能源转让报告2025年第四季度结果
达拉斯– 2026年2月17日 – 能源转换 LP（NYSE：ET）（“能源转换”或“合伙企业”）今天公布了截至2025年12月31日的季度和年度财务业绩。
能源转换公布，截至2025年12月31日止三个月，归属于合作伙伴的净利润为9.28亿美元，去年同期为10.8亿美元。截至2025年12月31日止三个月，每普通单位（基本）净收益为0.25美元。
截至2025年12月31日止三个月经调整EBITDA为41.8亿美元，去年同期为38.8亿美元，增幅为8%。
截至2025年12月31日止三个月经调整后归属于合作伙伴的可分配现金流为20.4亿美元，去年同期为19.8亿美元年。
2025年第四季度增长资本支出为14.0亿美元；维护资本支出为3.55亿美元。
运营亮点
•与2024年第四季度相比，2025年第四季度能源转换的数量继续增长。
◦NGL和精炼品终端放量同增12%。
◦NGL运输量增长了5%。
◦NGL分馏量增长3%，创下新的合作记录。
◦NGL出口增长12%。
◦原油运输量增长6%，创下新的合作记录。
◦中游集合量增长4%。
◦州际天然气运输量增长4%。
◦州内天然气运输量增长3%。
•Mustang Draw II、米德兰盆地新建的275 MMcF/d加工厂和相关设施正在建设中。该工厂已完全签约，预计将于2026年第四季度投入使用。
•2026年1月，能源转换开始向甲骨文位于德克萨斯州阿比林附近的数据中心交付天然气，这是多项长期协议中的第一项，该协议向甲骨文的三个数据中心供应总计约900MMcF/d的天然气，其中两个数据中心位于德克萨斯州。
战略亮点
•2026年1月，由能源转换运营的合资管道佛罗里达天然气输送（“FGT”）举行了两个项目的开放季，以满足佛罗里达州各地不断增长的需求。这两个项目都得到了锚定客户的长期、具有约束力的协议的支持。
◦FGT九期项目旨在为现有客户将产能扩展到FGT市场区域的多个地点。该项目包括建设长达82英里的管道循环，以及新建和升级的压缩站设施。不包括AFUDC，能源转换在项目成本中所占的份额预计将高达5.35亿美元。该项目预计将于2028年第四季度投入使用。
◦南佛罗里达项目包括建设一条新的37英里管道横向和相关设施，旨在提高南佛罗里达的系统可靠性和效率。不包括AFUDC，能源转换在项目成本中所占的份额预计为1.1亿美元。该项目预计将于2030年第一季度投入使用。
•2025年12月，能源转换增加了川西管道规划的沙漠西南扩建项目的运输能力，以满足额外的客户需求。项目主线管道直径将
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从42英寸升级到48英寸，这将该项目的产能提高到高达2.3BCF/d，成本高达约56亿美元。该项目得到长期合同的支持，以服务于亚利桑那州和新墨西哥州的持续人口增长和积极的经济势头。该项目的天然气来源将是能源转换在多产的二叠纪盆地的首要资产基地。
•2025年12月，能源转换暂停了查尔斯湖液化天然气出口项目的开发，以便将资金集中分配给其大量积压的天然气管道基础设施项目，能源转换认为这些项目可以提供优越的风险/回报情况。
•2025年11月，能源转换与安特吉路易斯安那州签署了为期20年的天然气公司运输协议，用于天然气运力支持北路易斯安那州新的经济发展。该项目包括扩建能源转换的老虎管道，建设一条12英里的横向管道，预计容量为25万MMBtu/d。该项目的天然气供应将来自能源转换广泛的管道网络，该网络连接美国所有主要的生产盆地。
财务亮点
•2026年1月，能源转换宣布截至2025年12月31日止季度的季度现金分配为每普通单位0.3350美元（年化1.34美元），与2024年第四季度相比，这一比例增加了3%以上。
•截至2025年12月31日，该伙伴关系的循环信贷额度共有21.2亿美元的可用借款能力。
•能源转换现在预计其2026年调整后EBITDA的区间为174.5-178.5亿美元，此前的区间为173-177亿美元。能源转换更新的调整后EBITDA估计数完全归因于USA Compression对J-W电力公司的收购，该收购于2026年1月12日结束。该伙伴关系继续预计将在2026年投资50亿至55亿美元的增长资本，主要用于加强其天然气网络的项目。
能源转换受益于具有卓越产品和地域多样性的资产组合。合伙企业的多个部门产生了高质量、平衡的收益，在截至2025年12月31日的三个月或全年，没有单一业务部门对合伙企业的合并调整后EBITDA贡献超过三分之一。此外，能源转换约40%的调整后EBITDA来自天然气相关资产。伙伴关系的绝大部分分部利润率是收费的，因此对商品价格的敏感性有限。
电话会议信息：
该伙伴关系已安排在美国中部时间上午8点/东部时间2026年2月17日星期二上午9点召开电话会议，讨论其2025年第四季度业绩并提供有关该伙伴关系的最新情况。电话会议将通过互联网网络直播进行现场直播，可通过www.energytransfer.com并且还将在合作伙伴关系的网站上限时重播。
能源转换 LP（NYSE：ET）拥有并经营美国最大、最多元化的能源资产组合之一，拥有约14万英里的管道和相关能源基础设施。能源转换的战略网络横跨44个州，资产遍布美国所有主要生产盆地。能源转换是一家公开上市的有限合伙企业，核心业务包括互补的天然气中游、州内和州际运输和储存资产；原油、天然气液体（“NGL”）和精炼产品运输和终端资产；以及NGL分馏。能源转换还拥有太阳石油 LP（NYSE：SUN）的普通合伙人权益、激励分配权和约2800万个普通单位（占已发行在外普通单位和D类单位总数的15%），以及TERM0 USA Compression Partners，LP USA Compression Partners, LP（NYSE：USAC）的普通合伙人权益和约4600万个普通单位（占已发行在外普通单位的32%）。欲了解更多信息，请访问能源转换 LP网站，网址为www.energytransfer.com.
太阳石油 LP（NYSE：SUN）是一家领先的能源基础设施和燃料分销大师有限合伙企业，业务遍及北美、大加勒比和欧洲的32个国家和地区。SUN的中游业务包括由约14,000英里的管道和160多个终端组成的广泛网络。这一关键基础设施补充了SUN的燃料分销业务，该业务每年向大约11,000个太阳石油和合作伙伴品牌地点以及独立经销商和商业客户分销超过150亿加仑的燃料。SUN的普通合伙人由能源转换 LP（NYSE：ET）所有。欲了解更多信息，请访问太阳石油 LP网站，网址为www.sunocolp.com.
SunoCoCorp LLC（NYSE：SUNC）是一家公开上市的有限责任公司，拥有太阳石油 LP的直接有限合伙人权益。欲了解更多信息，请访问太阳石油 LP网站，网址为www.sunocolp.com.
USA Compression Partners, LP（纽约证券交易所代码：USAC）就总压缩车队马力而言，是美国最大的天然气压缩服务独立供应商之一。USAC的合作伙伴拥有广泛的客户群，这些客户群由
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天然气和原油的生产商、加工商、采集商和运输商。USAC专注于向主要在大容量收集系统、处理设施和运输应用中的基础设施应用提供中游天然气压缩服务。欲了解更多信息，请访问USAC网站：www.usacompression.com.
前瞻性陈述
本新闻稿可能包含某些有关未来预期的陈述，这些陈述是联邦法律定义的前瞻性陈述。此类前瞻性陈述受到各种已知和未知风险、不确定性以及其他难以预测的因素的影响，其中许多因素超出了管理层的控制范围。合伙企业的10-K表格年度报告和不时向美国证券交易委员会提交的其他文件中讨论了可能影响未来业绩的广泛因素清单，包括调整后的EBITDA，以及影响当前预测的资本支出。伙伴关系不承担更新或修改任何前瞻性陈述以反映新信息或事件的义务。
本新闻稿所载的信息可在我们的网站上查阅，网址为www.energytransfer.com.
| 投资者关系： | 媒体关系： | |||||||
| Bill Baerg，Brent Ratliff，Lyndsay Hannah，214-981-0795 | Vicki Granado，214-840-5820 | |||||||
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Energy Transfer LP和子公司
简明合并资产负债表
（百万）
（未经审计）
| 2025年12月31日 | 2024年12月31日 | ||||||||||
| 物业、厂房及设备 | |||||||||||
| 流动资产 | $ | 18,233 | $ | 14,202 | |||||||
| 固定资产、工厂及设备，净值 | 102,142 | 95,212 | |||||||||
| 对未合并附属公司的投资 | 3,589 | 3,266 | |||||||||
|
租赁使用权资产，净额
|
1,841 | 809 | |||||||||
| 其他非流动资产，净额 | 2,591 | 2,017 | |||||||||
| 无形资产，净值 | 7,438 | 5,971 | |||||||||
| 商誉 | 5,452 | 3,903 | |||||||||
| 总资产 | $ | 141,286 | $ | 125,380 | |||||||
| 负债和权益 | |||||||||||
| 流动负债 | $ | 14,955 | $ | 12,656 | |||||||
| 长期债务，当前到期较少 | 68,308 | 59,752 | |||||||||
|
非流动经营租赁负债
|
1,515 | 730 | |||||||||
| 递延所得税 | 5,307 | 4,190 | |||||||||
| 其他非流动负债 | 1,941 | 1,618 | |||||||||
| 承诺与或有事项 | |||||||||||
| 可赎回非控制性权益 | 250 | 417 | |||||||||
| 股权： | |||||||||||
| 有限合伙人： | |||||||||||
| 优先单位持有人 | 3,356 | 3,852 | |||||||||
| 普通单位持有人 | 30,930 | 31,195 | |||||||||
| 普通合伙人 | (2) | (2) | |||||||||
| 累计其他综合收益 | 82 | 73 | |||||||||
| 合伙人资本总额 | 34,366 | 35,118 | |||||||||
| 非控制性权益 | 14,644 | 10,899 | |||||||||
| 总股本 | 49,010 | 46,017 | |||||||||
| 总负债及权益 | $ | 141,286 | $ | 125,380 | |||||||
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Energy Transfer LP和子公司
简明合并经营报表
（百万，单位数据除外）
（未经审计）
| 三个月结束 12月31日， |
年终 12月31日， |
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| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||
| 收入 | $ | 25,320 | $ | 19,541 | $ | 85,536 | $ | 82,671 | |||||||||||||||
| 费用和支出 | |||||||||||||||||||||||
| 销售产品成本 | 19,416 | 14,157 | 63,495 | 61,975 | |||||||||||||||||||
| 营业费用 | 1,693 | 1,441 | 5,867 | 5,164 | |||||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 1,491 | 1,374 | 5,682 | 5,165 | |||||||||||||||||||
| 销售，一般和行政 | 367 | 288 | 1,180 | 1,177 | |||||||||||||||||||
| 减值损失 | 277 | 2 | 285 | 52 | |||||||||||||||||||
| 总费用和支出 | 23,244 | 17,262 | 76,509 | 73,533 | |||||||||||||||||||
| 营业收入 | 2,076 | 2,279 | 9,027 | 9,138 | |||||||||||||||||||
| 其他收入（费用）： | |||||||||||||||||||||||
| 利息支出，利息资本化净额 | (910) | (807) | (3,474) | (3,125) | |||||||||||||||||||
| 未合并关联公司收益中的权益 | 106 | 94 | 419 | 379 | |||||||||||||||||||
| 债务清偿损失 | (3) | (1) | (34) | (12) | |||||||||||||||||||
| 出售太阳石油 LP West Texas资产的收益（亏损） | — | (12) | — | 586 | |||||||||||||||||||
| 其他，净额 | 112 | 30 | 120 | 140 | |||||||||||||||||||
| 所得税费用前收入 | 1,381 | 1,583 | 6,058 | 7,106 | |||||||||||||||||||
| 所得税费用 | 143 | 136 | 350 | 541 | |||||||||||||||||||
| 净收入 | 1,238 | 1,447 | 5,708 | 6,565 | |||||||||||||||||||
| 减：归属于非控股权益的净利润 | 290 | 355 | 1,208 | 1,692 | |||||||||||||||||||
| 减：归属于可赎回非控股权益的净利润 | 20 | 15 | 67 | 59 | |||||||||||||||||||
| 归属于合作伙伴的净收入 | 928 | 1,077 | 4,433 | 4,814 | |||||||||||||||||||
| 普通合伙人在净收入中的权益 | 1 | 1 | 4 | 4 | |||||||||||||||||||
| 优先单位持有人对净收入的兴趣 | 59 | 68 | 248 | 362 | |||||||||||||||||||
| 赎回优先单位的亏损 | — | — | 8 | 54 | |||||||||||||||||||
| 普通单位持有人对净收益的兴趣 | $ | 868 | $ | 1,008 | $ | 4,173 | $ | 4,394 | |||||||||||||||
| 每个普通单位的净收入： | |||||||||||||||||||||||
| 基本 | $ | 0.25 | $ | 0.29 | $ | 1.22 | $ | 1.29 | |||||||||||||||
| 摊薄 | $ | 0.25 | $ | 0.29 | $ | 1.21 | $ | 1.28 | |||||||||||||||
| 加权平均未结单位数： | |||||||||||||||||||||||
| 基本 | 3,434.8 | 3,425.6 | 3,432.9 | 3,395.1 | |||||||||||||||||||
| 摊薄 | 3,449.3 | 3,449.9 | 3,449.5 | 3,420.5 | |||||||||||||||||||
5
Energy Transfer LP和子公司
补充资料
（百万美元单位）
（未经审计）
| 三个月结束 12月31日， |
年终 12月31日， |
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| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||
|
净收入与调整后EBITDA和可分配现金流的对账(a):
|
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| 净收入 | $ | 1,238 | $ | 1,447 | $ | 5,708 | $ | 6,565 | |||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 1,491 | 1,374 | 5,682 | 5,165 | |||||||||||||||||||
| 利息支出，利息资本化净额 | 910 | 807 | 3,474 | 3,125 | |||||||||||||||||||
| 所得税费用 | 143 | 136 | 350 | 541 | |||||||||||||||||||
| 利率衍生品亏损 | — | 6 | — | — | |||||||||||||||||||
| 非现金补偿费用 | 38 | 38 | 148 | 151 | |||||||||||||||||||
| 减值损失及其他 | 277 | 2 | 285 | 52 | |||||||||||||||||||
| 商品风险管理活动未实现（收益）损失 | (98) | 6 | (130) | 56 | |||||||||||||||||||
| 库存估值调整（太阳石油 LP） | 187 | (13) | 156 | 86 | |||||||||||||||||||
| 债务清偿损失 | 3 | 1 | 34 | 12 | |||||||||||||||||||
| 与未合并关联公司相关的调整后EBITDA | 184 | 170 | 726 | 692 | |||||||||||||||||||
| 未合并关联公司收益中的权益 | (106) | (94) | (419) | (379) | |||||||||||||||||||
| 出售太阳石油 LP West Texas资产（收益）亏损 | — | 12 | — | (586) | |||||||||||||||||||
| 其他，净额 | (85) | (8) | (30) | 3 | |||||||||||||||||||
| 调整后EBITDA（合并） | 4,182 | 3,884 | 15,984 | 15,483 | |||||||||||||||||||
|
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA(b)
|
(184) | (170) | (726) | (692) | |||||||||||||||||||
|
来自未合并附属公司的可分配现金流(b)
|
142 | 113 | 510 | 486 | |||||||||||||||||||
| 利息支出，利息资本化净额 | (910) | (807) | (3,474) | (3,125) | |||||||||||||||||||
|
优先单位持有人的分配（c）
|
(89) | (71) | (287) | (361) | |||||||||||||||||||
| 当期所得税费用 | (34) | (24) | (173) | (265) | |||||||||||||||||||
|
交易相关所得税（d）
|
— | (2) | — | 179 | |||||||||||||||||||
| 维护资本支出 | (462) | (376) | (1,316) | (1,161) | |||||||||||||||||||
| 其他，净额 | 36 | 16 | 97 | 90 | |||||||||||||||||||
| 可分配现金流（合并） | 2,681 | 2,563 | 10,615 | 10,634 | |||||||||||||||||||
|
归属于太阳石油 LP和SunoCoCorp的可分配现金流（e）
|
(344) | (254) | (1,263) | (946) | |||||||||||||||||||
| 来自太阳石油 LP的分配 | 87 | 63 | 286 | 245 | |||||||||||||||||||
| 归属于USAC的可分配现金流（100%） | (104) | (96) | (386) | (355) | |||||||||||||||||||
| 来自USAC的分销 | 24 | 24 | 97 | 97 | |||||||||||||||||||
| 归属于其他非全资合并子公司的非控股权益的可分配现金流 | (305) | (326) | (1,153) | (1,335) | |||||||||||||||||||
| 归属于能源转换合作方的可分配现金流 | 2,039 | 1,974 | 8,196 | 8,340 | |||||||||||||||||||
| 与交易相关的调整 | 2 | 4 | 6 | 23 | |||||||||||||||||||
| 归属于能源转换合作伙伴的可分配现金流，经调整 | $ | 2,041 | $ | 1,978 | $ | 8,202 | $ | 8,363 | |||||||||||||||
| 分配给合作伙伴： | |||||||||||||||||||||||
| 有限合伙人 | $ | 1,152 | $ | 1,115 | $ | 4,551 | $ | 4,384 | |||||||||||||||
| 普通合伙人 | 1 | 1 | 4 | 4 | |||||||||||||||||||
| 将支付给合作伙伴的分配总额 | $ | 1,153 | $ | 1,116 | $ | 4,555 | $ | 4,388 | |||||||||||||||
|
未偿还普通单位–期末
|
3,440.0 | 3,431.1 | 3,440.0 | 3,431.1 | |||||||||||||||||||
(a)调整后EBITDA和可分配现金流是行业分析师、投资者、贷方和评级机构用来评估财务业绩和能源转换基本业务活动的经营成果的非GAAP财务指标，不应孤立地考虑或替代净收入、经营收入、经营活动现金流或其他GAAP指标。
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使用调整后EBITDA和可分配现金流等衡量标准存在重大限制，包括难以将其中任何一项作为比较一家公司与另一家公司的结果的唯一衡量标准，以及无法分析直接影响一家公司的净收入或亏损或现金流的某些重要项目。此外，我们对调整后EBITDA和可分配现金流的计算可能与其他公司类似标题的衡量标准不一致，应结合根据GAAP计算的衡量标准来看待，例如营业收入、净收入和经营活动现金流。
调整后EBITDA的定义
我们将调整后EBITDA定义为扣除利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目前的合伙企业总收益，例如非现金补偿费用、资产处置损益、建设期间使用的股权基金备抵、商品风险管理活动的未实现损益、存货估值调整、非现金减值费用、债务清偿损失、某些外币交易损益和其他营业外收入或费用项目。在计算调整后EBITDA时排除的存货估值调整仅代表以后进先出（“后进先出”）方式进行的存货的成本或市场储备中较低者的变化。这些金额是对太阳石油 LP期末剩余库存燃料量应用的未实现估值调整。
调整后的EBITDA反映了未合并关联公司的金额，其依据与在未合并关联公司收益中记录权益所使用的相同确认和计量方法。与未合并关联公司相关的调整后EBITDA不包括与未合并关联公司相关的与计算调整后EBITDA中排除的项目相同的项目，例如利息、税收、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目。尽管这些金额不包括在与未合并关联公司相关的调整后EBITDA中，但这种排除不应被理解为意味着我们对此类关联公司的运营以及由此产生的收入和支出拥有控制权。我们不控制我们未合并的关联公司；因此，我们不控制这些关联公司的收益或现金流。应相应限制使用与未合并关联公司相关的调整后EBITDA或调整后EBITDA作为分析工具。
管理层使用调整后的EBITDA来确定我们的经营业绩，并与其他财务和数量数据一起，作为制定年度经营预算的内部衡量标准，评估我们众多业务地点的财务业绩，作为评估收购目标业务的衡量标准，以及作为激励薪酬的衡量组成部分。
可分配现金流的定义
我们将可分配现金流定义为净收入，根据某些非现金项目进行调整，减去对优先单位持有人的分配和维持资本支出。非现金项目包括折旧、损耗和摊销、非现金补偿费用、计入利息费用的摊销、资产处置损益、建设期间使用的股权基金备抵、商品风险管理活动的未实现损益、存货估值调整、非现金减值费用、债务清偿损失和递延所得税。对于未合并的关联企业，可分配现金流反映了合伙企业在被投资方可分配现金流中的比例份额。
管理层使用可分配现金流来评估我们的整体业绩。我们的合伙协议要求我们分配所有可用现金，计算可分配现金流量是为了评估我们通过运营产生的现金为分配提供资金的能力。
合并口径下，可分配现金流包括能源转换并表子公司100%的可分配现金流。然而，如果我们的子公司之间存在非控制性权益，我们的子公司产生的可分配现金流可能无法分配给我们的合作伙伴。为了反映可用于分配给合作伙伴的现金流，我们报告了归属于合作伙伴的可分配现金流，通过调整可分配现金流（合并）计算得出，具体如下：
•对于拥有公开交易股权的子公司，可分配现金流（合并）包括归属于该子公司的100%可分配现金流，归属于我们合作伙伴的可分配现金流包括母公司将收到的与所列期间相关的分配。
•对于合并后的合资企业或类似实体，在非控制性权益未公开交易的情况下，可分配现金流（合并）包括归属于此类子公司的100%可分配现金流，但归属于合作伙伴的可分配现金流仅反映归属于我们所有权权益的此类子公司的可分配现金流金额。
对于归属于合作伙伴的可分配现金流，经调整后，不包括某些与交易相关的调整和计入净收入的非经常性费用。
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(b)这些金额不包括太阳石油 LP的调整后EBITDA和与其对ET-S Permian和J.C. Nolan合资企业的投资相关的可分配现金流，这些金额在能源转换合并中被消除。
（c）截至2025年12月31日止三个月，优先单位持有人的分配包括2025年9月发行的太阳石油 LP的A系列优先单位的3000万美元分配。
（d）截至2024年12月31日止年度，与交易相关的所得税所反映的金额反映了太阳石油 LP就其2024年4月出售西德克萨斯州、新墨西哥州和俄克拉荷马州的便利店而确认的当期所得税费用。
（e）从截至2025年12月31日止三个月开始，该金额包括太阳石油 LP和SunoCoCorp的可分配现金流，剔除归属于SunoCoCorp的太阳石油 LP的可分配现金流。
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Energy Transfer LP和子公司
分板块季度业绩汇总分析
（表格美元金额，单位：百万）
（未经审计）
| 三个月结束 12月31日， |
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| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 分部调整后EBITDA： | |||||||||||
| 州内运输和储存 | $ | 355 | $ | 263 | |||||||
| 州际运输和储存 | 523 | 493 | |||||||||
| 中游 | 720 | 705 | |||||||||
| NGL及精细化产品运输与服务 | 1,078 | 1,108 | |||||||||
| 原油运输和服务 | 722 | 760 | |||||||||
| 对太阳石油 LP的投资 | 646 | 439 | |||||||||
| 对USAC的投资 | 154 | 155 | |||||||||
| 所有其他 | (16) | (39) | |||||||||
| 调整后EBITDA（合并） | $ | 4,182 | $ | 3,884 | |||||||
以下对分部经营业绩的分析包括分部利润率的衡量。分部利润率是一种非公认会计准则财务指标，在此提出是为了帮助分析分部经营业绩，特别是为了便于理解销售收入的变化对分部调整后EBITDA的分部业绩指标的影响。分部利润率与GAAP毛利率衡量标准相似，只是分部利润率不包括折旧、损耗和摊销费用。在合伙企业报告的GAAP衡量标准中，与分部利润率最直接可比的衡量标准是分部调整后EBITDA；以下表格中包含了分部利润率与分部调整后EBITDA的对账，用于列出分部利润率的每个分部。
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州内运输和储存
| 三个月结束 12月31日， |
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| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 天然气运输量（BBTU/d） | 13,482 | 13,145 | |||||||||
| 收入 | $ | 902 | $ | 820 | |||||||
| 销售产品成本 | 454 | 426 | |||||||||
| 分部毛利 | 448 | 394 | |||||||||
| 商品风险管理活动未实现收益 | (24) | (59) | |||||||||
| 营业费用，不包括非现金补偿费用 | (67) | (66) | |||||||||
| 销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用 | (10) | (13) | |||||||||
| 与未合并关联公司相关的调整后EBITDA | 7 | 6 | |||||||||
| 其他 | 1 | 1 | |||||||||
| 分部调整后EBITDA | $ | 355 | $ | 263 | |||||||
我们德克萨斯州州内管道的天然气运输量增加主要是由于更多的第三方运输。上述报告的运输量不包括归属于为我们的管道自己的账户购买和销售天然气的数量以及任何未使用容量的优化。
与去年同期相比，截至2025年12月31日止三个月，与我们州内运输和仓储分部相关的分部调整后EBITDA增加，原因是以下净影响：
•主要由于价差扩大，已实现的天然气销售和其他增加了5400万美元；
•由于更高的存储优化，存储利润率增加了1600万美元；
•运输费增加了1300万美元，这主要是由于我们的优化小组在我们的德克萨斯系统上向长期第三方合同的数量转移；以及
•由于有利的天然气定价，保留的燃料利润率增加了700万美元。
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州际运输和仓储
| 三个月结束 12月31日， |
|||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 天然气运输量（BBTU/d） | 17,708 | 17,026 | |||||||||
| 已售天然气（BBTU/d） | 56 | 46 | |||||||||
| 收入 | $ | 631 | $ | 600 | |||||||
| 销售产品成本 | 1 | 3 | |||||||||
| 分部毛利 | 630 | 597 | |||||||||
| 营业费用，不包括非现金补偿、摊销、增值和其他非现金费用 | (206) | (191) | |||||||||
| 销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿、摊销和增值费用 | (29) | (30) | |||||||||
| 与未合并关联公司相关的调整后EBITDA | 129 | 116 | |||||||||
| 其他 | (1) | 1 | |||||||||
| 分部调整后EBITDA | $ | 523 | $ | 493 | |||||||
运输量增加的主要原因是售出的运力增加，以及由于需求增加，整个细分市场的利用率提高。
与去年同期相比，截至2025年12月31日止三个月，与我们的州际运输和仓储分部相关的分部调整后EBITDA增加，原因是以下净影响：
•分部利润率增加3300万美元，主要是由于我们的几个州际管道系统的运输收入因合同量的费率提高而增加了1600万美元，由于更高的可中断利用率而增加了500万美元，上一期间与我们的Panhandle系统的费率案件结束有关的负面影响为500万美元，以及运营天然气销售增加了500万美元；和
•与未合并关联公司相关的调整后EBITDA增加1300万美元，主要是由于我们的Citrus合资企业增加了800万美元，以及我们的Midcontinent Express Pipeline合资企业增加了400万美元；部分被
•运营费用增加1500万美元，主要是由于我们附属管道的运输费用增加了1900万美元，以及员工成本增加了500万美元。这些增长被从价税减少1000万美元部分抵消。
11
中游
| 三个月结束 12月31日， |
|||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 聚集量（BBTU/d） | 21,484 | 20,690 | |||||||||
| NGLs产量（MBBLs/d） | 1,176 | 1,134 | |||||||||
| 权益NGLs（MBBLs/d） | 64 | 59 | |||||||||
| 收入 | $ | 2,720 | $ | 3,160 | |||||||
| 销售产品成本 | 1,474 | 1,910 | |||||||||
| 分部毛利 | 1,246 | 1,250 | |||||||||
| 营业费用，不包括非现金补偿费用 | (488) | (495) | |||||||||
| 销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用 | (42) | (55) | |||||||||
| 与未合并关联公司相关的调整后EBITDA | 3 | 5 | |||||||||
| 其他 | 1 | — | |||||||||
| 分部调整后EBITDA | $ | 720 | $ | 705 | |||||||
大多数地区的集气量增加，这主要是由于二叠纪地区新增和升级的工厂，以及东北部和Ark-La-Tex地区更高的干气集气量。NGL产量增加主要是由于二叠纪工厂利用率提高。
与去年同期相比，截至2025年12月31日止三个月，与我们的中游分部相关的分部调整后EBITDA增加，原因是以下净影响：
•分部利润率增加2100万美元，主要是由于二叠纪地区的销量增加；
•由于东北部和Ark-La-Tex地区的干气收集量增加，分部利润率增加了1800万美元；
•销售、一般和管理费用减少1400万美元，主要是由于与法律和解有关的减少800万美元和雇员成本减少500万美元；和
•业务费用减少800万美元，主要原因是 从价税、留存额抵免和税务审计处罚的减少；部分被
•分部利润率减少2800万美元，原因是我们的Jackalope采集系统减少了1400万美元，以及与影响上一期和本期费率的监管令相关的分部间运输费减少了1400万美元；
•分部利润率减少1400万美元，原因是NGL价格降低4200万美元，但被有利的天然气价格2800万美元部分抵消；和
•由于合同重组，与未合并附属公司相关的调整后EBITDA减少300万美元。
12
NGL和精炼产品运输与服务
| 三个月结束 12月31日， |
|||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| NGL运输量（MBBLS/d） | 2,364 | 2,262 | |||||||||
| 成品运输量（MBBLS/d） | 603 | 570 | |||||||||
| NGL及精炼产品终端量（MBBLS/d） | 1,639 | 1,465 | |||||||||
| NGL分馏体积（MBBLS/d） | 1,177 | 1,141 | |||||||||
| 收入 | $ | 6,150 | $ | 6,356 | |||||||
| 销售产品成本 | 4,736 | 5,048 | |||||||||
| 分部毛利 | 1,414 | 1,308 | |||||||||
| 商品风险管理活动未实现（收益）损失 | (29) | 60 | |||||||||
| 营业费用，不包括非现金补偿费用 | (295) | (254) | |||||||||
| 销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用 | (42) | (42) | |||||||||
| 与未合并关联公司相关的调整后EBITDA | 29 | 36 | |||||||||
| 其他 | 1 | — | |||||||||
| 分部调整后EBITDA | $ | 1,078 | $ | 1,108 | |||||||
NGL运输和分馏量增加主要是由于来自二叠纪地区的运输量增加。由于最近收购的资产，终端销量也有所增加。
截至2025年12月31日止三个月，与去年同期相比，与我们的NGL以及精炼产品运输和服务分部相关的分部调整后EBITDA有所下降，原因如下净影响：
•减少1亿美元营销毛利（不含商品风险管理活动未实现损益）主要系NGL结算时点及精细化产品库存套期保值所致。 这一时机是对冲实物产品市场价格变动的结果，导致在2024年第四季度确认显着收益，以及在2025年第四季度减少收益，我们预计这将在2026年第一季度确认；
•增加4100万美元在运营费用中，主要是由于我们的NGL系统的运量增加导致成本增加2200万美元，与下文讨论的影响前期和本期费率的监管令相关的运输收入确认的准备金增加1600万美元，以及员工成本增加700万美元，部分被从价税减少400万美元所抵消；
•终端服务利润率下降900万美元，主要是由于我们的Nederland和Marcus Hook码头出口装载量的费用减少了1900万美元，其中包括2025年12月与雾有关的关闭造成的1400万美元的影响，我们预计将在2026年第一季度弥补这一影响，但部分被我们精炼产品码头更高的吞吐量和存储带来的1000万美元的增加所抵消；和
•减少700万美元由于我们某些合资管道的吞吐量下降，与未合并关联公司相关的调整后EBITDA中；部分被
•运输利润率增加9600万美元，主要是由于与影响前期和本期费率的监管令相关的7100万美元增加，以及由于我们的NGL管道系统的吞吐量增加和合同费率上升导致的2300万美元增加；
•分馏器和炼油厂服务利润率增加2200万美元，主要是由于吞吐量增加；和
•存储保证金增加800万美元，主要是由于缺陷付款和洞穴取款的时间安排。
13
原油运输和服务
| 三个月结束 12月31日， |
|||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 原油运输量（MBBLS/d） | 7,256 | 6,831 | |||||||||
| 原油终端量（MBBLS/d） | 3,298 | 3,316 | |||||||||
| 收入 | $ | 8,479 | $ | 6,220 | |||||||
| 销售产品成本 | 7,479 | 5,207 | |||||||||
| 分部毛利 | 1,000 | 1,013 | |||||||||
| 商品风险管理活动未实现收益 | (18) | (4) | |||||||||
| 营业费用，不包括非现金补偿费用 | (234) | (217) | |||||||||
| 销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用 | (34) | (38) | |||||||||
| 与未合并关联公司相关的调整后EBITDA | 8 | 6 | |||||||||
| 分部调整后EBITDA | $ | 722 | $ | 760 | |||||||
原油运输量有所增加，原因是我们的德克萨斯管道系统、收集系统以及与太阳石油 LP的ET-S Permian合资企业的持续增长，但部分被我们巴肯管道的运输量下降所抵消。原油终端量下降主要是由于墨西哥湾沿岸炼油厂的维护以及从我们的巴肯管道系统收到的量减少。
与去年同期相比，截至2025年12月31日止三个月，与我们的原油运输和服务分部相关的分部调整后EBITDA下降，原因是以下净影响：
•分部利润率减少2700万美元（不包括商品风险管理活动的未实现损益），主要是由于运输收入减少，主要来自我们的Bakken Pipeline合资企业，以及1500万美元的法定应计费用，部分被我们的ET-S Permian合资企业增加的3000万美元以及与影响前期和本期费率的监管令相关的增加3000万美元所抵消；和
•运营费用增加1700万美元，主要是由于与上文讨论的影响上一期间和本期费率的监管令相关的收入确认的准备金增加1000万美元，员工成本增加1000万美元，数量驱动的费用增加500万美元，部分被财产税费用减少1000万美元所抵消。
14
对太阳石油 LP的投资
| 三个月结束 12月31日， |
|||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 收入 | $ | 8,600 | $ | 5,269 | |||||||
| 销售产品成本 | 7,676 | 4,644 | |||||||||
| 分部毛利 | 924 | 625 | |||||||||
| 商品风险管理活动未实现（收益）损失 | (18) | 4 | |||||||||
| 营业费用，不包括非现金补偿费用 | (373) | (188) | |||||||||
| 销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用 | (153) | (50) | |||||||||
| 与未合并关联公司相关的调整后EBITDA | 62 | 48 | |||||||||
| 存货公允价值调整 | 187 | (13) | |||||||||
| 其他，净额 | 17 | 13 | |||||||||
| 分部调整后EBITDA | $ | 646 | $ | 439 | |||||||
对太阳石油 LP板块的投资反映了对太阳石油 LP的并表结果。
截至2025年12月31日止三个月，与去年同期相比，与我们对太阳石油 LP的投资相关的分部调整后EBITDA增加，主要是由于以下净影响：
•分部利润率增加4.78亿美元（不包括商品风险管理活动和库存估值调整的未实现损益），这主要是由于收购Parkland，以及来自transmix和混合活动的有利利润率；和
•调整后EBITDA增加1400万美元，与主要来自ET-S Permian合资企业的未合并附属公司有关；部分被
•运营费用增加1.85亿美元，主要是由于Parkland的运营导致成本增加；和
•销售、一般和管理费用增加1.03亿美元，主要是由于Parkland的运营，以及与收购Parkland相关的一次性交易相关费用。
对USAC的投资
| 三个月结束 12月31日， |
|||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 收入 | $ | 252 | $ | 245 | |||||||
| 销售产品成本 | 36 | 36 | |||||||||
| 分部毛利 | 216 | 209 | |||||||||
| 营业费用，不包括非现金补偿费用 | (48) | (41) | |||||||||
| 销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用 | (14) | (12) | |||||||||
| 其他，净额 | — | (1) | |||||||||
| 分部调整后EBITDA | $ | 154 | $ | 155 | |||||||
对USAC分部的投资反映了USAC的综合业绩。
截至2025年12月31日止三个月，与去年同期相比，与我们对USAC的投资相关的分部调整后EBITDA增加，主要是由于每创收马力的平均收入增加和创收马力增加，推动合同运营收入增加900万美元，但部分被零部件和服务收入减少200万美元以及运营费用增加所抵消。
15
所有其他
| 三个月结束 12月31日， |
|||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 收入 | $ | 1,055 | $ | 607 | |||||||
| 销售产品成本 | 1,022 | 602 | |||||||||
| 分部毛利 | 33 | 5 | |||||||||
| 商品风险管理活动未实现（收益）损失 | (9) | 5 | |||||||||
| 营业费用，不包括非现金补偿费用 | (14) | 8 | |||||||||
| 销售、一般和管理费用，不包括非现金补偿费用 | (16) | (19) | |||||||||
| 与未合并关联公司相关的调整后EBITDA | 1 | 2 | |||||||||
| 其他和消除 | (11) | (40) | |||||||||
| 分部调整后EBITDA | $ | (16) | $ | (39) | |||||||
与去年同期相比，截至2025年12月31日止三个月，与我们所有其他分部相关的分部调整后EBITDA增加，原因是以下因素的净影响：
•在剩余气销售的推动下，我们的天然气营销业务增加了1100万美元；
•与公司拨款有关的增加600万美元；
•最近收购的房地产的租赁收入增加了400万美元；
•从我们的电力相关业务中增加200万美元；和
•我们的专属保险公司确认的收益增加了100万美元；部分被
•减少800万美元，原因是分部间消除了太阳石油 LP在ET-S Permian的32.5%份额，该份额在我们的原油运输和服务部门中合并，并且在我们对太阳石油 LP部门的投资中也反映为未合并的关联公司。
16
Energy Transfer LP和子公司
关于流动性的补充信息
（百万）
（未经审计）
下表提供了有关我们循环信贷额度的信息。我们也有合并后的子公司拥有循环信贷额度，这些不包括在本表中。
| 设施规模 | 2025年12月31日可动用资金 | 到期日 | |||||||||||||||
| 五年期循环信贷安排 | $ | 5,000 | $ | 2,123 | 2029年4月11日 | ||||||||||||
17
Energy Transfer LP和子公司
关于未合并附属公司的补充信息
（百万）
（未经审计）
下表提供了我们未合并关联公司的汇总信息，这些关联公司在所示期间的合伙企业财务报表中作为权益法投资入账。
| 三个月结束 12月31日， |
|||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 未合并关联公司收益中的权益： | |||||||||||
|
柑橘
|
$ | 39 | $ | 31 | |||||||
|
环境保护部
|
20 | 16 | |||||||||
| 白崖 | 4 | 5 | |||||||||
| 探索者 | 4 | 8 | |||||||||
| SESH | 15 | 13 | |||||||||
|
其他
|
24 | 21 | |||||||||
|
未合并关联公司收益中的总权益
|
$ | 106 | $ | 94 | |||||||
|
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA：
|
|||||||||||
|
柑橘
|
$ | 86 | $ | 77 | |||||||
|
环境保护部
|
28 | 25 | |||||||||
| 白崖 | 9 | 10 | |||||||||
| 探索者 | 8 | 12 | |||||||||
| SESH | 17 | 14 | |||||||||
|
其他
|
36 | 32 | |||||||||
|
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA总额
|
$ | 184 | $ | 170 | |||||||
|
从未合并关联公司收到的分配：
|
|||||||||||
|
柑橘
|
$ | 52 | $ | 35 | |||||||
|
环境保护部
|
24 | 23 | |||||||||
| 白崖 | 10 | 8 | |||||||||
| 探索者 | 4 | 7 | |||||||||
| SESH | 14 | 12 | |||||||||
|
其他
|
26 | 23 | |||||||||
|
从未合并附属公司收到的分配总额
|
$ | 130 | $ | 108 | |||||||
18
Energy Transfer LP和子公司
关于非全资合资子公司的补充信息
（百万）
（未经审计）
下表提供了我们的非全资合资子公司的汇总信息，这些信息在我们的财务报表中以综合基础反映出来。下表不包括作为公开交易的非全资子公司的太阳石油 LP和USAC，以及太阳石油 LP在ET-S Permian合资企业中的32.5%权益。
| 三个月结束 12月31日， |
|||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
|
非全资附属公司经调整EBITDA（100%）(a)
|
$ | 598 | $ | 634 | |||||||
|
我们在非全资子公司调整后EBITDA中的比例份额(b)
|
293 | 305 | |||||||||
|
非全资子公司可分配现金流（100%）（c）
|
$ | 581 | $ | 614 | |||||||
|
我们在非全资子公司的可分配现金流中所占的比例（d）
|
276 | 288 | |||||||||
以下是我们对某些非全资子公司的所有权百分比：
| 非全资附属公司： |
能源转换所有权百分比（e）
|
||||
|
巴肯管道
|
36.4 | % | |||
|
河口大桥
|
60.0 | % | |||
| 莫雷帕斯 | 51.0 | % | |||
|
俄亥俄河系
|
75.0 | % | |||
|
二叠纪快递合作伙伴
|
87.7 | % | |||
|
红崖特快
|
70.0 | % | |||
|
罗孚
|
32.6 | % | |||
|
其他
|
各种 | ||||
(a)非全资附属公司的经调整EBITDA反映我们的非全资附属公司的经调整EBITDA总额在汇总基础上。这是我们对调整后EBITDA的综合非公认会计原则衡量中包含的金额。
(b)我们在非全资子公司的调整后EBITDA中的比例份额反映了这些子公司的调整后EBITDA（在汇总基础上）归属于我们所有权权益的金额。
（c）非全资附属公司的可分配现金流量反映了我们的非全资附属公司在汇总基础上的可分配现金流量总额。
（d）我们在非全资子公司的可分配现金流中的比例份额反映了这些子公司（在汇总基础上）归属于我们所有权权益的可分配现金流金额。这是我们对归属于能源转换合作伙伴的可分配现金流的综合非公认会计原则计量中包含的金额。
（e）我们的所有权反映了我们和我们的子公司所持有的全部经济利益。在某些情况下，这一百分比包括在（或由）多个实体中持有的所有权权益。
19