资产规模与能力 - 公司拥有并运营约12,200英里的州内天然气运输管道，运输能力约为240亿立方英尺/天 (24 Bcf/d)[22] - 公司拥有并运营约20,090英里的州际天然气管道，运输能力约为201亿立方英尺/天 (20.1 Bcf/d)[26] - 公司拥有位于德克萨斯州的三个天然气储存设施和位于俄克拉荷马州的两个天然气储存设施[22] - 中游业务板块拥有总处理能力约13.5 Bcf/d的天然气处理厂等设施[37] - NGL和成品油运输与服务板块拥有约5,750英里NGL管道、分馏能力115万桶/天的设施及总计约1亿桶的NGL储存能力[39] - 原油运输与服务板块拥有超过18,000英里原油管道及约7,300万桶的原油储存能力[43] - 对Sunoco LP的投资中，其燃料分销业务每年分销超过150亿加仑燃料至约11,000个地点[46] - 对USAC的投资中，截至2025年12月31日，其压缩设备车队拥有390万马力[52] - 截至2025年12月31日，公司压缩设备总马力为3,894,332马力，总设备数量为5,364台[123] - 公司拥有或控制约7.25亿吨已证实及概算煤炭储量，位于阿巴拉契亚中部和北部、伊利诺伊盆地等地[126] 州内运输与存储资产详情 - 州内运输和储存板块中，ET燃料系统拥有3,270英里管道、5.2 Bcf/d的输送能力和11.2 Bcf的工作储存容量[62] - 州内运输和储存板块中，休斯顿管道系统拥有3,920英里管道、5.3 Bcf/d的输送能力和52.5 Bcf的工作储存容量[62] - ET燃料系统包含Bethel储存设施（工作容量6.0 Bcf）和Bryson储存设施（工作容量5.2 Bcf）[63] - Enable Oklahoma州内传输管道拥有2,200英里管道、2.4 Bcf/d的输送能力和24.0 Bcf的工作储存容量[62] - Oasis Pipeline西向至东向吞吐能力为13亿立方英尺/天，东向至西向吞吐能力超过7.5亿立方英尺/天[64] - Bammel储气设施工作气容量约为525亿立方英尺，峰值提取率为13亿立方英尺/天，峰值注入率为6亿立方英尺/天[64] - 截至2025年12月31日，Bammel储气设施中约有118亿立方英尺已通过收费协议承诺给第三方，403亿立方英尺为公司自有账户储存[64] 州际运输与存储资产详情 - 通过合资权益，公司还拥有约7,080英里的州际管道，运输能力约为127亿立方英尺/天 (12.7 Bcf/d)[26] - Lake Charles LNG进口终端拥有约90亿立方英尺 (9.0 Bcf) 的地上存储容量[28] - Lake Charles LNG再气化设施的送出能力为18亿立方英尺/天 (1.8 Bcf/d)[28] - 州际运输和存储资产中，Panhandle Eastern Pipe Line吞吐能力为28亿立方英尺/天，存储容量为570亿立方英尺[67] - 州际运输和存储资产中，EGT吞吐能力为48亿立方英尺/天，存储容量为293亿立方英尺[67] - 州际运输和存储资产中，MRT吞吐能力为17亿立方英尺/天，存储容量为489亿立方英尺[67] - Lake Charles LNG进口终端拥有约90亿立方英尺的地上LNG存储容量，再气化设施外输能力为18亿立方英尺/天[70] 天然气处理能力分布 - 南德克萨斯州资产净天然气处理能力为25.3亿立方英尺/天[78] - 二叠纪盆地资产净天然气处理能力为54.95亿立方英尺/天[78] - Eagle Ford系统的四座处理厂总产能为20亿立方英尺/天[81] - 北德克萨斯州系统Godley工厂的天然气处理总产能为700百万立方英尺/天[84] - 二叠境盆地收集系统拥有22个处理设施，总处理能力为55亿立方英尺/天，另有一个天然气调节设施，产能为2亿立方英尺/天[87] - 公司拥有Mi Vida JV LLC合资企业50%的权益，该企业拥有一个位于西德克萨斯州、产能为2亿立方英尺/天的低温处理厂[87] - 中部大陆系统包括16个天然气处理设施，总产能约为29亿立方英尺/天[88] - 威利斯顿盆地Arrow和Rough Rider系统的处理设施总产能为4亿立方英尺/天[89] - 粉河盆地Bucking Horse天然气处理设施的总处理能力为3.45亿立方英尺/天[90] - 东部地区资产包括产能为2亿立方英尺/天的Revolution处理厂，以及拥有47英里36英寸等管道的俄亥俄州尤蒂卡河系统，可输送高达36亿立方英尺/天的天然气[93] NGL与成品油资产详情 - 蒙特贝尔维尤NGL综合体的分馏能力为115万桶/天，盐穴储存能力为6300万桶[96] - 公司拥有多个NGL管道，包括吞吐能力约为90万桶/天的Gulf Coast NGL Express，以及吞吐能力约为38万桶/天的Mariner East管道系统[97] - 公司拥有37个成品油终端，总储存能力约为860万桶[102] 原油资产与合资权益 - 在ET-S Permian合资企业中，Energy Transfer持有67.5%的权益，该合资企业拥有超过5,000英里原油和集输管道及超过1,100万桶的原油储存能力[44] - Bakken Pipeline（Dakota Access与Energy Transfer Crude Oil Pipeline合计）全长1,915英里，运输能力高达750千桶/天[106] - ET-S Permian合资公司拥有超过5,000英里的原油和水收集管道，以及超过1,100万桶的原油储存能力[109] - Nederland终端总储存能力超过3,000万桶，拥有超过80个地上储罐，单罐容量高达66万桶[110] - Houston终端总储存能力为1,820万桶[113] - Cushing终端拥有约950万桶的原油储存能力[120] - Patoka终端拥有约190万桶的原油储存能力[120] - Colt Hub拥有约120万桶的原油储存能力和16万桶/天的铁路装载能力[120] - 公司原油收购和营销业务拥有367辆原油运输卡车、356辆拖车和242个原油卡车卸货设施[115] 投资与合资企业详情 - 公司拥有Red Bluff Express Pipeline 70%的权益，以及Comanche Trail Pipeline和Trans-Pecos Pipeline各16%的成员权益[23] - 对Sunoco LP的投资包括约6,000英里成品油管道、约6,000英里原油管道、约2,000英里氨管道和69个终端[117] 压缩设备构成 - 大马力设备（>400马力）占总马力的87.6%（3,405,519马力），占总设备数量的46.6%（2,486台）[123] - 超大马力设备（>1,000马力）占总马力的77.0%（2,982,599马力），占总设备数量的33.2%（1,764台），并有63,250马力（28台）的订单[123] - 小马力设备（<400马力）占总马力的12.4%（488,813马力），占总设备数量的53.4%（2,878台）[123] 业务运营模式与风险 - 公司州内运输和存储业务的收入主要取决于客户预留的运力以及通过管道的实际天然气量[24] - 州际运输和存储业务的运营受美国联邦能源监管委员会 (FERC) 监管[27] - 截至2025年12月31日财年，没有单一客户贡献超过公司合并收入的10%[145] - 公司面临违反反市场操纵法规的风险，可能面临最高约每天每项违规150万美元的民事罚款[150] - 公司压缩业务通过子公司Dual Drive Technologies, Ltd.为天然气运输客户提供服务[125] 公司战略 - 公司业务策略包括通过战略性收购、内部扩张、提高现有资产盈利能力和成本控制来实现增长[127][128] - 公司计划增加基于费用的第三方业务比例，以提供长期稳定的现金流并减少商品价格波动风险[130] - 2025年12月，公司宣布暂停Lake Charles LNG项目的开发[31] 监管环境与费率 - 德州铁路委员会（TRRC）有权监管天然气公用事业费率，公司运输服务费率在德州法律下被视为公正合理，除非被客户或TRRC投诉[155] - 公司NGL管道费率、条款和服务条件受联邦能源监管委员会（FERC）根据《州际商业法》和《1992年能源政策法案》监管[156] - 公司天然气和NGL的销售价格目前不受联邦和州监管[157] - 公司部分州际管道（如Tiger、Midcontinent Express、Fayetteville Express）采用与客户长期合同约定的协商市场费率，不受费率基础方法直接影响[169] - FERC于2018年3月修订政策声明，禁止MLP管道在其服务成本中回收所得税津贴，以避免双重回收[169] - 2017年《减税与就业法案》将最高公司税率降低，可能影响FERC费率基础方法下允许的最高关税费率[169] - FERC采用指数化费率方法，允许管道费率根据成品生产者价格指数（PPI-FG）变化在限定范围内调整，每五年审查一次[171] - 2020年12月FERC设定2021年7月1日至2026年6月30日五年期指数化费率为PPI-FG加0.78%[172][173] - 2025年11月FERC提议2026年7月1日至2031年6月30日下一五年期指数化费率为PPI-FG减1.42%[173][176] - FERC于2025年11月20日授予液体管道补救救济，允许其在2022年3月1日至2024年9月17日期间回收按2020年12月命令本应收取的费率差额[174][175] - 2026年1月，多家托运人向哥伦比亚特区巡回上诉法院提交了针对三项命令的复审请求，相关上诉正在审理中[177] - 2022年12月15日，FERC发布了一项关于油管关联方承诺服务的政策声明提案，若通过将增加对关联合同的审查[178] 管道安全与环境法规 - 管道安全违规的最高行政罚款已从单项违规的10万美元提高至20万美元，系列违规从100万美元提高至200万美元[185] - 2021年5月，PHMSA发布最终规则将最高民事罚款提高至每天约20万美元，系列违规最高约200万美元[185] - 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线实施安全监管[185] - 2019年10月，PHMSA发布最终规则，要求到2023年前对中后果区域（MCAs）等地的额外管道里程进行完整性评估[186] - 针对危险液体输送和集输管道的另一项2019年10月最终规则，要求到2039年前使用内检测工具[186] - 公司运营受严格环境法规监管，不合规可能导致巨额成本、罚款及第三方索赔[190] - 根据《综合环境反应、赔偿和责任法》（CERCLA），公司可能需承担清理受污染场地的全部或部分费用[192] - 公司面临因《清洁水法》管辖权扩大而导致的湿地疏浚和填充活动许可成本增加及延迟的风险[203] - 美国陆军工程兵团（USACE）于2026年1月发布了最终规则，重新颁发了56项全国性许可证（NWP），包括NWP 12[204] - EPA于2026年1月发布了一项拟议规则，旨在修订《清洁水法》第401条的认证程序[204] - 公司认为，遵守现有及可预见的新许可要求不会对其经营业绩、财务状况或预期现金流产生重大不利影响[206] - 公司可能因物种被列为濒危或受威胁而承担额外成本、制定栖息地保护计划，或面临运营限制与禁令[208] - 客户运营区域物种保护可能导致其成本增加、作业延迟或受限，进而减少对公司服务的需求[208] 环境负债与修复活动 - 截至2025年12月31日，公司合并资产负债表中的环境负债预估应计项目为4.16亿美元，较2024年的2.78亿美元有所增加[195] - 2025年应计项目的增加包含了Sunoco LP收购Parkland所产生的1.4亿美元影响[195] - 截至2025年12月31日，ETC Sunoco用于环境修复活动的应计项目为1.86亿美元，2024年同期为1.97亿美元[196] - 公司为已停运的遗留资产设立了一家全资自保保险公司，截至2025年12月31日，该公司持有1.03亿美元的现金和投资[196] - Transwestern管道公司预计将持续到2026年的土壤和地下水修复活动总应计成本为240万美元[201] 空气质量与气候变化相关法规 - 美国环保署（EPA）于2015年10月将地面臭氧的国家环境空气质量标准（NAAQS）从8小时主要和次要标准降至70 ppb[202] - 美国联邦层面尚未实施全面的气候变化立法，但加拿大已实施联邦碳定价机制[209] - 美国环保局（EPA）已通过规则，要求对特定石油和天然气系统来源的温室气体排放进行监测和年度报告[209] - EPA在2015年10月修订并扩展了温室气体报告要求，覆盖油气行业所有环节，包括集输增压设施和天然气传输管道泄放[209]