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项目1c。网络安全

评估、识别和管理网络安全风险的流程说明

我们使用的信息和运营技术基础设施对我们的业务运营以及我们执行日常运营的能力都很重要。在正常业务过程中，我们可能会收集和存储某些敏感信息

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合伙企业，包括专有和机密商业信息、商业秘密、知识产权、敏感的第三方和员工信息，以及某些个人身份信息。

该伙伴关系维护一个共享服务网络安全计划，用于评估、识别和管理来自网络安全威胁的重大风险。该计划包括以美国国家标准与技术研究院的网络安全框架为蓝本的流程，重点是使用业务驱动因素来指导网络安全活动。该项目由我们的首席信息官管理，他由负责开展我们日常信息技术（“IT”）运营的全职员工团队（统称“IT团队”）提供支持。 此外，伙伴关系将网络安全风险视为伙伴关系整体风险管理流程的一部分，并将其网络安全计划纳入其中。 通过与联邦调查局（FBI）、网络安全和基础设施安全局（CISA）、运输安全管理局（TSA）和美国海岸警卫队（USCG）的指导接触，我们寻求遵循行业网络安全标准，保护我们的基础设施免受国内和国际威胁的网络攻击。

我们寻求在网络安全管理、企业各级的技术、政策和培训方面采用深入防御的方法，旨在确保伙伴关系的资产安全和运作。我们使用各种流程作为努力的一部分，以维护我们系统的机密性、完整性和可用性，包括安全威胁情报、事件响应、身份和访问管理、供应链安全评估、端点扩展检测和响应保护、网络分割、数据加密、事件监控和安全运营中心（SOC）。 为了验证我们的网络安全计划的有效性并评估此类计划是否符合法律和监管要求，我们聘请第三方服务提供商进行审计、评估和渗透测试。

我们员工的网络安全意识是通过定期培训和意识计划来促进的。所有有权访问我们系统的员工都必须接受年度网络安全培训，并且每年，我们的员工都必须审查并承认我们的网络安全政策。此外，我们的IT团队经过培训，了解如何管理、使用和保护个人身份信息。已实施用户访问控制，以限制未经授权访问敏感信息和关键系统。除其他措施外，员工被要求使用多因素身份验证并为他们的密码保密。

我们认识到，第三方服务提供商可能会引入网络安全风险。为了努力减轻这些风险，在与某些技术服务提供商签约之前，如果可能，我们会进行尽职调查，以评估他们的网络安全能力。此外，我们努力在与这些提供商的合同中纳入网络安全要求，并努力要求他们遵守安全标准和协议。此外，我们还努力与任何有权访问个人身份员工信息的第三方服务提供商进行接触，以评估他们的安全控制。

最后，该伙伴关系维持网络安全保险的覆盖范围。

网络安全威胁风险的影响

能源行业越来越依赖信息技术和运营技术来支持关键功能，例如能源分配和管理活动，这增加了其在网络安全事件中的脆弱性。因此，全球网络安全事件激增，无论是由故意攻击还是意外事件引起，都对我们的部门提出了重大挑战。随着网络安全威胁的复杂性和规模日益扩大，预防、检测、缓解和补救这些事件仍然是该行业持续且要求越来越高的任务。遵守不断变化的网络安全报告要求，例如FERC规定的要求，带来了重大挑战。这些规定要求及时和详细地报告网络事件，需要大量资源和健全的内部流程来确保遵守。不遵守可能会导致法律处罚、加大监管审查和声誉受损。此外，这些要求的动态性质可能导致义务重叠或不一致，使合规工作进一步复杂化。监测这些发展并将其纳入我们的网络安全和合规框架对于减轻潜在风险至关重要。

截至本10-K表格年度报告之日，尽管合作伙伴关系和我们的服务提供商经历了某些网络安全事件，但我们不知道在财务或运营方面对合作伙伴关系产生重大影响或合理可能产生重大影响的任何网络安全威胁。 网络安全事件响应是伙伴关系网络安全计划和伙伴关系业务连续性计划的组成部分，这些计划旨在限制服务中断，并在发生灾害时提供持续的业务运营，无论是物理、环境还是网络性质的。然而，我们认识到，网络安全威胁正在不断演变，仍然存在网络安全事件可能对伙伴关系产生潜在负面影响的风险。尽管我们实施了网络安全流程，但我们不能保证不会发生重大的网络安全攻击。对我们的信息系统或运营技术系统的成功攻击可能会对我们的业务产生重大影响，包括客户所依赖的关键服务中断。虽然我们将资源用于我们的安全措施以保护我们的系统和信息，

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这些措施无法提供绝对的安全保障。由于合伙企业在过去几年中进行的收购数量以及在整个企业中实施技术标准所需的时间，某些资产可能处于不同的整合阶段，并且可能应用了不完整的网络安全控制。有关网络安全风险的更多信息，请参见“第1a项。风险因素—影响我们或我们的服务提供商的网络安全攻击、数据泄露和其他中断可能会对我们的业务、运营、声誉和财务业绩产生重大不利影响；并且——如果我们的信息系统出现故障，我们的运营可能会受到干扰，从而导致费用增加和销售损失。”

董事会的监督和管理层的作用

我们的首席信息官负责评估和管理伙伴关系受到网络安全威胁的重大风险，包括合并后组织的网络安全威胁预防、检测、缓解和补救，并监督伙伴关系在IT、网络安全、基础设施和IT治理方面的职能（包括伙伴关系的IT团队）。我们的首席信息官拥有超过35年的领导业务技术职能的经验。伙伴关系的IT团队支持首席信息官努力遵守适用的网络安全标准，建立有效的网络安全协议，并保护我们IT基础设施的完整性、保密性和可用性。该团队成员在IT领域拥有超过50年的综合经验，其中20年致力于网络安全，并持有各种认证，包括全球工业网络安全专业人员（GICSP）、认证信息系统安全专业人员（CISSP）和认证道德黑客（CEH）认证。 我们的网络事件响应计划要求在我们的IT环境中检测到可疑活动的IT团队成员将该活动升级为主管，然后由主管评估威胁。如有必要，将向首席信息官报告可疑活动。每当发现网络安全事件可能对我们的业务运营产生潜在重大影响时，IT团队都会通知管理层（包括来自法律、人力资源、IT和企业安全部门的代表）。

该合伙企业的董事会已将网络安全风险的监督责任委托给审计委员会。 IT团队定期向高级管理层和审计委员会提供网络安全计划更新。管理层还在发现新风险以及为减轻此类风险而采取的步骤时更新审计委员会。审计委员会审查有关我们网络安全风险管理的定期报告和更新。

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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。

我们的合并财务报表反映了以下可报告分部：

•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。

该伙伴关系拥有并运营州内天然气管道系统和储存设施，这些系统在德克萨斯州、俄克拉荷马州和路易斯安那州从事采购、收集、运输、加工和销售天然气和NGLs的业务。

该合伙企业还拥有并运营直接或通过权益法投资的州际管道，将天然气输送到美国的各个市场。

该伙伴关系还从事中游服务，专注于在美国一些最多产的天然气产区提供天然气的收集、加工、压缩、处理和运输，包括二叠纪、阿纳达科、阿科马、雨果顿、粉河和威利斯顿盆地，以及伊格尔福特、海恩斯维尔、巴内特、马塞勒斯和尤蒂卡页岩。

该伙伴关系的业务还包括原油、NGL和精炼产品运输、终端服务、收购和营销活动，以及NGL储存和分馏以及LNG再气化。

该合伙企业拥有太阳石油 LP的控股权，该公司从事能源基础设施和汽车燃料分销 32 北美、大加勒比和欧洲的国家和地区。太阳石油 LP的中游业务包括广泛的超 14,000 英里的管道和超过 160 终端。太阳石油 LP的燃料分销业务服务于约 11,000 太阳石油和合作伙伴品牌地点，以及额外的独立经销商和商业客户。截至2025年12月31日，我们在太阳石油 LP中的权益包括 100 普通合伙人和IDR的百分比，以及 28.5 百万个普通单位。此外，该合伙企业还控制着SunocoCorp Management LLC，后者控制着SunocoCorp。SunoCoCorp唯一产生现金的资产是太阳石油 LP的D类单位。

该合伙企业拥有USAC的控股权，该公司为天然气和原油的生产商、加工商、采集商和运输商提供压缩服务。截至2025年12月31日，我们在USAC的权益包括 100 %的普通合伙人和 46.1 百万个普通单位。

介绍的依据。 此处呈报的能源转换 LP的合并财务报表是根据公认会计原则并根据SEC的规则和条例编制的。我们合并了我们拥有控股财务权益的所有子公司以及我们控制普通合伙人的有限合伙企业。所有重要的公司间交易和账户均在合并中消除。

此处列报的能源转换合并财务报表包括我们控股的子公司的经营业绩，这些子公司包括SunoCoCorp、太阳石油 LP和USAC。我们还根据合伙企业在其子公司太阳石油 LP中的权益，在可变利益模型下将SunoCoCorp合并为其主要受益人。

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。

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估计数的使用

按照公认会计原则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，这些估计和假设会影响资产和负债的报告金额以及在财务报表日期或有资产和负债的应计和披露以及报告期间收入和支出的报告金额。

石油天然气行业通过在交付月份的次月月底处理实际交易开展业务。因此，我们大部分业务的当前月份财务业绩是使用数量估计和市场价格估计的。估计结果与实际结果之间的任何差异将在下个月的财务报表中确认。管理层认为，估计经营业绩代表所有重大方面的实际结果。

管理层作出的其他一些重大估计包括但不限于被套期保值的某些预测交易的时间、衍生工具的公允价值、折旧和摊销的使用寿命、采购会计分配和无形资产的后续可变现性、商誉减值测试中使用的公允价值计量、库存的市场价值、受监管的费率制定过程产生的资产和负债、应急准备金和环境准备金。实际结果可能与这些估计不同。

监管会计–监管资产和负债

我们的州际运输和仓储分部受某些州和联邦当局的监管，该分部的某些子公司的会计政策符合监管机构的会计要求和费率制定惯例，符合会计准则编纂（“ASC”）主题980。这些会计政策的应用允许我们的某些受监管实体将资产负债表上的费用和收入作为监管资产和负债递延，当这些费用和收入很可能在利率制定过程中被允许在与不受监管的公司本应在综合经营报表中反映的期间不同的时期时。这些递延资产和负债将在相同金额计入差饷并从客户收回或退还给客户的期间的经营业绩中报告。管理层对监管资产和负债的回收或转嫁概率的评估将需要对法律和监管委员会命令进行判断和解释。如因任何原因，我们对这些主体不再符合适用ASC主题980下监管会计处理的标准，则与不再符合该标准的那些部分相关的监管资产和负债将在监管会计处理终止发生期间的合并资产负债表中予以抵销。

尽管Panhandle的天然气输送系统和储存业务根据NGA和NGPA受FERC管辖，但Panhandle目前未在其基于GAAP的合并财务报表中应用ASC主题980，这主要是由于与关税税率的折现水平以及其无法收回特定成本。

现金、现金等价物及补充现金流量信息

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。

我们将现金存款和临时现金投资存放在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。

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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：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
应收账款			$	( 77 )					$	( 775 )					$	( 171 )
应收关联公司账款			31						15						( 5 )
库存			( 717 )						( 735 )						35
其他流动资产			( 80 )						82						221
其他非流动资产，净额			( 120 )						( 166 )						( 125 )
应付账款			( 322 )						1,315						( 501 )
应付关联公司账款			( 24 )						( 35 )						( 38 )
应计及其他流动负债			( 96 )						166						209
其他非流动负债			( 523 )						( 123 )						( 33 )
衍生资产和负债，净额			( 48 )						60						( 43 )
经营资产和负债净变动，扣除收购和资产剥离的影响			$	( 1,976 )					$	( 196 )					$	( 451 )

非现金投融资活动及补充现金流信息如下：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
非现金投资和融资活动：
应计资本支出			$	1,112					$	688					$	442
取得的租赁资产换取新的租赁负债			296						7						23
分配再投资			45						89						90
就收购发行的能源转换普通单位(1)			—						833						3,940
USAC行使优先单位并将其转换为普通单位			164						301						—
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						—
以交易所交易方式兑付发行的太阳石油 LP优先票据			3,654						—						—
就收购发行的太阳石油 LP普通单位（非控股权益）(1)			4,038						2,850						—
补充现金流信息：
支付利息的现金，利息资本化后的净额			$	3,136					$	2,884					$	2,298

(1) 更多信息见附注3。

应收账款，净额

我们的业务与能源部门的各种交易对手打交道。内部信用评级和信用限额分配给所有交易对手，并根据信用敞口对限额进行监测。根据与交易对手的内部信用评级和商业活动水平，可能会要求非投资级别的交易对手提供信用证或预付款。

我们拥有多样化的客户组合；然而，由于我们提供的中游和运输服务，我们的许多客户从事勘探和生产部门。我们管理贸易信用风险，以减轻信用损失和无法收回的贸易应收款风险。定期对潜在客户和现有客户进行资信审查，以在批准的容忍度范围内管理信用风险。未达到最低信用标准的客户被要求以信用证、预付款或其他担保形式提供额外的信用支持。我们根据这些应收账款的预期最终回收情况建立贸易应收账款信用损失准备金，并考虑许多因素，包括历史客户收款经验、一般和特定经济趋势，以及与可能影响可收回性的个人客户、行业和交易相关的已知特定问题。津贴的变动记录为业务费用的一部分；津贴的减少记录在

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应收款项后续收回或核销。当我们的努力未能成功收回到期金额时，将注销逾期应收账款余额。

库存

存货主要包括储存的天然气、NGLs和精炼产品、原油和备件，均采用加权平均成本法按成本与可变现净值孰低进行估值。

太阳石油 LP的燃料库存，除加勒比地区外，均采用后进先出（“后进先出”）方法以成本或市场中的较低者列示。截至2025年12月31日和2024年12月31日，太阳石油 LP的燃料库存余额包括成本或市场储备中较低者$ 472 百万美元 316 分别为百万。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，该合伙企业的综合运营和综合收益报表不包括清算太阳石油 LP的后进先出燃料库存所产生的任何重大收入。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，伙伴关系销售产品的成本包括不利的库存调整$ 156 百万，$ 86 万美元和1.14亿美元，分别减少了净收入。

太阳石油 LP在加勒比地区的燃料库存，总计$ 88 2025年12月31日的百万，采用先进先出法按成本或市场较低者列报。根据这种方法，出售燃料的成本包括较早的购置成本，其中包括运输和储存成本。

伙伴关系的清单包括以下内容：

			12月31日，
			2025						2024
天然气、NGLs和精炼产品			$	3,506					$	1,989
原油			286						400
备件及其他			978						681
总库存			$	4,770					$	3,070

我们利用商品衍生品来管理与我们的天然气库存相关的价格波动。指定套期保值存货的公允价值变动记录在我们综合资产负债表的存货中，销售产品的成本记录在我们的综合经营报表中。

其他流动资产

其他流动资产包括：

			12月31日，
			2025						2024
支付给供应商的定金			$	216					$	150
预付费用及其他			472						327
其他流动资产合计			$	688					$	477

物业、厂房及设备，净额

物业、厂房及设备按成本减累计折旧列账。折旧是在资产的估计有用年限或FERC规定的年限（如适用）内使用直线法计算的。不增加容量或延长使用寿命的维护和维修支出按发生时支销。用于翻新资产、延长资产使用寿命或防止环境污染的支出，在资产剩余使用寿命内予以资本化和折旧。此外，我们将与资产建造直接相关的某些成本资本化，包括内部人工成本、利息和工程成本。在处置或报废管道组件或天然气工厂组件时，任何收益或损失均记入累计折旧。当整个管道系统、天然气工厂或其他财产和设备退役或出售时，任何收益或损失都包含在我们的综合经营报表中。

每当有事件或情况变化显示该等资产的账面值可能无法收回时，均会对物业、厂房及设备进行减值审查。如果这样的审查应该表明长期资产的账面价值是无法收回的，我们将这类资产的账面价值减至公允价值。

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截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，USAC确认的固定资产减值为$ 8 百万，$ 1 百万美元 12 百万，分别主要与其压缩设备有关，这是其评估未来部署闲置车队的结果。

2025年，伙伴关系录得$ 256 与查尔斯湖LNG出口项目停工相关的百万固定资产减值。

资本化利息包括在管道建设项目中，但某些州际项目除外，其建设期间使用的资金备抵（“AFUDC”）是应计的。利息根据相关成本发生时我们未偿债务当时的加权平均利率资本化。AFUDC是根据FERC规定的指导方针计算的，并作为州际项目公用事业工厂成本的一部分资本化。它代表了投资于建筑在制品的资本的维修成本。AFUDC分为两个组成部分——借入资金和股权资金。

不动产、厂房和设备的组成部分和使用寿命如下：

			12月31日，
			2025						2024
土地和改善			$	3,051					$	1,675
建筑物和改善（1至40年）			8,448						4,688
管道和设备（5至65年）			101,506						97,078
产品储存及相关设施（2至40年）			8,399						7,869
路权（20至65年）			9,344						9,239
其他（1至48年）			4,694						4,060
建筑在制品			5,841						4,633
			141,283						129,242
减–累计折旧及损耗			( 39,141 )						( 34,030 )
固定资产、工厂及设备，净值			$	102,142					$	95,212

我们确认了列报期间的以下金额：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
折旧、损耗和摊销费用			$	5,203					$	4,701					$	3,986
资本化利息			150						120						77

对未合并附属公司的投资

我们拥有多项以权益法核算的相关业务的权益。一般情况下，对于我们对被投资方的经营和财务政策施加重大影响但不加以控制的投资，我们采用权益法核算。当情况表明投资价值下降不是暂时性的时，对未合并关联公司的投资的减值被确认。

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其他非流动资产，净额

其他非流动资产，净额按成本减累计摊销后列示。 其他非流动资产，净额包括以下各项：

			12月31日，
			2025						2024
原油管道衬里和罐底			$	787					$	743
监管资产			40						39
养老金资产			209						188
递延费用			146						151
受限资金			210						216
其他			1,199						680
其他非流动资产合计，净额			$	2,591					$	2,017

受限制的资金主要包括在我们全资拥有的专属保险公司中持有的投资，包括数量不大的受限制现金。

净无形资产

无形资产按成本、扣除按直线法计算的摊销后的净额列报。合伙企业在任何已完全摊销的无形资产被完全摊销的当年，去除账面总额和相关的累计摊销。

无形资产的组成部分和使用寿命如下：

			2025年12月31日												2024年12月31日
			毛额 携带 金额						累计 摊销						毛额 携带 金额						累计 摊销
可摊销无形资产：
客户关系、合同和协议（3至46年）			$	10,859					$	( 4,128 )					$	9,304					$	( 3,654 )
专利（10年）			48						( 48 )						48						( 48 )
商品名称（20年）			66						( 51 )						66						( 48 )
其他（5至20年）			95						( 9 )						12						( 11 )
可摊销无形资产合计			11,068						( 4,236 )						9,430						( 3,761 )
不可摊销的无形资产：
商标			606						—						302						—
不可摊销的无形资产总额			606						—						302						—
无形资产总额			$	11,674					$	( 4,236 )					$	9,732					$	( 3,761 )

无形资产摊销费用合计如下：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
在折旧、损耗和摊销费用中报告			$	479					$	464					$	399

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预计未来五年无形资产摊销总额如下：

截至12月31日的年度：
2026			$	558
2027			542
2028			539
2029			533
2030			516

每当有事件或情况变化表明此类资产的账面值可能无法收回时，我们都会对可摊销无形资产进行减值审查。如果此类审查应表明可摊销无形资产的账面价值不可收回，我们将此类资产的账面价值减至公允价值。我们每年都会对不可摊销的无形资产进行减值审查，如果情况需要，则更频繁地进行。

商誉

商誉每年进行减值测试，如果情况表明商誉可能发生减值，则更频繁地进行减值测试。第四季度进行了年度减值测试。

商誉账面值变动情况如下：

															中游						NGL和精炼产品运输与服务						原油运输和服务						对太阳石油 LP的投资												所有其他						合计
余额，2023年12月31日															$	601					$	884					$	853					$	1,599											$	82					$	4,019
收购															—						—						—						16												—						16
处置															—						—						—						( 138 )												—						( 138 )
其他															16						2						( 12 )						—												—						6
余额，2024年12月31日															617						886						841						1,477												82						3,903
收购															—						—						—						1,528												—						1,528
其他															—						—						—						21												—						21
余额，2025年12月31日															$	617					$	886					$	841					$	3,026											$	82					$	5,452

商誉在收购日根据初步购买价格分配入账，一般可在购买价格分配最终确定时进行调整。2025年期间，$ 1.53 亿元的商誉与太阳石油 LP收购Parkland有关。2024年期间，$ 16 百万美元的商誉与太阳石油 LP收购NuStar和$ 138 百万的商誉被移除与太阳石油 LP将204家便利店出售给7-Eleven，Inc.有关。

合伙企业采用贴现现金流量法、指引公司法或贴现现金流量法和指引公司法的加权组合确定我们报告单位的公允价值。确定报告单位的公允价值需要判断并使用重大估计和假设。这些估计和假设包括收入增长率、营业利润率、加权平均资本成本和未来市场状况等。合伙企业认为，我们在减值评估中使用的估计和假设是合理的，并且基于可获得的市场信息，但任何假设的差异都可能导致对公允价值的计算和是否表明减值的确定存在重大差异。在折现现金流量法下，合伙企业根据包括资本支出估计在内的每个报告单位的估计未来现金流量确定公允价值，并使用风险调整后的行业费率折现为现值，反映报告单位固有风险的总体水平。现金流量预测来自一年的预算金额和五年的经营预测加上后期现金流量的估计，所有这些都由管理层评估。使用管理层认为合理可能发生的增长率为每个报告单位制定后续期间的现金流量。在指导性公司法下，合伙企业通过将可比上市公司的估值倍数应用于每个报告单位的预计EBITDA，然后使用三年平均值将该估计值与类似的历史计算进行平均，来确定我们每个报告单位的估计公允价值。此外，合伙企业估计了一个合理的控制权溢价，该溢价代表了从决定企业战略和运营行动的机会中为大股东积累的增量价值。博览会

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长期资产和商誉测试中使用的价值估计主要基于公允价值层次结构的第3级输入。

资产报废义务

我们已确定，根据合同或监管要求，我们有义务在某些资产报废时拆除设施或执行其他补救措施。任何ARO的公允价值是根据与退休成本相关的估计和假设确定的，合伙企业基于历史退休成本、未来通货膨胀率和信贷调整后的无风险利率。这些公允价值评估被视为第3级计量，因为它们基于可观察和不可观察的输入。负债的变化记录为时间的流逝（增加）或最初估计为结算ARO而对现金流量进行的修正。

当存在退休资产的法定义务并且可以合理估计此种义务时，要求记录ARO。我们将在管理层能够合理估计结算日期的期间记录ARO。

截至2025年12月31日和2024年12月31日，合伙企业合并资产负债表中的其他非流动负债包括ARO $ 589 百万美元 418 分别为百万。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，与ARO相关的总增值费用为$ 13 百万，$ 11 百万美元 10 分别为百万。

除了上面讨论的ARO，管理层无法合理计量截至2025年12月31日和2024年12月31日的ARO公允价值，在大多数情况下是因为结算日期无法确定。尽管我们系统中的一些陆上资产受制于在停止使用这些资产时产生ARO的协议或法规，但ARO没有被记录下来，因为考虑到资产的预期继续使用并得到适当的维护或更换，这些资产有一个不确定的移除或放弃日期。我们的子公司还对以前拥有的炼油厂、管道和码头的其他几项资产负有法律义务，无法估计何时清偿这些义务。因此，这些资产的退休义务目前无法计量。在这些基础资产的使用寿命结束时，我们的子公司在法律上或合同上被要求放弃该资产或移走该资产。我们认为，我们可能会有与管道资产和储罐相关的额外ARO，对此无法估计ARO是否或何时结算。因此，目前无法测量这些ARO。太阳石油 LP也有与拆除地下储罐的预计未来成本相关的ARO。

个别组件资产已经并将继续进行置换，但只要天然气存在供需关系，管道和天然气集输处理系统将继续运行。基于天然气在工业和发电活动中的广泛使用，管理层预计在可预见的未来供应和需求将存在。我们制定了严格的维修保养方案，使管道和天然气集输处理系统保持良好的工作秩序。因此，尽管部分个别资产可能会被置换，但管道和天然气收集和处理系统本身将无限期保持完整。

截至2025年12月31日和2024年12月31日，合伙企业合并资产负债表上的其他非流动资产包括$ 35 百万美元 31 以解决ARO为目的而受到法律限制的资金分别为百万。

应计及其他流动负债

应计负债和其他流动负债包括以下各项：

			12月31日，
			2025						2024
应付利息			$	878					$	685
客户垫款及存款			343						360
应计资本支出			1,112						688
应计工资和福利			494						422
所得税以外的应交税费			844						737
应付汇兑			86						90
递延收入			366						322
其他			1,042						937
应计及其他流动负债合计			$	5,165					$	4,241

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在某些情况下，客户预付款和定金将从我们的客户收到，作为下个月天然气交付的预付款。当客户超过其信用额度或没有资格获得开放信用时，可能需要预付款和保证金。

可赎回非控制性权益

我们的可赎回非控制性权益涉及我们合并子公司的某些优先单位持有人，他们有权根据持有人和我们合并子公司的非控制性权益持有人的选择将其优先单位转换为该子公司的普通单位，这些持有人有权将其权益出售给我们。根据适用的会计准则，非控制性权益不包括在总股本中，并在我们的综合资产负债表上反映为可赎回的非控制性权益。更多信息见附注7。

环境整治

我们为评估表明清理成本很可能且可合理估计的已确定地点的工作计提环境修复成本。此类应计费用未贴现，基于当前可获得的信息、补救行动的估计时间和相关通胀假设、现有技术和当前颁布的法律法规。如果已确定的场地存在一系列可能的环境清理费用，则应计提该范围的最小值，除非该范围内的其他某个点更有可能，在这种情况下，应计提该范围内最可能的金额。

金融工具公允价值

现金及现金等价物、应收账款和应付账款的账面价值与其公允价值相近。

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

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

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

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

下表汇总了截至2025年12月31日、2025年12月31日和2024年12月31日，我们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金融资产和负债的公允价值：

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

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			公允价值合计						2024年12月31日公允价值计量
									1级						2级
资产：
商品衍生品合计			$	263					$	263					$	—
其他非流动资产			212						212						—
总资产			$	475					$	475					$	—
负债：
商品衍生品合计			$	( 293 )					$	( 293 )					$	—
负债总额			$	( 293 )					$	( 293 )					$	—

根据我们和我们的子公司目前可用于类似期限和平均期限贷款的估计借款利率，截至2025年12月31日，我们债务的公允价值和账面金额合计为$ 68.55 十亿美元 68.33 分别为十亿。截至2024年12月31日，我们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类似负债所使用的可观察输入值的第2级估值。

援助建筑成本的贡献

在我们的某些资本项目上，第三方有义务偿还我们的全部或部分项目支出。大多数此类安排与管道建设和生产井搭售有关。对于我们的受监管业务，援助建设成本（“CIAC”）的贡献在收到时从我们的项目成本中扣除。对于我们的非监管业务，援助建设成本的贡献包含在基础合同的交易价格中。

运输和装卸费用

运输和装卸费用包括在所售产品成本中，但与压缩和处理所消耗的燃料有关的运输和装卸费用包括在营业费用中。

成本和费用

销售产品的成本包括销售燃料的实际成本，并根据我们的套期保值和其他商品衍生活动的影响进行调整，以及电器、零部件和配件的成本。运营费用包括向客户提供产品所产生的所有成本，包括对运营人员的补偿、保险费用、车辆维护、广告费用、采购成本和工厂运营。销售、一般和行政费用包括所有与合伙有关的费用以及对行政、合伙和行政人员的补偿。

我们以净额记录拟汇入政府部门的税款的征收情况，但太阳石油 LP就销售精炼产品和商品征收的消费消费税除外，这些税款在合并经营报表中既包含在收入中，也包含在成本费用中，对净收入没有影响。截至2025年12月31日、2024年及2023年12月31日止年度，太阳石油 LP征收的消费税分别为2.61亿美元、1.64亿美元及2.74亿美元。

附属单位的发行

我们将子公司的所有权权益变动记录为股权交易，没有在综合净收益或综合收益中确认收益或损失。例如，在我们的子公司在公开发行中发行普通单位时，我们将收到或支付的对价金额与调整非控股权益的金额之间的任何差异记录为合伙人资本的变化。

关联交易

合伙企业定期与其几家未合并的关联公司进行关联方交易。除商业交易外，这些交易还包括提供某些管理服务和租赁某些资产。尽管合伙企业认为此类关联方交易一般反映了市场利率，但此类协议下的定价可能无法与与非关联第三方的类似交易进行比较。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，合伙企业的合并损益表反映来自关联方的收入为$ 568 百万，$ 603 百万美元 626 分别为百万。

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外币换算

我国境外子公司的记账本位币为子公司所在国的当地货币。外币交易按交易日适用的汇率换算为相应的功能货币。以外币计价的货币性资产和负债，按合并资产负债表日的汇率折算为相应的记账本位币。汇兑损益记入综合经营报表。以外币计价的非货币性资产和负债，采用初始确认日的汇率按成本计量。

合并时，国外业务的财务报表换算成美元。国外业务的资产负债按合并资产负债表日的通行汇率折算为美元。国外业务的收入和支出按交易发生日的近似汇率换算成美元。合并折算产生的汇兑差额在其他综合收益（亏损）中确认。使用恶性通货膨胀经济体功能货币的子公司的业绩和财务状况，在根据合伙企业对恶性通货膨胀会计的政策对通货膨胀的影响进行重述后，按合并资产负债表日的现行汇率换算为美元。

就收购Parkland之后的某些内部重组交易而言，太阳石油 LP和Parkland建立了一笔以加元计价的公司间贷款。与该公司间贷款相关的外币折算损益在合伙企业综合经营报表净收益中的“其他，净额”中记录。

所得税

能源转换是一家公开交易的有限合伙企业，对于联邦和大多数州的所得税目的不征税。因此，我们的收益或损失，在不包括在应税子公司的范围内，用于联邦和大多数州的目的，被包括在个人合伙人的纳税申报表中。出于财务报表目的的净收益可能与应向单位持有人报告的应税收入存在显着差异，原因是资产和负债的计税基础和财务报告基础之间存在差异，此外还有我们的合伙协议下与应税收入相关的分配要求。在我们的有限合伙人利益中，我们无法获得有关每个合伙人的个人纳税基础的信息。

作为一家公开交易的有限合伙企业，我们须遵守一项法定要求，即我们的“合格收入”（由《国内税收法》、相关财政部条例和IRS公告定义）超过我们总总收入的90%，这是按日历年度确定的。如果我们符合条件的收入不符合这一法定要求，那么出于联邦和州所得税目的，能源转换将作为公司被征税。截至2025年、2024年及2023年12月31日止年度，我们的合资格收入符合法定要求。

合伙企业通过公司子公司开展某些活动，这些活动需缴纳联邦、州和地方以及外国所得税。这些公司子公司包括ETP Holdco、太阳石油 Retail LLC和Aloha等。本合伙企业及其企业子公司按资产负债法核算所得税。

在这种方法下，递延税项资产和负债是就现有资产和负债的财务报表账面值与其各自计税基础之间的差异导致的估计未来税务后果确认的。递延税项资产和负债采用预期收回或结算该等暂时性差异当年有效的已颁布税率计量。税率变动对递延所得税资产和负债的影响在包括颁布日期的期间内确认为收益。必要时建立估值备抵，以将递延税项资产减少到更有可能实现的金额。

所得税拨备的确定需要重大的判断、估计的运用，以及复杂税法的解释和运用。在评估可抵扣和应税项目的时间和金额以及维持不确定税务状况的可能性时，需要做出重大判断。不确定的税务状况带来的好处只有在确定不确定的税务状况很有可能经受住来自税务当局的挑战（如果有的话）后才会记录在我们的综合财务报表中。当事实和情况发生变化时，我们会重新评估这些概率，并通过所得税拨备记录任何变化。

太阳石油 LP对Parkland的收购使该合伙企业进入了第二支柱全球最低税制的范围，这是一个由经济合作与发展组织建立的立法框架，因为该合伙企业现在运营的几个司法管辖区已经颁布了第二支柱全球最低税制立法。

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根据ASC 740和当前行业指南，本合伙企业应用了临时例外情况，未确认与第二支柱纳税义务相关的递延所得税资产或负债。

合伙企业选择将IRC § 951A项下的全球无形低税收入（“GILTI”）的税款作为发生税款当年的期间成本入账，而不是根据其控制的外国公司的基础差异确认递延税款，这可能会导致未来的GILTI纳入。

衍生工具和套期保值活动的会计处理

对于符合条件的套期，我们在经营报表中正式记录、指定和评估接受套期会计处理且损益抵消被套期项目相关结果的交易的有效性。用于对我们的金融衍生品和相关交易进行估值的市场价格是使用独立的第三方价格、现成的市场信息、经纪人报价和适当的估值技术确定的。

在套期开始时，我们正式记录套期工具与被套期项目之间的关系、风险管理目标、评估和测试有效性所使用的方法以及如何计量和记录任何无效。我们还在套期保值开始时和每季度评估我们套期保值交易中使用的衍生工具是否高度有效地抵消了现金流的变化。如果我们确定一项衍生工具作为套期保值不再具有高度有效性，我们将通过将该衍生工具的公允价值变动计入当期净收益来前瞻性地终止套期会计。

如果我们将商品套期保值关系指定为公允价值套期保值，我们将被套期资产或负债的公允价值变动记入我们的综合经营报表中的产品销售成本。该金额由相关套期工具的公允价值变动抵销。任何被排除在套期无效评估之外的无效部分或金额也计入综合经营报表中的产品销售成本。

作为现金流量套期入账的衍生工具产生的现金流量报告为经营活动产生的现金流量，与被套期项目产生的现金流量属于同一类别。

如果我们将衍生金融工具指定为现金流量套期，且符合套期会计条件，则公允价值变动在AOCI中递延至标的被套期交易发生。现金流量套期公允价值变动的任何无效部分，在每一期收益中确认。与现金流量套期保值相关的在AOCI中递延的损益将保留在AOCI中，直至基础实物交易发生，除非预测的交易很可能不会在最初指定的时间段结束时或其后的额外两个月时间内发生。对于不符合套期会计条件的金融衍生工具，公允价值变动计入合并经营报表销售产品成本。

我们通过利用利率掉期和类似工具来管理一部分利率敞口。我们的某些利率衍生工具作为现金流量套期保值或公允价值套期保值入账。对于作为现金流或公允价值套期入账的利率衍生工具，我们将这些套期的已实现损益和无效部分报告在利息费用中。对于未为会计目的指定为套期的利率衍生工具，我们在合并经营报表的其他费用中报告这些衍生工具的已实现和未实现损益。

股权激励薪酬

对于限制性单位的奖励，我们根据授予日公允价值在归属期内确认补偿费用，该公允价值根据授予日标的普通单位的市场价格确定。对于现金限制性单位的奖励，我们在每个报告期末根据截至报告日基础普通单位的市场价格重新计量奖励的公允价值，公允价值记入我们合并资产负债表的其他非流动负债。

养老金和其他退休后福利计划

合伙企业确认设定受益养老金和其他退休后计划的资金过剩或资金不足状况，以计划资产的公允价值与福利义务（养老金计划的预计福利义务和其他退休后计划的累计退休后福利义务）之间的差额计量。每个资金过多的计划被确认为一项资产，每个资金不足的计划被确认为一项负债。计划资金状况的变化记录在AOCI内部权益发生变化的年份，或者，对于应用监管会计的实体，记录为监管资产或监管负债。

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收入分配

为维护合伙人资本账户，合伙协议规定，收益和损失项目一般应按照合伙人的权益百分比在合伙人之间进行分配。

最近的会计公告

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

2023年12月，FASB发布ASU2023-09，所得税（专题740）：所得税披露的改进.ASU 2023-09改进和增强了所得税披露要求，包括与税率调节和已缴所得税相关的新披露。该合伙企业在截至2025年12月31日的年度内追溯采用ASU 2023-09，并相应修订了其披露，如上文附注2中的“现金、现金等价物和补充现金流量信息”以及附注10下文所示。

终端设施收购

2025年第三季度，能源转换完成了对 two 码头设施，总现金代价约为$ 176 百万。

WTG中游收购

2024年7月15日，能源转换完成对 100 WTG Midstream会员权益的百分比。该交易的对价包括$ 2.28 亿现金和约 50.8 百万个新发行的能源转换普通单位，这些单位的公允价值约为$ 833 百万。

收购的资产包括约6,000英里的互补集气管道，这些管道延伸了能源转换在米德兰盆地的网络。此外，作为交易的一部分，该伙伴关系还增加了8个天然气加工厂，总产能约为1.3BCF/d，另外还有两个加工厂在关闭时正在建设中。自完成交易后，这200 MMcF/d加工厂中的一家投入使用。

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

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下表汇总了收购资产和承担的负债之间假定的购买价格分配情况：

			截至2024年7月15日
流动资产总额			$	334
固定资产、工厂及设备，净值			3,109
租赁使用权资产，净额			8
无形资产，净值			20
总资产			3,471
流动负债合计			394
非流动经营租赁负债			5
其他非流动负债			20
负债总额			419
总对价			3,052
收到的现金			45
总对价，扣除收到的现金			$	3,007

Crestwood收购

2023年11月3日，能源转换收购了Crestwood，后者拥有位于特拉华州威利斯顿和粉河盆地的收集和加工资产。根据合并协议的条款，Crestwood共同单位的持有人收到 2.07 就其持有的每个Crestwood共同单位（“共同单位合并对价”）进行能源转换共同单位。此外，每个未偿还的Crestwood优先单位均由此类Crestwood优先单位的持有人选择，即：（i）转换为系列I优先单位，这是一种新的能源转换优先单位，其条款与Crestwood优先单位基本相似，包括在经济和结构保护方面；（ii）赎回以换取$ 9.857484 以现金加上截至该赎回日期的应计和未支付分配；或（iii）按当时适用的一个Crestwood共同单位兑换十个Crestwood优先单位的转换比率转换为一个Crestwood共同单位，而该等Crestwood共同单位随后收到共同单位合并对价。

交易中发出的代价合共包括约 216 百万个能源转换普通单位， 41 百万系列I优先股和$ 300 百万现金。在完成对Crestwood收购的同时，合伙企业承担了$ 2.85 亿的Crestwood优先票据本金总额并终止其循环信贷额度，其中包括偿还$ 613 百万未偿还借款。

Crestwood收购采用收购会计法入账，其中要求（其中包括）所收购的资产和承担的负债在资产负债表上按其在收购日的估计公允价值确认，任何超过所收购净资产公允价值的购买价格均记入商誉。确定收购资产的公允价值需要管理层的判断，并在适用的情况下聘请独立估值专家，并涉及使用重大估计和假设。收购资产按照折现现金流、指引公司和再生产、置换方式相结合的方式进行估值。

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下表汇总了收购资产和承担的负债之间的购买价格分配情况：

			截至2023年11月3日
流动资产总额			$	657
固定资产、工厂及设备，净值			4,772
对未合并附属公司的投资			95
租赁使用权资产，净额			27
其他非流动资产			12
无形资产，净值			1,139
商誉			1,455
总资产			8,157
流动负债合计			445
长期债务，当前到期较少			3,461
其他非流动负债			322
负债总额			4,228
非控制性权益			272
总对价			3,657
收到的现金			12
总对价，扣除收到的现金			$	3,645

Lotus中游收购

2023年5月2日，能源转换收购Lotus Midstream，总对价为$ 1.50 亿，包括营运资金。已包含对价$ 930 百万现金和约 44.5 百万个新发行的能源转换普通单位，这些单位的收购日期的公允价值总计为$ 574 百万。Lotus Midstream拥有并经营Centurion Pipeline Company LLC，这是一个位于二叠纪盆地的综合原油中游平台。

下表汇总了收购资产和承担的负债之间的购买价格分配情况：

			截至2023年5月2日
流动资产总额			$	61
固定资产、工厂及设备，净值			1,263
对未合并附属公司的投资			138
租赁使用权资产，净额			10
其他非流动资产			4
无形资产，净值			75
总资产			1,551
流动负债合计			27
其他非流动负债			16
负债总额			43
总对价			1,508
收到的现金			4
总对价，扣除收到的现金			$	1,504

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太阳石油 LP

帕克兰收购

2025年10月31日，太阳石油 LP完成了此前宣布的对Parkland的收购，据此，太阳石油 LP的全资公司子公司太阳石油 Retail LLC间接收购了Parkland的所有已发行股份，以换取现金和SunoCoCorp在收购结束时向TERM3 LP贡献的SunoCoCorp单位。根据协议条款，Parkland股东收到 0.295 SunoCoCorp单位和C $ 19.80 为每一股帕克兰股份。Parkland股东可以选择，在另一种选择中，获得C $ 44.00 每股Parkland股份现金或 0.536 每股Parkland股份的SunoCoCorp单位，但须按比例分配，以确保与交易相关的应付总对价不超过加元 19.80 截至收盘前每股已发行Parkland股票的现金和 0.295 截至收盘前，SunoCoCorp的每股Parkland股票已发行单位。就完成对Parkland的收购而言，太阳石油 LP支付了大约$ 2.6 亿元给Parkland的股东并转让 51,517,198 SunoCoCorp普通单位，这是太阳石油 LP从SunoCoCorp收到的，以换取其发行 51,517,198 向SunoCoCorp.转让D类单位。

Parkland是一家领先的国际燃料分销商、营销商和便利零售商，业务遍及 26 美洲各国。Parkland的功能货币为加元，其合并结构包括拥有多种其他功能货币的子公司。

作为交易的一部分，太阳石油 LP更改了现有子公司的用途并将其更名为SunoCoCorp。在收购Parkland之前，SunoCoCorp没有任何重大资产、负债或运营；就Parkland收购而言，太阳石油 LP将SunoCoCorp分拆，SunoCoCorp成为一家公开交易实体，就美国联邦所得税而言，该实体被归类为公司。SunoCoCorp的普通单位于2025年11月6日开始在纽约证券交易所交易。在Parkland收购之后，根据每个未偿还的SunoCoCorp单位对应一个太阳石油 LP普通单位，SunoCoCorp持有太阳石油 LP的有限合伙单位，这些单位在经济上通常相当于太阳石油 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SunoCoCorp单位持有人按每单位获得的分配相当于给予太阳石油 LP单位持有人的每单位分配ers。

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

截至这些财务报表发布之日，管理层和第三方估值专家继续评估某些假设，这可能导致公允价值在报告单位之间的分配发生变化或

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在合并资产负债表的细列项目之间，可能会影响递延税款余额和/或商誉。 下表汇总了收购资产和承担的负债之间的购买价格分配情况：

			截至2025年10月31日
流动资产总额			$	2,814
固定资产、工厂及设备，净值			5,612
对未合并附属公司的投资			341
租赁使用权资产，净额			731
递延所得税资产			210
其他非流动资产			266
无形资产，净值(1)			1,871
商誉(2)			1,528
总资产			13,373
流动负债合计			2,490
长期债务，当前到期较少			3,797
非流动经营租赁负债			731
递延所得税			965
其他非流动负债			375
负债总额			8,358
总对价			5,015
收到的现金			464
总对价，扣除收到的现金			$	4,551

(1)无形资产，净值，净额由$ 1.49 亿客户关系，剩余加权平均寿命约 20 年，$ 297 百万无限期商号和$ 85 百万其他无形资产，剩余加权平均年限约 10 年。

(2) 商誉代表商业和运营协同效应。约$ 660 因本次交易而记录的商誉中的百万预计可用于IRC SEC. 951A GILTI和外国收益和利润目的的扣除。非美国司法管辖区的商誉不可扣除。

TanQuid收购

2026年1月16日，太阳石油 LP完成了先前宣布的对TanQuid的收购，收购价格约为欧元 465 百万（约$ 540 截至2026年1月16日的百万欧元），包括约 300 百万的承担债务，减去约欧元 39 百万现金收购。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。该交易的资金来源是手头现金和太阳石油 LP信贷额度下的可用金额。截至本10-K表格提交之日，由于收购结束的时间，此业务合并的初始会计核算不完整，因此未包括在此。

NuStar收购

2024年5月3日，太阳石油 LP完成了对NuStar所有普通单位的收购。根据合并协议的条款，NuStar普通单位持有人收到 0.400 每个NuStar共同单元的太阳石油 LP共同单元。就此次收购而言，太阳石油 LP发行了约 51.5 百万个普通单位，其公允价值约为$ 2.85 亿，承担的债务总额约为$ 3.5 亿，包括约$ 56 百万的租赁相关融资义务，并承担了公允价值约为$ 800 百万。 NuStar拥有约9500英里的管道和63个终端和储存设施，用于储存和分配原油、精炼产品、可再生燃料、氨和特种液体。

NuStar收购采用收购会计法入账，其中要求（其中包括）所收购的资产和承担的负债在资产负债表上按其在收购日的估计公允价值确认，任何超过所收购净资产公允价值的购买价格均记入商誉。确定收购资产的公允价值需要管理层的判断和第三方估值专家的利用，如果

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适用，并涉及使用重大估计和假设。收购资产按照现金流折现、指引公司和再生产、置换方式相结合的方式进行估值。

下表汇总了收购资产和承担的负债之间假定的购买价格分配情况：

			截至2024年5月3日
流动资产总额			$	186
固定资产、工厂及设备，净值			6,958
租赁使用权资产，净额			136
商誉(1)			16
无形资产，净值(2)			195
其他非流动资产			127
总资产			7,618
流动负债合计			245
长期债务，当前到期较少(3)			3,500
非流动经营租赁负债			136
递延所得税			4
其他非流动负债			82
负债总额			3,967
首选单位(3)			801
总对价			2,850
收到的现金			27
总对价，扣除收到的现金			$	2,823

(1) 商誉主要代表预期的商业和运营协同效应。由于这项交易而记录的商誉没有一项可用于税收抵扣。

(2) 无形资产，净值，净额由$ 151 万的有利合同，剩余加权平均寿命约为 7 年，和$ 44 万的客户关系，剩余加权平均寿命约 15 年。

(3) 在NuStar收购完成后，太阳石油 LP赎回了所有未偿还的NuStar优先单位，总额为$ 784 万元，赎回了NUStar的次级票据，总额为$ 403 万美元，并偿还了NuStar信贷额度的未偿余额，总额为$ 455 百万。

在收购NuStar之后，太阳石油 LP购买了NuStar之前租赁的一处房产并取消了租约，导致减值$ 50 万元，以可比不动产价值为基础。

Zenith欧洲终端收购

2024年3月13日，太阳石油 LP完成了从Zenith Energy收购荷兰阿姆斯特丹和爱尔兰班特里湾的液体燃料码头，收购价格约为欧元 170 百万（$ 185 万），包括营运资金。此次收购预计将为太阳石油 LP现有的East Coast业务提供优化供应，并继续专注于增长其稳定的中游收入组合。购买价格被分配$ 6 百万元转为其他流动资产，$ 204 百万美元用于不动产、厂房和设备，$ 36 百万美元转为其他非流动资产和$ 6 百万到递延税项资产。就本次交易而言，太阳石油 LP还承担了$ 14 百万流动负债，$ 4 百万递延所得税负债和$ 43 百万其他非流动负债。太阳石油 LP也认可了一个$ 6 与收购相关的百万低价购买收益。

2025年其他收购

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 百万在

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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。

2025年第二季度太阳石油 LP共获得 151 三个单独交易中的燃料分配托运点，总对价约为$ 105 百万加上营运资金。包括的总对价$ 92 百万现金和 251,646 新发行的太阳石油 LP普通单位，其收购日期的公允价值总额约为$ 13 百万。

2025年第三季度，太阳石油 LP收购了约 70 燃料分配托运地点和 100 五项单独交易的供应协议，总现金对价约为$ 85 万，加上营运资金。

2025年第四季度，太阳石油 LP共收购 27 燃料分配托运地点和 36 经销商站点以及商业客户，在四个单独的交易中，总现金对价约为$ 64 万，加上营运资金。

其他2024年收购

2024年8月30日，太阳石油 LP以约$ 24 万，包括营运资金。购买价主要分配予物业、厂房及设备。

其他2023年收购

2023年5月1日，太阳石油 LP完成对 16 位于东海岸和中西部的精制产品终端，来自Zenith Energy，售价$ 111 万，包括营运资金。购买价格主要分配给财产和设备。

西德州特卖会

2024年4月16日，太阳石油 LP完成出售 204 位于西德克萨斯州、新墨西哥州和俄克拉荷马州的便利店到7-Eleven，Inc.，价格约为$ 1.00 亿，包括燃料和商品库存的惯常调整。作为此次出售的一部分，太阳石油 LP还修改了其与7-Eleven，Inc.现有的照付不议的燃料供应协议，以纳入额外的燃料毛利。由于此次出售，太阳石油 LP录得$ 586 百万收益（$ 442 百万，税后净额）。

USAC

J-W电力公司收购

2026年1月12日，USAC完成了对J-W Power Company的收购，后者是美国一家大型私营压缩服务提供商，总对价约为$ 860 百万，包括约$ 430 百万现金和约 18.2 百万新发行USAC普通单位。截至本10-K表格提交之日，由于收购结束的时间，此业务合并的初始会计核算不完整，因此未包括在此。

合资交易

ET-S二叠纪

自2024年7月1日起，能源转换和太阳石油 LP成立ET-S Permian，这是一家将各自在Permian盆地的原油和采出水收集资产相结合的合资企业。根据太阳石油 LP、SUN Pipeline Holdings LLC、NuStar Permian Transportation and Storage LLC、NuStar Permian Crude Logistics LLC、NuStar Permian Holdings LLC、NuStar Logistics，L.P.、ET-S Permian Holdings Company LP、ET-S Permian Pipeline Company LLC、ET-S Permian Marketing Company LLC、能源转换在2024年7月14日的无现金交易中向ET-S Permian贡献其Permian原油和采出水收集资产和业务。太阳石油 LP将其所有的二叠纪原油采集资产和业务均贡献给ET-S Permian。ET-S二叠纪不包括能源转换的长途原油管道网络，该管道网络提供从二叠纪盆地到Nederland、Houston和Cushing的原油运输。

ET-S Permian运营着超过5000英里的原油和集水管道，原油储存能力超过1100万桶。

能源转换举办 67.5 %的权益，而太阳石油 LP持有余下的 32.5 ET-S Permian的%权益。能源转换是ET-S二叠纪的运营商。

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营运的备考结果

以下截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度未经审计的备考综合经营业绩呈列，如同Parkland和NuStar收购以及West Texas出售已于2024年1月1日完成。

			截至12月31日止年度，
			2025						2024
收入			$	101,791					$	103,675
净收入			5,494						5,679

备考综合经营业绩包括以下调整：

•包括Parkland和NuStar在所有呈报期间的结果；

•包括因对Parkland和NuStar采用收购会计法而记录的公允价值调整相关的增量费用；

•包括与交易融资相关的增量利息支出；

•包括$ 175 百万的费用，代表与完成交易相关的一次性成本；

•因收购而导致的所有权相对变动进行调整；

•不包括在西德州销售中出售的便利店的结果；和

•不包括出售收益和与西德克萨斯出售相关的相关税收影响。

备考信息不一定表明如果在所述期间开始时进行Parkland收购或合并后业务的未来结果将会发生的业务结果。

自收购日期至2025年12月31日，Parkland的收入和净收入（不包括公司间交易）纳入我们的综合运营报表为$ 3.17 十亿美元 195 分别为百万。

投资说明

以下是该合伙企业的重要未合并被投资方的摘要。

柑橘

能源转换拥有一 50 Citrus的%权益。柑橘拥有 100 FGT的%，这是一个约5,362英里的天然气管道系统，起源于德克萨斯州，向佛罗里达半岛输送天然气。我们对Citrus的投资体现在我们的州际运输和存储部门。

环境保护部

能源转换拥有一 50 MEP的%权益，该公司拥有Midcontinent Express Pipeline，这是一条约500英里的天然气管道，从俄克拉荷马州东南部延伸，横跨德克萨斯州东北部、路易斯安那州北部和密西西比州中部，与阿拉巴马州巴特勒的横贯大陆天然气管道系统相互连接。我们对MEP的投资体现在州际运输和仓储领域。

白崖

能源转换拥有一 54.3 White Cliffs %的权益，White Cliffs由两条平行的12英寸共输管道组成：一条原油管道和一条NGL管道。这些管道将原油和NGLs从科罗拉多州普拉特维尔运往俄克拉荷马州库欣。White Cliffs作为未合并关联公司入账，尽管合伙企业的所有权超过50%，原因是少数权益所有者持有实质性参与权。

探索者

能源转换拥有一 15 Explorer的会员权益百分比，Explorer由一条1,850英里的管道组成，该管道源自博蒙特、亚瑟港和德克萨斯州休斯顿的炼油中心，并延伸至伊利诺伊州芝加哥。我们对Explorer的投资体现在我们的NGL以及精细化产品运输与服务板块。

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SESH

能源转换拥有一 50 SESH的%权益，该公司由一条290英里长的管道组成，在路易斯安那州、密西西比州和阿拉巴马州提供运输服务。我们对SESH的投资体现在我们的州际运输和存储部门。

与未合并关联公司相关的余额汇总

截至2025年12月31日和2024年12月31日，合伙企业对未合并关联公司的投资账面价值如下：

			12月31日，
			2025						2024
柑橘			$	1,843					$	1,818
环境保护部			279						309
白崖			177						196
探索者			65						66
SESH			231						223
其他			994						654
合计			$	3,589					$	3,266

下表列示未合并关联公司收益（亏损）中的权益：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
柑橘			$	153					$	136					$	146
环境保护部			74						63						87
白崖			17						19						10
探索者			26						34						37
SESH			57						45						31
其他			92						82						72
未合并关联公司收益中的总权益			$	419					$	379					$	383

财务信息汇总

下表显示了我们未合并关联公司Citrus、MEP、White Cliffs、Explorer和SESH（以100%为基础）在所有呈报期间的汇总选定资产负债表和损益表数据：

			12月31日，
			2025						2024
流动资产			$	462					$	446
固定资产、工厂及设备，净值			8,397						8,478
其他资产			109						105
总资产			$	8,968					$	9,029
流动负债			$	365					$	1,160
非流动负债			4,319						3,541
股权			4,284						4,328
总负债及权益			$	8,968					$	9,029

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			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
收入			$	1,862					$	1,898					$	1,914
营业收入			988						1,009						1,079
净收入			759						750						786

除上述权益法投资外，我们还有其他权益法投资对我们的合并财务报表并不重要。

每普通单位基本净收入的计算方法是，在考虑普通合伙人的权益后，将净收入除以有限合伙人未偿权益的加权平均数。每普通单位摊薄净收益的计算方法是，在考虑普通合伙人的权益后，将净收益（如本文所讨论的调整）除以有限合伙人权益的加权平均数。对于摊薄每股收益的计算，可分配给有限合伙人的收益将减少（如适用）假设与太阳石油 LP和USAC各自的长期激励计划（如适用）相关的增量单位已在相应期间内发行，则来自能源转换的有限合伙人单位所有权在太阳石油 LP和USAC中的收益减少。这类单位是根据库存股法确定的。

计算每单位基本和稀释净收益时使用的净收入和加权平均单位的对账如下：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
净收入			$	5,708					$	6,565					$	5,294
减：归属于可赎回非控股权益的净利润			67						59						60
减：归属于非控股权益的净利润			1,208						1,692						1,299
净收入，扣除非控制性权益			4,433						4,814						3,935
减：普通合伙人在收益中的权益			4						4						3
减：优先股持有人收益利息			248						362						463
减：优先单位赎回损失			8						54						—
普通单位持有人对净收益的兴趣			$	4,173					$	4,394					$	3,469
每个共同单位的基本收入：
加权平均普通单位			3,432.9						3,395.1						3,161.7
每普通单位基本收入			$	1.22					$	1.29					$	1.10
每普通单位摊薄收益：
普通单位持有人对净收益的兴趣			$	4,173					$	4,394					$	3,469
子公司股权补偿及向可转换单位分配的摊薄效应			( 1 )						( 1 )						( 1 )
普通单位持有人可获得的摊薄收益			$	4,172					$	4,393					$	3,468
加权平均普通单位			3,432.9						3,395.1						3,161.7
未归属单位奖励的稀释效应			16.6						25.4						15.5
加权平均普通单位，假设未归属单位奖励的稀释效应			3,449.5						3,420.5						3,177.2
每普通单位摊薄收益			$	1.21					$	1.28					$	1.09

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我们的债务义务包括以下内容：

			12月31日，
			2025						2024
能源转换负债
2025年3月15日到期的4.05%优先票据 (1)			—						1,000
2025年5月15日到期的2.90%优先票据 (1)			—						1,000
2025年12月1日到期的5.95%优先票据 (1)			—						400
2026年1月15日到期的4.75%优先票据 (2)(3)			1,000						1,000
2026年7月15日到期的3.90%优先票据 (2)			550						550
2026年12月1日到期的6.05%优先票据 (2)			1,000						1,000
2027年3月15日到期的4.40%优先票据			700						700
2027年4月15日到期的4.20%优先票据			600						600
2027年5月1日到期的5.625%优先票据 (3)			600						600
2027年6月1日到期的5.50%优先票据			44						44
2027年6月1日到期的5.50%优先票据			956						956
2027年10月1日到期的4.00%优先票据			750						750
2028年2月15日到期的5.55%优先票据			1,000						1,000
2028年5月15日到期的4.95%优先票据			800						800
2028年6月15日到期的4.95%优先票据			1,000						1,000
2028年12月1日到期的6.10%优先票据			500						500
2029年2月1日到期的6.00%优先票据			700						700
2029年4月15日到期的5.25%优先票据			1,500						1,500
2029年7月1日到期的5.25%优先票据			1,000						1,000
2029年7月15日到期的7.00%优先票据			66						66
2029年9月15日到期的4.15%优先票据			547						547
2029年11月15日到期的8.25%优先票据			33						33
2029年11月15日到期的8.25%优先票据			267						267
2030年4月1日到期的5.20%优先票据			650						—
2030年5月15日到期的3.75%优先票据			1,500						1,500
2030年12月1日到期的6.40%优先票据			1,000						1,000
2031年4月1日到期的7.375%优先票据			600						600
2033年2月15日到期的5.75%优先票据			1,500						1,500
2033年6月1日到期的4.05%免税债券			225						225
2033年12月1日到期的6.55%优先票据			1,500						1,500
2034年5月15日到期的5.55%优先票据			1,250						1,250
2034年9月1日到期的5.60%优先票据			1,250						1,250
2035年3月15日到期的4.90%优先票据			500						500
2035年4月1日到期的5.70%优先票据			1,250						—
2036年10月15日到期的6.625%优先票据			400						400
2038年6月15日到期的5.80%优先票据			500						500
2038年7月1日到期的7.50%优先票据			550						550
2040年2月15日到期的6.85%优先票据			250						250
于2041年6月1日到期的6.05%优先票据			700						700
2042年2月1日到期的6.50%优先票据			1,000						1,000
2042年2月15日到期的6.10%优先票据			300						300
2043年1月15日到期的4.95%优先票据			350						350
2043年2月1日到期的5.15%优先票据			450						450

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2043年10月1日到期的5.95%优先票据			450						450
2044年4月1日到期的5.30%优先票据			700						700
2044年5月15日到期的5.00%优先票据			531						531
2045年3月15日到期的5.15%优先票据			1,000						1,000
2045年5月15日到期的5.35%优先票据			800						800
2045年12月15日到期的6.125%优先票据			1,000						1,000
2047年4月15日到期的5.30%优先票据			900						900
2047年10月1日到期的5.40%优先票据			1,500						1,500
2048年6月15日到期的6.00%优先票据			1,000						1,000
2049年4月15日到期的6.25%优先票据			1,750						1,750
2050年5月15日到期的5.00%优先票据			2,000						2,000
2054年5月15日到期的5.95%优先票据			1,750						1,750
2054年9月1日到期的6.05%优先票据			1,250						1,250
2054年5月15日到期的8.00%固定对固定重置利率次级次级票据			800						800
2054年10月1日到期的7.125%固定转固定重置利率次级次级票据			400						400
2055年4月1日到期的6.20%优先票据			1,100						—
2056年2月15日到期的6.50%系列2025A次级次级票据			1,200						—
2056年2月15日到期的6.75%系列2025B次级次级票据			800						—
2066年11月1日到期的浮动利率次级次级票据			600						600
2029年4月11日到期的五年期信贷安排			2,856						2,759
未摊销溢价、折价和公允价值调整，净额			30						62
递延债务发行成本			( 277 )						( 250 )
			51,478						48,840
附属负债
Transwestern债务
2037年5月24日到期的6.16%优先票据			75						75
			75						75
巴肯项目债务
2029年4月1日到期的4.625%优先票据			850						850
递延债务发行成本			( 2 )						( 3 )
			848						847
太阳石油 LP债
2025年到期的5.750%优先票据 (1)			—						600
2026年到期的6.000%优先票据 (2)			500						500
2026年到期的3.875%加元优先票据 (2) (4)			400						—
2026年到期的Parkland 3.875%加元优先票据 (2)(5)			37						—
2027年到期6.000%优先票据			600						600
2027年到期的5.625%优先票据			550						550
2027年到期5.875%优先票据 (4)			499						—
Parkland 2027年到期5.875%优先票据 (5)			1						—
5.875%于2028年到期的优先票据			400						400
2028年到期的7.000%优先票据			500						500
2028年到期的6.000%加元优先票据 (4)			277						—
帕克兰2028年到期6.000%加元优先票据 (5)			14						—
2029年到期4.500%优先票据			800						800
2029年到期的7.000%优先票据			750						750
2029年到期4.375%加元优先票据 (4)			397						—
2029年到期Parkland 4.375%加元优先票据 (5)			40						—
2029年到期4.500%优先票据 (4)			790						—

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2029年到期的Parkland 4.500%优先票据 (5)			10						—
2030年到期4.500%优先票据			800						800
2030年到期6.375%优先票据			600						600
2030年到期4.625%优先票据 (4)			798						—
Parkland于2030年到期的4.625%优先票据 (5)			2						—
2031年到期的5.625%优先票据			1,000						—
2032年到期的7.250%优先票据			750						750
2032年到期6.625%优先票据 (4)			493						—
2032年到期的Parkland 6.625%优先票据 (5)			7						—
2033年到期的6.250%优先票据			1,000						—
2034年到期的5.875%优先票据			900						—
GoZone债券			322						322
2030年6月17日到期的太阳石油 LP信贷额度			—						203
租赁相关义务和其他太阳石油 LP子公司债务			233						132
未摊销溢价、折价和公允价值调整，净额			2						15
递延债务发行成本			( 83 )						( 37 )
			13,389						7,485
USAC债
2027年9月1日到期的6.875%优先票据 (1)			—						750
2029年3月15日到期的7.125%优先票据			1,000						1,000
2033年10月1日到期的6.250%优先票据			750						—
2030年8月27日到期的USAC信贷额度			795						772
递延债务发行成本			( 21 )						( 20 )
			2,524						2,502
其他长期债务			19						11
总债务			68,333						59,760
减：本期到期长期债务			25						8
长期债务，当前到期较少			$	68,308					$	59,752

(1) 这些票据已于2025年赎回。

(2) 截至2025年12月31日，这些债务被归类为长期债务，因为管理层有意图和能力在长期基础上为借款再融资。

(3) 这些票据于2026年被赎回。

(4) 这些优先票据，总额为$ 3.65 截至2025年12月31日的十亿，由太阳石油 LP承担与完成Parkland收购有关的责任。如需更多信息，请参阅下文“太阳石油 LP Parkland高级票据交换”。

(5) 这些优先票据，总额为$ 111 截至2025年12月31日，百万美元代表未在私人交换要约中投标的本金总额，仍为Parkland的未偿债务。如需更多信息，请参阅下文“太阳石油 LP Parkland高级票据交换”。

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下表反映了未来五年及之后每一年的长期债务的未来到期日。这些金额不包括$ 351 百万未摊销溢价、公允价值调整和递延债务发行成本，净额：

2026			$	3,512
2027			5,314
2028			4,505
2029			11,619
2030			6,154
此后			37,581
合计			$	68,685

票据及债券

高级笔记

能源转换优先票据是合伙企业的优先义务，与我们现有的和未来的其他非次级债务在受偿权上具有同等地位，并且优先于其未来的任何次级债务。此次能源转换优先票据无任何附属公司提供担保。

与能源转换优先票据相关的契约包括对留置权的限制、对与关联公司交易的限制、对售后回租交易的限制以及对合并和出售合伙企业全部或几乎全部资产的限制。

能源转换票据发行与兑付

2025年3月，伙伴关系发行$ 650 百万本金总额 5.20 2030年4月到期优先票据的%，$ 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。

2025年5月，合伙企业赎回了其$ 1.00 十亿本金总额 2.90 使用手头现金和商业票据借款于2025年5月到期的%优先票据。

2025年8月，伙伴关系发行$ 1.20 2056年到期的2025A系列次级次级票据本金总额10亿美元 800 2056年到期的2025B系列次级次级票据本金总额百万。该合伙企业将所得款项净额用于偿还其五年期信贷安排下的借款以及用于普通合伙目的。

2025年9月，合伙企业赎回了其$ 400 百万本金总额 5.95 使用手头现金和商业票据借款于2025年12月到期的%优先票据。

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

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

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

太阳石油 LP优先票据发行和赎回

2025年3月，太阳石油 LP发行$ 1.00 十亿本金总额 6.25 在非公开发行中于2033年到期的%优先票据。这些票据将于2033年7月1日到期，每年1月1日和7月1日每半年支付一次利息。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 百万本金总额

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5.75 %于2025年到期的优先票据以及偿还太阳石油 LP循环信贷额度下的部分未偿还借款。

2025年9月，太阳石油 LP发行$ 1.00 十亿本金总额 5.625 2031年到期优先票据的百分比和$ 900 百万本金总额 5.875 %以非公开发行方式于2034年到期的优先票据。这些票据将分别于2031年3月15日和2034年3月15日到期，利息将于每年3月15日和9月15日每半年支付一次，自2026年3月15日开始。太阳石油 LP使用本次非公开发行的所得款项净额（i）在收购Parkland的截止日期为收购Parkland的部分现金对价和相关交易费用提供资金，剩余所得款项用于一般公司用途，以及（ii）在收购Parkland的截止日期之前，暂时减少其循环信贷额度下的未偿还借款，并支付与此相关的利息和费用。

The 5.625 2031年到期优先票据的百分比及 5.875 %于2034年到期的优先票据最初受制于一项特殊的强制赎回要求，该要求在Parkland收购完成时被取消。

太阳石油 LP Parkland高级票据交易所

2025年10月，就太阳石油 LP的Parkland收购而言，太阳石油 LP启动了非公开发行，以换取最高C $ 1.60 Parkland发行的十亿加元计价票据（统称“PKI CAD Notes”）和最高$ 2.60 Parkland发行的亿美元计价票据（统称“PKI美元票据”），用于合伙企业发行的新票据。交换要约已于2025年11月7日收盘，约为C $ 1.47 亿美元的PKI CAD票据和约$ 2.58 亿的PKI美元票据被有效投标且未被有效撤回。

USAC优先票据发行与赎回

2025年9月USAC发行$ 750 百万本金总额 6.250 % 2033年到期的优先票据。USAC使用此次发行的收益净额，连同USAC信贷额度下的借款，赎回了其$ 750 百万本金总额 6.875 于2025年10月到期的2027年优先票据的百分比。

太阳石油 LP GoZone债券

太阳石油 LP的义务还包括路易斯安那州圣詹姆斯教区根据2005年《海湾机会区法案》发行的收入债券（“GoZone债券”）。

如下表所示，2008系列、2010B系列和2011系列GoZone债券的持有人被要求在适用的强制购买日期投标其债券，以换取100%的本金加上应计和未付利息，之后这些债券预计将以新的利率进行再融资。2010系列和2010A系列GoZone债券均可在2030年6月1日或之后由圣詹姆斯教区根据我们的选择全部或部分赎回，赎回价格为待赎回本金金额的100%加上应计和未付利息。GoZone债券的利息每半年于每年的6月1日和12月1日支付一次。

下表汇总了截至2025年12月31日未偿还的GoZone债券：

系列

发布日期

未偿金额

息率

强制购买日期

原兑付日

到期日

2008系列

2008年6月26日

56

6.10

%

2030年6月1日

不适用

2038年6月1日

2010系列

2010年7月15日

100

6.35

%

不适用

2030年6月1日

2040年7月1日

2010A系列

2010年10月7日

43

6.35

%

不适用

2030年6月1日

2040年10月1日

2010B系列

2010年12月29日

48

6.10

%

2030年6月1日

不适用

2040年12月1日

系列2011

2025年10月1日

75

3.70

%

2030年6月1日

不适用

2041年8月1日

2025年期间，太阳石油 LP完成了$再营销 75 百万本金额的2011年GoZone系列债券，之前在2025年6月1日的强制购买日进行了回购，但当时没有再销售。该再融资债券于2025年10月1日发行，具有 3.70 %利率，强制购买日期为2030年6月1日，期限为2041年8月1日。

太阳石油 LP与St. James教区有关GoZone债券的协议包含：（i）习惯性限制性契约，这些契约限制了太阳石油 LP及其子公司（其中包括）设置留置权、进行某些售后回租交易以及从事某些合并、合并或资产出售的能力；（ii）回购条款，其中规定，如果太阳石油 LP发生控制权变更并随后在控制权变更后60天内发生评级下降，则每个持有人可以要求受托人，资金由TERM0太阳石油 LP提供，回购全部或a

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该持有人GoZone债券的一部分，价格相当于回购本金总额的101%，外加任何应计和未付利息。

信贷便利和商业票据

五年期信贷便利

该伙伴关系的五年期信贷安排允许无担保借款，最高可达$ 5.00 亿至2027年4月11日，并在合伙企业行使将到期日延长至2024年12月18日的选择权后，最多$ 4.84 到2029年4月11日为十亿。五年期信贷安排包含一个手风琴功能，根据该功能，总承诺可能会增加到$ 7.00 一定条件下的十亿。

截至2025年12月31日，五年期信贷融资有$ 2.86 亿未偿还借款，其中$ 2.57 十亿由商业票据组成。可用于未来借款的金额为$ 2.12 亿元，在计入金额为$ 21 百万。截至2025年12月31日的未偿还总额加权平均利率为 4.00 %.

太阳石油 LP信贷便利

太阳石油 LP维持$ 2.50 亿元的循环信贷安排，将于2030年6月17日到期（“太阳石油 LP信贷安排”），根据太阳石油 LP的循环信贷额度的条款，可以延长该日期.可在符合某些条件的情况下，应太阳石油LP的书面请求，不时增加太阳石油 LP的循环信贷额度，最高可达总额为$ 3.50 十亿。截至2025年12月31日，太阳石油 LP信贷融通有 无 未偿还借款和$ 26 百万备用信用证。可用于未来借款的金额为$ 2.47 2025年12月31日的十亿。截至2025年12月31日的未偿还总额加权平均利率为 6.38 %.

太阳石油 LP应收账款融资协议

在NuStar收购完成后，NuStar应收账款融资协议项下的承诺减少至 零 在暂停期间，其期间结束时间尚未确定。截至2025年12月31日，这一设施 无 未偿还借款。

太阳石油 LP租赁相关融资义务

太阳石油 LP的子公司Southside Oil，LLC是售后回租交易的一方，该交易不符合售后回租会计处理标准。该交易在租赁协议期间作为融资安排入账。债务在不同日期到期至2058年，要求每月支付利息和本金，并在 11.865 %.截至2025年12月31日和2024年12月31日，售后回租融资义务余额为$ 145 百万美元 85 分别为百万。

与租赁有关的融资债务还包括融资租赁债务$ 87 百万美元 47 分别截至2025年12月31日和2024年12月31日的百万。

USAC信贷便利

USAC维持$ 1.75 于2030年8月27日到期的10亿元循环信贷安排（“USAC信贷安排”），但如超过$ 50 百万本金额的USAC现有 7.125 2029年到期的%优先票据未偿还日期为2028年12月14日，其信贷额度将于2028年12月14日到期。截至2025年12月31日，USAC拥有$ 795 百万未偿还借款和$ 1 根据信贷协议未偿还的信用证中的百万。截至2025年12月31日，USAC拥有$ 954 百万剩余未使用的可用性，所有这些都可以提取。截至2025年12月31日的未偿还总额加权平均利率为 5.74 %.

与我们的信贷协议有关的契约

与优先票据有关的协议包含评级机构给予投资级评级的发行人惯常的限制性契约，这些契约包括对留置权的限制和对售后回租交易的限制。

五年期信贷便利包含限制（除某些例外情况外）合伙企业和合伙企业的某些子公司的能力的契约，其中包括：

•产生债务；

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•授予留置权；

•进行合并；

•处置资产；

•进行某些投资；

•在某些违约期间（在五年期信贷安排中定义）和在任何违约事件期间（在五年期信贷安排中定义）进行分配（在五年期信贷安排中定义）；

•从事与合伙企业及其子公司目前开展的业务性质大不相同的业务；

•与关联公司进行交易；和

•订立限制性协议。

与利率和承诺费相关的适用保证金和利率分别基于授予我们的高级、无担保、非信用增强型长期债务的信用评级。五年期信贷安排下欧洲美元利率贷款的适用保证金范围从 1.125 %至 2.000 %，基准利率贷款的适用保证金范围从 0.125 %至 1.000 %.五年期信贷融通下承诺费用的适用费率范围从 0.125 %至 0.300 %.

五年期信贷安排包含各种契约，包括对债务和留置权的产生的限制，并与我们业务的运营和进行有关。五年期信贷安排还将我们在四个季度滚动的基础上，将基础信贷协议中定义的最大合并融资债务与合并EBITDA比率限制为 5.00 到1.00，一般可以提高到 5.50 在指定收购期内降至1.00。我们的杠杆率是 3.21 至2025年12月31日的1.00，按信贷协议计算。

未能遵守我们循环信贷融资的各种限制性和肯定性契约可能要求我们在预定到期之前支付债务余额，并可能对合伙企业或我们的子公司产生额外债务的能力和/或我们向单位持有人支付分配的能力产生负面影响。

与Transwestern有关的盟约

与Transwestern优先票据有关的协议包含某些限制，其中包括限制产生额外债务、出售资产和支付股息，并规定最高债务与资本化比率。

与太阳石油 LP相关的契诺

太阳石油 LP信贷融通包含各种惯常的陈述、保证、契约和违约事件，包括其中定义的违约控制权变更事件。 太阳石油 LP的信贷融通要求太阳石油 LP保持特定的净杠杆率和利息覆盖率。

与USAC有关的契诺

USAC信贷融通包含一些契约，这些契约限制（除某些例外情况外）USAC的能力，其中包括：

•授予留置权；

•进行某些贷款或投资；

•产生额外债务或担保其他债务；

•与关联公司进行交易；

•合并或合并；

•出售我们的资产；和

•进行某些收购。

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USAC信贷融通还受以下财务契约的约束，包括要求USAC维持的契约：

•最低EBITDA与利息覆盖率；

•有担保债务总额与特定范围内EBITDA的比率；和

•最大融资债务与EBITDA比率。

遵守我们的盟约

未能遵守我们的循环信贷融资和票据协议的各种限制性和肯定性契约可能要求我们或我们的子公司在预定到期之前支付债务余额，并可能对子公司产生额外债务的能力和/或我们支付分配的能力产生负面影响。

截至2025年12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。

合伙企业子公司中的某些可赎回非控制性权益在合并资产负债表中反映为夹层权益。

可赎回的非控制性权益包括以下内容：

			12月31日， 2025						12月31日， 2024
USAC A系列优选单元			$	—					$	169
Crestwood Niobrara LLC优选单位			225						225
其他(1)			25						23
可赎回非控制性权益合计			$	250					$	417

(1)      涉及合伙企业合并子公司之一的非控制性权益持有人有权向合伙企业出售其权益。

USAC A系列优选机组

2025年6月3日USAC优先单位持有人选择转换 100,000 首选单位成 4,997,126 共同单位。2025年12月2日，USAC优先单位持有人选择转换剩余 80,000 首选单位成 3,997,700 共同单位。截至2025年12月31日，USAC优选单位已全部转换为普通单位。

Niobrara优先股

Crestwood Niobrara LLC（“Crestwood Niobrara”）是2023年11月在Crestwood收购中收购的子公司，拥有由第三方持有的未偿还的两个系列优先股（统称“Niobrara优先股”）。Niobrara优先单位可由合伙企业或优先权益持有人赎回，也可由优先权益持有人转换为Crestwood Niobrara普通单位。优先权益持有人还可以选择向Crestwood Niobrara提供额外资本，以在转换后将其在Crestwood Niobrara的共同所有权百分比提高至50%。

2024年2月23日，合伙企业支付了约$ 37 百万现金赎回部分未偿还的Crestwood Niobrara LLC优先股。

有限合伙人

合伙企业中的有限合伙人权益由共同单位代表，共同单位赋予其持有人合伙协议中规定的权利和特权。合伙企业的共同单位根据1934年《证券交易法》（经修订）进行注册，并在纽约证券交易所上市交易。共同单位的每一持有人有权就提交给有限合伙人投票的所有事项每一单位投一票。此外，如果在任何时候任何个人或团体（合伙企业的普通合伙人及其关联公司除外）实益拥有 20 %或以上的所有共同单位，该个人或集团拥有的任何共同单位不得就任何事项进行投票，且不被视为未完成

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在发送单位持有人会议通知时（除非法律另有规定），计算所需票数，确定是否达到法定人数或为合伙协议项下的其他类似目的。普通单位有权按“可用现金的季度分配”中所述的方式分配可用现金。

我们的合伙协议包含为维护合伙人资本账户而将净收益和亏损分配给合伙人的具体条款。对于合伙企业有净利润的任何会计年度，此类净利润首先分配给普通合伙人（目前持有约 0.1 %普通合伙人权益），直至本财政年度和以前所有财政年度的净利润总额等于本财政年度和以前所有财政年度分配给普通合伙人的净亏损总额。二是该等净利润按照有限合伙人各自的分成比例，按比例分配给有限合伙人。对于合伙企业出现净亏损的任何财政年度，此类净亏损应首先按照《合伙协议》定义的有限合伙人各自调整后资本账户余额的比例分配给有限合伙人（在考虑此类净亏损之前），直至其调整后资本账户余额减至零。第二，所有剩余的净亏损应分配给普通合伙人。普通合伙人可以向合伙企业的有限合伙人分配普通合伙人合理确定不需要的用于支付现有或可预见的合伙义务和支出的资金。

共同单位

截至2025年12月31日、2024年及2023年12月31日止年度的能源转换普通单位变动情况如下：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
共同单位数，期初			3,431.0						3,367.5						3,094.4
并购中发行的普通股(1)			—						50.8						260.2
发行共同单位(2)			9.0						12.7						12.9
共同单位数，期末			3,440.0						3,431.0						3,367.5

(1) 包括与我们2024年收购WTG Midstream和2023年收购Crestwood和Lotus Midstream相关的发行的普通单位。

(2) 包括与分配再投资计划和限制性单位归属相关的普通单位发行。

能源转换 A类单位

截至2025年12月31日，合伙企业未 851,420,597 向普通合伙人代表合伙企业中有限合伙人权益的A类单位（“能源转换 A类单位”）。除法律要求外，能源转换 A类单位有权与合伙企业的普通单位一起作为单一类别投票。此外，能源转换的《合伙协议》规定，在某些情况下，在合伙企业发行额外的普通单位或任何与合伙企业普通单位具有同等投票权的证券时，合伙企业将向任何能源转换 A类单位的持有人发行额外的能源转换 A类单位，以便该持有人在该合伙企业中保持与其在该合伙企业发行前的投票权益相同的投票权益。能源转换 A类单位无权分配，否则不具有经济属性。

能源转换回购计划

2015年2月，合伙企业宣布了一项共同单位回购计划，根据该计划，合伙企业可以回购高达$ 2 亿元的公开市场上的能源转换普通单位由合伙企业酌情决定，并视市场情况和其他因素而定，并根据适用的监管要求。该合伙企业在2025或2024年没有根据该计划回购任何能源转换普通单位。截至2025年12月31日，$ 880 根据当前计划，仍有百万可供回购。

能源转换配电再投资计划

截至2025年12月31日止年度，派发$ 45 百万根据分配再投资计划进行了再投资。截至2025年12月31日，共 36.4 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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能源转换优选单位

截至2025年12月31日，能源转换未结清的优选单位包括 550,000 B系列优先股， 1,484,780 G系列优选单位， 900,000 H系列优先股和 41,464,179 系列I优选单位。截至2024年12月31日，能源转换未结清的优选单位还包括 500,000 F系列优先股，于2025年5月赎回。能源转换的A系列优选单位、C系列优选单位。D系列优先股和E系列优先股先前已赎回，如下表所示。

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
			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，2022年12月31日			$	958					$	556					$	440					$	434					$	786					$	496					$	1,488					$	893					$	—					$	6,051
分配给合作伙伴			( 96 )						( 36 )						( 40 )						( 36 )						( 61 )						( 34 )						( 106 )						( 59 )						—						( 468 )
在Crestwood收购中发行的单位			—						—						—						—						—						—						—						—						413						413
净收入			86						36						38						37						61						34						106						59						6						463
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			( 56 )						( 36 )						( 11 )						( 11 )						( 30 )						( 34 )						( 106 )						( 59 )						( 35 )						( 378 )
赎回优先股			( 950 )						—						( 450 )						( 445 )						( 800 )						—						—						—						—						( 2,645 )
其他，净额			13						—						11						10						20						—						—						—						—						54
净收入			45						36						12						11						24						34						106						59						35						362
余额，2024年12月31日			—						556						—						—						—						496						1,488						893						419						3,852
分配给合作伙伴			—						( 36 )						—						—						—						( 16 )						( 106 )						( 59 )						( 35 )						( 252 )
赎回优先股			—						—						—						—						—						( 500 )						—						—						—						( 500 )
其他，净额			—						—						—						—						—						8						—						—						—						8
净收入			—						36						—						—						—						12						106						59						35						248
余额，2025年12月31日			$	—					$	556					$	—					$	—					$	—					$	—					$	1,488					$	893					$	419					$	3,356

以下是目前每个优秀系列优选单位的分配要求说明。

B系列优先股

B系列优先股的分配将自原始发行日期（包括该日期）至（但不包括）2028年2月15日累计，比率为 6.625 所述清算优先权$的年度% 1,000 .2028年2月15日及之后，B系列优先股的分配将按$的百分比累积 1,000 清算优惠等于基于三个月SOFR的年度浮动利率，加上期限利差调整 0.26161 %，加上价差 4.155 年度%。B系列优先单位可在2028年2月15日或之后由能源转换选择赎回，赎回价格为$ 1,000 每B系列优先单位，加上相当于截至但不包括赎回日期的所有累计和未支付的分配的金额。

G系列优选单位

G系列优先单位的分派自原发行日（包括该日）起累计，将于每年5月15日及11月15日（由2020年5月15日开始至但不包括2030年5月15日）每半年支付一次，派息率相当于 7.125 美元的年度% 1,000 清算偏好。在2030年5月15日及之后，G系列优先股的分配率将等于$的百分比 1,000 清算偏好等于五年期美国国债利率加上利差 5.306 年度%。G系列优先单位可在2030年5月15日或之后由能源转换选择赎回，赎回价格为$ 1,000 每G系列优先单位，加上相当于截至但不包括赎回日期的所有累计和未支付的分配的金额。

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H系列优先股

H系列优先股的分配将累积至（但不包括）2026年11月15日，比率等于 6.500 美元的年度% 1,000 清算偏好。在2026年11月15日及之后，以及其后的每五周年，H系列优先股的分配率将重置为$的百分比 1,000 清算偏好等于五年期美国国债利率加上利差 5.694 年度%。H系列优先单位的分派将于每年5月15日和11月每半年支付一次。H系列优先单位可根据能源转换的选择在每个分配重置日之前的三个月期间（包括在内）以赎回价格$ 1,000 每H系列优先单位，加上相当于截至但不包括赎回日期的所有累计和未支付的分配的金额。

系列I优选单位

2023年11月3日，能源转换就其收购Crestwood发布 41,464,179 其系列I优选单元，以换取相应数量的Crestwood优选单元。在符合某些条件的情况下，系列I优先股的持有人将有权在发生某些事件（例如控制权变更）时，将优先股单位转换为（i）以10换2.07的基础上的普通单位，或（ii）根据合伙协议中规定的转换比率确定的若干普通单位。在转换后的基础上，系列I优先单位拥有与普通单位的投票权相同的投票权，并将作为一个单一类别与普通单位一起投票，但优先单位有权就所有单位持有人有权投票的任何事项作为一个单独类别投票，该事项会对优先单位与能源转换的其他已发行证券相关的权利、权力、特权或优惠产生不利影响

系列I优先股的持有人有权获得固定的季度分配$ 0.2111 每单位。优先单位的分配以现金支付，除非，除某些例外情况外，（i）我们的普通单位没有支付分配；（ii）我们的可用现金（定义见我们的合伙协议）不足以向系列I优先单位持有人进行现金分配。

附属公司出售普通单位

能源转换（“母公司”）单独核算对子公司投资的账面价值与子公司发行机组（不含向母公司发行机组）产生的标的账面价值之间的差额，作为资金往来如果子公司以低于母公司每单位账面价值的价格发行单位，母公司将评估投资是否发生减值，在这种情况下，一项拨备将反映在我们的运营报表中。母公司于呈列期间并无确认任何与发行附属共同单位有关的减值。

子公司股权交易

太阳石油 LP的D类单位

就Parkland收购的完成而言，太阳石油 LP发布了 51,517,198 向SunoCoCorp.转让D类单位。

D类单位（i）除法律规定外，除在太阳石油 LP的合伙协议中确立的投票权外，还有权投票；（ii）应代表太阳石油 LP中的有限合伙人权益和共同单位权益，并应在经济上等同于其他太阳石油 LP的普通单位，不得就太阳石油 LP的普通单位进行分配，除非同时对D类单位进行平等分配；及（iii）提供自2025年10月31日开始至2027年12月31日止期间（“均衡期”）的股息均衡权，太阳石油 LP应确保SunoCoCorp应拥有必要且充足的现金，用于在均衡期内支付每个季度的每个SunoCoCorp普通单位的分配，金额等于在该季度内太阳石油 LP就每个普通单位支付的分配的100%。

太阳石油 LP的A系列优先股

2025年9月太阳石油 LP完成非公开发行第 1.5 百万其 7.875 % A系列固定利率重置累积可赎回永久优先单位（“太阳石油 LP A系列优先单位”），发行价格为$ 1,000 每单位。太阳石油 LP获得的净收益约为$ 1.47 亿元，来自扣除初始购买者折扣和其他预计发行费用后的太阳石油 LP系列A类优先股的出售。太阳石油 LP使用本次非公开发行的所得款项净额（i）在Parkland收购事项的截止日期为Parkland收购事项的部分现金对价提供资金，以及（ii）在Parkland收购事项的截止日期之前，用于暂时减少TERM0 LP信贷额度下的未偿还借款并支付与此相关的利息和费用。

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关于太阳石油 LP系列A优先单位的分配自最初发行之日起累计，并将自2026年3月18日起每半年支付一次，届时，如同且如果是由太阳石油 LP的普通合伙人从合法可用资金中为此目的而宣布的那样，则应每半年支付一次。将于2026年3月18日支付太阳石油 LP系列A类优先单位的初始分配款，金额约等于$ 39.38 根据太阳石油 LP系列A优先股。

USAC的分销再投资计划

截至2025年12月31日、2024年12月31日及2023年12月31日止年度，USAC发行 7,832 , 65,352 和 87,808 USAC普通单位，分别在USAC分销再投资计划下。

能源转换常用单位分布

我们的分配政策与我们的合作协议条款一致，该协议要求我们每季度分配所有可用现金。

我们就我们的共同单位宣布和支付的分配如下：

季度末

记录日期

付款日期

率

2022年12月31日

2023年2月7日

2023年2月21日

$

0.3050

2023年3月31日

2023年5月8日

2023年5月22日

0.3075

2023年6月30日

2023年8月14日

2023年8月21日

0.3100

2023年9月30日

2023年10月30日

2023年11月20日

0.3125

2023年12月31日

2024年2月7日

2024年2月20日

0.3150

2024年3月31日

2024年5月13日

2024年5月20日

0.3175

2024年6月30日

2024年8月9日

2024年8月19日

0.3200

2024年9月30日

2024年11月8日

2024年11月19日

0.3225

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

2025年6月30日

2025年8月8日

2025年8月19日

0.3300

2025年9月30日

2025年11月7日

2025年11月19日

0.3325

2025年12月31日

2026年2月6日

2026年2月19日

0.3350

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能源转换首选单位分布

由能源转换申报和/或支付的能源转换优选单位分布情况如下：

期间结束						记录日期(1)						付款日期(1)						A系列						B系列(2)						C系列						D系列						E系列						F系列						G系列(2)						H系列(2)						系列I(1)
2022年12月31日						2023年2月1日						2023年2月15日						$	31.25					$	33.125					$	0.4609					$	0.4766					$	0.4750					$	—					$	—					$	—					$	—
2023年3月31日						2023年5月1日						2023年5月15日						21.98						—						0.4609						0.4766						0.4750						33.7500						35.63						32.50						—
2023年6月30日						2023年8月1日						2023年8月15日						23.89						33.125						0.6294						0.4766						0.4750						—						—						—						—
2023年9月30日						2023年11月1日						2023年11月15日						24.67						—						0.6489						0.6622						0.4750						33.7500						35.63						32.50						—
2023年12月31日						2024年2月1日						2024年2月15日						24.71						33.125						0.6075						0.6199						0.4750						—						—						—						0.2111
2024年3月31日						2024年5月1日						2024年5月15日						23.99						—						—						—						0.4750						33.7500						35.63						32.50						0.2111
2024年6月30日						2024年8月1日						2024年8月15日						9.88						33.125						—						—						—						—						—						—						0.2111
2024年9月30日						2024年11月1日						2024年11月15日						—						—						—						—						—						33.7500						35.63						32.50						0.2111
2024年12月31日						2025年2月1日						2025年2月17日						—						33.125						—						—						—						—						—						—						0.2111
2025年3月31日						2025年5月1日						2025年5月15日						—						—						—						—						—						33.7500						35.63						32.50						0.2111
2025年6月30日						2025年8月1日						2025年8月15日						—						33.125						—						—						—						—						—						—						0.2111
2025年9月30日						2025年11月1日						2025年11月14日						—						—						—						—						—						—						35.63						32.50						0.2111
2025年12月31日						2026年2月1日						2026年2月15日						—						33.125						—						—						—						—						—						—						0.2111

(1) 上述股权登记日和缴款日适用于除系列I优先股外的所有能源转换优先股。截至2025年12月31日止期间，I系列优先单位的现金分配已于2026年2月17日支付给截至2026年2月4日营业结束时登记在册的单位持有人。截至2025年9月30日止期间，系列I优先单位的现金分配已于2025年11月14日支付给截至2025年11月4日营业结束时登记在册的单位持有人。截至2025年6月30日止期间，系列I优先单位的现金分配已于2025年8月14日支付给截至2025年8月4日营业结束时登记在册的单位持有人。截至2025年3月31日止期间，I系列优先单位的现金分配已于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。截至2024年12月31日止期间，I系列优先单位的现金分配已于2025年2月14日支付给截至2025年2月4日营业结束时登记在册的单位持有人。截至2024年9月30日止期间，I系列优先单位的现金分配已于2024年11月14日支付给截至2024年11月4日营业结束时登记在册的单位持有人。截至2024年6月30日止期间，I系列优先单位的现金分配已于2024年8月14日支付给截至2024年8月2日营业结束时登记在册的单位持有人。

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

SunoCoCorp现金分配

SunoCoCorp的公司协议规定了其支付定期季度现金分配的政策。截至2025年12月31日的季度，SunoCoCorp宣布派发现金$ 0.9317 将于2026年2月19日支付给截至2026年2月6日在册的单位持有人。

太阳石油 LP现金分配

能源转换拥有约 28.5 百万个太阳石油 LP普通单位以及太阳石油 LP的全部IDR。截至2025年12月31日，太阳石油 LP共有约 136.9 百万个未偿还的共同单位和 51,517,198 D类单位优秀。

下表说明了在向C类单位持有人支付分配后，太阳石油 LP的普通单位持有人与其IDR持有人之间基于指定目标分配水平的运营盈余中可用现金的分配百分比。“分配中的边际百分比利息”项下列出的金额是

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IDR持有人和普通单位持有人在太阳石油 LP分配的运营盈余中的任何可用现金中的百分比权益，最高可达并包括“每单位目标金额的季度分配总额”一栏中的相应金额。为普通单位持有人和IDR持有人显示的最低季度分配百分比权益也适用于低于最低季度分配的季度分配金额。

												分配中的边际权益百分比
						季度总分配目标金额						普通单位持有人						IDR持有人
最低季度分配						$0.4375						100%						—%
第一目标分布						0.4375美元至0.503125美元						100%						—%
第二目标分布						0.503125美元至0.546875美元						85%						15%
第三目标分布						0.546875美元至0.656250美元						75%						25%
此后						高于0.656250美元						50%						50%

由太阳石油 LP申报和/或支付的关于太阳石油 LP的普通单位和D类单位的分配情况如下：

季度末												付款日期						每普通单位费率						每D类单位费率
2022年12月31日												2023年2月21日						$	0.8255					$	—
2023年3月31日												2023年5月22日						0.8420						—
2023年6月30日												2023年8月21日						0.8420						—
2023年9月30日												2023年11月20日						0.8420						—
2023年12月31日												2024年2月20日						0.8420						—
2024年3月31日												2024年5月20日						0.8756						—
2024年6月30日												2024年8月19日						0.8756						—
2024年9月30日												2024年11月19日						0.8756						—
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						—
2025年6月30日												2025年8月19日						0.9088						—
2025年9月30日												2025年11月19日						0.9202						—
2025年12月31日												2026年2月19日						0.9317						0.9317

USAC现金分配

能源转换拥有约 46.1 百万个USAC普通单位。截至2025年12月31日，USAC拥有约 127 百万个未偿还的普通单位。USAC目前拥有非经济普通合伙人权益并 无 杰出的IDR。

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USAC所申报和/或支付的USAC单位的分配情况如下：

季度末

付款日期

率

2022年12月31日

2023年2月3日

$

0.5250

2023年3月31日

2023年5月5日

0.5250

2023年6月30日

2023年8月4日

0.5250

2023年9月30日

2023年11月3日

0.5250

2023年12月31日

2024年2月2日

0.5250

2024年3月31日

2024年5月3日

0.5250

2024年6月30日

2024年8月2日

0.5250

2024年9月30日

2024年11月1日

0.5250

2024年12月31日

2025年2月7日

0.5250

2025年3月31日

2025年5月9日

0.5250

2025年6月30日

2025年8月8日

0.5250

2025年9月30日

2025年11月7日

0.5250

2025年12月31日

2026年2月6日

0.5250

累计其他综合收益

下表列出AOCI的组成部分，税后净额：

			12月31日，
			2025						2024
可供出售证券			$	30					$	20
外币折算调整			( 12 )						( 6 )
与养老金和其他退休后福利相关的精算收益			54						45
对未合并附属公司的投资，净额			10						14
AOCI总额，税后净额			$	82					$	73

下表列示了其他综合收益各自构成部分中包含的税额：

			12月31日，
			2025						2024
可供出售证券			$	( 3 )					$	( 3 )
外币折算调整			2						2
合计			$	( 1 )					$	( 1 )

我们，太阳石油 LP和USAC，已经发布了面向员工、管理人员和董事的股权激励计划，其中规定了多种类型的奖励，包括购买普通单位的期权、限制性单位、虚拟单位、分配等价权（“DER”）、普通单位增值权、现金限制性单位和其他基于股权的薪酬奖励。截至2025年12月31日，合共 33.1 根据我们的股权激励计划，仍有百万个能源转换普通单位可供授予。

能源转换长期激励计划

我们已向在特定时间段内归属的员工授予限制性单位奖励，通常是五年服务归属要求，归属基于截至每个适用归属日期的持续就业。归属时，能源转换普通单位发行。这些单位奖励使单位奖励的接受者有权就未归属或被没收的受该奖励约束的每个普通单位获得一笔现金付款，该现金付款等于我们在向我们的单位持有人进行每次此类分配后立即对我们的普通单位进行的每笔现金分配。我们将这些权利称为“分配等价权利”。根据我们的股权激励计划，我们的非雇员董事每人都会获得带有五年服务归属要求的赠款。

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下表显示了授予雇员和非雇员董事的奖励活动：

			单位数						加权平均授予日每单位公允价值
截至2024年12月31日			36.1						$	13.18
授予的奖项			9.4						16.85
已授予的奖励			( 9.5 )						10.20
奖项被没收			( 0.8 )						13.70
截至2025年12月31日			35.2						$	14.98

在截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日的年度内，授予的每单位奖励的加权平均授予日公允价值为$ 16.85 , $ 18.95 和$ 13.78 分别为1.61亿美元、$ 194 百万美元 106 百万元，分别按有关普通单位于归属日的市价计算。截至2025年12月31日，共 35.2 百万单位的奖励仍未归属，能源转换预计将为此共确认$ 332 百万的补偿费用，加权平均期间为 2.9 年。

现金限制单位。该合伙企业还授予了现金限制性单位，这些单位通过 3 服务年限。现金限制性单位赋予奖励接受者在归属时获得等于一个能源转换普通单位市值的现金的权利。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，合伙企业共批出 3.1 百万， 2.8 百万和 3.2 分别为百万现金限制单位。截至2025年12月31日，共 5.9 百万现金受限制单位未归属。截至2025年12月31日，伙伴关系的合并资产负债表反映负债总额为$ 3.8 百万与现金限制单位有关。

子公司长期激励计划

SunoCoCorp、太阳石油 LP和USAC各自已向员工和董事授予限制性或虚拟单位奖励（统称“子公司单位奖励”），使承授人有权获得各自子公司的普通单位。在某些情况下，根据各自子公司薪酬委员会的酌情权，承授人可能会在归属时获得相当于普通单位价值的现金金额。基本上所有附属单位奖励均为时间归属赠款，一般在三年或五年期间归属，这使单位奖励的承授人有权获得相当于各自附属公司在受限制单位未偿还期间作出的每单位现金分配的现金金额。

下表汇总了附属单位奖的活动：

			SunoCoCorp												太阳石油 LP												USAC
			数量 单位						加权平均授予日每单位公允价值						数量 单位						加权平均授予日每单位公允价值						幻影数 单位						每个虚拟单位的加权平均授予日公允价值						限制数量 单位						每个受限制单位的加权平均授予日公允价值
截至2024年12月31日			—						$	—					1,542,700						$	46.83					1,320,316						$	18.59					323,390						22.25
授予的奖项			183,813						51.24						730,078						54.79						—						—						392,422						24.26
已授予的奖励			—						—						( 442,386 )						36.60						( 797,412 )						17.03						—						—
奖项被没收			—						—						( 59,020 )						48.22						( 220,570 )						18.82						( 69,430 )						22.25
截至2025年12月31日			183,813						$	51.24					1,771,372						$	52.49					302,334						$	20.16					646,382						23.84

截至2025年12月31日、2025年、2024年和2023年12月31日止年度归属的附属单位奖励的公允价值总额为$ 29 百万，$ 29 百万美元 37 百万，分别基于SunoCoCorp、太阳石油 LP和USAC普通单位截至归属日的市场价格。截至2025年12月31日，与子公司单位相关的预计补偿费用

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尚未确认的奖项为$ 93 万，预计该项费用确认在费用中的加权平均期间为 3.2 年。

截至2025年12月31日，SunoCoCorp、太阳石油 LP和USAC也有未完成的现金限制性单位授予，总计 61,171 单位， 303,179 单位和 172,405 单位，分别为其总负债$ 0.1 百万计入合伙企业的合并资产负债表。

作为合作伙伴，我们不需要缴纳美国联邦所得税和大多数州所得税。然而，合伙企业通过公司子公司开展某些活动，这些活动需缴纳联邦和州所得税。

合伙企业按地域划分的所得税费用前收入（亏损）情况如下表所示：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
美国			$	5,869					$	7,101					$	5,602
国外			189						5						( 5 )
合计			$	6,058					$	7,106					$	5,597

我们的应税子公司的联邦和州所得税费用（福利）构成部分汇总如下：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
当期费用：
联邦			$	164					$	198					$	56
状态			1						66						44
国外			7						1						—
合计			172						265						100
递延费用（收益）：
联邦			177						175						227
状态			( 23 )						101						( 24 )
国外			24						—						—
合计			178						276						203
所得税费用总额			$	350					$	541					$	303

从历史上看，我们的有效税率与法定税率不同，主要是由于合伙企业收益在合伙企业层面不需要缴纳美国联邦和大多数州的所得税。所得税费用的对账

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按美国法定税率计算，合伙企业截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度的所得税优惠如下：

			截至12月31日止年度，
			2025												2024												2023
			金额						百分比						金额						百分比						金额						百分比
按美国法定税率计算的所得税费用			$	1,272					21.00 %						$	1,492					21.00 %						$	1,175					21.00 %
所得税增加（减少）原因：
非应税合伙企业收益			( 944 )						( 15.59 )%						( 1,084 )						( 15.25 )%						( 884 )						( 15.79 )%
州和地方所得税，扣除联邦所得税影响(1)			4						0.07 %						113						1.59 %						37						0.65 %
外国税收影响			( 4 )						( 0.06 )%						—						—						—						—
跨境税法的效力			6						0.10 %						—						—						—						—
估值备抵变动			2						0.03 %						—						—						( 3 )						( 0.05 )%
未确认税收优惠的变化			( 5 )						( 0.08 )%						21						0.29 %						( 14 )						( 0.24 )%
其他调整			19						0.32 %						( 1 )						( 0.02 )%						( 8 )						( 0.16 )%
所得税费用			$	350					5.79 %						$	541					7.61 %						$	303					5.41 %

(1) 占这一类别税收影响大部分（超过50%）的州税分别是2025年的德克萨斯州、2024年的宾夕法尼亚州、德克萨斯州、新泽西州和纽约州，以及2023年的德克萨斯州。

2025年7月颁布的《The One大美丽法案》（“OBBBA”）预计将主要通过对符合条件的财产进行100%的支出来采取更高的税收折旧扣除以及通过更有利的利息费用限制计算进行更高的利息费用扣除来对合伙企业产生影响。我们将继续监测监管指导和解释，这可能对我们的财务状况和经营业绩产生重大影响。

支付所得税的现金情况如下：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
为所得税支付的现金，扣除退款（不包括从非政府第三方购买的联邦税收抵免）：
联邦：			$	—					$	150					$	64
状态：
德州			26						14						16
宾夕法尼亚州			*						*						6
新泽西州			*						13						6
其他			12						29						11
国外：
加拿大			62						—						—
其他			3						—						—
合计			$	103					$	206					$	103
为从非政府第三方购买的联邦税收抵免支付的现金			$	97					$	47					$	—

*当年缴纳的所得税金额未达到5%的分类起征点。

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递延税项产生于财务报告账面值与现有资产和负债的计税基础之间的暂时性差异。下表将递延税项资产（负债）的主要构成部分汇总如下：

			12月31日，
			2025						2024
递延所得税资产：
净经营亏损和其他结转			$	443					$	197
其他			75						42
递延所得税资产总额			518						239
估价津贴			( 64 )						—
递延所得税资产净额			454						239
递延所得税负债：
物业、厂房及设备			( 1,083 )						( 224 )
对附属公司的投资			( 4,200 )						( 4,098 )
商标			( 240 )						( 82 )
其他			( 61 )						( 18 )
递延所得税负债总额			( 5,584 )						( 4,422 )
递延所得税净额			$	( 5,130 )					$	( 4,183 )

Parkland交易完成大幅增加递延所得税资产（负债）。下表提供了递延所得税负债净额的前滚：

			12月31日，
			2025						2024
递延所得税负债净额，年初			$	( 4,183 )					$	( 3,931 )
在Parkland收购中获得			( 755 )						—
在NuStar收购中获得			—						( 3 )
应计税款			( 192 )						( 249 )
递延所得税负债净额			$	( 5,130 )					$	( 4,183 )

截至2025年12月31日，ETP Holdco的联邦净营业亏损（NOL）结转为$ 325 百万，根据IRC § 382受限制，可无限期结转。尽管这些联邦NOL预计将得到充分利用，但特定年份的使用量可能有限。太阳石油 Retail，LLC的联邦NOL结转为$ 287 万，可无限期结转。其中，$ 206 百万受IRC § 382（ownership-change limit）和$ 35 根据单独的退货限制年（SRLY）规则，百万是有限的。尽管这些联邦NOL预计将得到充分利用，但特定年份的使用量可能有限。SunocoCorp，LLC的联邦NOL结转为$ 9 可无限期结转的百万。太阳石油 Retail，LLC的外国子公司的NOL结转为$ 425 百万，其中，$ 279 百万将于2026年至2045年到期。Evergreen Capital Holdings，LLC的联邦NOL结转为$ 30 可无限期结转的百万。我们的公司子公司有$的州NOL结转收益 69 百万，扣除联邦税，其中一些将在2026年至2044年期间到期，另一些则无限期结转。我公司子公司累计超额业务利息支出结转$ 181 百万可无限期结转，其中，$ 159 根据IRC § 382，百万是有限的。尽管超额业务利息费用结转预计将得到充分利用，但特定年度的利用金额可能有限。截至2025年12月31日止年度，估值备抵总额变动净额增加$ 64 万元，截至2024年12月31日止年度则无净变动。估值津贴共计$ 52 百万美元 12 百万分别归属于外国和联邦NOL。

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下表列出了未确认税收优惠的变化：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
年初余额			$	74					$	40					$	52
前几年的税务头寸导致的新增			—						34						—
减少归因于前几年采取的税务立场			( 8 )						—						( 9 )
定居点			—						—						( 3 )
年末余额			$	66					$	74					$	40

截至2025年12月31日，我们有$ 66 百万（$ 59 联邦所得税优惠后的百万）与税收状况相关，如果得到承认，将影响我们的有效税率。

我们的政策是计提利息费用和所得税少缴（多缴）的罚款，作为所得税费用的组成部分。在2025年期间，我们确认了$的利息和罚款收益 2 百万。截至2025年12月31日，我们累积的利息和罚款为$ 7 百万，税后净额。

宾夕法尼亚案例

2015年11月，宾夕法尼亚州联邦法院在Nextel Communications诉Commonwealth（“Nextel”）一案中裁定，宾夕法尼亚州对NOL结转扣除额的限制违反了宾夕法尼亚州宪法的统一条款，并完整地触及了NOL限制。2017年10月，宾夕法尼亚州最高法院确认了关于违反统一条款的决定；然而，法院在补救措施方面推翻了，而是切断了固定美元限制，使基于百分比的限制保持不变。ETC 太阳石油先前确认的金额约为$ 67 百万（$ 53 百万联邦所得税优惠后）的税收优惠，基于先前提交的纳税申报表和某些先前提交的保护性索赔在Nextel事件之前持有。基于宾夕法尼亚州最高法院2017年10月的裁决，并且由于该裁决适用的广度存在不确定性，ETC 太阳石油预留$ 34 百万（$ 27 联邦所得税优惠后的百万）对应收账款。2021年12月22日，宾夕法尼亚州最高法院在通用汽车公司诉Commonwealth（“GM”）一案中裁定，根据正当程序条款，纳税人有权获得有意义的向后看的救济，这意味着Commonwealth必须使纳税人的地位与不受相关年度NOL上限影响的纳税人持平。因此，法院认为，纳税人有权通过以无上限NOL扣除额计算其当年的税款来获得退款。我们认为，如果受到联邦的质疑，宾夕法尼亚州最高法院对通用汽车的裁决很可能会得到维持，我们撤销了准备金，从而承认了$的全部税收优惠 34 百万（$ 27 联邦所得税优惠后百万）。

2024年11月20日，宾夕法尼亚州最高法院撤销了早些时候对通用汽车的控股，认定纳税人无权获得早些年缴纳的超额税款的退款。随着通用汽车决定的逆转，我们恢复了储备。在通用汽车的决定被推翻后，宾夕法尼亚州的某些纳税人对联邦提起了诉讼，理由是法院的裁决不应适用于那些在前几年没有要求退款但却在纳税申报表上采取了无上限NOL职位并随后由美国税务局进行评估的纳税人。这项挑战的主要案件仍有待宾夕法尼亚州联邦法院审理。

美国国税局审计

美国国税局对合伙企业2020年美国联邦所得税申报表的审计结束，未提出任何修改建议。总的来说，对于2020年及之前的纳税年度，能源转换及其子公司不再接受美国国税局以及大多数州司法管辖区的审查。能源转换及其其他子公司在各司法管辖区也存在各类州和地方所得税申报表处于审查或行政上诉过程中的情形。我们认为，对于这些考试的任何潜在评估，已记录了适当的应计费用或未确认的税收优惠。

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$ 30 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应计$ 2.9 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。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支付被推算的未付款项，如果有的话，

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（包括任何适用的罚款和利息）直接向IRS提交，或者，如果符合条件，就经审计和调整后的回报向USAC的每位单位持有人或前单位持有人（如适用）出具经修订的信息声明。

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

2022年2月1日，能源转换和Rover向美国德克萨斯州北区地方法院（“联邦地区法院”）提交了一份声明性救济诉状，要求获得一项命令，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的执行案和联邦地区法院的案件，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，第五巡回法院于2023年12月12日批准了该动议。FERC和联邦地区法院的诉讼程序被搁置，等待美国最高法院未决案件的解决。最高法院于2024年6月27日对该案作出判决。联邦地区法院定于2025年12月16日召开状态会议。各方于2025年12月10日和2026年1月20日提出继续举行状态会议的动议，将状态会议延长至2026年2月中旬。应司法部的要求，各方要求法院再次将状态会议延长至2026年3月，以便各方参与和解讨论。尽管有上述规定，能源转换和罗孚公司拟对该项索赔进行有力的抗辩。

Rover – FERC – Tuscarawas

2017年年中，FERC执法人员开始了一项非公开调查，内容涉及有关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。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FERC条例的NGA第157.20节第7（e）节和Rover管道证书命令的原因，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日对该订单进行了补正。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。

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其他FERC程序

根据2019年1月16日发布的命令，FERC根据NGA第5条启动了对Panhandle当时存在的费率的审查，以确定Panhandle收取的费率是否公正合理，并将此事提交听证会。2019年8月30日，Panhandle根据NGA第4条提交了一般费率程序。NGA第5节和第4节程序于2019年10月1日根据首席法官的命令进行合并。行政法法官于2021年3月26日发布了初步裁定，2022年12月16日，FERC发布了关于初步裁定的命令。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，潘汉德尔向华盛顿特区巡回法院提出上诉，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，华盛顿特区巡回法院合并了Panhandle和密歇根州公共服务委员会的上诉，并暂停了合并上诉程序，同时FERC进一步审议了重新审理其2022年12月16日命令的请求。2023年9月25日，FERC发布了一项命令，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日的命令向华盛顿特区巡回法院提交了复审申请。2023年10月25日，Panhandle提交了一份关于重新审理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，其中它修改了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日的命令向华盛顿特区巡回法院提交了复审申请。2024年5月28日，FERC发布命令，拒绝PanHandle的退款报告。2024年6月27日，Panhandle根据FERC 2024年5月28日拒绝Panhandle退款报告的命令和重新审理FERC 2024年5月28日拒绝Panhandle退款报告的命令的请求，提交了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退款低于原退款金额的情况下，提供即将发生的借方通知。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，潘汉德尔向华盛顿特区巡回法院提出请求，要求对2024年9月9日、2024年7月29日和2024年5月28日的命令进行审查。2024年12月5日，FERC发布命令，拒绝PanHandle的2024年6月27日退款报告，命令更正退款报告，并指示发放额外退款。2025年1月3日，Panhandle提交了一份调整后的退款报告以及重新审理FERC 2024年12月5日命令的请求。FERC通过日期为2025年1月23日的信函命令批准了调整后的退款报告。2025年2月3日，FERC发布了一项拒绝以法律运作方式进行重审的通知，并提供了进一步考虑。2025年3月24日，潘汉德尔向华盛顿特区巡回法院提出请求，要求对2024年12月5日和2025年2月3日的命令进行审查。2025年4月4日，FERC发布了关于重新审理和澄清的命令。2025年5月16日，潘汉德尔向华盛顿特区巡回法院提出请求，要求对2025年4月4日的命令进行审查。2025年5月19日，哥伦比亚特区巡回法院合并了它面前的所有案件，并将合并案件搁置，等待哥伦比亚特区巡回法院的进一步命令。2025年8月12日，哥伦比亚特区巡回法院发布命令，将所有案件退回法院的主动案卷，并发布了简报时间表。Panhandle于2025年11月10日提交了首份简报，FERC的简报将于2026年2月9日到期。

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。 下表反映所附综合经营报表中列入经营费用的ROW费用：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
行费用			$	87					$	72					$	68

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诉讼和或有事项

我们在正常业务过程中可能会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个，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、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12月31日和2024年12月31日，应计费用约为$ 324 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$ 58 百万。

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

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

达科他接入管道

2016年7月27日，Standing Rock Sioux Tribe（“SRST”）向美国哥伦比亚特区地方法院（“地区法院”）提起诉讼，质疑美国陆军工程兵团（“USACE”）颁发的许可，该许可允许Dakota Access在北达科他州的Oahe湖穿越密苏里河。该案随后被修改，对USACE发布的一项地役权提出质疑，该地役权允许管道穿越USACE拥有的毗邻密苏里河的土地。Dakota Access和夏延河苏族部落（“CRST”）进行了干预。Oglala Sioux部落（“OST”）和Yankton Sioux部落（“YST”）分别提起的诉讼随着这一行动得到巩固，一些个别部落成员进行了干预（统称为SRST和CRST，即“部落”）。2020年3月25日，华盛顿特区法院将该案发回USACE，以编制环境影响报告书（“EIS”）。2020年7月6日，华盛顿特区地方法院撤销了地役权，并下令在2020年8月5日之前关闭达科他通道管道并清空石油。Dakota Access和USACE向华盛顿特区巡回法院提出上诉，该巡回法院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，华盛顿特区巡回法院（1）批准暂停执行华盛顿特区地方法院命令中要求Dakota Access关闭管道并清空石油的部分，（2）驳回在华盛顿特区巡回法院就案情就USACE是否需要准备一份EIS作出决定之前暂停执行3月25日命令的动议，以及（3）驳回暂停华盛顿特区地方法院在本次上诉过程中撤销地役权的命令的动议。8月5日的命令还指出，华盛顿特区巡回法院希望USACE澄清其关于USACE是否打算允许继续

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尽管地役权有空缺，但仍可运营管道，并且如有必要，华盛顿特区地方法院可考虑额外的救济。

2020年8月10日，华盛顿特区地方法院命令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，寻求禁止停止管道运营的禁令，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，华盛顿特区巡回法院确认了华盛顿特区地方法院2020年3月25日要求提供EIS的命令及其2020年7月6日撤销地役权的命令。在同一份1月26日的命令中，华盛顿特区巡回法院还推翻了华盛顿特区地方法院2020年7月6日关于管道关闭并清空石油的命令。Dakota Access于2021年4月12日申请全面重审，但被华盛顿特区巡回法院驳回。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。反对意见由副检察长于2021年12月17日和部落（2021年12月16日）提出。Dakota Access于2022年1月4日提交了回复。2022年2月22日，美国最高法院拒绝审理此案。

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

2023年9月8日，USACE发布了EIS草案。EIS草案点评时间定于2023年12月13日。2025年12月，USACE发布了一份最终EIS，得出的结论是，USACE的首选替代方案是USACE根据附加地役权条件向DAPL重新签发其地役权。USACE尚未发布与DAPL的地役权有关的决定记录，但预计将在2026年初发布。管道继续运行。能源转换无法确定未来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、这些项目的完成延迟和/或项目成本增加，所有这些都可能对我们的业务和经营业绩产生不利影响。

哥伦比亚特区联邦法院的立岩苏族部落

Dakota Access是华盛顿特区地方法院的诉讼主体。SRST起诉USACE称，USACE据称未能阻止Dakota Access的运营违反了多项法律，包括《矿产租赁法》、《政府收购和精简法案》、《国家环境政策法》、《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EIS完成，并决定是否根据《矿产租赁法》授予Dakota Access地役权。

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

2025年1月17日，USACE、Dakota Access和州干预者（包括北达科他州和其他13个州）各自提出动议，驳回新的SRST诉讼中的所有索赔。此外，在2025年1月17日，SRST就他们的某些索赔提出了要求部分即决判决的动议。罢免动议情况通报完毕。华盛顿特区地方法院已就部分即决判决动议举行了简报会，以待华盛顿特区地方法院就驳回动议作出决定。2025年3月28日，华盛顿特区地方法院批准了驳回动议。2025年5月27日，SRST向华盛顿特区巡回法院提出上诉。华盛顿特区巡回法庭的简报目前正在进行中。Dakota Access打算对这一索赔进行有力的抗辩。

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威廉姆斯反垄断诉讼

2024年6月28日，Louisiana Energy Gateway LLC、威廉姆斯公司和威廉姆斯 Fields Services Group，LLC（统称“能源转换”）向路易斯安那州德索托教区第42司法地区法院（“地区法院”）提交了针对TERM3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Haynesville页岩向南输送天然气至路易斯安那州墨西哥湾沿岸天然气设施的相关产品和地理市场（“相关市场”），从事直接促成和激励大幅减少竞争的收购，从事不公平的竞争方法和不公平的贸易做法。

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

Mont Belvieu事件

2016年6月26日，位于德克萨斯州Mont Belvieu的Lone Star NGL Mont Belvieu LP（“Lone Star”，现称为能源转换 Mont Belvieu NGLs LP）设施附近的另一家运营商设施上的一口碳氢化合物储存井经历了过压，导致地下释放。此次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在北码头的一口储气井尚未恢复服务。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12月31日，太阳石油的被告是两起案件的被告：一起案件由马里兰州提起，另一起案件由宾夕法尼亚州联邦提起。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。

有合理可能在其余情况下实现损失；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。

Rover-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等被告提起诉讼，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，俄亥俄州第五区上诉法院作出一致判决，确认了审判法院。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。

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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被告涉嫌违规的所有段落，包括那些被解雇的被告被指控与罗孚或其他人联合行动的段落。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。关于上诉的口头辩论于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，俄亥俄州向美国最高法院提交了一份Certiorari令状请愿书。罗孚于2025年6月30日提交了一份反对简报。俄亥俄州于2025年7月11日提交了一份答复简报。2025年10月6日，美国最高法院驳回了俄亥俄州的Certiorari令状申请，结束了这件事。

单位持有人关于管道建设的诉讼

各种据称是能源转换的单位持有人已作为名义被告对主要涉及宾夕法尼亚州和俄亥俄州管道建设事项的违反信托义务、不当得利、浪费公司资产、违反能源转换的合伙协议、侵权干扰、滥用控制权和严重管理不善的索赔，对能源转换董事会、LE GP，LLC和能源转换的历任和现任高级职员和成员提起派生诉讼。他们还寻求对能源转换的公司治理结构进行损害赔偿和变更。见Bettiol诉LE GP，Case No. 3：19-CV-02890-X（N.D. Tex.）；Davidson诉Kelcy L. Warren，案由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（Dallas County，Tex.）；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”），个人和代表所有其他情况类似的人，据称代表一个集体根据联邦证券法对能源转换和能源转换的三位董事提起了诉讼：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提交了一份修正后的诉状，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。修正后的申诉主张对违反《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可以继续就修正申诉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。法庭于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，法院对当事双方的交叉动议作出即决判决。法院部分批准了被告的动议，为两类被质疑陈述的被告输入损失因果关系的判决，从而大幅减少了集体诉讼期和潜在的损害赔偿。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。2025年4月23日，双方原则上达成协议，以1500万美元和解诉讼。2025年7月10日，法院初步批准和解，并于2025年10月7日举行了最终和解听证会。2025年10月8日，法院下达命令，批准集体诉讼判决和净额和解基金分配方案。

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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的结果或在本文件提交之日之后可能提起的任何诉讼，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（“东区法院”）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，东部地区法院认证了一个类别，以包括所有在2012年7月7日或之后从俄克拉荷马州油井收到不及时付款的人，以及尚未就不及时付款获得法定利息的人（“类别”）。被排除在类外的是那些有权获得符合“最低工资”、前期调整和通过付款的收益付款的人，以及政府机构和上市石油和天然气公司。

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

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

尽管ETMT采取了该判决不是终局判决且不受执行的立场，但该集体进行了资产发现，并积极尝试通过扣押程序从ETMT的客户那里收集关于该判决的信息。ETMT试图将资金存入东区法院的登记处，但未成功。因此，为停止扣押程序，2022年12月2日，ETMT电汇约$ 161 万支付给原告认可的计划管理人，该管理人当时以律师费和判决后利息代表了全部判决金额。ETMT这样做并未放弃其继续进行未决上诉的能力或对判决的是非曲直提出上诉的权利。此后，原告驳回了扣押诉讼。

ETMT向第10巡回法院提出上诉，要求驳回修改的动议，试图就终局性做出决定。上诉获全面简报，并于2023年3月21日举行口头辩论。2023年8月3日，第10巡回法院作出有利于ETMT的裁决，认定东区法院的分配计划（这是最终判决的一部分）并未满足所有终局性要求。第10巡回法院认为，东区法院滥用酌处权，拒绝ETMT规则60（b）（6）的修改动议，并推翻和发回进一步诉讼程序。该案被发回审判法庭，以便东区法院可以将终审要求与判决固定下来。此外，ETMT寻求并收回存放在计划管理员处的资金；集体法律顾问没有反对这一动议。

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在2023年9月28日的状态听证会上，集体律师表示将寻求额外利息，直至最终判决作出之日。The Eastern地区法院要求就额外利息问题进行简报，并于2023年10月17日举行听证会以进一步解决这一问题，并就是否应在判决总额中增加额外利息作出裁决。东区法院聆讯时裁定额外利息应于 12 %法定费率自先前不当判决之日起至2023年10月17日止。然而，法官对计划管理员拥有ETMT资金的时间段（2022年11月2日至2023年10月10日之间）的运行利息进行了收费。根据这一裁决，该集体计算出大约$ 23 百万追加利息应追加终审判决。2023年10月19日，东区法院以更正分配计划进入新的终审判决。双方同意，这一新进入的判决解决了终局性问题，并将允许就案情向第10巡回法院提出上诉。加上额外利息，判给该班的总金额约为$ 104 百万实际损失和$ 75 百万惩罚性赔偿。ETMT就整个判决向第10巡回法院提出上诉。口头辩论发生在2024年11月20日。2025年11月17日，第十巡回法院发表意见，对惩罚性赔偿问题进行了推翻，并确认了地区法院的其余调查结果和裁决。具体而言，第十巡回法院确认了地区法院授予集体认证和拒绝审后集体取消认证的命令，以及确定集体实际损害赔偿的命令，包括判决前利息。然而，第十巡回法院腾出了$ 75 百万惩罚性赔偿裁决并发回地区法院修正与本意见一致的判决。ETMT打算就这一决定向美国最高法院提出上诉。ETMT无法预测案件的结果，ETMT也无法预测解决上诉所需的时间和费用。

马萨诸塞州总检察长诉新英格兰天然气公司

2011年7月7日，马萨诸塞州总检察长（“MA AG”）就某些环境成本回收问题向马萨诸塞州公用事业部（“DPU”）提交了针对新英格兰天然气公司（“NEG”）的监管投诉。NEG是南方联合气业（“SUG”）的一个运营分部，NEG资产是在2012年3月与能源转换的合并交易中收购的。合并后，2013年，SUG将NEG资产出售给Liberty Utilities（“Liberty”，连同NEG和SUG，“被申请人”），并保留了某些潜在负债，包括与DPU的未决投诉有关的环境成本回收。具体地说，MA AG寻求向NEG的纳税人退款，金额约为$ 18 与SUG环境响应活动相关的法律费用百万。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2022年9月9日、9月12日和9月20日向受访者送达了三组发现请求，受访者对此及时做出了回应。2022年10月5日，MA AG要求DPU就受访者在其律师费发票中编辑的信息是否受到律师-委托人特权的保护作出裁决。同一天，MA AG还提出了一项动议，要求在就特权问题作出裁决之前暂停程序时间表。2022年10月6日，在甚至没有给受访者提供回应机会的情况下，DPU批准了MA AG的请求，要求中止程序时间表。因此，之前的所有最后期限（包括MA AG于2022年10月7日提交直接预先提交的证词的最后期限）目前都被搁置。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，截至2024年1月17日，受访者已完成了这些指令。2026年1月6日，听证官发布备忘录，要求就此事的是非曲直进行实质性简报。MA AG的初步简报将于2026年3月24日发布，受访者的初步简报将于2026年4月7日发布。所有情况通报将于2026年4月29日前结束。

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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Arrow Field Services，LLC和林德（我们的合并子公司（统称“Crestwood”）于2018年3月订立的合同发生违约，根据该合同，TERM3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，部分推翻初审法院判决，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。上诉法院将该案发回初审法院重新计算判决前利息裁决书。林德于2025年3月17日向德克萨斯州最高法院提交了复审请愿书；Crestwood于2025年4月30日提交了交叉请愿书。2025年7月，德克萨斯州最高法院要求对林德和克雷斯特伍德的复审请愿书作出回应。2025年9月26日，双方解决并执行了和解协议，结束了这一事项。

Twin Oaks管道诉讼

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

2025年6月25日，被告对原告的修正诉状提出初步反对，其中包括基于不适当地点的反对，并于2025年6月27日，被告以法院不方便为由提出将案件移交给宾夕法尼亚州巴克斯县普通抗辩法院的动议。2025年7月9日，原告在集体诉讼中提出初步禁令动议，除其他外，寻求禁止管道的运营；被告于2025年7月21日反对。关于这些文件提出的场所问题，普通抗辩法院下令进行一定的发现，然后是修正书状和/或补充简报。根据这一发现，原告于2026年1月15日提交了当前的运营投诉，其中增加了多个额外的被告，包括能源转换 Marketing & Terminals L.P.以及其他据称是管道上产品的托运人和据称在管道上工作的承包商的被告。双方提出了一份时间表，其中规定了额外的与场地相关的发现和场地的确定。

在最初的诉状提交后不久，SPLP、能源转换以及能源转换 R & M于2025年4月24日将该集体诉讼移至美国宾夕法尼亚州东区地方法院（“E.D. PA.”）。2025年6月13日，美国联邦调查局批准原告将案件发回费城县普通上诉法院的动议。被告已就还押决定提出上诉。

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

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俄克拉荷马州总检察长–冬季风暴Uri

2024年4月10日，俄克拉荷马州通过总检察长Gentner Drummond代表Grand River Dam Authority向被告ET Gathering & Processing LLC提交了一份请愿书，该公司通过合并继承了2021年2月由冬季风暴Uri引起的Enable Midstream Partners，LP，Enable Oklahoma Intrastate Transmission，LLC，Enable Gas Transmission，LLC和Enable Energy Resources，LLC。具体而言，原告指控被告违反了《俄克拉何马州反托拉斯改革法案》（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，被告提交了一份驳回动议和一份转移地点的动议，以及一份简短的支持。在其驳回动议中，被告辩称，原告的请愿书没有说明可以给予救济的索赔，而且这种索赔应该被驳回，因为附带禁止反言禁止原告提出与先前的代理和司法调查结果不一致的指控，即极端寒冷的天气——而不是被告的行为——导致了冬季风暴Uri期间的天然气短缺并导致了高价格。被告还辩称，原告的诉讼应因在错误的法院提起诉讼而被驳回，或者应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）地点在俄克拉荷马州奥塞奇县是适当的；（2）附带禁止反言不妨碍追偿；（3）原告可以提出不一致的追偿理论；（4）追偿属于公开性质，不受诉讼时效限制。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，俄克拉荷马州通过俄克拉何马州总检察长Gentner Drummond（“原告”）提交了一份针对ETC Marketing Ltd.和ETC Marketing Inc.（统称“ETCM”）以及其他天然气营销商的诉状。CJ-25-06在俄克拉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。原告还提出了不当得利和违反《俄克拉荷马州消费者保护法》的诉讼理由。原告的诉请要求赔偿超过7.5万美元，包括实际赔偿、惩罚性赔偿、三倍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。

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失败了。2025年8月19日，法院在未进行口头辩论的情况下驳回了该动议。该案件现在将进入发现阶段。

被告无法预测这场诉讼的最终结果，但会对这些索赔进行有力的抗辩。

税务或有事项

罗孚从价税

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

Rover Timely向该部门提交了对其2020、2021、2022、2023、2024和2025年俄亥俄州真实价值的初步评估，这些申请仍在等待中。如果俄亥俄州税务专员对2020至2025纳税年度的初步评估最终得到支持成为可能，那么罗孚将确认2020至2025纳税年度额外的俄亥俄州公用事业个人财产税责任，包括利息在内，最高可达约2.94亿美元。罗孚打算在2020至2025纳税年度寻求所有可用的法律补救措施，罗孚目前无法预测这些事项的结果。

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2025年11月10日，罗孚在俄亥俄州富兰克林县普通上诉法院对俄亥俄州税务专员提起诉讼。罗孚正在寻求一项声明，即税务专员2019年的估值方法，如果适用于罗孚随后的纳税年度，将违反美国宪法和俄亥俄州宪法给予罗孚的某些保护。税务专员于2025年12月8日提出驳回动议，罗孚于2026年1月15日作出答复，税务专员于2026年1月22日对罗孚的答复作出答复。这件事一直悬而未决，罗孚目前无法预测这件事的结果。

太阳石油 LP New York Motor Fuel Excise Tax Audit

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

见附注10中的所得税或有事项。

环境事项

我们的运营受到广泛的联邦、部落、州和地方环境和安全法律法规的约束，这些法律法规要求支出以确保合规，包括与运营设施的空气排放和废水排放相关的支出，以及对现有和以前的设施以及废物处理场的整治。从历史上看，我们的环境合规成本并未对我们的经营业绩产生重大不利影响，但无法保证此类成本在未来不会是重大的，或者此类未来遵守现有、修订或新的法律要求不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。规划、设计、建设和运营管道、厂房等设施的费用，必须包含符合环境法律法规和安全标准的内容。不遵守这些法律法规可能会导致行政、民事和刑事处罚的评估、追究调查、补救和纠正行动义务、自然资源损害、在受影响地区发布禁令以及提起联邦授权的公民诉讼。与所有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。

环境暴露和责任由于未知因素难以评估和估计，例如可能的污染程度、补救的时间和程度、我们与其他方按比例确定的责任、清理技术的改进以及环境法律法规在未来可能发生变化的程度。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12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。

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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，由于补救活动是在客户和前客户提出索赔时进行的，因此无法合理估计未来的成本。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。

下表反映了应计负债记录在我们的综合资产负债表中，与被认为很可能且可合理估计的环境事项有关。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。

			12月31日，
			2025						2024
当前			$	62					$	51
非现行			354						227
环境负债总额			$	416					$	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12月31日和2024年12月31日止年度，伙伴关系录得$ 29 百万美元 11 与环境清理计划相关的支出分别为百万。

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

收入分类

我们可报告分部内的主要收入类型如下：

•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；

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•对太阳石油 LP的投资；

◦燃料分配；

◦管道系统；和

◦终端

•对USAC的投资；

◦承包经营；和

◦零售零件及服务；及

•所有其他。

附注16描述了按分部划分的收入，收入金额按照ASC主题606反映。

州内运输和仓储收入

我们州内运输和储存部门的收入主要取决于我们的客户储备的容量以及流经运输管道或注入或撤出我们储存设施的天然气的实际数量。牢固的运输和储存合同要求客户支付一定的最低固定费用，无论他们运输或储存的商品量如何。这些合同通常包括基于运输商品吞吐量或注入/退出的存储商品的实际数量的可变增量费用。根据可中断的运输和储存合同，客户无需支付任何固定的最低金额，而是根据他们通过我们的管道运输或注入/退出我们的储存设施的实际商品量进行计费。这些合同项下的服务付款通常在服务完成后的一个月到期。

关于实盘合同的履约义务是承诺在合同有效期内每天提供单一类型的服务（运输或储存），从根本上说是一种“待命”服务。虽然可以有多个活动需要执行，但这些活动是不可分离的，因为这些活动结合起来需要成功地转移客户已签约的整体服务。交易价格的固定对价在合同期限内按比例分配，固定对价的收入随着时间的推移而确认，因为客户同时接受和消费这种“待命”服务的利益。与每个相应期间的实际数量相关的增量费用在执行增量服务量的期间确认为收入。

与可中断合同有关的履约义务也是提供单一类型服务的承诺，但这种承诺是在客户请求服务并且我们接受客户请求时逐案作出的。可中断合同在提供服务时确认收入。

我们的州内运输和储存部门还通过向电力公司、独立发电厂、当地分销公司、工业终端用户和HPL系统上的其他营销公司销售天然气产生收入和利润。通常，我们从市场采购天然气，包括从我们的营销业务采购，以及从井口的生产商采购。

州际运输和仓储收入

我们的州际运输和储存部门的收入主要取决于我们的客户储备的容量以及流经运输管道或注入或退出我们的储存设施的天然气的实际数量。我们的州际运输和储存部门的合同可以是固定的，也可以是中断的。牢固的运输和储存合同要求客户支付一定的最低固定费用，无论运输或储存的商品量如何。为了换取此类费用，我们必须随时准备在客户要求此类服务时执行合同约定的最低服务量。这些合同通常包括基于运输商品吞吐量或已注入或退出的存储商品的实际数量的可变增量费用。根据可中断的运输和储存合同，客户无需支付任何固定的最低金额，而是根据他们通过我们的管道运输或注入或退出我们的储存设施的实际商品量进行计费。因此，我们不需要随时准备提供任何合同约定的服务量，而是在客户要求服务时根据现有能力提供服务。这些合同项下的服务付款通常在服务完成后的一个月到期。

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关于实盘合同的履约义务是承诺在合同有效期内每天提供单一类型的服务（运输或储存），从根本上说是一种“待命”服务。虽然可以有多个活动需要执行，但这些活动是不可分离的，因为这些活动结合起来需要成功地转移客户已签约的整体服务。交易价格的固定对价在合同期限内按比例分配，固定对价的收入随着时间的推移而确认，因为客户同时接受和消费这种“待命”服务的利益。与每个相应期间的实际数量相关的增量费用在执行增量服务量的期间确认为收入。

与可中断合同有关的履约义务也是提供单一类型服务的承诺，但这种承诺是在客户请求服务并且我们接受客户请求时逐案作出的。可中断合同在提供服务时确认收入。

查尔斯湖液化天然气的收入主要来自为托运人提供的终端服务，即在储存设施接收液化天然气，并将这种液化天然气交付给托运人，无论是液态还是再气化后的气态。查尔斯湖液化天然气公司的全部收入来自与荷兰皇家壳牌石油公司（“壳牌”）的全资子公司签订的一系列长期合同。终端收入来自壳牌为终端的存储和其他相关服务支付的费用。这些合同项下的服务付款通常在服务完成后的一个月到期。

终止协议被认为是确定的协议，因为它们包括固定费用部分，无论壳牌运输的数量或码头提供的服务如何，都要收取这些费用。

关于实盘合同的履约义务是在合同有效期内每天提供单一类型服务（终止）的承诺，从根本上说是一种“待命”服务。虽然可以有多个活动需要执行，但这些活动是不可分离的，因为需要这些活动组合起来才能成功转移客户已签约的整体服务。交易价格的固定对价在合同期限内按比例分配，固定对价的收入随着时间的推移而确认，因为客户同时接受和消费这种“待命”服务的利益。与每个相应期间的实际数量相关的增量费用在执行增量服务量的期间确认为收入。

中游收入

我们中游部门的收入主要来自我们从收集、加工和/或运输的天然气量中赚取的利润。我们的中游分部订立的各类收益合约包括：

定额收费收集处理：我们提供收集和处理服务的合同，以换取每单位体积的固定现金费用。现金费用的收入在提供服务时确认。

Keepwhole：根据这些合同，我们从第三方生产商那里收集原始天然气，对气体进行处理以将其转换为管道质量的天然气，并向生产商重新交付热当量体积的管道质量天然气。作为这些服务的交换，我们保留从生产商收到的原始天然气中提取的NGLs以及生产商支付的现金费用。保留的NGLs价值以及现金费用在提供服务时确认为收入。

收益百分比（“POP”）：我们提供收集和加工服务的合同，以换取特定百分比的生产者商品（“POP百分比”），在某些情况下还需要额外的现金费用。两种类型的POP收入合同描述如下：

•实物POP：我们保留我们的POP百分比（非现金对价）以及任何额外的现金费用，以换取提供服务。我们在提供服务时就非现金对价和现金费用确认收入。

•混合POP：我们从生产商那里购买NGLs，并保留一部分残余气，作为提供服务的非现金对价。我们可能还会收到此类服务的现金费用。在主题606下，这些协议被确定为混合协议，即部分供应协议（针对我们购买的NGLs）和客户协议（针对所提供的与退回给客户的产品相关的服务）。鉴于这些是混合协议，我们根据所提供服务的价值与收到的供应的价值，将现金和非现金对价分为收入和成本的减少。

这些合同项下的服务付款通常在服务完成后的一个月到期。

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与我们的中游分部合同有关的履约义务是提供收集、运输和加工服务，每一项都将在大约同一时间完成，每一项都将在损益表的同一项目上确认，因此确定单独的履约义务不会影响收入确认的时间或地域。

我们中游部门的某些合同包括吞吐量承诺，根据该承诺，客户承诺在特定时间段内购买一定的最低服务量。如果客户没有购买这样的服务量，则向客户收取缺陷费。在某些情况下，允许客户将支付的任何缺陷费用应用于未来购买服务。在这种情况下，我们推迟确认收入，直到客户使用所提供服务的缺陷费或由于合同期限届满而无法使用这些费用作为未来服务的付款，这些费用可以被应用或由于能力限制客户实际无法使用这些费用。

我们的中游部门还通过主要向关联公司和一些第三方客户销售我们处理设施尾门的残余气和NGLs产生收入。

NGL及精细化产品运输及服务收入

我们的NGL和精炼产品运输和服务分部的收入主要来自运输、分馏、掺混和储存NGL和精炼产品以及收购和营销活动。收入是利用互补的管道网络、储存和混合设施以及战略承购地点产生的，这些网络提供了进入多个NGL市场的通道。运输、分馏和储存收入来自根据确定合同和可中断合同组合向客户收取的费用。公司合同采用照付不议安排的形式，无论客户在任何特定时期要求的服务量如何，都会向他们收取一定的费用。在可中断合同下，客户无需支付任何固定的最低金额，而是根据在任何给定期间提供的实际服务量计费。这些合同项下的服务付款通常在服务完成后的一个月到期。

关于实盘合同的履约义务是承诺在合同有效期内每天提供单一类型的服务（运输、分馏、混合或储存），从根本上说是一种“待命”服务。虽然可以有多个活动需要执行，但这些活动是不可分离的，因为这些活动结合起来需要成功地转移客户已签约的整体服务。交易价格的固定对价在合同期限内按比例分配，固定对价的收入随着时间的推移而确认，因为客户同时接受和消费这种“待命”服务的利益。与每个相应期间的实际数量相关的增量费用在执行增量服务量的期间确认为收入。

与可中断合同有关的履约义务也是提供单一类型服务的承诺，但这种承诺是在客户请求服务并且我们接受客户请求时逐案作出的。可中断合同在提供服务时确认收入。

原油运输和服务收入

我们的原油运输和服务部门的收入主要来自向美国西南部、中西部和东北部的原油市场提供运输、终端以及收购和营销服务。原油运输收入由托运人使用我们的运输服务支付的关税产生，一般在提供相关运输服务时确认。原油终端收入来自客户为终端的存储和其他相关服务支付的费用。原油收购和营销收入是通过将从多种供应商处获得的原油出售给第三方而产生的。这些合同项下的服务付款通常在服务完成后的一个月到期。

某些运输和终端协议被认为是确定的协议，因为它们包括固定费用部分，无论客户运输的原油数量或终端提供的服务如何，都要收取这些费用。就这些协议而言，超过所提供服务的任何固定费用在（i）客户将费用与以后期间提供的服务成本相对应的时间，或（ii）客户由于能力限制或合同条款而无法将费用与未来服务成本相对应的时间中较早者之前，不被确认为收入。

关于实盘合同的履约义务是承诺在合同有效期内每天提供单一类型的服务（运输或终端），从根本上说是一种“待命”服务。虽然可以有多个活动需要执行，但这些活动是不可分离的，因为这些活动结合起来需要成功地转移客户已签约的整体服务。的固定对价

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交易价格在合同期限内按比例分配，固定对价的收入随着时间的推移而确认，因为客户同时接收和消耗这种“随时可用”服务的收益。与每个相应期间的实际数量相关的增量费用在执行增量服务量的期间确认为收入。

与可中断合同有关的履约义务也是提供单一类型服务的承诺，但这种承诺是在客户要求服务和/或产品并且我们接受客户要求时逐案作出的。可中断合同在提供服务时确认收入。

太阳石油 LP的燃料分销收入

太阳石油 LP的燃料分销部门的收入来自燃料的销售、非燃料和租赁收入。燃料销售主要包括根据与第三方客户和关联公司的供应协议销售汽车燃料。与太阳石油 LP的客户签订的燃料供应合同通常规定，其根据包含公布费率、基于数量的利润率和协议特有的其他条款的公式以价格分配汽车燃料。客户按约定价格开具发票，大部分付款期限在30天以内。若合同承诺的对价包含可变金额，则由太阳石油 LP对该等估计中的可变对价金额及因素进行估计，以确定预期价值法下的交易价格。收入在客户控制燃料的时间点根据汽车燃料合同确认。在控制权转移给客户时，销售被视为最终销售，因为协议不授予客户返还汽车燃料的权利。为了确定控制权何时转移给客户，合同的运输条款被评估为控制权转移的主要指标。对于船上免费（“离岸价”）发货点条款，收入在发货时确认。由于客户此时根据条款获得控制权，因此与销售商品有关的履约义务在装运时得到履行。在客户取得对货物的控制权之前发生的运输和/或处理成本被视为履行活动，并作为履行成本入账。一旦货物发出，太阳石油 LP就无法将货物重定向给其他客户并确认收入。非燃料收入包括商品收入，包括公司经营的零售店的店内商品和食品服务销售以及其他收入，如信用卡处理、洗车、彩票和其他服务。租赁收入来自租赁或转租用于零售分销汽车燃料的不动产。

太阳石油 LP的管道系统收入

太阳石油 LP管道系统部门的收入来自于州际和州内精炼产品、原油和无水氨的管道运输，以及原油或精炼产品每桶基础上和氨每吨基础上适用的管道关税。

太阳石油 LP的终端收入

来自太阳石油 LP终端分部的收入包括罐体存储协议费用（根据该协议客户同意在一段时间内支付一定数量的罐体存储费用（存储终端收入）和吞吐量协议，根据该协议客户就通过太阳石油 LP终端的运输量（吞吐量终端收入）支付每桶费用。太阳石油 LP的终端还提供掺混、添加剂注射、搬运和过滤服务，对此太阳石油 LP收取额外费用。此外，太阳石油 LP出租其某些储罐以换取固定费用，但须每年对消费者价格指数进行调整。

太阳石油 LP的炼油厂收入

太阳石油 LP的炼油部门的收入来自精炼产品，产生的环保合规信用和过剩的原油销售在交付且客户获得对此类库存的控制权时确认，这通常是在所有权转移且向客户开具账单时。报告的所有收入包括已开票的运输和装卸费用，不包括适用时向客户开票的任何销售税。所产生的运输和装卸费用在销售成本中列报。

USAC的合同运营收入

USAC的合同压缩、天然气处理和维护服务的收入在合同期限内根据其固定费用合同按比例确认，因为服务是向其客户提供的。初始合同期限通常从六个月到五年不等；然而，USAC通常会在初始合同期限之后通过续签合同或按月或更长时间的方式继续在特定地点提供压缩服务。USAC主要订立固定费用合同，据此，即使在吞吐量有限或中断的时期，其客户也必须支付月费。服务一般按月计费，提前一个月开始

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服务月，除特定客户在服务月初开票外，一般在收到发票后30天到期付款。提前开票的金额被记录为递延收入，直到赚取，此时它们被确认为收入。USAC收到的对价金额和确认的收入均基于每份服务合同中规定的固定费率。

当计费率根据实际设备可用性或总安装马力的体积而变化时，选定合同中存在可变对价。

USAC与客户的合同中可能包含多项履约义务。对于此类安排，USAC根据其相对的独立服务费为每项履约义务分配收入。USAC一般根据向客户收取的服务费或使用预期成本加保证金的方式确定独立的服务费。

由于每月在选定的客户地点并根据适用合同中确定的特定绩效标准提供服务，所以随着时间的推移，USAC的大部分服务履约义务都得到了履行。每个地点的每月服务基本上是每月相同的服务，并在服务合同期限内连续承诺。由于客户同时获得和消耗其服务提供的利益，因此其履约义务在合同期限内平均得到满足，因此USAC在每个月过去时都使用一种基于时间的直线方法来一致地衡量服务的进展和绩效。如果存在可变对价，则将其分配给此类可变对价所涉及的系列内的不同月度服务。由于发票直接对应于根据其截至目前已完成的业绩而转让给客户的价值，因此USAC已选择适用开票实务变通办法就此类可变对价确认收入。

退货或退款通常没有实质性义务。USAC的标准合同通常不包括重大的非现金对价。

USAC的零售零部件和服务收入

USAC的零售零件和服务收入主要来自于直接可偿还的运费和起重机费用，这些费用是USAC客户的财务责任，以及对其客户所在地不在其核心维护活动范围内的装置的维护工作。零售零件和服务的收入在该零件转让或提供服务并将控制权转让给客户的时间点确认。此时，客户在USAC履行其服务后，就有能力直接使用此类部分或服务的收益。USAC在完成服务或零件转移时开具账单，一般在收到发票后30天到期付款。USAC收到的对价金额及其确认的收入按照发票金额为基础。退货、退款或保修通常没有实质性义务。USAC的标准合同通常不包括重大的可变或非现金对价。

所有其他收入

我们所有其他部门主要包括我们的压缩设备业务，该业务为石油和天然气行业提供全方位服务的压缩设计和制造服务。它还包括煤炭和自然资源财产的管理和相关的特许权使用费的征收。我们还从其他土地管理活动中获得收入，例如出售立木、租赁与煤炭相关的基础设施以及收取石油和天然气特许权使用费。这些业务还包括终端用户煤炭装卸设施。

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时或在合同允许合伙企业为此类服务开具账单之前向客户提供服务时确认合同资产。

如果客户支付对价先于合伙企业履行履约义务，则合伙企业确认合同负债。某些合同包含要求客户支付固定最低费用的条款，但允许客户对未来时间点提供的服务适用此类费用。这些金额反映为递延收入，直到客户将缺陷费用应用于所提供的服务，或由于可应用费用的合同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。

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下表汇总了我们合同负债的合并活动：

			合同负债
余额，2023年12月31日			$	749
新增			1,256
确认收入			( 1,246 )
余额，2024年12月31日			759
新增			478
太阳石油 LP收购Parkland			84
确认收入			( 576 )
余额，2025年12月31日			$	745

太阳石油 LP于2025年12月31日、2024年12月31日、2023年12月31日的合同资产和合同负债余额如下：

			12月31日，
			2025						2024						2023
合同余额
合同资产			$	480					$	288					$	256
与客户签订合同的应收账款			1,686						1,084						809
合同负债			125						39						—

获得或履行合同的成本

太阳石油 LP只有在预期能够收回这些成本时，才会从获得合同所产生的成本（例如销售佣金）中确认资产。另一方面，履行合同的成本如果对合同具体可识别，将导致增强未来用于履行履约义务并有望收回的资源，则将其资本化。这些资本化成本作为其他流动资产和其他非流动资产的一部分入账，并按照与这些成本相关的货物或服务的转移模式有系统地进行摊销。太阳石油 LP于截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度确认的摊销费用金额为$ 41 百万，$ 35 百万美元 29 分别为百万。在预期摊销期为一年或更短的情况下，太阳石油 LP还做出了将获得合同的成本费用化的政策选择，即在这些成本发生时。

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，合伙企业将其预期有权获得的合同总对价，根据单独的售价基础分配给每项不同的履约义务。当（或作为）履约义务得到履行时，即当客户取得对该商品或服务的控制权时，确认收入。我们的某些合同包含可变部分，当与固定部分结合时，这些部分被视为单一履约义务。对于这些类型的合同，下表仅包括合同的固定组成部分。

太阳石油 LP根据长期合同向品牌分销商、品牌和非品牌第三方经销商以及品牌和非品牌零售燃料网点分销燃料。与分销商签订的太阳石油 LP品牌供货合同一般既有时间承诺，也有确定合同期限的数量承诺。这些合同的初始期限约为十年，估计数量加权期限剩余约五年。

太阳石油 LP是一项为期15年的照付不议燃料供应协议的一方，在该协议中，分销商被要求购买一定数量的燃料，该数量的燃料每年为太阳石油 LP提供最低毛利润。由于太阳石油 LP将产品的控制权转让给客户，太阳石油 LP预计将根据合同确认此项收入。然而，在每年出现不足的情况下，太阳石油 LP将在分销商弥补不足或在合同或运营上无法这样做的时间中的较早时间确认分销商应付的金额。的交易价格

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合约本质上是可变的，根据市场情况而波动。合伙企业选择采取切实可行的权宜之计，不估计分配给完全未履行的履约义务的可变对价金额。

在某些合同安排中，太阳石油 LP授予经销商特许经营许可，以便在特许经营协议的有效期内经营太阳石油 LP的零售店。作为零售店许可授予的回报，经销商向太阳石油 LP支付一次性不可退还的特许经营费，外加在特许经营协议期间按合同费率支付给太阳石油 LP的基于销售的特许权使用费。根据ASC主题606的要求，特许经营许可被视为一种象征性的许可，对其而言，随着时间的推移确认收入是衡量完全履行履约义务进展情况的最合适的方式。这一象征性许可的收入在特许经营协议的有效期内平均确认。

截至2025年12月31日，分配给未履行（或部分履行）履约义务的交易价格总额为$ 33.61 亿，合伙企业预计将在如下所示的时间段内将此金额确认为收入：

						截至12月31日的年度，
						2026						2027						2028						此后						合计
预期于截至2025年12月31日与现有客户订立的合约确认的收入						$	7,895					$	6,379					$	4,808					$	14,523					$	33,605

合伙企业使用的实用权宜之计

伙伴关系根据主题606选出了以下实用权宜之计：

•发票权：合伙企业选择使用产出法确认收入，该确认收入的依据是合伙企业有权就客户迄今为止所提供的服务向客户开具发票的金额，前提是该金额与为相关履约或其迄今为止已完成的义务向客户提供的价值直接对应。因此，合伙企业按其有权向客户开具发票的金额确认收入。

•重要的融资组成部分：如果合伙企业在合同开始时预计从向客户转让承诺的商品或服务到客户为该商品或服务付款之间的期间为一年或更短，则该合伙企业选择不对重大融资成分的影响调整承诺的对价金额。

•未实现可变对价：合伙企业选择只披露与我们的各种客户合同相关的未履行履约义务相关的未实现的固定对价，这些合同包含固定和可变部分。

•获得合同的增量成本：合伙企业一般会在发生销售佣金时支出费用，因为摊销期将不到一年。我们将这些成本记录在一般和管理费用中。当这类合同的摊销期为一年或更短时，合伙企业选择将获得合同的增量成本费用化。

•运输和装卸费用：合伙企业选择将客户获得货物控制权后发生的运输和装卸活动作为履行活动（即费用）而不是作为承诺的服务入账。

•交易价格的计量：合伙企业选择从交易价格的计量中排除由政府当局评估的对特定创收交易征收和同时征收并由合伙企业向客户收取的所有税款（即销售税、增值税等）。

•完全未履行履约义务的可变对价： 合伙企业已选择将可变对价估计数排除在分配完全未履行的履约义务中。

承租人会计

合伙企业根据不可撤销的经营租赁租赁码头设施、罐车、办公空间、土地和设备，其初始条款通常为五个到 15 年，其中部分房地产租赁条款为 40 年或更长时间，以及允许续订额外期限的选项。在每一项开始时，我们确定该安排是租赁还是包含嵌入租赁，并审查该安排的事实和情况，以根据主题842将租赁资产分类为经营租赁或融资租赁。合伙企业已选择不在我们的综合资产负债表上记录任何期限为12个月或更短的租赁。

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目前，合伙企业的大部分活跃租赁被归类为根据主题842运营。与经营租赁相关的余额包含在我们合并资产负债表中的经营租赁ROU资产、应计和其他流动负债、经营租赁流动负债和非流动经营租赁负债中。融资租赁仅占活跃租赁协议的一小部分，计入融资租赁ROU资产、当前到期的长期债务和长期债务，在我们的综合资产负债表中减去当前到期的债务。ROU资产代表合伙企业在租赁期内使用基础资产的权利，租赁负债代表合伙企业在租赁期内支付租赁产生的最低租赁付款的义务。

大多数租约包含一个或多个续租选项，续租条款可将租期从一到 20 年或更长时间。续租选择权的行使通常由合伙企业自行决定，租约延期是在逐个租约的基础上进行评估的。含有提前终止条款的租约通常需要租赁双方的同意。在租赁开始时，在确定租赁期限时会考虑合理确定将被行使的所有续租选择权。目前，合伙企业没有包含购买选择权或将租赁财产所有权自动转让给合伙企业的租约。租赁资产和租赁物改良的折旧年限受到预期租期的限制。

为了确定未来最低租赁付款额的现值，我们在易于确定的情况下使用隐含利率。目前，由于我们的许多租约没有提供隐含利率，合伙企业根据租约开始日可获得的信息应用其增量借款利率来确定最低租赁付款的现值。经营和融资租赁ROU资产包括已支付的任何租赁付款，不包括租赁奖励。

最低租金付款在租赁期限内按直线法支出。此外，有些租赁需要额外的或有或可变租赁付款，这是基于个别协议的特定因素。合伙企业通常负责的可变租赁付款包括支付房地产税、维护费用和保险。

对于短期租赁（在启动时期限为十二个月或以下的租赁），租赁付款按直线法确认，不记录ROU资产。

截至2025年12月31日和2024年12月31日在所附合并资产负债表中确认的经营和融资租赁金额构成部分如下：

			12月31日，
			2025						2024
经营租赁：
租赁使用权资产，净额			$	1,736					$	753
经营租赁流动负债			245						67
应计及其他流动负债
非流动经营租赁负债			1,515						730
融资租赁：
固定资产、工厂及设备，净值			$	1					$	1
租赁使用权资产，净额			104						56
当前到期的长期债务			25						8
长期债务，当前到期较少			82						50
其他非流动负债			1						1

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截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度的租赁费用构成如下：

												截至12月31日止年度，
						损益表位置						2025						2024
经营租赁成本：
经营租赁成本						销货成本						$	—					$	1
经营租赁成本						营业费用						116						71
经营租赁成本						销售，一般和行政						21						19
经营租赁费用共计												137						91
融资租赁费用：
租赁资产摊销						折旧、损耗和摊销						5						2
租赁负债利息						利息支出，扣除资本化利息						3						2
融资租赁费用总额												8						4
短期租赁成本						营业费用						105						69
可变租赁成本						营业费用						12						19
租赁成本，毛额												262						183
减：转租收入						其他收入						35						45
租赁成本，净额												$	227					$	138

截至2025年12月31日和2024年12月31日的加权平均剩余租赁期限和加权平均贴现率如下：

			12月31日，
			2025						2024
加权-平均剩余租期（年）：
经营租赁			20						18
融资租赁			14						15
加权平均贴现率（%）：
经营租赁			6		%				6		%
融资租赁			5		%				6		%

截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度与租赁相关的现金流量和非现金活动如下：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024
经营租赁产生的经营现金流			$	( 113 )					$	( 94 )
融资租赁产生的经营现金流			( 3 )						( 2 )
融资租赁产生的融资现金流			( 9 )						( 6 )
以取得的租赁资产换取新增融资租赁负债			15						1
以取得的租赁资产换取新的经营租赁负债			281						6

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截至2025年12月31日租赁负债到期情况如下：

			经营租赁						融资租赁						合计
2026			$	288					$	26					$	314
2027			236						19						255
2028			210						18						228
2029			183						14						197
2030			165						9						174
此后			1,661						53						1,714
租赁付款总额			2,743						139						2,882
减：现值折现			983						31						1,014
租赁负债现值			$	1,760					$	108					$	1,868

出租人会计

太阳石油 LP将其房地产投资组合的一部分出租或转租给第三方公司，作为长期收入的稳定来源。太阳石油 LP的出租人和转租组合主要包括与便利店运营商的经营租赁。此时，大多数出租人协议都包含五年期限，其中包含展期选择和基于个别协议特定既定条款的提前终止选择。此外，太阳石油 LP出租其某些储罐以换取固定费用，但须每年对消费者价格指数进行调整。

太阳石油 LP截至2025年12月31日的未来最低应收经营租赁付款额如下：

			租赁付款
2026			$	154
2027			124
2028			98
2029			78
2030			68
此后			369
未贴现现金流总额			$	891

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，以对冲我们储存在Bammel储存设施中的天然气库存。在套期保值开始时，我们通过在现货市场或淡旺季购买天然气并签订金融合同来锁定保证金。远期天然气价格与实物库存现货价格的价差变动导致未实现的损益，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。

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12月31日												2024年12月31日
			概念性 成交量						成熟度						概念性 成交量						成熟度
盯市衍生品
天然气（BBTU）			( 233,645 )						2026-2028						( 146,700 )						2025-2027
功率（兆瓦）：			( 461,896 )						2026-2029						( 151,697 )						2025-2029
原油、NGL和精炼产品（MBBLS）			( 59,247 )						2026-2029						( 39,361 )						2025-2027
其他			*						2026-2042						—						—
公允价值对冲衍生工具
天然气（BBTU）			( 100,346 )						2026						( 94,340 )						2025

* 远期合同包括5400万RIN将于2026年到期，排放信用额度为747,038公吨，将于2042年到期。

信用风险与客户

信用风险是指交易对方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，该协议允许对根据单一商业协议执行的交易相关的风险敞口进行净额结算。此外，我们利用净额结算主协议来抵消与单一交易对手或关联交易对手组的多个商业协议的信用风险。

我们的天然气运输和中游收入主要来自从事勘探和生产活动的公司。除石油和天然气生产商外，该伙伴关系的交易对手还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通知。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

---

工具被视为流动的，并在合并资产负债表中的其他流动资产中以支付给供应商的存款抵销。

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
			2025年12月31日						2024年12月31日						2025年12月31日						2024年12月31日
指定为套期保值工具的衍生工具：
商品衍生品（保证金存款）			$	31					$	3					$	( 2 )					$	( 7 )
			31						3						( 2 )						( 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）			485						209						( 392 )						( 229 )
商品衍生品			102						51						( 60 )						( 57 )
			587						260						( 452 )						( 286 )
衍生品总额			$	618					$	263					$	( 454 )					$	( 293 )

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

												资产衍生品												负债衍生品
						资产负债表位置						2025年12月31日						2024年12月31日						2025年12月31日						2024年12月31日
抵销协议中的衍生工具：
场外交易合约						衍生资产（负债）						102						51						( 60 )						( 57 )
经纪商清算衍生品合约						其他流动资产（负债）						516						212						( 394 )						( 236 )
												618						263						( 454 )						( 293 )
抵消协议：
交易对手净额结算						衍生资产（负债）						( 50 )						( 42 )						50						42
交易对手净额结算						其他流动资产（负债）						( 384 )						( 204 )						384						204
净衍生品总额												$	184					$	17					$	( 20 )					$	( 47 )

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，金额根据预期结算分类为当期或长期。

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以下表格汇总了就我们的衍生金融工具确认的金额：

			衍生工具收益中确认的收益（亏损）位置						衍生工具收益中确认的收益（亏损）金额
									截至12月31日止年度，
									2025						2024						2023
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						$	241					$	57					$	47
利率衍生品			其他，净额						—						6						36
合计									$	241					$	63					$	83

储蓄和利润分享计划

我们和我们的子公司赞助定额供款储蓄和利润分享计划，这些计划共同涵盖了几乎所有符合条件的员工，包括太阳石油 LP和USAC的员工。雇主匹配供款是使用基于员工供款的公式计算得出的。我们和我们的子公司提供了匹配的捐款$ 122 百万，$ 103 百万美元 86 截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度的这些401（k）储蓄计划分别获得百万。

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养老金和其他退休后福利计划

合伙企业的某些子公司发起养老金和/或其他退休后福利计划，为特定退休人员群体提供福利。下表载有按合并计算的关于养恤金和其他退休后计划的义务和资金状况的日期信息：

			2025年12月31日																		2024年12月31日
			养老金福利																		养老金福利
			资助计划						未获资助的计划						其他退休后福利						资助计划						未获资助的计划						其他退休后福利
福利义务的变化：
期初福利义务			$	158					$	16					$	127					$	23					$	17					$	138
服务成本			—						—						2						1						—						—
利息成本			4						1						7						6						1						7
修正			—						—						7						—						—						( 11 )
支付的福利，净额			( 137 )						( 3 )						( 11 )						( 37 )						( 3 )						( 13 )
精算收益及其他			( 4 )						1						( 1 )						13						1						( 6 )
定居点			( 21 )						—						—						—						—						—
NuStar收购			—						—						—						152						—						12
期末福利义务			—						15						131						158						16						127
计划资产变动：
计划资产期初公允价值			182						—						295						22						—						277
计划资产收益率及其他			3						—						34						13						—						29
雇主供款			1						—						3						5						—						2
支付的福利，净额			( 137 )						—						( 11 )						( 36 )						—						( 13 )
定居点			( 21 )						—						—						—						—						—
NuStar收购			—						—						—						178						—						—
期末计划资产公允价值			28						—						321						182						—						295
期末资金不足（资金过多）金额			$	( 28 )					$	15					$	( 190 )					$	( 24 )					$	16					$	( 168 )
合并资产负债表中确认的金额包括：
流动资产			$	28					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—
非流动资产			—						—						208						24						—						185
流动负债			—						( 2 )						( 3 )						—						( 3 )						( 3 )
非流动负债			—						( 13 )						( 15 )						—						( 13 )						( 14 )
			$	28					$	( 15 )					$	190					$	24					$	( 16 )					$	168
累计其他综合收益（税前基准）确认的金额包括：
精算净收益（亏损）			$	—					$	—					$	( 73 )					$	( 9 )					$	( 1 )					$	( 59 )
先前服务信用			—						—						17						—						—						25
			$	—					$	—					$	( 56 )					$	( 9 )					$	( 1 )					$	( 34 )

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下表汇总了累计福利义务超过计划资产的计划在所示日期的信息：

			2025年12月31日																		2024年12月31日
			养老金福利																		养老金福利
			资助计划						未获资助的计划						其他退休后福利						资助计划						未获资助的计划						其他退休后福利
预计福利义务			$	—					$	15					不适用						$	22					$	16					不适用
累计福利义务			—						15						$	131					158						16						$	127
计划资产的公允价值			28						—						321						182						—						295

净期间效益成本的组成部分

			2025年12月31日												2024年12月31日
			养老金福利						其他退休后福利						养老金福利						其他退休后福利
净定期福利成本：
服务成本			$	—					$	2					$	1					$	—
利息成本			1						7						6						7
计划资产预期收益率			—						( 14 )						( 8 )						( 13 )
先前服务成本摊销			( 2 )						3						( 2 )						2
精算收益摊销			—						( 3 )						—						( 1 )
定居点			—						—						2						—
净定期福利成本			$	( 1 )					$	( 5 )					$	( 1 )					$	( 5 )

假设

在所示日期确定福利义务所使用的加权平均假设如下表所示：

			2025年12月31日												2024年12月31日
			养老金福利						其他退休后福利						养老金福利						其他退休后福利
贴现率			5.40		%				4.89		%				4.80		%				4.40		%

用于确定所列期间净定期效益成本的加权平均假设如下表所示：

			2025年12月31日												2024年12月31日
			养老金福利						其他退休后福利						养老金福利						其他退休后福利
贴现率			5.40		%				4.89		%				5.40		%				4.40		%
预期资产回报率：
免税账户			7.00		%				7.00		%				7.00		%				7.00		%
应税账户			—		%				4.75		%				4.26		%				4.75		%

计划资产的长期预期收益率是根据长期内实现的历史投资收益、计划资产的定向配置以及对权益类和固定收益类证券市场上有关未来收益的预期等多种因素估算得出的。当前市场因素如通胀和

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利率在确定长期市场假设之前进行评估。对同行数据和历史回报进行审查，确保合理性和适当性。

用于衡量计划所涵盖福利的预期成本的假定医疗保健成本趋势加权平均费率如下表所示：

			12月31日，
			2025						2024
医疗保健费用趋势率			7.49		%				7.44		%
假设成本趋势下降到的速率（最终趋势率）			5.18		%				5.09		%
速率达到最终趋势速率的年份			2033						2032

医疗保健费用趋势率假设的变化预计不会对退休后福利产生重大影响。

计划资产

所示日期按资产类别划分的养老金计划资产的公允价值如下：

												2025年12月31日公允价值计量
						公允价值合计						1级						2级						3级
资产类别：
现金及现金等价物						$	28					$	28					$	—					$	—

												2024年12月31日公允价值计量
						公允价值合计						1级						2级						3级
资产类别：
现金及现金等价物						$	81					$	81					$	—					$	—
共同基金(1)						65						21						44						—
固定收益证券						36						36						—						—
合计						$	182					$	138					$	44					$	—

(1) 由大约 100 截至2024年12月31日的%股票。

按资产类别划分的其他退休后计划资产在所示日期的公允价值如下：

									2025年12月31日公允价值计量
			公允价值合计						1级						2级						3级
资产类别：
现金及现金等价物			$	4					$	4					$	—					$	—
共同基金(1)			216						216						—						—
固定收益证券			101						—						101						—
合计			$	321					$	220					$	101					$	—

(1) 主要由截至2025年12月31日的市场指数基金组成。

									2024年12月31日公允价值计量
			公允价值合计						1级						2级						3级
资产类别：
现金及现金等价物			$	8					$	8					$	—					$	—
共同基金(1)			189						189						—						—
固定收益证券			98						—						98						—
合计			$	295					$	197					$	98					$	—

(1) 主要由截至2024年12月31日的市场指数基金组成。

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一级计划资产根据活跃市场报价进行估值。第2级计划资产的估值基于投资的每股净资产值（或其等值），该资产无法通过公开发布的来源确定，但计算符合权威会计准则。

贡献

我们预计贡献$ 2 百万给养老金计划和$ 1 百万用于2026年的其他退休后计划。这些计划的费用是根据联邦法规提供的，不得超过所得税目的可扣除的金额。

福利金支付

伙伴关系对预期福利金的估计如下表所示，这些估计数酌情反映了未来五年每年的预期未来服务以及其后五年的总额：

						养老金福利-资助计划						养老金福利-无资金计划						其他退休后福利（总额，在医疗保险D部分之前）
2026						$	—					$	2					$	13
2027						—						2						13
2028						—						2						12
2029						—						2						11
2030						—						1						11
2031 – 2035						—						4						45

《联邦医疗保险处方药法》规定了联邦医疗保险下的处方药福利（“联邦医疗保险D部分”）以及向退休人员医疗保健福利计划发起人提供的联邦补贴，这些计划提供的处方药福利至少在精算上等同于联邦医疗保险D部分。

该伙伴关系预计在未来任何时期都不会收到任何医疗保险D部分补贴。

我们的可报告分部目前反映了以下分部，这些分部主要在美国开展业务：

•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了消除了所有重大的公司间交易。

我们州内运输和储存部门的收入主要反映在天然气销售和收集、运输和其他费用中。我们的州际运输和仓储部门的收入主要反映在收集、运输和其他费用上。我们中游部门的收入主要反映在天然气销售、NGL销售和收集、运输和其他费用中。我们的NGL及精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反映在原油销售和收集、运输和其他费用中。我们对太阳石油 LP板块的投资收益主要体现在精细化产品销售上。我们对USAC分部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上。

我们将分部调整后EBITDA（定义如下）报告为我们的首席运营决策者（“CODM”）审查的分部业绩的衡量标准。主要经营决策者的角色由合伙企业的联席首席执行官（“共同-

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CEO们”）。两位联席首席执行官都履行影响我们可报告分部之间资源分配和绩效评估的特定职能，包括批准预算以及评估增长项目和收购。合伙企业的联席首席执行官收到并审查与合伙企业分部经营业绩相关的相同信息。

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

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

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下表按分部列示财务信息：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
收入：
州内运输和储存：
来自外部客户的收入			$	3,544					$	2,750					$	3,222
分部间收入			452						303						740
			3,996						3,053						3,962
州际运输和储存：
来自外部客户的收入			2,416						2,270						2,328
分部间收入			29						26						47
			2,445						2,296						2,375
中游：
来自外部客户的收入			3,356						3,283						2,911
分部间收入			9,147						7,916						7,495
			12,503						11,199						10,406
NGL及精细化产品运输与服务：
来自外部客户的收入			21,183						20,981						18,413
分部间收入			3,670						3,549						3,490
			24,853						24,530						21,903
原油运输与服务：
来自外部客户的收入			26,479						28,528						26,534
分部间收入			( 1 )						11						2
			26,478						28,539						26,536
对太阳石油 LP的投资：
来自外部客户的收入			25,178						22,666						23,026
分部间收入			23						27						42
			25,201						22,693						23,068
对USAC的投资：
来自外部客户的收入			933						909						824
分部间收入			65						41						22
			998						950						846
所有其他：
来自外部客户的收入			2,447						1,284						1,328
分部间收入			1,462						463						470
			3,909						1,747						1,798
消除			( 14,847 )						( 12,336 )						( 12,308 )
总收入			$	85,536					$	82,671					$	78,586

---

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
销售产品成本：
州内运输和储存			$	2,525					$	1,390					$	2,616
州际运输和储存			9						9						6
中游			7,391						6,637						6,503
NGL及精细化产品运输与服务			19,505						19,406						17,049
原油运输和服务			22,465						24,407						23,071
对太阳石油 LP的投资			22,409						20,595						21,703
对USAC的投资			148						146						137
所有其他			3,821						1,709						1,740
消除			( 14,778 )						( 12,324 )						( 12,284 )
销售产品的总成本			$	63,495					$	61,975					$	60,541

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
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			$	257					$	246					$	279
州际运输和储存			887						807						746
中游			1,784						1,550						1,204
NGL及精细化产品运输与服务			1,066						957						892
原油运输和服务			927						852						699
对太阳石油 LP的投资			873						611						420
对USAC的投资			180						166						147
所有其他			32						20						40
消除			( 208 )						( 112 )						( 112 )
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			$	5,798					$	5,097					$	4,315

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
折旧、损耗和摊销：
州内运输和储存			$	205					$	216					$	214
州际运输和储存			572						575						563
中游			1,826						1,719						1,451
NGL及精细化产品运输与服务			1,029						1,026						915
原油运输和服务			1,014						965						740
对太阳石油 LP的投资			688						368						187
对USAC的投资			285						265						246
所有其他			63						31						69
折旧、损耗和摊销总额			$	5,682					$	5,165					$	4,385

---

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
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			$	46					$	50					$	51
州际运输和储存			121						129						115
中游			193						199						199
NGL及精细化产品运输与服务			172						160						157
原油运输和服务			152						149						120
对太阳石油 LP的投资			283						266						113
对USAC的投资			56						54						51
所有其他			53						62						85
销售、一般和管理费用总额，不包括非现金补偿和增值费用			$	1,076					$	1,069					$	891

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
未合并关联公司收益中的权益(1):
州内运输和储存			$	18					$	16					$	17
州际运输和储存			280						241						260
中游			15						13						15
NGL及精细化产品运输与服务			77						83						76
原油运输和服务			23						21						11
对太阳石油 LP的投资			2						—						—
所有其他			4						5						4
未合并关联公司收益中的总权益			$	419					$	379					$	383

(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。

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
其他收入（费用）(1):
州内运输和储存			$	45					$	( 9 )					$	95
州际运输和储存			508						477						501
中游			29						97						25
NGL及精细化产品运输与服务			33						172						89
原油运输和服务			8						46						35
对太阳石油 LP的投资			411						236						132
对USAC的投资			—						—						1
所有其他			( 3 )						35						( 8 )
消除			( 214 )						( 101 )						( 11 )
其他收入总额（费用）			$	817					$	953					$	859

(1) 其他收入和支出包括（如适用于某一分部）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，这其中还包括存货估值调整。

---

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
增加物业、厂房及设备(1):
州内运输和储存			$	1,572					$	118					$	93
州际运输和储存			359						332						383
中游			1,616						1,323						832
NGL及精细化产品运输与服务			1,723						1,424						679
原油运输和服务			90						423						266
对太阳石油 LP的投资			651						344						215
对USAC的投资			157						276						300
所有其他			244						342						100
不动产、厂房和设备增加总额			$	6,412					$	4,582					$	2,868

(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。

			12月31日，
			2025						2024						2023
对未合并附属公司的投资(1):
州内运输和储存			$	151					$	150					$	144
州际运输和储存			2,353						2,350						2,179
中游			130						132						141
NGL及精细化产品运输与服务			362						383						390
原油运输和服务			190						193						187
对太阳石油 LP的投资			342						—						—
所有其他			61						58						56
对未合并附属公司的投资总额			$	3,589					$	3,266					$	3,097

(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。

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
分部调整后EBITDA：
州内运输和储存			$	1,213					$	1,358					$	1,111
州际运输和储存			1,936						1,828						2,009
中游			3,164						2,910						2,525
NGL及精细化产品运输与服务			4,143						4,179						3,894
原油运输和服务			2,942						3,177						2,681
对太阳石油 LP的投资			2,047						1,457						964
对USAC的投资			614						584						512
所有其他			( 75 )						( 10 )						2
调整后EBITDA（合并）			$	15,984					$	15,483					$	13,698

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			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
净收入与调整后EBITDA的对账：
净收入			$	5,708					$	6,565					$	5,294
折旧、损耗和摊销			5,682						5,165						4,385
利息支出，利息资本化净额			3,474						3,125						2,578
所得税费用			350						541						303
减值损失及其他			285						52						12
非现金补偿费用			148						151						130
商品风险管理活动未实现（收益）损失			( 130 )						56						( 3 )
库存估值调整（太阳石油 LP）			156						86						114
债务清偿（收益）损失			34						12						( 2 )
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA			726						692						691
未合并关联公司收益中的权益			( 419 )						( 379 )						( 383 )
非经营性诉讼相关损失			—						—						627
出售West Texas资产（太阳石油 LP）的收益			—						( 586 )						—
其他，净额			( 30 )						3						( 48 )
调整后EBITDA（合并）			$	15,984					$	15,483					$	13,698