公司权益结构 - 截至2021年6月30日，公司通过在WES Operating中98.0%的合伙权益拥有相关资产[141] - 子公司西方石油持有WES Operating 2.0%的有限合伙权益[267] 股票回购与分配 - 2021年上半年，公司回购1,115,808个普通股单位，总购买价为1620万美元[148] - 2021年第二季度每单位分配为0.31900美元，较第一季度的0.31500美元增加0.004美元[148] - 2021年第二季度，公司向单位持有人宣布现金分配为每单位0.319美元，总计1.347亿美元，将于2021年8月13日支付[243] - 2020年11月，公司宣布一项回购计划，最高回购2.5亿美元普通股，截至2021年6月30日，已回购111.5808万股，总价1620万美元，授权剩余金额为2.012亿美元[244] 业务吞吐量数据 - 2021年3个月和6个月天然气吞吐量分别为4265 MMcf/d和4157 MMcf/d，较2021年3月31日止3个月增加5%，较2020年6月30日止6个月减少6%[148] - 2021年3个月和6个月原油和NGLs吞吐量分别为687 MBbls/d和645 MBbls/d，较2021年3月31日止3个月增加14%，较2020年6月30日止6个月减少13%[148] - 2021年3个月和6个月产出水吞吐量分别为688 MBbls/d和642 MBbls/d，较2021年3月31日止3个月增加16%，较2020年6月30日止6个月减少12%[148] - 2021年第二季度与第一季度相比，天然气资产总吞吐量从4195 MMcf/d增至4424 MMcf/d，增幅5%；原油和NGLs资产总吞吐量从616 MBbls/d增至701 MBbls/d，增幅14%；采出水资产总吞吐量从595 MBbls/d增至688 MBbls/d，增幅16%[165] - 2021年上半年与2020年上半年相比，天然气资产总吞吐量从4603 MMcf/d降至4312 MMcf/d，降幅6%；原油和NGLs资产总吞吐量从755 MBbls/d降至658 MBbls/d，降幅13%；采出水资产总吞吐量从745 MBbls/d降至655 MBbls/d，降幅12%[165] - 2021年第二季度，天然气资产集输处理运输吞吐量增加15 MMcf/d，主要因Marcellus Interest系统周边地区产量增加[166] - 2021年上半年，天然气资产集输处理运输吞吐量减少20 MMcf/d，主要因Springfield集气系统产量下降、冬季风暴Uri影响及Bison处理设施吞吐量降低[167] 财务关键指标变化 - 2021年3个月和6个月毛利润分别为5.032亿美元和9.587亿美元，较2021年3月31日止3个月增加10%，较2020年6月30日止6个月减少11%[148] - 2021年2月冬季风暴Uri和3月科罗拉多州暴风雪估计使公司2021年上半年净利润和调整后EBITDA减少约3000万美元[150] - 2021年3个月和6个月天然气资产调整后毛利润平均分别为每Mcf 1.21美元和1.20美元，较2021年3月31日止3个月增加2%，较2020年6月30日止6个月增加4%[150] - 与AESC营销合同条款变更使2021年6月30日止6个月服务收入（基于费用）减少4590万美元、产品销售减少2120万美元、产品成本费用减少6710万美元[154] - 2020年第一季度，受新冠疫情影响，原油和天然气价格大幅下跌，NYMEX西德克萨斯中质原油日结算价从2020年1月的每桶63.27美元降至2020年4月的每桶低于20美元[157] - 2020年10月，公司出售了Fort Union 14.81%的权益，并签订出售Bison处理设施的期权协议；2021年第二季度，第三方行使期权购买该设施，公司共获800万美元收益，净收益540万美元[160][161] - 2021年第二季度与第一季度相比，基于费用的服务收入从5.72275亿美元增至6.18985亿美元，增幅8%；基于产品的服务收入从3165.2万美元降至2780.3万美元，降幅12%；总服务收入从6.03927亿美元增至6.46788亿美元，增幅7%[177] - 2021年上半年与2020年上半年相比，基于费用的服务收入从13.44024亿美元降至11.9126亿美元，降幅11%；基于产品的服务收入从2292.1万美元增至5945.5万美元，增幅159%；总服务收入从13.66945亿美元降至12.50715亿美元，降幅9%[177] - 2021年第二季度，基于费用的服务收入增加4670万美元，主要因西德克萨斯、DBM水系统和DBM油系统吞吐量增加及DJ盆地吞吐量增加[178] - 2021年上半年，基于费用的服务收入减少1.528亿美元，主要因与AESC营销合同会计处理变更、DBM油系统和水系统吞吐量下降、西德克萨斯和DJ盆地吞吐量下降及Bison处理设施吞吐量降低和合同到期[179] - 截至2021年6月30日的三个月，天然气销售额减少720万美元，六个月增加1890万美元[184][185] - 截至2021年6月30日的三个月，NGLs销售额增加870万美元，六个月增加4580万美元[186][187] - 截至2021年6月30日的三个月，关联方净股权收入增加650万美元，六个月减少490万美元[188][189] - 截至2021年6月30日的三个月，NGLs采购额增加1140万美元，六个月减少1960万美元[191][192] - 截至2021年6月30日的三个月，残渣采购额减少3490万美元，六个月增加4780万美元[193][194] - 截至2021年6月30日的三个月，其他项目增加1260万美元，六个月增加1690万美元[195][196] - 截至2021年6月30日的三个月，运营和维护费用增加1270万美元，六个月减少1100万美元[198][199] - 截至2021年6月30日的六个月，一般和行政费用增加1270万美元[201] - 截至2021年6月30日的三个月，财产和其他税增加360万美元，六个月减少550万美元[202][203] - 截至2021年6月30日的三个月，折旧和摊销费用增加730万美元，六个月增加1630万美元[204][205] - 截至2021年6月30日的六个月，阿纳达科应收票据利息收入减少850万美元[212] - 截至2021年6月30日的三个月，利息支出减少320万美元；六个月，利息支出增加1050万美元[213][214] - 截至2021年6月30日的三个月，所得税前收入为2.39742亿美元，较3月31日增长25%；六个月，所得税前收入为4.32089亿美元[216] - 截至2021年6月30日的三个月，天然气资产调整后毛利率为4.69409亿美元，较3月31日增长9%；六个月为9.01798亿美元，较去年同期下降3%[218] - 截至2021年6月30日的三个月，调整后毛利率为6.77236亿美元，较3月31日增长10%；六个月为12.9186亿美元，较去年同期下降7%[218] - 截至2021年6月30日的三个月，调整后EBITDA为4.91126亿美元，较3月31日增长11%；六个月为9.34236亿美元，较去年同期下降9%[218] - 截至2021年6月30日的三个月，自由现金流为3.79776亿美元，较3月31日增长78%；六个月为5.93598亿美元，较去年同期增长40%[218] - 截至2021年6月30日的三个月，调整后毛利率增加6260万美元；六个月，调整后毛利率减少9640万美元[220][221] - 截至2021年6月30日的三个月，调整后EBITDA增加4800万美元；六个月，调整后EBITDA减少9380万美元[228][229] - 2021年第二季度自由现金流增加1.66亿美元，主要因经营活动提供的净现金增加1.906亿美元，部分被资本支出增加1840万美元和股权投资出资增加330万美元抵消[231] - 2021年上半年自由现金流增加1.704亿美元，主要因资本支出减少1.751亿美元、股权投资出资减少1260万美元和股权投资分配超过累计收益增加800万美元，部分被经营活动提供的净现金减少2530万美元抵消[232] - 2021年6月30日结束的三个月，总收入和其他为7.19131亿美元，成本产品为7804.4万美元，折旧和摊销为1.37849亿美元，调整后毛利率为6.77236亿美元[237] - 2021年6月30日结束的六个月，总收入和其他为13.94105亿美元，成本产品为1.67013亿美元，折旧和摊销为2.68402亿美元，调整后毛利率为12.9186亿美元[237] - 2021年6月30日结束的三个月，净收入为2.38277亿美元，调整后EBITDA为4.91126亿美元[239] - 2021年6月30日结束的六个月，净收入为4.29512亿美元，调整后EBITDA为9.34236亿美元[239] - 2021年6月30日结束的三个月，经营活动提供的净现金为4.52111亿美元，自由现金流为3.79776亿美元[240] - 2021年6月30日结束的六个月，经营活动提供的净现金为7.13661亿美元，自由现金流为5.93598亿美元[240] - 截至2021年6月30日，公司营运资金赤字为2.404亿美元，主要是由于2022年到期的5.807亿美元4.000%优先票据被归类为短期债务[246] - 2021年上半年资本支出为1.37928亿美元，较2020年的3.13065亿美元减少1.751亿美元[249] - 2021年上半年经营活动提供的净现金为7.13661亿美元，较2020年的7.38999亿美元有所下降[251] - 2021年上半年投资活动使用的净现金为1.06404亿美元，2020年为3.55001亿美元[251] - 2021年上半年融资活动使用的净现金为7.46606亿美元，2020年为4.24222亿美元[251] - 截至2021年6月30日，未偿还债务的账面价值为74亿美元[255] - 2021年3月31日、6月30日，归属于WES的净收入分别为231,259千美元、185,791千美元；2021年和2020年6月30日止六个月，归属于WES的净收入分别为417,050千美元、16,510千美元[267] - 2021年和2020年6月30日止六个月，WES经营活动提供的净现金分别为713,661千美元、738,999千美元；WES经营活动使用的净现金分别为 - 746,606千美元、 - 424,222千美元[269] 公司现金与融资情况 - 公司主要现金用途包括季度分配、偿债、资本支出和日常经营费用，截至2021年6月30日，流动性来源包括现金及现金等价物、经营活动产生的现金流、RCF下的可用借款额度以及潜在的额外股权或债务证券发行[242] - 未来向单位持有人的分配金额将取决于公司经营业绩、财务状况、资本需求等因素，由董事会按季度决定，公司可能依靠外部融资来资助资本支出和未来收购，也可能使用经营现金流[242] - 公司20亿美元的高级无担保循环信贷安排可扩展至最高25亿美元，截至2021年6月30日，可用借款能力为2亿美元[259][260] - 截至2021年6月30日，公司未来2021年剩余时间的租赁付款为440万美元，此后总计为2870万美元[262] 业务合同与市场影响 - 2021年6月30日止六个月，93%的井口天然气量（不包括股权投资）和100%的原油及采出水吞吐量（不包括股权投资）按收费合同服务[275] - 商品价格10%的涨跌在未来十二个月对公司经营损益、财务状况和现金流无重大影响（不包括失衡影响）[275] - 2020年联邦公开市场委员会两次下调联邦基金利率目标区间，截至2021年6月30日未变[277] - 截至2021年6月30日，公司无基于LIBOR或替代基准利率的循环信贷融资未偿借款，有基于LIBOR计息的浮动利率优先票据[277] - 适用基准利率10%的变化对未偿借款利息费用无重大影响，但会影响2021年6月30日优先票据公允价值[277] - 公司未来可能发行额外的可变利率债务[278] 合伙权益分配 - WES Operating按季度将可用现金按有限合伙权益比例分配给持有人[270]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第一季度调整后EBITDA为4.43亿美元，冬季风暴Uri和科罗拉多暴风雪导致EBITDA减少约3000万美元 [6] - 第一季度自由现金流为2.14亿美元，分配后的自由现金流为8300万美元 [7] - 公司预计2021年全年调整后EBITDA在18.25亿至19.25亿美元之间，资本支出预计在2.75亿至3.75亿美元之间 [6] - 公司已偿还2021年到期的4.31亿美元债务，并计划在未来两年内偿还8.21亿美元的短期债务 [7] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气吞吐量环比增长2%，即7400万立方英尺/天，主要得益于DJ盆地Latham II的第三方连接 [16] - 水吞吐量环比下降9%，即6.2万桶/天，主要由于Delaware盆地产量下降及冬季风暴影响 [17] - 原油和天然气液体吞吐量环比下降2%，即1.5万桶/天，主要由于Delaware盆地设施吞吐量下降 [17] - 原油和天然气液体的毛利率环比下降0.24美元/桶，至2.45美元/桶 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 预计2021年剩余季度内，Delaware盆地将有130口新井投产，DJ盆地将有115口新井投产 [18] - 公司预计EBITDA和吞吐量将在下半年增加，尤其是在Delaware盆地产量增加和新业务发展的推动下 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续通过创新方式降低成本结构并提高运营效率 [6] - 公司计划通过自由现金流偿还债务，并保持杠杆率在2021年底不超过4倍，2022年底不超过3.5倍 [7] - 公司实施了1.3%的季度单位分配增长，目标年化分配增长率为5% [7] - 公司将继续通过单位回购计划和债务偿还来提升股东价值 [12][13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2021年剩余时间持乐观态度，预计随着疫情缓解和商品价格稳定，业务将逐步恢复 [33] - 公司预计未来五年内，如果生产商活动水平保持稳定，公司将能够通过内部资金支持核心业务，并实现5%的年化分配增长 [10] - 公司将继续评估分配水平，并根据业务需求进行调整 [11] 其他重要信息 - 公司在2020年完成了2.55亿美元的Anadarko票据交换，并启动了2.5亿美元的单位回购计划 [8] - 公司已通过单位回购计划和Anadarko票据交换回购了3134万个单位，占2020年第二季度10-Q文件中报告的单位总数的7%以上 [12] - 公司新增了员工、环境和社区指标作为绩效目标，强调安全、环境保护和社区参与 [20][22][23] - 公司正在评估甲烷和二氧化碳排放的减少项目，并计划参与科罗拉多州立大学的研究项目 [25][29] 问答环节所有的提问和回答 问题: 单位回购和分配增长策略 - 公司通过单位回购和债务偿还计划，能够在保持自由现金流的同时实现5%的分配增长 [37][38] 问题: 2021年指导假设和活动水平 - 公司目前的产量活动水平与2020年底的预期一致，预计任何显著的活动增加将主要影响2022年 [40][41] 问题: 新井投产计划和资本支出 - 预计2021年剩余季度内，Delaware盆地将有130口新井投产，DJ盆地将有115口新井投产，资本支出预计在2.75亿至3.75亿美元之间 [46][47] 问题: ESG目标和甲烷减排机会 - 公司正在评估甲烷减排项目，并计划在2021年下半年提供更多细节 [51] 问题: DJ盆地的行业整合影响 - 公司认为行业整合不会对其业务产生重大影响，公司将继续通过提供最佳服务和成本竞争力来保持市场份额 [56] 问题: 与Oxy的碳减排合作 - 公司认为有机会与Oxy合作实现碳减排目标，并将通过ESG委员会推动相关项目 [58] 问题: 碳捕获机会和资本支出 - 公司正在评估碳捕获机会，并认为其自由现金流和杠杆率降低使其能够资助此类项目 [64] 问题: M&A策略 - 公司将继续评估并购机会，但认为其现有业务能够实现目标，无需依赖并购 [65] 问题: 评级机构讨论和客户集中度 - 公司正在与评级机构保持积极对话，目标是通过减少杠杆和增加自由现金流来提升信用评级 [68]

业绩总结 - 2021年第一季度的营业收入为292,336千美元[99] - 调整后的EBITDA为443,110千美元[89] - 经营活动提供的净现金为261,550千美元[93] - 自由现金流为213,822千美元[97] - 自由现金流为2.138亿美元，扣除现金分配后为825万美元[10] 用户数据 - 2021年第一季度天然气的处理量为4045百万立方英尺[15] - 原油和NGL的处理量为604万桶，调整毛利为每桶2.45美元[15] - 天然气的调整毛利为每千立方英尺1.19美元[15] 未来展望 - 2021年调整后的EBITDA预期在18.25亿到19.25亿美元之间[32] - 2021年资本支出预期在2.75亿到3.75亿美元之间[32] - 2021年每单位现金分配目标为不低于1.24美元[32] 资金状况 - 公司流动性状况良好，循环信贷额度为19.95亿美元，现金余额为500万美元[41] 资产处理能力 - 德拉瓦盆地的天然气处理能力为1,370 MMcf/d，Mi Vida处理能力为200 MMcf/d[60] - 油处理能力为256 MBbls/d，且没有来自新墨西哥联邦土地的油吞吐量[62][63] - 盐水处置能力为1,180 MBbls/d，且没有来自新墨西哥联邦土地的水吞吐量[65][67] - DJ盆地的天然气相关方体积约占65%[69] - DJ盆地的油相关方体积为100%[69] 费用和毛利 - 运营和维护费用为140,332千美元[99] - 一般和行政费用为45,116千美元[99] - 折旧和摊销费用为130,553千美元[99] - 调整后的毛利为614,624千美元[99] - 天然气资产的调整后毛利为432,389千美元[99] - 原油和天然气液体资产的调整后毛利为133,145千美元[99] - 生产水资产的调整后毛利为49,090千美元[99] 股权投资 - 从股权投资中获得的分配为61,189千美元[99] - 相关方的净股权收入为52,165千美元[99]

公司资产权益情况 - 截至2021年3月31日，公司通过在WES Operating中98.0%的合伙权益拥有相关资产[136] - 2020年10月公司出售Fort Union 14.81%的权益，2021年第二季度第三方行使期权购买Bison处理设施，预计交易在该季度完成[156] 股份回购与分红情况 - 2021年第一季度，公司回购1,115,808个普通股单位，总购买价为1620万美元[143] - 2021年第一季度每单位分配为0.31500美元，较2020年第四季度的0.31100美元增加0.004美元[143] - 2021年第一季度董事会宣布向单位持有人现金分红，每股0.315美元，总计1.33亿美元，5月14日支付[232] - 2020年11月宣布至2021年12月31日最高2.5亿美元的普通股回购计划，2021年第一季度回购1115808股，总价1620万美元，剩余授权金额2.012亿美元[233] 各业务线吞吐量情况 - 截至2021年3月31日的三个月，天然气吞吐量为4045MMcf/d，较2020年12月31日和2020年3月31日分别增加2%和减少9%[143] - 截至2021年3月31日的三个月，原油和NGLs吞吐量为604MBbls/d，较2020年12月31日和2020年3月31日分别减少2%和21%[143] - 截至2021年3月31日的三个月，采出水吞吐量为595MBbls/d，较2020年12月31日和2020年3月31日分别减少9%和15%[143] - 截至2021年3月31日，天然气资产总吞吐量为4195 MMcf/d，较2020年12月增长2%，较2020年3月下降9%；原油和NGLs资产总吞吐量为616 MBbls/d，较2020年12月下降2%，较2020年3月下降21%；采出水资产总吞吐量为607 MBbls/d，较2020年12月下降9%，较2020年3月下降15%[162] - 天然气资产中，集输处理和运输吞吐量较2020年12月和2020年3月分别减少2 MMcf/d和20 MMcf/d；处理吞吐量较2020年12月增加67 MMcf/d，较2020年3月减少412 MMcf/d；权益投资吞吐量较2020年12月增加10 MMcf/d，较2020年3月减少5 MMcf/d[163][164][165][166][167] - 原油和NGLs资产中，集输处理和运输吞吐量较2020年12月减少13 MBbls/d，较2020年3月减少82 MBbls/d；权益投资吞吐量较2020年12月减少2 MBbls/d，较2020年3月减少81 MBbls/d[168][169][170] - 采出水资产中，集输和处理吞吐量较2020年12月和2020年3月分别减少63 MBbls/d和110 MBbls/d[171] 营业收入情况 - 截至2021年3月31日的三个月，营业收入为2.923亿美元，2020年12月31日和2020年3月31日分别为3.73亿美元和 - 2.149亿美元[143] - 2021年第一季度服务总收入为6.03927亿美元，较2020年12月下降2%，较2020年第一季度下降16%；其中基于费用的服务收入为5.72275亿美元，较2020年12月下降5%，较2020年第一季度下降18%；基于产品的服务收入为3165.2万美元，较2020年12月增长141%，较2020年第一季度增长99%[173] - 2021年第一季度产品销售总额为7080.5万美元，较2020年12月增长135%，较2020年第一季度增长25%；其中天然气销售为2141.9万美元，较2020年12月增长幅度无意义，较2020年第一季度增长103%；NGLs销售为4938.6万美元，较2020年12月增长110%，较2020年第一季度增长7%[178] - 基于费用的服务收入较2020年12月减少3150万美元，较2020年第一季度减少1.291亿美元[174][175] - 基于产品的服务收入较2020年12月和2020年第一季度分别增加1850万美元和1570万美元[176] - 天然气销售较2020年12月增加1480万美元，较2020年第一季度增加1090万美元[179][180] - NGLs销售与2020年12月31日止三个月相比增加2590万美元，与2020年3月31日止三个月相比增加330万美元[181][182] - 关联方净股权收入2021年3月31日止三个月为5216.5万美元，较2020年3月31日止三个月增加4%，较2020年12月31日止三个月减少15%[183] - 2021年3月31日运营收入为292336000美元，2020年12月31日为372954000美元，2020年3月31日为 - 214903000美元[227] 各业务线毛利率情况 - 截至2021年3月31日的三个月，天然气资产调整后毛利率平均为每Mcf 1.19美元，较2020年12月31日无变化，较2020年3月31日增加3%[143] - 截至2021年3月31日的三个月，原油和NGLs资产调整后毛利率平均为每Bbl 2.45美元，较2020年12月31日减少9%，较2020年3月31日增加1%[146] - 截至2021年3月31日的三个月，采出水资产调整后毛利率平均为每Bbl 0.92美元，较2020年12月31日和2020年3月31日分别减少6%和5%[146] - 天然气资产调整后毛利率为43238.9万美元，较2020年3月31日止三个月下降8%；原油和NGLs资产为13314.5万美元，下降21%；采出水资产为4909万美元，下降21%；总体调整后毛利率为61462.4万美元，下降12%[209] - 天然气资产每千立方英尺调整后毛利率为1.19美元，较2020年3月31日止三个月增长3%；原油和NGLs资产每桶为2.45美元，增长1%；采出水资产每桶为0.92美元，下降5%[209] - 调整后毛利率较2020年12月31日止三个月减少3380万美元，主要因DBM水系统吞吐量下降和平均费用降低等[211] - 调整后毛利率较2020年3月31日止三个月减少8670万美元，主要因西德克萨斯综合体和DJ盆地石油系统吞吐量下降等[212] - 调整后天然气资产毛利率2021年3月31日为4.32389亿美元，2020年12月31日为4.36294亿美元，2020年3月31日为4.71366亿美元[227] - 调整后原油和NGLs资产毛利率2021年3月31日为1.33145亿美元，2020年12月31日为1.52909亿美元，2020年3月31日为1.67828亿美元[227] - 调整后产出水资产毛利率2021年3月31日为4909万美元，2020年12月31日为5920.1万美元，2020年3月31日为6212.1万美元[227] 成本与费用情况 - 产品成本和运维费用方面，2021年3月31日止三个月总成本为2.29301亿美元，较2020年3月31日止三个月增加28%，较2020年12月31日止三个月减少13%[185] - NGLs采购与2020年12月31日止三个月相比增加1080万美元，与2020年3月31日止三个月相比减少5290万美元[186][187] - 残渣采购与2020年12月31日和3月31日止三个月相比均增加3670万美元[188][189] - 运维费用与2020年12月31日止三个月相比减少390万美元，与2020年3月31日止三个月相比减少1890万美元[191][192] - 其他运营费用2021年3月31日止三个月为2.04919亿美元，较2020年3月31日止三个月增加30%，较2020年12月31日止三个月减少74%[193] - 一般及行政费用与2020年12月31日止三个月相比增加780万美元，与2020年3月31日止三个月相比增加470万美元[194][195] - 折旧和摊销费用与2020年12月31日止三个月相比增加2420万美元[198] - 利息收入 - 阿纳达科应收票据与2020年3月31日止三个月相比减少420万美元，利息费用与2020年12月31日止三个月相比减少280万美元[203][204] - 利息费用较2020年3月31日止三个月增加990万美元，主要因信用评级下调致有效利率上升产生1380万美元额外利息及资本化利息减少390万美元，部分被2021年部分高级票据未偿余额减少420万美元和循环信贷融资下未偿借款减少360万美元所抵消[205] 利润与现金流情况 - 2021年3月31日止三个月，税前收入19234.7万美元，较2020年同期增长165%；所得税费用111.2万美元，较2020年同期增长126%；有效税率为1%[206] - 调整后EBITDA为44311万美元，较2020年3月31日止三个月下降14%，主要因总收入和其他减少9930万美元、股权投资分配减少470万美元和一般及行政费用增加320万美元等[209][219] - 自由现金流为21382.2万美元，较2020年3月31日止三个月基本持平，减少0.8万美元，主要因经营活动提供的净现金减少13180万美元，部分被资本支出减少11300万美元等抵消[209][222] - 调整后EBITDA较2020年12月31日止三个月减少4090万美元，主要因产品成本增加5450万美元、股权投资分配减少800万美元等[218] - 自由现金流较2020年12月31日止三个月减少25090万美元，主要因经营活动提供的净现金减少24400万美元和资本支出增加900万美元[221] - 2021年3月31日调整后息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDA）为443110000美元，2020年12月31日为483980000美元，2020年3月31日为513587000美元[228] - 2021年3月31日自由现金流为213822000美元，2020年12月31日为464735000美元，2020年3月31日为214587000美元[229] - 截至2021年3月31日，运营活动产生的净现金为2.6155亿美元，投资活动使用的净现金为4647.2万美元，融资活动使用的净现金为6.03624亿美元[228][229] - 2021年第一季度资本支出为5978.3万美元，较2020年的1.72816亿美元减少1.13亿美元[238] - 2021年第一季度经营活动提供的净现金为2.6155亿美元，较2020年的3.93311亿美元减少[240] - 2021年第一季度投资活动使用的净现金为464.72万美元，2020年为1787.24万美元[240] - 2021年第一季度融资活动使用的净现金为6.03624亿美元，2020年为1.62267亿美元[240] 债务与融资情况 - 截至2021年3月31日，公司有1.209亿美元的营运资金盈余，循环信贷融资（RCF）下有20亿美元可用借款额度[235] - 截至2021年3月31日，未偿还债务的账面价值为74亿美元[244] - 2021年3月31日，固定利率高级票据2025年、2030年和2050年到期的有效利率分别为4.542%、5.424%和6.629%，浮动利率高级票据利率为2.33%[245] - 2021年第一季度，公司赎回了2021年到期的5.375%高级票据的全部未偿本金[246] - 公司20亿美元的高级无担保循环信贷额度可扩展至最高25亿美元，2025年2月到期，截至2021年3月31日，可用借款额度为2亿美元[248][249] - 截至2021年3月31日，未来融资租赁付款在2021年剩余时间为630万美元，之后总计为2820万美元[251] - 截至2021年3月31日，公司在循环信贷融资下无基于伦敦银行同业拆借利率或替代基准利率计息的未偿借款[264] - 截至2021年3月31日，公司有基于伦敦银行同业拆借利率计息的浮动利率优先票据[264] - 适用基准利率10%的变化不会对公司未偿借款的利息支出产生重大影响，但会影响2021年3月31日优先票据的公允价值[264] - 公司未来可能通过循环信贷融资或其他融资渠道发行额外的浮动利率债务[265] 净收入情况 - 2021年第一季度，归属于公司的净收入为1.85791亿美元，归属于WES Operating的

业绩总结 - 2020年第四季度的运营现金流为5.055亿美元，全年为16.374亿美元[12] - 2020年第四季度的自由现金流为4.647亿美元，全年为12.271亿美元[12] - 2020年调整后的EBITDA为20.30亿美元，超出预期105百万美元[13] - 2020年总资本支出为3.22亿美元，低于预期590百万美元[13] - 2020年12月31日，调整后的EBITDA为483,980千美元，净收入为270,776千美元[92] - 2020年12月31日，经营活动提供的净现金为505,525千美元，较2019年同期的1,637,418千美元下降了约69%[98] - 2020年12月31日，自由现金流为464,735千美元，较2019年同期的1,227,099千美元下降了约62%[98] - 2020年12月31日，调整后的毛利为648,404千美元，较2019年同期的2,718,205千美元下降了约76%[101] - 2020年12月31日，经营收入为372,954千美元，较2019年同期的878,913千美元下降了约58%[101] - 2020年12月31日，资本支出为50,829千美元，较2019年同期的423,091千美元下降了约88%[98] 用户数据 - 2020年天然气吞吐量为4,274百万立方英尺/天，第四季度为3,971百万立方英尺/天[23] - 2020年原油和NGL的吞吐量为698千桶/天，第四季度为619千桶/天[23] - 2020年调整后的原油和NGL资产的毛利为每桶2.54美元，第四季度为每桶2.69美元[23] - 新墨西哥联邦土地的天然气吞吐量占总吞吐量的不到5%[55] - 德拉瓦盆地的油处理能力为256 MBbls/d，水处理能力为1,180 MBbls/d[57][60] - DJ盆地的天然气相关方体积约占65%[64] - DJ盆地的天然气处理能力为1,730 MMcf/d，油稳定化能力为155 MBbls/d[72] 未来展望 - 2021年调整后的EBITDA指导范围为18.25亿至19.25亿美元[15] - 2021年总资本支出指导范围为2.75亿至3.75亿美元[15] - 2021年EBITDA敏感性分析显示，10%至12%的EBITDA减少与10%至12%的EBITDA增加的影响[89] 负面信息 - 2020年12月31日，股权投资的分配为69,231千美元，较2019年同期的278,797千美元下降了约75%[101] - 2020年12月31日，折旧和摊销费用为106,398千美元，较2019年同期的491,086千美元下降了约78%[101] - 2020年12月31日，天然气资产的调整后毛利为436,294千美元，较2019年同期的1,820,926千美元下降了约76%[101] - 2020年12月31日，原油和天然气液体资产的调整后毛利为152,909千美元，较2019年同期的647,390千美元下降了约76%[101] 其他新策略 - WES的流动性状况显示，现金为445百万美元，循环信贷额度为1,995百万美元[83] - WES的长期合同支持超过80%的最低交易量承诺或服务成本合同[79]

财务交易与安排 - 2008年5月公司运营方与阿纳达科建立30年期2.6亿美元应收票据，固定年利率6.50%，2020年9月11日，公司运营方将98%权益转让给合伙企业，2%转让给西方石油子公司[27] - 2019年12月31日公司宣布回购计划，最高回购2.5亿美元普通股，截止2021年12月31日[45] - 公司运营方有20亿美元高级无抵押循环信贷安排，2025年2月到期[46] - 2019年12月31日西方天然气资源公司以公司普通股交换获得2.0%普通合伙人权益，公司取消非经济普通合伙人权益[35] - 公司运营方有固定利率3.100%的2025年到期高级票据、4.050%的2030年到期高级票据和5.250%的2050年到期高级票据[35] - 公司运营方有浮动利率的2023年到期高级票据[36] - 截至2020年12月31日，循环信贷融资下可用借款能力为20亿美元[73] - 2020年，WES Operating的信用评级被惠誉、标普和穆迪下调至投资级以下，循环信贷融资下的融资成本增加，其34亿美元未偿还优先票据在评级下调事件后利率提高，评级下调使年化借款成本增加4300万美元[210] - 截至2020年12月31日，WES Operating的长期债务被标普评为“BB”，被惠誉评为“BB”，被穆迪评为“Ba2”[210] - 截至2020年12月31日，有510万美元的信用证或现金作为与信用风险相关或有特征的合同安排下公司履约的保证[211] 公司股权与权益 - 阿纳达科中游资产包含瓦滕伯格加工厂、瓦姆萨特管道等，公司持有萨德霍恩20%权益、帕诺拉15%权益、米维达50%权益和牧场韦斯特克斯50%权益[25] - 公司持有宾夕法尼亚州北部拉里溪、西利和沃伦斯维尔天然气收集系统及相关设施33.75%权益[39] - 公司拥有WES Operating 98.0%的有限合伙人权益，并直接持有WES Operating GP的全部股权[57] - 2020年10月，公司出售Fort Union 14.81%的权益，并签订出售Bison处理设施的期权协议[64] - 截至2020年12月31日，西方石油持有公司50.7%的有限合伙人权益和2.1%的普通合伙人权益[75] - 公司拥有Mi Vida 50%的权益，拥有Ranch Westex 50%的权益，拥有Mont Belvieu JV 25%的权益，拥有Springfield系统50.1%的权益[93] - 公司拥有Chipeta 75%权益[109][117] - 公司拥有宾夕法尼亚中北部Marcellus集输系统33.75%权益[128][130] - 科罗拉多、堪萨斯、俄克拉荷马的White Cliffs管道公司拥有10%权益，管道里程2108英里；怀俄明、科罗拉多、堪萨斯、俄克拉荷马的Saddlehorn管道公司拥有20%权益，管道里程600英里[133] - 犹他的GNB NGL管道公司拥有100%权益，管道里程33英里；怀俄明东北部的MIGC管道公司拥有100%权益，管道里程243英里；怀俄明西南部的OTTCO管道公司拥有100%权益，管道里程233英里[133] - 科罗拉多、俄克拉荷马、得克萨斯的FRP管道公司拥有33.33%权益，管道里程447英里；得克萨斯、俄克拉荷马的TEG管道公司拥有20%权益，管道里程138英里；得克萨斯的TEP管道公司拥有20%权益，管道里程594英里[133] - 得克萨斯的Whitethorn LLC管道公司拥有20%权益，管道里程416英里；得克萨斯的Panola管道公司拥有15%权益，管道里程249英里；得克萨斯的Cactus II管道公司拥有15%权益，管道里程454英里；得克萨斯的Red Bluff Express管道公司拥有30%权益，管道里程80英里[133] 公司收购与合并 - 2019年8月8日西方石油完成对阿纳达科的收购[26][43] - 2019年2月28日公司子公司与运营方合并，运营方为存续实体和子公司[40] 业务运营数据 - 截至2020年12月31日，公司资产包括17个集输系统、39个处理设施等[67] - 2020年，德州/新墨西哥地区天然气平均吞吐量为1818 MMcf/d，原油和NGLs平均吞吐量为267 MBbls/d [67] - 2020年，落基山脉地区天然气平均吞吐量为2163 MMcf/d，原油和NGLs平均吞吐量为101 MBbls/d [67] - 2020年，93%的井口天然气量、100%的原油和产出水吞吐量通过基于费用的合同服务[73] - 2020年，79%的天然气吞吐量、85%的原油和NGLs吞吐量、100%的产出水吞吐量有最低量承诺或服务成本承诺支持[73] - 2020年，66%的总收入、41%的天然气资产吞吐量、88%的原油和NGLs资产吞吐量、87%的产出水吞吐量归因于西方石油[76] - 截至2020年12月31日，公司在德州和新墨西哥州的处理厂共41座，天然气处理能力达1895MMcf/d，NGL处理能力达1580MBbls/d，压缩机/泵共611台，压缩马力达792626，集输系统12个，管道里程4160英里[93] - 2020年全年，西方石油公司的产量占西德克萨斯综合体吞吐量的47%，最大第三方客户占10%[97] - 截至2020年12月31日，DBM石油系统吞吐量来自西方石油公司和一家第三方生产商，西方石油公司产量占比96%[101] - 截至2020年12月31日，DBM水系统吞吐量来自西方石油公司和众多第三方生产商，西方石油公司产量占比87%[101] - 西德克萨斯综合体的天然气和NGL供应来自二叠纪盆地特拉华盆地部分的多个地层[97] - DBM石油系统的供应来自二叠纪盆地特拉华盆地部分的原油生产[101] - DBM水系统的采出水供应来自二叠纪盆地特拉华盆地部分的原油生产[101] - 蒙贝尔维尤合资企业不直接与客户签约，根据企业在德州蒙贝尔维尤的NGL分馏综合体其他装置的可用产能分配产量[104] - 布拉萨综合体的天然气和NGL供应来自斯普林菲尔德系统收集的产量[108] - 科罗拉多和犹他地区处理厂总数24座，处理能力2520MMcf/d，压缩机194台，压缩马力463581，集输系统3个，管道里程3636英里，DJ盆地综合设施有160MMcf/d的旁路能力[109] - 2020年12月31日止年度，DJ盆地综合设施Occidental产量占吞吐量65%，两大第三方客户占19%；DJ盆地石油系统吞吐量全来自Occidental生产[114] - 2020年12月31日止年度，Occidental产量占Chipeta综合设施吞吐量47%，两大第三方客户占45%[109][117] - 怀俄明地区处理厂总数10座，处理能力1155MMcf/d，压缩机100台，压缩马力146284，集输系统4个，管道里程3411英里[118] - 2020年12月31日止年度，Hilight系统两大第三方生产商提供59%吞吐量；Granger综合设施三大第三方客户提供81%吞吐量；Red Desert综合设施三大第三方客户提供66%吞吐量[120][122][124] - 2020年12月31日止年度，最大生产商提供80%吞吐量[128][130] - 2020年12月31日，GNB NGL管道有两个主要托运人，MIGC系统最大托运人Occidental吞吐量占比39%，MIGC系统核定的固定运输能力为1.75亿立方英尺/天[141] - 2020年12月31日，Wamsutter管道94%的吞吐量来自一个第三方托运人，其余来自Occidental[146] - 2020年第二季度完成FRP扩建，其容量增加10万桶/天，总容量约25万桶/天[146] - 2020年第二季度完成TEP扩建，其容量增加9万桶/天，总容量约36.6万桶/天[146] - 2020年12月，公司与Red Bluff Express管道签订为期五年运输合同，于2021年1月1日生效[152] 监管法规相关 - 2019年10月PHMSA提交三项主要规则，其中气体传输规则和危险液体管道安全规则于2020年7月1日生效，增强紧急命令程序规则于2019年12月2日生效[155][156] - 公司MIGC管道和Ramsey Residue Lines运营受FERC根据《1938年天然气法》监管[159] - FERC禁止天然气公司收取未经认定为公正合理的费率，禁止在管道费率或服务条款和条件方面不当偏袒或不合理歧视任何人[160] - 公司州际管道服务的费率和条款条件载于FERC批准的关税中，现有费率和拟议费率上调可能受到质疑[161] - FERC修订所得税处理政策，可能对公司受FERC监管的州际管道服务成本费率相关收入产生不利影响[162] - FERC和CFTC有权对违规行为处以每天超过100万美元的民事罚款[163,166] - 2016年7月2日起的五年内，FERC规定州际NGL管道费率年度指数调整为成品生产者价格指数变化加1.23%；2021年7月1日起的五年内，指数水平调整为PPI - FG加0.78%[164] - 《州际商业法》允许相关人员挑战拟议的新费率或变更费率，FERC可暂停此类费率生效长达七个月[165] - 托运人可就超过合理费率的收费获得长达两年的赔偿[165] - 公司天然气收集业务在多数运营州受可比例提取和共同购买法规约束[168] - 公司拥有Red Bluff Express权益，该管道需满足季度报告要求并接受FERC定期费率审查[171] - 公司业务受众多联邦、州等环境和职业健康安全法律法规约束，如《清洁空气法》《清洁水法》等[173] - 公司可能因先前所有者或经营者的环境问题承担严格的连带责任[175] - 违反环境法律法规可能导致制裁，包括行政、民事和刑事处罚等[176] - 公司历史环境合规成本未对经营业绩产生重大不利影响，但未来不确定[177] - 2021年1月美国现任政府发布行政命令，要求审查上届政府颁布的可能与当前政策不一致的联邦法规，不确定近期监管发展会在多大程度上被修改或撤销[178] - 2015年EPA将地面臭氧的国家环境空气质量标准从一级标准的75ppb降至二级标准的70ppb，2020年12月宣布保留该标准，2021年1月行政命令要求EPA在2022年1月前为部分州提出臭氧标准的联邦实施计划[180] - 2016年EPA发布甲烷和挥发性有机化合物排放新标准，2020年9月修订取消部分要求，2021年1月行政命令要求EPA在2021年9月前考虑暂停、修订或撤销这些放松监管的修正案[180] - 科罗拉多州设定温室气体减排目标，以2005年为基准，2025年减排26%，2030年减排50%，2050年减排90%[181] 员工相关 - 截至2020年12月31日，公司在美国雇佣1045人，无员工受集体谈判协议覆盖，员工关系良好[188] - 公司为员工提供有竞争力的薪酬、激励奖励、健康和退休福利，还有促进工作与生活平衡的项目[189] - 公司制定并实施基于CDC和州健康指南的COVID - 19缓解计划，包括员工健康筛查、加强清洁等措施[190] 前瞻性陈述与风险 - 公司的前瞻性陈述涉及风险和不确定性，实际结果可能与预期有重大差异[193] - 影响实际结果与预期差异的因素包括支付单位持有人分配的能力、能源市场假设、未来吞吐量等[193] - 除法律要求外，公司无义务公开更新或修订前瞻性陈述[195] - 公司超50%的天然气、原油、NGLs和采出水相关收入依赖西方石油公司，2020年全年，总营收及其他收入的66%、天然气资产（不包括股权投资吞吐量）吞吐量的41%、原油和NGLs资产（不包括股权投资吞吐量）吞吐量的88%、采出水资产吞吐量的87%来自西方石油公司的生产[200] - 西方石油公司拥有公司普通合伙人，可能导致利益冲突，普通合伙人可能优先考虑西方石油公司及其所有者或关联方的利益[206] - 公司与西方石油公司的分离存在风险和不确定性，可能对业务、财务状况、经营成果或可分配给单位持有人的现金产生重大不利影响[208] - 未来信用评级下调可能对公司获取资本的成本和能力产生负面影响，还可能触发在某些合同安排下提供履约财务保证的义务[210][211] - 市场天然气价格自2008年高点大幅下跌并持续低迷数年，新冠疫情及防控措施导致石油、NGLs和天然气需求显著下降，商品价格降低[213] - 公司业务依赖与集输系统及处理设施相连的天然气和油井的生产水平，产量会随时间自然下降，需获取新的油气吞吐量来源以维持或提高系统吞吐量[215] - 公司运营依赖现场人员，若因新冠疫情导致大量员工无法工作，可能会出现重大运营中断或效率低下，增加安全和环境事故风险[218]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第四季度调整后EBITDA为4.84亿美元，全年调整后EBITDA超过20亿美元，同比增长3.1亿美元，增幅18% [5] - 2020年第四季度自由现金流为4.65亿美元，环比增长37%，全年自由现金流为12亿美元，占年末企业价值的10% [6] - 2020年公司通过减少资本支出约65%和降低分配，实现了5.3亿美元的自由现金流 [8] - 2020年公司通过债务回购、现金分配、单位回购和通过Anadarko票据交换获得的单位，向股东返还了超过12亿美元 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2020年天然气吞吐量同比增长1%，原油和NGL吞吐量同比增长7%，水吞吐量同比增长28% [12] - 2020年天然气吞吐量平均为43亿立方英尺/天，水吞吐量平均为69.8万桶/天，原油和NGL吞吐量平均为69.8万桶/天 [23][24][25] - 2020年公司完成了三个重要项目，包括DJ盆地的第二Latham列车和Delaware盆地的Loving ROTF列车III和IV [13] 各个市场数据和关键指标变化 - DJ盆地预计将占公司资产水平EBITDA的37%，Delaware盆地将占40% [17] - 2020年底和2021年初，DJ和Delaware盆地的活动有所增加，预计2021年全年活动水平将继续增加 [16] - 2021年预计公司将在DJ和Delaware盆地完成约315口井，其中60%位于DJ盆地 [31] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司从2020年初开始将重点转向自由现金流作为财务绩效指标，而不是传统的MLP标准指标 [7] - 公司通过优化现有资产、过渡到独立业务模式和加强与Occidental的关系，确定了可持续的机会，以提高可操作性、更有效地部署资本并最终为股东创造价值 [21] - 公司将继续推动成本削减计划，这些节省将与合作伙伴按比例分享，以激励额外的业务 [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计2021年调整后EBITDA在18.25亿美元至19.25亿美元之间，资本支出在2.75亿美元至3.75亿美元之间，并保持年末债务与调整后EBITDA比率在或低于4.0倍 [15] - 公司预计2021年EBITDA将随着活动水平的增加而增加，全年EBITDA将呈上升趋势 [16] - 公司预计2021年天然气吞吐量将与2020年持平，而原油和水吞吐量将分别比2020年增加高个位数和低两位数 [31] 其他重要信息 - 公司已加入ONE Future联盟，致力于到2025年将整个天然气价值链的甲烷排放量减少到1%或更低 [48] - 公司已任命一个董事会级别的ESG委员会，负责指导公司在环境保护、社会事业和强有力的公司治理方面的努力 [47] - 公司计划在2022年底前将杠杆率降至或低于3.5倍 [38] 问答环节所有的提问和回答 问题: 公司资产的运营杠杆潜力 - 公司预计2021年活动水平将保持稳定，2022年资本需求将与2021年相似 [56][57] - 公司将继续优化和寻找资本高效的方式来扩展系统 [62] 问题: 冬季风暴对公司业务的影响 - 冬季风暴将对第一季度业绩产生不利影响，但公司预计将在全年内弥补这些影响 [67][68] 问题: 公司与客户的近期对话 - 公司尚未看到客户行为发生重大变化，私人运营商对增加活动水平的反应更快，而公共客户则更加谨慎 [70] 问题: 公司杠杆率和投资级评级 - 公司预计到2022年底将杠杆率降至或低于3.5倍，并认为其指标已达到投资级水平 [74][75] 问题: 公司ESG进展和未来计划 - 公司目前不考虑转换为C-corp，并已重新分配内部资源以专注于ESG机会 [78][79] - 公司已组建一个由顶级商业人才领导的团队，以推动ESG机会的商业化 [82][83] 问题: 公司投资级评级的进展 - 公司认为其指标已达到投资级水平，但无法具体指出触发评级升级的因素 [85][86] 问题: 公司资产组合优化 - 公司将继续寻找机会进行资产剥离和收购，并持续进行资产组合优化 [87][88] 问题: 成本节约和服务成本安排 - 公司通过减少成本和资本支出，降低了Delaware盆地的水和油服务成本率 [92][93] - 公司将继续寻找减少设施成本和运营成本的方法，这些节省将扩展到所有固定费率合同 [96] 问题: 公司压缩机的电气化机会 - 公司将继续寻找机会将新压缩机电气化，特别是在DJ盆地 [106][107] 问题: 公司2021年井的完成节奏 - 公司预计2021年井的完成节奏将相对均匀，资本支出将略微集中在上半年 [109][110] 问题: 公司杠杆目标和资产出售 - 公司预计到2022年底将杠杆率降至或低于3.5倍，且未假设任何资产出售 [112] 问题: 公司回购计划的节奏 - 公司已在第一季度参与回购，并将继续评估回购和分配增加的机会 [113] 问题: 公司回购计划的执行方式 - 公司对从公开市场或Occidental回购单位持开放态度 [116] 问题: 公司回购计划的单位价格 - 公司没有具体的单位价格阈值，将继续评估回购和分配增加的机会 [118]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度调整后EBITDA达到5.18亿美元，创历史新高，自由现金流为3.39亿美元，分配后的自由现金流为1.98亿美元，几乎是上一季度的三倍 [6] - 公司预计2021年调整后EBITDA在18.25亿至19.25亿美元之间，资本支出预计在2.75亿至3.75亿美元之间，较2020年减少约24% [31][32] - 公司通过优化资产和成本控制，预计2020年全年将实现1.75亿美元的运营和维护（O&M）及一般和行政（G&A）成本节约，且这些节约大部分是可持续的 [12][25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气处理量环比下降约1.6亿立方英尺/天，降幅为4%，主要由于怀俄明州Granger Straddle工厂的处理量回归正常水平 [20] - 水处理量环比下降约8.6万桶/天，降幅为11%，主要由于Delaware盆地的生产商处理量下降 [21] - 原油和天然气液体（NGL）处理量环比下降约2.8万桶/天，降幅为4%，主要由于DJ和Delaware盆地设施的吞吐量下降 [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在Delaware和DJ盆地的处理量有所下降，但通过优化资产和成本控制，调整后的毛利率仅下降1%，显示出合同保护的优势 [24] - 公司在Delaware盆地的Train 4项目提前两个月完成，增加了3万桶/天的处理能力，且资本支出比之前的项目减少了35% [27] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过优化现有资产、发展与Occidental的关系以及增加第三方业务，取得了显著进展，并在疫情和挑战性市场环境中保持了韧性 [8][9] - 公司通过资产出售和优化组合，加速了财务目标的实现，例如出售Fort Union Gas Gathering LLC的14.81%股权，并计划在2021年第一季度出售Bison处理设施 [28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为，尽管宏观经济环境不确定，但公司通过合同保护、成本节约和运营效率的提升，能够在2021年实现有意义的EBITDA增长 [34] - 公司预计2021年将通过DUC（已钻未完成井）完成68口井的投产，主要集中在DJ和Delaware盆地 [32] 其他重要信息 - 公司计划发布首份ESG报告，展示其在环境、社会和治理方面的努力，特别是在减少环境足迹和提升社区生活质量方面的成果 [40][41] - 公司通过回购债务和优化资本结构，将债务与调整后EBITDA的比率降至4.0倍以下，并计划在2021年底前保持这一水平 [16][17] 问答环节所有的提问和回答 问题: 第三方业务的比例及2021年展望 - 目前约40%的产量来自第三方，2021年展望中已纳入第三方和Occidental的活动预期 [50] 问题: 资产出售和杠杆率 - 公司将继续评估非核心资产的出售，但已提前达到2021年的杠杆目标，因此资产出售将基于价值考虑 [53][54] 问题: 回购计划的节奏 - 回购计划将按程序化方式进行，确保在2021年底前杠杆率保持在4.0倍以下 [56] 问题: 成本节约的可持续性 - 公司认为2020年实现的1.75亿美元成本节约大部分是可持续的，并将持续推动运营效率的提升 [68][71] 问题: 2021年资本支出的节奏 - 2021年资本支出将略有前倾，预计在年初较高，随后逐渐下降 [75] 问题: ESG报告和低碳业务机会 - 公司即将发布首份ESG报告，并正在探索与Occidental低碳业务相关的机会 [63][64] 问题: 水处理资产的潜在收购 - 公司目前主要关注回购和债务偿还，但会考虑具有战略意义的并购机会 [85] 问题: 2021年EBITDA指导的变量 - 2021年EBITDA指导的变量主要与生产商的活动水平和时间安排有关 [80] 问题: 投资级信用评级的恢复 - 公司已提前达到杠杆目标，并计划与评级机构讨论恢复投资级信用评级 [104][105] 问题: 2020年EBITDA指导上调的原因 - 2020年EBITDA指导上调主要由于生产商表现超预期和额外的6000万美元成本节约 [128] 问题: 2020年资本支出的调整 - 2020年资本支出预计将低于之前指导的低端，主要由于现金与应计资本的差异 [130][132] 问题: DJ盆地原油处理量下降的原因 - DJ盆地原油处理量下降主要由于自然衰减和部分维护工作 [133]

业绩总结 - 2020年第三季度，净收入为254,135千美元[77] - 2020年第三季度，调整后的EBITDA为518,358千美元[77] - 2020年第三季度，自由现金流为339,154千美元[81] - 2020年第三季度，运营现金流为3.929亿美元[9] - 2020年第三季度，调整后的毛利为681,529千美元[84] 用户数据 - 自然气吞吐量为4,253百万立方英尺/天，调整后的天然气资产毛利为每百万立方英尺1.17美元[15] - 原油和NGL的吞吐量为689千桶/天，调整后的毛利为每桶2.54美元[15] - DJ盆地的天然气处理能力为1730百万立方英尺/天，油稳定化能力为155万桶/天[66] - 德拉瓦盆地的盐水处理能力为975万桶/天[56] 未来展望 - 预计2021年调整后EBITDA在18.25亿至19.25亿美元之间[17] - 2021年总资本支出预计在2.75亿至3.75亿美元之间[17] - 2021年杠杆目标为4.0倍[22] - 2021年每单位现金分配目标为不低于1.24美元[23] - 2021年流动性状况显示，现金为1.38亿美元，循环信贷额度为19.95亿美元[33] 资本支出与分配 - 2020年第三季度，资本支出为59,197千美元[81] - 第三季度现金分配支付总额为1.409亿美元，第三季度宣布的现金分配约为1.32亿美元[9] - 自由现金流在支付分配后的金额为1.983亿美元[9] - 分配给股权投资的分配总额为72,070千美元[77] 合同与市场支持 - DJ盆地的长期合同支持中，天然气的加权平均剩余合同期限约为9年，油的剩余合同期限为8.5年[60]

公司协议与权益交易 - 2020年9月11日，公司与西方石油公司达成单位赎回协议，WES Operating将阿纳达科应收票据98%权益转让给WES，2%转让给西方石油子公司，WES再将98%权益转让给阿纳达科，西方石油子公司向WES转让27,855,398个普通股单位，WES收到后立即注销[173] - 2019年12月31日公司及其子公司与西方石油及其子公司签订多项协议，包括交换协议、服务协议等[179][180] - 2019年1月公司以9250万美元初始净投资收购Red Bluff Express 30%权益[192] - 2019年2月公司子公司从阿纳达科收购AMA[191] - 2020年10月公司出售Fort Union 14.81%权益并签订出售Bison处理设施期权协议，获得2700万美元收益，Fort Union权益出售净收益2100万美元将在四季度确认[193] - 2020年和2019年9月30日，西方石油子公司持有WES Operating 2.0%的有限合伙权益[292] 单位分配与现金分红 - 2020年第三季度单位分配与第一、二季度相同，均为0.31100美元[173] - 2020年第一季度每单位季度现金分配为0.31100美元，较上一季度减少50%，第三季度保持不变[190] - 2020年第三季度，公司向单位持有人宣布每股0.311美元的现金分红，总计1.323亿美元，将于2020年11月13日支付[262] - 2019年各季度，WES Operating向有限合伙人分别分配2.833亿美元、2.881亿美元、2.897亿美元和2.903亿美元，2020年各季度均分配1.434亿美元[294] 项目投产情况 - 2020年第一季度，DJ盆地综合体Latham Train II投产，产能2.5亿立方英尺/日；第一和第三季度，DBM石油系统Loving ROTF Trains III和IV分别投产，产能均为3万桶/日[175] 票据发行与回购 - 2020年1月，WES Operating发行32亿美元固定利率高级票据和3亿美元浮动利率高级票据，所得款项用于偿还和终止定期贷款、偿还循环信贷额度欠款及一般合伙事务[175] - 截至2020年9月30日的九个月，WES Operating回购并注销1.935亿美元高级票据和浮动利率高级票据[175] - 2020年前三个月和前九个月，公司通过公开市场回购分别购买并赎回2900万美元和1.935亿美元的高级票据和浮动利率高级票据，分别实现收益170万美元和1270万美元[275] - 2020年1月，公司发行固定利率3.100% 2025年到期、4.050% 2030年到期、5.250% 2050年到期的高级票据，以及2023年到期的浮动利率高级票据；截至2020年9月30日，浮动利率高级票据利率为2.12%[279] 吞吐量数据 - 截至2020年9月30日的三个月和九个月，天然气吞吐量分别为42.53亿立方英尺/日和43.77亿立方英尺/日，同比分别增长1%和4%[175] - 截至2020年9月30日的三个月和九个月，原油和NGL吞吐量分别为68.9万桶/日和72.3万桶/日，同比分别增长11%和19%[175] - 截至2020年9月30日的三个月和九个月，采出水吞吐量分别为67.3万桶/日和71.1万桶/日，同比分别增长18%和35%[175] - 天然气资产总吞吐量在2020年第三季度为4412MMcf/d，同比增长1%；前九个月为4539MMcf/d，同比增长3%[198] - 原油和NGLs资产总吞吐量在2020年第三季度为703MBbls/d，同比增长11%；前九个月为738MBbls/d，同比增长19%[198] - 产出水资产总吞吐量在2020年第三季度为687MBbls/d，同比增长18%；前九个月为726MBbls/d，同比增长35%[198] 营业收入情况 - 截至2020年9月30日的三个月，营业收入为3.471亿美元，同比增长29%；九个月营业收入为5.06亿美元，含第一季度商誉和长期资产减值5.968亿美元，同比下降44%[175] - 2020年和2019年第三季度运营收入分别为347096千美元和268725千美元，前九个月分别为505959千美元和897713千美元[256] 合同条款变更影响 - 2020年4月1日起，与AESC营销合同条款变更，导致截至9月30日的三个月和九个月服务收入（基于费用）分别减少3770万美元和9390万美元，产品销售分别减少1840万美元和1370万美元，产品成本分别减少5610万美元和1.076亿美元[177] 价格波动情况 - 2020年第一季度，受新冠疫情影响，原油和天然气价格大幅下跌，NYMEX西德克萨斯中质原油日结算价从1月的每桶63.27美元降至4月的每桶低于20美元，9月30日反弹至每桶40.22美元[183] 评级下调影响 - 2020年3月，惠誉和标普将公司长期债务评级从“BBB - ”降至“BB + ”；5月，惠誉降至“BB”；6月，穆迪从“Ba1”降至“Ba2”[186] - 因评级下调，2020年固定利率和浮动利率高级票据年化借款成本增加3460万美元，二季度起循环信贷融资未偿还借款利率提高0.20%，循环信贷融资安排费利率从0.20%提高至0.25%[189] - 截至2020年9月30日，未偿还债务的账面价值为79亿美元；由于信用评级下调，年化借款成本将增加3460万美元[274] - 截至2020年9月30日，RCF下无未偿还借款，有500万美元未偿还信用证，可用借款额度为20亿美元；由于信用评级下调，未偿还RCF借款利率增加0.20%，设施费率从0.20%增加到0.25%[281] 成本与支出预计 - 2020年4月预计全年资本支出4.5亿 - 5.5亿美元，较之前指导减少45%；8月预计降至4亿 - 4.5亿美元；11月预计远低于4亿 - 4.5亿美元区间下限[190] - 2020年4月预计通过成本节约举措减少其他成本约7500万美元，11月预计实现运营、维护及行政费用成本节约约1.75亿美元[190] 各项收入数据 - 服务总收入在2020年第三季度为6.48838亿美元，同比增长9%；前九个月为20.15783亿美元，同比增长12%[208] - 产品销售总额在2020年第三季度为3010.6万美元，同比下降56%；前九个月为1.08491亿美元，同比下降50%[211] - 天然气销售在2020年第三季度减少610万美元，前九个月减少2500万美元[212][213] - NGLs销售在2020年第三季度减少3200万美元，前九个月减少8140万美元[214] - 与关联方的净股权收入在2020年第三季度为6102.6万美元，同比增长13%；前九个月为1.76788亿美元，同比增长1%[215] - 基于费用的服务收入在2020年第三季度增加4860万美元，前九个月增加2.191亿美元[209] - 基于产品的服务收入在2020年前九个月减少1030万美元[210] 采购额数据 - 2020年第三季度NGLs采购额为1902.8万美元，较2019年的7678.5万美元下降75%；前九个月采购额为1.11809亿美元，较2019年的2.5246亿美元下降56%[216] - 2020年前九个月NGLs采购额减少1.407亿美元，主要因与AESC营销合同会计变更减少9350万美元、西德克萨斯综合体均价下降减少2390万美元等[218] - 2020年第三季度残渣采购额为1083.8万美元，较2019年的1830万美元下降41%；前九个月采购额为4399.8万美元，较2019年的6992万美元下降37%[216] - 2020年前九个月残渣采购额减少2590万美元，主要因与AESC营销合同会计变更减少1410万美元、DJ盆地综合体均价下降减少920万美元等[220] 费用数据 - 2020年第三季度运营和维护费用为1.32293亿美元，较2019年的1.76572亿美元下降25%；前九个月费用为4.3667亿美元，较2019年的4.67832亿美元下降7%[216] - 2020年前九个月运营和维护费用减少3120万美元，主要因西德克萨斯综合体和斯普林菲尔德系统费用减少、间接费用减少等[223] - 2020年第三季度一般和行政费用为4157.8万美元，较2019年的3076.9万美元增长35%；前九个月费用为1.18466亿美元，较2019年的8364万美元增长42%[225] - 2020年前九个月一般和行政费用增加3480万美元，主要因服务协议相关费用增加、其他公司费用增加[227] - 2020年第三季度利息收入 - 阿纳达科应收票据为328.6万美元，较2019年的422.5万美元下降22%；前九个月收入为1173.6万美元，较2019年的1267.5万美元下降7%[234] - 2020年前九个月利息费用增加5490万美元，主要因2020年1月发行高级票据产生利息、资本化利息减少等[236] 其他收入（支出）净额与税前收入等 - 其他收入（支出）净额在2020年第三季度和前九个月分别增加6860万美元和1.622亿美元，主要因2019年同期利率互换的非现金损失[237] - 2020年第三季度和前九个月，税前收入分别为2.57163亿美元和2.49868亿美元，同比增长103%和下降52%；所得税费用分别为302.8万美元和379.2万美元，同比增长131%和下降70%[238] 调整后相关数据 - 2020年第三季度和前九个月，天然气资产调整后毛利率分别为4.5879亿美元和13.84632亿美元，同比增长14%和13%[241] - 2020年第三季度和前九个月，原油和NGLs资产调整后毛利率分别为1.60886亿美元和4.94481亿美元，同比增长9%和19%[241] - 2020年第三季度和前九个月，产出水资产调整后毛利率分别为6185.3万美元和1.90688亿美元，同比增长23%和36%[241] - 2020年第三季度和前九个月，调整后EBITDA分别为5.18358亿美元和15.46386亿美元，同比增长26%和22%[241] - 2020年第三季度和前九个月，自由现金流分别为3.39154亿美元和7.62364亿美元，相比2019年有显著增长[241] - 调整后毛利率在2020年第三季度和前九个月分别增加8190万美元和2.86亿美元，主要因部分地区吞吐量增加等因素[242] - 调整后EBITDA在2020年第三季度和前九个月分别增加1.081亿美元和2.749亿美元，主要因产品成本降低等因素[247][248] - 自由现金流在2020年第三季度和前九个月分别增加2.685亿美元和7.699亿美元，主要因资本支出减少等因素[252] - 2020年和2019年第三季度调整后毛利率分别为681529千美元和599644千美元，前九个月分别为2069801千美元和1783814千美元[256] - 2020年和2019年第三季度调整后EBITDA分别为518358千美元和410213千美元，前九个月分别为1546386千美元和1271463千美元[258] 净利润与现金流数据 - 2020年和2019年第三季度净利润分别为254135千美元和125223千美元，前九个月分别为246076千美元和512260千美元[258] - 2020年和2019年前九个月经营活动提供的净现金分别为1131893千美元和1026685千美元，投资活动使用的净现金分别为426670千美元和3134643千美元，融资活动提供（使用）的净现金分别为667140千美元和 - 2133246千美元[258][259] - 2020年和2019年第三季度自由现金流分别为339154千美元和70679千美元，前九个月分别为762364千美元和 - 7496千美元[259] - 2020年前九个月经营活动提供的净现金为11.31893亿美元，投资活动使用的净现金为4.2667亿美元，融资活动使用的净现金为6.6714亿美元；2019年对应数据分别为10.26685亿美元、31.34643亿美元和 - 21.33246亿美元[270] - 2020年前九个月，WES经营活动提供净现金11.31893亿美元，WES Operating为11.33972亿美元；WES融资活动使用净现金6.6714亿美元，WES Operating为6.68822亿美元[293] 公司现金相关情况 - 公司主要现金用途包括资本支出、偿债、日常运营费用、季度分配和向非控股股东分配[261] - 截至2020年9月30日，公司的流动性来源包括现金及现金等价物、经营活动产生的现金流、循环信贷融资下的可用借款额度以及潜在的额外股权或债务证券发行[261] - 未来向单位持有人的分配金额将取决于公司的经营业绩、财务状况、资本需求等因素，由董事会按季度确定[261] - 公司可能依靠外部融资