公司融资与债务 - 2021年6月15日，公司发行900,000份6.500%的H系列优先股，单价1,000美元，净收益用于偿还定期贷款和一般合伙事务[195] - 2021年第二季度，公司通过发行H系列优先股偿还15亿美元定期贷款；第三季度偿还剩余5亿美元并终止该定期贷款[304] - 2021年第一季度，ETO赎回6亿美元4.40%高级票据和8亿美元4.65%高级票据；第三季度，公司发出赎回通知，预计第四季度赎回10亿美元5.2%高级票据和9亿美元5.875%高级票据[305][306][308] - 2021年前九个月债务清偿损失包括Sunoco LP 2021年1月回购剩余2023年高级票据和合伙企业2021年4月部分偿还定期贷款[224] - 截至2021年9月30日，公司总债务为454.71亿美元，较2020年12月31日的514.38亿美元有所减少[303] - 截至2021年9月30日，五年期信贷安排有5.99亿美元未偿还借款，加权平均利率为0.43%，可用借款额度为43.7亿美元[311] - 截至2021年9月30日，Sunoco LP信贷安排有2.5亿美元未偿还借款，加权平均利率为2.09%，可用借款额度为12.4亿美元[313] - 截至2021年9月30日，USAC信贷安排有5.06亿美元未偿还借款，加权平均利率为2.96%，可用借款额度为10.9亿美元，合规情况下可用借款能力为1.14亿美元[314] 公司收购与重组 - 2021年2月16日，公司达成收购Enable的最终合并协议，Enable普通股股东每持有1股将获得0.8595股ET普通股，每1股Enable优先股将兑换0.0265股G系列优先股，ET将支付1000万美元现金收购Enable的普通合伙人权益，预计2021年第四季度完成交易[197][198] - 2021年4月1日，公司完成多项内部重组交易，ETO的长期债务由ET承担，ETO优先股转换为新的ET优先股，ETO的特定类别单位转换为675,625,000个新的B类单位[199][201] - 2021年9月和10月，Sunoco LP分两笔交易收购9个精炼产品终端，总价约2.56亿美元[202] 公司分红 - 2021年10月，ET宣布2021年第三季度普通股每单位季度分红0.1525美元，年化0.61美元[203] - 2021年和2020年分别向合作伙伴支付13.8亿美元和24亿美元的分红，向非控股股东分别支付11.5亿美元和12.8亿美元的分红，向可赎回非控股股东均支付3700万美元的分红[300] - 2020年12月31日后ET普通股单位现金分配率为0.1525美元[319] - 2021年3月31日、6月30日、9月30日ET优先股单位部分系列有不同现金分配金额，如系列C为0.4609美元等[321] - 2020年12月31日后Sunoco LP单位现金分配率为0.8255美元[323] - 2020年12月31日后USAC单位现金分配率为0.525美元[327] 政策与监管影响 - FERC政策变化对公司联邦能源监管委员会监管的运输服务收费影响未知，成本加成费率相关收入可能减少[204][205] - FERC对Panhandle现有费率进行审查，相关程序正在进行中[206][207] - 2021年7月1日至2026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生产者价格指数（PPI - FG）加0.78%，相关复议请求待决[209] 公司业绩指标 - 公司使用Segment Adjusted EBITDA和合并Adjusted EBITDA衡量业务部门表现，这是非GAAP指标[211][213] - 2021年第三季度调整后EBITDA为25.79亿美元，较去年同期的28.66亿美元下降10%，主要受州际运输和存储、NGL和精炼产品运输及服务、原油运输和服务等业务板块影响[215] - 2021年前九个月调整后EBITDA为102.35亿美元，较去年同期的79.39亿美元增长29%，主要因2021年2月冬季风暴Uri的影响[216] - 2021年第三季度和前九个月折旧、损耗和摊销费用增加，主要因近期投入使用资产的增量折旧[218] - 2021年第三季度和前九个月利息费用净额减少，合伙企业分别减少800万美元和3000万美元，Sunoco LP分别减少300万美元和700万美元[219] - 2021年前九个月减值损失包括USAC的500万美元压缩设备减值和合伙企业原油业务中与客户合同相关的600万美元无形资产减值[220] - 2020年第三季度合伙企业确认14.6亿美元商誉减值和1900万美元固定资产减值，2020年前九个月合伙企业和USAC分别确认7.06亿美元和6.19亿美元商誉减值[221] - 2021年第三季度和前九个月利率衍生品的损益源于远期利率变化[222] - 2021年第三季度和前九个月燃料价格上涨分别使成本或市价孰低储备要求减少900万美元和1.68亿美元，2020年前九个月燃料价格下跌使储备要求增加1.26亿美元[223] - 2021年第三季度和前九个月所得税费用增加，因合伙企业合并子公司的收益增加[229] - 非合并附属公司2021年总权益收益为71美元，2020年为 - 32美元，变化为103美元；2021年调整后EBITDA为141美元，2020年为169美元，变化为 - 28美元；2021年收到的总分配为138美元，2020年为98美元，变化为40美元[230] 各业务板块运营数据 - 2021年第三季度末，州内运输和储存业务天然气运输量为12335BBtu/d，2020年同期为12185BBtu/d，增加150BBtu/d；九个月对比，2021年为12465BBtu/d，2020年为12745BBtu/d，减少280BBtu/d[238] - 2021年第三季度末，州内运输和储存业务天然气库存提取量为2350BBtu，2020年同期为10315BBtu，减少7965BBtu；九个月对比，2021年为32038BBtu，2020年为15380BBtu，增加16658BBtu[238] - 2021年第三季度末，州内运输和储存业务收入为1217美元，2020年同期为654美元，增加563美元；九个月对比，2021年为7066美元，2020年为1763美元，增加5303美元[238] - 2021年第三季度末，州内运输和储存业务产品销售成本为978美元，2020年同期为434美元，增加544美元；九个月对比，2021年为3636美元，2020年为985美元，增加2651美元[238] - 2021年第三季度末，州内运输和储存业务部门利润率为239美元，2020年同期为220美元，增加19美元；九个月对比，2021年为3430美元，2020年为778美元，增加2652美元[238] - 2021年第三季度末，州内运输和储存业务部门调整后EBITDA为172美元，2020年同期为203美元，减少31美元；九个月对比，2021年为3209美元，2020年为630美元，增加2579美元[238] - 2021年第三季度末，州内运输和储存业务运输费用为162美元，2020年同期为151美元，增加11美元；九个月对比，2021年为542美元，2020年为460美元，增加82美元[240] - 2021年第三季度末，州内运输和储存业务天然气销售及其他收入为39美元，2020年同期为75美元，减少36美元；九个月对比，2021年为1167美元，2020年为231美元，增加936美元[240] - 2021年第三季度末，州内运输和储存业务留存燃料收入为29美元，2020年同期为12美元，增加17美元；九个月对比，2021年为145美元，2020年为31美元，增加114美元[240] - 2021年前三季度，州内运输业务调整后EBITDA增加，实现存储利润增加15.2亿美元、天然气销售及其他收入增加9.36亿美元、留存燃料收入增加1.14亿美元、运输费用增加8200万美元，运营费用增加6800万美元[243] - 2021年前三季度和前三季度末，州际运输和存储业务运输量下降，调整后EBITDA减少，前三季度收入减少3000万美元，前三季度末减少5300万美元[244][245][248] - 2021年前三季度和前三季度末，中游业务采集量和NGL产量有增有减，调整后EBITDA增加，前三季度增加4100万美元，前三季度末增加2600万美元[249][250][253][254] - 2021年前三季度和前三季度末，NGL和精炼产品运输及服务业务NGL运输量增加，调整后EBITDA前三季度减少1000万美元，前三季度末减少5600万美元[256][257] - 2021年前三季度，中游业务采集和处理费用收入减少1.2亿美元，非费用合同和处理收入增加1.97亿美元[252] - 2021年前三季度末，中游业务非费用利润率增加1.56亿美元，费用利润率减少1.07亿美元[253] - 2021年前三季度，中游业务非费用利润率增加3.19亿美元，受冬季风暴影响减少1.43亿美元，费用利润率减少1.2亿美元[254] - 2021年前三季度和前三季度末，州际运输和存储业务调整后EBITDA减少，主要因Tiger系统托运人合同到期和破产、部分系统需求下降、非合并联营公司EBITDA减少等[244][245][247][248] - 2021年前三季度和前三季度末，中游业务调整后EBITDA增加，主要因NGL和天然气价格有利、部分地区吞吐量增加，部分被费用利润率下降、运营和管理费用增加等抵消[249][253][254] - 2021年前三季度和前三季度末，NGL和精炼产品运输及服务业务NGL运输量增加，主要因丙烷和乙烷出口管道服务启动、部分地区和管道系统量增加，部分被冬季风暴导致的产量中断抵消[256][257] - 2021年前三季度及前三季度末，精炼产品运输量和NGL及精炼产品终端量同比增加，主要因疫情后需求恢复和新管道投入使用[258] - 2021年前三季度，Mont Belvieu分馏设施的平均分馏量同比下降，主要因一季度冬季风暴导致二叠纪地区生产中断，NGL进料量减少[259] - 2021年第三季度及前三季度，NGL和精炼产品运输及服务业务板块总利润率分别为9.15亿美元和27.39亿美元，同比分别增加400万美元和1.98亿美元[261] - 2021年第三季度，NGL和精炼产品运输及服务业务板块调整后EBITDA同比下降，主要因营销利润率减少5800万美元、运营费用增加4500万美元等[261] - 2021年前三季度，NGL和精炼产品运输及服务业务板块调整后EBITDA同比下降，主要因运营费用增加9800万美元、营销利润率减少3100万美元等[262][264] - 2021年第三季度及前三季度，原油运输量分别为417.3万桶/日和390.1万桶/日，同比分别增加62.2万桶/日和6.1万桶/日；原油终端量分别为270.3万桶/日和255.3万桶/日，同比分别增加38.6万桶/日和减少13.5万桶/日[265] - 2021年第三季度，原油运输及服务业务板块调整后EBITDA同比下降1.35亿美元，主要因板块利润率减少7900万美元、运营费用增加3000万美元等[265][269] - 2021年前三季度，原油运输及服务业务板块调整后EBITDA同比下降2.51亿美元，主要因板块利润率减少1.92亿美元、运营费用增加1300万美元等[265][270] - 2021年第三季度，原油运输量增加主要因德州和巴肯地区原油产量恢复、炼油厂利用率提高以及库欣南线管道全面运营[265][267] - 2021年前三季度，原油运输量增加主要因巴肯和巴尤桥管道运输量增加，德州管道系统运输量略降主要因恶劣天气和市场价差不利；原油终端量下降主要因出口需求减少[268] 各子公司营收与EBITDA - 2021年第三季度Sunoco LP营收47.79亿美元，2020年同期为28.05亿美元，增长19.74亿美元；2021年前九个月营收126.42亿美元，2020年同期为81.57亿美元，增长44.85亿美元[272] - 2021年第三季度USAC营收1.59亿美元，2020年同期为1.61亿美元，减少0.02亿美元；2021年前九个月营收4.73亿美元，2020年同期为5.09亿美元，减少0.36亿美元[275] - 2021年第三季度All Other营收6.96亿美元，2020年同期为3.67亿美元，增长3.29亿美元；2021年前九个月营收27.84亿美元，2020年同期为13.72亿美元，增长14.12亿美元[279] - 2021年第三季度Sunoco LP Segment Adjusted EBITDA为1.98亿美元，2020年同期为1.89亿美元，增长0.09亿美元；2021年前九个月为5.56亿美元，2020年同期为5.80亿美元，减少0.24亿美元[272] - 2021年第三季度USAC Segment Adjusted EBITDA为0.99亿美元，2020年同期为1.04亿美元，减少0.05亿美元；2021年前九个月为2.99亿美元，2020年同期为3.15亿美元，减少0.16亿美元[275] - 2021年第三季度All Other Segment Adjusted EBITDA为0.18亿美元，2020年同期为0.22亿美元，减少0.04亿美元；2021年前九个月为1.53亿美元，2020

公司融资与债务 - 2021年6月15日，公司发行900,000份6.500%的H系列优先股，单价1,000美元，净收益用于偿还定期贷款和一般合伙事务[190] - 2021年4月1日，公司因合并承担ETO的所有债务义务[304] - 2021年第二季度，公司通过发行优先股偿还15亿美元定期贷款[304] - 截至2021年6月30日，公司总债务为462.86亿美元，截至2020年12月31日为514.38亿美元[302] - 截至2021年6月30日，定期贷款余额为5亿美元，加权平均利率为1.10%[306] - 截至2021年6月30日，五年期信贷安排有8.86亿美元未偿还借款，其中7.95亿美元为商业票据，未来可借款额度为40.2亿美元，加权平均利率为0.52%[308] - 截至2021年6月30日，364天信贷安排无未偿还借款，该安排允许最高10亿美元无担保借款，到期日为2021年11月26日[309] - 截至2021年6月30日，Sunoco LP信贷安排有3.61亿美元未偿还借款和800万美元备用信用证，未来可借款额度为11.3亿美元，加权平均利率为2.08%，到期日为2023年7月[310] - 截至2021年6月30日，USAC信贷安排有4.73亿美元未偿还借款，无未偿还信用证，可用额度为11.3亿美元，加权平均利率为2.91%[311] - 截至2021年6月30日，Energy Transfer Canada定期贷款A和循环信贷安排分别有3.23亿加元和1.02亿加元（按当日汇率分别为2.61亿美元和8200万美元）未偿还借款，KAPS安排无未偿还借款[312] 公司业务收购与重组 - 2021年2月16日，公司达成收购Enable的最终合并协议，Enable普通股股东将获0.8595个ET普通股，优先股将换为0.0265个G系列优先股，ET支付1000万美元现金，预计2021年下半年完成交易[192][193] - 2021年4月1日，公司完成多项内部重组交易，ET承担ETO长期债务，ETO优先股转换为ET优先股，ETO特定类别单位转换为675,625,000个新B类单位[194][196] - 2021年7 - 8月，Sunoco LP同意以约2.55亿美元收购9个精炼产品终端，预计2021年第四季度完成交易[197] 公司分红情况 - 2021年7月，ET宣布2021年第二季度普通股季度分红为每股0.1525美元（年化0.61美元）[198] - 2020年12月31日后，ET普通股单位各季度分配率均为0.1525美元[316] - 2020年12月31日后，Sunoco LP单位各季度分配率均为0.8255美元[320] - 2020年12月31日后，USAC单位各季度分配率均为0.52500美元[322] 政策影响 - FERC政策对公司联邦能源监管委员会监管的运输服务收费影响未知，成本加成费率收入可能因政策和税率变化减少[199][200] - 2021年7月1日至2026年6月30日，收取指数费率的普通承运人可将指数上限每年调整为生产者价格指数加0.78%，相关复议请求待决[205] 公司业绩衡量指标 - 公司以调整后EBITDA衡量业务表现，该指标为非GAAP指标，用于评估公司基本业务活动财务和经营业绩[207][209] - 调整后EBITDA计算排除部分非现金项目和库存调整，未合并附属公司的调整后EBITDA计算方法相同，但公司对其无控制权[207][208] 公司整体财务业绩 - 2021年第二季度调整后EBITDA为26.16亿美元，较去年同期的24.38亿美元增长7%，主要因中游业务天然气和NGL价格有利及NGL和精炼产品运输服务业务NGL出口增加[211] - 2021年上半年调整后EBITDA为76.56亿美元，较去年同期的50.73亿美元增长51%，主要受2021年2月冬季风暴Uri影响[212] - 2021年第二季度和上半年折旧、损耗和摊销增加，主要因近期投入使用资产的增量折旧[213] - 2021年第二季度和上半年利息费用净额减少，合伙企业分别减少1200万美元和2200万美元，Sunoco LP分别减少100万美元和400万美元[215] - 2021年第二季度减值损失为800万美元，包括USAC压缩设备200万美元和合伙企业原油业务无形资产600万美元；上半年减值损失为1100万美元，含USAC第一季度压缩设备额外300万美元[216] - 2021年第二季度和上半年利率衍生品损益因远期利率变化导致远期互换价值改变[218] - 2021年第二季度和上半年商品风险管理活动未实现损益包括商品衍生品和套期库存公允价值变动[219] - 2021年第二季度和上半年库存估值调整分别使Sunoco LP成本或市场储备要求减少5900万美元和1.59亿美元，2020年同期分别为减少9000万美元和增加1.37亿美元[219][221] - 2021年第二季度债务清偿损失与合伙企业部分偿还定期贷款有关，上半年还包括Sunoco LP回购2023年高级票据；2020年上半年与ETO赎回高级票据有关[220] - 2021年第二季度所得税费用减少因当期州税费用降低，上半年所得税费用增加因合伙企业合并子公司当期盈利增加[224] - 未合并附属公司调整后EBITDA总计从1.57亿美元降至1.36亿美元，降幅2100万美元；分配所得总计从1.12亿美元降至6400万美元，降幅4800万美元[227] - 2021年上半年经营活动提供的现金为71.6亿美元，2020年为31.6亿美元；2021年上半年净收入为45.5亿美元，2020年净亏损2.92亿美元[290] - 2021年上半年投资活动使用的现金为13.3亿美元，2020年为27.6亿美元；2021年上半年总资本支出为14.1亿美元，2020年为28.5亿美元[295] - 2021年上半年融资活动使用的现金为59.2亿美元，2020年为5.32亿美元；2021年债务水平净减少51.8亿美元，2020年净增加2.06亿美元[300] 各业务板块运营数据 - 2021年6月30日止三个月，州内运输和储存业务天然气运输量为13205BBtu/d，较去年同期增加284BBtu/d；六个月运输量为12532BBtu/d，较去年同期减少496BBtu/d[236] - 2021年6月30日止三个月，州内运输和储存业务收入为9.49亿美元，较去年同期增加4.33亿美元；六个月收入为58.49亿美元，较去年同期增加47.4亿美元[236] - 2021年6月30日止三个月，州内运输和储存业务调整后EBITDA为2.24亿美元，较去年同期增加3700万美元；六个月调整后EBITDA为30.37亿美元，较去年同期增加26.1亿美元[236] - 2021年6月30日止三个月，州内运输和储存业务运输费用增加5200万美元，主要因冬季风暴Uri相关收入及二叠纪地区运输量增加[237][238] - 2021年6月30日止六个月，州内运输和储存业务已实现存储利润率增加15.2亿美元，主要因冬季风暴Uri期间的实物存储利润率提高[241] - 2021年6月30日止六个月，州内运输和储存业务已实现天然气销售及其他收入增加9.72亿美元，主要因冬季风暴Uri期间的天然气销售[241] - 2021年6月30日止六个月，州内运输和储存业务留存燃料收入增加9700万美元，主要因冬季风暴Uri期间的天然气价格上涨[241] - 2021年6月30日止六个月，州内运输和储存业务运输费用增加7100万美元，主要因冬季风暴Uri相关费用及二叠纪地区需求增加[241] - 2021年6月30日止六个月，州内运输和储存业务运营费用增加4600万美元，主要因燃料消耗成本增加，大部分发生在冬季风暴Uri期间[241] - 2021年Q2天然气运输量为9735BBtu/d，较去年同期的10152BBtu/d减少417BBtu/d；上半年运输量为9695BBtu/d，较去年同期的10440BBtu/d减少745BBtu/d[242] - 2021年Q2天然气销售量为18BBtu/d，较去年同期的17BBtu/d增加1BBtu/d；上半年销售量为20BBtu/d，较去年同期的16BBtu/d增加4BBtu/d[242] - 2021年Q2营收为4.07亿美元，较去年同期的4.45亿美元减少3800万美元；上半年营收为9.32亿美元，较去年同期的9.09亿美元增加2300万美元[242] - 2021年Q2中游业务采集量为13112BBtu/d，较去年同期的12964BBtu/d增加148BBtu/d；上半年采集量为12571BBtu/d，较去年同期的13155BBtu/d减少584BBtu/d[247] - 2021年Q2中游业务NGL产量为665MBbls/d，较去年同期的602MBbls/d增加63MBbls/d；上半年产量为600MBbls/d，较去年同期的606MBbls/d减少6MBbls/d[247] - 2021年Q2中游业务营收为21.99亿美元，较去年同期的10.18亿美元增加11.81亿美元；上半年营收为48.71亿美元，较去年同期的21.88亿美元增加26.83亿美元[247] - 2021年Q2州际运输和存储业务调整后EBITDA为3.31亿美元，较去年同期的4.03亿美元减少7200万美元；上半年为7.84亿美元，较去年同期的8.07亿美元减少2300万美元[242] - 2021年Q2中游业务调整后EBITDA为4.77亿美元，较去年同期的3.67亿美元增加1.1亿美元；上半年为7.65亿美元，较去年同期的7.5亿美元增加1500万美元[247] - 2021年Q2州际运输和存储业务营收减少主要因Tiger系统托运人合同到期和托运人破产，部分被Rover系统运输量增加抵消[243] - 2021年Q2中游业务调整后EBITDA增加主要因NGL和天然气价格有利、部分地区吞吐量增加及资产投产，部分被运营和管理费用增加抵消[250] - NGL运输量在2021年第二季度和上半年分别为1748MBbls/d和1625MBbls/d，较去年同期分别增加347MBbls/d和225MBbls/d[253] - 精炼产品运输量在2021年第二季度和上半年分别为510MBbls/d和486MBbls/d，较去年同期分别增加133MBbls/d和26MBbls/d[253] - NGL和精炼产品终端量在2021年第二季度和上半年分别为1186MBbls/d和1115MBbls/d，较去年同期分别增加440MBbls/d和320MBbls/d[253] - NGL分馏量在2021年第二季度和上半年分别为833MBbls/d和780MBbls/d，较去年同期分别减少3MBbls/d和40MBbls/d[253] - 2021年第二季度和上半年NGL和精炼产品运输与服务业务收入分别为4522万美元和8512万美元，较去年同期分别增加2403万美元和3678万美元[253] - 2021年第二季度和上半年原油运输量分别为3943MBbls/d和3718MBbls/d，较去年同期分别增加394MBbls/d和减少269MBbls/d[262] - 2021年第二季度和上半年原油终端量分别为2532MBbls/d和2430MBbls/d，较去年同期分别减少171MBbls/d和419MBbls/d[262] - 2021年第二季度和上半年原油运输与服务业务收入分别为4420万美元和7920万美元，较去年同期分别增加2606万美元和1893万美元[262] - 2021年第二季度NGL和精炼产品运输与服务业务调整后EBITDA为736万美元，较去年同期增加62万美元[253] - 2021年上半年NGL和精炼产品运输与服务业务调整后EBITDA为1383万美元，较去年同期增加46万美元[253] - 2021年Q2原油运输和服务业务调整后EBITDA下降，主要因德州原油管道系统利润减少3500万美元、原油收购和营销业务减少1700万美元、原油码头吞吐量减少200万美元，部分被巴肯管道和巴尤桥管道业务增长抵消[265] - 2021年上半年原油运输和服务业务调整后EBITDA下降，主要因德州原油管道系统利润减少1.45亿美元、巴肯管道业务减少2200万美元、原油码头吞吐量减少2800万美元，部分被原油收购和营销业务及巴尤桥管道业务增长抵消[266] - 2021年Q2对Sunoco LP投资业务收入43.92亿美元，成本40.39亿美元，调整后EBITDA为2.01亿美元，较去年同期增加1900万美元[268] - 2021年上半年对Sunoco LP投资业务收入78.63亿美元，成本71.59亿美元，调整后EBITDA为3.58亿美元，较去年同期减少3300万美元[268] - 2021年Q2对Sunoco LP投资业务调整后EBITDA增加，因汽油销售毛利润增加1200万美元（销量增27.6%，每加仑毛利润降16.6%）和非汽油销售增加1200万美元[269] - 2021年上半年对Sunoco LP投资业务调整后EBITDA减少，因汽油销售毛利润减少6600万美元（每加仑毛利润降18.8%，销量增8.1%）和非汽油销售减少500万美元[270] - 2021年Q2对USAC投资业务收入1.56亿美元，成本2100万美元，调整后EBITDA为1亿美元，较去年同期减少500万美元[272] - 2021年上半年对USAC投资业务收入3.14亿美元，成本4200万美元，调整后EBITDA为2亿美元，较去年同期减少1100万美元[272] - 2021年Q2其他业务收入5.7

业绩总结 - 2021年第二季度调整后的EBITDA为26.2亿美元[7] - 2021年第二季度的自由现金流为13.9亿美元[7] - 2021年迄今为止，资本支出约为7.15亿美元[7] - 2021年第二季度偿还债务约15亿美元，迄今为止偿还债务约52亿美元[7] - 预计2021年调整后的EBITDA在129亿至133亿美元之间[12] - 2021年预计增长资本支出约为16亿美元[13] - 2023年第一季度净收入为672百万美元，第二季度净收入为-964百万美元，第三季度净收入为-401百万美元，第四季度净收入为833百万美元[19] - 2023年全年调整后EBITDA为10,531百万美元，第一季度为2,438百万美元[19] - 2023年第一季度可分配现金流为1,585百万美元，全年可分配现金流为7,177百万美元[19] - 2023年第一季度的利息支出为579百万美元，全年利息支出为2,327百万美元[19] - 2023年第一季度的折旧、耗竭和摊销费用为936百万美元，全年为3,678百万美元[19] 用户数据与市场表现 - 截至2021年6月30日，已在Nederland终端出口超过900万桶乙烷[7] - 2021年6月，ET的NGL出口占美国NGL出口的近40%[8] 新产品与技术研发 - 公司在德克萨斯州西部建立了一个28兆瓦的太阳能设施（Maplewood 2），并签署了首个专用太阳能合同[17] - 公司在全国范围内运营约18,000个太阳能面板供电的计量站[17] - 公司在可再生燃料、二氧化碳和其他产品的运输方面利用其显著的资产基础[17] - 公司在德克萨斯州正在进行另一个太阳能项目的开发谈判[17] 未来展望与市场扩张 - 通过Cushing到Nederland项目，预计可运输原油能力为65,000桶/天，最终可扩展至120,000桶/天[10] - 公司计划将西弗吉尼亚州、维吉尼亚州、肯塔基州和北达科他州的广泛土地重新利用，以开发太阳能和风能项目[17] 负面信息 - 2023年第二季度净收入为-964百万美元[19] - 2023年第三季度净收入为-401百万美元[19] 其他新策略 - 2020年，ET通过其双驱动技术减少了超过63万吨的直接二氧化碳排放[15]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后EBITDA为26亿美元，去年同期为24亿美元；调整后可分配现金流（DCF）为14亿美元，去年同期为13亿美元；分配后过剩现金流约为9.8亿美元；按发生基础计算，分配4.14亿美元和增长资本约3.55亿美元后，过剩DCF约为6.25亿美元 [5][24] - 截至2021年6月30日，循环信贷安排下的总可用流动性约为50亿美元，信贷安排的杠杆比率为3.14；第二季度利用运营现金和9亿美元H系列优先股发行所得款项将未偿债务减少约15亿美元，年初至今已将长期债务减少52亿美元 [33] 各条业务线数据和关键指标变化 NGL精炼产品业务 - 调整后EBITDA为7.36亿美元，去年同期为6.74亿美元；NGL运输量增至170万桶/日，去年同期为140万桶/日；分馏器平均分馏量为83.3万桶/日，去年同期为83.6万桶/日 [25][26][27] 原油业务 - 调整后EBITDA为4.84亿美元，去年同期为5.19亿美元；Bakken和Bayou Bridge管道的运量较去年低点有所改善 [27][28] 中游业务 - 调整后EBITDA为4.77亿美元，去年同期为3.67亿美元；集气产量为1310万MMBTU/日，去年同期为1300万MMBTU/日 [28][29] 州内业务 - 调整后EBITDA为3.31亿美元，去年同期为4.03亿美元；另一州内业务调整后EBITDA为2.24亿美元，去年同期为1.87亿美元 [30] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021年第二季度，Mariner East管道系统的NGL运输量较2020年第二季度增长约15% [12] - 5月和6月，公司出口的NGL超过世界上任何其他公司或国家，6月日均吞吐量超过85万桶/日 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 收购Enable Midstream Partners，预计在2021年下半年完成交易，以增加在中部大陆和阿肯色 - 路易斯安那 - 得克萨斯地区的规模，并改善天然气和NGL运输客户的连通性 [6][7] - 推进多个重大增长项目，如Cushing to Nederland管道、Ted Collins Link、Dakota Access、Mariner East系统等，以提高运输能力和市场竞争力 [8][10][11] - 探索替代能源项目，包括可再生能源、碳捕获和潜在的股权项目，以减少环境足迹并符合经济回报标准 [19][20][21] - 继续关注资本支出与客户需求的匹配，保持资本纪律，并致力于降低杠杆率和维持投资级评级 [32][35][36] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第二季度基本面有所改善，Nederland的NGL扩建使公司成为世界领先的NGL出口商之一，预计LPG和乙烷出口项目将在今年剩余时间进一步提升 [35] - 对未来增长持乐观态度，预计中游业务的钻机数量增加将带来更多机会，各业务线的运量有望增长，从而推动EBITDA增长 [67][69] 其他重要信息 - 公司预计2021年全年调整后EBITDA在129亿至133亿美元之间，不包括Enable收购的贡献 [30] - 2021年上半年，公司在有机增长项目上花费7.15亿美元，主要在NGL和精炼产品业务；预计2021年全年增长资本支出约为16亿美元，主要在NGL和精炼产品、中游和原油业务；预计2022年和2023年每年支出约5亿至7亿美元 [31][32] - 公司计划在不久的将来发布ESG数据，并继续解决第三方ESG报告中的不准确信息 [23] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司在第三或第四季度杠杆率低于45亿美元时，向单位持有人返还资本的优先事项是什么，回购是否会成为优先事项？ - 公司有偿还债务、分配、单位回购和资本支出四个选项，目前债务是首要重点，但会从经济角度综合考虑其他选项 [37][38] 问题2: 未来两年资本支出展望中是否包括碳捕获项目，如果不包括，这些项目的成本和潜在影响如何？ - 目前没有重大的碳捕获项目有显著的资本成本，部分项目可能由合作伙伴提供更多资本，未来两年资本支出展望中没有实质性的ESG项目成本 [39][40][41] 问题3: Bakken管道双扩张后，是否会看到更多流量，还是只会有新的最低量承诺（MBC）而流量不会立即增加？ - 8月已看到提名量显著增加，流量开始增加，MBC已于8月1日生效 [44] 问题4: 州内业务中Tiger和Fayetteville合同到期后，今年下半年是否还有其他合同到期，这是否是新的业务基础？ - 除了明年或今年年底有一个小合同到期外，认为已看到业务底部，未来会有更多增长，如近期已将西德克萨斯至加利福尼亚的大部分运力以最高费率出售 [45][46] 问题5: 关于Enable收购，FTC的反馈和问题是否有意外之处，下一步流程是什么？ - 对FTC延长30天仍有问题感到有点意外，但对不久后完成交易有信心，会继续配合FTC [49] 问题6: 原油业务EBITDA同比下降，是否接近底部，有什么因素可以扭转该业务？ - 原油业务已有所好转，运量已恢复到接近疫情前水平，认为已接近底部，未来运量将保持或增长，优化项目的MBC将带来新收入 [50][51][54] 问题7: 公司在北京设立办公室后，在亚洲的其他机会和市场演变情况如何？ - 疫情曾使业务放缓，现在经济复苏，公司与众多中国和其他国家的公司进行了交流，预计在6个月至1年内对另一个扩张项目做出最终投资决定（FID） [57][58] 问题8: 巴拿马项目中，公司能为巴拿马带来什么，对公司有什么优势？ - 公司带来专业知识和资源，能够提供大量的运输量，使巴拿马成为亚洲和南美市场的主要枢纽，有望在不久的将来做出FID [60][61] 问题9: EBITDA指引范围的驱动因素是什么，下半年是否有不利因素？ - 指引范围适中，基于商品价格的远期曲线，认为没有不利因素，对下半年业务增长有信心，中游和NGL业务的积极趋势将有助于EBITDA增长 [64][65][67] 问题10: 考虑到墨西哥湾沿岸的二氧化碳排放情况和相关政策，公司在二氧化碳捕获、利用和封存（CCUS）方面的角色以及二氧化碳存储解决方案是近海还是陆上？ - 公司拥有众多管道，适合将部分管道重新用于二氧化碳运输，会评估与自身资产相关的项目，选择具有良好经济效益的项目推进 [70][71][72] 问题11: Mariner East 2X项目最终成本、经济效益如何，管道全面运营后是否会签署更多托运商？ - 项目成本较高，预计9月运量将超过26万桶/日，年底将超过28万桶/日，可能接近30万桶/日；有机会将运量扩大到45万桶/日，公司在处理该盆地的NGL方面具有优势，有望吸引更多托运商 [74][75][76] 问题12: 二叠纪地区有过剩的原油管道，未来是否需要天然气管道或扩建，是否会考虑将原油管道转换为天然气管道？ - 不排除任何可能性，会评估所有管道资产，以确定是否转换为更有利可图和高效的产品运输；公司有能力运输大量天然气，欢迎在2024年或2025年有新管道需求的客户 [78][79][81] 问题13: FTC对Enable收购的审查是否提高了行业整合的门槛，是否会改变公司未来的并购或整合策略？ - 认为行业竞争激烈，对FTC的第二次请求感到失望，但对完成交易有信心；公司仍认为整合是中游行业的正确道路，不会放弃相关努力 [84][85][87] 问题14: 公司是否仍将并购作为资本分配选项，是否对下游石化业务感兴趣，对州内天然气管道资产是否有兴趣？ - 公司对下游业务非常感兴趣，认为是自然的发展路径；会继续进行相关对话并保持关注 [88][89]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后EBITDA为50.4亿美元，去年同期为26.4亿美元；调整后可分配现金流（DCF）为39.1亿美元，去年同期为14.2亿美元；分配后过剩现金流约为35亿美元；按发生基础计算，分配4.12亿美元和增长资本约3.6亿美元后，过剩DCF约为31.4亿美元 [5][30] - 全年调整后EBITDA指引更新为129 - 133亿美元，此前指引为106 - 110亿美元，排除冬季风暴影响后较之前指引上调约1亿美元 [38][39] - 2021年第一季度能源转移在有机增长项目上花费3.6亿美元，全年预计增长资本支出约为16亿美元，此前预测为14.5亿美元 [40] - 截至3月31日，循环信贷安排下的总可用流动性约为50.8亿美元，杠杆率为3.23倍；本季度用运营现金流偿还了约37亿美元债务，永久降低了约三分之一的杠杆率 [42] 各条业务线数据和关键指标变化 州内业务 - 调整后EBITDA为28亿美元，去年第一季度为2.4亿美元，增长约26亿美元，主要由于冬季风暴“乌里”导致天然气储存提取量增加 [32] NGL和精炼产品业务 - 调整后EBITDA为6.47亿美元，去年同期为6.63亿美元，主要因风暴期间西德克萨斯州生产商产量下降以及新冠疫情导致的产量减少，部分被Mariner East系统和Nederland码头的更高利润率抵消 [33] - 全资和合资管道的NGL运输量增至150万桶/日，去年同期为140万桶/日，主要因Mariner East管道系统和Nederland码头出口量增加 [34] - 分馏器平均分馏量为72.6万桶/日，2020年第一季度为80.4万桶/日，第二季度运输和分馏量有所增加，目前已回到2020年第一季度以上水平 [35] 原油业务 - 调整后EBITDA为5.1亿美元，去年同期为5.91亿美元，主要因新冠疫情导致需求减少，德州和巴肯原油管道及码头的运输量下降，德州原油管道费率降低，以及冬季风暴“乌里”带来2000万美元影响 [35] 中游业务 - 调整后EBITDA为2.88亿美元，2020年第一季度为3.83亿美元，主要受冬季风暴“乌里”影响1.67亿美元以及产量下降影响，部分被有利的天然气和NGL价格以及降低的运营费用抵消 [36] - 集气产量为1200万MMBtu/日，去年同期为1330万MMBtu/日，主要因南德州、中康和潘汉德尔地区、二叠纪和北德州地区产量下降，部分被阿肯色 - 路易斯安那 - 德克萨斯地区的产量增长抵消 [37] 州际业务 - 调整后EBITDA为4.53亿美元，2020年第一季度为4.04亿美元，主要因2月风暴期间利用管道向中大陆地区输送额外天然气带来8800万美元积极影响，以及运营费用降低，部分被Tiger和FEP合同到期抵消 [38] 各个市场数据和关键指标变化 - 二叠纪盆地原油产量自第一季度末以来有所增加，4月入口量创月度纪录；Haynesville地区4月天然气产量创历史新高；墨西哥市场公司资产运输量接近70亿立方英尺/日，约占总量的30%；西德克萨斯两条42英寸管道目前日运输量达14亿立方英尺；精炼产品终端吞吐量达到2019年底以来的最高水平，精炼产品管道吞吐量较去年夏季低点增长约70% [54][55] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 收购Enable Midstream Partners，预计在中康和阿肯色 - 路易斯安那 - 德克萨斯地区扩大规模，改善天然气和NGL运输业务的连通性，预计实现超过1亿美元的年度成本协同效应 [13][14] - 推进多个重大增长项目，包括Dakota Access管道继续运营，Ted Collins Link预计2021年第四季度初投入使用，联合关税服务预计6月1日开始，Mariner East系统各阶段预计2021年第二、三季度投入使用，Nederland终端资产产量持续增加，Permian Bridge项目预计2021年第四季度完成 [15][16][19] - 成立替代能源集团，专注可再生能源项目，如太阳能和风电场，开发可再生柴油和可再生天然气机会，推进多个碳捕获和封存项目 [26][28] - 持续关注资产的优化利用，通过转换管道服务类型等方式提高资产效率和盈利能力，同时关注市场需求和价格变化，积极寻求商业机会 [41][67] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 冬季风暴“乌里”凸显了公司可靠、灵活的资产和经验丰富的运营团队的价值，公司有机会锁定更多长期存储和运输合同 [11][12] - 公司长期业务正恢复到疫情前水平，Nederland终端的LPG和乙烷出口项目将进一步提升业务，4月和5月的业务量形势良好 [45] - 行业和市场开始认识到天然气发电以及大型管道输送和存储天然气的价值，公司有望在运输和存储服务上获得更高的市场价值 [56] 其他重要信息 - 公司为应对冬季风暴“乌里”进行了大量准备工作，包括提前部署员工、对资产进行冬季防护、注入额外天然气、引入专业设备等，确保了资产在风暴期间的可靠运行 [6][7][9] - 公司正在审查ESG评级，努力改善ESG评分，扩大ESG指标报告 [29] - 4月22日宣布每股0.1525美元的季度现金分红，年化0.61美元，将于5月19日支付给5月11日收盘时登记在册的股东 [31] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 冬季风暴赚取的24亿美元中现金到账情况、潜在诉讼准备金及争议解决时间 - 24亿美元全部到账，公司已偿还37亿美元债务，本季度数据表现良好，准备金按当前数据记录 [47] 问题2: Permian Bridge项目对二叠纪盆地整体处理能力的影响及是否能推迟额外处理能力建设 - 目前二叠纪盆地米德兰地区产量增长，将富气输送到特拉华系统更合理，可在未来需要时再评估建设新工厂，该项目能让公司更好利用现有资产，节省资本 [48][49] 问题3: 除天然气业务外其他业务受风暴影响，为何仍能上调指引，改善前景的驱动因素有哪些 - 4月和5月各业务量显著增长，如二叠纪盆地、Haynesville、墨西哥市场等；行业和市场认识到天然气相关资产价值，运输和存储合同价值上升；各业务板块出现价格差等积极因素 [53][54][57] 问题4: 是否看到客户因风暴重新考虑服务并增加合同签约需求 - 公司认为运输和存储服务此前被低估，已收到很多相关询问和请求，希望以合理市场价格签订更多存储合同，提高利润率 [59][60] 问题5: 碳捕获项目的可能性、第三方资本参与情况、项目进展及最佳存储地点 - 在德州，公司评估从天然气处理厂捕获CO₂，争取45Q税收抵免和第三方资金；在东北Marcus Hook，考虑将捕获的CO₂用于工业应用，正在进行可行性研究 [62] 问题6: 本季度盈利对评级机构的影响及预期 - 公司与评级机构进行了良好沟通，将继续与他们讨论长期预测，目标是获得更高评级，首先要恢复稳定展望 [63] 问题7: 从商业和物理角度看，将石油管道改造成输送天然气或NGLs的难度，以及行业参与者改造资产对公司的影响 - 公司有多次管道改造经验，改造过程相对简单，主要取决于产品和资产利用情况；若竞争对手改造与公司竞争的管道，可能对公司有利，公司更关注自身资产的优化利用 [66][67][69] 问题8: 更新后的指引是否包含未入账天然气销售的回收情况，以及2022 - 2023年资本支出中能源转型机会的占比 - 指引目前未考虑额外和解收益，存在一定上行空间；目前2022 - 2023年资本支出中能源转型项目占比不多，随着项目推进将再评估，且有一定调整空间 [72][73] 问题9: Marcus Hook终端的出口能力及发展情况，以及Mariner East项目完成后的合同签订情况和策略 - Marcus Hook终端随着Mariner项目各阶段完成，运输量不断增加，未来将充分利用冷却和存储能力；公司计划通过增加泵等低成本方式扩大运输量，同时增加冷却和存储能力，以实现业务增长 [78][80][84] 问题10: 考虑到债务偿还加速，如何看待潜在的股票抛售压力，以及是否会回购股票抵消稀释和抛售压力，资本分配计划的预期时间 - 股票回购和分红讨论在考虑范围内，将根据市场情况评估；资本分配计划更关注杠杆率达到4.5倍的目标，目前进展加速 [86][87] 问题11: DAPL在最高法院程序的下一步步骤和时间安排，以及托运人设置替代运输方式对当前运输量的影响 - DAPL运输量受疫情和当地钻探减少影响，目前正在恢复；法官Boasberg近期将对禁令动议作出裁决，预计结果有利，之后继续进行环境影响声明准备工作，最高法院途径并非首选 [89][90] 问题12: 24亿美元风暴收益是否包含在第一季度EBITDA中，以及Enable交易中预计FTC无条件批准的含义 - 24亿美元是2021年全年收益；预计FTC无条件批准意味着不需要出售资产或采取其他缓解措施 [93][94] 问题13: 去年原油管道约4.3亿美元的降价情况，今年合同滚动情况及预期，以及LNG市场对Lake Charles项目的影响 - 今年预计没有合同到期，明年可能有一两个，新团队领导下原油业务有很大增长空间，预计能获得更好的价差；LNG市场价格上涨，Lake Charles项目受到更多关注，有望取得积极进展 [97][98][99]

重大事件 - 2021年2月冬季风暴“Uri”对公司合并净收入和调整后EBITDA产生一次性影响，其信贷损失和天然气购销纠纷解决情况或影响未来财务状况和经营业绩[193] - 2021年2月16日公司达成收购Enable的最终合并协议，Enable普通股股东将获0.8595个ET普通股单位，优先股股东将获0.0265个G系列优先股单位，ET将支付1000万美元现金收购Enable普通合伙人权益，两大股东持有79%普通股已同意合并，预计2021年下半年完成交易[194][195] - 2021年4月1日公司完成多项内部重组交易，ET承担ETO全部长期债务，ETO优先股转换为ET优先股，ETO特定类别单位转换为6.75625亿个新B类单位[196] 分红情况 - 2021年4月公司宣布2021年第一季度ET普通股每单位季度分红0.1525美元，年化0.61美元[198] FERC政策影响 - FERC政策对公司联邦能源监管委员会（FERC）监管的运输服务收费影响未知，成本加成费率收入可能因相关政策和企业联邦所得税税率降低而减少[199][200] - 2021年3月26日行政法法官对Panhandle费率案作出初步裁决，4月26日Panhandle提交对初步裁决的异议简报[201] - FERC对天然气管道认证政策审查结果及生效时间未知，预计对公司影响与其他美国天然气管道公司无重大差异[202][204] - 2021年7月1日至2026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生产者价格指数（PPI - FG）加0.78%，相关复议请求待FERC决定[205] - FERC对联邦所得税处理的变化影响成本加成相关申报和成本服务收入，但公司认为影响极小[206] 财务指标衡量 - 公司使用Segment Adjusted EBITDA和合并Adjusted EBITDA衡量业务表现，这是非GAAP指标，用于评估公司核心业务财务和经营业绩[207][209] 第一季度整体财务数据 - 2021年第一季度调整后EBITDA为50.4亿美元，较去年同期的26.35亿美元增加24.05亿美元，增幅91%，主要因2021年2月冬季风暴Uri影响[211] - 2021年第一季度净收入为36.41亿美元，去年同期净亏损9.64亿美元，同比增加46.05亿美元[211] - 2021年第一季度折旧、损耗和摊销为9.54亿美元，较去年同期增加0.87亿美元，主要因近期投入使用资产的增量折旧[211] - 2021年第一季度利息净支出为5.89亿美元，较去年同期减少0.13亿美元，主要因合伙企业平均债务余额和借款成本降低及Sunoco LP平均长期债务和加权平均利率下降[211][212] - 2021年第一季度减值损失为300万美元，去年同期为13.25亿美元，主要因2020年中期对部分业务单元进行减值测试确认商誉减值[211][213][215] - 2021年第一季度利率衍生品收益为1.94亿美元，去年同期损失3.29亿美元，因远期利率变化使远期互换价值改变[211][215] - 2021年第一季度商品风险管理活动未实现收益为4600万美元，较去年同期减少500万美元[211] - 2021年第一季度库存估值调整为1亿美元，去年同期为 - 2.27亿美元，因2021年燃料价格上涨降低成本或市场储备要求[211][218] - 2021年第一季度未合并附属公司调整后EBITDA为 - 1.23亿美元，较去年同期增加0.31亿美元；未合并附属公司收益权益为5500万美元，去年同期为 - 700万美元，同比增加6200万美元[211][223] - 2021年第一季度所得税费用为7500万美元，较去年同期增加4700万美元，因当期合伙企业合并子公司盈利增加[211][220] 各业务板块第一季度数据 - 2021年第一季度，州内运输和储存业务天然气运输量为11,851BBtu/d，较2020年的13,135BBtu/d减少1,284BBtu/d；收入为4,900万美元，较2020年的593万美元增加4,307万美元；调整后EBITDA为2,813万美元，较2020年的240万美元增加2,573万美元[232] - 2021年第一季度，州际运输和储存业务天然气运输量为9,654BBtu/d，较2020年的10,630BBtu/d减少976BBtu/d；收入为525万美元，较2020年的464万美元增加61万美元；调整后EBITDA为453万美元，较2020年的404万美元增加49万美元[235] - 2021年第一季度，中游业务收集量和NGL产量较2020年同期下降，调整后EBITDA为288万美元，较2020年的383万美元减少95万美元[239] - 2021年第一季度，NGL和精炼产品运输及服务业务NGL运输量为1,502MBbls/d，较2020年的1,398MBbls/d增加104MBbls/d；精炼产品运输量为462MBbls/d，较2020年的542MBbls/d减少80MBbls/d；收入为3,990万美元，较2020年的2,715万美元增加1,275万美元；调整后EBITDA为647万美元，较2020年的663万美元减少16万美元[242] - 原油运输业务2021年第一季度运输量为349.1万桶/日，较去年同期减少93.3万桶/日；终端业务量为232.7万桶/日，较去年同期减少66.9万桶/日[249] - 对Sunoco LP的投资业务2021年第一季度收入为34.71亿美元，较去年同期增加1.99亿美元；调整后EBITDA为1.57亿美元，较去年同期减少5200万美元[253] - 对USAC的投资业务2021年第一季度调整后EBITDA为1亿美元，较去年同期减少600万美元[255] - 其他业务板块2021年第一季度收入为15.12亿美元，较去年同期增加9.99亿美元；调整后EBITDA为7200万美元，较去年同期增加3300万美元[258] 各业务板块第一季度数据变动原因 - 州内运输和储存业务调整后EBITDA增加主要因冬季风暴Uri期间存储利润率增加15.2亿美元、天然气销售及其他收入增加9.83亿美元、留存燃料收入增加8400万美元和运输费用增加1900万美元，部分被运营费用增加3900万美元抵消[234] - 州际运输和储存业务调整后EBITDA增加主要因收入增加6100万美元和运营费用减少900万美元，部分被非合并附属公司调整后EBITDA减少2100万美元抵消[236][238] - 中游业务调整后EBITDA减少主要因非收费利润率减少1.45亿美元和收费利润率减少3200万美元，部分被非收费利润率增加5200万美元、运营费用减少2900万美元和销售、一般及行政费用减少100万美元抵消[240] - 2021年第一季度州内运输和储存业务运输量下降主要因运输客户破产、合同缩减和冬季风暴Uri影响[232] - 2021年第一季度州际运输和储存业务运输量下降主要因基础托运人合同到期、托运人破产、第三方设施维护和原油产量下降[235] - 2021年第一季度NGL运输量增加主要因丙烷和乙烷出口管道开始向 Nederland 码头提供服务；精炼产品运输量下降主要因国内对喷气燃料和其他精炼产品需求减少以及新冠疫情相关需求下降；NGL和精炼产品终端量增加主要因 Mariner East 系统量增加和 Nederland 码头装载船只增加，部分被新冠疫情相关需求下降导致的国内需求减少抵消；Mont Belvieu 分馏设施平均分馏量下降主要因2021年第一季度冬季风暴Uri导致二叠纪地区生产中断，进入该设施的NGL量减少[242][243][244][245] - NGL和精炼产品运输及服务业务板块2021年第一季度总利润为8.49亿美元，较去年同期减少3000万美元[246] - NGL和精炼产品运输及服务业务板块调整后EBITDA减少，主要因分馏和炼油服务利润减少3400万美元、运营费用增加1300万美元等[248] - 原油运输和服务业务板块调整后EBITDA减少，主要因板块利润减少1.08亿美元、销售及管理费用增加200万美元等[250] - 对Sunoco LP的投资业务板块调整后EBITDA减少，主要因汽车燃料销售毛利减少7800万美元、非汽车燃料销售和租赁毛利减少1700万美元等[254] - 对USAC的投资业务板块调整后EBITDA减少，主要因板块利润减少1800万美元、运营费用减少700万美元等[257] - 其他业务板块调整后EBITDA增加，主要因电力交易活动增加5200万美元、ERCOT响应储备计划收入增加1700万美元等[259] 资本支出计划 - 2021年公司预计资本支出（不包括对Sunoco LP和USAC的投资相关支出）增长资本支出在15.4 - 174.5亿美元之间，维护资本支出在5.15 - 5.55亿美元之间[262] - 2021年Sunoco LP预计投资约1.5亿美元用于增长资本支出，约4500万美元用于维护资本支出[264] - 2021年USAC计划花费约2200万美元用于维护资本支出，预算3000 - 4000万美元用于扩张资本支出[265] 现金流量与债务情况 - 2021年第一季度经营活动提供的现金为51.6亿美元，2020年同期为18.3亿美元；2021年第一季度净收入为36.4亿美元，2020年同期净亏损9.64亿美元[268] - 2021年第一季度投资活动使用的现金为6.35亿美元，2020年同期为15.6亿美元；2021年第一季度总资本支出（不包括建设期间使用的股权资金补贴和建设成本的净捐款）为6.95亿美元，2020年同期为16亿美元[274] - 2021年第一季度融资活动使用的现金为45.3亿美元，2020年同期为3.66亿美元；2021年债务水平净减少37.3亿美元，2020年净减少7.64亿美元[277] - 截至2021年3月31日，公司未偿还的合并债务总额为477.35亿美元，截至2020年12月31日为514.38亿美元[281] - 2021年第一季度，ETO赎回了2021年4月1日到期的6亿美元4.40%高级票据和2021年6月1日到期的8亿美元4.65%高级票据[282] - 截至2021年3月31日，公司的定期贷款有20亿美元未偿还，加权平均利率为1.11%；五年期信贷安排有8亿美元未偿还，加权平均利率为0.45%；364天信贷安排无未偿还借款[283][286][287] - 五年期信贷安排允许无担保借款最高达50亿美元，到期日为2023年12月1日，在一定条件下总承诺额度可增加至60亿美元[285] - 截至2021年3月31日，Sunoco LP信贷安排有3.81亿美元未偿还借款和800万美元备用信用证，可用借款额度为11亿美元，加权平均利率为1.86%，信贷安排于2023年7月到期[288] - 截至2021年3月31日，USAC有5.03亿美元未偿还借款，无未偿还信用证，可用额度为11亿美元，加权平均利率为3.20%[289] - Energy Transfer Canada有三项信贷安排，分别为3.5亿加元（约2.78亿美元）定期贷款、5.25亿加元（约4.17亿美元）循环信贷和3亿加元（约2.39亿美元）建设贷款，定期贷款和循环信贷于2024年2月25日到期，建设贷款于2024年6月13日到期，还可额外承担不超过2.5亿加元（约1.99亿美元）的定期贷款和循环承诺[290] - 截至2021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[291] 现金分配安排 - ET将在每个财季结束后50天内分配所有可用现金，可用现金指季度末手头现金减去必要现金储备[292] - 2020年12月31日之后，ET普通股单位2020年第四季度和2021年第一季度有相应分配安排[294] - 2020年12月31日之后，ET优先股单位2020年第四季度和2021年第一季度有相应分配安排，部分系列按半年支付[296] - 2020年12月31日之后，Sunoco LP单位2020年第四季度和2021年第一季度分配率均为0.8255[298] - 2020年12月31日之后，USAC单位2020年第四季度和2021年第一季度分配率均为0.5250[299] 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[302] 利率与金融头寸风险 - 截至2021年3月31日，公司及子公司有48.4亿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4800万美元[313] - 公司有两份未指定为会计套期的利率互换协议，2021年7月开始支付固定利率3.55%，2022年7月开始支付固定利率3.80%，名义金额均为4亿美元[317] - 假设利率变动100个基点，截至2021年3月31日，利率互换的公允价值和收益净变动为2.2亿美元[317] - 商品相关金融头寸的公允价值通过独立第三方价格、市场信息和估值技术确定[312] - 价格风险敏感度按理论价格变动10%计算，实际天然气价格变动10%时，总衍生品投资组合公允价值变动可能非10%[312] - 基础互换IFERC/NYMEX（交易类）为21125，固定互换/期货为1493[312] - 电力远期合约为408800兆瓦，期货合约为 - 32918兆瓦[312] - 天然气基础互换IFERC/NYMEX（非交易类）为 - 25610十亿英热单位，摆动互换IFERC为 - 13573十亿英热单位[312] - 天然气基础互换IFERC/NYMEX（公允价值套期衍生品非交易类）为 - 14068十亿英热单位，固定互换/期货为 - 14068十亿英热单位[312] - NGLs（百万桶）远期/互换为 - 2759，精炼产品（百万桶）期货为 - 1724，原油（百万桶）

Enable Midstream Partners, LP Fourth Quarter Conference Call | Feb. 24, 2021 Forward-looking Statements Some of the information in this presentation may contain forward-looking statements. Forward-looking statements give our current expectations and contain projections of results of operations or of financial condition, or forecasts of future events. Words such as "could," "will," "should," "may," "assume," "forecast," "position," "predict," "strategy," "expect," "intend," "plan," "estimate," "anticipate," ...

Enable Midstream Partners, LP (ENBL) Q4 2020 Earnings Conference Call February 24, 2021 10:00 AM ET Company Participants Matt Beasley - Senior Director, Investor Relations Rod Sailor - President & Chief Executive Officer John Laws - Chief Financial Officer Conference Call Participants Operator Good morning. My name is Tammy and I will be your conference operator today. At this time, I would like to welcome everyone to the Enable Midstream Fourth Quarter 2020 Earnings Conference Call and Webcast. All lines h ...

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