票据 KMI 27 A 纽约证券交易所

用复选标记表明注册人是否：（1）在过去12个月内（或要求注册人提交此类报告的较短期限内）提交了1934年《证券交易法》第13或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内一直遵守此类提交要求。 有 þ没有☐

用复选标记表明注册人在过去12个月（或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内）是否以电子文件方式提交了根据S-T条例第405条（本章第232.405条）要求提交的每一份互动数据文件。 有 þ没有☐

通过复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的报告公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“非加速申报人”、“小型申报公司”、“新兴成长型公司”的定义。
大型加速披露公司 þ加速申报机构☐非加速申报机构☐较小的报告公司 ☐ 新兴成长型公司 ☐

如果是新兴成长型公司，请用复选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）节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐

用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。有 ☐ 无þ

截至2025年10月23日，注册人已 2,224,760,390 已发行的P类普通股股票。



金德尔摩根公司和子公司
目 录
页
数
2
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4
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6
7
9
10
10
收购s和资产剥离
11
12
13
14
19
22
27
27
31
32
32
32
35
38
40
48
52
53
53
 
53
53
53
53
53
53
54
55

1


金德尔摩根公司和子公司
词汇表

公司简称
KMBT = 金德尔摩根 Bulk Terminals，Inc。 KMLT = 金德尔摩根液体终端，LLC
KMI = 金德尔摩根，Inc.及其拥有多数股权和/或控股的子公司 SNG = 南方天然气公司有限责任公司
TGP = 田纳西州天然气管道公司，有限责任公司。
除非文意另有所指，否则提及“我们”、“我们”、“我们的”或“公司”均意指金德尔摩根，Inc.及其拥有多数股权和/或控股的子公司。
共同行业和其他术语
/d = 每天
有限责任公司
=
有限责任公司
英国石油公司 = 桶 MBBL = 千桶
BBTU = 十亿英热单位 MMBbl = 百万桶
BCF = 十亿立方英尺 毫米吨 = 百万吨
CERCLA = 综合环境应对、赔偿和责任法 NGL = 天然气液体
纽约商品交易所 = 纽约商品交易所
CO2
=
二氧化碳或我们的CO2业务板块
场外交易 = 场外交易
DD & A = 折旧、损耗和摊销
RIN
=
可再生识别号码
环保署 = 美国环境保护署 RNG = 可再生天然气
FASB = 财务会计准则委员会 ROU = 使用权
公认会计原则 = 美国公认会计原则 美国 = 美利坚合众国
它
=
信息技术
WTI = 西德州中级


2

关于前瞻性陈述的信息

本报告包含前瞻性陈述。这些前瞻性陈述被确定为与历史或当前事实不严格相关的任何陈述。他们使用诸如“预期”、“相信”、“打算”、“计划”、“预测”、“预测”、“战略”、“展望”、“继续”、“估计”、“预期”、“可能”、“将”、“将”等词语，或这些术语的否定或它们的其他变体或类似术语。特别是，有关未来行动、条件或事件、未来经营成果或产生收入、收入或现金流、偿还债务或支付股息的能力的明示或暗示的陈述，属于前瞻性陈述。除其他外，本报告中的前瞻性陈述包括与以下相关的明示或暗示陈述：对我们的资产和服务的长期需求、我们的业务战略、预期财务业绩、股息、持续和可自由支配/扩张的资本支出、我们的现金需求以及我们的融资和资本分配战略、诉讼和法律或监管发展的预期影响，以及我们的资本项目，包括这些项目的预期完成时间和收益。

可能导致实际结果与本报告中前瞻性陈述中明示或暗示的结果存在重大差异的重要因素包括：我们运输和处理的产品的供需变化的时间和程度；商品价格；贸易政策和关税变化的影响；以及第一部分第2项中描述的其他风险和不确定性。“管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析，”第一部分第3项。“关于市场风险的定量和定性披露”和第二部分第1a项。“风险因素”在本报告和第二部分第1a项中。“风险因素”我们截至2025年3月31日止季度的10-Q表格季度报告（2025年3月31日10-Q表格），以及“关于前瞻性陈述的信息，”第一部分，第1a项。“风险因素，”和第一部分第7项。“管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析—流动性与资本资源”在我们截至2024年12月31日止年度的10-K表格年度报告（2024年10-K表格）中（除非该等信息被后续报告中的信息修改或取代）。

在考虑前瞻性陈述时，应牢记这些风险因素。这些风险因素可能导致我们的实际结果与任何前瞻性陈述中包含的结果存在重大差异。由于这些风险和不确定性，您不应过分依赖任何前瞻性陈述。除适用法律要求外，我们不承担公开更新或修改我们的任何前瞻性陈述以反映未来事件或发展的任何义务。

3

第一部分.财务信息

项目1。财务报表。


金德尔摩根公司和子公司
合并损益表
（单位：百万，每股金额除外，未经审计）

三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
收入  
服务 $ 2,340   $ 2,215   $ 7,026   $ 6,625  
商品销售 1,758   1,441   5,262   4,307  
其他 48   43   141   181  
总收入
4,146   3,699   12,429   11,113  
营业成本、费用及其他
销售成本（不包括下文单独列示的项目） 1,395   1,024   4,082   3,098  
运营和维护 786   790   2,270   2,211  
折旧、损耗和摊销 609   587   1,835   1,758  
一般和行政 183   176   558   530  
税，除所得税外 111   107   334   327  
其他收入，净额 ( 1 ) —   ( 10 ) ( 87 )
总运营成本、费用和其他
3,083   2,684   9,069   7,837  
营业收入 1,063   1,015   3,360   3,276  
其他收入（费用）
股权投资收益 221   199   647   625  
利息，净额 ( 456 ) ( 466 ) ( 1,359 ) ( 1,402 )
其他，净额 11   16   39   17  
其他费用合计
( 224 ) ( 251 ) ( 673 ) ( 760 )
所得税前收入 839   764   2,687   2,516  
所得税费用 ( 185 ) ( 113 ) ( 548 ) ( 490 )
净收入 654   651   2,139   2,026  
归属于非控制性权益的净利润 ( 26 ) ( 26 ) ( 79 ) ( 80 )
归属于金德尔摩根公司的净利润 $ 628   $ 625   $ 2,060   $ 1,946  
P类普通股
基本及摊薄每股盈利 $ 0.28   $ 0.28   $ 0.92   $ 0.87  
已发行基本及摊薄加权平均股份 2,224   2,221   2,223   2,220  
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
4


金德尔摩根公司和子公司
综合收益表
（百万，未经审计）
三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
净收入 $ 654   $ 651   $ 2,139   $ 2,026  
其他综合收益，税后净额    
衍生工具未实现收益净额（税后净额$（ 7 ), $( 30 ), $( 44 ）和$（ 6 ），分别）
22   99   145   18  
重新分类为净衍生工具收益（收益）损失转为净收益（税后净额$ 3 , $ 4 , $ 19 和$（ 3 ），分别）
( 10 ) ( 13 ) ( 59 ) 9  
福利计划调整（扣除税款$ 1 , $ — , $ 2 和$（ 4 ），分别）
( 2 ) 1   ( 5 ) 15  
其他综合收益合计 10   87   81   42  
综合收益 664   738   2,220   2,068  
归属于非控股权益的综合收益 ( 26 ) ( 26 ) ( 79 ) ( 80 )
归属于KMI的综合收益 $ 638   $ 712   $ 2,141   $ 1,988  
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
5


金德尔摩根公司和子公司
合并资产负债表
（单位：百万，股份和每股金额除外，未经审计）

2025年9月30日 2024年12月31日
物业、厂房及设备
流动资产
现金及现金等价物 $ 71   $ 88  
受限制存款 62   126  
应收账款 1,444   1,506  
库存 560   555  
其他流动资产 289   246  
流动资产总额 2,426   2,521  
固定资产、工厂及设备，净值 39,021   38,013  
投资 7,747   7,845  
商誉 20,084   20,084  
其他无形资产，净额 1,774   1,760  
递延费用和其他资产 1,264   1,184  
总资产 $ 72,316   $ 71,407  
负债和股东权益
流动负债
债务的流动部分 $ 1,081   $ 2,009  
应付账款 1,295   1,395  
应计利息 362   543  
应计税款 291   276  
其他流动负债 817   878  
流动负债合计 3,846   5,101  
长期负债和递延贷项
长期负债
优秀
31,303   29,779  
债务公允价值调整
196   102  
长期负债合计 31,499   29,881  
递延所得税 2,605   2,070  
其他长期负债和递延贷项 2,333   2,488  
长期负债和递延贷项合计 36,437   34,439  
负债总额 40,283   39,540  
承诺和或有事项（附注3和9）
股东权益
P类普通股，$ 0.01 面值， 4,000,000,000 股授权， 2,224,753,580 和 2,221,647,775 股，分别为已发行及已发行
22   22  
额外实收资本 41,255   41,237  
累计赤字 ( 10,523 ) ( 10,633 )
累计其他综合损失 ( 14 ) ( 95 )
金德尔摩根公司的股东权益合计 30,740   30,531  
非控制性权益 1,293   1,336  
股东权益合计 32,033   31,867  
负债总额和股东权益 $ 72,316   $ 71,407  
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
6


金德尔摩根公司和子公司
合并现金流量表
（百万，未经审计）
截至9月30日的九个月，
2025 2024
经营活动产生的现金流量
净收入 $ 2,139   $ 2,026  
调整以调节净收入与经营活动提供的净现金  
折旧、损耗和摊销 1,835   1,758  
递延所得税 512   454  
衍生合约公允价值变动 14   32  
资产剥离收益，净额 ( 3 ) ( 76 )
股权投资收益 ( 647 ) ( 625 )
股权投资收益分配情况
585   600  
营运资金构成部分变动
应收账款 75   300  
库存 ( 5 ) 2  
其他流动资产 13   ( 2 )
应付账款 ( 30 ) ( 107 )
应计利息，扣除利率掉期 ( 181 ) ( 138 )
应计税款 19   15  
其他流动负债 ( 26 ) ( 68 )
其他，净额 ( 75 ) ( 46 )
经营活动所产生的现金净额 4,225   4,125  
投资活动产生的现金流量
收购资产（注2） ( 648 ) ( 58 )
资本支出 ( 2,206 ) ( 1,857 )
对投资的贡献 ( 103 ) ( 93 )
超过累计收益的权益投资分配 269   117  
其他，净额 ( 14 ) 33  
投资活动所用现金净额 ( 2,702 ) ( 1,858 )
筹资活动产生的现金流量
发行债务 8,434   8,803  
债务的支付 ( 7,910 ) ( 8,937 )
发债成本 ( 18 ) ( 31 )
股息 ( 1,950 ) ( 1,915 )
回购股份 —   ( 7 )
向非控制性权益分派 ( 122 ) ( 123 )
其他，净额 ( 38 ) ( 20 )
筹资活动使用的现金净额 ( 1,604 ) ( 2,230 )
现金、现金等价物和受限制存款净增加（减少）额 ( 81 ) 37  
现金、现金等价物和限制性存款、期初 214   96  
现金、现金等价物及受限制存款、期末 $ 133   $ 133  
7

金德尔摩根公司及附属公司（续）
合并现金流量表
（百万，未经审计）
截至9月30日的九个月，
2025 2024
现金及现金等价物，期初 $ 88   $ 83  
限制性存款，期初 126   13  
现金、现金等价物和限制性存款、期初 214   96  
现金及现金等价物，期末 71   108  
受限制存款，期末 62   25  
现金、现金等价物及受限制存款、期末 133   133  
现金、现金等价物和受限制存款净增加（减少）额 $ ( 81 ) $ 37  
非现金投融资活动
ROU资产和经营租赁债务确认，包括调整 $ 17   $ 31  
应计项目和承包商保留款带来的不动产、厂房和设备净增加 11  
现金流量信息的补充披露
期间支付利息的现金（扣除资本化利息） 1,538   1,542  
期间为所得税支付的现金，净额 43   26  
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
8


金德尔摩根公司和子公司
股东权益合并报表
（百万，未经审计）



普通股 额外
实缴
资本		 累计
赤字		 累计
其他
综合
损失		 股东'
股权
归属
向KMI		 非-
控制
利益		 合计
已发行股份 票面价值
2025年6月30日余额 2,222   $ 22   $ 41,269   $ ( 10,497 ) $ ( 24 ) $ 30,770   $ 1,311   $ 32,081  
限制性股票
3   ( 14 ) ( 14 ) ( 14 )
净收入 628   628   26   654  
股息
( 654 ) ( 654 ) ( 654 )
分配
—   ( 44 ) ( 44 )
其他综合收益 10   10   10  
2025年9月30日余额 2,225   $ 22   $ 41,255   $ ( 10,523 ) $ ( 14 ) $ 30,740   $ 1,293   $ 32,033  
普通股 额外
实缴
资本		 累计
赤字		 累计
其他
综合
损失		 股东'
股权
归属
向KMI		 非-
控制
利益		 合计
已发行股份 票面价值
2024年6月30日余额 2,219   $ 22   $ 41,218   $ ( 10,640 ) $ ( 262 ) $ 30,338   $ 1,356   $ 31,694  
限制性股票 3   ( 1 ) ( 1 ) ( 1 )
净收入 625   625   26   651  
股息 ( 643 ) ( 643 ) ( 643 )
分配 —   ( 42 ) ( 42 )
其他综合收益 87   87   87  
2024年9月30日余额 2,222   $ 22   $ 41,217   $ ( 10,658 ) $ ( 175 ) $ 30,406   $ 1,340   $ 31,746  
普通股 额外
实缴
资本		 累计
赤字		 累计
其他
综合
损失		 股东'
股权
归属
向KMI		 非-
控制
利益		 合计
已发行股份 票面价值
2024年12月31日余额 2,222   $ 22   $ 41,237   $ ( 10,633 ) $ ( 95 ) $ 30,531   $ 1,336   $ 31,867  
限制性股票
3   18   18   18  
净收入 2,060   2,060   79   2,139  
股息
( 1,950 ) ( 1,950 ) ( 1,950 )
分配
—   ( 122 ) ( 122 )
其他综合收益 81   81   81  
2025年9月30日余额 2,225   $ 22   $ 41,255   $ ( 10,523 ) $ ( 14 ) $ 30,740   $ 1,293   $ 32,033  
普通股 额外
实缴
资本		 累计
赤字		 累计
其他
综合
损失		 股东'
股权
归属
向KMI		 非-
控制
利益		 合计
已发行股份 票面价值
2023年12月31日余额 2,220   $ 22   $ 41,190   $ ( 10,689 ) $ ( 217 ) $ 30,306   $ 1,423   $ 31,729  
回购股份 ( 1 ) ( 7 ) ( 7 ) ( 7 )
限制性股票 3   34   34   34  
净收入 1,946   1,946   80   2,026  
股息 ( 1,915 ) ( 1,915 ) ( 1,915 )
分配 —   ( 123 ) ( 123 )
收购调整（注2） —   ( 38 ) ( 38 )
其他 —   ( 2 ) ( 2 )
其他综合收益 42   42   42  
2024年9月30日余额 2,222   $ 22   $ 41,217   $ ( 10,658 ) $ ( 175 ) $ 30,406   $ 1,340   $ 31,746  
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
9

金德尔摩根公司和子公司
合并财务报表附注
（未经审计）

1.一般

组织机构

我们是北美最大的能源基础设施公司之一。我们拥有权益或经营约 79,000 绵延数英里的管道， 139 终端，结束 700 工作天然气储存能力的BCF，并具有RNG发电能力约 6.9 按年生产毛额计算的BCF。我们的管道输送天然气、精炼石油产品、原油、凝析油、CO2、可再生燃料等产品，我们的终端存储和处理包括汽油、柴油、航煤、化学品、金属、石油焦、乙醇等多种商品的可再生燃料和原料。

列报依据

一般

我们随附的未经审计的合并财务报表是根据美国证券交易委员会（SEC）的规则和规定编制的。这些规则和规定符合FASB会计准则编纂（ASC）中包含的会计原则，即GAAP的单一来源。在遵守此类规则和规定的情况下，所有重要的公司间项目已在合并中消除。

我们认为，所有调整都是正常和经常性的，被认为对我们中期财务状况和经营业绩的公允报表是必要的，这些调整已包括在随附的综合财务报表中，并且对以往各期的某些金额进行了重新分类，以符合当前的列报方式。中期业绩不一定代表一整年的业绩；因此，您应该结合我们的合并财务报表以及我们的2024年10-K表中包含的相关说明阅读这些合并财务报表。

随附的未经审计的综合财务报表包括我们的账目以及我们拥有控制权或作为主要受益人的子公司的账目。我们评估我们在商业企业中的财务利益，以确定它们是否代表我们是主要受益人的可变利益实体。如果满足这些标准，我们将这些业务的财务报表与我们自己的合并。

商誉

除了根据市场情况的变化定期对长期资产和商誉进行减值评估外，我们在每年的5月31日对商誉进行减值评估。对于2025年5月31日的评估，我们将我们的业务分为 七个 报告单位如下：（i）天然气管道受监管；（ii）天然气管道不受监管；（iii）CO2；（iv）产品管道（不包括相关终端）；（v）产品管道终端（出于商誉目的与产品管道分开评估）；（vi）终端；（vii）Energy Transition Ventures。

我们在商誉减值测试中使用的公允价值估计包括公允价值层次结构的第3级输入值。这些投入包括估值估计，其中包括主要涉及管理层的判断和估计的假设。对于除我们CO内的Energy Transition Ventures报告单位之外的所有报告单位2业务部门，我们根据市场方法估计公允价值，使用预测的利息、所得税、DD & A费用前收益，包括基差摊销，之前分别作为股权投资超额成本摊销（EBITDA）和我们每个报告单位的可比公司的企业价值与估计EBITDA倍数列报。每个报告单位的价值是从计量日期市场参与者之间有序交易的市场参与者的角度确定的。对于Energy Transition Ventures报告单位，其商誉余额为$ 114 百万截至2025年9月30日，我们基于收益法估计公允价值，其中包括主要基于产量增长假设、终值和贴现率的关于未来现金流的假设。

我们2025年5月31日的年度减值测试结果表明，就我们的每个报告单位而言，报告单位的公允价值超过了账面价值。在我们的年度商誉减值测试之后，我们没有发现任何需要进一步减值分析的触发因素。对上述任何一个因素或因素的组合进行更改将导致对
10

报告单位公允价值，这可能导致未来的减值费用。这种潜在的非现金减值可能会对我们的经营业绩产生重大影响。

每股收益（EPS）

下表列出了分配给普通股股东的净收入和EPS，采用两级法计算：
三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
（单位：百万，每股金额除外）
股东可获得的净收入 $ 628   $ 625   $ 2,060   $ 1,946  
减：分配给参与证券的净收入（a） ( 4 ) ( 4 ) ( 11 ) ( 11 )
分配给普通股股东的净收入 $ 624   $ 621   $ 2,049   $ 1,935  
已发行基本及摊薄加权平均股份（b） 2,224   2,221   2,223   2,220  
基本和稀释每股收益（b） $ 0.28   $ 0.28   $ 0.92   $ 0.87  
(a)参与证券包括向雇员和非雇员董事发行的未归属股票奖励。这些奖励获得等值股息，但不分享超过收益的净亏损或分配。
(b)对于所有报告期间，稀释后的每股收益等于基本每股收益，因为我们潜在的普通股等价物具有反稀释性。

以下潜在的普通股等价物被排除在稀释每股收益的确定之外：
三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
（按加权平均数以百万计）
未归属股票奖励 13   14   13   13  
可转换信托优先证券 3   3   3   3  

2.收购和资产剥离

收购

截至2025年9月30日，我们为收购分配的收购价格详情如下：
转让购买价格
参考 收购 采购价格 流动资产 物业、厂房及设备 其他长期资产 流动负债 长期负债 非控股权益 由此产生的商誉
（百万）
(1) Outrigger能源 $ 648   $ 16   $ 497   $ 160   $ ( 5 ) $ ( 20 ) $ —   $ —  
(2) 北麦克尔罗伊股 61   1   102   —   —   ( 42 ) —   —  
(3) STX中游 1,829   25   1,199   549   ( 6 ) —   ( 66 ) 128  

（1）Outrigger Energy Acquisition

2025年2月18日，我们完成了从Outrigger Energy II LLC收购位于北达科他州的天然气收集和处理系统，购买价格为$ 648 万，包括营运资金的购买价格调整。购买价款分配范围内的其他长期资产由加权平均摊销期约为 15 年。此次收购包括一项 0.27 BCF/d处理设施和a 104 -英里、大直径、高压富气集气总管管道带 0.35 将威利斯顿盆地地区的供应连接到高需求市场的产能的BCF/d。收购的资产包括在我们的天然气管道业务部门中。

11

（2）North McElroy Unit Acquisition

2024年6月10日，我们完成了对AVAD Energy Partners在North McElroy Unit的权益的收购，这是一个位于德克萨斯州Crane County的现有waterflush，购买价格为$ 61 百万。收购的长期负债包括资产报废义务。收购资产纳入我司CO2业务板块。

（三）South Texas Midstream Pipeline System（STX Midstream）收购

2023年12月28日，我们完成了从NextEra Energy Partners收购STX Midstream的交易，收购价格为$ 1,829 万，包括营运资金的购买价格调整。在截至2024年3月31日的三个月内，公司确定了$ 38 万美元，用于计算除计量期调整外的非控制性权益$ 10 百万，导致净$ 28 百万减少至商誉。收购的资产包括在我们的天然气管道业务部门中。

备考信息

未呈列使上述收购生效的备考综合损益表信息，就好像它们发生在每笔交易之前的每年1月1日一样，因为它与我们随附的综合损益表中呈列的信息没有重大差异。

资产剥离

CO2资产剥离

2024年6月，我们剥离了Katz单元、Goldsmith Landreth San Andres单元、Tall Cotton Field和Reinecke单元的权益，以及Diamond M油田的某些浅层权益，这些权益均位于二叠纪盆地，并获得了与SACROC单元直接相邻的未开发租赁权益。除了租赁权益，我们还收到了$ 18 本次资产剥离在2024年产生的百万现金收益，扣除营运资本调整，在我们的综合现金流量表中，营运资本调整被归类为“其他，净额”中的投资活动，并录得收益$ 40 截至2024年12月31日止年度的百万美元，在我们的综合损益表的“其他收入，净额”中报告，其中包括$ 33 百万减少我们转移给买方的资产报废义务。在录得的收益中，$ 41 百万元于截至2024年9月30日止九个月内确认。资产被纳入我们CO2业务板块。

3.债务

下表提供了关于我们未偿债务余额本金金额的信息：
2025年9月30日 2024年12月31日
（以百万计，除非另有说明）
债务的流动部分
$ 3.5 2027年8月20日到期的十亿信贷额度
$ —   $ —  
商业票据票据（a） 568   331  
优先票据的流动部分
4.30 2025年6月到期百分比
—   1,500  
4.15 2026年8月到期百分比
375   —  
信托I优选证券， 4.75 %，2028年3月到期（b）
111   111  
其他债务的流动部分 27   67  
债务流动部分合计 1,081   2,009  
长期债务（不含流动部分）
高级笔记 30,764   29,221  
EPC Building，LLC，期票， 3.967 %，2024年至2035年到期
273   289  
信托I优选证券， 4.75 %，2028年3月到期
110   110  
其他 156   159  
长期负债合计 31,303   29,779  
债务总额（c） $ 32,384   $ 31,788  
(a)2025年9月30日和2024年12月31日借款加权平均利率为 4.32 %和 4.60 %，分别。
12

(b)反映截至报告期末所有未偿还证券由持有人转换的情况下应付现金对价的部分。
（c）不包括我们的“债务公允价值调整”，截至2025年9月30日和2024年12月31日，我们的总债务余额增加了$ 196 百万美元 102 分别为百万。

我们和我们几乎所有的全资国内子公司都是交叉担保协议的当事方，据此，协议的每一方无条件地共同和个别地保证支付协议另一方的特定债务。

2025年5月1日，我们以注册发行方式发行了两个系列的优先票据，由$ 1,100 百万本金总额 5.15 %于2030年到期的优先票据和$ 750 百万本金总额 5.85 %于2035年到期的优先票据，收到的合并净收益为$ 1,834 百万。

信贷便利及限制性契约

截至2025年9月30日，我国共 无 我们的信贷额度下未偿还的借款，$ 568 根据我们的商业票据计划，未偿还的借款为百万美元，以及$ 11 百万信用证。截至2025年9月30日，我们在信贷额度下的可用资金为$ 2.9 十亿。截至2025年9月30日和2024年9月30日止期间，我们遵守了所有规定的契约。

金融工具公允价值

我们未偿债务余额的账面价值和估计公允价值披露如下：
2025年9月30日 2024年12月31日
携带
价值		 估计数
公允价值（a）		 携带
价值		 估计数
公允价值（a）
（百万）
总债务 $ 32,580   $ 32,449   $ 31,890   $ 30,794  
(a)估计公允价值中包括我们的信托I优先证券的金额为$ 219 百万美元 201 分别截至2025年9月30日和2024年12月31日的百万。

我们使用Level 2输入值来衡量截至2025年9月30日和2024年12月31日的未偿债务余额的估计公允价值。

4.股东权益

P类普通股

股息

下表提供了有关我们每股股息的信息：
三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
期间宣派的每股现金股息 $ 0.2925   $ 0.2875   $ 0.8775   $ 0.8625  
本期支付的每股现金股利 0.2925   0.2875   0.8725   0.8575  

2025年10月22日，我们的董事会宣布派发现金股息$ 0.2925 截至2025年9月30日止季度期间的每股收益，将于2025年11月17日支付予截至2025年11月3日收市时登记在册的股东。

13

累计其他综合损失

不含非控制性权益的我司“累计其他综合损失”构成部分变动情况汇总如下：
未实现净额
收益/（亏损）
关于现金流
对冲衍生品		 养老金和
其他
退休后
负债调整		 合计
累计其他
综合损失
（百万）
截至2024年12月31日的余额
$ ( 33 ) $ ( 62 ) $ ( 95 )
改叙前的其他综合损益 145   ( 5 ) 140  
从累计其他综合损失中重分类的收益 ( 59 ) —   ( 59 )
累计其他综合亏损本期变动净额 86   ( 5 ) 81  
截至2025年9月30日余额 $ 53   $ ( 67 ) $ ( 14 )
未实现净额
收益/（亏损）
关于现金流
对冲衍生品		 养老金和
其他
退休后
负债调整		 合计
累计其他
综合损失
（百万）
截至2023年12月31日的余额 $ ( 44 ) $ ( 173 ) $ ( 217 )
改叙前的其他综合收益 18   15   33  
从累计其他综合损失重分类的损失 9   —   9  
累计其他综合亏损本期变动净额 27   15   42  
截至2024年9月30日的余额 $ ( 17 ) $ ( 158 ) $ ( 175 )

5.风险管理

我们的某些业务活动使我们面临与天然气、NGL和原油市场价格不利变化相关的风险。由于发行我们的债务，我们还面临利率和外汇风险。根据我们管理层批准的风险管理政策，我们使用衍生品合约来对冲或减少我们对其中一些风险的敞口。

能源商品价格风险管理

截至2025年9月30日，我们有以下未平仓商品远期合约对冲我们预测的能源商品购销：
净开仓头寸多头/（空头）
指定为套期保值合约的衍生工具
原油固定价格 ( 14.6 ) MMBbl
天然气固定价格 ( 62.0 ) BCF
天然气基差 ( 34.3 ) BCF
未指定为套期保值合约的衍生工具
原油固定价格 ( 1.0 ) MMBbl
原油基差 ( 1.0 ) MMBbl
天然气固定价格 ( 3.8 ) BCF
天然气基差 ( 77.9 ) BCF
NGL固定价格 ( 1.4 ) MMBbl

截至2025年9月30日，出于会计目的，我们对与能源商品价格风险相关的未来现金流的可变性敞口进行套期保值的最长时间是到2028年12月。

14

利率风险管理

我们利用利率衍生工具来对冲我们的固定利率债务工具的公允价值变动和可变利率支付导致的预期未来现金流量的可变性的风险敞口。 下表汇总了我们截至2025年9月30日的未平仓利率合约：
名义金额 会计处理 最大期限
（百万）
指定为套期保值工具的衍生工具
固定至可变利率合约（a）
$ 3,500   公允价值套期
2035年8月
未指定为套期保值工具的衍生工具
浮动至固定利率合约
$ 1,500   按市值计价
2025年12月
(a)包含在我们随附的综合资产负债表的“长期债务”中。

外币风险管理

我们利用外币衍生品来对冲外汇汇率波动的风险敞口。 下表汇总了截至2025年9月30日我们未完成的外币合同：
名义金额 会计处理 最大期限
（百万）
指定为套期保值工具的衍生工具
欧元兑美元交叉货币掉期合约（a） $ 543   现金流量套期 2027年3月
(a)这些互换消除了与我们以欧元计价的债务相关的外汇风险。

15

衍生合约对我们合并财务报表的影响

下表汇总了我们随附的综合资产负债表中包含的衍生品合约的公允价值：
衍生合约的公允价值
位置 衍生品资产 衍生品负债
9月30日，
2025		 12月31日，
2024		 9月30日，
2025		 12月31日，
2024
（百万）
指定为套期保值工具的衍生工具
能源商品衍生品合约
其他流动资产/（其他流动负债）
$ 65   $ 10   $ ( 9 ) $ ( 46 )
递延费用和其他资产/（其他长期负债和递延贷项） 23   9   —   ( 8 )
小计 88   19   ( 9 ) ( 54 )
利率合约
其他流动资产/（其他流动负债）
4   1   ( 37 ) ( 51 )
递延费用和其他资产/（其他长期负债和递延贷项） 38   19   ( 101 ) ( 203 )
小计 42   20   ( 138 ) ( 254 )
外币合同
其他流动资产/（其他流动负债）
—   —   ( 5 ) ( 3 )
递延费用和其他资产/（其他长期负债和递延贷项） 43   —   —   ( 26 )
小计 43   —   ( 5 ) ( 29 )
合计 173   39   ( 152 ) ( 337 )
未指定为套期保值工具的衍生工具
能源商品衍生品合约
其他流动资产/（其他流动负债）
18   14   ( 61 ) ( 35 )
递延费用和其他资产/（其他长期负债和递延贷项） 6   1   ( 1 ) ( 15 )
小计 24   15   ( 62 ) ( 50 )
利率合约
其他流动资产/（其他流动负债）
1   4   —   —  
  递延费用和其他资产/（其他长期负债和递延贷项） —   4   —   ( 2 )
小计 1   8   —   ( 2 )
合计 25   23   ( 62 ) ( 52 )
衍生品总额
$ 198   $ 62   $ ( 214 ) $ ( 389 )

16

下面两张表格根据ASC建立的三个层次汇总了我们衍生品合约的公允价值计量。这些表格还确定了我们选择在随附的综合资产负债表上按毛额列报的衍生合约的影响，这些合约符合根据总净额结算协议进行净额结算的条件。
资产负债表资产
按级别划分的公允价值计量		 可用于净额结算的合约 持有的现金抵押品（a）
1级 2级 3级 毛额 净额
（百万）
截至2025年9月30日
能源商品衍生品合约（b） $ 39   $ 73   $ —   $ 112   $ ( 44 ) $ —   $ 68  
利率合约 —   43   —   43   ( 7 ) —   36  
外币合同 —   43   —   43   —   —   43  
截至2024年12月31日
能源商品衍生品合约（b） $ 6   $ 29   $ —   $ 35   $ ( 19 ) $ —   $ 16  
利率合约 —   27   —   27   —   —   27  
资产负债表负债
按级别划分的公允价值计量		 可用于净额结算的合约 过帐现金抵押品（a）
1级 2级 3级 毛额 净额
（百万）
截至2025年9月30日
能源商品衍生品合约（b） $ ( 3 ) $ ( 68 ) $ —   $ ( 71 ) $ 44   $ 13   $ ( 14 )
利率合约 —   ( 138 ) —   ( 138 ) 7   —   ( 131 )
外币合同 —   ( 5 ) —   ( 5 ) —   —   ( 5 )
截至2024年12月31日
能源商品衍生品合约（b） $ ( 17 ) $ ( 89 ) $ —   $ ( 106 ) $ 19   $ 52   $ ( 35 )
利率合约 —   ( 254 ) —   ( 254 ) —   —   ( 254 )
外币合同 —   ( 29 ) —   ( 29 ) —   —   ( 29 )
(a)已支付或收到的任何现金抵押品均反映在本表中，但仅限于其代表变动幅度的范围。与衍生工具预付款或初始保证金相关的任何不受衍生工具资产或负债金额影响的金额或仅根据其数量名义金额确定的金额均不在本表之列。
(b)第1级主要由纽约商品交易所天然气期货组成。第2级主要由场外WTI掉期、NGL掉期、原油基差掉期组成。

以下表格汇总了我们的衍生合约对我们随附的综合收益表和综合收益表的税前影响：
公允价值套期关系中的衍生工具 位置 收益中确认的收益/（损失）
关于衍生工具及相关被套期项目
三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
（百万）
利率合约
利息，净额 $ 15   $ 160   $ 136   $ 105  
对冲固定利率债务（a）
利息，净额 $ ( 25 ) $ ( 160 ) $ ( 145 ) $ ( 104 )
(a)截至2025年9月30日，公允价值套期保值调整累计金额减少$ 96 百万在我们的对冲固定利率债务余额的账面价值中，并包含在我们随附的综合资产负债表的“债务公允价值调整”中。

17

现金流量套期关系中的衍生品
衍生工具在其他综合收益中确认的收益/（损失）（a）
位置
从累计其他综合收益重新分类为收入的收益/（损失）
三个月结束
9月30日，		 三个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
（百万） （百万）
能源商品衍生品合约
$ 32   $ 110  
收入—商品销售
$ 17   $ 2  
   
销售成本
( 1 ) ( 6 )
外币合同
( 3 ) 19  
其他，净额
( 3 ) 21  
合计 $ 29   $ 129   合计 $ 13   $ 17  

现金流量套期关系中的衍生品
衍生工具在其他综合收益中确认的收益/（损失）（a）
位置
从累计其他综合收益重新分类为收入的收益/（损失）
九个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
（百万） （百万）
能源商品衍生品合约
$ 122   $ 5  
收入—商品销售
$ 11   $ ( 6 )
销售成本
( 2 ) ( 15 )
利率合约
—   13   利息，净额 —   4  
外币合同
67   6  
其他，净额
69   5  
合计 $ 189   $ 24   合计 $ 78   $ ( 12 )
(a)我们预计将重新分类大约$ 57 与现金流量套期保值价格风险管理活动相关的百万收益计入我们截至2025年9月30日的累计其他综合损失余额，计入未来十二个月的收益（当相关的预测交易预计也会影响收益时）；但是，由于市场价格的变化，重新分类为收益的实际金额可能存在重大差异。

未指定为会计套期的衍生工具 位置 衍生工具收益中确认的收益/（亏损）
三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
（百万）
能源商品衍生品合约
收入—商品销售
$ 6   $ 21   $ 22   $ 13  
销售成本
( 25 ) ( 9 ) ( 45 ) ( 41 )
股权投资收益 1   1   1   —  
利率合约 利息，净额 ( 2 ) ( 5 ) ( 4 ) ( 7 )
共计（a） $ ( 20 ) $ 8   $ ( 26 ) $ ( 35 )
(a)截至2025年9月30日的三个月和九个月的金额包括大约$ 4 百万美元 20 百万美元，截至2024年9月30日的三个月和九个月的金额包括大约$ 12 百万美元 1 百万，分别为伴生天然气、原油、NGL衍生品合约结算。

信用风险

结合某些衍生合约，我们被要求向我们的交易对手提供抵押品，这可能包括邮寄信用证或在保证金账户中放置现金。截至2025年9月30日和2024年12月31日 无 支持我们的商品价格风险管理计划的优秀信用证。截至2025年9月30日和2024年12月31日，我们的现金利润率为$ 37 百万美元 104 百万，分别由我们与我们的交易对手作为抵押品过账，并在我们随附的综合资产负债表的“受限存款”中报告。2025年9月30日的现金保证金余额表示初始保证金要求为$ 24 万，以及变动保证金要求
18

$ 13 百万。我们还使用行业标准商业协议，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，我们通常利用主净额结算协议来抵消与单一交易对手的多个商业协议之间的信用敞口。

我们还与我们的衍生品合约的某些交易对手签订了协议，其中包含要求在我们的信用评级下降时发布额外抵押品的条款。截至2025年9月30日，根据我们目前的盯市头寸和过帐抵押品，我们估计如果我们的信用评级被下调一到两个级距，我们将 不是 被要求提供额外的抵押品。

6.收入确认

收入分类

以下表格按分部、收入来源和每个收入来源的收入类型分列，列出我们的收入：
截至2025年9月30日止三个月
天然气管道 产品管道 终端
CO2
企业和淘汰 合计
（百万）
客户合同收入（a）
服务
公司服务（b） $ 1,037   $ 51   $ 217   $ —   $ ( 1 ) $ 1,304  
收费服务 282   282   106   12   ( 1 ) 681  
服务总额 1,319   333   323   12   ( 2 ) 1,985  
商品销售
天然气销售 952   —   —   10   ( 2 ) 960  
产品销售 239   292   9   210   ( 2 ) 748  
其他销售 7   —   —   24   ( 1 ) 30  
商品销售总额 1,198   292   9   244   ( 5 ) 1,738  
与客户签订的合同收入总额 2,517   625   332   256   ( 7 ) 3,723  
其他收入（c）
租赁服务（d） 115   46   186   18   —   365  
对商品销售的衍生品调整 18   —   —   5   —   23  
其他 26   6   —   3   —   35  
其他收入合计 159   52   186   26   —   423  
总收入 $ 2,676   $ 677   $ 518   $ 282   $ ( 7 ) $ 4,146  

19

截至2024年9月30日止三个月
天然气管道 产品管道 终端
CO2
企业和淘汰 合计
（百万）
客户合同收入（a）
服务
公司服务（b） $ 949   $ 59   $ 211   $ 1   $ ( 1 ) $ 1,219  
收费服务 270   265   111   9   ( 1 ) 654  
服务总额 1,219   324   322   10   ( 2 ) 1,873  
商品销售
天然气销售 559   —   —   11   ( 2 ) 568  
产品销售 221   330   9   254   ( 1 ) 813  
其他销售 2   —   —   32   —   34  
商品销售总额 782   330   9   297   ( 3 ) 1,415  
与客户签订的合同收入总额 2,001   654   331   307   ( 5 ) 3,288  
其他收入（c）
租赁服务（d） 115   50   167   19   —   351  
对商品销售的衍生品调整 34   —   —   ( 11 ) —   23  
其他 26   7   —   4   —   37  
其他收入合计 175   57   167   12   —   411  
总收入 $ 2,176   $ 711   $ 498   $ 319   $ ( 5 ) $ 3,699  
截至2025年9月30日止九个月
天然气管道 产品管道 终端
CO2
企业和淘汰 合计
（百万）
客户合同收入（a）
服务
公司服务（b） $ 3,128   $ 151   $ 662   $ 1   $ ( 3 ) $ 3,939  
收费服务 864   817   306   32   ( 4 ) 2,015  
服务总额 3,992   968   968   33   ( 7 ) 5,954  
商品销售
天然气销售 2,802   —   —   37   ( 6 ) 2,833  
产品销售 712   898   41   663   ( 6 ) 2,308  
其他销售 21   —   —   77   ( 2 ) 96  
商品销售总额 3,535   898   41   777   ( 14 ) 5,237  
与客户签订的合同收入总额 7,527   1,866   1,009   810   ( 21 ) 11,191  
其他收入（c）
租赁服务（d） 340   146   560   53   —   1,099  
对商品销售的衍生品调整 24   —   —   9   —   33  
其他 75   19   —   12   —   106  
其他收入合计 439   165   560   74   —   1,238  
总收入 $ 7,966   $ 2,031   $ 1,569   $ 884   $ ( 21 ) $ 12,429  
20

截至2024年9月30日止九个月
天然气管道 产品管道 终端
CO2
企业和淘汰 合计
（百万）
客户合同收入（a）
服务
公司服务（b） $ 2,861   $ 166   $ 638   $ 1   $ ( 3 ) $ 3,663  
收费服务 798   789   335   31   ( 3 ) 1,950  
服务总额 3,659   955   973   32   ( 6 ) 5,613  
商品销售
天然气销售 1,632   —   —   33   ( 5 ) 1,660  
产品销售 655   1,086   37   787   ( 3 ) 2,562  
其他销售 14   —   —   63   ( 1 ) 76  
商品销售总额 2,301   1,086   37   883   ( 9 ) 4,298  
与客户签订的合同收入总额 5,960   2,041   1,010   915   ( 15 ) 9,911  
其他收入（c）
租赁服务（d） 344   156   493   48   —   1,041  
对商品销售的衍生品调整 81   ( 1 ) —   ( 73 ) —   7  
其他 120   19   —   15   —   154  
其他收入合计 545   174   493   ( 10 ) —   1,202  
总收入 $ 6,505   $ 2,215   $ 1,503   $ 905   $ ( 15 ) $ 11,113  
(a)综合损益表中列报的收入分类与上述按收入类型分列的收入类别之间的差异主要归因于上述“其他收入”类别中反映的收入（见附注（c））。
(b)包括具有照付不议或最低数量承诺要素的不可撤销的实盘服务客户合同，包括价格和数量金额都是固定的合同。不包括基于指数定价的服务合同，这些合同与其他客户服务合同的收入一起被报告为“基于收费的服务”。
（c）根据除主题606之外的ASC主题规定的指导下确认为收入的金额主要来自租赁和衍生工具合同。有关我们的衍生合约的更多信息，请参见附注5。
（d）我们来自租赁服务的收入主要包括我们根据经营租赁租赁给客户的特定资产，其中一个客户从该资产中获得几乎所有的经济利益，并有权指导该资产的使用。这些租赁主要包括特定的罐体、处理设施、海运船只以及具有单独控制位置的气体设备和管道。我们从租赁中获得的收入并不重要。我们不租赁符合销售类或融资租赁条件的资产。

合同余额

截至2025年9月30日和2024年12月31日，我们的合同资产余额为$ 36 百万美元 15 分别为百万。2024年12月31日合同资产余额中，$ 7 百万在截至2025年9月30日的九个月内转入应收账款。截至2025年9月30日和2024年12月31日，我们的合同负债余额为$ 445 百万美元 377 分别为百万。截至2024年12月31日的合同负债余额中，$ 66 百万在截至2025年9月30日的九个月内确认为收入。

除了我们上面的合同余额，我们还有与长期终止合同下的预付固定预订费用相关的租赁合同负债，总额为$ 545 百万美元 587 分别截至2025年9月30日和2024年12月31日的百万。

21

分配给剩余履约义务的收入

下表列出了我们对尚未确认的合同收入分配给剩余履约义务的估计收入，即截至2025年9月30日我们将从合同负债中开具发票或转移并在未来期间确认的“合同承诺”收入：
年份 预计收入
（百万）
截至2025年12月31日止三个月 $ 1,390  
2026 5,013  
2027 4,260  
2028 3,575  
2029 3,142  
此后 18,291  
合计 $ 35,671  

就上述表格表述而言，我们的合同承诺收入通常仅限于具有固定定价和固定数量条款和条件的服务或商品销售客户合同，通常包括具有照付不议或最低数量承诺付款义务的合同。我们的合同承诺收入金额，基于我们选择适用的实际权宜之计，一般不包括具有基于指数的定价或可变数量属性的合同的剩余履约义务，其中此类可变对价完全分配给完全未履行的履约义务。

7.可报告分部

我们的可报告分部是提供不同产品和服务、有不同营销策略并分别管理的战略业务部门。公司的首席运营决策者（CODM）由董事长办公室代表，该办公室由我们的执行主席、首席执行官和总裁组成。我们的CODM主要根据每个可报告分部的DD & A费用前利润（EBDA）评估业绩，其中不包括一般和管理费用以及公司费用、利息费用、净额和所得税费用。CODM使用预算分部EBDA与实际结果进行比较来评估绩效并为每个分部分配一定的资源。

我们认为每个时期的EBDA是我们报告分部的业务分部业绩的重要衡量标准。我们以市场价格核算分部间销售，而我们以账面价值核算资产转让。

自2025年1月1日起，与我们的合资企业相关的基差摊销（以前称为股权投资超额成本摊销）计入我们所附截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和九个月的综合损益表的“股权投资收益”，因此计入分部EBDA。因此，对截至2024年9月30日止三个月和九个月的分部EBDA进行了调整，以符合下表中的当前列报方式。

22

按分部划分的财务信息如下：

  截至2025年9月30日止三个月
可报告分部
  天然气管道 产品管道 终端
CO2
企业和淘汰 合计
（百万）
收入
来自外部客户的收入 $ 2,672   $ 677   $ 516   $ 281   $ — $ 4,146  
分部间收入 4   —   2   1   ( 7 ) —
总收入 2,676   677   518   282   ( 7 ) 4,146  
销售成本 ( 1,089 ) ( 281 ) ( 9 ) ( 22 )
劳动 ( 84 ) ( 34 ) ( 70 ) ( 13 )
燃料和动力 ( 23 ) ( 25 ) ( 4 ) ( 42 )
领域-非劳动力（a） ( 237 ) ( 52 ) ( 135 ) ( 64 )
税，除所得税外 ( 70 ) ( 10 ) ( 16 ) ( 12 )
股权投资收益（亏损） 212   13   ( 10 ) 6  
其他分部项目（b） 6   —   —   —  
分部EBDA合计（c） $ 1,391   $ 288   $ 274   $ 135   2,088  
DD & A ( 609 )
一般和行政及公司收费 ( 184 )
利息，净额（d）
( 456 )
所得税费用 ( 185 )
净收入 $ 654  
其他板块活动信息：
DD & A $ 294   $ 81   $ 130   $ 98   $ 6   $ 609  
资本支出 572   53   79   79   10   793  

23

  截至2024年9月30日止三个月
可报告分部
  天然气管道 产品管道 终端
CO2
企业和淘汰 合计
（百万）
收入
来自外部客户的收入 $ 2,173   $ 711   $ 496   $ 319   $ — $ 3,699  
分部间收入 3   —   2   —   ( 5 ) —
总收入 2,176   711   498   319   ( 5 ) 3,699  
销售成本 ( 673 ) ( 325 ) ( 8 ) ( 21 )
劳动 ( 81 ) ( 32 ) ( 70 ) ( 12 )
燃料和动力 ( 18 ) ( 26 ) ( 5 ) ( 54 )
领域-非劳动力（a） ( 236 ) ( 56 ) ( 142 ) ( 54 )
税，除所得税外 ( 64 ) ( 11 ) ( 13 ) ( 17 )
股权投资收益 174   16   2   7  
其他分部项目（b） 7   —   6   —  
总分部EBDA（e）（f）
$ 1,285   $ 277   $ 268   $ 168   1,998  
DD & A ( 587 )
一般和行政及公司收费 ( 181 )
利息，净额（d）
( 466 )
所得税费用 ( 113 )
净收入 $ 651  
其他板块活动信息：
DD & A $ 276   $ 90   $ 126   $ 87   $ 8   $ 587  
资本支出 415   53   80   100   9   657  
24

  截至2025年9月30日止九个月
可报告分部
  天然气管道 产品管道 终端
CO2
企业和淘汰 合计
（百万）
收入
来自外部客户的收入 $ 7,953   $ 2,031   $ 1,563   $ 882   $ — $ 12,429  
分部间收入 13   —   6   2   ( 21 ) —
总收入 7,966   2,031   1,569   884   ( 21 ) 12,429  
销售成本 ( 3,124 ) ( 866 ) ( 38 ) ( 70 )
劳动 ( 248 ) ( 99 ) ( 209 ) ( 39 )
燃料和动力 ( 62 ) ( 68 ) ( 15 ) ( 108 )
领域-非劳动力（a） ( 659 ) ( 160 ) ( 411 ) ( 181 )
税，除所得税外 ( 215 ) ( 33 ) ( 43 ) ( 37 )
股权投资收益（亏损） 593   44   ( 6 ) 16  
其他分部项目（b） 29   1   2   1  
分部EBDA合计（c） $ 4,280   $ 850   $ 849   $ 466   6,445  
DD & A ( 1,835 )
一般和行政及公司收费 ( 564 )
利息，净额（d）
( 1,359 )
所得税费用 ( 548 )
净收入 $ 2,139  
其他板块活动信息：
DD & A $ 875   $ 274   $ 388   $ 279   $ 19   $ 1,835  
资本支出 1,474   192   232   264   44   2,206  

25

  截至2024年9月30日止九个月
可报告分部
  天然气管道 产品管道 终端
CO2
企业和淘汰 合计
（百万）
收入
来自外部客户的收入 $ 6,496   $ 2,215   $ 1,498   $ 904   $ — $ 11,113  
分部间收入 9   —   5   1   ( 15 ) —
总收入 6,505   2,215   1,503   905   ( 15 ) 11,113  
销售成本 ( 1,971 ) ( 1,047 ) ( 30 ) ( 61 )
劳动 ( 239 ) ( 95 ) ( 205 ) ( 38 )
燃料和动力 ( 57 ) ( 68 ) ( 15 ) ( 121 )
领域-非劳动力（a） ( 626 ) ( 150 ) ( 416 ) ( 173 )
税，除所得税外 ( 202 ) ( 33 ) ( 41 ) ( 45 )
股权投资收益 556   43   6   20  
其他分部项目（b） 44   —   16   41  
总分部EBDA（e）（f）
$ 4,010   $ 865   $ 818   $ 528   6,221  
DD & A ( 1,758 )
一般和行政及公司收费 ( 545 )
利息，净额（d）
( 1,402 )
所得税费用 ( 490 )
净收入 $ 2,026  
其他板块活动信息：
DD & A $ 826   $ 269   $ 378   $ 265   $ 20   $ 1,758  
资本支出 1,126   154   290   245   42   1,857  

可报告分部
  天然气管道 产品管道 终端
CO2
企业和淘汰 合计
（百万）
分部资产负债表信息：
截至2025年9月30日
投资 $ 7,171   $ 386   $ 122   $ 68   $ —   $ 7,747  
其他无形资产，净额 800   536   13   425   —   1,774  
总资产（g）
51,605   8,509   7,938   3,593   671   72,316  
截至2024年12月31日
投资 $ 7,252   $ 387   $ 132   $ 74   $ —   $ 7,845  
其他无形资产，净额 687   597   18   458   —   1,760  
总资产（g）
50,402   8,639   8,086   3,583   697   71,407  
(a)包括外部服务、管道完整性维护、材料和用品以及其他运营成本。
(b)包括主要与资产剥离、减值和/或股权投资相关的损益相关的杂项经营和非经营项目（如适用）。
（c）包括截至2025年9月30日止三个月及九个月的非现金按市值计价衍生工具对冲合约收益（亏损）金额$（ 12 ）百万和$（ 3 ）百万， 无 和$（ 1 ）百万元，以及$（ 1 ）百万和$ 3 百万，分别用于我们的天然气管道、产品管道和CO2业务板块，分别。
（d）我们不将利息和债务费用归入我们的任何可报告业务部门。
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（e）包括截至2024年9月30日止三个月和九个月的非现金按市值计价衍生工具对冲合约收益（亏损）金额$ 14 百万和$（ 29 ）百万，$ 1 百万和 无 , $ 1 百万美元 1 百万，以及$ 8 百万美元 1 百万，分别用于我们的天然气管道、产品管道、终端和CO2业务板块，分别。
（f）先前报告的截至2024年9月30日的三个月和九个月的分部EBDA（重新分类前）为$ 1,294 百万美元 4,035 百万，$ 278 百万美元 871 百万，$ 268 百万美元 818 百万，以及$ 170 百万美元 534 百万，分别用于我们的天然气管道、产品管道、终端和CO2业务板块，分别。
（g）公司包括现金和现金等价物、受限制存款、某些预付资产和递延费用、与衍生品合同相关的风险管理资产、位于德克萨斯州休斯顿的公司总部，以及未分配给我们可报告分部的杂项公司资产（如IT、电信设备和遗留活动）。

8.所得税

我们随附的综合损益表中包含的所得税费用如下：
三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
（百万，百分比除外）
所得税费用 $ 185   $ 113   $ 548   $ 490  
实际税率 22.0   % 14.8   % 20.4   % 19.5   %

截至二零二五年九月三十日止三个月的实际税率高于美国联邦法定 21 %主要是由于州所得税，部分被我们在Florida Gas Pipeline（Citrus）、NGPL Holdings LLC和Products（SE）Pipe Line Company（PPL）的投资中收到的股息扣除所抵消。

截至2025年9月30日止九个月的实际税率低于法定联邦 21 %主要是由于（i）确认了沼气项目产生的投资税收抵免；（ii）由于修改了收入分配而对我们的递延所得税负债进行了调整；以及（iii）我们在Citrus、NGPL Holdings LLC和PPL的投资中收到的股息扣除，部分被州所得税所抵消。

截至2024年9月30日的三个月和九个月的有效税率低于联邦法定 21 %主要是由于（i）确认2023年申报纳税申报表上报告的沼气项目产生的投资税收抵免；（ii）由于州所得税税率降低而对我们的递延所得税负债进行了调整；以及（iii）从我们对Citrus、NGPL Holdings LLC和PPL的投资中获得的股息扣除，部分被州所得税所抵消。

2025年7月4日，特朗普总统签署了《一大美丽法案法案》（OBBBA），该法案包括修订、取消和延长《通胀削减法案》和《减税和就业法案》下的税收规则的税收改革条款。OBBBA此时对公司的最重大影响是永久恢复合格财产的红利折旧，以及修改根据第163（j）条对当前税收估计的超额业务利息费用限制的计算。根据我们目前的预测，我们预计这一影响将使我们目前的联邦税的很大一部分推迟支付多年。对当期和递延税项的影响已入账，对我们的损益表没有整体影响。

9.诉讼与环境

我们和我们的子公司是因我们的业务或某些前身业务的日常运营可能导致对公司索赔的各种法律、监管和其他事项的当事方。尽管无法保证，但我们认为，根据我们迄今为止的经验并考虑到应计负债和保险，这些项目的最终解决方案不会对我们的财务状况、现金流量或经营业绩产生重大不利影响，除非下文另有说明。我们认为，我们对我们所参与的事项有许多实质性的抗辩，并打算大力捍卫公司。当我们确定损失很可能发生并且可以合理估计时，我们根据我们使用当时可获得的信息进行的最佳估计，为此类或有事项计提未贴现负债。如果估计的损失是一个潜在结果的范围，并且在该范围内没有更好的估计，我们在该范围的低端计提该金额。我们披露以下或有事项，其中不利结果可能是重大的，或者根据管理层的判断，我们认为该事项应以其他方式披露。

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海湾液化天然气设施纠纷

Gulf LNG Energy，LLC和Gulf LNG Pipeline，LLC（GLNG）于2018年在纽约州最高法院对Eni S.P.A.提起诉讼，以强制执行Eni S.P.A.于2007年就其关联公司Eni USA Gas Marketing LLC（Eni USA）订立的同期终端使用协议订立的担保协议（担保）。在仲裁庭作出裁决，要求终止码头使用协议并由Eni USA向GLNG支付赔偿金后，GLNG提起诉讼，要求对Eni S.P.A.强制执行担保。针对GLNG的诉讼，Eni S.P.A.根据终端使用协议以及与Gulf LNG Energy（Port），LLC的母公司直接协议提起反诉。Eni S.P.A主张的上述反索赔要求基于上述与Eni USA以及与GLNG的剩余客户Angola LNG Supply Services LLC（包括Eni S.P.A.在内的国际石油公司财团）之前的单独仲裁中被驳回的相同实质性指控而获得未指明的损害赔偿。2022年初，初审法院批准了Eni S.P.A就GLNG的强制执行担保债权提出的即审即决判决动议。上诉庭驳回了GLNG的上诉。GLNG选择不进一步向州上诉法院提起诉讼，该法院是该州的最高上诉法院，从而结束了GLNG执行担保的努力。对于Eni S.P.A.主张的反诉讼请求，审判法院于2023年9月15日批准了GLNG的即决判决动议，并作出判决，驳回Eni S.P.A.的所有诉讼请求，但有偏见。2024年9月24日，上诉庭确认了对GLNG有利的即决判决的进入。2025年9月16日，上诉法院驳回了Eni S.P.A.的上诉许可动议，从而终止了Eni S.P.A.在州法院对GLNG的追索。

自由港LNG冬季风暴诉讼

2021年9月13日，Freeport LNG Marketing，LLC（自由港）在德克萨斯州哈里斯县第133区法院对金德尔摩根 Texas Pipeline LLC和金德尔摩根 Tejas Pipeline LLC提起诉讼（案件编号：2021-58787），指控被告在2021年2月10日至22日冬季风暴Uri期间未能回购Freeport指定的天然气，违反了双方的天然气买卖基准合同。我们否认我们有义务从Freeport回购天然气，因为我们在风暴期间宣布了不可抗力，并且我们遵守了德克萨斯州铁路委员会发布的紧急命令，为向人类需求客户提供更高的天然气交付优先权。Freeport声称，它被拖欠了大约$ 104 万，加上律师费和利息。2022年10月24日，初审法院批准了我们对Freeport所有索赔的即决判决动议。2022年11月21日，自由港提交了一份上诉通知，对14第上诉法院。2025年4月15日，第十四上诉法院将该案发回发回初审法院进一步审理，以解决有争议的重大事实问题。我们认为，我们有许多实质性的抗辩，并打算继续大力捍卫这一案件。

养老金计划诉讼

2021年2月22日，金德尔摩根退休计划A的参与者Curtis Pedersen和Beverly Leutloff根据1974年《雇员退休收入保障法》（ERISA）提起了所谓的集体诉讼。被点名的原告最初是由ANR管道公司（ANR）在上世纪70年代末聘用的。在一系列公司收购之后，由于我们在2012年收购了El Paso并承担了El Paso的某些养老金计划义务，原告成为了由Coastal Corporation（Coastal）、阿尔帕索（El Paso）和我公司赞助的养老金计划的参与者。该诉状已移交给美国德克萨斯州南区地方法院（民事诉讼编号4：21-3590），并经修订以包括金德尔摩根退休计划B。该诉状称，上述一系列交易导致原告的退休福利发生变化，这些变化现在在诉讼中受到全班范围的争议。投诉称 六个 属于三种主要责任理论的索赔。索赔I、II和III都对计划条款提出质疑，这些条款据称构成了不允许的福利“积压”或“削减”，并寻求对计划如何计算沿海计划前参与者的福利进行相同的计划修改。索赔IV和V声称，ANR计划的前参与者应该有资格在比计划目前提供的更年轻的年龄获得未减少的福利。索赔VI称，用于计算ANR现任或前任雇员减少的提前退休福利的精算假设已经过时，因此不合理。2024年2月8日，法院认证了一个类别，该类别的定义是，参与金德尔摩根退休计划A或B的任何和所有人，他们是ANR或Coastal的现任或前任雇员，并且在El Paso于2001年收购Coastal之后参与了El Paso养老金计划，并且是据称根据一项或多项应享福利的三个子类别中至少一个的成员 六个 诉状中主张的索赔。2024年7月25日，法院对当事人各自的交叉请求作出即决判决。法院批准了我们关于索赔I和II的即决判决动议，其依据是法院确定用于计算预计服务的公式既不是重载也不违反ERISA的反削减规则。法院批准了原告关于索赔III的部分简易判决的动议，因为法院认为，简要计划说明没有包括任何使用适用公式的应计福利的澄清示例或说明。法院批准了原告关于索赔IV的部分即决判决的动议，该动议是基于法院的裁决，即2007年对该计划的修订违反了ERISA的反削减保护，终止了与出售ANR有关的提前退休福利的累积。法院
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批准了原告关于索赔V的部分简易判决动议，因为法院发现计划管理人使用了不一致的解释来计算部分退休人员的福利。鉴于法院允许原告就第IV和V罪状提出动议，法院在不影响索赔VI的情况下驳回了索赔请求，因为法院允许原告就部分简易判决作出的裁决没有涉及对过去或未来利益或其他潜在损害或衡平法救济的潜在计划责任的程度。2025年3月11日，该案经调解未解决。根据法院随后的简报时间表，双方提交了简易判决简报，以解决索赔III、IV和V的潜在补救措施。原告寻求衡平法救济和其他救济，包括提前退休福利、金钱损失或估计超过$ 100 百万。我们强烈反对原告寻求的救济形式和范围，并认为我们有大量和实质性的抗辩来支持我们在必要时在审判或上诉层面的有力抗辩。如果不利的判决或和解导致计划负债增加，我们可能会选择作为计划的发起人，根据适用的ERISA条款解决这些问题，包括允许在多年内向计划供款的条款。

管道完整性和发布

时不时地，尽管我们尽了最大的努力，我们的管道还是会出现泄漏和破裂。这些泄漏和破裂可能导致爆炸、火灾、环境破坏、财产损失和/或人身伤亡。与这些事件有关，我们可能会因涉嫌未能正确标记我们的管道位置和/或正确维护我们的管道而受到损害而被起诉。根据特定事件的事实和情节，州和联邦监管机构可能会寻求民事和/或刑事罚款和处罚。

环境事项

我们和我们的子公司不时受到环境清理和执法行动的影响。特别是，CERCLA一般对场地的现任和前任所有者和经营者等承担清理和强制执行费用的连带责任，不考虑过错或原始行为的合法性，但受制于责任方建立分摊费用的“合理基础”的权利。我们的运营还受有关环境保护的地方、州和联邦法律法规的约束。尽管我们认为我们的运营基本上符合适用的环境法律法规，但额外成本和责任的风险是管道、终端、CO固有的2油田和油田，以及我们的其他业务，并且无法保证我们不会产生重大成本和负债。此外，其他发展可能会给我们带来巨大的成本和责任，例如根据这些法律的授权条款日益严格的环境法律、法规和执法政策，以及对我们的运营造成的财产或人员损失的索赔。尽管无法预测最终结果，但我们认为，本说明中所述环境事项的解决，以及我们和我们的子公司参与的其他事项，不会对我们的财务状况、现金流或经营业绩产生重大不利影响。

我们目前参与了几起政府诉讼，涉及涉嫌违反地方、州和联邦环境和安全法规的行为。当我们收到不遵守的通知时，我们试图在适当的情况下协商解决这些问题。这些被指控的违规行为可能会导致罚款和处罚，但除此处披露的情况外，我们认为任何此类罚款和处罚不会对我们的财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响，无论是单独的还是总体的。我们目前还参与了几项政府程序，涉及根据州或联邦行政命令或相关修复计划开展的地下水和土壤修复工作。我们已经计提了与补救工作相关的成本。

此外，我们参与并已被确定为几个联邦和州超级基金网站的潜在责任方（PRP）。已经为那些我们的贡献很可能和可以合理估计的地点建立了环境责任。由于与补救计划相关的成本通常预计会分摊到至少几年，我们预计我们分担的补救成本不会对我们的财务状况、现金流或经营业绩产生重大不利影响。此外，我们还不时涉及与据称由于精炼石油产品、原油、NGL、天然气或CO的意外泄漏或溢出而导致的损害有关的民事诉讼2，包括自然资源损害（NRD）索赔。

波特兰港口超级基金网站，威拉米特河，波特兰，俄勒冈州

2017年1月6日，美国环保署发布了一份决定记录（ROD），为威拉米特河下游的一个工业化区域建立了最终补救和清理计划，通常被称为波特兰港超级基金场地（PHSS）。最终补救的成本估计超过$ 2.8 亿，主动清理预计需要超过 10 年完成。KMLT，KMBT，还有一些 90 EPA确定的其他PRP涉及非司法分配过程，以确定每一方各自分担的与ROD规定的最终补救措施相关的清理费用。我们是
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代表KMLT参与分配过程（与其所有权或运营 two 设施）和KMBT（就其所有权或运营 two 设施）。自2020年1月31日起，KMLT签订了单独的行政和解协议和同意令（ASAOC），以完成与KMLT设施相关的PHSS内两个不同区域的补救设计。ASAOC要求KMLT按照ROD的要求，为与这两个区域相关的清理活动支付一部分补救设计费用。我们对PHSS费用的责任份额将在正在进行的非司法分配程序结束或提起诉讼导致司法决定分配责任之前确定。目前，我们预计非司法分配程序将在2026年12月31日前完成。在分配过程完成之前，我们无法合理估计与拟议补救措施的设计和PHSS清理相关的费用的责任程度。2024年8月，我们达成了一项协议，以解决各州和联邦受托人在对PHSS进行自然资源评估后于2021年1月首次提出的索赔。

新泽西州钻石碱超级基金场地的帕塞克河下游研究区

EPEC Polymers，Inc.和EPEC Oil Company Liquidating Trust（统称EPEC）在CERCLA下一项名为Lower Passaic River Study Area（Site）的行政行动中被确定为PRP，该行动涉及新泽西州Passaic River下游17英里长的河段。2016年3月4日，美国环保署发布了该场地下方8英里的ROD。当时ROD中的清理计划估计要花费$ 1.7 十亿。清理工作预计至少需要 六年 一旦开始就完成。此外，美国环保署和包括EPEC在内的众多PRP参与了一个分配过程，以实施对场地下方8英里的补救措施。该过程于2020年12月28日完成，包括EPEC在内的某些PRP因此与EPA进行了讨论。2021年10月4日，美国环保署发布了该场地上九英里的ROD。当时ROD中的清理计划估计要花费$ 440 百万。目前还没有确定清理的时间表。2022年12月16日，美国司法部（DOJ）和EPA宣布达成和解，并提出同意法令与 85 PRP，包括EPEC，以解决其在现场的集体责任。和解总金额为$ 150 百万。同样在2022年12月16日，美国司法部代表美国环保署提交了一份针对 85 PRP，包括EPEC、提交同意令通知和美国新泽西州地区法院的同意令，标题为USA诉Alden Leeds等案.2024年1月17日，美国司法部代表美国环保署主动驳回其针对 3 PRPs，提交了一份经修订的投诉 82 PRP，包括EPEC，以及美国地区法院的一项修改后的同意令。2024年1月31日，美国司法部代表美国环保署向美国地方法院提交了一项进入同意令的动议。2025年1月16日，美国地区法院签署了同意令，此后，两名PRP向美国第三巡回上诉法院提出上诉，指控，除其他外，认为同意令在程序上和实质上不公平、合理，且符合CERCLA的宗旨。

路易斯安那州政府海岸区侵蚀诉讼

从2013年开始，路易斯安那州的几个教区和新奥尔良市分别在路易斯安那州的州地方法院对包括TGP和SNG在内的多家石油和天然气公司提起诉讼。这些诉讼称，被告的某些石油和天然气勘探、生产和运输作业违反了经修订的1978年《州和地方沿海资源管理法》（SLCRMA），这些作业对路易斯安那州沿海水域和附近土地造成了重大破坏。除其他救济外，原告寻求未指明的金钱损害赔偿、律师费、利息和恢复费用。还有更多 40 在路易斯安那州针对石油和天然气公司的这些未决案件中， 一 其中针对TGP和 一 其中针对SNG，两者均在下文进一步描述。

2013年11月8日，路易斯安那州普拉克明斯教区等人向州地方法院提出针对TGP和 17 其他能源公司，指称被告在普拉克明斯教区的经营活动违反了SLCRMA和路易斯安那州法律，并对沿海水域和附近土地造成了重大破坏。除其他救济外，原告寻求未指明的金钱损害赔偿、律师费、利息和恢复费用。2018年5月，该案被移至美国路易斯安那州东区地方法院，并一直被搁置，等待TGP不是当事方的单独合并案件的联邦问题管辖权问题得到解决。目前，我们无法合理估计我们的潜在责任的程度，如果有的话。我们打算大力捍卫这个案子。

2019年3月29日，新奥尔良市（Orleans）向路易斯安那州奥尔良教区的州地方法院提交了针对SNG和 10 其他能源公司声称，被告在奥尔良教区的运营违反了SLCRMA和路易斯安那州的法律，并对沿海水域和附近土地造成了重大破坏。除其他救济外，奥尔良寻求未指明的金钱损害赔偿、律师费、利息和修复费用。2019年4月，该案被移至美国路易斯安那州东区地方法院审理。2024年2月28日，美国地方法院作出部分终审判决，驳回一名共同被告，并在奥尔良向美国第五巡回上诉法院提出上诉之前搁置此案。2025年1月23日，美国第五巡回上诉法院维持了美国地区法院的判决，
30

从而保留管辖权并驳回共同被告，理由是SLCRMA不适用于共同被告在法规生效日期之前建造的管道。考虑到这一裁决，以及SNG的管道是在法规生效日期之前建造的，SNG提出了一项即决判决动议，寻求在同样的基础上被驳回。在SNG的即决判决动议提出后不久，在奥尔良对其提出任何反对之前，奥尔良同意了一项原则上要求在有偏见的情况下驳回请愿书的和解。

一般

截至2025年9月30日和2024年12月31日，我们的负债为$ 183 百万美元 188 百万，分别记录为环境事项。此外，截至2025年9月30日和2024年12月31日，我们的应收账款为$ 10 百万，记录为已被认为可能的预期成本回收。

对联邦的挑战“好邻居计划”

2023年7月14日，我们向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院（The DC Circuit）提交了一份针对EPA和其他机构的复审申请，要求对EPA颁布联邦实施计划的最终行动进行复审，该计划旨在解决《清洁空气法》对2015年8小时臭氧国家环境空气质量标准（NAAQS）的某些州际运输要求，被称为“睦邻计划”（The Plan）（金德尔摩根公司等人诉EPA等案。合并为Utah，et al. v. EPA，et al.）。2023年10月13日，我们联合其他各方，向美国最高法院提交了中止最终代理行动的紧急申请（金德尔摩根公司等人诉EPA等案。合并为Ohio，et al. v. EPA，et al.），法院于2024年6月27日批准，裁定暂缓执行该计划，以待DC巡回法院根据案情对案件进行处置以及随后的任何及时上诉。

随后，美国环保署提交了一份还押动议，要求DC巡回法院在没有撤销计划的情况下将该计划发回给美国环保署进行自愿复议，并解释称，“美国环保署已经确定了使复议变得合适的规则的具体问题，包括请愿人在这场诉讼中提出的问题。”2025年4月14日，直流巡回法院暂停审理此案，等待法院的进一步命令，并命令各方提交定期状态报告，直到EPA完成对该计划的审查。

10.最近的会计公告

会计准则更新（ASU）

ASU第2023-09号

2023年12月14日，FASB发布ASU第2023-09号，“所得税（专题740）：所得税披露的改进.”这一ASU提高了年度所得税披露的透明度，要求（i）在税率调节中保持一致的类别和更大程度的信息分类，以及（ii）按司法管辖区分类支付的所得税。我们预计将从我们截至2025年12月31日止年度的10-K表格年度报告开始实施这一ASU。

ASU第2024-03号

2024年11月4日，FASB发布ASU第2024-03号，“损益表—报告综合收益—费用分类披露（子主题220-40）。”该ASU通过要求公共企业实体在中期和年度报告期间的财务报表附注中披露有关特定费用类别的额外信息来改进财务报告。该ASU将在2026年12月15日之后开始的年度期间生效，在2027年12月15日之后开始的中期报告期间生效，并且允许提前采用。管理层目前正在评估该ASU，以确定其对公司披露的影响。

ASU第2025-06号

2025年9月18日，FASB发布ASU第2025-06号，“无形资产—商誉及其他—内部使用软件（子主题350-40）：有针对性地改进内部使用软件的会计核算。”该ASU通过删除过时的基于阶段的成本资本化规则，并以更符合当前软件开发方法的基于概率的成本资本化框架取而代之，使开发供内部使用的软件的成本会计指南现代化。本ASU将在2027年12月15日之后开始的年度期间生效，对于在这些年度期间内开始的中期报告期间，允许提前采用。管理层目前正在评估这一ASU，以确定其对公司财务报表的影响。

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项目2。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析。

介绍的一般和依据

以下讨论和分析应与我们随附的中期综合财务报表和本报告其他地方所载的相关说明一并阅读，并应与（i）我们的合并财务报表和我们2024年10-K表中的相关说明一并阅读；（ii）我们的管理层对财务状况的讨论和分析，以及我们2024年10-K表中所载的经营业绩；（iii）“关于前瞻性陈述的信息”在本报告开头，以及在我们的2024年10-K表格中；以及（iv）“风险因素”在这份报告中，在我们2025年3月31日表格10-Q的第二部分第1A项中，以及在我们2024年表格10-K的第一部分第1项中。

收购

以下收购是在2025年期间进行的。见附注2。“收购和剥离”纳入我们的合并财务报表，以获取有关此次交易的更多信息。
事件 说明 业务板块
Outrigger Energy收购
6.48亿美元
（2025年2月）
Outrigger Energy II LLC位于北达科他州的天然气收集和处理系统，其中包括0.27BCF/d的处理设施和一条104英里、大直径、容量为0.35BCF/d的高压富气收集总管管道，将威利斯顿盆地地区的供应连接到高需求市场。
天然气管道
（中游）

2025年股息和可自由支配资本

我们预计2025年将宣布每股股息1.17美元，比2024年宣布的每股股息1.15美元增加2%。WWe预计将在e投资30亿美元2025年xpansion项目、收购、对合资公司的贡献。

上文讨论的2025年预期涉及风险、不确定性和假设，不是业绩的保证。许多将决定这些预期的因素超出了我们的控制或预测能力，由于这些不确定性，建议不要过分依赖任何前瞻性陈述。

经营成果

概述

如下文进一步详细描述，我们的管理层主要使用归属于金德尔摩根的净利润来评估我们的业绩d DD & A费用前分部收益（EBDA）（目前d在附注7“可报告分部”）中，连同调整后归属于普通股的净利润的非公认会计准则财务指标，在总计和每股收益、调整后的分部EBDA、调整后的归属于金德尔摩根公司的净利润、调整后的利息、所得税、DDD & A费用和与我们的合资企业相关的基差摊销前利润（以前称为股权投资超额成本摊销）（EBITDA）以及净债务。

自2025年1月1日起，与我们的合资企业相关的基差摊销（以前称为股权投资超额成本的摊销）计入我们随附的截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和九个月的综合损益表中的“股权投资收益”，因此计入分部EBDA。因此，对截至2024年9月30日的三个月和九个月的分部EBDA进行了调整，以符合以下MD & A表格中的当前列报方式。这些调整并不重要。

GAAP财务指标

我们截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和九个月的合并收益结果显示，按照公认会计原则编制和列报的归属于金德尔摩根公司的净利润，以及根据FASB ASC 280在附注7“可报告分部”中披露的分部EBDA。分部EBDA的构成没有得到公认会计原则的处理或规定。分部EBDA是衡量我们经营业绩的有用指标，因为它衡量了我们分部在DD & A之前的经营业绩以及我们业务分部经营经理通常无法控制的某些费用，例如一般和行政费用以及公司费用、利息费用、净额和所得税。我们的一般及行政开支及公司收费包括以下项目
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未分配的员工福利、保险、租金、未分配的诉讼和环境费用，以及包括会计、信息技术、人力资源和法律服务在内的共享企业服务。

非GAAP财务指标

我们下文描述的非GAAP财务指标不应被视为GAAP归属于金德尔摩根的净利润或其他GAAP指标的替代指标，并且作为分析工具存在重要局限性。我们对这些非GAAP财务指标的计算可能与其他人使用的类似标题的指标不同。您不应孤立地考虑这些非GAAP财务指标，或将其作为我们根据GAAP报告的结果分析的替代品。管理层通过审查以下综合非公认会计原则措施说明中确定的可比公认会计原则措施，了解这些措施之间的差异，并在其分析和决策过程中考虑到这些信息，来弥补我们综合非公认会计原则财务措施的局限性。

某些项目

某些项目，作为用于计算我们的非GAAP财务指标的调整，是GAAP要求反映在归属于金德尔摩根公司的净利润中的项目，但通常要么（i）不产生现金影响（例如，未结算的商品套期保值和资产减值），要么（ii）就其性质而言，可与我们的正常业务运营分开识别，并且在大多数情况下很可能只是零星发生（例如，某些法律和解、新税法的颁布以及伤亡损失）。（见“—非GAAP财务指标—归属于金德尔摩根，Inc.的净利润与归属于金德尔摩根公司的调整后净利润的调节，” “— Non-GAAP财务指标—归属于金德尔摩根，Inc.的净利润与调整后归属于普通股的净利润的对账，”和“— Non-GAAP财务指标—归属于金德尔摩根，Inc.的净利润与调整后EBITDA的调节” 下文）。我们还包括与合资企业相关的调整（见“—与合资企业相关的金额”如下）。下表汇总了我们截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和九个月的某些项目，这些项目也在“—分部盈利结果”下方。

三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
（百万）
某些项目
衍生合约公允价值变动（a） $ 24 $ (20) $ 13 $ 32
资产剥离收益（b） — — — (70)
所得税某些项目（c） (4) (49) (41) (48)
其他 — 1 1 3
某些项目合计（d）（e） $ 20 $ (68) $ (27) $ (83)
(a)收益或损失在实现时反映在非公认会计准则财务指标中。
(b)2024年9个月期间的金额包括剥离CO的4100万美元收益2资产以及剥离俄克拉荷马州中游资产的2900万美元收益。
（c）表示某些项目的所得税拨备加上离散所得税项目。包括KMI对影响股权投资收益的某些项目的所得税拨备的影响，并与在也属于应税实体的合营企业的被投资方。
（d）三个月和九个月期间的2025年金额各包括（1）百万美元的报告ed在随附的合并损益表“衍生工具合约公允价值变动”的“权益投资收益”内。
（e）截至2025年9月30日和2024年9月30日止期间的金额包括三个月期间分别为1100万美元和400万美元，三个月期间分别为1200万美元和500万美元九个月期间分别在随附的综合损益表“衍生工具合约公允价值变动”的“利息，净额”内报告。

归属于金德尔摩根公司的调整后净利润

归属于金德尔摩根，Inc.的调整后净利润是通过调整某些项目归属于金德尔摩根，Inc.的净利润计算得出的。我们、投资者和我们财务报表的其他外部用户使用归属于金德尔摩根公司的调整后净利润作为一种补充措施，就我们的同期业绩和产生对我们持续经营至关重要的收益的能力提供了对决策有用的信息。我们认为，与调整后归属于金德尔摩根的净利润最直接可比的GAAP衡量标准是归属于
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金德尔摩根公司参见“— Non-GAAP财务指标—归属于金德尔摩根，Inc.的净利润与归属于金德尔摩根公司的调整后净利润的调节”下面。

调整后归属于普通股的净利润和调整后每股收益

调整调整后归属于普通股的净利润的计算方法是，对某些项目调整归属于金德尔摩根公司的净利润（最具可比性的公认会计原则衡量标准），并进一步调整分配给参与证券的净收入和调整后的超过参与证券分配的净收入.我们认为，调整后归属于普通股的净利润允许在与每股收益最具可比性的基础上计算调整后每股收益（调整后每股收益），这是与调整后每股收益最具可比性的GAAP衡量标准。调整后每股收益计算ed为调整后的归属于普通股的净利润除以我们的加权平均流通股。调整后的每股收益采用与得出基本每股收益相同的两类方法。调整后的每股收益被我们、投资者和我们财务报表的其他外部用户用作每股补充衡量标准，提供有关我们的同期业绩和产生对我们持续运营至关重要的收益的能力的决策有用信息。见“— Non-GAAP财务指标—归属于金德尔摩根，Inc.的净利润与调整后归属于普通股的净利润的对账”下面。

调整后分部EBDA

调整后分部EBDA的计算方法是调整分部应占某些项目的DD & A、一般和管理费用以及公司费用、利息费用和所得税（分部EBDA）前的分部收益。管理层在分析我们业务的分部业绩和管理时使用了调整后的分部EBDA。我们认为，调整后的分部EBDA是一个有用的业绩指标，因为它为管理层、投资者和我们财务报表的其他外部用户提供了更多关于我们业务分部的业绩趋势、我们分部对我们综合业绩的相对贡献以及我们分部持续产生收益的能力的洞察力。根据我们的业务部门总裁和其他业务部门员工的年度激励薪酬计划，调整后的部门EBDA也被用作确定薪酬的一个因素。我们认为这对投资者是有用的，因为这是管理层用来为我们的分部分配资源并评估每个分部业绩的衡量标准。见"—分部盈利结果” 下面。

经调整EBITDA

调整后EBITDA的计算方法是对某些项目以及DD & A、与我们的合资企业相关的基差摊销、所得税费用和利息调整归属于金德尔摩根，Inc.的净利润。我们还包括来自合资企业的所得税和DD & A的金额（见“—与合资企业相关的金额”如下）。管理层、投资者和其他外部用户使用调整后的EBITDA，连同我们的净债务（如下文进一步描述），来评估我们的杠杆。管理层和外部用户还使用调整后EBITDA作为比较我们整个行业公司估值的重要指标。我们的净债务与调整后EBITDA的比率被用作补充业绩目标，以用于我们的年度激励薪酬计划。我们认为与调整后EBITDA最直接可比的GAAP衡量标准是归属于金德尔摩根公司的净利润参见“— Non-GAAP财务指标—归属于金德尔摩根，Inc.的净利润与调整后EBITDA的调节” 以下.

与合资企业相关的金额

某些项目和调整后EBITDA反映来自未合并的合资企业和合并的合资企业的金额，分别使用记录“股权投资收益”和“非控制性权益”的相同确认和计量方法。与我们未合并和合并的合资企业相关的调整后EBITDA的计算包括DD & A、基差摊销以及与合资企业相关的所得税费用，作为我们全资合并子公司调整后EBITDA计算中包含的那些；此外，我们去除了这些调整中归属于非控股权益的部分。（见"— Non-GAAP财务指标—归属于金德尔摩根，Inc.的净利润与调整后EBITDA的调节” 下文。）尽管这些与我们未合并的合资企业相关的金额已包含在调整后EBITDA的计算中，但这种包含不应被理解为意味着我们对这类未合并合资企业的运营和由此产生的收入、费用或现金流拥有控制权。

净债务

净债务是根据截至2025年9月30日的金额计算得出的，方法是从我们的债务余额中减去以下金额$32,580百万：（i）现金和现金等价物7100万美元；（ii）债务公允价值调整1.96亿美元；和
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（iii）对欧元计价债券的外汇影响4400万美元f或我们已经进行了货币互换，将债务转换为美元。净债务本身并与我们的调整后EBITDA一起作为净债务与调整后EBITDA比率的一部分，是一种非公认会计准则财务指标，管理层、投资者和我们财务信息的其他外部用户使用它来评估我们的杠杆。我们的净债务与调整后EBITDA的比率也被用作补充业绩目标，以用于我们的年度激励薪酬计划。我们认为，与净债务最具可比性的衡量标准是总债务。

合并收益结果

以下表格总结了我们综合收益结果的关键组成部分。

三个月结束
9月30日，
2025 2024 收益
增加/（减少）
（百万，百分比除外）
收入 $ 4,146 $ 3,699 $ 447 12 %
营业成本、费用及其他
销售成本（不包括下文单独列示的项目） (1,395) (1,024) (371) (36) %
运营和维护 (786) (790) 4 1 %
DD & A (609) (587) (22) (4) %
一般和行政 (183) (176) (7) (4) %
税，除所得税外 (111) (107) (4) (4) %
其他收入，净额 1 — 1 — %
总运营成本、费用和其他 (3,083) (2,684) (399) (15) %
营业收入 1,063 1,015 48 5 %
其他收入（费用）
股权投资收益 221 199 22 11 %
利息，净额 (456) (466) 10 2 %
其他，净额 11 16 (5) (31) %
其他费用合计 (224) (251) 27 11 %
所得税前收入 839 764 75 10 %
所得税费用 (185) (113) (72) (64) %
净收入 654 651 3 — %
归属于非控制性权益的净利润 (26) (26) — — %
归属于金德尔摩根公司的净利润 $ 628 $ 625 $ 3 — %
基本和稀释每股收益 $ 0.28 $ 0.28 $ — — %
基本和稀释加权平均流通股 2,224 2,221 3 — %
每股宣派股息 $ 0.2925 $ 0.2875 $ 0.005 2 %

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九个月结束
9月30日，
2025 2024 收益
增加/（减少）
（百万，百分比除外）
收入 $ 12,429 $ 11,113 $ 1,316 12 %
营业成本、费用及其他
销售成本（不包括下文单独列示的项目） (4,082) (3,098) (984) (32) %
运营和维护 (2,270) (2,211) (59) (3) %
DD & A (1,835) (1,758) (77) (4) %
一般和行政 (558) (530) (28) (5) %
税，除所得税外 (334) (327) (7) (2) %
其他收入，净额 10 87 (77) (89) %
总运营成本、费用和其他 (9,069) (7,837) (1,232) (16) %
营业收入 3,360 3,276 84 3 %
其他收入（费用）
股权投资收益 647 625 22 4 %
利息，净额 (1,359) (1,402) 43 3 %
其他，净额 39 17 22 129 %
其他费用合计 (673) (760) 87 11 %
所得税前收入 2,687 2,516 171 7 %
所得税费用 (548) (490) (58) (12) %
净收入 2,139 2,026 113 6 %
归属于非控制性权益的净利润 (79) (80) 1 1 %
归属于金德尔摩根公司的净利润 $ 2,060 $ 1,946 $ 114 6 %
基本和稀释每股收益 $ 0.92 $ 0.87 $ 0.05 6 %
基本和稀释加权平均流通股 2,223 2,220 3 — %
每股宣派股息 $ 0.8775 $ 0.8625 $ 0.015 2 %

我们的综合收入主要包括服务和销售收入。我们的服务收入包括运输和我们执行的其他中游服务的费用。我们综合服务收入的波动在很大程度上反映了数量和/或我们收取的费率的变化。我们的合并销售收入包括天然气（包括天然气和RNG）的销售、产品（包括NGL、原油、CO2，和transmix），以及其他（包括RINs）。我们的综合销售收入将随商品价格和数量波动，与采购相关的销售成本通常会产生相称和抵消的影响，但CO除外2segment，which produces，instead of purchases，the crude oil，CO2，和RINS它卖。此外，收入和销售成本的波动可能会进一步受到我们用来管理商品价格风险的衍生合约的收益或损失的影响。

以下是我们在截至2025年9月30日和2024年9月30日的可比三个月和九个月期间的合并收益结果的重大变化的讨论：

收入

收入增加4.47亿美元和13.16亿美元截至二零二五年九月三十日止三个月及九个月，分别与去年同期比较。

增加的主要原因是（i）天然气销售量增加3.92亿美元和11.73亿美元，分别是由于天然气商品价格和数量增加；（二）服务收入增加1.12亿美元和3.41亿美元，分别，这是由于销量增加，主要是由于对服务的需求增加和投入使用的扩建项目、更高的费率以及2025年2月收购的Outrigger Energy资产；一个d（iii）九个月期间其他销售额增加2000万美元，受RIN销售额增加的推动。由于用于对冲商品销售的衍生品合约的影响，九个月期间的收入进一步增加了2600万美元。这些收入的增长部分是
36

被较低的产品销售额所抵消6500万美元和2.54亿美元，主要由lowe推动r价格部分被更高的销量所抵消，在九个月期间，2024年的资产剥离部分被2024年收购的资产所抵消。销售收入的增加使我们的销售成本相应增加，如下文“Operating成本、费用及其他—销售成本.”

营业成本、费用及其他

销售成本

销售成本增加3.71亿美元截至2025年9月30日的三个月和九个月，与去年同期相比，分别为9.84亿美元。这些增长扣除了我们九个月期间剥离资产的影响，主要是由于天然气销售成本分别增加了4.03亿美元和11.12亿美元，主要是由于大宗商品价格和数量增加。这些增长被以下产品的销售成本下降部分抵消4800万美元和1.53亿美元分别受到大宗商品价格下跌的推动，但销量增加部分抵消了这一影响。

运营和维护

运营和维护减少400万美元并增加截至2025年9月30日的三个月和九个月分别为5900万美元，与上年同期相比.九个月期间的增长主要是由更高的活动水平推动的，包括来自扩张的活动水平，以及包括劳动力成本在内的通货膨胀。

其他收入，净额

其他收入，净增加100万美元并减少截至2025年9月30日的三个月和九个月，与去年同期相比，分别为7700万美元。九个月期间的下降主要是由于剥离CO的收益2资产和2024年俄克拉荷马州中游资产。

其他收入（费用）

利息，净额

在上表中，我们将利息支出报告为“净额”，这意味着我们从总利息支出中减去利息收入并将利息资本化，得出一个利息金额。利息，ne截至2025年9月30日的三个月和九个月，与去年同期相比，t分别减少了1000万美元和4300万美元。减少的主要原因是，与我们的固定利率到可变利率互换协议相关的利率下降，部分被我们的长期债务利率上升所抵消，并且在九个月期间，平均总债务余额增加。

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非GAAP财务指标
归属于金德尔摩根公司的净利润的调节
三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
（单位：百万，每股金额除外）
归属于金德尔摩根，Inc.的净利润与归属于金德尔摩根公司的调整后净利润的对账
归属于金德尔摩根公司的净利润 $ 628 $ 625 $ 2,060 $ 1,946
某些项目（a）
衍生合约公允价值变动 24 (20) 13 32
资产剥离收益 — — — (70)
所得税某些项目 (4) (49) (41) (48)
其他 — 1 1 3
某些项目合计 20 (68) (27) (83)
归属于金德尔摩根公司的调整后净利润 $ 648 $ 557 $ 2,033 $ 1,863
归属于金德尔摩根，Inc.的净利润与调整后归属于普通股的净利润的对账
归属于金德尔摩根公司的净利润 $ 628 $ 625 $ 2,060 $ 1,946
某些项目合计（b） 20 (68) (27) (83)
分配给参与证券和其他（c）的净收入 (4) (4) (11) (10)
调整后归属于普通股的净利润 $ 644 $ 553 $ 2,022 $ 1,853
调整后每股收益 $ 0.29 $ 0.25 $ 0.91 $ 0.83
归属于金德尔摩根，Inc.的净利润与调整后EBITDA的对账
归属于金德尔摩根公司的净利润 $ 628 $ 625 $ 2,060 $ 1,946
某些项目合计（b） 20 (68) (27) (83)
DD & A 609 587 1,835 1,758
所得税费用（d） 189 162 589 538
利息，净额（e） 445 462 1,347 1,397
与合资企业相关的金额
未合并合资企业DD & A（f） 96 111 296 308
删除合并的合资伙伴的DD & A (16) (16) (47) (47)
未合并合营企业所得税费用（g） 20 17 67 58
经调整EBITDA $ 1,991 $ 1,880 $ 6,120 $ 5,875
(a)见“中包含的表—概述— Non-GAAP财务指标—某些项目”。
(b)见"—非GAAP财务指标—归属于金德尔摩根，Inc.的净利润与归属于金德尔摩根公司的调整后净利润的调节”的详细清单。
（c）其他包括截至2024年9月30日的九个月期间超过参与证券分配的调整后净收入100万美元。
（d）为避免重复，调整期间所得税费用截至2025年9月30日和2024年9月30日止，三个月期间分别不包括（4）百万美元和（49）百万美元，九个月期间不包括（41）百万美元和（48）百万美元，尊重ively，哪些金额已经包含在“某些项目”中。见“中包含的表—概览— Non-GAAP财务指标RES —某些项目”。
（e）为避免重复，调整利息，截至202年9月30日止期间的净额5日和2024年不包括三个月期间的1100万美元和400万美元，九个月期间的1200万美元和500万美元，这些金额已经包含在“某些项目”中。见载于“—概述— Non-GAAP FIN财务措施—某些项目，”上文。
38

（f）包括与我们的合资企业相关的基差摊销此前作为股权投资超额成本摊销单独列报.
（g）包括对被投资方确认的某些项目的税收规定，这些项目是与我们的Citrus、NGPL Holdings和Products（SE）Pipe Line股权投资相关的应税实体。KMI对影响股权投资收益的某些项目计提所得税的影响包含在上述“某些项目”中。

以下是我们对归属于金德尔摩根的调整后净利润和调整后EBITDA的重大变化的讨论:

三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
（百万）
归属于金德尔摩根公司的调整后净利润 $ 648 $ 557 $ 2,033 $ 1,863
经调整EBITDA 1,991 1,880 6,120 5,875
与上一期间相比的变化 增加/（减少）
归属于金德尔摩根公司的调整后净利润 $ 91 $ 170
经调整EBITDA $ 111 $ 245

归属于金德尔摩根，Inc.的调整后净利润增加9100万美元截至2025年9月30日的三个月和九个月，与去年同期相比，分别为1.7亿美元。这些增长主要是由于我们的天然气管道业务部门的有利收益，这也是调整后EBITDA分别增加1.11亿美元和2.45亿美元的主要驱动因素。

一般及行政及企业收费

三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
（百万）
一般和行政 $ (183) $ (176) $ (558) $ (530)
企业收费 (1) (5) (6) (15)
某些项目（a） — 1 1 3
一般和行政及公司收费 $ (184) $ (180) $ (563) $ (542)
与上一期间相比的变化 盈利增加/（减少）
一般和行政 $ (7) $ (28)
企业收费 4 9
合计 $ (3) $ (19)
(a)见"—概述— Non-GAAP财务指标—某些项目”。

一般和行政费用增加700万美元和2800万美元，公司费用减少400万美元和900万美元截至二零二五年九月三十日止三个月及九个月，分别与去年同期比较s.合并后的变化主要包括较高的福利相关成本和劳动力成本，部分被较低的养老金成本所抵消。
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分部盈利结果

天然气管道（包括分部EBDA与调整后分部EBDA的对账）
三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
（单位：百万，经营统计数据除外）
收入 $ 2,676 $ 2,176 $ 7,966 $ 6,505
销售成本 (1,089) (673) (3,124) (1,971)
其他经营费用（a）
(414) (399) (1,184) (1,124)
其他收益 1 — 8 39
股权投资收益 212 174 593 556
其他，净额 5 7 21 5
分部EBDA 1,391  1,285  4,280  4,010 
某些项目：
衍生合约公允价值变动 12 (14) 3 29
资产剥离收益 — — — (29)
某些项目（b）
12 (14) 3 —
调整后分部EBDA $ 1,403 $ 1,271 $ 4,283 $ 4,010
与上一期间相比的变化 增加/（减少）
分部EBDA $ 106  $ 270 
调整后分部EBDA $ 132 $ 273
体积数据（c）
运输量（BBTU/d） 47,461 44,827 46,013 44,166
销量（BBTU/d） 3,712 2,694 3,051 2,584
采集量（BBTU/d） 4,380 4,005 4,101 4,130
NGLs（MBBL/d） 39 34 37 38
(a)营业费用包括运营和维护费用以及税收，所得税除外。
(b)见“中包含的表—概述— Non-GAAP财务指标—某些项目”。截至2025年9月30日及2024年9月30日止期间的若干项目（i）1300万美元ad三个月期间分别为（14）百万美元，九个月期间分别为400万美元和0美元，与我们的中游业务和（ii）（1）百万美元r 2025年三个月和九个月期间的每一个都与我们的东部业务相关。见"—概述— Non-GAAP财务指标—某些项目”。有关重要的某些项目的更多详细信息，请参阅下面对Segment EBDA变化的讨论。
（c）合资企业吞吐量按我们的所有权份额报告.收购资产的数量包括在所有呈报期间。然而，收购产生的EBDA贡献仅包括在收购之后的时期。出售资产的数量不包括在所有呈报期间。

40

以下是天然气管道部门EBDA的变化：

三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
（百万）
易事特 $ 687 $ 627 $ 2,112 $ 1,985
中游 483 435 1,452 1,324
西 221 223 716 701
天然气管道总数 $ 1,391 $ 1,285 $ 4,280 $ 4,010
与上一期间相比的变化 增加/（减少）
易事特 $ 60 $ 127
中游 $ 48 $ 128
西 $ (2) $ 15

天然气管道分部EBDA在截至2025年9月30日和2024年9月30日的可比三个月和九个月期间的变化通过以下讨论进行解释：

•6000万美元（10%）和1.27亿美元（6%）EA分别增加ST主要由，on T驱动GP，与天气驱动的服务需求以及投入服务的扩建项目以及主要由于DD & A降低的Citrus股权收益增加相关的费率增加。九个月期间的增长进一步受到Midcontinent Express Pipeline LLC股权收益增加的推动，原因是费率增加部分被（i）我们的驿马资产的到期客户协议所抵消；（ii）SNG股权收益减少，主要是由于更高的法律和经营中成本；（iii）TGP的管道维护成本更高。

•The$48百万（11%）和1.28亿美元（10%）中游业务的增长分别是由于（i）对我们在德克萨斯州内系统上的服务的需求增加；（ii）收购的Outrigger Energy资产对我们Hiland Midstream资产的贡献；以及（iii）主要由于销量增加，来自金德尔摩根 Utopia Holdco LLC的股权收益增加。九个月期间的增长进一步受到KinderHawk Field Services LLC上更高的聚集率的影响。总体而言，中游的收入变化被相应的销售成本变化部分抵消。

此外，中游受到用于对冲预测商品销售和采购的非现金按市值计价衍生品合约的影响，主要是增加了三个月期间的销售成本，并增加了九个月期间的收入，但被2024年九个月期间出售我们俄克拉荷马州资产的收益所抵消，我们将所有这些都视为某些项目。

•The$15百万（4%）九个月期间在西部增长是由夏延平原天然气管道公司，L.L.C.在2025年向其客户提供的新服务推动的。

41

产品管道（包括分部EBDA与调整后分部EBDA的对账）
三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
（单位：百万，经营统计数据除外）
收入 $ 677 $ 711 $ 2,031 $ 2,215
销售成本 (281) (325) (866) (1,047)
其他经营费用（a）
(121) (125) (360) (346)
其他收益 — — 1 —
股权投资收益 13 16 44 43
分部EBDA 288  277  850  865 
某些项目：
衍生合约公允价值变动 — (1) 1 —
某些项目（b）
— (1) 1 —
调整后分部EBDA $ 288 $ 276 $ 851 $ 865
与上一期间相比的变化 增加/（减少）
分部EBDA $ 11  $ (15)
调整后分部EBDA $ 12 $ (14)
体积数据（c）
汽油（d）
978 1,010 976 980
柴油燃料 373 363 359 351
喷气燃料 301 302 309 298
精炼产品总量 1,652 1,675 1,644 1,629
原油和凝析油 459 472 479 474
总交付量（MBBL/d） 2,111 2,147 2,123 2,103
(a)营业费用包括运营和维护费用以及税收，所得税除外。
(b)见“中包含的表—概述— Non-GAAP财务指标—某些项目”。2025年和2024年若干项是与我们的东南成品油业务有关。见"—概述— Non-GAAP财务指标—某些项目”。有关重要的某些项目的更多详细信息，请参阅下面对Segment EBDA变化的讨论。
（c）合资企业吞吐量按我们的所有权份额报告。
（d）数量包括乙醇管道数量。

42

以下是产品管道部门EBDA的变化：

三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
（百万）
东南精制 $ 71 $ 60 $ 220 $ 209
西海岸精制产品 158 153 462 443
原油和凝析油 59 64 168 213
产品管道总数 $ 288 $ 277 $ 850 $ 865
与上一期间相比的变化 增加（减少）
东南精制 $ 11 $ 11
西海岸精制产品 $ 5 $ 19
原油和凝析油 $ (5) $ (45)

产品管道部门EBDA在截至2025年9月30日和2024年9月30日的可比三个月和九个月期间的变化由以下讨论解释：

•The$11百万（18%）和$11百万（5%）增长，分别在东南炼化主要受价格下降驱动s关于我们的销售成本Transmix处理操作。

•The$5百万（3%）和$19百万（4%）分别增长，在西海岸精炼产品是由于，在我们的太平洋业务上，更高的运输费率以及在九个月期间，更高的终端交付费用部分被产品收益的不利变化所抵消。九个月期间的增长进一步受到我们西海岸码头更高费率的影响。

•The500万美元（8%）和45美元百万（21%）下降，分别在原油和凝析油被驱动在三个月期间，由于双H管道转换为NGL服务之前的遗留原油合同到期，部分被我们Bakken原油资产上更高的采集量所抵消。九个月期间的下降也是由于我们公里长的凝析油加工设施计划在2025年第一季度实现十年扭亏为盈，以及主要由于价差下降导致我们的原油和凝析油业务利润率下降。


43

终端（包括分部EBDA与调整后分部EBDA的对账）
三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
（单位：百万，经营统计数据除外）
收入 $ 518 $ 498 $ 1,569 $ 1,503
销售成本 (9) (8) (38) (30)
其他经营费用（a） (225) (230) (678) (677)
其他收益 — — — 7
股权投资（亏损）收益 (10) 2 (6) 6
其他，净额 — 6 2 9
分部EBDA $ 274 $ 268 $ 849 $ 818
某些项目：
衍生合约公允价值变动 — (1) — (1)
某些项目（b） — (1) — (1)
调整后分部EBDA $ 274 $ 267 $ 849 $ 817
与上一期间相比的变化 增加/（减少）
分部EBDA $ 6 $ 31
调整后分部EBDA 7 32
体积数据（c）
液体可租赁容量（MMBBL） 78.7 78.6 78.7 78.6
液体利用率%（d） 94.6 % 94.9 % 94.4 % 94.3 %
散装转运吨位（百万吨） 12.3 13.4 37.6 41.1
(a)营业费用包括运营和维护费用以及税收，所得税除外。
(b)见“中包含的表—概述— Non-GAAP财务指标—某些项目”。2024年特定项目是与我们的液体业务有关。见"—概述— Non-GAAP财务指标—某些项目”。有关重要的某些项目的更多详细信息，请参阅下面对Segment EBDA变化的讨论。
（c）剥离、闲置和/或持有待售设施的数量不包括在所有呈报期间。
（d）我们在役的罐体容量与液体可出租容量的比率。

出于以下表格和相关讨论的目的，我们持有待售或剥离的码头的运营结果，包括任何相关的出售收益或损失，将根据历史数据对所有期间进行调整l业务分组并纳入Other组。

44

以下是终端部门EBDA的变化：

三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
（百万）
琼斯法案油轮 $ 60 $ 48 $ 179 $ 139
液体 156 151 484 474
大宗 58 67 186 201
其他 — 2 — 4
终端总数 $ 274 $ 268 $ 849 $ 818
与上一期间相比的变化 增加/（减少）
琼斯法案油轮 $ 12 $ 40
液体 $ 5 $ 10
大宗 $ (9) $ (15)
其他 $ (2) $ (4)

终端部门EBDA在截至2025年9月30日和2024年9月30日的可比三个月和九个月期间的变化通过以下讨论进行解释：

•The$12百万（25%）和$40琼斯法案油轮分别增加百万（29%）主要是由于平均租船费率提高。

•The$5百万（3%）和1000万美元（2%）分别以液体形式增加s的驱动因素是：（i）主要是我们休斯顿船舶航道设施的费率较高；（ii）扩建项目的贡献；以及（iii）在三个月期间，较低的运营成本，部分被2025年三个月和九个月期间的一项股权投资减值导致的较低的股权收益所抵消。

•The$9百万（13%）和$15百万（7%）分别下降，以Bul计k主要是由于利安德巴塞尔休斯顿炼油厂2025年关闭对我们的石油焦装卸业务的影响。九个月期间的下降进一步受到以下因素的推动：我们的国际海运码头的滞期费用降低，抵消了煤炭数量和装卸活动的减少。








45

CO2（包括分部EBDA与调整后分部EBDA的对账）
三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
（单位：百万，经营统计数据除外）
收入 $ 282 $ 319 $ 884 $ 905
销售成本 (22) (21) (70) (61)
其他经营费用（a）
(131) (137) (365) (377)
其他收益 — — 1 41
股权投资收益 6 7 16 20
分部EBDA 135  168  466  528 
某些项目：
衍生合约公允价值变动 1 (8) (3) (1)
资产剥离收益
— — — (41)
某些项目（b）
1 (8) (3) (42)
调整后分部EBDA $ 136 $ 160 $ 463 $ 486
与上一期间相比的变化 增加/（减少）
分部EBDA $ (33) $ (62)
调整后分部EBDA $ (24) $ (23)
体积数据（c）
SACROC石油产量
18.01 19.02 18.56 19.01
耶茨石油产量 5.90 5.90 5.95 6.08
其他 1.13 1.16 1.11 1.20
石油总产量，净额（MBBL/d）（d）
25.04 26.08 25.62 26.29
NGL销量，净额（MBBL/d）（d）
9.03 8.69 9.11 8.49
CO2销量，净额（BCF/d）
0.274 0.319 0.292 0.323
RNG销量（BBTU/d） 11 10 10 8
已实现加权平均油价（美元/桶） $ 67.74 $ 68.42 $ 67.91 $ 68.86
已实现加权平均NGL价格（美元/桶） $ 31.09 $ 32.38 $ 32.85 $ 29.36
(a)营业费用包括运营和维护费用以及税收，所得税除外。
(b)见“中包含的表—概述— Non-GAAP财务指标—某些项目"上述.2025年和2024年某些项目与我们的石油和天然气生产活动有关。见"—概述— Non-GAAP财务指标—某些项目”。有关重要的某些项目的更多详细信息，请参阅下面对Segment EBDA变化的讨论。
（c）已收购资产的数量包括所有现有期间ed然而，收购产生的EBDA贡献仅包括在收购之后的时期。出售资产的数量不包括在所有呈报期间。
（d）净版税和外部工作利益。

46

以下是CO的变化2分部EBDA：

三个月结束
9月30日，		 九个月结束
9月30日，
2025 2024 2025 2024
（百万）
来源和运输活动 $ 36 $ 49 $ 121 $ 143
石油和天然气生产活动 92 95 314 347
小计 128 144 435 490
能源转型风险投资公司 7 24 31 38
总CO2
$ 135 $ 168 $ 466 $ 528
与上一期间相比的变化 增加/（减少）
来源和运输活动 $ (13) $ (22)
石油和天然气生产活动 $ (3) $ (33)
能源转型风险投资公司 $ (17) $ (7)

CO的变化2截至2025年9月30日和2024年9月30日的可比三个月和九个月期间的分部EBDA由以下讨论解释：

•The来源和运输活动分别减少1300万美元（27%）和2200万美元（15%），原因是CO降低2卷。九个月期间的下降进一步受到较低的已实现CO的推动2销售价格部分被我们Wink管道上更高的销量所抵消。

•T石油和天然气生产活动分别减少300万美元（3%）和3300万美元（10%），这是由三个月期间的非现金按市值计价销售衍生工具对冲合约推动的，在九个月期间，2024年期间出售石油和天然气生产油田的收益为4100万美元，我们将所有这些都视为某些项目。

此外，石油和天然气生产活动受到电力成本下降的有利影响，部分被原油产量下降所抵消。这九个月期间进一步受到2024年6月收购的资产的影响，较高的已实现NGL价格和数量被2024年6月剥离的资产部分抵消。

•1700万美元（71%）和7美元Energy Transition Ventures分别减少百万（18%）主要是由于更高的运营成本和更低的RIN销售价格。9个月期间的下降被RIN销量增加部分抵消。

我们认为，我们现有的对冲合约在我们的CO内到位2业务部门在短期内大幅降低了商品价格敏感性，并在接下来的几年中在较小程度上降低了价格风险。下面是我们CO的总结2截至2025年9月30日未完成的业务部门套期保值：

剩余2025年 2026 2027 2028
原油（a）
价格（美元/桶） $ 66.98 $ 64.63 $ 65.22 $ 64.51
成交量（MBBL/d） 23.15 20.20 10.00 4.00
NGLs
价格（美元/桶） $ 47.01 $ 44.64
成交量（MBBL/d） 4.77 1.87
(a)包括UDES WTI对冲。

47

流动性和资本资源

一般

截至2025年9月30日，我们的“现金和现金等价物”为7100万美元，比2024年12月31日减少了1700万美元。此外，截至2025年9月30日，我们的信贷额度下的借贷能力约为29亿美元（下文“—短期流动性”).正如下文进一步讨论的那样，我们认为我们来自经营活动的现金流、现金状况以及我们信贷额度的剩余借贷能力足以让我们管理我们的日常现金需求和预期债务。

我们一直从运营中产生大量现金流，在2025年前九个月和2024年分别提供了42.25亿美元和41.25亿美元的资金来源。逐期增加的情况在下文“—现金流量—经营活动.”我们主要依靠运营提供的现金为我们的运营以及我们的偿债、维持资本支出、股息支付和我们的增长资本支出提供资金；然而，我们可能会不时进入债务资本市场，为我们到期的长期债务再融资，并为增量投资提供资金，如果有的话。短期借款不时被用于为营运资金提供资金，并为增量资本投资（如有）提供资金。最初通过短期借款提供资金的增量资本投资可能会定期被长期融资和/或使用运营留存现金偿还。

我们使用利率互换协议将与我们的长期固定利率债务证券（优先票据）相关的基础现金流的一部分转换为浮动利率债务，以实现我们期望的固定利率和浮动利率债务组合，详情如下：
  2025年9月30日 2024年12月31日
（百万）
浮动利率债务（a）
$ 568 $ 371
固定不变利率互换协议的名义本金金额 3,500 4,750
可变固定利率互换协议的名义本金金额（b）
(1,500) (1,500)
受浮动利率影响的债务余额
$ 2,568 $ 3,621
(a)包括分别于2025年9月30日和2024年12月31日的5.68亿美元和3.31亿美元商业票据。
(b)由定于2025年12月到期的利率互换协议组成。

我们的董事会宣布2025年第三季度的季度股息为每股0.29 25美元，比2024年第三季度宣布的股息增加2%。

2025年2月和2025年6月，标准普尔和穆迪投资者服务公司分别将我们的评级展望上调至正面。2025年8月，惠誉国际评级公司将我们的高级无抵押评级从BBB上调至BBB +。

短期流动性

截至2025年9月30日，我们短期流动性的主要来源是（i）运营现金；（ii）我们35亿美元的信贷额度，可用容量约为29亿美元，以及相关的35亿美元商业票据计划。我们信贷额度下的贷款承诺可用于营运资金和其他一般公司用途，并作为我们商业票据计划的备份。商业票据借款和信用证减少了我们信贷额度下允许的借款。我们通过在我们的信贷额度下保持相当数量的过剩借贷能力来提供流动性，并且如前所述，我们一直从运营中产生强劲的现金流。

截至2025年9月30日，我们的10.81亿美元短期债务主要包括商业票据借款和未来12个月内到期的优先票据。我们打算在债务到期时为其提供资金，主要是通过信贷融资借款、商业票据借款、运营现金流和/或发行新的长期债务。截至2024年12月31日，我们的短期债务为20.09亿美元。

截至2025年9月30日和2024年12月31日，我们的营运资本（定义为流动资产减去流动负债）赤字分别为14.2亿美元和25.8亿美元。与2024年底相比，整体11.60亿美元的有利变化主要是由于（i）2025年6月到期的15亿美元优先票据导致未来12个月到期的优先票据减少11.25亿美元；（ii）应计利息减少1.81亿美元，部分被部分用于为我们的Outrigger Energy收购提供资金的商业票据借款增加2.37亿美元所抵消。通常，我们的营运资金会因预定债务支付的时间、收款的时间差异和
48

应收款项和应付款项的支付，我们的衍生合约的公允价值变动，以及我们的现金和现金等价物的变化，这是由于在支付投资和融资活动的款项后，来自运营的现金过剩。

资本支出

我们按照公认会计原则核算我们的资本支出。此外，我们将资本支出区分如下：
支出类型 支出的实物确定
持续的资本支出
•投资以保持运营完整性并延长我们资产的使用寿命
扩张资本支出（可自由支配的资本支出）
•为扩大吞吐量或容量而进行的投资，而不是在进行或获得增加或改进之前就已经存在的投资

维持性资本支出的预算编制，我们称之为维持性资本支出，每年都在自下而上的基础上进行。对于我们的每一项资产，我们为维持安全和高效运营、满足客户需求以及遵守我们的运营政策和适用法律所必需的那些持续性资本支出进行预算和进行预算。我们可能会为我们期望产生经济效益的额外持续资本支出进行预算，例如提高效率和/或降低未来费用。针对我们的业务部门确定的特定投资机会，我们通常期望从中获得足够的回报以证明支出的合理性，扩张资本支出的预算编制和批准通常在一年中定期逐个项目进行。随着时间的推移，包含扩张资本项目的资产可能会导致额外的持续资本支出。就新建造的资产而言，维持资本支出的需要往往很少，但随着此类资产老化和经历磨损，往往会随着时间的推移而增加。无论资产是否来自维持或扩张资本支出，一旦完成，将此类资产添加到我们的可折旧资产基础将影响我们对受影响或由此产生的资产的剩余使用寿命的折旧、损耗和摊销的计算。

通常，确定一项资本支出是分类为持续性还是扩张性资本支出是在项目层面上进行的。将我们的资本支出分类为扩张资本支出或维持资本支出是与我们的会计政策一致的，通常是一个简单的过程，但在某些情况下可能是管理层判断和酌情决定的问题。

我们截至2025年9月30日止九个月的资本支出，以及我们预计2025年剩余时间用于维持资产和扩展业务的金额如下：
九个月结束
2025年9月30日
2025年剩余
预计2025年
（百万）
资本支出：
持续的资本支出 $ 678 $ 260 $ 938
扩张资本支出 1,460 722 2,182
应计资本支出、承包商保留金和其他 68 — —
资本支出 $ 2,206 $ 982 $ 3,120
加：
未合并合资企业的持续资本支出（a） $ 131 $ 53 $ 184
对未合并合资企业的投资（b） 150 16 166
减：合并合资伙伴的持续资本支出 (6) (4) (10)
减：合并合资伙伴的扩张资本支出 (8) — (8)
减：与一项持续性资本支出相关的保险偿付 (14) — (14)
收购 648 — 648
应计资本支出、承包商保留金和其他 (68) — —
资本投资总额 $ 3,039 $ 1,047 $ 4,086
(a)我们的合资企业维持资本支出一般不需要我们进行现金支出。
49

(b)反映对未合并合资企业的现金贡献。还包括对未合并的合资企业的贡献，这些贡献在合资企业宣布作为分配给我们的金额内净额。

我们的资本投资包括以下内容：
九个月结束
2025年9月30日
2025年剩余
预计2025年
（百万）
持续资本投资
不动产、厂房和设备的资本支出 $ 678 $ 260 $ 938
未合并合资企业的持续资本支出（a） 131 53 184
减：合并合资伙伴的持续资本支出 (6) (4) (10)
减：与一项持续性资本支出相关的保险偿付 (14) — (14)
维持资本投资总额 789 309 1,098
扩张资本投资
不动产、厂房和设备的资本支出 1,460 722 2,182
对未合并合资企业的投资（b） 150 16 166
减：合并合资伙伴的扩张资本支出 (8) — (8)
收购 648 — 648
扩张资本投资总额 2,250 738 2,988
资本投资总额 $ 3,039 $ 1,047 $ 4,086
(a)我们的合资企业维持资本支出一般不需要我们进行现金支出。
(b)反映对未合并合资企业的现金贡献。还包括对未合并的合资企业的贡献，这些贡献在合资企业宣布作为分配给我们的金额内净额。

表外安排

我们对未在我们的财务报表中合并的其他实体的义务没有发生重大变化，这将影响我们2024年10-K表中截至2024年12月31日的披露。

截至2025年9月30日和2024年12月31日，购买不动产、厂房和设备的承付款分别为11.73亿美元和8.09亿美元。增加3.64亿美元主要是由于与我们的天然气管道业务部门相关的资本承诺增加。

现金流

下表汇总了我们在2025年至2024年期间由（用于）经营、投资和融资活动提供的净现金流量：
九个月结束
9月30日，
2025 2024 变化
（百万）
提供（使用）的现金净额
经营活动 $ 4,225 $ 4,125 $ 100
投资活动 (2,702) (1,858) (844)
融资活动 (1,604) (2,230) 626
现金、现金等价物和受限制存款净增加（减少）额 $ (81) $ 37 $ (118)

经营活动

截至2025年9月30日和2024年9月30日的可比九个月期间，经营活动提供的现金净额较高，这是由于我们的天然气管道业务部门的贡献增加。
50


投资活动

在截至2025年9月30日和2024年9月30日的可比九个月期间，用于投资活动的现金增加了8.44亿美元，原因如下：

•2025年用于Outrigger Energy收购的6.48亿美元现金；以及
•资本支出增加3.49亿美元，主要受我们天然气管道扩建项目的推动，CO2，和产品管道业务部门，部分被我们的终端业务部门的减少所抵消；部分被
•股权投资的分配增加了1.52亿美元，这主要是由于我们收到了债务再融资的比例份额而导致的对SNG的投资。

融资活动

在截至2025年9月30日和2024年的可比九个月期间，减去用于融资活动的现金6.26亿美元，这主要是由于我们在2025年为收购Outrigger Energy筹集的债务。

股息

我们预计将在2025年宣布我们股票的股息为每股1.17美元。下表反映了我们宣布的2025年股息：
三个月结束 该期间每股季度股息总额 申报日期 记录日期 派息日期
2025年3月31日 $ 0.2925 2025年4月16日 2025年4月30日 2025年5月15日
2025年6月30日 0.2925 2025年7月16日 2025年7月31日 2025年8月15日
2025年9月30日 0.2925 2025年10月22日 2025年11月3日 2025年11月17日

我们股本的实际股息金额将取决于许多因素，包括我们的财务状况和经营业绩、流动性要求、业务前景、资本要求、法律、监管和合同约束、税法、特拉华州法律和其他因素。见项目1a。“风险因素——与我们股本所有权相关的风险——我们为预期股息提供的指导是基于估计。可能会出现导致使用资金支付预期股息或投资于我们业务之间发生冲突的情况。”我们的2024年10-K表格。所有这些事项将由我们的董事会在宣布股息时考虑在内。

我们的分红不是累积性的。因此，如果我们股票的股息没有按预期水平支付，我们的股东将无权在未来收到这些款项。我们的股息一般会在每年2月、5月、8月、11月的15日或前后派发。
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子公司证券担保合并财务信息汇总

KMI及若干附属公司（附属发行人）乃若干债务证券的发行人。KMI和KMI几乎所有的全资国内子公司（子公司担保人），是交叉担保协议的当事人，根据该协议，协议的每一方无条件地共同和个别地保证支付协议另一方的特定债务。据此，除被确定为附属非担保人（附属非担保人）的若干附属公司外，母发行人、附属发行人及附属担保人（“义务组”）均为我们担保债务（担保票据）各系列的担保人。由于签订了交叉担保协议，任何由KMI发行的有担保票据的持有人或其附属发行人对KMI以及附属发行人和担保人的净资产和收入处于相同的地位。每份被担保票据的持有人无法用于偿付该等证券的唯一金额为附属非担保人的净资产和收入。

我们没有为义务集团提供单独的财务报表，而是根据SEC规则S-X的规则13-01为义务集团提供了随附的补充汇总的合并损益表和资产负债表信息。另请参阅本报告的附件TERM0 10.1“KMI及其某些子公司之间日期为2014年11月26日的交叉担保协议，附表更新时间截至2025年9月30日。”

义务集团之间的所有重大公司间项目已在补充汇总合并财务信息中消除。义务集团对子公司非担保人的投资余额已从补充汇总合并财务信息中剔除。义务集团与其他关联方，包括附属非担保人（简称“关联公司”）的重大公司间余额和活动在随附的补充汇总合并财务信息中单独列报。

不计公允价值调整，截至2025年9月30日和2024年12月31日，债务集团的未偿担保票据分别为317.07亿美元和310.52亿美元。

债务集团的合并资产负债表和损益表信息摘要如下：
合并资产负债表信息汇总 2025年9月30日 2024年12月31日
（百万）
流动资产 $ 2,146 $ 2,216
流动资产-附属公司 753 735
非流动资产 64,353 63,267
非流动资产-关联公司 781 813
总资产 $ 68,033 $ 67,031
流动负债 $ 3,534 $ 4,737
流动负债-附属公司 755 758
非流动负债 36,034 34,052
非流动负债-关联公司 1,760 1,561
负债总额 42,083 41,108
金德尔摩根公司的股东权益 25,950 25,923
负债总额和股东权益 $ 68,033 $ 67,031
合并损益表信息汇总 三个月结束
2025年9月30日		 九个月结束
2025年9月30日
（百万）
收入 $ 3,784 $ 11,377
营业收入 923 2,955
净收入 505 1,708

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项目3。关于市场风险的定量和定性披露。

市场风险敞口没有发生重大变化，这将影响我们2024年10-K表第二部分第7A项中截至2024年12月31日的定量和定性披露。有关我们风险管理活动的更多信息，请参阅我们合并财务报表第1项附注5“风险管理”。

项目4。控制和程序。

截至2025年9月30日，我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，已根据1934年证券交易法规则13a-15（b）评估了我们的披露控制和程序的设计和运作的有效性。任何披露控制和程序系统的有效性都存在固有的局限性，包括人为错误的可能性以及规避或压倒控制和程序的可能性。因此，即使是有效的披露控制和程序也只能为实现其控制目标提供合理保证。基于并截至评估之日，我们的首席执行官和我们的首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序的设计和运作是有效的，以合理保证我们根据1934年《证券交易法》提交和提交的报告中要求披露的信息在需要时被记录、处理、汇总和报告，并被积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官（视情况而定），以便及时就要求的披露做出决定。截至2025年9月30日的季度，我们对财务报告的内部控制没有发生任何重大影响或合理可能重大影响我们对财务报告的内部控制的变化。

第二部分。其他信息

项目1。法律程序。

请参阅我们的合并财务报表第一部分第1项附注9，标题为“诉讼和环境”，该项目通过引用并入本项目。

项目1a。风险因素。

我们的2024年10-K表第一部分第1A项和第二部分第1A项中披露的风险因素没有重大变化。“风险因素”我们截至2025年3月31日止季度的10-Q表格季度报告。

项目2。股权证券的未登记销售及所得款项用途。

没有。

项目3。优先证券违约。

没有。

项目4。矿山安全披露。

除一个终端设施在矿山安全和健康管理局处于临时闲置状态外，我们不拥有或经营根据《多德-弗兰克法案》的矿山安全披露要求适用报告要求的矿山。截至2025年9月30日的季度，我们没有收到任何特定的健康和安全违规行为、命令或引用、相关评估或法律行动、与采矿相关的死亡事件或需要根据《多德-弗兰克法案》的矿山安全披露要求进行披露的类似事件。

项目5。其他信息。

在截至2025年9月30日的季度内，我们的任何董事或高级管理人员（根据1934年《证券交易法》第16a-1（f）条的定义） 通过 , 终止 或修改规则10b5-1交易安排或非规则10b5-1交易安排（因为这些条款在条例S-K第408项中定义）。

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项目6。展品。

附件编号 说明
3.1
3.2
10.1
22.1
31.1
31.2
32.1
32.2
101 交互式数据文件（格式为内联XBRL）。
104 封面页交互式数据文件（格式为内联XBRL，包含在附件 101中）。


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签名

根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式安排由以下签署人代表其签署本报告并获得正式授权。

金德尔摩根公司
注册人
日期： 2025年10月24日 签名： /s/David P. Michels
David P. Michels
副总裁兼首席财务官
（首席财务和会计干事）
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