Plains All American 公布 2026 年第一季度业绩并上调 2026 年业绩指引 | PAA 股票新闻

休斯顿，2026年5月8日（全球新闻稿）——Plains All American Pipeline, L.P.（纳斯达克：PAA）和 Plains GP Holdings（纳斯达克：PAGP）今天报告了 2026 年第一季度的业绩，并提高了 2026 年全年的调整后 EBITDA 指引。 2026 年第一季度业绩 第一季度归属于 PAA 的净收入为 1.52 亿美元，经营活动提供的净现金为 4.18 亿美元 第一季度归属于 PAA 的调整后 EBITDA 为 7.3 亿美元 季末的前瞻性杠杆比率为 4.1 倍；预计在 NGL 资产剥离完成后将回归目标范围的中点 3.25 至 3.75 倍，并在年末前向范围的下限迁移 每单位支付季度现金分配 0.4175 美元（年化每单位 1.67 美元），当前分配收益率约为 7.5% 2026 年更新展望 将 2026 年全年的调整后 EBITDA 指引的中点提高 1.3 亿美元至 28.8 亿美元，波动范围为±7500 万美元（反映出强劲的石油宏观环境和 2026 年 5 月的 NGL 贡献） 增长资本保持在 3.5 亿美元，维护资本增加至 1.85 亿美元，反映出对 2026 年 5 月的 NGL 资产的所有权 2026 年全年的调整后自由现金流指引提高至约 18.5 亿美元（不包括资产与负债的变动及预计的 NGL 剥离现金收益） “今年的全球事件说明了可靠、安全和负责任生产能源的重要性，并加速了我们对更具建设性的原油市场的看法。我们的综合商业模式和资产基础将美国原油生产与全球市场连接起来，对于满足全球能源需求至关重要。因此，我们将 2026 年调整后 EBITDA 指引的中点提高 1.3 亿美元，以反映出建设性的石油宏观环境和将我们的加拿大 NGL 业务延续至 5 月的所有权。NGL 剥离的完成将标志着向一家顶级纯粹原油中游供应商的转变。我们将继续专注于在 2026 年执行关键举措，包括完成待定的 NGL 销售，并实现 Cactus III 协同效应与系统效率的 1 亿美元贡献。这些内部举措与健康的石油宏观背景相结合，使 Plains 在 2027 年及以后具备了良好的势头。最后，我们仍然致力于财务纪律和保持强劲的资产负债表，同时继续向单位持有者返还资本，” 董事长、首席执行官兼总裁 Willie Chiang 表示。 关于待售加拿大 NGL 业务的财务报告考虑 2025年6月17日，我们与 Keyera Corp.签署了最终协议，出售我们在加拿大的几乎所有 NGL 业务（“加拿大 NGL 业务”）。该交易预计将在 2026 年 5 月完成。作为交易的一部分，我们将剥离加拿大 NGL 业务，其中包括我们几乎所有的 NGL 资产；我们将保留的 NGL 资产位于美国。 我们已确定加拿大 NGL 业务的运营符合分类为待售和停业运营报告的标准，并已追溯性地将这些变更应用于所有呈现的期间。本文发布的结果说明它们是否来自持续运营（不包括加拿大 NGL 业务的结果）和/或停业运营。 Plains All American Pipeline 财务摘要信息（未经审计） （单位：百万美元，除每单位数据外） 截至 2026年3月31日的三个月 % GAAP 结果****(1) 2026 2025 变动 归属于 PAA 的净收入 (2) $ 152 $ 443 (66 )% 每普通单位稀释净收入 $ 0.14 $ 0.49 (71 )% 稀释的加权平均普通单位 706 704 — % 经营活动提供的净现金 $ 418 $ 639 (35 )% 本期宣布的每普通单位分配 $ 0.4175 $ 0.3800 10 % 截至 2026年3月31日的三个月 % 非 GAAP 结果****(1) (3) 2026 2025 变动 归属于 PAA 的调整后净收入 (2) $ 325 $ 375 (13 )% 每普通单位稀释调整后净收入 $ 0.39 $ 0.39 — % 调整后 EBITDA $ 852 $ 881 (3 )% 归属于 PAA 的调整后 EBITDA(2) $ 730 $ 754 (3 )% 每普通单位和普通单位等价的隐含 DCF $ 0.61 $ 0.66 (8 )% 调整后自由现金流 (4) $ 82 $ (308 ) ** 分配后的调整后自由现金流 (4) $ (266 ) $ (639 ) ** 调整后自由现金流（不包括资产与负债的变动）(4) (5) $ 185 $ (169 ) ** 分配后的调整后自由现金流（不包括资产与负债的变动）(4) (5) $ (163 ) $ (500 ) ** \\\______________________________ ** 表示变动百分比没有意义。 (1) 包括所有呈现期间的持续运营和停业运营的结果。有关更多信息，请参见附带的表格。 (2) 不包括归属于 Plains Oryx Permian Basin LLC（“Permian JV”）、Cactus II Pipeline LLC 和 Red River Pipeline LLC 合资企业的非控股权益的金额。 （3）请参见本公告中标题为 “非公认会计原则财务指标及影响可比性的选定项目” 一节及附带的表格，以获取有关我们的非公认会计原则财务指标的信息，包括其与根据公认会计原则报告的最直接可比指标的对账，以及 PAA 认为影响报告期之间财务结果可比性的某些选定项目。 （4）截至2025年3月31日的三个月内，包括 624 百万美元的净现金流出，涉及附加收购。 （5）截至2026年3月31日的三个月内，金额不包括与我们组织结构内某些规划和重组活动相关的约 216 百万美元的当前所得税费用，这些活动与即将进行的加拿大 NGL 业务剥离有关，产生了在 2026 年第一季度需要确认的所得税后果。 按产品分解的调整后 EBITDA（1）（2）（未经审计） （以百万计） 来自原油的调整后 EBITDA ** ** 来自 NGL 的调整后 EBITDA** 截至2026年3月31日的三个月 $ 582 $ 145 截至2025年3月31日的三个月 $ 559 $ 189 与 2025 年同期相比的百分比变化 4 % (23 )% \\\______________________________ （1）包括所有报告期内持续经营和终止经营的结果。 （2）请参见本公告中标题为 “非公认会计原则财务指标及影响可比性的选定项目” 一节及附带的表格，以获取有关我们的非公认会计原则财务指标的信息，包括其与根据公认会计原则报告的最直接可比指标的对账，以及 PAA 认为影响报告期之间财务结果可比性的某些选定项目。 2026 年第一季度来自原油的调整后 EBITDA 较 2025 年同期增长 4%。2026 年期间的有利结果部分得益于（i）最近完成的附加收购的贡献，包括我们的 Cactus III 管道收购，以及（ii）我们管道的更高运输量，但受到（iii）某些 Permian 长途管道合同费率重置的影响。 2026 年第一季度来自 NGL 的调整后 EBITDA 较 2025 年同期下降 23%，主要由于加权平均压裂价差降低和因天气变暖导致的销售量减少。 Plains GP Holdings PAGP 在 PAA 的普通合伙人中拥有间接的非经济控制权和在 PAA 中的间接有限合伙人权益。作为 PAA 的控制实体，PAGP 将 PAA 的结果合并到其财务报表中，这在附带的简明合并资产负债表和损益表中有所体现。 电话会议和网络直播说明 PAA 和 PAGP 将于2026年5月8日星期五上午 9:00（中部时间）举行联合电话会议，讨论第一季度的业绩及相关事项。 要访问网络直播，请访问 https://edge.media-server.com/mmc/p/3u4m5omt/lan/en/. 或者，可以通过我们的网站访问网络直播，网址为 https://ir.plains.com/news-events/events-presentations。直播结束后，音频回放将在我们的网站上提供，并可访问 365 天。幻灯片将在会议前发布在上述网站上。 非公认会计原则财务指标及影响可比性的选定项目 为了补充根据公认会计原则呈现的财务信息，管理层在评估过去的业绩和未来的前景时使用称为 “非公认会计原则财务指标” 的额外指标，以评估可用于分配、偿还债务、回购普通股和其他一般合伙人目的的现金量。管理层使用的主要额外指标包括调整后 EBITDA、归属于 PAA 的调整后 EBITDA、隐含可分配现金流（“DCF”）、调整后自由现金流和分配后的调整后自由现金流。 我们对某些非公认会计原则财务指标的定义和计算可能与其他公司的类似标题指标不可比。调整后 EBITDA、归属于 PAA 的调整后 EBITDA、隐含 DCF 和某些其他非公认财务业绩指标与净收入进行对账，调整后自由现金流、分配后的调整后自由现金流和某些其他非公认财务流动性指标与经营活动提供的净现金进行对账（这些是根据公认会计原则报告的最直接可比指标），具体数据请参见本公告附带的表格，并应与我们的合并财务报表及附注一起查看，而不是替代。此外，我们鼓励您访问我们网站的投资者关系部分，网址为 www.plains.com（导航至 “财务” 标签，然后点击 “季度业绩”），该部分展示了我们常用的非公认和补充财务指标的对账。我们不对前瞻性非公认财务指标进行对账，因为在没有不合理努力的情况下这样做是不切实际的。 非公认会计原则财务业绩指标 调整后的息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDA）被定义为持续经营和终止经营的收益，扣除以下项目：(i) 利息费用，(ii) 持续经营和终止经营的所得税（费用）/收益，(iii) 持续经营和终止经营的折旧和摊销（包括我们在未合并实体中的折旧和摊销的比例份额，包括与取消项目相关的减值和减值），(iv) 持续经营和终止经营的资产销售、资产减值及其他的损益，(v) 在未合并实体中的投资收益，净额，以及 (vi) 某些 Plains 实体之间的本票利息收入，以及 (vii) 针对影响可比性的某些特定项目进行调整。归属于 PAA 的调整后 EBITDA 不包括归属于非控股权益的调整后 EBITDA 部分。按产品（例如，原油的调整后 EBITDA 和 NGL 的调整后 EBITDA）分解的调整后 EBITDA 不包括与其他收入/(费用) 相关的金额。 管理层认为，调整后 EBITDA、归属于 PAA 的调整后 EBITDA 和隐含的自由现金流（Implied DCF）的呈现为投资者提供了有关我们业绩和经营结果的有用信息，因为这些指标在补充相关的 GAAP 财务指标时，(i) 提供了有关我们经营业绩和通过运营产生的现金为我们的合伙人提供分配的能力的额外信息，以及 (ii) 为投资者提供了与管理层在财务、运营、薪酬和规划/预算决策中所依据的相同财务分析框架。我们还呈现这些及其他非 GAAP 财务指标，包括归属于 PAA 的调整后净收入和每个普通单位的基本和稀释调整后净收入，因为这些指标被投资者、评级机构和债权人认为在评估我们及我们的经营结果时是有用的。这些非 GAAP 财务绩效指标可能会排除，例如，(i) 预计通过发行股权工具来解决的义务的费用，(ii) 与另一期间的基础活动相关的衍生工具的损益（或从前期的调整中反转的损益）、与投资活动（如购买线填充）或长期库存购买相关的衍生工具的损益，以及适用的库存估值调整，(iii) 长期库存成本调整，(iv) 不代表我们经营结果的项目和/或 (v) 我们认为在理解我们的经营绩效时应排除的其他项目。这些指标可能进一步调整，以包括与最低交易量承诺相关的缺口金额，其中我们已向交易对方开具了缺口义务的账单，并且这些金额在我们的合并财务报表中的 “其他流动负债” 中被确认为递延收入。我们还会调整与我们权益法投资者相关的最低交易量承诺的缺口金额。这些金额以随后确认的收入的适用金额为净额呈现。此外，这些指标的计算考虑了税务影响作为单独的调节项目（如适用）。我们已将所有这些项目定义为 “影响可比性的特定项目”。由于特定项目的性质，某些影响可比性的特定项目可能会影响某些非 GAAP 财务指标，称为调整结果，但不会影响其他非 GAAP 财务指标。我们并不一定认为我们所有的影响可比性的特定项目都是非经常性的、偶发的或不寻常的，但我们认为理解这些影响可比性的特定项目对于评估我们的经营结果和前景是重要的。 尽管我们呈现了管理层在评估我们业绩时考虑的影响可比性的特定项目，但您还应注意，所呈现的项目并不代表影响所呈现期间之间可比性的所有项目。我们经营结果的变化还受到交易量、价格、汇率、机械故障、收购、剥离、投资资本项目和众多其他因素的影响。这些类型的变化可能不会在本公告中单独识别，但将在适用的情况下，在管理层对我们季度报告（Form 10-Q）的经营结果的讨论和分析中进行讨论。 非 GAAP 财务流动性指标 管理层使用非 GAAP 财务流动性指标调整后的自由现金流和分配后的调整后自由现金流来评估可用于分配、偿还债务、回购普通股和其他一般合伙目的的现金量。调整后的自由现金流被定义为经营活动提供的净现金，减去投资活动提供的净现金/(使用的净现金)，主要包括收购、投资和维护资本支出、对未合并实体的投资和相关方票据，以及购买和销售线填充的影响，减去资产销售的收益，并进一步受到对非控股权益的分配和来自相关方票据发行的收益的影响。调整后的自由现金流还会减去支付给我们优先和普通合伙人的现金分配，以得出分配后的调整后自由现金流。 我们还提供这些指标和其他非公认会计原则（non-GAAP）财务流动性指标，因为这些指标被投资者认为是有用的。我们提供调整后的自由现金流（不包括资产和负债的变动），用于评估我们基础业务的流动性和现金流生成能力，排除因收入或支出在不同期间的收取、接收或支付时间造成的波动。调整后的自由现金流（不包括资产和负债的变动）被定义为调整后的自由现金流，排除 “资产和负债变动（扣除收购影响）” 对我们简明合并现金流量表的影响。此外，我们还排除了与待售的加拿大 NGL 业务剥离相关的影响。调整后的自由现金流（不包括资产和负债的变动）进一步减去支付给我们优先和普通合伙人的现金分配，以得出调整后的自由现金流（扣除分配，且不包括资产和负债的变动）。 非公认会计原则财务指标和终止运营 管理层认为，某些非公认会计原则财务业绩指标的呈现，如调整后的息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDA）、归属于 PAA 的调整后息税折旧摊销前利润、隐含的现金流（Implied DCF）、归属于 PAA 的调整后净收入、每普通单位调整后净收入、来自原油的调整后息税折旧摊销前利润和来自 NGL 的调整后息税折旧摊销前利润，以及某些非公认会计原则财务流动性指标，如调整后的自由现金流和调整后的自由现金流（不包括资产和负债的变动），在合并基础上（例如，持续运营和终止运营的总和）提供了比仅在持续运营或终止运营基础上呈现这些指标更相关和有用的信息。此外，由于预计加拿大 NGL 业务的潜在出售将在 2026 年 5 月之前不会完成，管理层仍将加拿大 NGL 业务视为我们整体公司业绩和在短期内为合伙人提供分配能力的组成部分。 PLAINS ALL AMERICAN PIPELINE, L.P. 及其子公司 财务摘要（未经审计） 简明合并运营报表 （以百万计，除每单位数据外） 截至 3 月 31 日的三个月 2026 2025 收入 $ 12,470 $ 11,477 成本和费用 采购及相关成本 11,493 10,517 现场运营成本 301 300 一般及行政费用 81 85 折旧和摊销 243 232 资产销售及其他净收益 (53 ) (13 ) 总成本和费用 12,065 11,121 营业收入 405 356 其他收入/(费用) 在未合并实体中的股权收益 89 103 在未合并实体中的投资收益，净额 — 31 利息费用，净额 (1) (167 ) (127 ) 其他收入，净额 (1) 8 26 持续运营的税前收入 335 389 来自持续运营的当前所得税费用 (216 ) (7 ) 来自持续运营的递延所得税收益/(费用) 215 (2 ) 持续运营的净收入，扣除税费 334 380 来自终止运营的收入/(损失)，扣除税费 (103 ) 136 净收入 231 516 归属于非控股权益的净收入 (79 ) (73 ) 归属于 PAA 的净收入 $ 152 $ 443 每普通单位净收入/(损失)： 分配给普通合伙人的净收入/(损失) — 基本和稀释 持续运营 $ 203 $ 207 终止运营 (103 ) 136 分配给普通合伙人的净收入 — 基本和稀释 $ 100 $ 343 基本和稀释的加权平均普通单位 706 704 基本和稀释的每普通单位净收入/(损失)： 持续运营 $ 0.29 $ 0.30 终止运营 (0.15 ) 0.19 基本和稀释的每普通单位净收入 $ 0.14 $ 0.49 \\\______________________________ (1) 某些 Plains 实体之间已发行本票，以促进融资。在截至2026年3月31日和2025年3月31日的三个月中，“利息费用，净额” 和 “其他收入，净额” 各包括与相关方本票相关的 2300 万美元和 2000 万美元。这些金额相互抵消，不影响净收入或非公认会计原则指标，如调整后的息税折旧摊销前利润、隐含现金流和调整后的自由现金流。 PLAINS ALL AMERICAN PIPELINE, L.P. 及其子公司 财务摘要（未经审计） 简明合并资产负债表数据 （以百万计） 2026年3月31日 ** 2025年12月31日 资产 流动资产（包括现金及现金等价物分别为 171 美元和 328 美元）(1) $ 6,164 $ 4,733 净物业和设备 16,873 16,860 对未合并实体的投资 2,838 2,846 净无形资产 1,686 1,754 线填充 876 900 净长期经营租赁使用权资产 197 198 长期库存 315 214 停业业务的长期资产 2,537 2,557 其他长期资产，净 150 107 资产总计 $ 31,636 $ 30,169 负债和合伙人资本 流动负债 (2) $ 6,544 $ 4,931 高级票据，净 9,120 9,118 其他长期债务，净 1,836 1,578 长期经营租赁负债 202 202 停业业务的长期负债 665 606 其他长期负债和递延信用 449 654 负债总计 18,816 17,089 排除非控股权益的合伙人资本 9,601 9,836 非控股权益 3,219 3,244 合伙人资本总计 12,820 13,080 负债和合伙人资本总计 $ 31,636 $ 30,169 \\\______________________________ (1) 包括截至2026年3月31日和2025年12月31日的停业业务流动资产分别为 6.02 亿美元和 4.79 亿美元。 (2) 包括截至2026年3月31日和2025年12月31日的停业业务流动负债分别为 5.61 亿美元和 3.82 亿美元。 债务资本化比率**(1)** （以百万计，除百分比外） 2026年3月31日 2025年12月31日 短期债务 $ 421 $ 564 长期债务 10,957 10,698 总债务 $ 11,378 $ 11,262 长期债务 $ 10,957 $ 10,698 排除非控股权益的合伙人资本 9,601 9,836 排除非控股权益的账面资本总计（“账面资本总计”） $ 20,558 $ 20,534 包括短期债务的账面资本总计 $ 20,979 $ 21,098 长期债务占总账面资本的比率 53 % 52 % 包括短期债务的总债务占总账面资本的比率 54 % 53 % \\\______________________________ (1) 包括所有报告期的持续经营和停业经营的结果。 PLAINS ALL AMERICAN PIPELINE, L.P. 及其子公司 财务摘要（未经审计） 每普通单位基本和稀释净收入的计算 （以百万计，除每单位数据外） 截至 2026年3月31日 2026 2025 每普通单位基本和稀释净收入/(损失) 持续经营： 持续经营的税后收入 $ 334 $ 380 分配给非控股权益的净收入 (79 ) (73 ) 分配给 PAA 的持续经营净收入 $ 255 $ 307 分配给 A 系列优先单位持有人的分配 (36 ) $ (39 ) 分配给 B 系列优先单位持有人的分配 (16 ) (18 ) 分配给参与证券的金额 (1 ) (1 ) 回购 A 系列优先单位的影响 — (43 ) 其他 1 1 分配给普通单位持有人的持续经营净收入 - 基本和稀释 (1) $ 203 $ 207 停业经营： 分配给普通单位持有人的停业经营净收入/(损失) - 基本和稀释 (2) $ (103 ) $ 136 分配给普通单位持有人的净收入 - 基本和稀释 $ 100 $ 343 基本和稀释的普通单位加权平均数 (3) (4) 706 704 每普通单位基本和稀释净收入/(损失) 持续经营 $ 0.29 $ 0.30 停业经营 $ (0.15 ) $ 0.19 每普通单位基本和稀释净收入 $ 0.14 $ 0.49 \\\______________________________ (1) 我们根据与当前期间净收入相关的分配计算分配给普通单位持有人的持续经营净收入。在调整适当期间的分配后，剩余的未分配收益或超过收益的分配（如有）将根据我们在该期间生效的合伙协议的合同条款以及进一步规定的两类方法分配给普通单位持有人和参与证券。 (2) 分配给普通单位持有人的停业经营净收入/(损失) 为 “停业经营的收入/(损失)，税后” 如我们在简明合并经营报表中所示。 （3）我们系列 A 优先单位的可能转换被排除在 2026 年和2025年3月31日结束的每个三个月的持续经营净收入每普通单位的稀释计算之外，因为其效果是反稀释的。 （4）我们的股权挂钩薪酬计划奖励考虑到普通单位的发行，除非（i）它们仅在满足业绩条件后归属，并且（ii）该业绩条件尚未满足，否则被视为潜在稀释。被认为是稀释的股权挂钩薪酬计划奖励根据 FASB 发布的指导中的国库股票法，按剩余未摊销公允价值的假设普通单位回购进行减少。 PLAINS ALL AMERICAN PIPELINE, L.P. 及其子公司 财务摘要（未经审计） 简明合并现金流数据 （以百万计） 截至 3 月 31 日的三个月 2026 2025 经营活动产生的现金流 净收入 $ 231 $ 516 净收入与经营活动提供的净现金的调节： 停业业务的收入/损失，税后 103 (136 ) 折旧和摊销 243 232 资产销售及其他的收益，净额 (53 ) (13 ) 递延所得税（收益）/费用 (215 ) 2 在未合并实体中的股权收益 (89 ) (103 ) 从未合并实体的收益分配 97 125 在未合并实体中的投资收益，净额 — (31 ) 其他 29 19 资产和负债的变动，扣除收购 54 (182 ) 持续经营活动提供的现金 400 429 停业业务提供的现金 18 210 经营活动提供的净现金 418 639 投资活动产生的现金流 持续经营活动中使用的投资现金 (217 ) (1,097 ) 停业业务中使用的投资现金 (16 ) (52 ) 使用的投资现金净额 (1) (2) (233 ) (1,149 ) 融资活动产生的现金流 融资活动提供的/使用的净现金 (1) (339 ) 590 持续经营的汇率调整影响 (3 ) (1 ) 现金及现金等价物和受限现金的净增加/减少 (157 ) 79 期初现金及现金等价物和受限现金 328 348 期末现金及现金等价物和受限现金 $ 171 $ 427 \\\______________________________ （1）某些 Plains 实体已发行本票，以促进融资。对于截至2025年3月31日的三个月，“投资活动使用的净现金” 包括与我们对关联方票据的投资相关的约 3.3 亿美元的现金流出。与我们发行关联方票据相关的相等且抵消的现金流入包含在 “融资活动使用的净现金” 中。 （2）截至2025年3月31日的三个月，包括 624 百万美元的现金流出用于附加收购。 PLAINS ALL AMERICAN PIPELINE, L.P. 及其子公司 财务摘要（未经审计） 资本支出**(1)** （以百万计） 净额至 PAA**(2)** 合并 截至 3 月 31 日的三个月 截至 3 月 31 日的三个月 2026 2025 2026 2025 投资资本支出： 原油 $ 58 $ 89 $ 83 $ 120 NGL(3) 3 41 3 41 总投资资本支出 61 130 86 161 总维护资本支出 (4) 41 38 46 41 总投资和维护资本支出 $ 102 $ 168 $ 132 $ 202 \\\______________________________ （1）包括所有报告期的持续经营和停业经营的结果。 （2）不包括归属于非控股权益的支出。 （3）有关归属于停业经营的金额，请参见 “停业经营明细” 部分。 （4）有关归属于停业经营的金额，请参见 “按 NGL 选择的财务数据” 部分。 PLAINS ALL AMERICAN PIPELINE, L.P. 及其子公司 财务摘要（未经审计） 非 GAAP 调整（以百万计，单位和比率数据除外） 基本和稀释调整后每普通单位净收入的计算**(1) (2)** : 截至三个月 2026年3月31日 2025 年 每普通单位基本和稀释调整后净收入 归属于 PAA 的净收入 $ 152 $ 443 影响可比性的选定项目 - 归属于 PAA 的调整后净收入 (3) 173 (68 ) 归属于 PAA 的调整后净收入 $ 325 $ 375 向 A 系列优先单位持有者的分配 (36 ) (39 ) 向 B 系列优先单位持有者的分配 (16 ) (18 ) 分配给参与证券的金额 (1 ) (1 ) 回购 A 系列优先单位的影响 — (43 ) 其他 1 1 分配给普通单位持有者的调整后净收入 $ 273 $ 275 基本和稀释加权平均普通单位在外流通 (4) (5) 706 704 每普通单位基本和稀释调整后净收入 $ 0.39 $ 0.39 \\\______________________________ (1) 我们根据与当前期间净收入相关的分配计算分配给普通单位持有者的调整后净收入。在调整适当期间的分配后，剩余的未分配收益或超过收益的多余分配（如有）将根据我们在该期间生效的合伙协议的合同条款以及进一步规定的两类方法分配给普通单位持有者和参与证券。 (2) 包括所有报告期内持续经营和终止经营的结果。 (3) 有关更多信息，请参见 “影响可比性的选定项目” 表。 (4) 我们的 A 系列优先单位的可能转换在计算截至 2026 年和2025年3月31日的每普通单位稀释调整后净收入时被排除，因为其效果是反稀释的。 (5) 我们的股权指数补偿计划奖励考虑到普通单位的发行，除非 (i) 仅在满足绩效条件后才归属，并且 (ii) 该绩效条件尚未满足，否则被视为潜在稀释。被认为是稀释的股权指数补偿计划奖励根据剩余未摊销公允价值的假设普通单位回购进行减少，按照 FASB 发布的指导中的国库股票法进行规定。 每普通单位净收入与每普通单位调整后净收入的调节**(1)** : 截至三个月 2026年3月31日 2025 年 每普通单位基本和稀释净收入 $ 0.14 $ 0.49 每普通单位影响可比性的选定项目 (2) 0.25 (0.10 ) 每普通单位基本和稀释调整后净收入 $ 0.39 $ 0.39 \\\______________________________ (1) 包括所有报告期内持续经营和终止经营的结果。 (2) 有关更多信息，请参见 “影响可比性的选定项目” 和 “每普通单位基本和稀释净收入的计算” 表。 PLAINS ALL AMERICAN PIPELINE, L.P. 及其子公司 财务摘要（未经审计） 归属于 PAA 的净收入与调整后 EBITDA 及隐含 DCF 的调节： 截至三个月 2026年3月31日 2025 年 净收入 (1) $ 231 $ 516 利息支出，扣除某些项目后 (2) 144 107 持续经营的所得税费用 1 9 停业业务的所得税费用 75 41 持续经营的折旧和摊销 243 232 停业业务的折旧和摊销 — 30 持续经营的资产销售及其他净收益 (53 ) (13 ) 停业业务的资产销售及其他净损失 32 — 对非合并实体的投资收益净额 — (31 ) 非合并实体的折旧和摊销 (3) 20 20 影响可比性的选定项目 - 调整后 EBITDA(1) (4) 159 (30 ) 调整后 EBITDA(1) $ 852 $ 881 归属于非控股权益的调整后 EBITDA (122 ) (127 ) 归属于 PAA 的调整后 EBITDA(1) $ 730 $ 754 调整后 EBITDA(1) $ 852 $ 881 利息支出，扣除某些非现金和其他项目 (5) (140 ) (104 ) 持续经营的维护资本 (35 ) (33 ) 停业业务的维护资本 (11 ) (8 ) 非控股权益的投资资本 (6) (24 ) (30 ) 持续经营的当前所得税费用，扣除与待处理的加拿大 NGL 业务剥离相关的某些税务影响 (7) — (7 ) 停业业务的当前所得税费用 (44 ) (39 ) 超过/低于调整后权益收益的非合并实体分配 (8) (11 ) (2 ) 向非控股权益的分配 (9) (103 ) (132 ) 隐含的 DCF(1) $ 484 $ 526 支付的优先单位现金分配 (9) (53 ) (64 ) 可供普通单位持有人的隐含 DCF(1) $ 431 $ 462 加权平均普通单位流通股数 706 704 加权平均普通单位及普通单位等价物 764 767 每普通单位隐含 DCF(1) (10) $ 0.61 $ 0.66 每普通单位及普通单位等价物隐含 DCF(1) (11) $ 0.61 $ 0.66 每普通单位支付的现金分配 $ 0.4175 $ 0.3800 普通单位现金分配 (9) $ 295 $ 267 普通单位分配覆盖比率 (1) 1.46x 1.73x 隐含的 DCF 超额 (1) $ 136 $ 195 \\\______________________________ (1) 包括所有报告期内持续经营和停业经营的结果。 (2) 代表我们在简明合并损益表中报告的 “利息支出，净额”，扣除与某些 Plains 实体之间的本票相关的利息收入。 (3) 调整以排除我们对非合并实体的折旧和摊销费用（包括与取消项目和减值相关的减值）所占的比例份额。 (4) 有关更多信息，请参见 “影响可比性的选定项目” 表。 (5) 金额不包括影响利息支出的某些非现金项目，如债务发行成本的摊销和终止的利率掉期，并且扣除与某些 Plains 实体之间的本票相关的利息收入。 (6) 归属于非控股权益的投资资本支出，减少可供 PAA 普通单位持有人的隐含 DCF。 (7) 截至2026年3月31日的三个月，排除与待处理的加拿大 NGL 业务剥离相关的某些规划和重组活动的税务影响约 2.16 亿美元的当前所得税费用，该费用在 2026 年第一季度记录。 (8) 包括从非合并实体收到的现金分配减去非合并实体的权益收益（调整为我们对折旧和摊销的比例份额，包括与取消项目和减值相关的减值，以及影响非合并实体可比性的选定项目） (9) 在报告期内支付的现金分配。 (10) 可供普通单位持有人的隐含 DCF 除以报告期内的加权平均普通单位流通股数。 (11) 可供普通单位持有人的隐含 DCF，调整支付的 A 系列优先单位现金分配，除以报告期内的加权平均普通单位及普通单位等价物流通股数。我们的 A 系列优先单位可按一对一的比例转换为普通单位，并根据惯常的防稀释调整，整体或部分转换，受某些最低转换金额的限制。 PLAINS ALL AMERICAN PIPELINE, L.P. 及其子公司 财务摘要（未经审计） 每普通单位净收入与每普通单位及普通单位等价物隐含 DCF 的调节**(1)** : 截至三个月 3 月 31 日， 2026 2025 每普通单位基本净收入 $ 0.14 $ 0.49 每普通单位的调整项目 (2) (3) 0.47 0.17 每普通单位的隐含折现现金流 $ 0.61 $ 0.66 每普通单位基本净收入 $ 0.14 $ 0.49 每普通单位及普通单位等价的调整项目 (2) (4) 0.47 0.17 每普通单位及普通单位等价的隐含折现现金流 $ 0.61 $ 0.66 \\\______________________________ (1) 包括所有报告期内持续经营和终止经营的结果。 (2) 表示对净收入的调整，以计算可供普通单位持有者的隐含折现现金流。有关更多信息，请参见 “净收入到调整后 EBITDA 的调节” 表。 (3) 基于截至 2026 年和2025年3月31日的加权平均普通单位流通量，分别为 7.06 亿和 7.04 亿。 (4) 基于报告期内的加权平均普通单位流通量，以及截至 2026 年和2025年3月31日的加权平均 A 系列优先单位流通量，分别为 5800 万和 6300 万。 PLAINS ALL AMERICAN PIPELINE, L.P. 及其子公司 财务摘要（未经审计） 经营活动提供的净现金与非 GAAP 财务流动性指标的调节**(1)** : 截至三个月 3 月 31 日， 2026 2025 经营活动提供的净现金 $ 418 $ 639 调整以将经营活动提供的净现金与调整后的自由现金流对接: 投资活动使用的净现金 (2) (3) (233 ) (1,149 ) 来自非控股权益的现金贡献 — 4 支付给非控股权益的现金分配 (4) (103 ) (132 ) 相关方票据发行的收益 (2) — 330 调整后的自由现金流 (5) $ 82 $ (308 ) 现金分配 (6) (348 ) (331 ) 分配后的调整自由现金流 (5) (7) $ (266 ) $ (639 ) 截至三个月 3 月 31 日， 2026 2025 调整后的自由现金流 (5) $ 82 $ (308 ) 资产和负债的变动，扣除收购 (8) 103 139 调整后的自由现金流（不包括资产和负债的变动）(9) $ 185 $ (169 ) 现金分配 (6) (348 ) (331 ) 分配后的调整自由现金流（不包括资产和负债的变动）(9) $ (163 ) $ (500 ) \\\______________________________ (1) 包括所有报告期内持续经营和终止经营的结果。 (2) 某些 Plains 实体已发行票据，以促进融资。“相关方票据发行的收益” 与我们在相关方票据上的投资相关的现金流出相等且抵消，该现金流出包含在 “投资活动使用的净现金” 中。 (3) 截至2025年3月31日的三个月内，包括 624 百万美元的净现金流出用于附加收购。 (4) 在报告期内支付的现金分配。 (5) 管理层使用非 GAAP 财务流动性指标调整后的自由现金流和分配后的调整自由现金流来评估可用于分配、偿还债务、回购普通股和其他一般合伙目的的现金量。分配后的调整自由现金流的不足，如有，可能会通过以前设立的储备、手头现金或通过我们的信贷设施或商业票据计划的借款来资助。 (6) 在报告期内支付给优先和普通单位持有者的现金分配。 (7) 分配后的调整自由现金流的多余部分被保留以建立未来分配、资本支出、债务减少和其他合伙目的的储备。分配后的调整自由现金流的不足可能会通过以前设立的储备、手头现金或通过我们的信贷设施或商业票据计划的借款来资助。 (8) 不包括与待处理的加拿大 NGL 业务剥离相关的所得税影响。有关资产和负债变动的信息，请参见 “简明合并现金流数据” 表。 (9) 管理层使用非 GAAP 财务流动性指标调整后的自由现金流（不包括资产和负债的变动）和分配后的调整自由现金流（不包括资产和负债的变动）来评估基础业务流动性和现金流生成能力，排除由于收入或支出发生时间的波动造成的影响。 PLAINS ALL AMERICAN PIPELINE, L.P. 及其子公司 财务摘要（未经审计） 影响可比性的选定项目 （以百万计） 截至 2026年3月31日的三个月 2025 年 影响可比性的选定项目:****(1) (2) 衍生活动和库存估值调整 (3) $ (289 ) $ 34 长期库存成本调整 (4) 114 3 最低交易量承诺下的不足 (净)(5) 32 7 与已终止业务相关的铁路车队摊销费用 (6) 7 — 股权挂钩薪酬费用 (7) (10 ) (9 ) 外币重估 (8) (7 ) — 有条件对价公允价值调整 (9) (6 ) — 交易相关费用 (10) — (5 ) 影响可比性的选定项目 - 调整后的 EBITDA $ (159 ) $ 30 对非合并实体投资的收益 (净) — 31 资产出售及其他收益 (净) 21 13 与待处理的加拿大 NGL 业务剥离相关的当前所得税费用 (11) (216 ) — 与待处理的加拿大 NGL 业务剥离相关的递延所得税收益 (11) 140 — 影响可比性的选定项目的税务影响 44 (3 ) 影响非控股权益的选定项目总计 (3 ) (3 ) 影响可比性的选定项目 - 调整后归属于 PAA 的净收入 $ (173 ) $ 68 \\\______________________________ (1) 我们的某些非 GAAP 财务指标可能不受每个影响可比性的选定项目的影响。有关这些选定项目如何影响这些指标的更多详细信息，请参见 “归属于 PAA 的净收入与调整后的 EBITDA 的调节” 和 “基本和稀释调整后每普通单位净收入的计算” 表格。 (2) 包括所有报告期的持续经营和已终止经营的结果。 (3) 我们使用衍生工具进行风险管理，相关流程包括将对冲工具特定识别为基础对冲交易。尽管我们为每个衍生工具识别了基础交易，但该工具与基础交易之间可能没有会计对冲关系。在评估我们的结果时，我们识别出衍生工具与基础交易之间收益时机的差异，并在确定调整结果时排除相关的收益和损失，以便衍生工具和基础交易的收益在同一期间影响调整结果。此外，我们排除与 (i) 投资活动相关的衍生工具的收益和损失，例如购买线填充，以及 (ii) 长期库存的购买相关的收益和损失。我们还排除相应的库存估值调整的影响（如适用）。 (4) 我们持有的原油和 NGL 库存包括第三方资产中的最低工作库存要求和我们商业运营所需的其他工作库存。我们认为这些库存是进行运营所必需的，并打算在可预见的未来持有这些库存。因此，我们在资产负债表上将这些库存分类为长期库存，并且不使用衍生工具对其进行对冲（类似于我们自己资产中的线填充）。我们将长期库存的平均成本变化（由于市场价格波动而导致）和因价格下跌而导致的库存减值视为影响可比性的选定项目。 (5) 我们及某些股权法投资者与对方有某些协议，要求对方在约定的期限内交付、运输或处理最低交易量。几乎所有这些协议都是与对方签订的，以经济支持与相关资产建设所需的资本支出相关的回报。这些协议中的一些包括在未达到最低交易量时的补偿权。我们在提供服务的期间或交易发生时记录应收款项，包括与最低交易量承诺相关的对方的不足义务金额。如果对方与不足相关的补偿权，我们将推迟与对方的补偿权相关的收入，并在不足交易量交付或发货、补偿权到期或确定对方利用补偿权的能力极小时，提前确认收入。我们将计入对方不足义务的账单金额（净额减去随后确认的收入或股权收益）视为影响可比性的选定项目。我们认为与该期间相关的合同承诺收入对投资者具有重要意义，因为相关资产已经建设完成，随时准备提供承诺服务，且固定运营成本已包含在当前期间的结果中。 （6）加拿大 NGL 业务处置组的长期资产的折旧和摊销在满足被分类为待售资产的标准后停止。管理层认为，按合并基础（例如，持续经营和终止经营的总和）呈现调整后的 EBITDA 和隐含的 DCF 提供了更相关和有用的信息，关于我们的业绩和经营结果，而不是仅仅按持续经营或终止经营的基础呈现这些指标。因此，我们包括了与加拿大 NGL 业务相关的铁路车队摊销影响的调整。 （7）我们的总股权挂钩薪酬费用包括与将以单位结算的奖励和将以现金结算的奖励相关的费用。当适用的绩效标准满足时，将以单位结算的奖励包含在我们的稀释每单位净收入计算中。我们认为与这些奖励相关的薪酬费用是影响可比性的选定项目，因为未结算奖励的稀释影响已包含在我们的稀释每单位净收入计算中。与将以现金结算的奖励相关的薪酬费用不被视为影响可比性的选定项目。 （8）在所呈现的期间内，加拿大元对美元的价值波动，导致在外币交易结算时实现外汇收益和损失，以及对以外币计价的货币资产和负债的重估。相关的收益和损失与我们的结果无关，因此被归类为影响可比性的选定项目。 （9）我们同意与最近完成的收购相关的潜在收益支付，主要是我们的 Cactus III 收购。我们认为此类收益支付的估计公允价值的非现金变动是影响可比性的选定项目。 （10）主要与期间内发生的特定交易成本相关。 （11）与即将进行的加拿大 NGL 业务剥离相关，我们在组织结构内继续推进某些规划和重组活动。这些活动中的某些活动在 2026 年第一季度需要确认所得税后果。我们认为与即将进行的加拿大 NGL 业务剥离相关的影响是影响可比性的选定项目。 PLAINS ALL AMERICAN PIPELINE, L.P. 及其子公司 财务摘要（未经审计） 按原油选择的财务数据 （单位：百万） 截至 3 月 31 日， 2026 2025 收入（1） $ 12,548 $ 11,439 采购及相关成本（1） (11,579 ) (10,488 ) 现场运营成本（2） (291 ) (292 ) 部门一般和行政费用（2）（3） (76 ) (79 ) 在未合并实体中的股权收益 89 103 调整：（4） 未合并实体的折旧和摊销 20 20 衍生活动和库存估值调整 130 (24 ) 长期库存成本调整 (112 ) — 最低交易量承诺下的不足，净额 (32 ) (7 ) 股权挂钩薪酬费用 10 9 外币重估 (4 ) — 交易相关费用 — 5 分部归属于非控股权益的金额（5） (121 ) (127 ) 原油部门调整后的 EBITDA / 原油调整后的 EBITDA $ 582 $ 559 原油维护资本支出 $ 35 $ 31 \\\______________________________ （1）包括部门间金额。 （2）现场运营成本和部门一般及行政费用包括股权挂钩薪酬费用。 （3）部门一般和行政费用反映每个部门的直接成本以及其他费用的分配。按部门的比例分配需要管理层的判断，并基于每个期间存在的业务活动。 （4）代表我们的首席运营决策者在评估部门结果时使用的调整。这些调整中的许多在计算合并非 GAAP 财务指标（如调整后的 EBITDA）时也被视为影响可比性的选定项目。有关更多讨论，请参见 “影响可比性的选定项目” 表。 （5）反映在 Permian 合资企业、Cactus II Pipeline LLC 和 Red River Pipeline LLC 中的非控股权益的金额。 PLAINS ALL AMERICAN PIPELINE, L.P. 及其子公司 财务摘要（未经审计） 按 NGL 选择的财务数据 （单位：百万） 截至 3 月 31 日的三个月 2026 年 2025 年 收入 (1) $ 41 $ 41 采购及相关成本 (1) (33 ) (32 ) 现场运营成本 (2) (10 ) (8 ) 细分市场一般及行政费用 (2) (3) (5 ) (6 ) NGL 细分市场调整后息税折旧摊销前利润 (4) $ (7 ) $ (5 ) NGL 停业业务调整后息税折旧摊销前利润 (5) 152 194 NGL 的调整后息税折旧摊销前利润 $ 145 $ 189 NGL 持续运营的维护资本支出 $ — $ 2 NGL 停业业务的维护资本支出 11 8 NGL 维护资本支出 $ 11 $ 10 \\\______________________________ (1) 包括部门间金额。 (2) 现场运营成本和细分市场一般及行政费用包括持续运营的一些间接费用，包括信息技术、保险和其他共享服务费用。 (3) 细分市场一般及行政费用反映每个细分市场的直接费用以及其他费用的分配。按细分市场的比例分配需要管理层的判断，并基于每个期间存在的业务活动。 (4) 包括持续运营的结果，并排除所有报告期间与停业业务相关的金额。 (5) 请参见 “来自 NGL 停业业务的调整后息税折旧摊销前利润的调节” 表，以获取与根据 GAAP 报告的最直接可比指标的调节。 PLAINS ALL AMERICAN PIPELINE, L.P. 及其子公司 财务摘要（未经审计） 停业业务详情 （以百万计） 停业业务的收入/(损失) 组成部分，税后： 截至 3 月 31 日的三个月 2026 年 2025 年 收入 $ 294 $ 534 成本和费用： 采购及相关成本 205 244 现场运营成本 71 68 一般及行政费用 14 15 折旧和摊销 — 30 资产销售及其他损失，净额 32 — 总成本和费用 322 357 停业业务税前收入/(损失) (28 ) 177 当前所得税费用 (44 ) (39 ) 递延所得税费用 (31 ) (2 ) 停业业务的收入/(损失)，税后 $ (103 ) $ 136 来自 NGL 停业业务的调整后息税折旧摊销前利润的调节： 截至 3 月 31 日的三个月 2026 年 2025 年 停业业务的收入/(损失)，税后 $ (103 ) $ 136 停业业务的所得税费用 75 41 停业业务的折旧和摊销 — 30 停业业务的资产销售及其他损失，净额 32 — 与停业业务相关的调整 (1)： 衍生活动和库存估值调整 159 (10 ) 长期库存成本调整 (2 ) (3 ) 与停业业务相关的铁路车队折旧费用 (7 ) — 外币重估 (2 ) — 来自 NGL 停业业务的调整后息税折旧摊销前利润 $ 152 $ 194 \\\______________________________ (1) 请参见 “影响可比性的选定项目” 表以获取更多信息。 来自 NGL 停业业务的投资资本： 截至 3 月 31 日的三个月 2026 年 2025 年 NGL 停业业务的投资资本支出 $ 3 $ 41 PLAINS ALL AMERICAN PIPELINE, L.P. 及其子公司 财务摘要（未经审计） 运营数据**(1)** 截至 3 月 31 日的三个月 2026 年 2025 年 原油量 原油管道运费（按地区） 二叠纪盆地 (2) 7,774 6,869 南德克萨斯州 / 鹰福德 (2) 514 492 中部地区 (2) 475 415 墨西哥湾沿岸 (2) 207 214 落基山脉 (2) 434 495 西部 276 247 加拿大 359 354 总原油管道运费 (2) 10,039 9,086 NGL 量**(3)** NGL 分馏 166 157 NGL 管道运费 250 234 丙烷和丁烷销售 135 147 \\\______________________________ （1）以每天千桶为单位计算的平均量，计算方法为在报告期内归属于我们利益的资产（由未合并实体拥有或通过不分割的共同利益拥有）的总量除以该期间的天数。在报告期内收购的资产所关联的量代表我们实际拥有这些资产的天数的总量除以该期间的天数。 （2）包括来自未合并实体拥有的资产的量（归属于我们的利益）。 （3）包括来自持续运营和已终止运营的资产的量。 PLAINS ALL AMERICAN PIPELINE, L.P. 及其子公司 财务摘要（未经审计） 补充非 GAAP 调整 （以百万计） 归属于 PAA 的补充调整后 EBITDA 调整： 截至 3 月 31 日的三个月 2026 2025 原油部门调整后 EBITDA $ 582 $ 559 NGL 部门调整后 EBITDA (7 ) (5 ) 来自 NGL 已终止运营的调整后 EBITDA(1) 152 194 调整后的其他收入，净额 (2) 3 6 归属于 PAA 的调整后 EBITDA(3) $ 730 $ 754 \\\______________________________ （1）请参见 “来自 NGL 已终止运营的调整后 EBITDA 的调整” 表格，以获取与根据 GAAP 报告的最直接可比指标的调整。 （2）代表在我们的简明合并运营报表中报告的 “其他收入，净额”，不包括某些 Plains 实体之间的本票利息收入，以及归属于非控股权益的其他收入，已针对影响可比性的选定项目进行了调整。有关更多信息，请参见 “影响可比性的选定项目” 表格。 （3）请参见 “归属于 PAA 的净收入与调整后 EBITDA 及隐含的 DCF 调整” 表格，以获取与净收入的调整。 PLAINS GP HOLDINGS 及其子公司 财务摘要（未经审计） 简明合并运营报表 （以百万计，除每股数据外） 截至 2026年3月31日的三个月 截至 2025年3月31日的三个月 合并 合并 PAA 调整**(1)** PAGP PAA 调整**(1)** PAGP 收入 $ 12,470 $ — $ 12,470 $ 11,477 $ — $ 11,477 成本和费用 采购及相关成本 11,493 — 11,493 10,517 — 10,517 现场运营成本 301 — 301 300 — 300 一般及行政费用 81 2 83 85 1 86 折旧和摊销 243 — 243 232 — 232 资产销售及其他净收益 (53 ) — (53 ) (13 ) — (13 ) 总成本和费用 12,065 2 12,067 11,121 1 11,122 营业收入 405 (2 ) 403 356 (1 ) 355 其他收入/(费用) 在未合并实体中的股权收益 89 — 89 103 — 103 在未合并实体中的投资收益净额 — — — 31 — 31 利息费用净额 (167 ) 23 (144 ) (127 ) 20 (107 ) 其他收入/(费用) 净额 8 (23 ) (15 ) 26 (20 ) 6 持续经营的税前收入 335 (2 ) 333 389 (1 ) 388 持续经营的当前所得税费用 (216 ) — (216 ) (7 ) — (7 ) 持续经营的递延所得税收益/(费用) 215 (7 ) 208 (2 ) (23 ) (25 ) 持续经营的净收入，扣除税费 334 (9 ) 325 380 (24 ) 356 来自终止经营的收入/(损失)，扣除税费 (103 ) — (103 ) 136 — 136 净收入 231 (9 ) 222 516 (24 ) 492 归属于非控股权益的净收入 (79 ) (123 ) (202 ) (73 ) (335 ) (408 ) 归属于 PAGP 的净收入 $ 152 $ (132 ) $ 20 $ 443 $ (359 ) $ 84 每股基本和稀释净收入/(损失)(2)： 持续经营 $ 0.24 $ 0.23 终止经营 (0.14 ) 0.19 每股基本净收入 $ 0.10 $ 0.42 \\\______________________________ (1) 表示为 PAGP 生成合并财务报表所需的总合并调整。 (2) 有关更多信息，请参见 “每股基本和稀释净收入的计算” 表。 PLAINS GP HOLDINGS AND SUBSIDIARIES 财务摘要（未经审计） 简明合并资产负债表数据 （以百万计） 2026年3月31日 2025年12月31日 合并 合并 PAA 调整**(1)** PAGP PAA 调整**(1)** PAGP 资产 流动资产 (2) $ 6,164 $ (6 ) $ 6,158 $ 4,733 $ (29 ) $ 4,704 净物业和设备 16,873 — 16,873 16,860 — 16,860 对未合并实体的投资 2,838 — 2,838 2,846 — 2,846 净无形资产 1,686 — 1,686 1,754 — 1,754 递延所得税资产 — 1,176 1,176 — 1,136 1,136 线填充 876 — 876 900 — 900 净长期经营租赁使用权资产 197 — 197 198 — 198 长期库存 315 — 315 214 — 214 停业业务的长期资产 2,537 — 2,537 2,557 — 2,557 其他长期资产，净 150 (46 ) 104 107 — 107 资产总计 $ 31,636 $ 1,124 $ 32,760 $ 30,169 $ 1,107 $ 31,276 负债和合伙人资本 流动负债 (3) $ 6,544 $ (8 ) $ 6,536 $ 4,931 $ (29 ) $ 4,902 高级票据，净 9,120 — 9,120 9,118 — 9,118 其他长期债务，净 1,836 — 1,836 1,578 — 1,578 长期经营租赁负债 202 — 202 202 — 202 停业业务的长期负债 665 — 665 606 — 606 其他长期负债和递延信用 449 — 449 654 — 654 负债总计 18,816 (8 ) 18,808 17,089 (29 ) 17,060 不包括非控股权益的合伙人资本 9,601 (8,327 ) 1,274 9,836 (8,491 ) 1,345 非控股权益 3,219 9,459 12,678 3,244 9,627 12,871 合伙人资本总计 12,820 1,132 13,952 13,080 1,136 14,216 负债和合伙人资本总计 $ 31,636 $ 1,124 $ 32,760 $ 30,169 $ 1,107 $ 31,276 \\\______________________________ (1) 表示为 PAGP 生成合并财务报表所需的总合并调整。 (2) 包括截至2026年3月31日和2025年12月31日的停业业务流动资产分别为 6.02 亿美元和 4.79 亿美元。 (3) 包括截至2026年3月31日和2025年12月31日的停业业务流动负债分别为 5.61 亿美元和 3.82 亿美元。 PLAINS GP HOLDINGS 及其子公司 财务摘要（未经审计） 每股 A 类基本和摊薄净收入计算 （以百万计，除每股数据外） 截至 2026年3月31日 2026 2025 每股 A 类基本和摊薄净收入/(亏损) 归属于 PAGP 的持续经营净收入 $ 48 $ 46 归属于 PAGP 的停业业务净收入/(亏损) $ (28 ) $ 38 基本和摊薄加权平均 A 类流通股 198 198 每股 A 类基本和摊薄净收入/(亏损)： 持续经营 $ 0.24 $ 0.23 停业业务 (0.14 ) 0.19 每股 A 类基本和摊薄净收入 $ 0.10 $ 0.42 前瞻性声明 除本公告中包含的历史信息外，讨论的事项包括前瞻性声明，这些声明涉及某些风险和不确定性，可能导致实际结果或结果与前瞻性声明中预期的结果或结果存在重大差异。这些风险和不确定性包括但不限于以下内容： 与加拿大 NGL 业务剥离相关的风险（如本文所定义），包括加拿大 NGL 业务剥离未能按预期条款或预期时间表完成，或根本未能完成的风险，以及加拿大 NGL 业务剥离的公告或待决对我们业务关系、经营业绩、员工、利益相关者和整体业务的影响； 美国及其他地区的一般经济、市场或商业环境（包括经济活动水平可能出现衰退或显著放缓的潜力、持续高通胀和供应链问题的风险、全球公共卫生事件（如疫情）对需求和增长的影响，以及经济复苏的时机、速度和程度），影响（i）对原油、钻探和生产活动的需求，从而影响我们提供的中游服务的需求，以及（ii）可供我们利用的商业机会； 全球原油需求和/或原油价格的下降，或其他因素导致北美原油和 NGL 生产显著减少（无论是由于生产者现金流减少以资助钻探活动，还是生产者无法获得资本，或两者兼而有之，管道和/或储存能力的不可用，生产者的生产停产，政府强制的配额命令，或其他因素），这可能导致实际或预期的原油和 NGL 运输、加工、购买、储存、分馏和/或通过我们资产的使用收集的显著减少，和/或我们能够赚取的利润或可能获得的商业机会的减少； 全球地缘政治事件的影响，包括中东及其他地区的冲突，对商品价格波动和原油供需的影响，以及对金融市场和全球宏观经济环境的更广泛影响； 炼油能力的波动和其他影响各种原油和 NGL 需求的因素，以及由此导致的定价条件或运输吞吐量要求的变化； 原油和 NGL 市场结构、等级差异和波动性（或缺乏波动性）的意外变化； 我们运营地区的竞争和产能过剩的影响，包括对费率、交易量和利润的下行压力，合同续签风险，以及失去业务给其他中游运营商的风险，这些运营商愿意或受到压力以激进降低运输费率以获取或保留客户； 我们能够完成收购、剥离、合资企业或其他战略机会并从中实现收益的可用性，包括加拿大 NGL 业务剥离（如本文所定义）； 我们不时进入的合资企业和联合运营安排的成功运营，无论是与我们运营的资产还是第三方相关，以及收购资产或业务的成功整合和未来表现； 环境责任、诉讼或其他未被赔偿、保险或现有储备覆盖的事件； 社会对碳氢能源行业的负面情绪以及对碳氢化合物的持续开发和消费，这可能影响消费者偏好和政府或监管行动，从而对我们的业务产生不利影响； 自然灾害、灾难、恐怖袭击（包括生态恐怖袭击）或其他事件的发生，这些事件对我们的运营产生重大影响，包括对我们或我们的服务提供商的电子和计算机系统的网络攻击或其他攻击； 天气对商业运营或项目建设的干扰，包括极端天气事件或条件（如飓风、洪水、野火和干旱）的影响； 当前和未来法律、裁决、立法、政府法规、行政命令、贸易政策、贸易关税、会计标准和声明及相关解释的影响，这些影响（i）禁止、限制或规范在我们管道服务的土地上开发油气资源及相关基础设施，或（ii）对我们开发、运营或修复中游资产的能力产生负面影响，或（iii）以其他方式对我们的业务产生负面影响或增加我们的风险暴露； 由于与（或与水力压裂及相关活动（包括废水注入或处置）相关的法律、规则或法规）相关的问题，导致在二叠纪盆地或其他地区的生产水平受到负面影响，包括地震、沉降、扩展或其他问题； 天然气或其他基础设施的发展速度及其对二叠纪盆地预期原油生产增长的影响； 我们的客户或交易对手拒绝或无法履行与我们签订的合同（包括商业合同、资产销售协议和其他协议）下的义务，无论是否合理，是否由于财务限制（如信用评级降低、流动性问题或破产）、市场限制、法律限制（包括政府命令或指导）、行使合同或普通法权利（如不可抗力或类似索赔）或其他因素； 关键人员的流失以及吸引和留住新人才的能力； 原油、NGL 和其他石油产品期货市场的干扰，这可能影响我们执行商业或对冲策略的能力； 我们风险管理活动的有效性； 供应、材料或劳动力的短缺或成本增加； 我们信用评级的维持以及从供应商和贸易对手那里获得开放信用的能力； 我们无法履行合同下的义务，无论是由于第三方（包括我们的客户或交易对手）未履行、市场限制、第三方限制、供应链问题、法律限制（包括政府命令或指导）或其他因素或事件； 与意外或计划外的资本或维护支出、第三方索赔或其他因素相关的成本和费用的发生； 未能实施或利用，或在实施或利用投资资本项目时的延误，无论是由于许可延误、许可撤回或其他因素； 未能实施或实现运营和组织精简及效率提升努力和举措的预期收益； 资本市场收紧或其他因素增加我们的资本成本或限制我们以满意条款获得债务或股权融资的能力，以资助额外的收购、投资资本项目、营运资金需求以及债务的偿还或再融资； 由于金融市场波动或关闭、资本限制、流动性担忧和通货膨胀而加剧的其他风险； 我们的运营依赖的第三方资产的使用或可用性，而我们对其几乎没有或没有控制权； 加拿大元与美元的汇率； 由于客户未能运输或移动其最低合同量而收到的缺陷付款导致当前收入确认的延迟； 我们资产和设施的显著未充分利用； 保险成本增加或缺乏可用性； 债务和股本市场的波动，包括我们长期激励计划下单位归属时的价格； 与我们资产的开发和运营相关的风险；以及 在原油的运输、储存、终端和营销，以及在 NGL 的加工、运输、分馏、储存和营销中固有的其他因素和不确定性，如在合伙企业向证券交易委员会的备案中讨论的那样。 关于 Plains： PAA 是一家公开交易的主有限合伙企业，拥有并运营中游能源基础设施，并为原油和天然气液体（“NGL”）提供物流服务。PAA 拥有广泛的管道收集和运输系统网络，以及为美国和加拿大的主要生产盆地、运输走廊和主要市场中心及出口渠道服务的终端、储存、加工、分馏和其他基础设施资产。平均而言，PAA 每天处理超过 900 万桶的原油和 NGL。 PAGP 是一家公开交易的实体，间接拥有 PAA 的非经济控制普通合伙人权益和 PAA 的间接有限合伙人权益，PAA 是北美最大的能源基础设施和物流公司之一。 PAA 和 PAGP 的总部位于德克萨斯州休斯顿。有关更多信息，请访问 www.plains.com。 联系方式： Blake Fernandez 投资者关系副总裁 (866) 809-1291 Ross Hovde 投资者关系总监 (866) 809-1291