2020年公司整体财务表现 - 2020年总营收3.8954亿美元，较2019年的5.4213亿美元有所下降[656] - 2020年经营收入2980万美元，较2019年的7203万美元大幅减少[656] - 2020年持续经营业务收入140万美元，较2019年的4825万美元显著降低[656] - 2020年公司记录了对White Cliffs 1.29亿美元的投资减值[704] - 2020年Sunoco LP确认了与回购其2023年高级票据相关的1300万美元债务清偿损失[703] - 2020年未合并附属公司的总权益收益为1.19亿美元，较2019年的3.02亿美元减少1.83亿美元[710] - 2020年未合并附属公司的总调整后EBITDA为6.28亿美元，较2019年的6.26亿美元略有增加200万美元[710] - 2020年公司整体营收116.79亿美元，较2019年的184.47亿美元减少67.68亿美元[737] - 2020年公司整体调整后EBITDA为22.58亿美元，较2019年的28.98亿美元减少6.4亿美元[737] - 2020年公司运营受COVID - 19影响，如原油运输量因需求破坏和炼油利用率降低而减少，Sunoco LP非汽车燃料销售和租赁毛利因疫情减少等[737][741] 2020年各业务板块财务表现 - 2020年州内运输和存储业务天然气运输量为12649 BBtu/d，较2019年的12442 BBtu/d有所增加[718] - 2020年州内运输和存储业务收入为2.544亿美元，较2019年的3.099亿美元减少5550万美元[718] - 2020年州内运输和存储业务调整后EBITDA为8630万美元，较2019年的9990万美元减少1360万美元[718] - 2020年州内运输和储存业务调整后EBITDA减少，主要因天然气销售和留存燃料收入减少，分别降1.88亿美元和200万美元，部分被存储利润率增加3600万美元等因素抵消[720] - 2020年州内运输和储存业务总利润率降至10.66亿美元，较2019年减少1.24亿美元[720] - 2020年州内运输和储存业务运营费用减少1300万美元，主要因外部服务、员工成本等减少[720] - 2020年州际运输和储存业务运输量降至10325BBtu/d，较2019年减少1021BBtu/d，调整后EBITDA降至16.8亿美元，较2019年减少1.12亿美元[721] - 2020年州际运输和储存业务收入降至18.61亿美元，较2019年减少1.02亿美元[721] - 2020年中游业务采集量降至12961BBtu/d，较2019年减少507BBtu/d，NGL产量增至611MBbls/d，较2019年增加40MBbls/d，调整后EBITDA增至16.7亿美元，较2019年增加6800万美元[725] - 2020年中游业务收入降至50.26亿美元，较2019年减少10.05亿美元[725] - 2020年中游业务运营费用减少8600万美元，主要因外部服务、材料等成本节约举措[727] - 2020年NGL和精炼产品运输及服务业务NGL运输量增至1436MBbls/d，较2019年增加147MBbls/d，调整后EBITDA增至28.02亿美元，较2019年增加1.36亿美元[729] - 2020年NGL和精炼产品运输及服务业务收入降至105.13亿美元，较2019年减少11.28亿美元[729] - 2020年NGL和精炼产品运输及服务业务调整后EBITDA增加，运输利润率增加1.79亿美元，分馏器和炼油服务利润率增加6200万美元，存储利润率增加2700万美元，销售、一般和行政费用减少1100万美元，但终端服务利润率减少8900万美元，营销利润率减少5600万美元[735] - 2020年原油运输量为376.3万桶/日，较2019年的421.7万桶/日减少45.4万桶/日；原油终端量为255.3万桶/日，较2019年的251.3万桶/日增加4万桶/日[737] - 2020年原油运输和服务业务调整后EBITDA减少，主要因板块利润率减少6.93亿美元，销售、一般和行政费用增加3300万美元，部分被运营费用减少4400万美元和非合并附属公司调整后EBITDA增加2900万美元抵消[738] - 对Sunoco LP的投资业务2020年调整后EBITDA为7.39亿美元，较2019年的6.65亿美元增加7400万美元，主要因汽车燃料销售毛利增加3200万美元，运营和销售等费用减少5400万美元，非合并附属公司调整后EBITDA增加600万美元，部分被非汽车燃料销售和租赁毛利减少1800万美元抵消[740][741] - 对USAC的投资业务2020年调整后EBITDA为4.14亿美元，较2019年的4.2亿美元减少600万美元，主要因运营费用减少1000万美元，部分被板块利润率减少2200万美元抵消[742][743] - 其他业务2020年营收18.38亿美元，较2019年的16.89亿美元增加1.49亿美元，调整后EBITDA为1.05亿美元，较2019年的9800万美元增加700万美元[746] - 其他业务调整后EBITDA增加主要因收购Energy Transfer Canada增加9700万美元，收到保险赔款增加2600万美元，部分被自然资源业务煤炭特许权使用费和生产商需求降低减少2200万美元、压缩机设备业务收入降低减少3500万美元等因素抵消[748] 2019年公司整体财务表现 - 2019年调整后EBITDA约为111.4亿美元，较2018年的95.65亿美元增加约15.8亿美元，增幅16%，主要因新资产投入使用、收购及现有资产服务需求增加[750] - 2019年净收入为4.825亿美元，较2018年的3.42亿美元增加1405万美元[750] - 2019年折旧、损耗和摊销为31.47亿美元，较2018年的28.59亿美元增加2.88亿美元，主要因新投入使用资产的折旧和摊销增加[750][752] - 2019年利息费用（扣除资本化利息）为23.31亿美元，较2018年的20.55亿美元增加2.76亿美元，主要因合伙企业、USAC和Sunoco LP的债务增加[750][753] - 2019年减值损失为7400万美元，较2018年的4.31亿美元减少3.57亿美元，主要因商誉和资产减值减少[750][754][755] - 2019年未合并附属公司的调整后EBITDA为6.26亿美元，较2018年的6.55亿美元减少2900万美元[750][762] - 2019年未合并附属公司的权益收益为3.02亿美元，较2018年的3.44亿美元减少4200万美元[750][762] 2019年各业务板块财务表现 - 2019年州内运输和储存业务的天然气运输量为12442BBtu/d，较2018年的10873BBtu/d增加1569BBtu/d，收入为30.99亿美元，较2018年的37.37亿美元减少6.38亿美元[763] - 2019年州内运输和储存业务的调整后EBITDA为9.99亿美元，较2018年的9.27亿美元增加7200万美元[763] - 2019年运输量增加主要因自2018年4月起将RIGS作为合并子公司、Red Bluff Express管道于2018年5月上线及有利的市场定价差[765] - 2019年州内运输和存储业务板块总利润率为1190万美元，较2018年的1072万美元增加118万美元[766] - 2019年州内运输和存储业务板块调整后EBITDA增加，主要因运输费增加6400万美元、RIGS合并带来净增加1100万美元、已实现存储利润率增加700万美元等[766] - 2019年州际运输和存储业务运输量增加，运输量从2018年的9542增加到11346，调整后EBITDA增加112万美元[767] - 2019年州际运输和存储业务板块调整后EBITDA增加，主要因Rover管道利润率增加2.31亿美元、预订和使用费用增加4000万美元、Sea Robin管道增加600万美元等[769] - 2019年州际运输和存储业务运营费用增加1.38亿美元，主要因Rover管道系统从价税增加1.26亿美元等[769] - 2019年中游业务采集量为13468BBtu/d，较2018年的12126增加1342；NGL产量为571MBbls/d，较2018年的540增加31；调整后EBITDA为1602万美元，较2018年的1627万美元减少25万美元[770] - 2019年中游业务板块调整后EBITDA减少，主要因非收费利润率减少2亿美元、运营费用增加8600万美元、销售及管理费用增加900万美元等[773] - 2019年中游业务板块收费利润率因多地区业务量增长增加2.77亿美元，非收费利润率因NGL和天然气价格降低减少2亿美元[773] - 2019年NGL和精炼产品运输及服务业务NGL运输量为1289MBbls/d，较2018年的1027增加262；调整后EBITDA为2666万美元，较2018年的1979万美元增加687万美元[774] - 2019年NGL和精炼产品运输及服务业务运输量变化，德州NGL管道系统吞吐量增加，精炼产品运输量因第三方炼油厂关闭减少，NGL和精炼产品终端量及Mont Belvieu分馏设施平均分馏量增加[774][775][776][778] - NGL和精炼产品运输及服务业务板块2019年总利润为32.48亿美元，较2018年的26.61亿美元增加5.87亿美元[779] - NGL和精炼产品运输及服务业务板块2019年运输利润增加4.83亿美元，主要因Mariner East 2管道服务启动、德州NGL管道吞吐量增加等因素[779] - NGL和精炼产品运输及服务业务板块2019年运营费用增加5200万美元，主要因员工和从价税费用、公用事业成本、维护项目成本增加[779] - 原油运输及服务业务板块2019年原油运输量为421.7万桶/日，较2018年的371.3万桶/日增加50.4万桶/日；2019年调整后EBITDA为28.98亿美元，较2018年的23.85亿美元增加5.13亿美元[781] - 原油运输及服务业务板块2019年板块利润（不包括商品风险管理活动的未实现损益）增加5.43亿美元，主要因德州原油管道系统吞吐量增加、Bakken管道吞吐量增加等因素[781] - 原油运输及服务业务板块2019年运营费用增加2300万美元，主要因现有资产吞吐量相关成本增加[781] - 对Sunoco LP的投资业务板块2019年调整后EBITDA较2018年增加，主要因运营成本减少7600万美元、已终止业务调整后EBITDA增加2500万美元、非合并附属公司调整后EBITDA增加400万美元[784] - 对Sunoco LP的投资业务板块2019年汽车燃料销售毛利减少7600万美元，主要因燃料利润率降低、2018年现金结算一次性收益及2019年合同纠纷准备金一次性费用[784] - 对USAC的投资业务板块2019年营收为6.98亿美元，较2018年的5.08亿美元增加1.9亿美元；调整后EBITDA为4.2亿美元，较2018年的2.89亿美元增加1.31亿美元[785] - 其他业务板块2019年营收为16.89亿美元，较2018年的22.28亿美元减少5.39亿美元；调整后EBITDA为9800万美元，较2018年的4000万美元增加5800万美元[788] - 2019年相比上一年，调整后息税折旧摊销前利润（Segment Adjusted EBITDA）因多项因素增加，如公园、贷款和存储活动收益增加800万美元、优化残余天然气销售收益增加1100万美元等，但部分被CDM对USAC的贡献减少3600万美元等因素抵消[789] 2021年资本支出计划 - ETO预计2021年资本支出在13.5 - 15.55亿美元之间（不包括对Sunoco LP和USAC的投资），维护资本支出在5.1 - 5.5亿美元之间[796] - Sunoco LP预计2021年在增长资本支出上投资约1.2亿美元，在维护资本支出上投资约4500万美元[797] - USAC计划2021年在维护资本支出上花费约2200万美元，扩张资本支出预算在3000 - 4000万美元之间[798] 2018 - 2020年现金流情况 - 2020年经营活动提供的现金为73.6亿美元，持续经营业务收入为1.4亿美元，非现金项目总计70亿美元，经营资产和负债净变化为4700万美元[802] - 2019年经营活动提供的现金为80.6亿美元，持续经营业务收入为48.3亿美元，非现金项目总计33.7亿美元，经营资产和负债净变化为3.91亿美元[803] - 2018年经营活动提供的现金为75.1亿美元，持续经营业务收入为36.9亿美元，非现金项目总计33亿美元，经营资产和负债净变化为2.34亿美元[804] - 2020年投资活动使用的现金为49亿美元，总资本支出（不包括建设期间使用的股权资金补贴和建设成本的净贡献）为50.6亿美元，资产出售获得现金收入1900万美元[807] - 2019年投资活动使用的现金为69.3亿美元，总资本支出（不包括建设期间使用的股权资金补贴和建设成本的净贡献）为58.8亿美元，出售子公司非控股权益获得现金收入9300万美元，SemGroup收购支付现金7.87亿美元[808]

融资与债务管理 - 2020年1月22日，ETO发行500,000份F系列优先股和1,100,000份G系列优先股，单价均为1,000美元/份，净收益用于偿还循环信贷额度和一般合伙事务[215] - 2020年1月22日，ETO完成高级票据发售，包括2025年到期的10亿美元2.900%高级票据、2030年到期的15亿美元3.750%高级票据和2050年到期的20亿美元5.000%高级票据[216] - 用2020年1月高级票据发售所得款项，ETO赎回多笔到期高级票据，总额达29.67亿美元[217] - 2020年10月，公司宣布2020年第三季度ET普通股每单位季度分红0.1525美元（年化0.61美元），较上一季度减少50%，多余现金流用于降低债务水平[220] - 2020年前三季度ET普通股交易价格大幅下跌，近期股权资本市场交易吸引力降低，但公司仍可按有利条件进入债务资本市场[236] - 2020年前三季度利息支出净额增加，USAC增加200万美元，Sunoco LP增加100万美元[250] - 2020年前三季度，债务清偿损失与2020年1月ETO高级票据赎回有关[254] - 2020年和2019年子公司优先股发行净收益分别为15.8亿美元和7.8亿美元[336] - 截至2020年9月30日和2019年12月31日，公司总债务分别为514.45亿美元和510.54亿美元[340] - 2020年1月22日，ETO完成高级票据发行，总额45亿美元，并赎回部分到期高级票据[341][342] - 截至2020年9月30日，ETO定期贷款未偿还金额20亿美元，加权平均利率1.15%；ETO五年期信贷安排未偿还借款32.3亿美元，加权平均利率1.16%等多项信贷情况[345][347] - 截至2020年9月30日，公司及子公司遵守所有债务协议相关要求、测试、限制和契约[352] 项目进展与调整 - 2020年3月30日，壳牌因市场因素放弃参与查尔斯湖液化天然气项目，公司打算继续开发，可能减少项目规模至两列火车（年产能1100万吨）[219] - 2019年12月5日，ET完成对SemGroup的收购，2020年第一、二季度，ET将原SemGroup资产通过出售和出资交易注入ETO[214] 政策影响 - FERC政策变化可能影响公司基于服务成本费率的天然气运输服务收入，具体减少程度取决于对ETO服务成本组件的详细审查和费率挑战结果[225] - FERC对管道费率和认证政策进行审查，公司无法预测相关政策变化及生效时间，预计对公司影响与其他美国天然气管道公司无重大差异[226] 疫情影响 - 2020年，COVID - 19疫情使公司运营所在地区采取限制措施，但公司业务被指定为关键基础设施领域，现场运营未中断，未产生重大额外费用[213] - 近期COVID - 19疫情市场干扰负面影响公司运营收益和现金流，可能导致美国油气井减产、管道运输量下降和中游服务利用率降低[230] 成本控制 - 公司削减2020年增长资本支出预算7亿美元，减少计划运营费用约5亿美元[235] 财务指标变化 - 2020年第三季度调整后EBITDA同比增长2%，主要因中游业务合同重组、NGL和精炼产品运输服务营销利润率增加及近期收购和资产投入使用带来约1.5亿美元净增长，部分被核心业务量和市场价格下降抵消[244][245] - 2020年前九个月调整后EBITDA同比下降5%，主要因核心业务量和市场价格下降，部分被NGL和精炼产品运输服务、中游业务、投资Sunoco LP业务增长及近期收购和资产投入使用带来的约4.4亿美元净增长抵消[246][247] - 2020年第三季度和前九个月折旧、损耗和摊销同比增加，因2019年12月5日收购SemGroup及近期投入使用资产的增量折旧[248] - 2020年第三季度利息费用（扣除资本化利息）同比减少，主要因公司借款成本降低、USAC加权平均利率降低、Sunoco LP平均长期债务略有减少[249] - 2020年3月和9月，公司进行减值测试，分别确认减值损失7.06亿美元和14.71亿美元[251] - 2020年9月，公司对White Cliffs投资减值1.29亿美元[256] - 2020年第三季度和前三季度，所得税费用较上年同期下降[258] - 2020年第三季度，非合并附属公司总收益亏损3200万美元，较2019年同期减少1.14亿美元；前三季度总收益4600万美元，较2019年同期减少1.78亿美元[261] - 2020年第三季度，非合并附属公司调整后EBITDA为1.69亿美元，较2019年同期增加800万美元；前三季度为4.8亿美元，较2019年同期增加1000万美元[262] - 2020年第三季度，从非合并附属公司收到的总分配为9800万美元，较2019年同期减少500万美元；前三季度为3.2亿美元，较2019年同期增加2600万美元[262] 业务板块运营情况 - 2020年9月30日止三个月，州内运输天然气量为12,185BBtu/d，较2019年的12,560BBtu/d减少375BBtu/d；九个月运输量为12,745BBtu/d，较2019年的12,221BBtu/d增加524BBtu/d[269] - 2020年9月30日止三个月，州内运输和存储业务收入为6.54亿美元，较2019年的7.64亿美元减少1.1亿美元；九个月收入为17.63亿美元，较2019年的23.85亿美元减少6.22亿美元[269] - 2020年9月30日止三个月，州内运输和存储业务调整后EBITDA为2.03亿美元，较2019年的2.35亿美元减少3200万美元；九个月调整后EBITDA为6.3亿美元，较2019年的7.77亿美元减少1.47亿美元[269] - 2020年9月30日止三个月，州际运输天然气量为10,387BBtu/d，较2019年的11,407BBtu/d减少1020BBtu/d；九个月运输量为10,422BBtu/d，较2019年的11,254BBtu/d减少832BBtu/d[273] - 2020年9月30日止三个月，州际运输和存储业务收入为4.71亿美元，较2019年的4.79亿美元减少800万美元；九个月收入为13.8亿美元，较2019年的14.7亿美元减少9000万美元[273] - 2020年9月30日止三个月，州际运输和存储业务调整后EBITDA为4.25亿美元，较2019年的4.42亿美元减少1700万美元；九个月调整后EBITDA为12.32亿美元，较2019年的13.58亿美元减少1.26亿美元[273] - 2020年9月30日止三个月，州内运输业务调整后EBITDA减少主要因天然气销售和其他收入减少3700万美元、留存燃料收入减少200万美元和存储利润减少100万美元等[271] - 2020年9月30日止九个月，州内运输业务调整后EBITDA减少主要因天然气销售和其他收入减少1.74亿美元、留存燃料收入减少600万美元和销售、一般及行政费用增加200万美元等[271] - 2020年9月30日止三个月，州际运输业务调整后EBITDA减少主要因收入减少800万美元、运营费用增加600万美元和销售、一般及行政费用增加300万美元等[274] - 2020年9月30日止九个月，州际运输业务调整后EBITDA减少主要因收入减少9000万美元、运营费用增加400万美元和销售、一般及行政费用增加800万美元等[275] - 中游业务方面，2020年三季度采集量为12,904BBtu/d，较去年同期减少1,051；NGL产量为635MBbls/d，较去年同期增加61；收入为13.77亿美元，较去年同期减少2.03亿美元；调整后EBITDA为5.3亿美元，较去年同期增加1.19亿美元[278] - 中游业务2020年前九个月采集量为13,071BBtu/d，较去年同期减少207；NGL产量为616MBbls/d，较去年同期增加49；收入为35.65亿美元，较去年同期减少9.31亿美元；调整后EBITDA为12.8亿美元，较去年同期增加0.75亿美元[278] - 中游业务2020年三季度和前九个月采集量减少主要因南德克萨斯和东北德克萨斯地区下降，NGL产量增加得益于中大陆/潘汉德尔地区SemGroup收购及二叠纪、南德克萨斯和北德克萨斯地区乙烷回收率提高[278][279] - 中游业务2020年三季度调整后EBITDA增加，原因包括基于费用的利润率增加9200万美元、运营费用减少3300万美元、非基于费用的利润率增加200万美元，部分被非基于费用的利润率减少1200万美元抵消[282] - 中游业务2020年前九个月调整后EBITDA增加，原因包括基于费用的利润率增加9100万美元、运营费用减少4600万美元，部分被非基于费用的利润率减少6000万美元、销售及管理费用增加400万美元抵消[283] - NGL和精炼产品运输及服务业务，2020年三季度NGL运输量为1493MBbls/d，较去年同期增加135；精炼产品运输量为460MBbls/d，较去年同期减少92；终端量为850MBbls/d，较去年同期减少22；分馏量为877MBbls/d，较去年同期增加164；收入为26.23亿美元，较去年同期减少2.55亿美元；调整后EBITDA为7.62亿美元，较去年同期增加0.95亿美元[284] - NGL和精炼产品运输及服务业务2020年前九个月NGL运输量为1431MBbls/d，较去年同期增加151；精炼产品运输量为460MBbls/d，较去年同期减少139；终端量为813MBbls/d，较去年同期减少32；分馏量为839MBbls/d，较去年同期增加142；收入为74.57亿美元，较去年同期减少10.64亿美元；调整后EBITDA为20.99亿美元，较去年同期增加1.76亿美元[284] - NGL和精炼产品运输及服务业务2020年三季度和前九个月NGL运输量增加因Mariner East管道系统吞吐量增加及德州NGL管道系统液体产量接收量增加[286] - NGL和精炼产品运输及服务业务2020年三季度和前九个月精炼产品运输量和终端量减少，因2019年第三季度第三方炼油厂关闭及国内对喷气燃料和其他精炼产品需求减少，部分被JC Nolan柴油管道服务启动抵消[287][288] - NGL和精炼产品运输及服务业务2020年三季度和前九个月德州Mont Belvieu分馏设施平均分馏量增加，因2020年2月第七台分馏器投产[289] - NGL和精炼产品运输及服务业务板块，2020年第三季度调整后EBITDA增加，主要因营销利润增加8800万美元、运输利润增加2000万美元、分馏和炼油服务利润增加1800万美元等[290][292] - NGL和精炼产品运输及服务业务板块，2020年前九个月调整后EBITDA增加，主要因运输利润增加1.6亿美元、分馏和炼油服务利润增加5000万美元等[293] - 原油运输业务，2020年第三季度运输量为358.7万桶/日，较去年同期减少63.6万桶/日；终端业务量为227.6万桶/日，较去年同期减少4.6万桶/日[296] - 原油运输业务，2020年前九个月运输量为388万桶/日，较去年同期减少30万桶/日；终端业务量为266.2万桶/日，较去年同期增加8.7万桶/日[296] - 原油运输及服务业务板块，2020年第三季度调整后EBITDA减少9500万美元，主要因板块利润减少1.04亿美元等[296][300] - 原油运输及服务业务板块，2020年前九个月调整后EBITDA减少48100万美元，主要因板块利润减少5.11亿美元等[296][302] - 2020年第三季度，公司NGL和精炼产品运输及服务业务板块总利润为9.11亿美元，较去年同期减少500万美元[290] - 2020年前九个月，公司NGL和精炼产品运输及服务业务板块总利润为25.41亿美元，较去年同期增加1.56亿美元[290] - 2020年第三季度，公司原油运输及服务业务板块收入为28.5亿美元，较去年同期减少16.03亿美元[296] - 2020年前九个月，公司原油运输及服务业务板块收入为88.77亿美元，较去年同期减少48.08亿美元[296] 投资板块情况 - 2020年9月30日止三个月，Sunoco LP投资板块调整后EBITDA为1.89亿美元，去年同期为1.92亿美元，减少300万美元；九个月调整后EBITDA为5.8亿美元，去年同期为4.97亿美元，增加8300万美元[303] - 2020年9月30日止三个月，USAC投资板块调整后EBITDA为1.04亿美元，与去年同期持平；九个月调整后EBITDA为3.15亿美元，去年同期为3.1亿美元，增加500万美元[307] - 2020年9月30日止三个月，其他板块调整后EBITDA为2200万美元，去年同期为3500万美元，减少1300万美元；九个月调整后EBITDA为6200万美元，去年同期为8000万美元，减少1800万美元[312] - 2020年9月30日止三个月，Sunoco LP投资板块汽油销售毛利润减少2300万美元，主要因销量减少12%，部分被每加仑销售毛利润增加4%抵消；非汽油销售和租赁毛利润减少300万美元[304] - 2020年9月30日止九个月，Sunoco LP投资板块汽油销售毛利润增加6200万美元，主要因每加仑销售毛利润增加27%及收到1300万美元补偿款，部分被销量减少14%抵消；非汽油销售和租赁毛利润减少1700万美元[306] - 2020年9月30日止三个月，USAC投资板块板块利润率减少1100万美元，主要因美国原油和天然气活动减少；运营费用减少600万美元[3

融资与债务管理 - 2020年1月22日，ETO发行500,000份F系列优先股和1,100,000份G系列优先股，单价均为1,000美元/份，净收益用于偿还循环信贷额度和一般合伙事务[216] - 2020年1月22日，ETO完成高级票据发售，包括2025年到期的10亿美元2.900%高级票据、2030年到期的15亿美元3.750%高级票据和2050年到期的20亿美元5.00%高级票据[217] - 用2020年1月高级票据发售所得款项，ETO赎回了多笔到期高级票据，总额达29.91亿美元[218] - 2020年1月22日，ETO完成注册发行总计45亿美元高级票据[337] - ETO利用发行所得赎回总计约30.62亿美元高级票据[338] - ETO三年期定期贷款信贷额度为20亿美元，截至2020年6月30日已全部提取，加权平均利率为1.18%[340][341] - ETO五年期循环信贷额度最高为60亿美元，截至2020年6月30日，未偿还借款为30.1亿美元，其中商业票据为11.1亿美元，可用借款额度为19亿美元，加权平均利率为1.34%[342][343] - ETO 364天循环信贷额度为10亿美元，截至2020年6月30日无未偿还借款[344] - Sunoco LP循环信贷额度为15亿美元，截至2020年6月30日，未偿还借款为1.58亿美元，备用信用证为800万美元，可用额度为13.3亿美元，加权平均利率为2.19%[345] - USAC循环信贷额度最高为20亿美元，截至2020年6月30日，未偿还借款为4.48亿美元，借款基数可用额度为11.5亿美元，可用借款能力为1.51亿美元，加权平均利率为2.77%[346] - SemCAMS有三项信贷安排，截至2020年6月30日，定期贷款和循环信贷安排的未偿还借款分别为2.51亿美元和9200万美元，建设贷款无未偿还借款[347] - 截至2020年6月30日，公司总债务分别为512.85亿美元和510.54亿美元[336] - 2020年上半年融资活动使用现金5.08亿美元，2019年为9.26亿美元；2020年债务水平净增2.06亿美元，2019年为5.38亿美元[331] - 公司一般用经营活动现金流支付维护资本支出和分红，用信贷、长期债务或发行优先股等方式支付增长资本支出[316] 分红情况 - 2020年7月，ET宣布2020年第二季度普通股每单位季度分红0.3050美元，年化1.22美元[221] - 母公司主要现金流来源是对ETO投资的分红，主要现金需求为管理费用、偿债和向合伙人分配[311][312] - 母公司预计用对ETO的直接和间接投资现金流满足短期资金需求，并按季度向单位持有人分配剩余可用现金[312] - 母公司将在每个财季结束后50天内分配可用现金，ETO、Sunoco LP和USAC需按协议分配现金[350][352] 项目进展 - 2020年3月30日，壳牌因市场因素放弃参与查尔斯湖LNG液化项目，公司打算继续开发，或减少项目规模至两列火车，年产能1100万吨[220] - 2019年12月5日，ET完成对SemGroup的收购，2020年第一、二季度将其资产转让给ETO[215] 风险因素 - 新冠疫情使公司业务受到一定影响，虽现场运营未中断，但无法预测疫情防控措施的影响程度和持续时间[214] - FERC政策变化对公司成本服务费率的影响未知，基于成本服务费率的天然气运输服务收入未来可能减少[222][227] - 市场干扰和商品价格波动对公司盈利、现金流和业务有负面影响，无法预测影响程度和持续时间[230][231][235] - 部分交易对手可能申请破产保护，公司或需协商替代合同，新合同条款可能不利[236] - 公司面临天然气等供需变化、疫情影响、经济状况变化等多种风险因素[359] - 公司面临众多风险和不确定性，如能源价格、市场需求、监管政策等，且新冠疫情会加剧这些风险[361][363] 预算调整 - 公司削减2020年增长资本支出预算6亿美元，减少计划运营费用约4亿美元[237] 股价与市场情况 - 2020年前六个月，公司普通股交易价格大幅下跌，近期股权资本市场交易吸引力降低，但仍可按有利条件进入债务资本市场[238] 财务指标变化 - 2020年第一季度和上半年，公司调整后EBITDA同比分别下降14%和9%，主要因核心运营部门业务量和市场价格下降，近期收购和投入使用资产带来的EBITDA净增加部分抵消了下降[246] - 2020年第一季度和上半年，折旧、损耗和摊销同比增加，原因是2019年12月5日收购SemGroup以及近期投入使用资产带来的增量折旧[247] - 2020年第一季度和上半年，利息费用同比增加，主要因SemGroup收购后合并债务余额增加、USAC高级票据利息费用增加和Sunoco LP长期债务增加[249] - 2020年第一季度，公司对中游、州际、原油、NGL和其他业务的某些报告单位进行减值测试，确认多项商誉减值，共计1325亿美元，USAC也确认6.19亿美元商誉减值[250] - 2020年第一季度和上半年，利率衍生品损失源于远期利率下降导致远期互换价值降低[251] - 2020年第一季度和上半年，债务清偿损失与2020年1月ETO高级票据赎回有关[252] - 2020年第一季度和上半年，库存估值调整是因Sunoco LP相关库存燃料价格变化[252] - 2020年第一季度所得税费用增加，上半年所得税费用减少，分别因当期公司子公司盈利增加和前期子公司资产出售应税收益确认[255] - 非合并附属公司总股权收益从2019年的77美元增至2020年的85美元，增幅8美元；六个月总股权收益从2019年的142美元降至2020年的78美元，降幅64美元[257] - 非合并附属公司调整后EBITDA从2019年的163美元降至2020年的157美元，降幅6美元；六个月调整后EBITDA从2019年的309美元增至2020年的311美元，增幅2美元[257] - 非合并附属公司收到的总分配额在2020年和2019年均为112美元；六个月总分配额从2019年的191美元增至2020年的222美元，增幅31美元[257] 业务运营数据 - 州内运输和储存业务中，2020年天然气运输量为12,921BBtu/d，2019年为12,115BBtu/d，增幅806BBtu/d；六个月运输量2020年为13,028BBtu/d，2019年为12,049BBtu/d，增幅979BBtu/d[264] - 州内运输和储存业务中，2020年天然气库存提取量为 - 1,910BBtu，2019年无相关数据；六个月提取量2020年为5,065BBtu，2019年无相关数据[264] - 州内运输和储存业务中，2020年三个月收入为516美元，2019年为765美元，降幅249美元；六个月收入2020年为1,109美元，2019年为1,621美元，降幅512美元[264] - 州内运输和储存业务中，2020年三个月成本为248美元，2019年为400美元，降幅152美元；六个月成本2020年为551美元，2019年为972美元，降幅421美元[264] - 州内运输和储存业务中，2020年三个月调整后EBITDA为187美元，2019年为290美元，降幅103美元；六个月调整后EBITDA2020年为427美元，2019年为542美元，降幅115美元[264] - 州内运输和储存业务中，2020年三个月运输费用为148美元，与2019年持平；六个月运输费用2020年为309美元，2019年为302美元，增幅7美元[266] - 州内运输和储存业务中，2020年三个月天然气销售及其他收入为68美元，2019年为173美元，降幅105美元；六个月天然气销售及其他收入2020年为156美元，2019年为293美元，降幅137美元[266] - 2020年上半年和前三个月，州际运输和存储业务天然气运输量分别降至10440BBtu/d和10152BBtu/d，较去年同期分别减少737BBtu/d和673BBtu/d[268] - 2020年前三个月和上半年，州际运输和存储业务收入分别为4.45亿美元和9.09亿美元，较去年同期分别减少4800万美元和8200万美元[268] - 2020年前三个月和上半年，州际运输和存储业务调整后EBITDA分别为4.03亿美元和8.07亿美元，较去年同期分别减少5700万美元和1.09亿美元[268] - 2020年前三个月，中游业务采集量降至12964BBtu/d，较去年同期减少184BBtu/d；上半年采集量增至13155BBtu/d，较去年同期增加221BBtu/d[273] - 2020年前三个月和上半年，中游业务NGL产量分别增至602MBbls/d和606MBbls/d，较去年同期分别增加37MBbls/d和42MBbls/d[273] - 2020年前三个月和上半年，中游业务收入分别为10.18亿美元和21.88亿美元，较去年同期分别减少1.8亿美元和7.28亿美元[273] - 2020年前三个月和上半年，中游业务调整后EBITDA分别为3.67亿美元和7.5亿美元，较去年同期分别减少4500万美元和4400万美元[273] - 2020年前三个月，州际运输和存储业务调整后EBITDA减少主要因预订费减少4300万美元、可中断运输收入减少400万美元和非合并关联公司调整后EBITDA减少1000万美元[269] - 2020年前三个月，中游业务调整后EBITDA减少主要因非收费利润率减少4200万美元和收费利润率减少2700万美元，部分被运营费用减少2300万美元和销售、一般及行政费用减少300万美元抵消[275][277] - 2020年上半年，中游业务调整后EBITDA减少主要因非收费利润率减少6100万美元和销售、一般及行政费用增加400万美元，部分被非收费利润率增加1100万美元和运营费用减少1300万美元抵消[278] - NGL运输量在2020年6月30日止的三个月和六个月较去年同期增加，三个月日均1401MBbls，增加96MBbls；六个月日均1400MBbls，增加163MBbls，主要因Mariner East管道系统和德州NGL管道系统吞吐量增加[279] - 精炼产品运输量在2020年6月30日止的三个月和六个月较去年同期减少，三个月日均377MBbls，减少251MBbls；六个月日均460MBbls，减少163MBbls，因第三方炼油厂关闭和国内需求减少[279][280] - NGL和精炼产品终端量在2020年6月30日止的三个月和六个月较去年同期减少，三个月日均748MBbls，减少137MBbls；六个月日均798MBbls，减少33MBbls，因第三方炼油厂关闭和国内需求减少[279][281] - NGL分馏量在2020年6月30日止的三个月和六个月较去年同期增加，三个月日均836MBbls，增加135MBbls；六个月日均820MBbls，增加130MBbls，德州Mont Belvieu分馏设施平均分馏量增加20%[279][282] - 2020年6月30日止三个月，NGL和精炼产品运输服务板块调整后EBITDA为6.74亿美元，较去年同期增加3000万美元；六个月为13.37亿美元，较去年同期增加8100万美元[279] - 原油运输量在2020年6月30日止的三个月日均3590MBbls，较去年同期减少676MBbls；六个月日均4021MBbls，较去年同期减少137MBbls，因德州和Bakken管道系统需求下降[287][288][289] - 原油终端量在2020年6月30日止的三个月日均2716MBbls，较去年同期减少130MBbls；六个月日均2851MBbls，较去年同期增加147MBbls，三个月因需求下降，六个月因2019年收购资产贡献[287][288][289] - 2020年6月30日止三个月，原油运输服务板块调整后EBITDA为5.19亿美元，较去年同期减少2.33亿美元；六个月为11.1亿美元，较去年同期减少3.86亿美元[287] - 2020年6月30日止三个月，NGL和精炼产品运输服务板块运输利润率增加2700万美元，营销利润率增加1500万美元，分馏和炼油服务利润率增加1900万美元，终端服务利润率减少3700万美元[283] - 2020年6月30日止六个月，NGL和精炼产品运输服务板块运输利润率增加1.4亿美元，分馏和炼油服务利润率增加3200万美元，存储利润率增加900万美元，营销利润率减少7000万美元，终端服务利润率减少2300万美元[285] - 2020年Q2原油运输和服务业务调整后EBITDA下降，主要因业务利润率减少2.57亿美元、销售及管理费用增加600万美元等因素[290] - 2020年上半年原油运输和服务业务调整后EBITDA下降，主要因业务利润率减少4.07亿美元、销售及管理费用增加1400万美元等因素[291][295] - 2020年Q2对Sunoco LP投资业务调整后EBITDA增加3000万美元，主要因汽油销售增加1600万美元、运营及管理费用减少2600万美元等因素[296] - 2020年上半年对Sunoco LP投资业务调整后EBITDA增加8600万美元，主要因汽油销售增加8400万美元、运营及管理费用减少900万美元等因素，其中汽油每加仑毛利润增长39.6%，销量下降14.6%[296][298] - 2020年Q2对USAC投资业务调整后EBITDA与去年同期持平，主要因销售及管理费用增加300万美元被运营费用减少200万美元和业务利润率增加100万美元

疫情与市场影响 - 2020年第一季度，公司业务受COVID - 19影响较小，现场运营基本未中断，未产生重大额外费用，但无法预测相关措施的影响程度和持续时间[205] - 近期原油市场动荡和COVID - 19疫情可能对公司盈利和运营现金流产生负面影响，商品价格前景不一，公司中游服务前景部分取决于商品市场复苏情况[221][223][225] - 公司无法预测商品价格及相关影响的最终程度，预计影响因地区、客户、服务类型、合同期限等因素而异[226] - 公司面临天然气、NGLs、成品油和原油供需变化、世界卫生事件、经济状况变化等多种风险，且新冠疫情会加剧这些风险[330][332][333] 收购与资产出售 - 2019年12月5日公司完成对SemGroup的收购，2020年第一季度将部分SemGroup资产出售并贡献给ETO[206] 证券发行与赎回 - 2020年1月22日，ETO发行500,000份F系列优先股和1,100,000份G系列优先股，每份价格均为1,000美元，净收益用于偿还循环信贷额度和一般合伙事务[207] - 2020年1月22日，ETO完成高级票据发行，包括2025年到期的10亿美元2.900%高级票据、2030年到期的15亿美元3.750%高级票据和2050年到期的20亿美元5.000%高级票据[208] - 公司用2020年1月高级票据发行所得赎回了总计约29.67亿美元的到期高级票据[209] - 2020年1月22日，ETO完成注册发行，包括10亿美元2025年到期2.900%高级票据、15亿美元2030年到期3.750%高级票据和20亿美元2050年到期5.000%高级票据[307] - ETO利用发行所得赎回了总计约29.12亿美元的高级票据[308] 项目开发 - 2020年3月30日，Shell宣布不参与Lake Charles LNG液化项目，公司打算继续开发该项目，可能将规模从三列火车（年产能1645万吨LNG）减至两列火车（年产能1100万吨）[2011] 分红情况 - 2020年3月，公司宣布2020年第一季度ET普通股每单位季度分红0.3050美元（年化1.22美元）[212] - 2020年和2019年分别向合作伙伴支付分红7.7亿美元和8亿美元，向非控股股东支付分红4.44亿美元和4.25亿美元[302] 政策影响 - FERC政策变化对公司受监管运输服务收费的影响未知，基于服务成本费率的天然气运输服务收入未来可能减少[213][218] 预算调整 - 公司削减2020年增长资本支出预算4亿美元，减少计划运营费用2 - 2.5亿美元[228] 财务指标变化 - 2020年第一季度与去年同期相比，调整后EBITDA减少1亿美元，降幅4% [236] - 2020年第一季度折旧、损耗和摊销因收购SemGroup及资产投入使用而增加[237] - 2020年第一季度利息费用增加主要因SemGroup收购、USAC高级票据及Sunoco LP长期债务增加[238][240] - 2020年第一季度公司确认多项商誉减值，共计13.25亿美元[241] - 2020年第一季度利率衍生品损失因远期利率下降导致[242] - 2020年第一季度债务清偿损失与ETO高级票据赎回有关[243] - 2020年第一季度库存估值调整因Sunoco LP燃料价格变化而记录[243] - 2020年第一季度所得税费用因上一年出售资产应税收益确认减少[245] - 2020年第一季度从非合并附属公司收到的分配总额为1.1亿美元，较去年增加3100万美元[247] 业务板块运营情况 - 2020年第一季度，州内运输和储存业务天然气运输量为13135BBtu/d，较去年同期增加1153BBtu/d，储存天然气提取量为6975BBtu，收入为59300万美元，较去年同期减少26300万美元，调整后EBITDA为24000万美元，较去年同期减少1200万美元[254] - 2020年第一季度，州内运输和储存业务调整后EBITDA减少，主要因天然气销售和其他收入减少3200万美元、留存收入减少400万美元、销售及管理费用增加300万美元，部分被储存利润率增加1700万美元、运输费用增加700万美元和运营费用减少100万美元抵消[256] - 2020年第一季度，州际运输和储存业务天然气运输量为10630BBtu/d，较去年同期减少902BBtu/d，天然气销售量为15BBtu/d，较去年同期减少4BBtu/d，收入为46400万美元，较去年同期减少3400万美元，调整后EBITDA为40400万美元，较去年同期减少5200万美元[257] - 2020年第一季度，州际运输和储存业务调整后EBITDA减少，主要因收入减少3400万美元、销售及管理费用增加700万美元、非合并附属公司调整后EBITDA减少1300万美元，部分被运营费用减少300万美元抵消[258] - 2020年第一季度，中游业务收集量增加，NGL产量增加，主要因二叠纪和中大陆/潘汉德尔地区产量增加，部分被南德克萨斯地区乙烷拒收抵消[260] - 2020年第一季度，中游业务收集和处理费用收入为53000万美元，较去年同期增加2800万美元，非费用合同和处理收入为6500万美元，较去年同期减少1000万美元，总利润率为59500万美元，较去年同期增加1800万美元[261] - 2020年第一季度，中游业务调整后EBITDA增加，主要因费用利润率增加2800万美元、非费用利润率增加1300万美元，部分被非费用利润率减少2200万美元、运营费用增加1000万美元和销售及管理费用增加700万美元抵消[261] - 州内运输和储存业务运输费用从2019年第一季度的15400万美元增加到2020年第一季度的16100万美元，增加了700万美元[255] - 州内运输和储存业务天然气销售和其他收入从2019年第一季度的12000万美元减少到2020年第一季度的8800万美元，减少了3200万美元[255] - 州内运输和储存业务储存利润率从2019年第一季度的900万美元增加到2020年第一季度的2600万美元，增加了1700万美元[255] - NGL运输量从2019年的1178MBbls/d增至2020年的1398MBbls/d，增幅220MBbls/d；精炼产品运输量从617MBbls/d降至533MBbls/d，降幅84MBbls/d[263] - NGL和精炼产品终端量从2019年的777MBbls/d增至2020年的847MBbls/d，增幅70MBbls/d；NGL分馏量从678MBbls/d增至804MBbls/d，增幅126MBbls/d[263] - 2020年3月31日止三个月，Mont Belvieu分馏设施平均分馏量同比增19%[266] - 原油运输量从2019年的4048MBbls/d增至2020年的4454MBbls/d，增幅406MBbls/d；原油终端量从2560MBbls/d增至2996MBbls/d，增幅436MBbls/d[270] - NGL和精炼产品运输与服务业务调整后EBITDA从2019年的6.12亿美元增至2020年的6.63亿美元，增幅5100万美元[263] - 原油运输与服务业务调整后EBITDA从2019年的7.44亿美元降至2020年的5.91亿美元，降幅1.53亿美元[270] - 对Sunoco LP投资业务调整后EBITDA从2019年的1.53亿美元增至2020年的2.09亿美元，增幅5600万美元[273] - 对Sunoco LP投资业务中，汽车燃料销售毛利润增加7000万美元，主要因每加仑销售毛利润增32.6%及收到1300万美元补充付款，但销量降2.2%[274] - 对USAC投资业务调整后EBITDA从2019年的1.01亿美元增至2020年的1.06亿美元，增幅500万美元[275] - 对USAC投资业务中，细分市场利润增加600万美元，主要因平均创收马力增加带来收入增长[276] - 2020年第一季度其他业务板块收入为5.13亿美元，较2019年的4.97亿美元增加1600万美元[278] - 2020年第一季度其他业务板块调整后EBITDA为3900万美元，较2019年的3500万美元增加400万美元，主要因SemCAMS收购、PES结算款和存储收益增加，部分被残渣气销售减少等因素抵消[278][279] 资本支出计划 - 公司预计2020年资本支出（不包括对Sunoco LP和USAC的投资）在33.85 - 36.45亿美元（增长性支出）和5.5 - 5.9亿美元（维护性支出）之间[284] - Sunoco LP预计2020年全年增长性资本支出约3000万美元，维护性资本支出约7500万美元[287] - USAC计划2020年维护性资本支出约3000万美元，扩张性资本支出预算在8000 - 9000万美元之间，截至3月31日有3400万美元的采购承诺[288][289] 现金流量情况 - 2020年第一季度经营活动提供的现金为18.2亿美元，与2019年持平；净亏损9.64亿美元，2019年为净收入11.2亿美元[293] - 2020年第一季度投资活动使用的现金为15.6亿美元，2019年为11亿美元；2020年资本支出（不含相关费用）为16亿美元，2019年为11.4亿美元[297] - 2020年第一季度融资活动使用的现金为3.54亿美元，2019年为6.07亿美元；2020年子公司通过优先股发行获得净收益15.8亿美元，债务水平净减少7.64亿美元，2019年债务水平净增加5.62亿美元[301] 债务情况 - 2020年3月31日和2019年12月31日商业票据未偿还余额分别为1.13亿美元和16.4亿美元[305] - 截至2020年3月31日，公司总债务为5.0332亿美元，长期债务（扣除当前到期部分）为5.0299亿美元，较2019年12月31日的5.1054亿美元和5.1028亿美元有所下降[306] - 截至2020年3月31日，ETO 20亿美元定期贷款已全额提取，加权平均利率为1.92%[313] - 截至2020年3月31日，ETO 50亿美元五年期信贷安排有19.6亿美元未偿还借款，加权平均利率为2.24%，未来可借款额度为29.7亿美元[315] - 截至2020年3月31日，Sunoco LP 15亿美元信贷安排有2.65亿美元未偿还借款，加权平均利率为2.63%，可用额度为12.3亿美元[317] - 截至2020年3月31日，USAC 16亿美元信贷安排有4.59亿美元未偿还借款，加权平均利率为3.67%，借款基础可用额度为11.4亿美元，合规情况下可用借款能力为1.86亿美元[318] - 截至2020年3月31日，公司及其子公司遵守所有债务协议相关要求、测试、限制和契约[319] 现金分配政策 - 母公司将在每个财季结束后50天内分配所有可用现金，子公司ETO、Sunoco LP和USAC需分配季度末手头现金（扣除适当储备）[320][322] 会计声明影响 - 目前没有已发布但未采用的会计声明预计会对公司财务状况或经营成果产生重大影响[327] 金融衍生品情况 - 截至2020年3月31日，公司商品相关金融衍生品工具及公允价值情况公布，假设基础商品价格变动10%，各工具会有不同影响[337][338] - 截至2020年3月31日，公司及子公司有58.4亿美元浮动利率债务未偿还，假设利率变动100个基点，每年利息费用最大潜在变动为5800万美元[339] - 公司利用利率互换管理部分利率风险，截至2020年3月31日，有不同期限和固定利率的利率互换未到期[340] - 假设利率变动100个基点，截至2020年3月31日，利率衍生品公允价值和收益净变动为3.12亿美元[341]

公司概况 - 公司于2002年9月成立，2006年2月完成首次公开募股，普通股在纽约证券交易所交易，代码为“ET”[41] 公司业务范围 - 公司主要业务包括美国和加拿大的天然气运营、原油等运输及相关服务，还拥有对其他企业的投资[42][43] 现金流与资金需求 - 公司大部分现金流来自对ETO的投资收益，母公司主要现金需求为向合伙人分配、行政费用、偿债等[44] - 预计子公司利用资源和运营现金满足增长资本支出和营运资金需求，母公司可能适时发行证券提供流动性[45] 公司组织架构与股权结构 - 公司组织架构中，公众持有能源传输有限合伙2,689,897,793个普通股单位[49] - ETO有多种优先股单位被公众持有，如950,000个A系列优先股单位等[49] - 公司持有Sunoco LP 28,463,967个普通股单位和USA Compression Partners 46,056,228个普通股单位[50] - Sunoco LP和USA Compression Partners分别有54,553,196个和50,594,631个普通股单位被公众持有[50] 公司收购与项目开发 - 2019年12月公司完成对SemGroup Corporation的收购，2020年第一季度部分运营资产被注入ETO [52] - 2019年12月公司宣布为与Shell US LNG合作开发的Lake Charles LNG液化项目发布商业招标，预计2020年二季度收到投标，项目建成后将新增1645万吨/年液化产能 [53][64] - 公司宣布建设Ted Collins管道，预计2021年投入使用，初始产能为50万桶/日 [53] 各部门业务设施与能力 - 州内运输和存储部门拥有约9400英里天然气运输管道，运输能力约220亿立方英尺/日，在德州有三个天然气存储设施 [55] - 州际运输和存储部门直接拥有并运营约12500英里州际天然气管道，运输能力约107亿立方英尺/日，通过合资权益拥有约6770英里管道和106亿立方英尺/日的运输能力 [61] - 中游部门拥有天然气收集和NGL管道、加工厂等，总处理能力约88亿立方英尺/日 [68] - NGL和精炼产品运输与服务部门拥有约4515英里NGL管道，分馏设施总产能82.5万桶/日，Mont Belvieu存储设施工作存储容量约5000万桶 [73] - 原油运输和服务部门拥有约10770英里原油干线和收集管道，原油终端服务总存储容量约6400万桶 [77] 子公司业务情况 - Sunoco LP是美国最大的独立汽车燃料分销商之一，为约5474个Sunoco品牌的运营点供应燃料 [83] - USAC为美国各地提供天然气压缩服务，拥有平均约6年车龄的压缩机组 [85][86] - 截至2019年12月31日，USAC车队拥有3682968马力，另有56500大马力设备已下单，预计2020年交付[88] 公司其他权益与设施 - 公司在PES拥有约7.4%的非运营权益，PES在费城拥有一家炼油厂[90] - PEI Power LLC和PEI Power II在宾夕法尼亚州拥有并运营一座总发电量为75兆瓦的发电设施[91] - 公司在SemCAMS拥有51%的所有权，SemCAMS在加拿大阿尔伯塔省拥有并运营天然气处理和集输设施[91] - ET Fuel System工作存储容量为3150Bcf/d，吞吐量容量为5.2Bcf/d，有6.0Bcf和5.2Bcf工作容量的两个存储设施[94][96] - Oasis Pipeline双向吞吐量容量分别约为1.3Bcf/d（西向东）和超750MMcf/d（东向西）[96] - HPL System的Bammel存储设施总工作气容量约52.5Bcf，截至2019年12月31日，约19.0Bcf已与第三方签订基于费用的协议，公司自有存储约27.3Bcf[96] - Florida Gas Transmission主管道容量为3.5Bcf/d，约5362英里管道，为佛罗里达州输送约60%的天然气[98] - Lake Charles LNG的进口终端地上LNG存储容量约9.0Bcf，再气化设施输出能力为1.8Bcf/d[105] - LCL的液化项目预计由三个LNG列车组成，设计铭牌出口总产能为每年16.45公吨[106] 公司业务授权情况 - 公司在2013年3月获得美国能源部（DOE）授权，可向与美国有或将会有天然气自由贸易协定（FTA）的国家出口液化天然气（LNG），授权期限25年；2016年7月获得有条件授权，可向无FTA的国家出口LNG，授权期限20年[108] 中游业务各区域净天然气处理能力 - 公司中游业务各区域净天然气处理能力分别为：南德克萨斯地区东南系统410MMcf/d、伊格尔福特系统1920MMcf/d、阿肯色 - 路易斯安那 - 德克萨斯地区1442MMcf/d、中北德克萨斯地区700MMcf/d、二叠纪地区2740MMcf/d、中部大陆地区1385MMcf/d、东部地区200MMcf/d[109] - 伊格尔福特集输系统由30英寸和42英寸天然气集输管道组成，产能超1.4Bcf/d，四个处理厂总产能1.92Bcf/d[110] - 阿肯色 - 路易斯安那 - 德克萨斯地区北部路易斯安那资产三个天然气处理设施总产能1.4Bcf/d，十个天然气处理设施总产能1.3Bcf/d[111] - 二叠纪盆地集输系统十一个处理设施总处理能力2.4Bcf/d，一个天然气调节设施产能200MMcf/d；公司拥有Mi Vida JV 50%权益，其有200MMcf/d低温处理厂[113] - 公司拥有Ranch JV 50%权益，其有25MMcf/d制冷厂和125MMcf/d低温处理厂[115] - 中部大陆系统十六个天然气处理设施总产能约1.4Bcf/d，拥有胡果顿集输系统，管道长1900英里[116] - 东部地区资产有200MMcf/d的Revolution处理厂；公司拥有Aqua – ETC Water Solutions LLC 51%权益；拥有ORS 75%权益，其俄亥俄尤蒂卡河系统可向多条管道输送达3.6Bcf/d[117] NGL和精炼产品运输及服务业务情况 - 公司NGL和精炼产品运输及服务业务中，孤星快递系统NGL管道输送能力约500MBbls/d[120] - 公司NGL和精炼产品运输及服务业务中，蒙特贝尔维尤设施分馏/处理能力790MBbls/d，存储能力50000MBbls[120] - 公司正在扩建管道，预计2020年第四季度投入使用，将增加约400MBbls/d的NGL管道运输能力[124] - 公司有多条NGL管道，如West Texas Gateway Pipeline吞吐量约240MBbls/d，Mariner East管道约345MBbls/d等[124] - 公司Mont Belvieu存储设施有盐穹顶容量约50MMBbls，Hattiesburg存储设施约3MMBbls，Cedar Bayou存储设施有罐储约1.6MMBbls等[124] - 公司有多个分馏塔，Fractionator VI于2019年2月投入使用，Fractionator VII于2020年第一季度投入使用，Fractionator VIII预计2021年第二季度投入使用[124] 原油运输和服务业务情况 - 公司有原油运输和服务业务，拥有约10770英里的原油干线和集输管道，涉及Dakota Access Pipeline等多条管道[127][128] - 公司Bakken Pipeline长1916英里，运输能力为570MBbls/d，将北达科他州的原油运往伊利诺伊州和墨西哥湾沿岸[128] - 公司Bayou Bridge Pipeline完成二期后，运输能力约480MBbls/d，将不同来源的原油运往圣詹姆斯原油枢纽[130] - 公司White Cliffs Pipeline运输能力为100MBbls/d，将科罗拉多州的原油运往俄克拉荷马州的库欣[130] - 公司Maurepas Pipeline由三条管道组成，总运输能力为460MBbls/d，为墨西哥湾沿岸的炼油厂提供服务[130] - 公司拥有约35个成品油终端，总存储容量约8MMBbls[125] - 公司原油码头总存储容量大，如Nederland终端约2900万桶，Fort Mifflin终端约575万桶，Darby Creek罐区约2600万桶等[131][133] - 公司拥有约575辆原油运输卡车、360辆拖车和150个原油卡车卸载设施用于原油收购和营销[134] 子公司业务补充 - Sunoco LP是大型独立汽车燃料分销商，供应约5474个Sunoco品牌运营点，业务覆盖超30个州及夏威夷[136][141] - 截至2019年12月31日，USAC总马力达3739468，其中大马力单元占总马力的86.2%，有56500大马力压缩单元待交付[143][145] 公司存储设施情况 - 公司拥有约7.6亿桶原油存储的Cushing设施，其中5600万桶租给客户，2000万桶用于运营等活动[133] 公司加拿大业务情况 - 公司加拿大业务拥有SemCAMS 51%股权，天然气处理厂总运营能力1290百万立方英尺/天，管道约848英里[150] 公司业务战略 - 公司业务战略包括战略收购、内部扩张、增加收费业务现金流、提高现有资产盈利能力等[151][154][156][157] 公司业务竞争情况 - 公司在天然气业务面临来自其他管道、大型油气公司等的竞争[158][159] - 公司NGL业务在运输、存储、分馏等方面面临其他管道公司、存储设施和分馏器的竞争[161] - 原油和成品油管道业务面临其他管道、铁路和卡车运输的竞争，主要竞争因素包括运输费用、原油供应和市场需求等[162][163] - 精炼产品终端在价格、多功能性和服务方面与其他独立终端竞争，对手包括综合石油公司等[164] - 批发燃料分销业务与其他独立汽车燃料分销商竞争，零售业务面临大型综合石油公司服务站等众多对手竞争[166][167] 公司信用政策 - 公司制定信用政策管理信用风险，2019年无单一客户占合并收入超10%[168][171] 公司业务监管情况 - 州际天然气管道受FERC广泛监管，包括设施建设运营、运输费率等方面[172][173] - 州内天然气和NGL管道运输受所在州及FERC部分监管，违反规定可能面临多种处罚[179][180][182][183] - 天然气和NGL销售价格目前大多不受联邦和州监管，但运输合同受FERC相关要求约束[184][185] - 天然气营销受管道运输可用性、价格和条款影响，FERC新规影响难以预测[186] - 天然气集输管道部分豁免FERC监管，但分类可能变化，还受州相关法规约束[187] - 公司在运营州受州可分配开采和共同购买法规限制，集输业务可能面临更多监管[190][193] - 州际原油、NGL和产品管道运营受FERC费率监管，费率需“公正合理”且无不当歧视，新费率或变更费率可能被挑战和暂停长达7个月[194] - 2005年FERC政策允许公共承运人在服务成本费率中包含所得税津贴，2016年法院判决FERC相关决定存在问题，2017年FERC就所得税成本回收政策征求意见，2018年修订政策不再允许MLP管道在服务成本中回收所得税津贴[196][197] - 2018年1月起，2017年《减税与就业法案》降低企业最高税率，可能影响FERC对主有限合伙企业的最高关税费率[199] - 2019年3月FERC就确定股权回报率政策征求意见，目前未采取进一步行动，对公司服务成本费率影响未知[200] - FERC采用指数费率方法调整州际石油管道关税费率，2011 - 2016年允许每年按PPIFG加2.65%调整，2016年起为PPIFG加1.23%，不适用于基于市场的费率[201] - 2016年10月FERC就多项提案征求意见，包括若管道收入连续两年超过总成本15%则拒绝提高费率上限等，目前未采取进一步行动[201] - 2017年11月FERC发布命令，可能影响与州际管道关联的原油或石油产品营销商定价服务方式，目前未采取最终行动[202] - 部分原油、NGL和产品管道受TRRC、宾夕法尼亚公共事业委员会和俄克拉荷马州公司委员会监管，州委员会通常在无托运人投诉时不调查费率或做法[203] - 管道运营受DOT通过PHMSA监管，需遵守相关安全法规，未遵守可能面临制裁[206] - 由于公司无法控制所有货物运输路径，客户运输决策可能触发FERC监管[205] 公司合同服务运营 - 公司拥有合同服务运营设备，提供二氧化碳和硫化氢去除等处理服务，主要位于得克萨斯州、路易斯安那州和阿肯色州[147]

企业合作与收购 - 2019年9月16日，公司签订协议以约50亿美元收购SemGroup，预计2019年末或2020年初完成[282] - 2019年7月1日，ETO与Sunoco LP成立合资企业，运营的柴油管道初始日产能30000桶，8月投产[283] 证券发行与债务偿还 - 2019年4月，ETO发行3200万份7.600% ETO系列E优先股，总收益8亿美元[284] - 2019年3月，ETO发行约42.1亿美元优先票据，置换约97%的ET未偿优先票据[285] - 2019年1月，ETO发行39.6亿美元优先票据，用于偿还债务等[287] - 2019年6月，Panhandle偿还1.5亿美元到期优先票据[288] - 2019年3月，Midwest Connector Capital Company LLC发行24.8亿美元优先票据，偿还Bakken信贷安排欠款[289] - 2019年10月17日，ETO签订20亿美元三年期定期贷款信贷协议[280] - 2019年2月，ETO发起ET高级票据交换要约，约97%的ET高级票据被接受交换，ETO发行约42.1亿美元高级票据[406][407] - 2019年1月，公司发行总额40亿美元高级票据，包括7.5亿美元4.5%利率2024年到期、15亿美元5.25%利率2029年到期和17.5亿美元6.25%利率2049年到期的票据[410] - 高级票据发行净得39.6亿美元，用于向ET提供公司间贷款、一般合伙事务及赎回到期票据，包括4亿美元9.7%利率2019年3月15日到期、4.5亿美元9%利率2019年4月15日到期和1.5亿美元8.125%利率2019年6月1日到期的票据[414] - 2019年3月，Bakken管道相关发行总额24.8亿美元高级票据，包括6.5亿美元3.625%利率2022年到期、10亿美元3.9%利率2024年到期和8.5亿美元4.625%利率2029年到期的票据，净得用于偿还信贷安排欠款并终止该安排[416][417] - 2019年3月，Sunoco LP私募发行6亿美元6%利率2027年到期高级票据，净得用于偿还部分信贷安排借款，7月完成换为注册票据[418] - 2019年3月，USAC私募发行7.5亿美元6.875%利率2027年到期高级无担保票据，净得用于偿还部分信贷安排借款和一般合伙事务[419] 分红与案件裁决 - 2019年10月，ET宣布2019年第三季度每单位0.3050美元的季度分红，年化1.22美元[292] - 2019年10月1日，Panhandle的第5条和第4条案件合并，预计2021年第一季度作出初步裁决[297] 财务指标变化 - 2019年第三季度调整后EBITDA较去年同期增加2.09亿美元，增幅8%，主要因新资产投入使用、近期收购及现有资产服务需求增加[305] - 2019年前九个月调整后EBITDA较去年同期增加15.7亿美元，增幅23%，主要因新资产投入使用、近期收购及现有资产服务需求增加[308] - 2019年第三季度和前九个月折旧、损耗和摊销增加，主要因新投入使用资产折旧和摊销增加，前九个月还因收购USAC[310] - 2019年第三季度和前九个月利息费用增加，主要因ETO长期债务增加、利率上升、资本化利息减少，以及USAC和Sunoco LP相关情况[311] - 2019年第三季度公司对西南天然气资产进行减值测试，确认1200万美元商誉减值，前九个月Sunoco LP和USAC分别确认4700万和300万美元资产减值[312] - 2019年第三季度和前九个月利率衍生品损失源于远期利率下降[313] - 2018年前九个月债务清偿损失源于Sunoco LP高级票据和定期贷款赎回[314] - 因燃料价格变化，对Sunoco LP相关库存进行估值调整[314] - 2019年第三季度和前九个月其他净收入增加，主要因对非合并附属公司投资的会计处理变更产生收益[318] - 2019年第三季度所得税费用增加，因上一期间确认有利的州税率变更；前九个月增加，还因当前期间公司子公司税前收入增加[319] - 2019年前三季度非合并附属公司总权益收益为224美元，较去年同期258美元减少34美元；调整后EBITDA为470美元，较去年同期503美元减少33美元；收到的总分配为294美元，较去年同期291美元增加3美元[320] 业务运营数据 - 2019年9月30日止三个月，州内运输和储存业务天然气运输量为12,560BBtu/d，较去年同期12,146BBtu/d增加414BBtu/d；前九个月运输量为12,221BBtu/d，较去年同期10,592BBtu/d增加1,629BBtu/d[326] - 2019年9月30日止三个月，州内运输和储存业务收入为764美元，较去年同期922美元减少158美元；前九个月收入为2,385美元，较去年同期2,610美元减少225美元[326] - 2019年9月30日止三个月，州内运输和储存业务成本为501美元，较去年同期638美元减少137美元；前九个月成本为1,473美元，较去年同期1,888美元减少415美元[326] - 2019年9月30日止三个月，州内运输和储存业务调整后EBITDA为235美元，较去年同期221美元增加14美元；前九个月调整后EBITDA为777美元，较去年同期621美元增加156美元[326] - 2019年9月30日止三个月，州内运输和储存业务调整后EBITDA增加，因运输费增加900万美元、天然气销售和其他收入增加200万美元、存储利润率增加100万美元，部分被留存燃料收入减少200万美元抵消[329] - 2019年前九个月，州内运输和储存业务调整后EBITDA增加，因天然气销售和其他收入增加9600万美元、运输费增加3600万美元、合并RIGS带来净增加1100万美元、存储利润率增加900万美元，部分被留存燃料收入减少500万美元抵消[330] - 州内运输和储存业务运输量增加，三个月主要因德州管道利用率提高，九个月主要因2018年4月起将RIGS作为合并子公司、2018年5月Red Bluff Express管道上线及有利的市场定价差[326][328] - 2019年9月30日止三个月和九个月，州际运输和储存业务天然气运输量分别增加1252 BBtu/d和2255 BBtu/d[332][334] - 2019年9月30日止三个月，州际运输和储存业务调整后EBITDA为4.42亿美元，较去年同期减少1700万美元；九个月为13.58亿美元，较去年同期增加1580万美元[332] - 2019年9月30日止三个月，中游业务采集量为13955 BBtu/d，较去年同期增加1181 BBtu/d；九个月为13278 BBtu/d，较去年同期增加1388 BBtu/d[338] - 2019年9月30日止三个月，中游业务NGL产量为574 MBbls/d，较去年同期减少9 MBbls/d；九个月为567 MBbls/d，较去年同期增加34 MBbls/d[338] - 2019年9月30日止三个月，中游业务收入为15.8亿美元，较去年同期减少6.73亿美元；九个月为44.96亿美元，较去年同期减少12.45亿美元[338] - 2019年9月30日止三个月，中游业务调整后EBITDA为4.11亿美元，较去年同期减少2300万美元；九个月为12.05亿美元，较去年同期减少2000万美元[338] - 2019年9月30日止三个月，州际运输和储存业务运营费用增加3700万美元，主要因Rover管道系统从价税增加4800万美元[335] - 2019年9月30日止九个月，州际运输和储存业务调整后EBITDA增加，主要因Rover管道投入使用带来2.28亿美元增长[335] - 2019年9月30日止三个月，中游业务非收费利润率减少5400万美元，主要因NGL价格降低5100万美元和天然气价格降低1400万美元[340] - 2019年9月30日止九个月，中游业务收费利润率增加1.69亿美元，主要因东北部、二叠纪、阿肯色 - 路易斯安那 - 得克萨斯等地区业务量增长[342] - NGL运输量在2019年第三季度和前九个月分别为1346MBbls/d和1277MBbls/d，较去年同期分别增加260MBbls/d和280MBbls/d[343] - 精炼产品运输量在2019年第三季度和前九个月分别为552MBbls/d和599MBbls/d，较去年同期分别减少75MBbls/d和29MBbls/d[343] - NGL和精炼产品终端量在2019年第三季度和前九个月分别为963MBbls/d和948MBbls/d，较去年同期分别增加105MBbls/d和164MBbls/d[343] - NGL分馏量在2019年第三季度和前九个月分别为713MBbls/d和697MBbls/d，较去年同期分别增加146MBbls/d和192MBbls/d[343] - NGL和精炼产品运输与服务业务调整后EBITDA在2019年第三季度和前九个月分别为6.67亿美元和19.23亿美元，较去年同期分别增加1.69亿美元和5.13亿美元[343] - 原油运输量在2019年第三季度和前九个月分别为4661MBbls/d和4638MBbls/d，较去年同期分别增加385MBbls/d和519MBbls/d[352] - 原油终端量在2019年第三季度为1905MBbls/d，较去年同期减少229MBbls/d；前九个月为2125MBbls/d，较去年同期增加65MBbls/d[352] - 原油运输与服务业务调整后EBITDA在2019年第三季度和前九个月分别为7亿美元和22.57亿美元，较去年同期分别增加0.18亿美元和5.63亿美元[352] - NGL和精炼产品运输与服务业务运输利润率在2019年第三季度和前九个月分别增加1.52亿美元和3.81亿美元[349] - 原油运输与服务业务调整后EBITDA在2019年第三季度增加主要因德州原油管道系统吞吐量增加等因素[353] - 2019年前三季度，原油运输和服务业务调整后EBITDA增加，主要因板块利润率增加5.87亿美元、运营费用增加1300万美元、非并表关联公司调整后EBITDA减少1400万美元[358] - 2019年前三季度，对Sunoco LP投资业务调整后EBITDA增加4000万美元，主要因运营和销售、一般及行政费用减少4500万美元、终止运营业务调整后EBITDA增加2500万美元，部分被板块利润率减少3300万美元抵消[359][362] - 2019年前三季度，对USAC投资业务调整后EBITDA增加1.25亿美元，主要因板块利润率增加1.59亿美元、运营费用减少2200万美元、销售、一般及行政费用减少500万美元[363] - 2019年前三季度，其他业务调整后EBITDA增加3100万美元，主要因板块利润率增加2300万美元、运营费用减少200万美元、销售、一般及行政费用减少3800万美元[368] - 2019年第三季度，对Sunoco LP投资业务调整后EBITDA减少1600万美元，主要因板块利润率减少2300万美元，部分被运营和销售、一般及行政费用减少600万美元抵消[359][361] - 2019年第三季度，对USAC投资业务调整后EBITDA增加1400万美元，主要因板块利润率增加700万美元、运营费用减少700万美元、销售、一般及行政费用减少200万美元[363][364] - 2019年第三季度，其他业务调整后EBITDA增加5000万美元，主要因电力交易、残渣气销售优化收益、已结算衍生品、递延收入确认增加及销售、一般及行政费用减少[368][369] 政策法规影响 - 2016年7月1日至2021年6月30日，收取指数费率的普通承运人可每年将指数上限调整为PPI加1.23%[301] - FERC的指数方法每五年审查一次，修订政策声明和税法可能影响公司未来基于服务成本的运输服务收入[301] 现金流与资本支出 - 母公司主要现金流来自对ETO投资的分配，主要现金需求为一般及行政费用、债务偿还和向合伙人分配，预计用对ETO的直接和间接投资现金流满足短期需求[371][372] - ETO预计2019年资本支出在增长方面为39.25 - 40.75亿美元，维护方面为5.65 - 6.05亿美元[376] - ETO预计2020年增长资本支出约40亿美元，不包括Sunoco LP、USAC和与SemGroup收购相关的支出[377] - 2019年全年，Sunoco LP预计在增长资本上支出约1.15亿美元，在维护资本上支出约4000万美元[380] - 2019年，USAC计划在维护资本支出上花费约2800万美元，扩张资本支出预算在1.45亿至1.55亿美元之间，截至9月30日有4800万美元的采购承诺[382][383] - 2019年前九个月经营活动提供的现金为59.7亿美元，2018年为53亿美元；持续经营业务收入2019年为35.5亿美元，2018年为27.8亿美元[386] - 2019年前九个月投资活动使用的现金为44.2亿美元，2018年为47.6亿美元；2019年资本支出为41.2亿美元，2018年为50.8亿美元[391][392] - 2019年前九个月融资活动使用的现金为17.5亿美元，2018年为32.1亿美元；2019年子公司获得净收益7.8亿美元，2018年为13.9亿美元[395] - 2019年公司向合作伙伴支付分配款23亿美元，子公司向非控股股东支付12.7亿美元；2018年分别为8.8

公司目标与业务结构 - 公司主要目标是通过发展子公司天然气和液体业务增加可分配现金流[284] - 公司报告可分为州内运输和储存、州际运输和储存等八个部分[285] 合资企业与业务合作 - 2019年7月1日ETO与Sunoco LP成立合资企业，运营初始容量30,000桶/日的柴油管道，8月投产[287] 融资与债务相关 - 2019年4月ETO发行3200万份7.600% ETO Series E优先股，总收益8亿美元[288] - 2019年3月ETO发行约42.1亿美元高级票据，置换约97% ET未偿还高级票据[289] - 2019年1月15日，公司全额偿还高级担保定期贷款协议下的所有未偿借款并终止该协议[397] - 2019年2月，ETO发起要约，用其发行的高级票据交换ET所有未偿还的高级票据，约97%的ET未偿还高级票据被投标并接受，大部分交换于3月25日完成[398] - 2019年上半年ETO高级票据增加包括与ET - ETO高级票据交换相关发行的42.1亿美元和1月高级票据发行的40亿美元[399] - 与交换相关，ETO发行了约42.1亿美元的高级票据，包括2020年到期的11.4亿美元、2023年到期的9.95亿美元、2024年到期的11.3亿美元和2027年到期的9.56亿美元[402] - 2019年1月，公司发行7.5亿美元4.50% 2024年到期、15亿美元5.25% 2029年到期和17.5亿美元6.25% 2049年到期的高级票据[405] - 高级票据发行净收益39.6亿美元，用于向ET提供公司间贷款、一般合伙目的及赎回到期票据[408] - 2019年3月，Bakken管道相关发行6.5亿美元3.625% 2022年到期、10亿美元3.90% 2024年到期和8.5亿美元4.625% 2029年到期的高级票据，净收益24.8亿美元用于偿还信贷安排[410][412] - 2019年3月，Sunoco LP私募发行6亿美元6.00% 2027年到期高级票据，净收益用于偿还部分信贷安排借款[413] - 2019年3月，USAC私募发行7.5亿美元6.875% 2027年到期高级无抵押票据，净收益用于偿还部分信贷安排借款和一般合伙目的[414] - 截至2019年6月30日，ETO五年期信贷安排有23.7亿美元未偿还借款，加权平均利率3.05%，可用借款额度25.6亿美元[416] - 截至2019年6月30日，Sunoco LP信贷安排有1.17亿美元未偿还借款，加权平均利率4.41%，可用额度13.8亿美元[418] - 截至2019年6月30日，USAC信贷安排有3.63亿美元未偿还借款，加权平均利率5.10%，可用借款额度4.39亿美元[419] - 截至2019年6月30日，公司总债务为465.06亿美元，长期债务（减去当前到期的长期债务）为464.99亿美元；截至2018年12月31日，总债务为460.28亿美元，长期债务（减去当前到期的长期债务）为433.73亿美元[396] - 2019年上半年债务水平净增加5.38亿美元，2018年净减少13.4亿美元[391] 股息分配 - 2019年7月ET宣布2019年第二季度普通股每单位派息0.3050美元，年化1.22美元[295] - 母公司在每个财季结束后50天内分配可用现金，2018年12月31日后各季度分配率为0.3050 [421][423] - 自2018年12月31日后，ETO、Sunoco LP和USAC按合伙协议分配现金，各公司不同时期有对应分配率[424][425][426][427] 政策法规影响 - 2018年1月起税法改变，FERC政策对ETO受监管运输服务费率影响未知[297] - FERC要求受监管天然气管道提交Form No. 501 - G并选择处理费率变化的方案[299] - 公司预计基于成本服务费率的天然气运输服务收入未来可能减少[302] - 2018年4月FERC对天然气管道认证政策发起审查，影响未知[303] 财务业绩 - 2019年第二季度和上半年，公司总调整后EBITDA分别为28.24亿美元和56.21亿美元，较2018年同期的22.62亿美元和42.64亿美元分别增加5.62亿美元和13.57亿美元[310] - 2019年第二季度和上半年，公司净收入分别为12.08亿美元和23.88亿美元，较2018年同期的6.33亿美元和11.22亿美元分别增加5.75亿美元和12.66亿美元[310] - 2019年上半年折旧、损耗和摊销费用增加，主要因新增资产折旧摊销及2018年4月2日收购USAC所致[310] - 2019年第二季度和上半年，公司利息费用（扣除资本化利息）增加，主要因ETO长期债务增加、利率上升、资本化利息减少、USAC发行高级票据及合并USAC、Sunoco LP长期债务增加等因素[312] - 2019年上半年，Sunoco LP和USAC分别确认4700万美元和300万美元资产减值损失[313] - 2019年第二季度和上半年，利率衍生品产生损失，因远期利率下降导致远期互换价值降低[314] - 2018年上半年债务清偿产生损失，源于Sunoco LP赎回高级票据和定期贷款[315] - 因燃料价格变动，对Sunoco LP相关存货进行估值调整[315] - 2019年第二季度所得税费用减少，因上年同期州税费用较高；上半年所得税费用增加，因公司子公司税前收入增加[317] - 调整后EBITDA相关的非合并附属公司及非合并附属公司收益权益等信息可查看“非合并附属公司补充信息”和“部门运营结果”[316] - 非合并附属公司总股权收益从2018年的92美元降至2019年的77美元，减少15美元；六个月数据从171美元降至142美元，减少29美元[319] - 非合并附属公司调整后EBITDA从2018年的168美元降至2019年的163美元，减少5美元；六个月数据从324美元降至309美元，减少15美元[319] - 非合并附属公司总分配收入从2018年的81美元增至2019年的112美元，增加31美元；六个月数据从178美元增至191美元，增加13美元[319] - 公司总经营收入从2018年的1126美元增至2019年的1819美元；六个月数据从2226美元增至3746美元[326] 各业务板块运营情况 州内运输和储存业务 - 州内运输和储存业务天然气运输量三个月数据从2018年的10327 BBtu/d增至2019年的12115 BBtu/d，增加1788 BBtu/d；六个月数据从9802 BBtu/d增至12049 BBtu/d，增加2247 BBtu/d[327] - 州内运输和储存业务收入三个月数据从2018年的813美元降至2019年的765美元，减少48美元；六个月数据从1688美元降至1621美元，减少67美元[327] - 州内运输和储存业务成本三个月数据从2018年的546美元降至2019年的400美元，减少146美元；六个月数据从1250美元降至972美元，减少278美元[327] - 州内运输和储存业务调整后EBITDA三个月数据从2018年的208美元增至2019年的290美元，增加82美元；六个月数据从400美元增至542美元，增加142美元[327] - 州内运输和储存业务运输费用三个月数据从2018年的134美元增至2019年的148美元，增加14美元；六个月数据从251美元增至302美元，增加51美元[329] - 州内运输和储存业务天然气销售及其他收入三个月数据从2018年的108美元增至2019年的173美元，增加65美元；六个月数据从199美元增至293美元，增加94美元[329] - 2019年上半年，州内运输和存储业务调整后EBITDA增加，实现天然气销售及其他增加9400万美元，运输费用增加2700万美元，RIGS合并带来净增加1100万美元，实现存储利润率增加800万美元，留存燃料收入减少300万美元[331] 州际运输和存储业务 - 2019年3月和6月，州际运输和存储业务天然气运输量分别增加2118和2720BBtu/d，天然气销售量分别增加0和1BBtu/d，收入分别增加1.15亿和2.48亿美元，调整后EBITDA分别增加8500万和1.75亿美元[332] - 2019年3月，州际运输和存储业务调整后EBITDA增加，Rover管道全面投入使用增加6900万美元，Transwestern和Trunkline管道利用率提高分别增加500万和300万美元，Panhandle系统额外天然气处理收入增加300万美元，Sea Robin管道输送量增加增加300万美元，非合并附属公司调整后EBITDA增加200万美元[334] - 2019年上半年，州际运输和存储业务调整后EBITDA增加，Rover管道全面投入使用增加1.29亿美元，Transwestern管道利用率提高增加1800万美元，Panhandle管道系统额外天然气处理收入增加1100万美元，Sea Robin管道输送量增加增加700万美元，Tiger和Trunkline管道系统利用率提高分别增加400万美元，非合并附属公司调整后EBITDA增加500万美元，其他调整后EBITDA减少600万美元[336] - 2019年3月和6月，州际运输和存储业务天然气运输量增加，原因包括Rover管道全面投入使用、Haynesville页岩产量增加、Tiger管道交付量增加、Panhandle和Trunkline管道合同容量利用率提高、Sea Robin管道第三方供应中断减少、Transwestern管道系统利用率提高[332][333] 中游业务 - 2019年3月和6月，中游业务采集量分别增加1572和1492BBtu/d，NGL产量分别增加52和56MBbls/d，收入分别减少6.76亿和5.72亿美元，调整后EBITDA分别减少200万和增加300万美元[337] - 2019年3月，中游业务调整后EBITDA略有下降，非收费利润率减少3000万美元，运营费用增加2000万美元，销售、一般和行政费用增加300万美元，收费利润率增加5100万美元[340] - 2019年上半年，中游业务调整后EBITDA增加，收费利润率增加1.08亿美元，非收费利润率减少6300万美元，运营费用增加3900万美元，销售、一般和行政费用增加200万美元[340] - 2019年3月和6月，中游业务采集量和NGL产量增加，主要原因是东北部、北德克萨斯、南德克萨斯、二叠纪和阿肯色 - 路易斯安那 - 德克萨斯地区产量增加，部分被中部大陆/潘汉德尔地区的小幅下降抵消[337] - 2018年3月和6月，中游业务分别有200万和600万美元从收费利润率重新分类为非收费利润率[339] NGL和精炼产品运输与服务业务 - 2019年上半年NGL运输量为1241MBbls/d，较去年同期的951MBbls/d增加290MBbls/d；精炼产品运输量为623MBbls/d，较去年同期的629MBbls/d减少6MBbls/d；NGL和精炼产品终端量为938MBbls/d，较去年同期的746MBbls/d增加192MBbls/d；NGL分馏量为690MBbls/d，较去年同期的473MBbls/d增加217MBbls/d[342] - 2019年上半年NGL和精炼产品运输与服务业务收入为56.43亿美元，较去年同期的51.14亿美元增加5.29亿美元；产品销售成本为41.74亿美元，较去年同期的39.27亿美元增加2.47亿美元；部门利润率为14.69亿美元，较去年同期的11.87亿美元增加2.82亿美元[342] - 2019年上半年NGL和精炼产品运输与服务业务调整后EBITDA为12.56亿美元，较去年同期的9.12亿美元增加3.44亿美元[342] - 2019年上半年NGL运输量增加主要因Mariner East 2管道投入使用以及德州NGL管道系统吞吐量增加[342] - 2019年上半年精炼产品运输量减少主要因东北部和中西部地区炼油厂检修[343] - 2019年上半年NGL和精炼产品终端量增加主要因Mariner East 2管道服务启动、Nederland终端装载量增加以及东北部精炼产品终端吞吐量提高[344] - 2019年上半年NGL分馏量增加主要因2018年7月和2019年2月分别投产第五和第六分馏塔[345] 原油运输与服务业务 - 2019年上半年原油运输量为4626MBbls/d，较去年同期的4036MBbls/d增加590MBbls/d；原油终端量为2235MBbls/d，较去年同期的2022MBbls/d增加213MBbls/d[351] - 2019年上半年原油运输与服务业务收入为92.32亿美元，较去年同期的85.48亿美元增加6.84亿美元；产品销售成本为72.37亿美元，较去年同期的75.38亿美元减少3.01亿美元；部门利润率为19.95亿美元，较去年同期的10.10亿美元增加9.85亿美元[351] - 2019年上半年原油运输与服务业务调整后EBITDA为15.57亿美元，较去年同期的10.12亿美元增加5.45亿美元[351] - 2019年上半年原油运输和服务业务调整后EBITDA增加，主要因板块利润率增加5.82亿美元和销售、一般及行政费用减少200万美元，部分被运营费用增加2900万美元和非合并关联公司调整后EBITDA减少1100万美元抵消[354] 对Sunoco LP投资业务 - 2019年6月30日止六个月，对Sunoco LP投资业务收入为81.67亿美元，较去年同期的83.56亿美元减少1.89亿美元；调整后EBITDA为3.05亿美元，较去年同期的2.49亿美元增加5600万美元[355] - 2019年第二季度，对Sunoco LP投资业务调整后EBITDA增加，

证券发行与置换 - 2019年4月ETO发行3200万份7.600%的E系列优先股，总收益8亿美元[275] - 2019年3月ETO发行约42.1亿美元高级票据，置换约97%ET未偿还高级票据[276] - 2019年1月ETO发行39.6亿美元高级票据，用于偿还ET未偿还高级担保定期贷款等[277] - 2019年3月Bakken子公司发行24.8亿美元高级票据，偿还Bakken信贷安排欠款并终止该安排[278] - 2019年3月Sunoco LP发行6亿美元高级票据，偿还部分现有信贷安排借款[279] - 2019年3月USAC发行7.5亿美元高级无担保票据，偿还部分现有信贷安排借款[280] - 2019年1月ETO发行高级票据，包括7.5亿美元4.50% 2024年到期、15亿美元5.25% 2029年到期和17.5亿美元6.25% 2049年到期的票据[374] - 2019年3月Bakken管道相关高级票据发行，包括6.5亿美元3.625% 2022年到期、10亿美元3.90% 2024年到期和8.5亿美元4.625% 2029年到期的票据[378] - 2019年3月Sunoco LP私募发行6亿美元6.00% 2027年到期的高级票据，所得款项用于偿还部分信贷安排借款[381] - 2019年3月USAC私募发行7.5亿美元6.875% 2027年到期的高级无抵押票据，所得款项用于偿还部分信贷安排借款和一般合伙事务[382] 派息情况 - 2019年4月ET宣布2019年第一季度每单位派息0.3050美元，年化1.22美元[281] 政策影响 - 2018年1月起税法改变，FERC政策对ETO收费影响未知[282][284][285][287] - 2018年4月FERC审查天然气管道认证政策，影响未知[289] - FERC液体管道指数每五年审查一次，2021年7月1日起可能影响公司成本服务费率相关收入[290] 财务指标变化 - 2019年第一季度公司总调整后EBITDA为27.97亿美元，较2018年同期的20.02亿美元增加7.95亿美元[296] - 2019年第一季度公司净收入为11.8亿美元，较2018年同期的4.89亿美元增加6.91亿美元[296] - 2019年第一季度折旧、损耗和摊销为7.74亿美元，较2018年同期的6.65亿美元增加1.09亿美元，主要因新增资产折旧摊销和收购USAC [296] - 2019年第一季度利息费用净额为5.9亿美元，较2018年同期的4.66亿美元增加1.24亿美元，有多方面原因[296][297] - 2019年第一季度减值损失为5000万美元，其中Sunoco LP确认4700万美元，USAC确认300万美元[300] - 2019年第一季度未合并附属公司的权益收益为6500万美元，较2018年同期的7900万美元减少1400万美元[296][306] - 2019年第一季度未合并附属公司的调整后EBITDA为1.46亿美元，较2018年同期的1.56亿美元减少1000万美元[306] - 2019年第一季度从非合并附属公司收到的总分配额为7900万美元，较2018年同期的9700万美元减少1800万美元[306] - 2019年第一季度公司总 segment margin为37.06亿美元，较2018年同期的26.37亿美元增加10.69亿美元[312] - 2019年第一季度公司营业收入为19.27亿美元，较2018年同期的11亿美元增加8.27亿美元[312] 业务板块运营情况 - 2019年第一季度，州内运输天然气量为11,982BBtu/d，较去年同期增加2,711BBtu/d；天然气销售量为572，较去年同期减少132；调整后EBITDA为2.52亿美元，较去年同期增加6000万美元[313] - 2019年第一季度，州内运输和存储业务板块调整后EBITDA增加，主要因天然气销售和其他业务增加2900万美元、运输费用增加1300万美元、合并RIGS带来净增加1100万美元、存储利润率增加600万美元[314] - 2019年第一季度，州际运输天然气量为11,532BBtu/d，较去年同期增加3,328BBtu/d；天然气销售量为19BBtu/d，较去年同期增加2BBtu/d；调整后EBITDA为4.56亿美元，较去年同期增加9000万美元[316] - 2019年第一季度，州际运输和存储业务板块调整后EBITDA增加，主要因收入增加1.33亿美元、销售及管理费用减少400万美元、非合并附属公司调整后EBITDA增加300万美元，部分被运营费用增加4700万美元抵消[317] - 2019年第一季度，中游业务收集量为12,718BBtu/d，较去年同期增加1,412BBtu/d；NGL产量为563MBbls/d，较去年同期增加60MBbls/d；调整后EBITDA为3.82亿美元，较去年同期增加500万美元[318] - 2019年第一季度，中游业务板块调整后EBITDA增加，主要因收费利润率增加6300万美元、非收费利润率增加600万美元、销售及管理费用减少100万美元，部分被非收费利润率减少4500万美元和运营费用增加1900万美元抵消[320] - 2019年第一季度，NGL运输量为1,178MBbls/d，较去年同期增加242MBbls/d；精炼产品运输量为617MBbls/d，较去年同期减少3MBbls/d；调整后EBITDA为6.12亿美元，较去年同期增加1.61亿美元[321] - 2019年第一季度，NGL运输量增加，主要因二叠纪和北德克萨斯地区的全资和第三方天然气厂液体产量接收量增加，以及东北资产的NGL运输量因Mariner East 2管道系统于2018年第四季度投入使用而增加[321] - 2019年第一季度，精炼产品运输量略有下降，主要因东北地区第三方炼油厂检修[322] - 各业务板块运输量增加主要受合并子公司、新管道上线、市场价格差、产量增加、产能利用率提高和市场机会等因素影响[313][316][319][321] - NGL和精炼产品终端量在2019年第一季度同比增加，主要因Mariner East 2项目投产、出口需求增加和东北部精炼产品终端吞吐量提高[324] - 2019年第一季度Mont Belvieu分馏设施平均分馏量同比增加，得益于2018年7月和2019年2月第五和第六分馏塔投产[325] - NGL和精炼产品运输与服务业务2019年第一季度调整后EBITDA同比增加1.05亿美元，各业务板块有增有减，运营费用增加1000万美元[326] - 原油运输与服务业务2019年第一季度运输量和终端量分别为452.2万桶/日和208.6万桶/日，同比增加69.5万桶/日和14.6万桶/日，调整后EBITDA同比增加3.42亿美元[328] - 对Sunoco LP投资业务2019年第一季度调整后EBITDA同比增加4400万美元，主要因费用减少2300万美元和终止运营业务调整后EBITDA增加2000万美元[331][332] - 对USAC投资业务2019年第一季度开始合并报表，收入1.71亿美元，调整后EBITDA为1.01亿美元[333] - 其他业务2019年第一季度调整后EBITDA同比减少800万美元，主要因CDM业务贡献减少3600万美元，部分被对PES投资等增加项抵消[335][336] 母公司现金流与需求 - 母公司主要现金流来自对ETO投资的分红，主要现金需求为行政费用、偿债和向合伙人分配[337][338] - 母公司预计ETO及其子公司和对Sunoco LP、USAC的投资用自身资源和运营现金满足资本支出和营运资金需求，可能适时发行证券[339] 现金流量情况 - 2019年第一季度经营活动提供的现金为18.2亿美元，2018年同期为21.4亿美元；净收入分别为11.8亿美元和4.89亿美元[352] - 2019年第一季度投资活动使用的现金为11亿美元，2018年同期为17亿美元；2019年资本支出为11.4亿美元，2018年为17.2亿美元[357] - 2019年第一季度融资活动使用的现金为6.07亿美元，2018年同期为29.7亿美元；2019年债务水平净增加5.62亿美元，2018年净减少19.1亿美元[361] - 2019年无终止经营相关现金流，2018年终止经营提供现金27.4亿美元[363] 债务情况 - 截至2019年3月31日，公司总债务为465.3亿美元，长期债务（扣除当期到期部分）为463.73亿美元[365] - 2019年1月15日，公司全额偿还高级担保定期贷款协议下的所有未偿借款并终止该协议[366] - 2019年2月，ETO发起要约，用其发行的高级票据交换ET所有未偿还高级票据，约97%的票据被投标并接受，于3月25日完成交换[367] - 2019年第一季度ETO高级票据增加额包括与ET - ETO高级票据交换相关发行的42.1亿美元和2019年1月高级票据发行的40亿美元[368] - 2019年3月31日和2018年12月31日，商业票据未偿还余额分别为17.6亿美元和23.4亿美元[368] - 截至2019年3月31日，ETO五年期信贷安排有17.6亿美元未偿还借款，均为商业票据，可用借款额为31.5亿美元，加权平均利率为3.17%[384] - 截至2019年3月31日，Sunoco LP信贷安排有1.5亿美元未偿还借款，可用额度为13.4亿美元，加权平均利率为4.49%[386] - 截至2019年3月31日，USAC信贷安排有3.61亿美元未偿还借款，借款基础可用额度为12.4亿美元，可用借款能力为4.93亿美元，加权平均利率为5.17%[387] - 截至2019年3月31日，公司及其子公司遵守所有信贷协议相关要求、测试、限制和契约[388] - 截至2019年3月31日，公司有28.7亿美元浮动利率债务未偿还，利率变动100个基点将使年利息费用最多变动2900万美元[2] 利率互换与衍生品 - 截至2019年3月31日，利率互换名义本金分别为2019年7月4亿美元、2020年7月4亿美元、2021年7月4亿美元、2019年3月无（2018年12月31日为3亿美元）[3] - 截至2019年3月31日，利率变动100个基点将使利率衍生品公允价值和收益净变动2.8亿美元[4] 能源交易名义交易量 - 2019年3月31日天然气固定互换/期货名义交易量为610（2018年12月31日为468）[1] - 2019年3月31日电力远期名义交易量为255.48万兆瓦（2018年12月31日为314.152万兆瓦）[1] - 2019年3月31日非交易天然气基差互换IFERC/NYMEX名义交易量为 - 18250（2018年12月31日为 - 30228）[1] - 2019年3月31日非交易原油远期/互换名义交易量为13832千桶（2018年12月31日为20888千桶）[1] 内部控制情况 - 公司建立了披露控制和程序，截至2019年3月31日该程序有效[5][6] - 因采用Topic 842，公司对业务流程、系统和内部控制进行了更新[7] - 2019年第一季度除采用Topic 842外，财务报告内部控制无重大变化[7] 资本支出预算 - ETO预计2019年资本支出在48.25 - 52亿美元之间，维护资本支出在5.25 - 5.65亿美元之间[341] - Sunoco LP预计2019年全年增长资本支出约9000万美元，维护资本支出约4500万美元[346] - USAC 2019年预算扩张资本支出在1.4 - 1.5亿美元之间，截至3月31日有8500万美元购买承诺，预计维护资本支出约2500万美元[347][349]

公司基本信息 - 公司于2002年9月成立，2006年2月完成首次公开募股，普通股在纽约证券交易所交易，代码为“ET”[38] 公司业务范围 - 公司主要业务包括天然气运营、原油等运输及终端服务等，还拥有对其他企业的投资[39] 公司股权交易与合并 - 2018年10月，ET和ETO完成合并，合并前ETO的IDRs、普通合伙人权益等进行了转换，ET将对Sunoco LP、USAC等的权益贡献给ETO[45] - 2018年4月，ETO向USAC贡献CDM全部已发行和流通的会员权益，总对价约17亿美元，包括19191351股USAC普通股、6397965股USAC B类股和12.3亿美元现金[47] - 2018年4月公司收购HPC剩余50.01%股权，RIGS成为其全资子公司[48] 公众持股情况 - 截至2019年2月15日，公众持有公司2619391387股普通股[44] - 截至2019年2月15日，公众持有ETO 50000股A类优先股、550000股B类优先股、18000000股C类优先股、17800000股D类优先股[44] - 截至2019年2月15日，公众持有Sunoco LP 50342241股普通股，持有USAC 54261235股普通股[44] 公司现金流与资金需求 - 公司预计子公司利用资源和运营现金满足增长资本支出和营运资金需求，母公司可能适时发行债务或股权证券[41] - 合并后，公司大部分现金流来自对ETO投资的分配，ETO现金流来自其子公司[40] - 母公司主要现金需求为向合伙人分配、一般及行政费用、偿债等，剩余现金按季度分配给单位持有人[40] 公司业务交易与项目建设 - 2018年1月23日，Sunoco LP以32亿美元出售约1030个零售燃料网点及相关业务资产[49] - 2018年9月，公司等宣布计划建设新的30英寸直径输油管道[50] - 2018年8月，公司获得Rover管道100%长途合同服务许可，11月完成项目[51] 公司各部门设施与能力 - 公司州内运输和存储部门拥有约9400英里天然气运输管道，运输能力约21.1 Bcf/d [54] - 公司州际运输和存储部门直接运营约12200英里州际天然气管道，运输能力约10.3 Bcf/d [60] - 2018年11月Rover管道全面商业运营，全长713英里，运输能力3.25 Bcf/d [61] - 公司中游部门拥有天然气处理设施，总处理能力约7.9 Bcf/d [68] - 公司NGL和精炼产品运输服务部门有4769英里NGL管道，分馏设施总产能825 MBbls/d [73] - 公司原油运输和服务部门拥有约9524英里原油管道，终端存储能力约3800万桶[77] - 公司的ET Fuel System管道吞吐量为5.2Bcf/d，里程3150英里，拥有Bethel和Bryson两个天然气存储设施，工作容量分别为6.0Bcf和5.2Bcf [94][96] - 公司的HPL System管道吞吐量为5.3Bcf/d，里程3920英里，其Bammel存储设施工作气容量约52.5Bcf，截至2018年12月31日，已与第三方签订约12.8Bcf的收费协议，自有存储约18.7Bcf [94][96] - 公司在州际运输和存储业务中，拥有Florida Gas Transmission 50%权益，管道里程5344英里，吞吐量3.4Bcf/d，为佛罗里达州输送超60%的天然气[98] - 公司拥有Panhandle Eastern Pipe Line 100%权益，管道里程6402英里，吞吐量2.8Bcf/d，签订超73Bcf的天然气存储合同[98] - 公司的Lake Charles LNG子公司拥有的LNG进口终端地上存储容量约9.0Bcf，再气化设施输出能力为1.8Bcf/d [102] - 公司的LCL子公司正在开发的LNG液化项目预计由三个LNG列车组成，设计铭牌出口能力为每年1645万吨[103] - 公司在南德克萨斯地区的东南德克萨斯系统天然气处理厂总产能为4.1亿立方英尺/日，鹰福特系统为19.2亿立方英尺/日[105][107][109] - 公司在阿肯色 - 路易斯安那 - 德克萨斯地区的天然气处理设施总产能为13亿立方英尺/日[110] - 公司在中北部德克萨斯地区的天然气处理厂总产能为7亿立方英尺/日[111] - 公司在二叠纪地区的天然气处理设施总产能为20.2亿立方英尺/日，天然气调节设施产能为2亿立方英尺/日，还拥有合资企业相关处理厂权益[112] - 公司在中部地区的天然气处理设施总产能为8.6亿立方英尺/日，拥有的胡果顿集输系统管道长1900英里[113][119] - 公司在东部地区的Revolution处理厂产能为2亿立方英尺/日，拥有合资企业相关权益及运营俄亥俄尤蒂卡河系统，可输送高达36亿立方英尺/日天然气[120] - 公司的孤星快递管道扩建预计2020年第四季度投入使用，将增加约40万桶/日的NGL管道输送能力[123] - 公司的蒙贝尔维尤存储设施盐穹容量超4600万桶，哈蒂斯堡存储设施约300万桶，雪松湾存储设施约160万桶[123] - 公司的海罗宾加工厂和炼油服务残渣气处理能力分别为8.5亿立方英尺/日和0.54亿立方英尺/日[122] - 公司拥有约35个精炼产品终端，总存储容量约800万桶，可促进精炼产品在存储或运输系统间的流动[125] - 公司在原油运输和服务业务中，拥有约9524英里的原油干线和集输管道，涉及多条不同股权比例的管道[127,128] - 达科他接入管道和ETCO管道组成的巴肯管道长1918英里，日输送能力57万桶，于2017年6月1日投入使用[128] - 贝尤桥管道一期已投入使用，二期预计2019年3月开始商业运营，建成后日输送能力可扩大至约48万桶[128,130] - Nederland终端原油总存储容量约2800万桶，四个船坞日接收原油超200万桶，三个船坞日输送原油超200万桶[130,131,132] - Fort Mifflin终端总存储容量约57万桶，Darby Creek油罐农场总存储容量约300万桶[134,136] - Eagle Point终端总有效存储容量约100万桶，Midland终端原油存储容量约200万桶[138,139] - Marcus Hook工业综合体原油总有效存储容量约100万桶，Patoka伊利诺伊终端原油存储容量约200万桶[140,141] USAC相关情况 - 截至2018年12月31日，USAC车队拥有359.7097万马力，另有13.175万马力设备已下单，预计2019年交付[90] - USAC主要签订照付不议合同，客户即使在吞吐量有限或中断期间也需支付月费，增强了现金流的稳定性和可预测性[87] - 截至2018年12月31日，USAC有131,750马力的设备订单将于2019年交付[149] - 截至2018年12月31日，USAC 400马力及以上的较大马力机组占其总车队马力的85.8%[152] 公司其他权益 - 公司在PES拥有约8%的非经营性权益，PES在费城拥有一家炼油厂[91] - PEI Power LLC和PEI Power II在宾夕法尼亚州运营的设施总发电能力为75兆瓦[92] - 公司持有PES约8%的流通普通股[155] 公司业务客户 - Sunoco LP是标志性Sunoco品牌汽车燃料的独家批发供应商，供应约5293个运营点[144] - 公司燃料分销业务客户包括75家公司自有和运营的零售店、554个独立运营的寄售点、6,741家便利店和零售加油站以及2,714家其他商业客户[146][150] 公司业务战略 - 公司业务战略包括战略收购、建设和扩张、增加收费业务现金流、提高现有资产盈利能力[162][163][164][165] 公司收入与客户占比 - 2018年12月31日止年度，无单一客户占公司合并收入超过10%[180] 公司竞争情况 - 公司面临天然气、NGL、原油及产品、批发燃料分销和零售营销等多领域竞争[166][170][171][174][175] 公司信用风险管理 - 公司制定信用政策管理信用风险，目前预计交易对手违约不会对财务状况和经营成果产生重大不利影响[176][178] 公司监管情况 - FERC对州际天然气管道业务有广泛监管权，包括审批设施建设运营、运输费率等[181][182] - 违反反市场操纵法律法规，监管机构可评估或寻求超110万美元/天/违规的民事处罚，还可责令吐出利润并建议刑事处罚[188] - 公司州内天然气运输系统部分服务的费率和条款受FERC监管，若不被授权等于或高于当前费率，业务可能受不利影响[190] - 公司州内天然气业务受德州TRRC监管，运输服务费率除非被投诉，否则被视为合理，无法预测是否会被投诉或费率是否会改变[191] - 公司NGL管道和业务受州法规监管，若NGL跨州或跨境运输，其费率、条款和服务条件受FERC监管[192] - 公司天然气买卖价格目前不受联邦监管，大部分不受州监管，NGL销售价格不受联邦或州监管[193] - 公司与受FERC监管的天然气管道签订运输合同，需遵守相关要求，否则可能面临民事和刑事处罚[194] - 公司拥有的部分天然气管道被认为是集输管道不受FERC管辖，但分类和监管可能因未来决定改变[196] - 公司在运营州受州可分配开采和共同购买法规约束，限制集输设施所有者决定与谁签订购买或运输天然气合同的权利[200] - 州内和联邦层面可能加强对天然气集输的监管，公司集输业务可能受不利影响，行业可能需增加资本支出和成本[201] - 公司州际原油、NGL和产品管道运营受FERC费率监管，若费率被认定非法，可能需退款或更改费率[202] 公司煤炭储量 - 截至2018年12月31日，公司拥有或控制约7.61亿吨已探明和可能的煤炭储量[159] 公司原油收购和营销业务 - 公司原油收购和营销业务使用约370辆原油运输卡车和约150个原油卡车卸载设施及第三方资产[142]