我是 LongbridgeAI，我可以总结文章信息。Plains All American Pipeline 报告称，2026 年第二季度净收入为 18.3 亿美元，主要受益于来自加拿大 NGL 业务剥离的 16 亿美元收益。归属于 PAA 的调整后 EBITDA 达到 7.38 亿美元。公司将其经调整后的杠杆比率降低至 3.3 倍，并将 2026 年有机增长资本指引提高至 4 亿至 4.5 亿美元。宣布每单位季度分配为 0.4175 美元
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休斯顿，2026年8月7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）今天公布了 2026 年第二季度的业绩，并提供了以下亮点：
2026 年第二季度业绩
- 第二季度归属于 PAA 的净收入为 18.30 亿美元，其中包括来自加拿大 NGL 业务剥离的约 16 亿美元的净收益，经营活动提供的净现金为 9.56 亿美元
- 第二季度归属于 PAA 的调整后 EBITDA 强劲，达到 7.38 亿美元
- 季末的预期杠杆比率为 3.3 倍，反映出约 29 亿美元的债务减少，资金来自加拿大 NGL 业务剥离，处于我们目标范围的低端，即 3.25 到 3.75 倍
- 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%
亮点和近期公告
- 正在执行三项关键举措：完成 NGL 销售，捕获 Cactus III 收购的 5000 万美元协同效应，并在 2026 年底前实现 5000 万美元的目标成本削减
- 将 2026 年有机增长资本从 3.5 亿美元增加到 4 亿至 4.5 亿美元，包括 Cactus III 管道的 75 Mbbl/d 扩展、加拿大集气系统和德克萨斯州德拉瓦尔和米德兰盆地的 Permian 集气项目
- 维护资本指导减少 1000 万美元至 1.75 亿美元，主要基于 NGL 剥离的时间安排
“本季度的强劲业绩标志着与第一季度水平相比的显著改善，并使我们有望实现全年调整后 EBITDA 指导。年初至今，我们正按计划完成 2026 年概述的三项关键举措。在 5 月，我们成功完成了对加拿大 NGL 业务的销售，完成了向一家顶级纯粹原油中游供应商的转型。NGL 销售的收益被用于将我们的杠杆比率恢复到既定目标范围内。Cactus III 的协同效应已经实现，我们现在看到通过将管道容量扩展 75 Mbbl/d 而带来的额外上行潜力。最后，我们仍在按计划捕获整个组织的精简效率。今年，这些关键举措的结合，加上来自新的有机投资机会和 Permian 产量增长的贡献，为组织在 2027 年提供了动力。石油宏观环境仍然动荡，但我们良好的资产布局、综合商业模式和商业关系使我们能够在整个投资组合中捕获机会，” 董事长、首席执行官兼总裁 Willie Chiang 表示。
出售加拿大 NGL 业务的财务报告考虑
2026年5月12日，我们完成了对加拿大几乎所有 NGL 业务（“加拿大 NGL 业务”）的出售，买方为 Keyera Corp.（“Keyera”），根据2025年6月17日签署的最终股份购买协议（截至目前已修订，简称 “SPA”）。我们确定加拿大 NGL 业务的运营符合分类为待售和停业运营报告的标准。本公告中的结果说明是否来自持续运营（不包括与加拿大 NGL 业务相关的结果）和/或停业运营。
Plains All American Pipeline
财务摘要信息（未经审计）
（以百万计，除每单位数据外）
| 截至 | |||||||||||||||||||
| 6 月 30 日的三个月 | % | 截至 | |||||||||||||||||
| 6 月 30 日的六个月 | % | ||||||||||||||||||
| GAAP 结果****(1) | 2026 | 2025 | 变化 | 2026 | 2025 | 变化 | |||||||||||||
| 归属于 PAA 的净收入 (2) | $ | 1,830 | $ | 210 | ** | $ | 1,983 | $ | 653 | ** | |||||||||
| 每普通单位稀释净收入 | $ | 2.51 | $ | 0.21 | ** | $ | 2.65 | $ | 0.70 | ** | |||||||||
| 稀释后加权平均普通单位 | 706 | 703 | — | % | 706 | 704 | — | % | |||||||||||
| 经营活动提供的净现金 | $ | 956 | $ | 694 | 38 | % | $ | 1,373 | $ | 1,333 | 3 | % | |||||||
| 本期声明的每普通单位分配 | $ | 0.4175 | $ | 0.3800 | 10 | % | $ | 0.8350 | $ | 0.7600 | 10 | % |
| 截至 | ||||||||||||||||||||
| 6 月 30 日的三个月 | % | 截至 | ||||||||||||||||||
| 6 月 30 日的六个月 | % | |||||||||||||||||||
| 非 GAAP 结果****(1) (3) | 2026 | 2025 | 变动 | 2026 | 2025 | 变动 | ||||||||||||||
| 归属于 PAA 的调整后净收入 (2) | $ | 348 | $ | 312 | 12 | % | $ | 674 | $ | 687 | (2 | )% | ||||||||
| 每普通单位稀释后调整净收入 | $ | 0.41 | $ | 0.36 | 14 | % | $ | 0.80 | $ | 0.75 | 7 | % | ||||||||
| 调整后 EBITDA | $ | 879 | $ | 812 | 8 | % | $ | 1,731 | $ | 1,693 | 2 | % | ||||||||
| 归属于 PAA 的调整后 EBITDA(2) | $ | 738 | $ | 672 | 10 | % | $ | 1,468 | $ | 1,426 | 3 | % | ||||||||
| 每普通单位及普通单位等价的隐含 DCF | $ | 0.70 | $ | 0.66 | 6 | % | $ | 1.31 | $ | 1.32 | (1 | )% | ||||||||
| 调整后自由现金流 (4) | $ | 4,189 | $ | 348 | ** | $ | 4,270 | $ | 40 | ** | ||||||||||
| 分配后的调整后自由现金流 (4) | $ | 3,842 | $ | 28 | ** | $ | 3,576 | $ | (612 | ) | ** | |||||||||
| 调整后自由现金流（不包括资产及 | ||||||||||||||||||||
| 负债变动)(4) | $ | 4,011 | $ | 342 | ** | $ | 4,195 | $ | 174 | ** | ||||||||||
| 分配后的调整后自由现金流（不包括 | ||||||||||||||||||||
| 资产及负债变动)(4) | $ | 3,664 | $ | 22 | ** | $ | 3,501 | $ | (478 | ) | ** | |||||||||
| ** 表示变动百分比没有意义。 | ||||||||||||||||||||
| (1) 包括所有报告期的持续经营和终止经营的结果。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 “非 GAAP 财务指标及影响可比性的选定项目” 部分，以及附带的表格，了解我们的非 GAAP 财务指标，包括其与根据 GAAP 报告的最直接可比指标的对账，以及 PAA 认为影响报告期财务结果可比性的某些选定项目。 | ||||||||||||||||||||
| (4) 截至2026年6月30日的三个月和六个月，包括来自出售加拿大 NGL 业务的净现金流入约 34.83 亿美元（扣除已剥离现金）。截至2025年6月30日的六个月，包括 681 百万美元的净现金流出用于附加收购。 | ||||||||||||||||||||
调整后 EBITDA 按产品分解(1) (2) (未经审计)
（单位：百万）
| 来自原油的调整后 EBITDA | ||||||
| 来自 NGL 的调整后 EBITDA | ||||||
| 截至2026年6月30日的三个月 | $ | 690 | $ | 40 | ||
| 截至2025年6月30日的三个月 | $ | 580 | $ | 87 | ||
| 与 2025 年同期的百分比变化 | 19 | % | (54) % | |||
| 来自原油的调整后 EBITDA | 来自 NGL 的调整后 EBITDA | |||||
| 截至2026年6月30日的六个月 | $ | 1,272 | $ | 186 | ||
| 截至2025年6月30日的六个月 | $ | 1,140 | $ | 276 | ||
| 与 2025 年同期的百分比变化 | 12 | % | (33) % | |||
| (1) 包括所有报告期的持续经营和终止经营的结果。 | ||||||
| (2) 请参见本公告中 “非 GAAP 财务指标及影响可比性的选定项目” 部分，以及附带的表格，了解我们的非 GAAP 财务指标，包括其与根据 GAAP 报告的最直接可比指标的对账，以及 PAA 认为影响报告期财务结果可比性的某些选定项目。 | ||||||
2026 年第二季度来自原油的调整后 EBITDA 较 2025 年同期增长 19%。2026 年期间的有利结果来自于（i）我们在 2025 年第四季度完成的 Cactus III 管道收购的贡献，（ii）我们管道的更高运输量，以及（iii）市场机会和优化举措，部分被（iv）某些 Permian 长途管道合同费率重置的影响所抵消。
2026 年第二季度来自 NGL 的调整后 EBITDA 较 2025 年同期下降 54%，主要由于2026年5月12日关闭的加拿大 NGL 业务的出售。
Plains GP Holdings
PAGP 在 PAA 的普通合伙人中拥有间接非经济控制权和在 PAA 中的间接有限合伙权益。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8月7日星期五上午 9:00（中部时间）举行联合电话会议，讨论第二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/d62hd2t2/lan/en.
此外，网络直播可以通过我们的网站访问，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。幻灯片将在电话会议前发布于上述网站。
非公认会计原则财务指标及影响可比性的选定项目
为了补充我们根据公认会计原则（GAAP）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目的的现金量。管理层使用的主要额外指标包括调整后的息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDA）、归属于 PAA 的调整后 EBITDA、隐含可分配现金流（Implied Distributable Cash Flow，简称 “DCF”）、调整后的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。调整后的 EBITDA、归属于 PAA 的调整后 EBITDA、隐含 DCF 及某些其他非公认会计原则财务绩效指标与净收入进行对账，而调整后的自由现金流、分配后的调整后自由现金流及某些其他非公认会计原则财务流动性指标与经营活动提供的净现金（根据 GAAP 报告的最直接可比指标）进行对账，具体数据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会计原则及补充财务指标的对账。我们不对前瞻性基础上的非公认会计原则财务指标进行对账，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绩效指标
调整后的 EBITDA 定义为持续经营和终止经营的收益，扣除（i）利息费用，（ii）来自持续经营和终止经营的所得税（费用）/收益，（iii）来自持续经营和终止经营的折旧和摊销（包括我们对非合并实体的折旧和摊销的按比例份额，包括与取消项目相关的减值和减值），（iv）来自持续经营和终止经营的资产销售、资产减值和其他的损益，（v）来自非合并实体的投资收益，净额，以及（vi）某些 Plains 实体之间的本票利息收入，并且（vii）调整某些影响可比性的选定项目。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）细分的调整后 EBITDA 不包括与其他收入/(费用) 相关的金额。
管理层认为，调整后的 EBITDA、归属于 PAA 的调整后 EBITDA 和隐含的 DCF 的呈现为投资者提供了有关我们业绩和运营结果的有用信息，因为这些指标在补充相关的 GAAP 财务指标时，(i) 提供了关于我们运营表现和通过运营产生的现金为我们的合伙人提供分配能力的额外信息，以及 (ii) 为投资者提供了与管理层在财务、运营、薪酬和规划/预算决策基础上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运营结果时是有用的。这些非 GAAP 财务绩效指标可能会排除，例如，(i) 预计将通过发行股权工具来结算的义务的费用，(ii) 与另一期间的基础活动相关的衍生工具的收益和损失（或从前期的调整中反转的收益和损失）、与投资活动相关的衍生工具的收益和损失（例如，线填的购买）或长期库存的购买，以及适用的库存估值调整，(iii) 长期库存成本调整，(iv) 不代表我们运营结果的项目和/或 (v) 我们认为在理解我们的运营表现时应排除的其他项目。这些指标可能会进一步调整，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手开具了其缺口义务的账单，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下的缺口金额。这些金额以随后确认的收入为净额呈现。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 “影响可比性的选定项目”。由于选定项目的性质，某些影响可比性的选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选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选定项目对评估我们的运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选定项目，但您还应意识到，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。我们运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变化的影响。这些类型的变化可能不会在本公告中单独识别，但将在适用时在管理层对我们季度报告（Form 10-Q）中运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（或使用的净现金），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关联方票据，以及线填的购买和销售的影响，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贡献以及相关方票据发行的收益的影响。调整后的自由现金流进一步减去支付给我们优先和普通合伙人的现金分配，以得出分配后的调整自由现金流。
我们还呈现这些指标和其他非 GAAP 财务流动性指标，因为这些指标被投资者认为是有用的。我们呈现调整后的自由现金流（不包括资产和负债的变动）以评估我们在排除因收入或费用的收取、收到或支付的时间波动而导致的流动性和现金流生成能力。调整后的自由现金流（不包括资产和负债的变动）定义为调整后的自由现金流，排除对我们简明合并现金流量表中 “资产和负债的变动，扣除收购” 的影响。此外，我们排除了与加拿大 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，以得出分配后的调整自由现金流（不包括资产和负债的变动）。
非 GAAP 财务指标和终止运营
自2025年6月17日我们与 Keyera 签署出售加拿大 NGL 业务的 SPA 协议起，直到2026年5月12日剥离交易的完成，管理层将该业务视为我们整体公司业绩和近期向我们的单元持有者提供分配能力的一个组成部分。因此，某些非公认会计原则的财务业绩指标，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、隐含的自由现金流（Implied DCF）以及某些非公认会计原则的财务流动性指标，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），以合并基础（例如，持续经营和终止经营的总和）呈现，以提供有关我们历史业绩和经营结果的相关和有用的信息，并帮助调和历史期间呈现的结果。
PLAINS ALL AMERICAN PIPELINE, L.P. 及其子公司
财务摘要（未经审计）
合并简明损益表（单位：百万美元，除每单位数据外）
| 截至 | |||||||||||||||
| 6 月 30 日的三个月 | 截至 | ||||||||||||||
| 6 月 30 日的六个月 | |||||||||||||||
| 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | ||||||||||||
| 收入 | $ | 17,693 | $ | 10,642 | $ | 30,162 | $ | 22,119 | |||||||
| 成本和费用 | |||||||||||||||
| 采购及相关成本 | 16,556 | 9,758 | 28,049 | 20,277 | |||||||||||
| 现场运营成本 | 328 | 286 | 628 | 585 | |||||||||||
| 一般及行政费用 (1) | 110 | 82 | 192 | 168 | |||||||||||
| 折旧和摊销 | 242 | 235 | 486 | 466 | |||||||||||
| 资产出售损失、资产减值及其他净额 | 59 | 42 | 6 | 29 | |||||||||||
| 总成本和费用 | 17,295 | 10,403 | 29,361 | 21,525 | |||||||||||
| 营业收入 | 398 | 239 | 801 | 594 | |||||||||||
| 其他收入/(费用) | |||||||||||||||
| 在未合并实体中的股权收益 | 89 | 94 | 178 | 196 | |||||||||||
| 在未合并实体中的投资收益，净额 | — | — | — | 31 | |||||||||||
| 利息费用，净额 (2) | (153 | ) | (133 | ) | (320 | ) | (260 | ) | |||||||
| 其他收入，净额 (2) | 42 | 31 | 49 | 57 | |||||||||||
| 持续经营的税前收入 | 376 | 231 | 708 | 618 | |||||||||||
| 持续经营的当前所得税费用 | (107 | ) | (1 | ) | (322 | ) | (6 | ) | |||||||
| 持续经营的递延所得税收益/(费用) | 7 | (3 | ) | 222 | (5 | ) | |||||||||
| 持续经营的净收入，扣除税费 | 276 | 227 | 608 | 607 | |||||||||||
| 终止经营的净收入，扣除税费 | 1,649 | 70 | 1,548 | 206 | |||||||||||
| 净收入 | 1,925 | 297 | 2,156 | 813 | |||||||||||
| 归属于非控股权益的净收入 | (95 | ) | (87 | ) | (173 | ) | (160 | ) | |||||||
| 归属于 PAA 的净收入 | $ | 1,830 | $ | 210 | $ | 1,983 | $ | 653 | |||||||
| 每普通单位净收入： | |||||||||||||||
| 分配给普通单元持有者的净收入 — 基本和稀释 | |||||||||||||||
| 持续经营 | $ | 121 | $ | 80 | $ | 322 | $ | 287 | |||||||
| 终止经营 | 1,649 | 70 | 1,548 | 206 | |||||||||||
| 分配给普通单元持有者的净收入 — 基本和稀释 | $ | 1,770 | $ | 150 | $ | 1,870 | $ | 493 | |||||||
| 基本和稀释的加权平均普通单位 | 706 | 703 | 706 | 704 | |||||||||||
| 基本和稀释的每普通单位净收入： | |||||||||||||||
| 持续经营 | $ | 0.17 | $ | 0.11 | $ | 0.46 | $ | 0.41 | |||||||
| 终止经营 | $ | 2.34 | $ | 0.10 | 2.19 | 0.29 | |||||||||
| 基本和稀释的每普通单位净收入 | $ | 2.51 | $ | 0.21 | $ | 2.65 | $ | 0.70 | |||||||
| (1) 截至2026年6月30日的三个月和六个月，一般及行政费用包括约 3400 万美元，因与加拿大 NGL 业务相关的退出成本而在 2026 年第二季度加速的某些费用。 | |||||||||||||||
| (2) 某些 Plains 实体已发行本票，以促进融资。“利息费用，净额” 和 “其他收入，净额” 分别包括截至2026年6月30日的三个月和六个月的 1800 万美元和 4100 万美元，以及截至2025年6月30日的三个月和六个月的 2300 万美元和 4300 万美元，均与相关方本票的利息有关。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、隐含的自由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）
合并简明资产负债表数据（单位：百万美元）
| 2026年6月30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$1,059 和$328）(1) | $ | 6,537 | $ | 4,733 | |
| 净物业和设备 | 16,781 | 16,860 | |||
| 对未合并实体的投资 | 2,817 | 2,846 | |||
| 净无形资产 | 1,610 | 1,754 | |||
| 线填充 | 892 | 900 | |||
| 净长期经营租赁使用权资产 | 172 | 198 | |||
| 长期库存 | 257 | 214 | |||
| 停业业务的长期资产 | — | 2,557 | |||
| 其他长期资产，净 | 152 | 107 | |||
| 资产总计 | $ | 29,218 | $ | 30,169 | |
| 负债和合伙人资本 | |||||
| 流动负债 (2) | $ | 5,859 | $ | 4,931 | |
| 高级票据，净 | 8,373 | 9,118 | |||
| 其他长期债务，净 | 59 | 1,578 | |||
| 长期经营租赁负债 | 194 | 202 | |||
| 停业业务的长期负债 | — | 606 | |||
| 其他长期负债和递延信用 | 442 | 654 | |||
| 负债总计 | 14,927 | 17,089 | |||
| 不包括非控股权益的合伙人资本 | 11,079 | 9,836 | |||
| 非控股权益 | 3,212 | 3,244 | |||
| 合伙人资本总计 | 14,291 | 13,080 | |||
| 负债和合伙人资本总计 | $ | 29,218 | $ | 30,169 | |
| (1) 截至2025年12月31日，停业业务的流动资产为 4.79 亿美元。 | |||||
| (2) 截至2026年6月30日和2025年12月31日，停业业务的流动负债分别为 1.54 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6月30日 | |||||||
| ** | 2025年12月31日 | ||||||
| 短期债务 | $ | 9 | $ | 564 | |||
| 长期债务 | 8,432 | 10,698 | |||||
| 总债务 | $ | 8,441 | $ | 11,262 | |||
| 长期债务 | $ | 8,432 | $ | 10,698 | |||
| 不包括非控股权益的合伙人资本 | 11,079 | 9,836 | |||||
| 不包括非控股权益的总账面资本化（“总账面资本化”） | $ | 19,511 | $ | 20,534 | |||
| 包括短期债务的总账面资本化 | $ | 19,520 | $ | 21,098 | |||
| 长期债务占总账面资本化的比率 | 43 | % | 52 | % | |||
| 包括短期债务的总债务占总账面资本化的比率 | 43 | % | 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 | |||||||||||||||
| 6 月 30 日的三个月 | 截至 | ||||||||||||||
| 6 月 30 日的六个月 | |||||||||||||||
| 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | ||||||||||||
| 每普通单位基本和稀释净收入 | |||||||||||||||
| 持续经营： | |||||||||||||||
| 持续经营的税后收入 | $ | 276 | $ | 227 | $ | 608 | $ | 607 | |||||||
| 归属于非控股权益的净收入 | (95 | ) | (87 | ) | (173 | ) | (160 | ) | |||||||
| 归属于 PAA 的持续经营净收入 | $ | 181 | $ | 140 | $ | 435 | $ | 447 | |||||||
| 向 A 系列优先单位持有者的分配 | (36 | ) | (36 | ) | (72 | ) | (75 | ) | |||||||
| 向 B 系列优先单位持有者的分配 | (16 | ) | (18 | ) | (32 | ) | (35 | ) | |||||||
| 分配给参与证券的金额 | (9 | ) | (7 | ) | (11 | ) | (9 | ) | |||||||
| 回购 A 系列优先单位的影响 | — | — | — | (43 | ) | ||||||||||
| 其他 | 1 | 1 | 2 | 2 | |||||||||||
| 归属于普通单位持有者的持续经营净收入 - 基本和稀释 (1) | $ | 121 | $ | 80 | $ | 322 | $ | 287 | |||||||
| 停止经营： | |||||||||||||||
| 归属于普通单位持有者的停止经营净收入 - 基本和稀释 (2) | $ | 1,649 | $ | 70 | $ | 1,548 | $ | 206 | |||||||
| 归属于普通单位持有者的净收入 - 基本和稀释 | $ | 1,770 | $ | 150 | $ | 1,870 | $ | 493 | |||||||
| 基本和稀释的加权平均普通单位数量 (3) (4) | 706 | 703 | 706 | 704 | |||||||||||
| 基本和稀释每普通单位净收入 | |||||||||||||||
| 持续经营 | $ | 0.17 | $ | 0.11 | $ | 0.46 | $ | 0.41 | |||||||
| 停止经营 | $ | 2.34 | $ | 0.10 | $ | 2.19 | $ | 0.29 | |||||||
| 基本和稀释每普通单位净收入 | $ | 2.51 | $ | 0.21 | $ | 2.65 | $ | 0.70 | |||||||
| (1) 我们根据与当前期间净收入相关的分配计算归属于普通单位持有者的持续经营净收入。在调整适当期间的分配后，剩余的未分配收益或超出收益的分配（如有）将根据我们在该期间有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) 归属于普通单位持有者的停止经营净收入为我们《简明合并经营报表》中所呈现的 “停止经营的税后收入”。 | |||||||||||||||
| (3) 我们的 A 系列优先单位的可能转换在计算 2026 年和2025年6月30日的持续经营每普通单位稀释净收入时被排除，因为其效果是反稀释的。 | |||||||||||||||
| (4) 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) 它们仅在满足绩效条件后归属，并且 (ii) 该绩效条件尚未满足，否则被视为潜在稀释。被视为稀释的股权指数补偿计划奖励根据 FASB 发布的指导中的国库股票法则，基于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（单位：百万）
| 截至 | |||||||
| 2026年6月30日的六个月 | 2025 年 | ||||||
| 经营活动产生的现金流 | |||||||
| 净收入 | $ | 2,156 | $ | 813 | |||
| 净收入与经营活动提供的净现金的调节： | |||||||
| 停业业务的收入，税后 | (1,548 | ) | (206 | ) | |||
| 折旧和摊销 | 486 | 466 | |||||
| 资产出售损失、资产减值及其他，净额 | 6 | 29 | |||||
| 递延所得税（收益）/费用 | (222 | ) | 5 | ||||
| 外币重估的（收益）/损失 | (16 | ) | 4 | ||||
| 在未合并实体中的股权收益 | (178 | ) | (196 | ) | |||
| 从未合并实体的收益分配 | 204 | 256 | |||||
| 在未合并实体中的投资收益，净额 | — | (31 | ) | ||||
| 其他 | 27 | 32 | |||||
| 资产和负债的变动，扣除收购 | 299 | (140 | ) | ||||
| 经营活动提供的现金 - 持续经营 | 1,214 | 1,032 | |||||
| 经营活动提供的现金 - 停业业务 | 159 | 301 | |||||
| 经营活动提供的净现金 | 1,373 | 1,333 | |||||
| 投资活动产生的现金流 | |||||||
| 投资活动使用的现金 - 持续经营 | (349 | ) | (1,317 | ) | |||
| 投资活动提供的现金/(使用的现金) - 停业业务 | 3,451 | (106 | ) | ||||
| 投资活动提供的现金/(使用的现金)(1) (2) | 3,102 | (1,423 | ) | ||||
| 融资活动产生的现金流 | |||||||
| 融资活动提供的现金/(使用的现金)(1) | (3,728 | ) | 182 | ||||
| 汇率调整的影响 | (16 | ) | 19 | ||||
| 现金及现金等价物和受限现金的净增加 | 731 | 111 | |||||
| 现金及现金等价物和受限现金，期初余额 | 328 | 348 | |||||
| 现金及现金等价物和受限现金，期末余额 | $ | 1,059 | $ | 459 | |||
| (1) 某些 Plains 实体已发行本票以促进融资。截止2025年6月30日的六个月，“投资活动提供的现金/(使用的现金)” 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 “融资活动提供的现金/(使用的现金)” 中。 | |||||||
| (2) 截至2026年6月30日的六个月，包括来自出售加拿大 NGL 业务的净现金流入约 34.83 亿美元（扣除现金剥离）。截至2025年6月30日的六个月，包括 681 百万美元的现金流出用于附加收购。 | |||||||
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财务摘要（未经审计）
资本支出 (1)（单位：百万）
| 净额归 PAA**(2)** | 合并 | ||||||||||||||||||||||
| 截至 | |||||||||||||||||||||||
| 2026年6月30日的三个月 | 截至 | ||||||||||||||||||||||
| 2026年6月30日的六个月 | 截至 | ||||||||||||||||||||||
| 2025年6月30日的三个月 | 截至 | ||||||||||||||||||||||
| 2025年6月30日的六个月 | |||||||||||||||||||||||
| 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | ||||||||||||||||
| 投资资本支出： | |||||||||||||||||||||||
| 原油 | $ | 88 | $ | 126 | $ | 147 | $ | 215 | $ | 113 | $ | 160 | $ | 196 | $ | 280 | |||||||
| NGL(3) | 7 | 27 | 10 | 68 | 7 | 27 | 10 | 68 | |||||||||||||||
| 总投资资本支出 | 95 | 153 | 157 | 283 | 120 | 187 | 206 | 348 | |||||||||||||||
| 总维护资本支出 (4) | 41 | 58 | 83 | 97 | 47 | 64 | 93 | 105 | |||||||||||||||
| 总投资和维护 | |||||||||||||||||||||||
| 资本支出 | $ | 136 | $ | 211 | $ | 240 | $ | 380 | $ | 167 | $ | 251 | $ | 299 | $ | 453 | |||||||
| (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) 有关停业业务的金额，请参见 “停业业务明细” 部分。 | |||||||||||||||||||||||
| (4) 有关停业业务的金额，请参见 “按 NGL 选择的财务数据” 部分。 | |||||||||||||||||||||||
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财务摘要（未经审计）
非 GAAP 调节
（单位：百万，除每单位和比率数据外）
| 每普通单位基本和稀释调整后净收入的计算 (1) (2): | |||||||||||||||
| 截至 | |||||||||||||||
| 6 月 30 日的三个月 | 截至 | ||||||||||||||
| 6 月 30 日的六个月 | |||||||||||||||
| 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | ||||||||||||
| 每普通单位基本和稀释调整后净收入 | |||||||||||||||
| 归属于 PAA 的净收入 | $ | 1,830 | $ | 210 | $ | 1,983 | $ | 653 | |||||||
| 影响可比性的选定项目 - 归属于 PAA 的调整后净收入 (3) | (1,482 | ) | 102 | (1,309 | ) | 34 | |||||||||
| 归属于 PAA 的调整后净收入 | $ | 348 | $ | 312 | $ | 674 | $ | 687 | |||||||
| 向 A 系列优先单位持有者的分配 | (36 | ) | (36 | ) | (72 | ) | (75 | ) | |||||||
| 向 B 系列优先单位持有者的分配 | (16 | ) | (18 | ) | (32 | ) | (35 | ) | |||||||
| 分配给参与证券的金额 | (9 | ) | (7 | ) | (11 | ) | (9 | ) | |||||||
| 回购 A 系列优先单位的影响 | — | — | — | (43 | ) | ||||||||||
| 其他 | 1 | 1 | 2 | 2 | |||||||||||
| 分配给普通单位持有者的调整后净收入 | $ | 288 | $ | 252 | $ | 561 | $ | 527 | |||||||
| 基本和稀释的加权平均普通单位数量 (4) (5) | 706 | 703 | 706 | 704 | |||||||||||
| 每普通单位基本和稀释调整后净收入 | $ | 0.41 | $ | 0.36 | $ | 0.80 | $ | 0.75 | |||||||
| (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额外分配（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) 包括所有呈现期间的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6月30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) 它们仅在满足绩效条件后归属，并且 (ii) 该绩效条件尚未满足，否则被视为潜在稀释。被视为稀释的股权指数补偿计划奖励根据剩余的未摊销公允价值进行假设的普通单位回购，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 | |||||||||||||
| 6 月 30 日的三个月 | 截至 | ||||||||||||
| 6 月 30 日的六个月 | |||||||||||||
| 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | ||||||||||
| 每普通单位基本和稀释净收入 | $ | 2.51 | $ | 0.21 | $ | 2.65 | $ | 0.70 | |||||
| 每普通单位影响可比性的选定项目 (2) | (2.10 | ) | 0.15 | (1.85 | ) | 0.05 | |||||||
| 每普通单位基本和稀释调整后净收入 | $ | 0.41 | $ | 0.36 | $ | 0.80 | $ | 0.75 | |||||
| (1) 包括所有呈现期间的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 | |||||||||||||||
| 6 月 30 日的三个月 | 截至 | ||||||||||||||
| 6 月 30 日的六个月 | |||||||||||||||
| 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | ||||||||||||
| 净收入 (1) | $ | 1,925 | $ | 297 | $ | 2,156 | $ | 813 | |||||||
| 利息支出，扣除某些项目后净额 (2) | 135 | 110 | 279 | 217 | |||||||||||
| 持续经营的所得税费用 | 100 | 4 | 100 | 11 | |||||||||||
| 停业业务的所得税费用 | 2 | 26 | 77 | 69 | |||||||||||
| 持续经营的折旧和摊销 | 242 | 235 | 486 | 466 | |||||||||||
| 停业业务的折旧和摊销 | — | 27 | — | 57 | |||||||||||
| 持续经营的资产销售损失、资产减值及其他净额 | 59 | 42 | 6 | 29 | |||||||||||
| 停业业务的资产销售及其他的（收益）/损失净额 | (1,637 | ) | 13 | (1,605 | ) | 13 | |||||||||
| 对非合并实体投资的收益净额 | — | — | — | (31 | ) | ||||||||||
| 非合并实体的折旧和摊销 (3) | 21 | 20 | 42 | 40 | |||||||||||
| 影响可比性的选定项目 - 调整后 EBITDA(1) (4) | 32 | 38 | 190 | 9 | |||||||||||
| 调整后 EBITDA(1) | $ | 879 | $ | 812 | $ | 1,731 | $ | 1,693 | |||||||
| 归属于非控股权益的调整后 EBITDA | (141 | ) | (140 | ) | (263 | ) | (267 | ) | |||||||
| 归属于 PAA 的调整后 EBITDA(1) | $ | 738 | $ | 672 | $ | 1,468 | $ | 1,426 | |||||||
| 调整后 EBITDA(1) | $ | 879 | $ | 812 | $ | 1,731 | $ | 1,693 | |||||||
| 利息支出，扣除某些非现金及其他项目 (5) | (128 | ) | (107 | ) | (269 | ) | (211 | ) | |||||||
| 持续经营的维护资本 | (38 | ) | (44 | ) | (73 | ) | (77 | ) | |||||||
| 停业业务的维护资本 | (9 | ) | (20 | ) | (20 | ) | (28 | ) | |||||||
| 非控股权益的投资资本 (6) | (25 | ) | (33 | ) | (49 | ) | (64 | ) | |||||||
| 当前所得税费用，扣除与 | |||||||||||||||
| 加拿大 NGL 业务剥离相关的某些税务影响 (1) (7) | (26 | ) | (15 | ) | (69 | ) | (60 | ) | |||||||
| 超过/(少于) 调整后 | |||||||||||||||
| 权益收益的非合并实体分配 (8) | (1 | ) | 22 | (12 | ) | 19 | |||||||||
| 对非控股权益的分配 (9) | (102 | ) | (97 | ) | (205 | ) | (229 | ) | |||||||
| 隐含的 DCF(1) | $ | 550 | $ | 518 | $ | 1,034 | $ | 1,043 | |||||||
| 优先单位现金分配支付 (9) | (52 | ) | (53 | ) | (105 | ) | (117 | ) | |||||||
| 可供普通单位持有人的隐含 DCF(1) | $ | 498 | $ | 465 | $ | 929 | $ | 926 | |||||||
| 加权平均普通单位流通股数 | 706 | 703 | 706 | 704 | |||||||||||
| 加权平均普通单位及普通单位等价物 | 764 | 761 | 764 | 764 | |||||||||||
| 每普通单位隐含 DCF(1) (10) | $ | 0.71 | $ | 0.66 | $ | 1.32 | $ | 1.32 | |||||||
| 每普通单位及普通单位等价物隐含 DCF(1) (11) | $ | 0.70 | $ | 0.66 | $ | 1.31 | $ | 1.32 | |||||||
| 每普通单位现金分配支付 | $ | 0.4175 | $ | 0.3800 | $ | 0.8350 | $ | 0.7600 | |||||||
| 普通单位现金分配 (9) | $ | 295 | $ | 267 | $ | 589 | $ | 535 | |||||||
| 普通单位分配覆盖比率 (1) | 1.69x | 1.74x | 1.58x | 1.73x | |||||||||||
| 隐含的 DCF 超额 (1) | $ | 203 | $ | 198 | $ | 340 | $ | 391 | |||||||
| (1) 包括所有报告期的持续经营和停业经营的结果。 | |||||||||||||||
| (2) 表示在我们的简明合并经营报表中报告的 “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) 调整以排除我们在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记）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，并且是扣除与某些 Plains 实体之间的本票相关的利息收入后的净额。 | |||||||||||||||
| (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) 包括来自持续经营和停业经营的当前所得税费用，调整与加拿大 NGL 业务剥离相关的某些规划和重组活动的当前所得税费用，这些活动在 2026 年第一和第二季度需要确认所得税后果。 | |||||||||||||||
| (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（调整我们在非合并实体的折旧和摊销的比例份额，包括与取消项目和减值相关的减记，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) 报告期内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) 报告期内可供普通单位持有人的隐含 DCF，扣除支付的 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，并根据惯例的反稀释调整进行转换，部分或全部，受某些最低转换金额的限制。 | |||||||||||||||
平原全美管道公司及其子公司
财务摘要（未经审计）
每普通单位净收入与隐含现金流折现每普通单位及普通单位等价物的调节（1）:
| 截至 | |||||||||||||
| 6 月 30 日的三个月 | 截至 | ||||||||||||
| 6 月 30 日的六个月 | |||||||||||||
| 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | ||||||||||
| 每普通单位基本净收入 | $ | 2.51 | $ | 0.21 | $ | 2.65 | $ | 0.70 | |||||
| 每普通单位调节项目 (2) (3) | (1.80 | ) | 0.45 | (1.33 | ) | 0.62 | |||||||
| 每普通单位隐含现金流折现 | $ | 0.71 | $ | 0.66 | $ | 1.32 | $ | 1.32 | |||||
| 每普通单位基本净收入 | $ | 2.51 | $ | 0.21 | $ | 2.65 | $ | 0.70 | |||||
| 每普通单位及普通单位等价物调节项目 (2) (4) | (1.81 | ) | 0.45 | (1.34 | ) | 0.62 | |||||||
| 每普通单位及普通单位等价物隐含现金流折现 | $ | 0.70 | $ | 0.66 | $ | 1.31 | $ | 1.32 | |||||
| (1) 包括所列所有期间的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现金流折现。有关更多信息，请参见 “净收入到调整后 EBITDA 归属于 PAA 及隐含现金流折现调节” 表。 | |||||||||||||
| (3) 基于所列期间的加权平均普通单位流通量分别为 7.06 亿、7.03 亿、7.06 亿和 7.04 亿。 | |||||||||||||
| (4) 基于所列期间的加权平均普通单位流通量，以及加权平均 A 系列优先单位流通量分别为 5800 万、5800 万、5800 万和 6000 万。 | |||||||||||||
平原全美管道公司及其子公司
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 | |||||||||||||||
| 6 月 30 日的三个月 | 截至 | ||||||||||||||
| 6 月 30 日的六个月 | |||||||||||||||
| 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | ||||||||||||
| 经营活动提供的净现金 | $ | 956 | $ | 694 | $ | 1,373 | $ | 1,333 | |||||||
| 调节经营活动提供的净现金至 | |||||||||||||||
| 调整后的自由现金流: | |||||||||||||||
| 投资活动提供的净现金/(使用的净现金)(2) (3) | 3,335 | (274 | ) | 3,102 | (1,423 | ) | |||||||||
| 来自非控股权益的现金贡献 | — | 25 | — | 29 | |||||||||||
| 支付给非控股权益的现金分配 (4) | (102 | ) | (97 | ) | (205 | ) | (229 | ) | |||||||
| 相关方票据发行的收益 (2) | — | — | — | 330 | |||||||||||
| 调整后的自由现金流 (5) | $ | 4,189 | $ | 348 | $ | 4,270 | $ | 40 | |||||||
| 现金分配 (6) | (347 | ) | (320 | ) | (694 | ) | (652 | ) | |||||||
| 分配后的调整自由现金流 (5) (7) | $ | 3,842 | $ | 28 | $ | 3,576 | $ | (612 | ) | ||||||
| 截至 | |||||||||||||||
| 6 月 30 日的三个月 | 截至 | ||||||||||||||
| 6 月 30 日的六个月 | |||||||||||||||
| 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | ||||||||||||
| 调整后的自由现金流 (5) | $ | 4,189 | $ | 348 | $ | 4,270 | $ | 40 | |||||||
| 资产和负债的变动，扣除收购影响 (8) | (178 | ) | (6 | ) | (75 | ) | 134 | ||||||||
| 调整后的自由现金流（不包括资产和负债的变动）(9) | $ | 4,011 | $ | 342 | $ | 4,195 | $ | 174 | |||||||
| 现金分配 (6) | (347 | ) | (320 | ) | (694 | ) | (652 | ) | |||||||
| 分配后的调整自由现金流（不包括资产和负债的变动） | |||||||||||||||
| (9) | $ | 3,664 | $ | 22 | $ | 3,501 | $ | (478 | ) | ||||||
| (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 实体已发行承诺票据，以促进融资。“相关方票据发行的收益” 与我们在相关方票据中的投资相关的现金流出相等且抵消，该现金流出包含在 “投资活动提供的净现金/(使用的净现金)” 中。 | |||||||||||||||
| (3) 截至2026年6月30日的三个月和六个月，包括来自出售加拿大 NGL 业务的收益（扣除现金剥离）约 34.83 亿美元的净现金流入。截止2025年6月30日的六个月，包括 681 百万美元的净现金流出用于附加收购。 | |||||||||||||||
| (4) 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金额。分配后的调整自由现金流的短缺（如有）可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借款来资助。 | |||||||||||||||
| (6) 报告期内支付给优先和普通合伙人的现金分配。 | |||||||||||||||
| (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短缺可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借款来资助。 | |||||||||||||||
| (8) 不包括与加拿大 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，排除因收入或支出发生时间的波动而导致的期间差异。 | |||||||||||||||
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（单位：百万）
| 截至 | |||||||||||||||
| 6 月 30 日的三个月 | 截至 | ||||||||||||||
| 6 月 30 日的六个月 | |||||||||||||||
| 影响可比性的选定项目：****(1) (2) | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |||||||||||
| 衍生活动和库存估值调整 (3) | $ | 47 | $ | (8 | ) | $ | (242 | ) | $ | 27 | |||||
| 长期库存成本调整 (4) | (64 | ) | (19 | ) | 49 | (17 | ) | ||||||||
| 最低交易量承诺下的不足，净额 (5) | 4 | 9 | 36 | 16 | |||||||||||
| 与已终止业务相关的铁路车队摊销费用 (6) | 3 | — | 11 | — | |||||||||||
| 股权挂钩薪酬费用 (7) | (10 | ) | (8 | ) | (20 | ) | (18 | ) | |||||||
| 外币重估 (8) | 22 | (9 | ) | 16 | (9 | ) | |||||||||
| 有条件对价公允价值调整 (9) | — | — | (6 | ) | — | ||||||||||
| 加拿大 NGL 业务退出的影响 (10) | (34 | ) | — | (34 | ) | — | |||||||||
| 交易相关费用 (11) | — | (3 | ) | — | (8 | ) | |||||||||
| 影响可比性的选定项目 - 调整后的 EBITDA | $ | (32 | ) | $ | (38 | ) | $ | (190 | ) | $ | (9 | ) | |||
| 对非控股权益的影响的选定项目 | — | — | — | 31 | |||||||||||
| 资产销售、资产减值及其他的收益/(损失)，净额 | 1,578 | (55 | ) | 1,599 | (42 | ) | |||||||||
| 与加拿大 NGL 业务剥离相关的当前所得税费用 (12) | (152 | ) | — | (368 | ) | — | |||||||||
| 与加拿大 NGL 业务剥离相关的递延所得税收益 (12) | 78 | — | 217 | — | |||||||||||
| 影响可比性的选定项目的税收影响 | 10 | (9 | ) | 54 | (12 | ) | |||||||||
| 影响非控股权益的选定项目的总和 | — | — | (3 | ) | (2 | ) | |||||||||
| 影响可比性的选定项目 - 调整后归属于 PAA 的净收入 | $ | 1,482 | $ | (102 | ) | $ | 1,309 | $ | (34 | ) | |||||
| (1) 我们某些非 GAAP 财务指标可能未受到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 及隐含的 DCF 的调节” 以及 “每普通单位基本和稀释调整后净收入的计算” 表格。 | |||||||||||||||
| (2) 包括所有报告期内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，我们识别衍生工具与基础交易之间收益的时间差异，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衍生工具的收益和损失。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，并且不使用衍生工具对库存进行对冲（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（由于市场价格波动导致）和因价格下跌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有某些协议，要求交易对手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交易对手签订的，以经济支持必要的资本支出回报以建造相关资产。这些协议中的一些包括如果未达到最低交易量的补偿权。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交易对手的不足义务金额。如果交易对手与不足相关的补偿权，我们将推迟与交易对手的补偿权相关的收入，并在不足量交付或发货、补偿权到期或确定交易对手使用补偿权的能力极小时，确认收入。我们将计入与交易对手的不足义务相关的账单金额的影响，净额为随后确认的收入或股权收益，作为影响可比性的选定项目。我们认为，包含与该期间合同承诺的收入对投资者是有意义的，因为相关资产已建成，准备提供承诺的服务，并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，持续经营和已终止经营的总和）呈现调整后的 EBITDA 和隐含的 DCF 提供了更相关和有用的信息，关于我们的业绩和运营结果，而不是仅按持续经营或已终止经营的基础呈现这些指标。因此，我们包括与加拿大 NGL 业务相关的铁路车队摊销的影响的调整。 | |||||||||||||||
| (7) 我们的总股权挂钩薪酬费用包括与将以单位结算和将以现金结算的奖励相关的费用。将以单位结算的奖励在适用的绩效标准满足时包含在我们的每单位稀释净收入计算中。我们将与这些奖励相关的薪酬费用视为影响可比性的选定项目，因为未稀释的奖励的稀释影响包含在我们的每单位稀释净收入计算中（如适用）。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) 在报告期内，加拿大元与美元的价值波动，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。我们将此类收益支付的估计公允价值的非现金变化视为影响可比性的选定项目。 | |||||||||||||||
| (10) 代表与 2026 年 5 月加拿大 NGL 业务剥离相关的退出活动的某些一般和行政费用的加速。这些成本与我们的核心运营表现无关，因此在确定部门调整后的 EBITDA 时被排除。 | |||||||||||||||
| (11) 主要与期间内发生的交易特定费用相关。 | |||||||||||||||
| (12) 与加拿大 NGL 业务剥离相关，我们在组织结构内完成了某些规划和重组活动，这些活动产生了需要在 2026 年第一和第二季度确认的所得税后果。我们将加拿大 NGL 业务剥离的影响视为影响可比性的选定项目。 | |||||||||||||||
平原美国管道公司及其子公司
财务摘要（未经审计）
按原油选择的财务数据
（单位：百万）
| 截至 | ||||||||||||||||
| 6 月 30 日的三个月 | 截至 | |||||||||||||||
| 6 月 30 日的六个月 | ||||||||||||||||
| 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |||||||||||||
| 收入 (1) | $ | 17,760 | $ | 10,622 | $ | 30,309 | $ | 22,061 | ||||||||
| 采购及相关成本 (1) | (16,632 | ) | (9,742 | ) | (28,211 | ) | (20,231 | ) | ||||||||
| 现场运营成本 (2) | (325 | ) | (279 | ) | (616 | ) | (571 | ) | ||||||||
| 部门一般及管理费用 (2) (3) | (108 | ) | (75 | ) | (184 | ) | (155 | ) | ||||||||
| 在未合并实体中的权益收益 | 89 | 94 | 178 | 196 | ||||||||||||
| 调整:(4) | ||||||||||||||||
| 未合并实体的折旧和摊销 | 21 | 20 | 42 | 40 | ||||||||||||
| 衍生活动和库存估值调整 | (74 | ) | 52 | 56 | 28 | |||||||||||
| 长期库存成本调整 | 67 | 17 | (45 | ) | 18 | |||||||||||
| 最低交易量承诺下的缺口，净额 | (4 | ) | (9 | ) | (36 | ) | (16 | ) | ||||||||
| 权益挂钩薪酬费用 | 10 | 8 | 20 | 18 | ||||||||||||
| 外币重估 | (8 | ) | 9 | (13 | ) | 9 | ||||||||||
| 加拿大 NGL 业务退出的影响 | 34 | — | 34 | — | ||||||||||||
| 交易相关费用 | — | 3 | — | 8 | ||||||||||||
| 属于非控股权益的部门金额 (5) | (140 | ) | (140 | ) | (262 | ) | (265 | ) | ||||||||
| 原油部门调整后的 EBITDA / 原油调整后的 EBITDA | $ | 690 | $ | 580 | $ | 1,272 | $ | 1,140 | ||||||||
| 原油维护资本支出 | $ | 38 | $ | 43 | $ | 72 | $ | 74 | ||||||||
| (1) 包括部门间金额。 | ||||||||||||||||
| (2) 现场运营成本和部门一般及管理费用包括权益挂钩薪酬费用。 | ||||||||||||||||
| (3) 部门一般及管理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。这些调整中的许多也被视为影响可比性的选定项目，在计算合并非 GAAP 财务指标（如调整后的 EBITDA）时。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。 | ||||||||||||||||
平原美国管道公司及其子公司
财务摘要（未经审计）
按 NGL 选择的财务数据
（单位：百万）
| 截至 | ||||||||||||||||
| 6 月 30 日的三个月 | 截至 | |||||||||||||||
| 6 月 30 日的六个月 | ||||||||||||||||
| 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |||||||||||||
| 收入 (1) | $ | 22 | $ | 26 | $ | 61 | $ | 67 | ||||||||
| 采购及相关成本 (1) | (13 | ) | (22 | ) | (46 | ) | (55 | ) | ||||||||
| 现场运营成本 (2) | (3 | ) | (7 | ) | (12 | ) | (14 | ) | ||||||||
| 部门一般及管理费用 (2) (3) | (2 | ) | (7 | ) | (8 | ) | (13 | ) | ||||||||
| NGL 部门调整后的 EBITDA(4) | $ | 4 | $ | (10 | ) | $ | (5 | ) | $ | (15 | ) | |||||
| NGL 停业业务的调整后 EBITDA(5) | 36 | 97 | 191 | 291 | ||||||||||||
| NGL 的调整后 EBITDA | $ | 40 | $ | 87 | $ | 186 | $ | 276 | ||||||||
| NGL 持续运营的维护资本支出 | $ | — | $ | 1 | $ | 1 | $ | 3 | ||||||||
| NGL 停业业务的维护资本支出 | 9 | 20 | 20 | 28 | ||||||||||||
| NGL 维护资本支出 | $ | 9 | $ | 21 | $ | 21 | $ | 31 | ||||||||
| (1) 包括部门间金额。 | ||||||||||||||||
| (2) 现场运营成本和部门一般及管理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) 部门一般及管理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) 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 “调整后 EBITDA 与 NGL 停业业务的对账” 表，以对账至根据 GAAP 报告的最直接可比指标。 | ||||||||||||||||
平原美国管道公司及其子公司
财务摘要（未经审计）
停业业务详情
（单位：百万）
已终止运营的收入组成，税后净额：
| 截至 | |||||||||||||||
| 6 月 30 日的三个月 | 截至 | ||||||||||||||
| 6 月 30 日的六个月 | |||||||||||||||
| 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | ||||||||||||
| 收入 | $ | 54 | $ | 211 | $ | 350 | $ | 745 | |||||||
| 成本和费用： | |||||||||||||||
| 采购及相关成本 | — | 10 | 205 | 252 | |||||||||||
| 现场运营成本 | 37 | 53 | 108 | 122 | |||||||||||
| 一般及行政费用 | 3 | 12 | 17 | 26 | |||||||||||
| 折旧和摊销 | — | 27 | — | 57 | |||||||||||
| 资产出售及其他的（收益）/损失，净额 | (1,637 | ) | 13 | (1,605 | ) | 13 | |||||||||
| 总成本和费用 | (1,597 | ) | 115 | (1,275 | ) | 470 | |||||||||
| 税前已终止运营的收入 | 1,651 | 96 | 1,625 | 275 | |||||||||||
| 当前所得税费用 | (71 | ) | (14 | ) | (115 | ) | (54 | ) | |||||||
| 递延所得税（费用）/收益 | 69 | (12 | ) | 38 | (15 | ) | |||||||||
| 已终止运营的收入，税后净额 | $ | 1,649 | $ | 70 | $ | 1,548 | $ | 206 | |||||||
已终止运营的 NGL 调整后 EBITDA 的调节：
| 截至 | |||||||||||||||
| 6 月 30 日的三个月 | 截至 | ||||||||||||||
| 6 月 30 日的六个月 | |||||||||||||||
| 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | ||||||||||||
| 已终止运营的收入，税后净额 | $ | 1,649 | $ | 70 | $ | 1,548 | $ | 206 | |||||||
| 已终止运营的所得税费用 | 2 | 26 | 77 | 69 | |||||||||||
| 已终止运营的折旧和摊销 | — | 27 | — | 57 | |||||||||||
| 已终止运营的资产出售及其他的（收益）/损失 | (1,637 | ) | 13 | (1,605 | ) | 13 | |||||||||
| 与已终止运营相关的调整 (1)： | |||||||||||||||
| 衍生活动和库存估值调整 | 27 | (44 | ) | 186 | (55 | ) | |||||||||
| 长期库存成本调整 | (3 | ) | 2 | (4 | ) | (1 | ) | ||||||||
| 与已终止运营相关的铁路车队摊销费用 | (3 | ) | — | (11 | ) | — | |||||||||
| 外币重估 | 1 | 3 | — | 2 | |||||||||||
| NGL 已终止运营的调整后 EBITDA | $ | 36 | $ | 97 | $ | 191 | $ | 291 | |||||||
| (1) 有关更多信息，请参见 “影响可比性的选定项目” 表。 | |||||||||||||||
来自已终止运营的 NGL 投资资本：
| 截至 | ||||||||||||
| 6 月 30 日的三个月 | 截至 | |||||||||||
| 6 月 30 日的六个月 | ||||||||||||
| 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |||||||||
| 来自已终止运营的 NGL 投资资本支出 | $ | 7 | $ | 27 | $ | 10 | $ | 68 | ||||
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 | |||||||
| 6 月 30 日的三个月 | 截至 | ||||||
| 6 月 30 日的六个月 | |||||||
| 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | ||||
| 原油量 | |||||||
| 原油管道运费（按地区） | |||||||
| 二叠纪盆地 (2) | 8,045 | 7,223 | 7,910 | 7,047 | |||
| 南德克萨斯州 / 鹰福德 (2) | 527 | 542 | 521 | 517 | |||
| 中部地区 (2) | 575 | 537 | 525 | 477 | |||
| 海湾沿岸 (2) | 241 | 219 | 224 | 216 | |||
| 洛基山脉 (2) | 519 | 508 | 477 | 501 | |||
| 西部 | 345 | 289 | 310 | 268 | |||
| 加拿大 | 343 | 341 | 351 | 348 | |||
| 总原油管道运费 (2) | 10,595 | 9,659 | 10,318 | 9,374 | |||
| NGL 量**(3)** | |||||||
| NGL 分馏 | 97 | 151 | 131 | 154 | |||
| NGL 管道运费 | 69 | 225 | 159 | 230 | |||
| 丙烷和丁烷销售 | 17 | 54 | 76 | 100 | |||
| (1) 平均量以千桶/天计算，计算方法为在该期间内归属于我们在非合并实体或通过不分割的合资企业拥有的资产的总量除以该期间的天数。期间内收购的资产的量代表我们实际拥有资产的天数的总量除以该期间的天数。 | |||||||
| (2) 包括来自非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 调节
（以百万计）
归属于 PAA 的补充调整后 EBITDA 调节：
| 截至 | ||||||||||||||
| 6 月 30 日的三个月 | 截至 | |||||||||||||
| 6 月 30 日的六个月 | ||||||||||||||
| 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |||||||||||
| 原油部门调整后 EBITDA | $ | 690 | $ | 580 | $ | 1,272 | $ | 1,140 | ||||||
| NGL 部门调整后 EBITDA | 4 | (10 | ) | (5 | ) | (15 | ) | |||||||
| NGL 停业业务的调整后 EBITDA(1) | 36 | 97 | 191 | 291 | ||||||||||
| 调整后的其他收入，净额 (2) | 8 | 5 | 10 | 10 | ||||||||||
| 归属于 PAA 的调整后 EBITDA(3) | $ | 738 | $ | 672 | $ | 1,468 | $ | 1,426 | ||||||
| (1) 请参见 “来自 NGL 停业业务的调整后 EBITDA 的调节” 表以获取与根据 GAAP 报告的最直接可比指标的调节。 | ||||||||||||||
| (2) 表示在我们的简明合并经营报表中报告的 “其他收入，净额”，不包括某些 Plains 实体之间的承诺票据的利息收入，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。 | ||||||||||||||
| (3) 请参见 “归属于 PAA 的调整后 EBITDA 与净收入的调节” 表以获取与净收入的调节。 | ||||||||||||||
PLAINS GP HOLDINGS 及其子公司
财务摘要（未经审计）
简明合并经营报表
（以百万计，除每股数据外）
| 截至 | ||||||||||||||||||||||||
| 2026年6月30日的三个月 | 截至 | |||||||||||||||||||||||
| 2025年6月30日的三个月 | ||||||||||||||||||||||||
| 合并 | 合并 | |||||||||||||||||||||||
| PAA | 调整**(1)** | PAGP | PAA | 调整**(1)** | PAGP | |||||||||||||||||||
| 收入 | $ | 17,693 | $ | — | $ | 17,693 | $ | 10,642 | $ | — | $ | 10,642 | ||||||||||||
| 成本和费用 | ||||||||||||||||||||||||
| 采购及相关成本 | 16,556 | — | 16,556 | 9,758 | — | 9,758 | ||||||||||||||||||
| 现场运营成本 | 328 | — | 328 | 286 | — | 286 | ||||||||||||||||||
| 一般及行政费用 (2) | 110 | 1 | 111 | 82 | 2 | 84 | ||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | 242 | — | 242 | 235 | — | 235 | ||||||||||||||||||
| 资产销售损失、资产减值及其他净额 | 59 | — | 59 | 42 | — | 42 | ||||||||||||||||||
| 总成本和费用 | 17,295 | 1 | 17,296 | 10,403 | 2 | 10,405 | ||||||||||||||||||
| 营业收入 | 398 | (1 | ) | 397 | 239 | (2 | ) | 237 | ||||||||||||||||
| 其他收入/(费用) | ||||||||||||||||||||||||
| 非合并实体的股权收益 | 89 | — | 89 | 94 | — | 94 | ||||||||||||||||||
| 利息费用，净额 | (153 | ) | 18 | (135 | ) | (133 | ) | 23 | (110 | ) | ||||||||||||||
| 其他收入，净额 | 42 | (18 | ) | 24 | 31 | (23 | ) | 8 | ||||||||||||||||
| 持续经营的收入 | ||||||||||||||||||||||||
| 税前 | 376 | (1 | ) | 375 | 231 | (2 | ) | 229 | ||||||||||||||||
| 持续经营的当前所得税费用 | (107 | ) | — | (107 | ) | (1 | ) | — | (1 | ) | ||||||||||||||
| 持续经营的递延所得税收益/(费用) | ||||||||||||||||||||||||
| 7 | (109 | ) | (102 | ) | (3 | ) | (12 | ) | (15 | ) | ||||||||||||||
| 持续经营的收入， | ||||||||||||||||||||||||
| 税后 | 276 | (110 | ) | 166 | 227 | (14 | ) | 213 | ||||||||||||||||
| 来自终止经营的收入， | ||||||||||||||||||||||||
| 税后 | 1,649 | — | 1,649 | 70 | — | 70 | ||||||||||||||||||
| 净收入 | 1,925 | (110 | ) | 1,815 | 297 | (14 | ) | 283 | ||||||||||||||||
| 归属于非控股权益的净收入 | (95 | ) | (1,331 | ) | (1,426 | ) | (87 | ) | (166 | ) | (253 | ) | ||||||||||||
| 归属于 PAGP 的净收入 | $ | 1,830 | $ | (1,441 | ) | $ | 389 | $ | 210 | $ | (180 | ) | $ | 30 | ||||||||||
| 每股基本净收入/(亏损)(3)： | ||||||||||||||||||||||||
| 持续经营 | $ | (0.37 | ) | $ | 0.05 | |||||||||||||||||||
| 终止经营 | $ | 2.34 | $ | 0.10 | ||||||||||||||||||||
| 每股基本净收入 | $ | 1.97 | $ | 0.15 | ||||||||||||||||||||
| 每股稀释净收入/(亏损)(3)： | ||||||||||||||||||||||||
| 持续经营 | $ | (0.37 | ) | $ | 0.05 | |||||||||||||||||||
| 终止经营 | $ | 2.34 | $ | 0.10 | ||||||||||||||||||||
| 每股稀释净收入 | $ | 1.97 | $ | 0.15 | ||||||||||||||||||||
| (1) 表示为 PAGP 生成合并财务报表所需的总合并调整。 | ||||||||||||||||||||||||
| (2) 截至2026年6月30日的三个月中，一般及行政费用包括约 3400 万美元，涉及由于与加拿大 NGL 业务相关的退出成本而在 2026 年第二季度加速的某些费用。 | ||||||||||||||||||||||||
| (3) 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）
简明合并经营报表
（以百万计，除每股数据外）
| 截至 | ||||||||||||||||||||||||
| 2026年6月30日的六个月 | 截至 | |||||||||||||||||||||||
| 2025年6月30日的六个月 | ||||||||||||||||||||||||
| 合并 | 合并 | |||||||||||||||||||||||
| PAA | 调整**(1)** | PAGP | PAA | 调整**(1)** | PAGP | |||||||||||||||||||
| 收入 | $ | 30,162 | $ | — | $ | 30,162 | $ | 22,119 | $ | — | $ | 22,119 | ||||||||||||
| 成本和费用 | ||||||||||||||||||||||||
| 采购及相关成本 | 28,049 | — | 28,049 | 20,277 | — | 20,277 | ||||||||||||||||||
| 现场运营成本 | 628 | — | 628 | 585 | — | 585 | ||||||||||||||||||
| 一般及行政费用 (2) | 192 | 3 | 195 | 168 | 3 | 171 | ||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | 486 | — | 486 | 466 | — | 466 | ||||||||||||||||||
| 资产出售损失、资产减值及其他净额 | 6 | — | 6 | 29 | — | 29 | ||||||||||||||||||
| 总成本和费用 | 29,361 | 3 | 29,364 | 21,525 | 3 | 21,528 | ||||||||||||||||||
| 营业收入 | 801 | (3 | ) | 798 | 594 | (3 | ) | 591 | ||||||||||||||||
| 其他收入/(费用) | ||||||||||||||||||||||||
| 在未合并实体中的股权收益 | 178 | — | 178 | 196 | — | 196 | ||||||||||||||||||
| 在未合并实体中的投资收益，净额 | — | — | — | 31 | — | 31 | ||||||||||||||||||
| 利息费用，净额 | (320 | ) | 41 | (279 | ) | (260 | ) | 43 | (217 | ) | ||||||||||||||
| 其他收入，净额 | 49 | (41 | ) | 8 | 57 | (43 | ) | 14 | ||||||||||||||||
| 持续经营的收入 | ||||||||||||||||||||||||
| 税前 | 708 | (3 | ) | 705 | 618 | (3 | ) | 615 | ||||||||||||||||
| 持续经营的当前所得税费用 | (322 | ) | — | (322 | ) | (6 | ) | — | (6 | ) | ||||||||||||||
| 持续经营的递延所得税收益/(费用) | ||||||||||||||||||||||||
| 222 | (116 | ) | 106 | (5 | ) | (35 | ) | (40 | ) | |||||||||||||||
| 持续经营的收入， | ||||||||||||||||||||||||
| 税后 | 608 | (119 | ) | 489 | 607 | (38 | ) | 569 | ||||||||||||||||
| 来自终止经营的收入， | ||||||||||||||||||||||||
| 税后 | 1,548 | — | 1,548 | 206 | — | 206 | ||||||||||||||||||
| 净收入 | 2,156 | (119 | ) | 2,037 | 813 | (38 | ) | 775 | ||||||||||||||||
| 归属于非控股权益的净收入 | (173 | ) | (1,456 | ) | (1,629 | ) | (160 | ) | (501 | ) | (661 | ) | ||||||||||||
| 归属于 PAGP 的净收入 | $ | 1,983 | $ | (1,575 | ) | $ | 408 | $ | 653 | $ | (539 | ) | $ | 114 | ||||||||||
| 每股基本净收入/(亏损)(3)： | ||||||||||||||||||||||||
| 持续经营 | $ | (0.13 | ) | $ | 0.29 | |||||||||||||||||||
| 终止经营 | 2.19 | 0.29 | ||||||||||||||||||||||
| 每股基本净收入 | $ | 2.06 | $ | 0.58 | ||||||||||||||||||||
| 每股稀释净收入/(亏损)(3)： | ||||||||||||||||||||||||
| 持续经营 | $ | (0.13 | ) | $ | 0.29 | |||||||||||||||||||
| 终止经营 | $ | 2.19 | $ | 0.28 | ||||||||||||||||||||
| 每股稀释净收入 | $ | 2.06 | $ | 0.57 | ||||||||||||||||||||
| (1) 表示为 PAGP 生成合并财务报表所需的总合并调整。 | ||||||||||||||||||||||||
| (2) 截至2026年6月30日的六个月中，一般和行政费用包括约 3400 万美元，涉及 2026 年第二季度因与加拿大 NGL 业务相关的退出成本而加速的某些费用。 | ||||||||||||||||||||||||
| (3) 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 及其子公司
财务摘要（未经审计）
简明合并资产负债表数据
（单位：百万）
| 2026年6月30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) | $ | 6,537 | $ | (7 | ) | $ | 6,530 | $ | 4,733 | $ | (29 | ) | $ | 4,704 | ||||||
| 净物业和设备 | 16,781 | — | 16,781 | 16,860 | — | 16,860 | ||||||||||||||
| 对未合并实体的投资 | ||||||||||||||||||||
| 2,817 | — | 2,817 | 2,846 | — | 2,846 | |||||||||||||||
| 净无形资产 | 1,610 | — | 1,610 | 1,754 | — | 1,754 | ||||||||||||||
| 递延所得税资产 | — | 1,083 | 1,083 | — | 1,136 | 1,136 | ||||||||||||||
| 线填充 | 892 | — | 892 | 900 | — | 900 | ||||||||||||||
| 长期经营租赁使用权资产， 净 | ||||||||||||||||||||
| 172 | — | 172 | 198 | — | 198 | |||||||||||||||
| 长期库存 | 257 | — | 257 | 214 | — | 214 | ||||||||||||||
| 停业业务的长期资产 | ||||||||||||||||||||
| — | — | — | 2,557 | — | 2,557 | |||||||||||||||
| 其他长期资产， 净 | 152 | (61 | ) | 91 | 107 | — | 107 | |||||||||||||
| 资产总计 | $ | 29,218 | $ | 1,015 | $ | 30,233 | $ | 30,169 | $ | 1,107 | $ | 31,276 | ||||||||
| 负债和合伙人资本 | ||||||||||||||||||||
| 流动负债 (3) | $ | 5,859 | $ | (8 | ) | $ | 5,851 | $ | 4,931 | $ | (29 | ) | $ | 4,902 | ||||||
| 高级票据， 净 | 8,373 | — | 8,373 | 9,118 | — | 9,118 | ||||||||||||||
| 其他长期债务， 净 | 59 | — | 59 | 1,578 | — | 1,578 | ||||||||||||||
| 长期经营租赁负债 | 194 | — | 194 | 202 | — | 202 | ||||||||||||||
| 停业业务的长期负债 | ||||||||||||||||||||
| — | — | — | 606 | — | 606 | |||||||||||||||
| 其他长期负债和递延信用 | ||||||||||||||||||||
| 442 | — | 442 | 654 | — | 654 | |||||||||||||||
| 负债总计 | 14,927 | (8 | ) | 14,919 | 17,089 | (29 | ) | 17,060 | ||||||||||||
| 排除非控股权益的合伙人资本 | ||||||||||||||||||||
| 11,079 | (9,499 | ) | 1,580 | 9,836 | (8,491 | ) | 1,345 | |||||||||||||
| 非控股权益 | 3,212 | 10,522 | 13,734 | 3,244 | 9,627 | 12,871 | ||||||||||||||
| 合伙人资本总计 | 14,291 | 1,023 | 15,314 | 13,080 | 1,136 | 14,216 | ||||||||||||||
| 负债和合伙人资本总计 | ||||||||||||||||||||
| $ | 29,218 | $ | 1,015 | $ | 30,233 | $ | 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2025年12月31日的停业业务流动资产 4.79 亿美元。 | ||||||||||||||||||||
| (3) 包括截至2026年6月30日和2025年12月31日的停业业务流动负债 1.54 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 类股票基本和稀释净收入的计算
（以百万计，除每股数据外）
| 截至 | |||||||||||||
| 6 月 30 日的三个月 | 截至 | ||||||||||||
| 6 月 30 日的六个月 | |||||||||||||
| 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | ||||||||||
| 每股 A 类基本净收益 | |||||||||||||
| 归属于 PAGP 的持续经营净收益/(损失) | $ | (74 | ) | $ | 10 | $ | (26 | ) | $ | 56 | |||
| 归属于 PAGP 的终止经营净收益 | $ | 463 | $ | 20 | $ | 434 | $ | 58 | |||||
| 每股 A 类基本加权平均流通股 | 198 | 198 | 198 | 198 | |||||||||
| 每股 A 类基本净收益/(损失): | |||||||||||||
| 持续经营 | $ | (0.37 | ) | $ | 0.05 | $ | (0.13 | ) | $ | 0.29 | |||
| 终止经营 | 2.34 | 0.10 | 2.19 | 0.29 | |||||||||
| 每股 A 类基本净收益 | $ | 1.97 | $ | 0.15 | $ | 2.06 | $ | 0.58 | |||||
| 每股 A 类稀释净收益 | |||||||||||||
| 归属于 PAGP 的持续经营净收益/(损失) | $ | (74 | ) | $ | 10 | $ | (26 | ) | $ | 56 | |||
| 归属于 PAGP 的终止经营净收益 | $ | 463 | $ | 20 | $ | 434 | $ | 58 | |||||
| 由于假设交换 AAP 管理单位而产生的增量净收益 | |||||||||||||
| 交换 AAP 管理单位 | — | — | — | 8 | |||||||||
| 归属于 PAGP 的终止经营净收益 | |||||||||||||
| 包括假设交换 AAP 管理单位的增量净收益 | |||||||||||||
| 管理单位 | $ | 463 | $ | 20 | $ | 434 | $ | 66 | |||||
| 每股 A 类基本加权平均流通股 | 198 | 198 | 198 | 198 | |||||||||
| 假设交换 AAP 管理单位而产生的稀释股份 | |||||||||||||
| 管理单位 | — | — | — | 35 | |||||||||
| 每股 A 类稀释加权平均流通股 | 198 | 198 | 198 | 233 | |||||||||
| 每股 A 类稀释净收益/(损失): | |||||||||||||
| 持续经营 | $ | (0.37 | ) | $ | 0.05 | $ | (0.13 | ) | $ | 0.29 | |||
| 终止经营 | 2.34 | 0.10 | 2.19 | 0.28 | |||||||||
| 每股 A 类稀释净收益 | $ | 1.97 | $ | 0.15 | $ | 2.06 | $ | 0.57 | |||||
前瞻性声明
除本公告中包含的历史信息外，所讨论的事项均为前瞻性声明，涉及某些风险和不确定性，这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:
- 美国及其他地区的一般经济、市场或商业状况（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），这些因素影响（i）对原油、钻探和生产活动的需求，因此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/或储存能力的缺乏，生产者的停产，政府强制的配额命令，或其他因素），这可能导致通过我们资产运输、加工、购买、储存、分馏和/或收集的原油实际或预期量显著下降，或我们能够获得的利润减少或可能的商业机会减少；
- 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等级需求的因素，导致定价条件或运输吞吐量要求的变化；
- 原油市场结构、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愿意或受到压力的其他中游运营商的风险，他们可能会积极降低运输费率以获取或保留客户；
- 我们进行收购、剥离、合资或其他战略机会的可用性及我们实现这些机会的能力；
- 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）相关的问题（或法律、规则或法规），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、扩张或其他问题；
- 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，以及是否由于财务限制（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及从供应商和贸易交易对手处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）的不履行、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导致我们的资本成本增加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导致的当前收入确认的推迟；
- 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，包括我们在长期激励计划中归属时单位价格的波动；
- 与我们资产的开发和运营相关的风险；以及
- 在运输、储存、终端和营销原油及其他石油产品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提交的文件中所讨论的。
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，并主要为原油提供物流服务。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提供终端、储存、加工、分馏和其他基础设施资产。
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 总部位于德克萨斯州休斯顿。欲了解更多信息，请访问 www.plains.com。
联系方式：
布莱克·费尔南德斯
投资者关系副总裁
(866) 809-1291
罗斯·霍夫德
投资者关系总监
(866) 809-1291
