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）