公司合资企业权益情况 - 公司在ET - S Permian合资企业中持股67.5%，Sunoco LP持股32.5%[9] - 公司在Red Bluff Express Pipeline中持股70%[24] - 公司在Comanche Trail Pipeline和Trans - Pecos Pipeline中拥有16%的成员权益[24] - 公司拥有米维达合资公司50%权益，其工厂产能200MMcf/d[77] - 公司拥有ORS75%权益，其俄亥俄尤蒂卡河系统可向多条管道输送达3.6Bcf/d[83] - Orbit Gulf Coast NGL Exports合资企业中公司持股58.1% [91] - 公司在多个合资管道项目中有权益，如Explorer占15%、Wolverine Pipe Line Company占31%等[94] 公司管道及运输能力情况 - 公司拥有约12200英里州内天然气运输管道，运输能力约240亿立方英尺/日[23] - 公司直接拥有并运营约20090英里州际天然气管道，运输能力约201亿立方英尺/日，通过合资企业权益拥有约7085英里管道和124亿立方英尺/日的运输能力[27] - 2024年7月公司完成对WTG Midstream的收购，其拥有约6000英里天然气集输管道[28] - 2024年7月公司与Sunoco LP成立ET - S Permian合资企业，运营超5000英里原油和水集输管道，原油储存能力超1100万桶[28] - 公司中游业务拥有天然气收集、处理等设施，总处理能力约129亿立方英尺/天[36] - 公司NGL和精炼产品业务有3760英里精炼产品管道和35个活跃营销终端，精炼产品存储容量约800万桶[39] - 公司原油运输和服务业务拥有约17950英里原油管道，原油终端总存储容量约7300万桶[41] - 2024年成立的ET - S Permian合资企业，拥有超5000英里原油和水收集管道，原油存储容量超1100万桶，公司持股67.5% [42] - 公司州内运输和存储业务中，ET Fuel System管道长3270英里，吞吐量52亿立方英尺/天，工作存储容量112亿立方英尺[53] - 公司州内运输和存储业务中，Houston Pipeline系统管道长3920英里，吞吐量53亿立方英尺/天，工作存储容量525亿立方英尺[53] - 公司州内运输和存储业务中，Enable Oklahoma Intrastate Transmission管道长2200英里，吞吐量24亿立方英尺/天，工作存储容量240亿立方英尺[53] - Oasis Pipeline东西双向输送能力分别约为13亿立方英尺/日和超7.5亿立方英尺/日[55] - FGT拥有50%权益，管道里程5380英里，输送能力4.1亿立方英尺/日[59] - Panhandle Eastern Pipe Line拥有100%权益，管道里程6300英里，输送能力2.8亿立方英尺/日，存储容量57亿立方英尺[59] - 公司原油管道约17950英里，Bakken管道容量达750万桶/天，Dakota Access Pipeline长1170英里[96][97] - 对Sunoco LP的投资中，其管道系统运营包括约6000英里精炼产品管道、约6000英里原油管道和约2000英里氨管道，还有67个终端[109] 公司存储设施情况 - 公司全资子公司Lake Charles LNG的进口终端地上储存能力约90亿立方英尺，再气化设施输出能力18亿立方英尺/日[30] - Bammel存储设施总工作气量约52.5亿立方英尺，峰值提取率1.3亿立方英尺/日，峰值注入率0.6亿立方英尺/日，截至2024年12月31日，第三方合约气量约11.8亿立方英尺，自有存储气量约39.6亿立方英尺[55] - EOIT地下天然气存储设施总容量24亿立方英尺，峰值提取率0.6亿立方英尺/日[56] - Lake Charles LNG地上LNG存储容量约9.0亿立方英尺，再气化设施输出能力1.8亿立方英尺/日[63] - 蒙贝尔维尤NGL综合设施存储设施盐穹容量约62MMBbls，分馏设施有八个分馏塔[87][88] - Spindletop存储设施盐穹容量为800万桶，Crestwood资产有11个LPG终端，存储容量为1000万桶[91] - Hattiesburg存储设施盐穹容量约500万桶，Cedar Bayou存储设施罐储约160万桶[91] - Nederland终端为NGL提供约310万桶存储和分销服务[91] - Marcus Hook终端NGL地下洞穴存储容量约200万桶，地上NGL冷藏存储400万桶，精炼产品总存储容量约100万桶[91] - Inkster终端NGL总存储容量约86万桶，公司有35个精炼产品终端，总存储容量约800万桶[91][94] - Eagle Point终端精炼产品总存储容量约700万桶，J.C. Nolan管道吞吐量约36万桶/天[94] - Nederland终端原油总存储容量约3亿桶，三个船坞接收能力超200万桶/天，交付能力超200万桶/天[102][103] - 公司在多地拥有原油存储终端，如米德兰南部约100万桶、米德兰北部200万桶、马库斯胡克约100万桶、休斯顿1820万桶、库欣约950万桶、帕托卡约190万桶、普赖斯河200万桶、科尔特枢纽约120万桶[105][111] 公司LNG承购协议情况 - 2022年Lake Charles LNG Export签订6份LNG承购协议，年总量近800万吨；2024年又签订2份20年期协议，其中与雪佛龙的协议为每年200万吨[32] - 2022年Lake Charles LNG Export签订6份LNG承购协议，年总量近800万吨，2024年又签订2份，其中与雪佛龙的协议年量200万吨[66] 公司中游业务各区域净天然气处理能力情况 - 中游业务各区域净天然气处理能力：南德克萨斯2530MMcf/d、阿肯色 - 路易斯安那 - 德克萨斯922MMcf/d、中北德克萨斯700MMcf/d、二叠纪盆地4945MMcf/d、中部地区2865MMcf/d、威利斯顿盆地400MMcf/d、粉河盆地345MMcf/d、东部地区200MMcf/d[69] - 南德克萨斯东南德克萨斯系统三座天然气处理厂总产能510MMcf/d，鹰福特系统四座处理厂总产能2.0Bcf/d[70][72] - 阿肯色 - 路易斯安那 - 德克萨斯12座天然气处理设施总产能3.4Bcf/d，六座天然气处理设施总产能0.9Bcf/d[73] - 二叠纪盆地收集系统20座处理设施总产能4.9Bcf/d，一座天然气调节设施产能200MMcf/d；公司拥有米维达合资公司50%权益，其工厂产能200MMcf/d[77] - 中部地区16座天然气处理设施总产能约2.9Bcf/d[78] - 东部地区革命处理厂产能200MMcf/d；公司拥有ORS75%权益，其俄亥俄尤蒂卡河系统可向多条管道输送达3.6Bcf/d[83] 公司NGL和精炼产品运输服务业务情况 - NGL和精炼产品运输服务业务中，墨西哥湾沿岸NGL快线吞吐量约900MBbls/d，西德克萨斯门户约240MBbls/d[87] - 水手东管道系统总产能350 - 375MBbls/d，水手西管道吞吐量约50MBbls/d[87] - 蒙贝尔维尤至 Nederland管道系统总吞吐量约730MBbls/d，萨比娜2号管道2024年投用，新增40MBbls/d服务[87] 公司原油收购和营销业务情况 - 公司原油收购和营销业务拥有约380辆原油运输卡车、350辆拖车和242个原油卡车卸载设施[107] Sunoco LP业务情况 - Sunoco LP燃料分销业务服务约7400个品牌地点，是约5619个运营地点的独家批发供应商[44] - Sunoco LP的终端运营包括4个混合油处理设施和56个精炼产品终端[110] - Sunoco LP有76家公司运营的零售店、252个独立运营的佣金代理点、6965家独立运营商运营的零售店和约2000家其他商业客户[112] USAC相关情况 - 截至2024年12月31日，USAC拥有390万马力的压缩机组，平均机龄约12年[45] - 对USAC的投资中，截至2024年12月31日，400马力及以上较大马力单元占其总车队马力的87.2%[111] - 截至2024年12月31日，USAC总马力为3862102，共有5380个单元，后续订购了4个共10000马力的大型单元[113] 公司煤炭储量情况 - 截至2024年12月31日，公司拥有或控制约7.29亿吨已探明和可能的煤炭储量[116] 公司客户收入占比情况 - 2024年全年，公司没有单个客户占合并收入超过10%[134] 公司管道监管情况 - 公司旗下FGT、Transwestern等多条管道运输州际天然气，受FERC监管[135] - FERC可暂停新的或变更的费率生效长达7个月，若认定费率违法，可要求承运人退还费率生效期间费用[152][154] - 托运人可就投诉前长达两年内遭受的损失获得赔偿[154] - 州公共事业委员会对NGL管道监管可能包括罚款、处罚和建设延误[143] - 公司销售天然气受管道运输可用性、条款和成本影响，FERC规则变化可能影响天然气营销业务[146] - 公司部分原油、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管道费率或做法[163] FERC政策相关情况 - 2016年7月，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院裁定FERC未能证明允许MLP管道在费率服务成本中包含所得税津贴不会导致管道合伙所有者双重征收所得税[156] - 2018年3月，FERC发布修订政策声明，不再允许MLP管道在服务成本中收回所得税津贴[157] - 2018年7月，FERC驳回对3月修订政策声明的重审和澄清请求，并进一步说明未来程序中不排除传递实体证明其有权获得所得税津贴且不会导致双重征收[157] - 2020年7月31日，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院维持FERC 2018年3月修订政策声明[157] - 2018年1月起，2017年减税与就业法案改变联邦税法多项条款，包括降低最高企业税率，FERC费率基数方法下的最高关税税率可能受较低所得税津贴影响[157] - 2021年7月1日至2026年6月30日，FERC最初设定指数费率为PPI - FG加0.78%，后修改为PPI - FG减0.21%，2024年9月17日恢复原指数水平，10月17日FERC提议将现行有效指数降低1%[159][160] - 2022年12月15日，FERC发布关于石油管道附属承诺服务的拟议政策声明，初始评论截止日期为2023年2月13日，此后FERC未采取进一步行动[162] - 2017年11月FERC发布命令，禁止营销附属公司在特定条件下进行买卖安排，2022年12月15日FERC进一步澄清该命令但拒绝重审请求[161] 违规处罚相关情况 - 违反反市场操纵法律法规，相关机构可评估或寻求每天每违规行为最高约150万美元的民事罚款，还可责令吐出利润并建议刑事处罚[139] 管道安全法规情况 - 2011年管道安全法案将单次安全违规最高行政罚款从10万美元提高到20万美元，相关系列违规从100万美元提高到200万美元，2021年5月PHMSA将最高民事罚款提高到约每天20万美元，系列违规最高约200万美元[172] - 2021年11月PHMSA发布最终规则，对约40万英里此前未受监管的陆上天然气集输管道实施安全监管[172] - 2019年10月，PHMSA发布两项最终规则，增加管道安全义务，可能使公司成本显著增加[173] - 近年来，PHMSA和部分州监管机构扩大监管检查范围，可能使公司产生额外资本成本和运营成本[174] - 2025年1月PHMSA最终确定2023年5月提出的规则，但不确定是否会因总统换届被撤销或修改[172] LNG出口授权情况 - Lake Charles LNG Export于2013年获向FTA国家出口LNG授权，2016年获向非FTA国家有条件出口授权，原2020年出口期限延至2025年，第二次延期申请于2023年被拒，2023年申请新的非FTA授权[65] - 2013年3月，Lake Charles LNG Export获得向有FTA授权国家出口LNG的DOE授权；2016年7月获得向无FTA国家出口LNG的有条件授权，原要求2020年12月前开始出口，后两次申请延期，第二次被拒[169] - 2024年1月拜登政府宣布暂停DOE对LNG出口授权的审批，7月1日联邦法院禁止DOE暂停非FTA国家LNG出口申请审批，12月17日DOE发布更新研究并开启评论期至2025年3月20日[169] - 2025年1月20日特朗普发布行政命令，指示DOE尽快重启LNG出口项目审批，1月21日DOE宣布结束暂停审批恢复正常程序[169] 公司环境负债情况 - 截至2024年12月31日和2023年12月31日，公司合并资产负债表中记录的预计环境负债应计额分别为2.78亿美元和2.77亿美元[182] - 2024年12月31日和2023年12月31日，环境修复活动的应计费用分别为1.97亿美元和2.13亿美元，包含在上述总应计额中[183] - 截至2024年12月31日，为遗留场地设立的全资附属保险公司持有1.22亿美元现金和投资[183] 环境法规相关情况 - 公司运营受美国和加拿大环境法律法规约束，合规成本增加整体经营成本[176] - 公司产生的部分非危险废物未来可能被指定为危险废物，导致资本支出或运营维护费用大幅增加[179] - 公司拥有或租赁的场地可能受CERCLA、RCRA等法律约束，需对先前处置的废物或污染进行清理或修复[181] - 公司在部分设施开展土壤和地下水修复工作，预计到2025年继续进行的修复活动总应计未来估计成本为300万美元[189] - 未来环境修复活动总成本受多种因素影响，环境法律或法规变化可能对多个场地产生重大不利影响[188] - 2015年10月，EPA将地面臭氧的国家环境空气质量标准降至70ppb，2023年8月宣布重新审查该标准，预计2025年12月前无法完成[190] - 2