公司业务与资产 - 公司拥有WES Operating 98.0%的有限合伙权益，并直接持有WES Operating GP的全部股权[27] - 公司业务包括天然气收集、压缩、处理、运输，以及凝析油、NGLs和原油的收集、稳定和运输[29] - 公司资产包括通过WES Operating 98.0%合伙权益持有的资产和权益法核算的资产[28] - 公司的主要业务包括天然气处理、原油稳定和产出水的收集和处置[30] - 公司的主要业务还包括天然气、NGLs和凝析油的买卖[29] - 公司截至2023年12月31日的资产包括18个全资运营的集气系统、38个处理设施、24个天然气处理厂/装置、3条NGL管道、6条天然气管道和3条原油管道[37] - 公司2023年天然气资产（不包括股权投资）的日处理量为2.6 Bcf/d，原油和NGL资产为465 MBbls/d，生产水资产为860 MBbls/d，均受最低量承诺或成本服务合同支持[48] - 公司2023年总收入的59%来自Occidental，34%的天然气处理量、86%的原油和NGL处理量以及78%的生产水处理量也来自Occidental[52] - 公司2023年在德克萨斯/新墨西哥地区的天然气处理能力为2040 MMcf/d，原油和NGL处理能力为2448 MBbls/d，生产水处理能力为1029 MBbls/d[37] - 公司2023年在落基山脉地区的天然气处理能力为3160 MMcf/d，原油和NGL处理能力为221 MBbls/d[37] - 公司2023年总管道长度为15794英里，总压缩马力为1585493马力，其中39%为电动驱动[37] - 公司2023年总天然气处理量为4593 MMcf/d，原油和NGL处理量为665 MBbls/d，生产水处理量为1029 MBbls/d[37] - 西德克萨斯和新墨西哥地区的总处理能力为2,040 MMcf/d，总压缩马力为896,951，总管道里程为4,280英里[59] - 西德克萨斯复杂体的处理能力为1,640 MMcf/d，压缩马力为624,074，管道里程为1,914英里[59] - DBM油系统的处理能力为310 MBbls/d，压缩马力为12,648，管道里程为654英里[59] - DBM水系统的处理能力为1,825 MBbls/d，压缩马力为92,395，管道里程为799英里[59] - Mi Vida处理厂的处理能力为200 MMcf/d，压缩马力为20,000[59] - 西德克萨斯复杂体的Mentone Train III预计在2024年第一季度完工，将增加300 MMcf/d的处理能力[69] - 北Loving处理厂预计在2025年第一季度完工，将增加250 MMcf/d的处理能力[69] - 2023年，Occidental的生产占西德克萨斯复杂体吞吐量的42%，两个最大的第三方客户占32%[64] - 2023年，Occidental的生产占DBM油系统吞吐量的98%[69] - 2023年，Occidental的生产占DBM水系统吞吐量的78%[69] - Granger综合设施的吞吐量中，77%来自前两大客户[93] - Red Desert综合设施的吞吐量中，59%来自前三大客户[93] - Marcellus Interest集气系统中，最大的生产商贡献了约89%的吞吐量[95] - MIGC运输系统中，前两大客户贡献了80%的吞吐量[102] - Wamsutter管道的吞吐量中，96%来自一个第三方托运人[104] - White Cliffs管道系统为多个托运人提供服务，包括Occidental[99] - Saddlehorn管道系统为多个托运人提供服务，包括Occidental[100] - GNB NGL管道系统为三个主要托运人提供服务[101] - Front Range Pipeline为多个托运人提供服务，包括Occidental[105] - Red Bluff Express管道系统为多个托运人提供服务，包括Occidental[110] 公司治理与信息披露 - 公司提供免费访问所有SEC文件的服务，包括年度报告、季度报告和当前报告[32] - 公司的主要执行办公室位于德克萨斯州伍德兰斯9950 Woodloch Forest Drive, Suite 2800[33] - 公司通过其网站提供公司治理指南、道德准则和董事会委员会章程[33] - 公司通过其网站和SEC网站提供所有SEC文件的免费访问[32] - 公司通过其网站提供公司治理文件的免费副本[33] 收购与出售 - 公司在2023年10月以8.85亿美元收购了Meritage，资金来源于2023年9月发行的6亿美元高级票据和RCF借款[40] - 公司在2022年11月以2.648亿美元出售了Cactus II的15%股权，实现净收益1.099亿美元[41] - 公司在2022年9月以4010万美元收购了Ranch Westex剩余的50%股权，成为该资产的唯一所有者和运营商[42] 法规与合规 - 2023年5月，PHMSA提议修订管道安全法规，要求使用先进技术检测和修复甲烷泄漏，可能增加人力和设备支出[122] - 2023年8月，PHMSA提议加强天然气分配管道的安全要求，包括修订建设程序以减少超压事件风险，可能增加合规成本[122] - FERC要求州际天然气管道遵守市场透明度和市场操纵法规，违规可能导致每天超过100万美元的民事罚款[125] - FERC对州际液体管道的费率采用年度指数调整方法，2022年1月将指数水平调整为PPI-FG减去0.21%，有效期至2026年6月30日[126] - FERC的反操纵规则适用于非管辖实体，如果其活动与受FERC管辖的天然气销售、购买或运输有关[131] - 公司天然气收集业务受大多数州的公平采购法规约束，可能限制其选择天然气供应商的能力[130] - 公司业务受《清洁空气法》、《清洁水法》和《石油污染法》等多项联邦环境法规约束，可能增加运营成本[136] - 公司可能因第三方处置或释放碳氢化合物、危险物质或废物而承担严格的环境责任[139] - 公司因环境法规可能面临重大成本和责任，包括行政、民事和刑事处罚，以及调查、补救和纠正行动义务[140] - 公司已发生并将继续发生运营和资本支出以遵守环境和职业健康安全法规，历史环境合规成本未对运营结果产生重大不利影响，但未来可能产生重大不利影响[141] - 2015年EPA将地面臭氧标准从75 ppb降至70 ppb，2021年拜登政府考虑更严格的标准，可能导致公司资本支出和运营成本显著增加[142] - 2016年EPA发布新规则，要求石油和天然气行业减少甲烷和挥发性有机化合物排放，2023年EPA进一步收紧标准，可能导致公司资本支出和运营成本增加[142] - 美国国会和EPA考虑立法或法规以减少温室气体排放，包括碳税和甲烷费用，2024年EPA提议对甲烷排放收费，可能导致公司合规成本增加[143] - 科罗拉多州要求到2030年将中游部门的燃烧温室气体排放量比2015年基线减少20%，可能要求公司更换燃气压缩机发动机，导致显著成本[143] - 公司处理石油和天然气生产过程中产生的废水，科罗拉多州和德克萨斯州对废水处理井施加额外要求，可能导致公司运营成本增加[144] - 科罗拉多州参议院法案19-181的实施可能增加成本并限制石油和天然气勘探和生产，从而显著减少对公司服务的需求[183][184] - 水力压裂法规的变化可能导致成本增加、运营限制或油井完成延迟，从而减少对公司收集和处理服务的需求[185][186] - 公司处理生产水的法律要求可能因地震活动担忧而发生变化，可能导致额外的监管和限制[187] - 气候变化和空气排放法规的收紧可能增加公司运营成本，并减少对天然气、原油等服务的需求，从而影响公司业绩[205] - 管道安全和完整性管理的新法规可能导致公司资本支出和运营成本增加，影响财务表现[206] - 部分管道系统已使用数十年，可能存在未知问题或增加维护和修理费用，影响公司业务和运营结果[209] - 公司面临严格的环境法规，可能导致高额的环境成本和责任，影响财务表现[210] - 新资产建设面临监管、环境、政治和法律风险，可能影响项目完成和成本控制[213] - 公司收购Meritage资产后，整合过程中可能面临盈利能力未达预期、环境或法规合规问题等风险[214] 人力资源与组织文化 - 截至2023年12月31日，公司在美国雇佣了1,377名员工，2023年自愿离职率为9.73%，公司认为在行业和市场条件下是合理的[150] - 公司提供有竞争力的薪酬和激励计划，以及全面的健康和退休福利，以吸引和留住顶尖人才[151] - 公司通过定期培训和将安全指标纳入激励计划，努力创建以安全为基础的组织文化[152] 客户依赖与风险 - 公司依赖Occidental作为最大客户，超过50%的收入来自Occidental的天然气、原油、NGLs和采出水的收集、处理、运输和处置[161] - 2023年，Occidental贡献了公司总收入的59%，天然气资产吞吐量的34%，原油和NGLs资产吞吐量的86%，以及采出水资产吞吐量的78%[161] - 公司未来现金流和收入高度依赖Occidental的生产水平和资本支出计划，Occidental的生产减少将导致公司收入和现金流显著下降[161][163] - 公司面临Occidental可能不履行合同义务的风险，这可能导致公司无法向股东支付分配[164] - 公司未来融资能力可能受到Occidental信用评级变化的影响，任何信用评级下调都可能增加融资成本或限制融资能力[170] - 公司目前有28亿美元的高级票据，信用评级下调可能导致利率上升[170] - 2023年底，公司有510万美元的信用证或现金作为合同履约的财务保证[170] - 公司2023年第四季度每单位分配为0.575美元，全年为2.30美元，每季度需要2.234亿美元的可用现金，全年需要8.936亿美元[179] - 公司天然气处理协议中，如果实际回收率低于合同规定的回收率，公司仍需向客户交付合同规定的NGLs或其财务等价物，这可能对公司利润和现金流产生负面影响[181] - 公司面临第三方客户的信用风险，任何重大违约或未履行合同的行为可能减少向股东分配现金的能力[182] 财务与融资 - 公司债务可能限制其资本化收购和其他商业机会的能力，或影响其获得融资的灵活性[190][191] - 公司未来偿债能力取决于其财务和运营表现，若运营结果不足以偿债，可能被迫采取减少分配、延迟业务活动或出售资产等措施[192] - 全球金融市场和经济条件的波动可能增加公司融资成本或限制其获得融资的能力[193] - 公司内部财务控制系统的不足可能影响其准确报告财务结果的能力[194] - 机构投资者对ESG问题的关注可能限制公司融资能力，增加融资成本或影响股价[216] - 投资者对ESG问题的关注可能限制公司通过股权或债务融资的能力，影响业务扩展和交易[217] 网络安全与运营风险 - 网络安全威胁和其他安全风险可能对公司业务、运营结果和财务状况产生重大不利影响[195][196][197][198] 地理集中与业务风险 - 公司业务集中在少数生产区域，地理多样性有限，任何不利的运营发展或法规变化可能对公司业务产生重大影响[188][189]

财务业绩 - 2023年第四季度和全年业绩超出预期，净利润和调整后EBITDA均创历史新高[1][5] - 2023年全年自由现金流达9.642亿美元，符合公司指引[3] - 公司2023年第四季度总收入为8.58亿美元，同比增长10.1%[21] - 公司2023年全年总收入为31.06亿美元，同比下降4.5%[21] - 公司2023年第四季度调整后毛利率为95.5%，全年调整后毛利率为95.4%[26] - 公司2023年第四季度自由现金流为3.54亿美元，全年自由现金流为16.61亿美元[26] - 公司2023年第四季度调整后EBITDA为5.57亿美元，全年为22.32亿美元[24] - 公司2023年第四季度净收入为2.958亿美元，同比增长4.0%[27] - 公司2023年全年净收入为104.8亿美元，同比增长-16.2%[27] - 公司2023年第四季度调整后EBITDA为5.71亿美元，同比增长11.7%[27] - 公司2023年全年调整后EBITDA为20.69亿美元，同比下降2.8%[27] - 公司2023年第四季度自由现金流为2.82亿美元，同比增长40.8%[28] - 公司2023年全年自由现金流为9.64亿美元，同比下降24.0%[28] 业务运营 - 2023年全年天然气、原油和天然气液体、produced water吞吐量分别同比增长5%、7%和21%[6][11] - 在特拉华盆地实现了天然气、原油和天然气液体、produced water吞吐量的11%、8%和21%的同比增长[6] - 公司2023年第四季度天然气资产毛利为4.85亿美元，全年为17.38亿美元[26] - 公司2023年第四季度原油和天然气液体资产毛利为1.03亿美元，全年为3.68亿美元[26] - 公司2023年第四季度产水资产毛利为7050万美元，全年为2.60亿美元[26] - 公司2023年第四季度天然气资产总吞吐量为50.48亿立方英尺/天，同比增长9.0%[29] - 公司2023年全年天然气资产总吞吐量为45.93亿立方英尺/天，同比增长5.2%[29] - 公司2023年第四季度原油和天然气液体资产总吞吐量为715,000桶/天，同比增长5.0%[29] - 公司2023年全年原油和天然气液体资产总吞吐量为665,000桶/天，同比下降3.6%[29] 资本运营 - 宣布收购Meritage Midstream Services II公司，进一步扩大在Powder River盆地的业务规模[7] - 通过资本回报框架向股东分配了11.13亿美元[8] - 获得投资级信用评级并完成13.5亿美元债券发行[9] - 宣布出售多项非核心资产,总交易金额7.9亿美元[11] - 公司2023年第四季度资本支出为1.85亿美元，全年为7.35亿美元[23] - 公司2023年第四季度末现金及现金等价物为2.73亿美元[23]

业绩总结 - 2023年第三季度天然气通量为4.65 Bcf/d，环比增长5%[3] - 2023年第三季度原油和NGL通量为681 MBbls/d，环比增长7%[3] - 2023年第三季度生产水通量为1,101 MBbls/d，环比增长14%[3] - 2023年第三季度净收入为2.71亿美元[11] - 2023年第三季度调整后EBITDA为5.11亿美元[11] - 2023年第三季度运营现金流为3.948亿美元，较第二季度下降19.6%[10] - 2023年第三季度自由现金流为2.004亿美元，较第二季度下降41.0%[10] - 2023年第三季度的总收入和其他为776,013千美元，较2023年第二季度的738,273千美元有所上升[68] - 2023年第三季度的调整后毛利为741,909千美元，较2023年第二季度的707,402千美元有所增加[68] - 2023年第三季度的净收入为284,398千美元，较2023年第二季度的259,516千美元有所增加[64] - 2023年第三季度的自由现金流为200,445千美元，较2023年第二季度的340,132千美元有所下降[67] - 2023年第三季度的资本支出为201,857千美元，较2023年第二季度的161,482千美元有所增加[67] 未来展望 - 2023年预计自由现金流在9亿至10亿美元之间[11] - 2023年自由现金流生成预计为10.48亿美元，扣除债务偿还和基础分配后，剩余的自由现金流为2.97亿美元[25] - 2023年资本支出预计在7亿到8亿美元之间，主要集中在德拉瓦盆地[28] 收购与市场扩张 - 完成对Meritage Midstream的收购，发行6亿美元的高级票据用于融资[4] - WES在过去12个月的总资本回报收益率为20%，在主要能源指数和公开交易的中游公司中处于市场领先地位[12] - 截至2023年6月30日，WES的资本回报占企业价值的比例自2020年以来持续领先[21] 负面信息 - 2023年第三季度运营现金流较第二季度下降19.6%[10] - 2023年第三季度自由现金流较第二季度下降41.0%[10] 其他信息 - 基础分配增加至每单位0.575美元，将于2023年11月13日支付[5] - 截至2023年9月30日，WES的总净债务为68.47亿美元，TTM调整后EBITDA为20.14亿美元，净杠杆比率为3.4倍[25] - WES的流动性状况良好，循环信贷额度为19.95亿美元，现金余额为489百万美元[30] - WES在德拉瓦盆地的天然气处理能力为1.540 Bcf/d，油处理能力为292 MBbls/d[46] - DJ盆地的天然气处理能力为1,750 MMcf/d，油稳定化能力为155 MBbls/d[55] - Powder River盆地的天然气处理能力为440 MMcf/d，NGL运输能力为38 MBbls/d[58] - 截至2022年年底，天然气的长期合同支持中，约88%的合同剩余期限为6年，约12%为租赁期限[51]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度归属于有限合伙人的净收入为2.71亿美元 调整后EBITDA为5.11亿美元 环比增长5% [24] - 第三季度运营现金流为3.95亿美元 自由现金流为2亿美元 [27] - 第三季度天然气吞吐量环比增长5% 原油和NGL吞吐量环比增长7% 生产水吞吐量环比增长14% [19][20] - 每MCF天然气调整后毛利率与上季度持平 每桶原油和NGL调整后毛利率下降0.31美元 每桶生产水调整后毛利率上升0.01美元 [21][22][23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 在Delaware Basin 天然气 原油和NGL 以及生产水吞吐量均创历史新高 首次实现平均每天从第三方收集超过10亿立方英尺天然气 [8] - 在DJ Basin 天然气和原油及NGL吞吐量环比增长 预计第四季度将继续增长 [7][20] - 在南德克萨斯 新增客户带来额外吞吐量增长 [7][19] 各个市场数据和关键指标变化 - Delaware Basin将继续成为吞吐量增长的主要驱动力 2024年将继续投资扩大Mentone和North Loving工厂 [17] - DJ Basin已度过吞吐量下降的低谷 预计未来几个季度产量将逐步增长 [18] - Powder River Basin通过Meritage收购显著扩大资产基础 处理能力提升至约4.4亿立方英尺/天 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - Meritage收购是公司历史上第二大非关联企业并购交易 显著扩大Powder River Basin资产基础 增加多个投资级客户 [11][12][13] - 收购估值为2024年调整后EBITDA的5-6倍 预计将带来1.55-1.75亿美元的增量调整后EBITDA [41] - 公司将继续专注于通过有机增长项目和战略性收购来优化现有资产基础 为股东创造增量价值 [11][17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计2023年调整后EBITDA将达到此前修订指导范围1.95-2.05亿美元的高端 [33] - 预计2024年运营资产的平均年吞吐量将较2023年有所增长 特别是在Delaware Basin和Powder River Basin [36][37] - 公司处于有利位置 预计2024年吞吐量和调整后EBITDA将较2023年增长 [40] 其他重要信息 - 公司已将单位回购计划扩大至12.5亿美元 目前已回购约6.22亿美元 包括第三季度以1.28亿美元从Occidental购买510万普通单位 [28] - 10月宣布每单位分配57.50美元 较上季度增长2%以上 [29] - 预计2023年总资本支出为7-8亿美元 包括Meritage的额外增长资本以及Mentone和North Loving工厂的资本 [33] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: Meritage收购是否意味着战略转变 - 回答: 不是战略转变 公司一直在寻找机会性并购机会 Meritage收购符合公司优化现有资产基础的策略 [46][47] 问题: 2024年资本支出展望 - 回答: 预计2024年资本支出将略高于2023年 主要由于Meritage资产需要完成某些扩建项目 [49][76] 问题: 新处理厂的利用率预期 - 回答: 预计Mentone III和North Loving工厂上线时将满负荷运行 公司已通过卸载量来桥接客户承诺时间 [52][55] 问题: 有机增长前景 - 回答: 预计2024年运营资产的平均年吞吐量将较2023年有所增长 特别是在Delaware Basin和Powder River Basin [61] 问题: DJ Basin竞争格局 - 回答: Williams在DJ Basin的投资不会对公司产生重大影响 反而证实了该盆地的潜力 [63] 问题: Meritage收购对单位指标的影响 - 回答: 预计Meritage收购将在每MCF基础上增加毛利率 第四季度每MCF调整后毛利率将略有上升 [64] 问题: 分配增加的理由 - 回答: 分配增加基于可持续性考虑 Meritage收购带来的增量自由现金流支持了最近的分配增加 [67][68] 问题: Meritage整合进展 - 回答: 整合进展顺利 团队合作良好 正在寻找所有可能的协同机会 [83] 问题: 新客户合同的经济性 - 回答: 新合同是现有客户的扩展 以具有竞争力的费率签订 反映了长期合作关系 [84]

收购与资产交易 - 公司完成了Meritage的收购，交易金额为8.85亿美元[124] - 公司发行了6.35亿美元2029年到期的6.350%优先票据，用于部分支付Meritage收购费用[124] - 公司于2023年10月以8.85亿美元收购Meritage，资金来源于现金和6亿美元的高级票据发行[135] - 2022年11月公司以2.648亿美元出售其在Cactus II的15%股权，净收益为1.099亿美元[136] - 2022年9月公司以4010万美元收购Ranch Westex剩余50%股权，成为该资产的唯一所有者和运营商[137] 财务表现 - 公司2023年第三季度总收入为7.76013亿美元，同比增长5%[139] - 公司2023年第三季度总毛利率为6.011亿美元，同比增长9%[126] - 公司2023年第三季度净收入为2.84亿美元，同比增长24.9百万美元，主要得益于总收入和其他收入增加37.7百万美元[195] - 2023年第三季度调整后EBITDA为5.11亿美元，同比增长22.6百万美元，主要由于总收入和其他收入增加37.7百万美元，以及产品成本减少16.9百万美元[206] - 2023年前九个月净收入为7.52亿美元，同比下降1.54亿美元，主要由于总收入和其他收入减少2.24亿美元[196] - 2023年前九个月调整后EBITDA为14.98亿美元，同比下降7%，主要由于Cactus II的分配减少[200] - 公司在2023年9月30日的净收入为2.83亿美元，较2023年6月30日的2.59亿美元有所增长[235] - 公司在2023年前九个月的运营现金流为11.74亿美元，较2022年同期的12.04亿美元略有下降[235] - 公司在2023年前九个月的融资活动现金流为-4.37亿美元，较2022年同期的-8.93亿美元有所改善[235] 资本支出与现金流 - 2023年第三季度自由现金流为2.00亿美元，同比下降41%，主要由于资本支出增加[199] - 自由现金流在截至2023年9月30日的三个月内减少了1.397亿美元，主要由于运营活动提供的净现金减少了9600万美元，资本支出增加了4040万美元[208] - 自由现金流在截至2023年9月30日的九个月内减少了2.207亿美元，主要由于资本支出增加了1.949亿美元，运营活动提供的净现金减少了2420万美元，以及股权投资分配减少了930万美元[209] - 2023年资本支出预计在7亿至8亿美元之间，较之前公布的指引中值增加了1.25亿美元[216] - 截至2023年9月30日，公司拥有4.999亿美元的营运资本盈余，定义为流动资产超过流动负债的金额[218] - 截至2023年9月30日的九个月内，资本支出增加了1.949亿美元，主要由于西德克萨斯综合体的设施扩展、DBM水系统的水处理井和设施建设、DBM油系统的管道和油处理项目增加[222] - 截至2023年9月30日的九个月内，运营活动提供的净现金减少了2420万美元，主要由于现金运营收入减少、股权投资分配减少以及利息费用增加[223] 债务与融资 - 公司发行了7.5亿美元2033年到期的6.150%优先票据，用于偿还循环信贷额度[124] - 2023年短期和长期利率上升导致公司融资成本增加，预计未来利率上升将进一步增加融资成本[133] - 截至2023年9月30日，公司未偿还债务的账面价值为73亿美元，无一年内到期的借款，且在WES Operating的20亿美元循环信贷额度下有20亿美元的可用借款能力[226] - 2023年5月，Fitch Ratings将WES Operating的长期债务评级从“BB+”提升至“BBB-”，导致年化借款成本减少了690万美元[228] - 公司面临利率上升的风险，联邦基金利率在2023年前九个月上调了四次，可能增加融资成本[243] 运营与维护 - 运营和维护费用在2023年第三季度增加了2100万美元，主要由于公用事业费用、维护和修理费用以及合同劳动和咨询费用的增加[163] - 运营和维护费用在2023年前九个月增加了7450万美元，主要由于维护和修理费用、工资和薪水成本、公用事业费用等的增加[164] - 长期资产和其他减值费用在2023年前九个月主要由于位于Rockies的资产减值5210万美元[170] - 通货膨胀和供应链中断导致公司运营成本增加，包括劳动力、材料、燃料和服务成本的上升[132] 法律纠纷 - 公司正在处理与Enterprise Products Operating, LLC的法律纠纷，涉及收入分配问题[249] - 公司正在处理与Enterprise Crude Oil LLC的法律纠纷，涉及合同违约和利润分配问题[250] 业务风险 - 公司预计业务将受到原油和天然气价格波动的影响，2023年9月WTI原油价格在66.74至93.68美元/桶之间波动[130] - 公司计划根据客户活动水平调整资本支出计划，以应对商品价格波动的风险[130] - 公司面临来自Occidental等客户的信用风险，可能导致无法支付或履行合同义务[231] - 公司95%的天然气产量和100%的原油及采出水处理量通过收费合同服务，商品价格波动10%不会对运营收入、财务状况或现金流产生重大影响[242] - 公司于2023年10月13日完成了对Meritage的收购，整合过程中可能面临盈利能力未达预期、管理注意力分散等风险[254] 收入与分配 - 公司第三季度每单位分配为0.5750美元，较第二季度增加0.0125美元[124] - 2023年第三季度公司总收入为7.76亿美元，较上一季度的7.38亿美元有所增长[185] - 2023年第三季度调整后毛利率为7.42亿美元，较上一季度的7.07亿美元有所增长[185] - 2023年第三季度天然气资产调整后毛利率为5.19亿美元，较上一季度的4.89亿美元有所增长[188] - 2023年第三季度原油和NGL资产调整后毛利率为1.39亿美元，较上一季度的1.47亿美元有所下降[188] - 2023年第三季度生产水资产调整后毛利率为8371万美元，较上一季度的7089万美元有所增长[188] - 2023年第三季度天然气资产每Mcf调整后毛利率为1.26美元，与上一季度持平[188] - 2023年第三季度原油和NGL资产每Bbl调整后毛利率为2.27美元，较上一季度的2.58美元有所下降[188] - 2023年第三季度生产水资产每Bbl调整后毛利率为0.84美元，较上一季度的0.83美元有所增长[188] - 2023年第三季度调整后毛利率为7.07亿美元，同比增长5%，主要由于西德克萨斯综合体的吞吐量和缺陷费用增加[199] - 2023年第三季度天然气资产每Mcf调整后毛利率为1.26美元，与上一季度持平[199] - 2023年第三季度原油和NGLs资产每Bbl调整后毛利率为2.27美元，同比下降12%，主要由于Whitethorn LLC的分配减少[202] - 2023年第三季度生产水资产每Bbl调整后毛利率为0.84美元，同比增长1%[199] - 2023年前九个月生产水资产每Bbl调整后毛利率为0.83美元，同比下降12%，主要由于2023年1月1日生效的服务成本费率重新确定[204] - 调整后的EBITDA在截至2023年9月30日的九个月内减少了1.142亿美元，主要由于总收入和其他收入减少了2.24亿美元，运营和维护费用增加了7450万美元，股权投资分配减少了3320万美元，以及一般和行政费用（不包括非现金股权补偿费用）增加了1410万美元[207] 其他收入与费用 - 公司2023年第三季度其他收入（费用）净额减少410万美元，主要由于2023年第三季度与销售税审计相关的应计利息[176] - 公司2023年前九个月其他收入（费用）净额增加270万美元，主要由于2023年全年较高的利率和现金及现金等价物余额带来的利息收入，部分被第三季度与销售税审计相关的应计利息所抵消[177] - 利息费用在2023年第三季度减少了340万美元，主要由于信用评级相关的利率变化和某些高级票据的未偿余额减少[172] 回购计划 - 公司宣布了一项普通股回购计划，计划在2024年12月31日前回购最多12.5亿美元的普通股[215] 系统与内部控制 - 公司在2023年4月1日实施了新的企业资源规划（ERP）系统，以加强内部财务控制[247]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后EBITDA为4.88亿美元，较第一季度略有下降，主要由于运营和维护费用增加以及财产税和其他税收的上升 [5][29] - 第二季度归属于有限合伙人的净收入为2.47亿美元 [29] - 第二季度运营现金流为4.91亿美元，自由现金流为3.4亿美元 [34] - 公司调整2023年调整后EBITDA指引至19.5亿至20.5亿美元，较之前指引中值下调1亿美元 [9][41] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第二季度天然气吞吐量环比增长4%，主要由于Delaware Basin的持续增长以及Utah和Wyoming资产的恢复 [21] - 原油和天然气液体吞吐量环比增长3%，主要由于Utah资产的恢复和Delaware Basin的持续增长 [22] - 生产水吞吐量环比下降1%，主要由于支持相邻生产商开发活动的临时减产 [23] - 天然气每Mcf调整后毛利率环比下降0.04美元，主要由于Wyoming和Utah资产的低毛利率 [25] - 原油和天然气液体每桶调整后毛利率环比下降0.07美元，主要由于DJ Basin的需求费用收入下降 [26] - 生产水每桶调整后毛利率环比上升0.02美元，主要由于某些基于费用的合同吞吐量增加 [28] 各个市场数据和关键指标变化 - Delaware Basin的天然气、原油和天然气液体吞吐量环比增长，但低于预期，主要由于生产商运营挑战 [6][24] - 预计2023年Delaware Basin的天然气和生产水吞吐量增长将放缓，天然气吞吐量预计为低个位数增长，生产水吞吐量预计为高十位数增长 [39] - DJ Basin的天然气、原油和天然气液体吞吐量预计将继续下降，但第四季度可能会有小幅回升 [37] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续通过长期合同结构（包括最低量承诺或成本服务保护）来稳定现金流 [12][13] - 公司宣布将基础分配增加12.5%，至每单位0.5625美元，显示出对长期现金流的信心 [14][16] - 公司继续通过债务回购和资本项目（如North Loving工厂）来优化资本结构 [17][19] - 公司预计未来几年将从Delaware Basin的生产商增长中受益，并继续寻找资本高效的方式扩展资产基础 [19][49] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为2023年是一个过渡年，尽管吞吐量和调整后EBITDA低于预期，但长期合同结构仍能支持公司获得目标回报率 [12][13] - 管理层对生产商长期交付量预期保持信心，并认为近期井的表现进一步支持了Delaware Basin资产的优质性 [10][11] - 管理层预计生产商运营挑战将在2023年下半年持续，但这些问题预计是暂时的 [8][24] 其他重要信息 - 公司计划在2024年底或2025年初投入运营North Loving工厂，并已获得300百万立方英尺/天的固定处理能力承诺 [19] - 公司预计Mentone III项目将在2024年第一季度投入运营，尽管供应链延迟，但项目仍在预算内 [43] - 公司将在未来几周发布2022年可持续发展报告，详细说明其在减少甲烷排放和温室气体跟踪方面的成就 [45][46] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于资本回报和单位回购 - 公司将继续在市场出现错位时进行单位回购，并认为这是优化资本结构的重要工具 [56][57] - 增强分配框架仍然有效，如果无法找到更好的资本用途，公司将把资本返还给单位持有人 [57] 问题: 关于生产商运营挑战和时间线 - 生产商运营挑战主要涉及新井上市延迟、计划外维护和基础井性能问题，预计这些问题将在2023年下半年有所改善，但完全解决可能需要到2024年 [60][61][66] 问题: 关于分配增加的原因 - 分配增加反映了公司在过去12至15个月内获得的近10亿立方英尺/天的固定处理承诺以及Mentone III和North Loving工厂的批准，显示出对可持续自由现金流的信心 [67][68] 问题: 关于杠杆目标和资本分配 - 公司认为3倍的杠杆目标是审慎的，既能降低企业风险，又能为潜在的并购活动提供灵活性 [70]

业绩总结 - 截至2023年6月30日，有限合伙单位总数为190,281,578，占公司流通普通股的49.5%[3] - 第二季度天然气通量为4.42 Bcf/d，环比增长4%[4] - 第二季度原油和NGL通量为639 MBbls/d，环比增长3%[4] - 第二季度运营现金流为4.908亿美元，较第一季度的3.024亿美元增长62%[8] - 第二季度自由现金流为3.401亿美元，较第一季度的1.416亿美元增长140%[8] - 第二季度净收入为2.47亿美元，调整后EBITDA为4.88亿美元[9] - 2023年调整后EBITDA指导范围为19.5亿至20.5亿美元[9] - 2023年资本支出指导范围为7亿至8亿美元[14] - 第二季度回购高级票据约1.18亿美元[5] 用户数据 - 客户基础在2023年第二季度为1,306，较2022年第四季度的1,368减少了4.5%[47] - 2023年第二季度的天然气相关方体积占比为54%，石油相关方体积占比为100%[47] - WES的客户中，油气产品的相关方占比为98%[39] 财务指标 - WES的自由现金流收益率为12%[17] - WES的总资本回报收益率为20%[20] - WES的资本回报率为18%（过去12个月）[23] - 调整后每单位EBITDA为$6.00，较去年增长[27] - WES的净债务与调整后EBITDA比率为3.3x[30] - WES的流动性状况良好，现金为$214百万，循环信贷额度为$1,995百万[31] - WES的总债务为$6,682百万，调整后EBITDA为$2,028百万[30] 未来展望 - 预计2023年剩余投资组合的股权投资将贡献约200百万美元的调整后EBITDA[56] 其他信息 - 基础分配增加12.5%至每单位0.5625美元[5] - 2022年，WES的收入中52%来自德拉瓦盆地，32%来自DJ盆地[34] - WES在德拉瓦盆地的天然气处理能力为1.540 Bcf/d[41] - WES的水处理能力为1,390 MBbls/d[45] - 2023年第二季度的总收入为738,273千美元，较2023年第一季度的733,982千美元增长了0.4%[66] - 2023年第二季度的调整后毛利为707,402千美元，较2023年第一季度的695,155千美元增长了1.8%[66] - 2023年第二季度的石油稳定化能力为155 MBbls/d，天然气处理能力为1,750 MMcf/d[53] - 2022年年末，天然气的加权平均剩余合同期限约为6年，石油的加权平均剩余合同期限也为6年[48]

财务表现 - 公司2023年第二季度总收入为7.38亿美元，同比下降15.8%[20] - 2023年第二季度净利润为2.53亿美元，同比下降17.4%[20] - 公司2023年第二季度每股收益为0.64美元，同比下降13.5%[20] - 公司2023年第二季度运营收入为3.37亿美元，同比下降15.3%[20] - 公司2023年第二季度净收入为2.59亿美元，较2022年同期的3.13亿美元有所下降[26] - 2023年上半年净收入为4.67亿美元，较2022年同期的6.32亿美元下降[25] - 2023年第二季度服务收入为6.61亿美元，较2022年同期的6.56亿美元略有增长[26] - 2023年第二季度净收入为2.59亿美元，同比增长259,163千美元[29] - 2023年上半年净现金流入为7.80亿美元，同比增长43,214千美元[30] - 2023年上半年股权激励补偿费用为1,457.7万美元，同比增长2.3万美元[30] - 2023年第二季度向WES Operating单位持有人分配的金额为3.43亿美元，同比增长42,678千美元[29] - 2023年第二季度非控制性权益分配为123万美元，同比增长32千美元[29] - 2023年第二季度末现金及现金等价物为2.09亿美元，同比增长128,946千美元[30] - 2023年上半年利息支付净额为1.58亿美元，同比下降23,414千美元[30] - 2023年上半年应计资本支出为1.16亿美元，同比增长64,588千美元[30] - 2023年上半年递延所得税为85.5万美元，同比下降1,065千美元[30] - 2023年第二季度总营收为7.38亿美元，同比下降15.8%，其中服务收入（基于费用）为6.62亿美元，同比增长0.8%[39] - 2023年上半年总营收为14.72亿美元，同比下降9.9%，其中产品销售收入为6868万美元，同比下降70.8%[39] - 2023年第二季度基本每股净收入为0.64美元，与2022年同期的0.74美元相比下降13.5%[49] - 2023年第二季度总收入为441,583千美元，同比下降3.3%，2022年同期为456,781千美元[50] - 2023年上半年总收入为890,368千美元，同比增长0.6%，2022年同期为885,490千美元[50] - 2023年第二季度权益收入净额为42,324千美元，同比下降12.7%，2022年同期为48,464千美元[50] - 2023年上半年权益收入净额为81,345千美元，同比下降17.1%，2022年同期为98,071千美元[50] - 2023年上半年向相关方分配的权益投资收益为82,871千美元，同比下降14.0%，2022年同期为96,404千美元[52] - 2023年上半年向WES Operating单位持有人分配的金额为556,408千美元，同比增长26.3%，2022年同期为440,465千美元[54] - 公司自由现金流为340,132千美元，同比增长140%[128] - 调整后EBITDA为488,346千美元，同比下降2%[128] - 调整后毛利率为707,402千美元，同比增长2%[128] - 净收入为259,516千美元，同比增长51.2百万美元[126] - 运营活动提供的净现金为490,823千美元[124] - 资本支出为161,482千美元[125] - 总收入和其它收入为738,273千美元，同比增长4.3百万美元[125] 资产负债与现金流 - 公司2023年第二季度长期债务为68.24亿美元，同比增长3.9%[22] - 公司2023年第二季度现金及现金等价物为2.14亿美元，同比下降25.4%[22] - 公司2023年第二季度应收账款净额为5.54亿美元，同比下降0.01%[22] - 公司2023年第二季度总资产为112.19亿美元，同比下降0.5%[22] - 公司2023年第二季度总负债为81.97亿美元，同比增长0.4%[22] - 公司2023年第二季度股东权益为30.22亿美元，同比下降2.8%[22] - 2023年上半年资本支出为3.35亿美元，较2022年同期的1.91亿美元大幅增加[25] - 2023年第二季度长期债务为68.24亿美元，较2022年底的65.70亿美元有所增加[27] - 2023年第二季度现金及现金等价物为2.09亿美元，较2022年底的2.86亿美元减少[27] - 2023年上半年经营活动产生的现金流量为7.93亿美元，较2022年同期的7.43亿美元有所增加[25] - 2023年第二季度非控制性权益分配为113万美元，较2022年同期的318万美元减少[25] - 2023年第二季度单位回购金额为71万美元，较2022年同期的7921万美元大幅减少[25] - 截至2023年6月30日，客户应收账款为5.52亿美元，较2022年底的5.45亿美元增长1.3%[39] - 2023年第二季度合同资产余额为2721万美元，较2022年底的2256万美元增长20.7%[39] - 2023年第二季度合同负债余额为3.97亿美元，较2022年底的3.69亿美元增长7.4%[40] - 2023年上半年公司回购了287,322个普通单位，总回购金额为710万美元[47] - 截至2023年6月30日，公司普通单位回购计划剩余授权金额为7.55亿美元[47] - 2023年6月30日总资产为1,309,189千美元，较2022年12月31日的1,289,269千美元增长1.5%[51] - 公司2023年6月30日的总财产、厂房和设备净值为86.0097亿美元，较2022年12月31日的85.416亿美元有所增加[65] - 公司在2023年上半年因合同终止通知，对位于Rockies的长期资产进行了5210万美元的减值，减值后资产公允价值为2280万美元[66] - 公司2023年6月30日的应收账款净值为5.54222亿美元，与2022年12月31日的5.54263亿美元基本持平[67] - 公司2023年6月30日的长期债务总额为689.3526亿美元，较2022年12月31日的663.3271亿美元有所增加[69] - 公司在2023年第二季度发行了7.5亿美元的6.150%优先票据，用于偿还循环信贷额度和一般合伙用途[71] - 公司2023年6月30日的循环信贷额度可用借款能力为20亿美元，无未偿还借款[72] - 公司2023年上半年的利息支出为1.67852亿美元，较2022年同期的1.66227亿美元有所增加[73] - 公司2023年6月30日的环境修复义务负债为1210万美元，较2022年12月31日的740万美元有所增加[75] - 截至2023年6月30日，公司未偿还债务的账面价值为68亿美元，未来一年内无到期借款，且在WES Operating的20亿美元循环信贷额度下，仍有20亿美元的可用借款能力[142] - 2023年第二季度，WES Operating完成了7.5亿美元、利率为6.150%的2033年到期的优先票据的公开发行，并延长了循环信贷额度的到期日至2028年4月，同时通过公开市场回购了1.176亿美元的优先票据[142] - 由于信用评级提升，WES Operating的优先票据年化借款成本将减少690万美元[143] - 截至2023年6月30日，公司与第三方签订的卸载协议未来最低付款总额为920万美元（2023年剩余时间）和1170万美元（2023年后）[144] - 截至2023年6月30日，公司在多条管道上的运输合同未来最低量承诺费用总额为310万美元（2023年剩余时间）和5170万美元（2023年后）[145] 运营与生产 - 2023年第二季度天然气吞吐量中，Occidental控制的产量占比为34%，2022年同期为35%[56] - 2023年第二季度原油和NGLs吞吐量中，Occidental控制的产量占比为87%，2022年同期为88%[56] - 2023年第二季度生产水吞吐量中，Occidental控制的产量占比为76%，2022年同期为81%[56] - 2023年第二季度每单位分配为0.5625美元，较第一季度增加0.0625美元[83] - 2023年第二季度天然气吞吐量为4,254 MMcf/d，较第一季度增长4%[84] - 2023年第二季度原油和NGLs吞吐量为626 MBbls/d，较第一季度增长2%[85] - 2023年第二季度生产水吞吐量为943 MBbls/d，较第一季度下降1%[86] - 2023年第二季度总毛利率为5.5亿美元，较第一季度增长2%[87] - 2023年第二季度天然气资产的调整后毛利率为1.26美元/Mcf，较第一季度下降3%[88] - 2023年第二季度原油和NGLs资产的调整后毛利率为2.58美元/Bbl，较第一季度下降3%[89] - 2023年第二季度，公司总收入和其它收入为7.382亿美元，同比增长0.6%；净收入为2.525亿美元，同比增长24.2%[96] - 2023年第二季度，公司天然气资产的总吞吐量为4254 MMcf/d，同比增长4%[98] - 2023年第二季度，公司原油和NGLs资产的总吞吐量为626 MBbls/d，同比增长2%[98] - 2023年上半年，公司生产水资产的总吞吐量为950 MBbls/d，同比增长18%[101] - 2023年第二季度，公司服务收入为7.085亿美元，同比增长2%[102] - 2023年上半年，公司天然气销售总额为1001万美元，同比下降85%[104] - 2023年上半年，公司NGLs销售总额为5867万美元，同比下降65%[104] - 2023年上半年，公司NGLs的平均销售价格为每桶26.17美元，同比下降44%[104] - 公司关联方净权益收入在截至2023年6月30日的三个月内增加了330万美元，主要由于FRP增加了220万美元和Mi Vida增加了100万美元[106] - 公司关联方净权益收入在截至2023年6月30日的六个月内减少了1670万美元，主要由于Cactus II减少了730万美元，Ranch Westex减少了470万美元，以及Mi Vida减少了310万美元[106] - 残渣采购在截至2023年6月30日的三个月内减少了960万美元，主要由于Granger综合体减少了560万美元和Red Desert综合体减少了140万美元[107] - NGLs采购在截至2023年6月30日的六个月内减少了7230万美元，主要由于West Texas综合体减少了4260万美元，DJ Basin综合体减少了920万美元，以及Granger综合体减少了460万美元[108] - 运营和维护费用在截至2023年6月30日的六个月内增加了6050万美元，主要由于维护和修理费用增加了1970万美元，工资和薪金成本增加了1240万美元[110] - 一般和行政费用在截至2023年6月30日的六个月内增加了810万美元，主要由于公司相关成本增加了310万美元，人员成本增加了250万美元，以及合同和咨询成本增加了250万美元[111] - 财产和其他税收在截至2023年6月30日的三个月内增加了1170万美元，主要由于DJ Basin综合体的2022年评估最终确定[112] - 折旧和摊销费用在截至2023年6月30日的六个月内增加了1450万美元，主要由于DJ Basin综合体和Red Desert综合体的折旧费用加速以及West Texas综合体的资本项目投入使用[113] - 利息费用在截至2023年6月30日的三个月内增加了450万美元，主要由于2023年第二季度发行的6.150%优先票据增加了1130万美元的利息[115] - 其他收入（费用）净额在截至2023年6月30日的六个月内增加了400万美元，主要由于2023年全年较高的利率和现金及现金等价物余额带来的利息收入[116] - 调整后毛利率在2023年第二季度增加了1220万美元，主要由于Chipeta、DJ Basin和Granger综合设施的吞吐量增加以及Saddlehorn的分配增加[129] - 调整后毛利率在2023年上半年减少了5790万美元，主要由于Cactus II的分配减少、Chipeta综合设施的吞吐量和缺陷费用减少、DJ Basin综合设施和Granger综合设施的吞吐量减少以及Ranch Westex的分配减少[129] - 天然气资产的每Mcf调整后毛利率在2023年第二季度减少了0.04美元，主要由于多个资产的吞吐量增加，这些资产的每Mcf毛利率低于平均水平[129] - 原油和NGLs资产的每Bbl调整后毛利率在2023年上半年增加了0.11美元，主要由于Cactus II的吞吐量和分配减少以及FRP和TEP的分配增加[129] - 自由现金流在2023年第二季度增加了1.985亿美元，主要由于运营活动提供的净现金增加了1.884亿美元以及资本支出减少了1160万美元[132] - 2023年上半年的资本支出增加了1.432亿美元，主要由于West Texas综合设施的扩展、DBM水系统的建设以及DBM油系统的管道和油处理项目增加[135] - 2023年上半年的运营活动提供的净现金增加了4980万美元，主要由于资产和负债的变化[136] - 2023年上半年的投资活动使用的净现金增加了1.597亿美元，主要由于West Texas综合设施、DBM水系统和DBM油系统的建设和扩展项目[137] - 2023年上半年的融资活动使用的净现金减少了1.417亿美元，主要由于RCF的借款偿还、WES单位持有人的分配以及浮动利率高级票据的赎回[140] - 2023年上半年的资本支出预计在7亿至8亿美元之间，比之前公布的指导中值增加了1.25亿美元[133] - 2023年6月30日，公司95%的天然气井口产量（不包括股权投资）和100%的原油及采出水处理量（不包括股权投资）通过基于费用的合同提供服务[152] 公司治理与合规 - 2023年4月1日，公司实施了新的企业资源规划（ERP）系统，自动化或修改了部分财务报告内部控制[156] - 2023年6月15日，公司与美国环境保护局和科罗拉多州达成和解协议，解决了与清洁空气法相关的执法行动，包括支付民事罚款[157] - 公司提醒证券持有人和潜在投资者应仔细考虑2022年年度报告中的风险因素[158] 投资与并购 - 2022年11月，公司以2.648亿美元出售了Cactus II项目15%的股权，净收益为1.099亿美元[95] - 2022年9月，公司以4010万美元收购了Ranch Westex项目剩余的50%股权，成为该资产的唯一所有者和运营商[96] - WES Operating完成了7.5亿美元6.150%优先票据的公开发行，用于偿还RCF借款和一般合伙用途[82] - WES Operating赎回了2.131亿美元的浮动利率优先票据，并回购了1.176亿美元的优先票据[83]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后EBITDA为4.99亿美元，环比下降，主要由于Cactus II的出售、南德克萨斯资产需求费用减少以及犹他和怀俄明州资产因天气原因导致的天然气吞吐量下降 [5][19] - 第一季度归属于有限合伙人的净收入为1.99亿美元，自由现金流为1.42亿美元 [19][23] - 每Mcf天然气调整后毛利率环比增加0.03美元，主要由于Delaware Basin的高吞吐量 [14] - 每桶原油和NGL调整后毛利率环比增加0.12美元，主要由于DJ Basin的成本服务费率调整 [16] - 每桶产出水调整后毛利率环比下降0.11美元，主要由于成本服务费率重新确定和不足费用收入减少 [18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气吞吐量环比下降3%，主要由于犹他和怀俄明州的天气影响 [12] - 原油和NGL吞吐量环比下降6%，主要由于Cactus II的出售和DJ Basin的预期下降 [13] - 产出水吞吐量环比增加12%，主要由于Delaware Basin的强劲生产活动和新客户连接 [14] 各个市场数据和关键指标变化 - Delaware Basin的生产活动强劲，天然气和产出水吞吐量创纪录 [4] - 犹他和怀俄明州的资产因天气原因导致吞吐量下降，预计第二季度仍会有部分物流困难 [30] - DJ Basin的天然气和原油NGL吞吐量预计全年下降，但预计原油NGL吞吐量下降将在今年晚些时候停止 [28][29] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司与Occidental在Delaware Basin的天然气收集和处理协议进行了长期修订，增加了其系统上的固定容量，并将收集协议延长至2035年 [7] - 公司获得了投资级评级，并发行了7.5亿美元的优先票据以增强流动性 [8] - 公司董事会批准了1.4亿美元的增强分配，每单位约0.86美元 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管第一季度调整后EBITDA下降，但预计随着吞吐量的增加，季度盈利能力将逐步改善 [6] - 公司预计第二季度天然气每Mcf调整后毛利率将略有下降，原油和NGL每桶调整后毛利率将略有增加 [15][17] - 公司预计2023年将保持每单位至少2美元的基本分配指导 [27] 其他重要信息 - 公司预计未来可能需要增加处理能力以满足Delaware Basin客户的增长需求 [25] - 公司预计第二季度和第三季度的O&M费用将因季节性因素而增加 [21] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于未来处理能力的决定因素和EBITDA影响 - 任何关于工厂的决定都不会影响2023年的EBITDA，公司正在评估未来的处理需求 [40] 问题: 关于单位回购的节奏 - 单位回购是基于机会主义的，公司已经完成了大约40%的原始回购授权 [42] 问题: 关于未来资本支出的回报参数 - 公司将继续保持一致的回报参数，任何额外的资本支出都将基于相同的逻辑 [44] 问题: 关于吞吐量与上季度指导的对比 - 吞吐量总体上仍与上季度的指导一致，尽管第一季度有天气影响 [47] 问题: 关于与Occidental合同修订的处理费率 - 修订主要涉及服务水平的提升，从可中断到固定 [48] 问题: 关于3.2%的杠杆目标和单位回购 - 3.2%是一个目标，公司将继续在单位回购和资本项目上保持机会主义 [50][51]

业绩总结 - 截至2023年3月31日，西部中游合伙企业的净收入为1.99亿美元[9] - 2023年第一季度的调整后EBITDA为4.99亿美元[9] - 2023年第一季度的自由现金流为1.416亿美元，支付的现金分配为1.966亿美元[8] - 2023年第一季度的总收入及其他为733,982千美元，较2022年第四季度下降5.8%[57] - 2023年第一季度的调整后EBITDA为498,695千美元，较2022年第四季度下降3.9%[53] - 2023年第一季度的净收入为208,341千美元，较2022年第四季度的345,034千美元下降[51] - 经营活动提供的净现金为302,424千美元，较2022年12月31日的489,219千美元下降38.2%[53] 用户数据 - 2023年第一季度，天然气通量为4,107 MMcf/d，较2022年第四季度下降3%[7] - 2023年第一季度，原油和NGL通量为611 MBbls/d，较2022年第四季度的622 MBbls/d有所下降[7] - 2023年第一季度，生产水通量为957 MBbls/d，较2022年第四季度的851 MBbls/d有所上升[7] - 收入来源：德克萨斯州德拉瓦盆地占52%，DJ盆地占32%[24] 财务状况 - 2023年第一季度的流动性为现金3.61亿美元和可用的信用额度19.95亿美元[21] - 2023年第一季度的债务与调整后EBITDA的比率为3.2倍[20] - 2023年第一季度的总资本回报收益率为15%[13] - 自由现金流为141,592千美元，较2022年12月31日的365,602千美元下降61.3%[54] - 投资活动使用的净现金为(179,178)千美元，较2022年12月31日的138,015千美元下降229.8%[54] - 融资活动提供的净现金为(297,257)千美元，较2022年12月31日的(499,671)千美元下降40.6%[54] 其他信息 - 93%的天然气合同为基于费用的合同，100%的液体合同为基于费用的合同[24] - 77%的天然气吞吐量和100%的原油及NGL吞吐量享有最低量承诺或服务成本保护[25] - 德拉瓦盆地的水收集和处置服务在公开交易的中游公司中排名前两名[26] - 德拉瓦盆地的天然气处理能力排名前五[26] - 2022年，天然气的相关方体积中44%来自公司，石油中98%来自公司，水中80%来自公司[28] - 2022年，天然气、石油和水的加权平均剩余合同期限均约为10年[29]