业绩总结 - Williams公司在投资方面表现出色，具有持续的年复合增长率和高自由现金流收益率，展示了公司的稳健财务状况[23][26][27] - Williams公司的业绩受到合同容量和采集量的影响，而非天然气价格波动，公司在未来项目方面展现了强劲增长势头[27][28][30] - Williams公司的业务表现出色，收购Sequent后，其销售量明显超过该地区的平均水平，这对公司的价值创造非常重要[53] - 自Sequent收购以来，Williams的调整后EBITDA已达到约4亿美元，显示出该业务的价值和潜力[57] - Williams预计未来几年的EBITDA增长率将保持在5%至7%之间，2025年将迎来一个增长的高峰期，这主要受益于多个项目的投产[71] 用户数据 - Williams公司在监测甲烷排放方面采取了积极措施，通过卫星和区块链技术追踪排放情况，并推出NextGen Gas项目[20][21] - Williams公司连续29个季度达到或超过华尔街的盈利预期，显示出公司业务的稳定和可预测性[77] 未来展望 - Williams公司致力于支持可再生能源发展，预计随着可再生能源的增加，公司的峰值需求将继续增长[10][14][15] - Williams公司在深水墨西哥和Transco项目方面取得了良好进展，未来计划将大幅增加系统容量，为公司带来更多增长机会[34][35][36] - Williams公司通过收购项目扩大了业务范围，包括存储项目扩展、Trace Midstream交易和MountainWest项目收购，为公司带来更多增长机会[41][43][45] - Williams在资本分配方面有很好的灵活性，将资金用于低碳项目，如Transco上的减排项目，这将直接进入公司的费率基数[64] - Williams对天然气价格的看法较为谨慎，已经调整了2023年的EBITDA指引，以应对市场的变化，目前公司对自身的指引感到非常满意[75]

业绩总结 - 2023年第一季度调整后的EBITDA为17.95亿美元，同比增长19%[5] - 调整后的每股收益为0.56美元，较2022年第一季度的0.41美元增长37%[5] - 2023年第一季度的净收入为131百万美元，较2022年同期的569百万美元下降77%[93] - 2023年第一季度的调整后EBITDA为918百万美元，较2022年同期的1,056百万美元下降13%[93] - 2023年第一季度的可用运营资金为14.45亿美元，同比增长21%[5] 用户数据 - 2023年第一季度的天然气生产量为35 Bcf/d，收集量为12 Bcf/d[49] - Williams公司在东北地区的天然气收集量增长率为7.2%，高于市场整体增长率1.7%[49] - 预计到2024年底，海恩斯维尔的总收集能力将达到约55亿立方英尺/天[24] 未来展望 - 2023年调整后的EBITDA指导范围为64亿美元至68亿美元，包含上游贡献[27] - 2023年可用运营资金（AFFO）预计在47.25亿美元至51.25亿美元之间[27] - 预计2023年天然气需求（包括出口）为116 Bcf/d，较2022年同期的119 Bcf/d有所下降[34] 新产品和新技术研发 - Williams公司计划在2023年第四季度投入服务的Susquehanna Gathering扩展项目，增量能力为320 MMcf/d[46] - Utica Cardinal Gathering扩展项目预计在2023年下半年投入服务，增量能力为125 MMcf/d[46] 市场扩张和并购 - 由于区域能源接入项目时间表加速，2023年增长资本支出指导提高了2亿美元[6] - 2023年增长资本支出（CAPEX）预计在16亿美元至19亿美元之间[27] 负面信息 - 2023年第一季度的资产减值损失为461百万美元，较2022年同期的318百万美元增加[93] - 2023年第一季度的净收入损失为6600万美元，较2018年第四季度的5.46亿美元下降了约-87.9%[95] 其他新策略和有价值的信息 - 2023年第一季度完成了7400万美元的股票回购[6] - Williams公司设定到2030年减少温室气体排放56%，与2005年水平相比[59] - 2023年第一季度的股息覆盖率（AFFO基础）为2.65倍，较2022年第一季度的2.30倍增长15%[5]

财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度调整后EBITDA同比增长19%,创历史新高 [7][18] - 调整后每股收益同比增长37% [19] - 可用运营资金同比增长22% [19] - 股息覆盖率达2.65倍,较高 [19] - 资产负债率降至3.57倍,较上年同期3.81倍有所改善 [20] - 资本支出有所增加,主要反映了区域能源通道等重点项目的进展 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气管输和集输加工业务EBITDA同比增长超过1亿美元,创新高 [18][27][28] - 东北地区集输加工业务EBITDA同比增长12%,主要受益于液体丰富区域的增长 [27] - 西部地区EBITDA同比增长10%,但受到严冬天气和1月天然气价格飙升的不利影响 [28] - 营销业务EBITDA同比大幅增长165%,主要得益于运输和储存业务的强劲表现 [29] - 上游合资企业EBITDA受严冬天气影响而下降 [25][26] 各个市场数据和关键指标变化 - 东北地区集输加工业务总量同比增长7%,优于整个盆地的2%增长 [27] - 公司在西部地区的天然气处理业务受到严冬天气和天然气价格飙升的不利影响 [28] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司继续推进天然气为主的战略,过去10年一直保持稳定增长 [7][31][32] - 公司通过收购MountainWest等资产,进一步增强了在西部地区的地位,并拓展了对科罗拉多等关键市场的服务 [9] - 公司加快了多个固定收费项目的进度,如路易斯安那能源通道、Transco东南能源连接和区域能源通道项目 [10] - 公司与雪佛龙达成协议,支持哈尼斯维尔和墨西哥湾深水地区的天然气产量增长 [11] - 公司在马塞勒斯、哈尼斯维尔和墨西哥湾深水地区完成了多个大规模集输系统的扩建 [12] - 公司认为天然气基础设施对支持电力行业电气化和实现气候目标至关重要 [33][34][35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司业务的抗风险能力和未来增长前景表示乐观 [7][8][31][32] - 管理层认为,低天然气价格将带动电力行业对天然气的需求增加 [41][42] - 管理层表示,尽管上游业务受到严冬天气的不利影响,但整体业务表现仍然强劲 [25][26] - 管理层认为,Sequent营销业务的出色表现弥补了天然气加工业务的亏损 [14][15] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Brian Reynolds 提问** 询问营销业务的长期运营情况 [38][39] **John Porter 回答** 公司不会大幅上调营销业务的长期目标,该业务受短期天然气价格波动影响较大 [39][40] 问题2 **Jeremy Tonet 提问** 询问公司的天然气外输战略以及区域能源通道项目的影响 [49][50][51][52][53] **Chad Zamarin和Michael Dunn回答** 公司正在推进天然气外输战略,与生产商和LNG买家达成合作,提供固定利润的解决方案 [49][50][52][53] 区域能源通道项目有望在今年四季度部分投产,将为东北地区的生产商提供新的出口市场 [52][53] 问题3 **Marc Solecitto 提问** 询问西部地区业务受严冬天气影响的具体情况 [56][57][58] **John Porter回答** 西部地区天然气加工业务受到严冬天气和天然气价格飙升的不利影响,但Sequent营销业务的出色表现弥补了这一损失 [57][58]

公司概况 - 公司是一家致力于成为提供安全输送天然气产品的基础设施领导者的能源公司[70] 财务表现 - 公司的净利润（亏损）在2023年第一季度同比增加了5.47亿美元[76] - 2023年第一季度服务收入为1,694百万美元，较2022年同期增加10%[94] - 2023年第一季度产品销售为845百万美元，较2022年同期下降23%[94] - 2023年第一季度净收益为957百万美元，较2022年同期增加144%[94] 支出和投资 - 公司的2023年业务计划包括继续专注于盈利和现金流增长，预计将受益于多个收购项目[79] - 公司的2023年增长资本支出和投资支出预计在16亿至19亿美元的范围内，不包括某些收购项目[79] - 公司预计2023年的增长资本支出和投资支出将在16亿至19亿美元的范围内，不包括某些收购项目[112] 风险和障碍 - 公司的潜在风险和障碍包括全球经济衰退、基础设施项目的反对和监管、合作方信用和履约风险等[80] 主要扩张项目 - 公司的主要扩张项目包括Deepwater Shenandoah Project、Deepwater Whale Project、Regional Energy Access等[81][82][83] 内部控制和合规 - 公司首席执行官和首席财务官认为公司的披露控制和程序在合理保障水平上是有效的[124] - 公司正在将收购项目整合到其运营和内部控制流程中，将排除某些项目的内部控制评估范围[126]

管道系统设计和运营 - 2022年Transco系统设计容量约为18.6 MMdth/d，包括59个压缩站、四个地下储气库和一个LNG储存设施[32] - 2022年Northwest Pipeline系统设计容量约为3.8 MMdth/d，包括42个传输压缩站，总功率约为476,000马力[34] - 2022年Transmission & Gulf of Mexico的管道输送量为16.9 MMdth/d，NGL生产为28 Mbbls/d，原油运输量为119 Mbbls/d[43] - Northeast G&P的天然气收集管道总长度为216英里，入口容量为0.8 Bcf/d，液化天然气生产能力为62 Mbbls/d[45] - 公司在Moundsville, West Virginia拥有一个43 Mbbls/d的NGL分馏设施，以及其他辅助资产，包括装载和终端设施[48] - 公司在Marcellus Shale地区拥有约1040英里的天然气收集管道，能够收集到5330 MMcf/d的天然气[52] - 公司在2022年的天然气和NGL生产量分别为5.19 Bcf/d和43 Mbbls/d，较2021年有显著增长[56] - 公司拥有50%的Blue Racer利益，Blue Racer在West Virginia拥有处理能力为800 MMcf/d的冷凝处理设施[52] - 公司在2022年的天然气销售量为7.20 Bcf/d，NGL销售量为250 Mbbls/d[61] 法规合规和安全措施 - 2022年2月18日，FERC发布了两项政策声明，提供了对跨州天然气管道项目的指导[66] - 2022年5月，PHMSA发布了新规则，要求在现有管道上安装破裂监测阀门[69] - 2022年5月29日，TSA发布了安全指令Pipeline-2021-01B，要求关键管道的所有者/运营商在24小时内向CISA报告网络安全事件[71] 人力资源和企业文化 - 公司截至2023年2月1日拥有5043名全职员工，其中约22%为女性，17%为少数族裔[80] - 2022年，公司的自愿离职率为7.7%[80] - 公司致力于提升安全文化，2021年安全和环境目标占员工年度激励计划的10%，2022年增至15%[81] - 公司提供全面的薪酬福利计划，包括基本工资、全员年度激励计划、退休福利和健康福利等[82] - 公司致力于多元化和包容文化，通过员工资源组织等方式促进员工发展和成功[85] - 公司董事会的薪酬和管理发展委员会负责管理薪酬计划和人力资本管理[84] 风险管理和投资 - 公司通过各种交易和合同管理商品价格风险，包括天然气和NGL营销活动[227] - 公司使用参数模型计算VaR，以评估投资组合价值的最大预期损失[231] - 公司积极监控市场风险，通过每日风险测试和压力测试评估风险[231] - 公司在2022年底的VaR与该活动相关的金额为1千万美元[232]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA同比增长15%，前九个月同比增长12%，调整后每股收益季度增长超37%，年初至今增长34%，运营可用资金季度同比增长15%，九个月同比增长18% [4][19] - 第三季度基于运营可用资金的股息覆盖率为2.4倍，年初至今为2.29倍，债务与调整后EBITDA比率从去年的4.04倍改善至3.68倍 [20] - 预计2022年全年调整后EBITDA接近此前公布的61亿 - 64亿美元指引区间高端，较2021年增长超13.5%，四年复合年增长率约8% [29][31] 各条业务线数据和关键指标变化 上游合资企业 - 第三季度其他板块中的上游合资企业运营收入增加6000万美元，自今年4月Haynesville首次新生产上线后，产量迅速增长并将持续至年底 [21] - 2022年前九个月中游业务贡献1.82亿美元，第二和第三季度Haynesville部分贡献增大 [26] 传输与墨西哥湾业务 - 第三季度该业务增长4100万美元或6%，Transco因Leidy South扩建项目收入增加，墨西哥湾业务因2022年飓风影响减少而显著增长，运营和维护成本因维护活动增加而上升，但前九个月接近计划 [21] - 前九个月该业务增长4%，受Transco的Leidy South扩建项目、2022年第一季度季节性收入和墨西哥湾业务改善推动，部分被运营和维护成本上升抵消 [26] 东北采集与处理业务 - 第三季度该业务增长2200万美元或5%，采集和处理收入增长，总体产量为108亿立方英尺/天，与第三季度预测大致相符，预计第四季度产量增加，2023年有望恢复强劲产量和EBITDA增长 [22][23] - 前九个月该业务增长6%，得益于整体产量持平情况下的费率提高 [27] 西部业务 - 第三季度该业务同比增长8000万美元或31%，其中2700万美元归因于Trace Midstream收购，即便不考虑该收购，仍增长5300万美元或21%，得益于商品价格相关费率上升和Haynesville产量大幅增加，整体产量增长12% [24] - 前九个月该业务增长27%，受商品基础费率上升和整体产量11%的增长推动（不包括Trace收购） [28] 天然气与NGL营销服务业务 - 第三季度该业务增长400万美元或12%，尽管9月对天然气和NGL库存进行了5400万美元的成本或市场调整，但后期销售时将带来更高利润率 [25] - 前九个月该业务增长3200万美元，受有利商品利润率和Sequent收购贡献推动，同时也受库存成本或市场调整不利影响，但未来将带来更高利润率 [28] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气各领域需求在价格上涨情况下持续增加，显示国内外对天然气需求缺乏弹性，国内天然气相比替代燃料仍具价格优势 [6] - 电力需求年初至今增长8%，公用事业和发电企业因缺乏长期煤炭合同和煤炭价格上涨，难以转向煤炭发电，天然气需求持续强劲，特别是在大西洋中部和东南部地区 [57][59] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 坚持以天然气为核心的战略，该战略已证明能获取利润并抵御商品价格周期，市场信号显示长期将带来显著增长 [5] - 推进综合清洁能源价值链战略，收购NorTex存储设施和获得FERC对Transco华盛顿存储设施的批准，可向墨西哥湾沿岸地区客户提供有竞争力的市场价格，与PennEnergy Resources达成协议推进井口到终端用户战略，支持销售和交付认证低排放天然气 [17] - 公司认为美国在解决全球能源和气候危机方面具有优势，但强调需要适当的基础设施来运输天然气，公司将继续倡导可行的能源政策解决方案和许可改革 [34][35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司业务在当前通胀和利率环境下表现良好，许多合同允许调整以抵消费用影响，债务均为固定利率，业务在衰退环境中也具备韧性 [8][9] - 预计2023年各业务板块有增长机会，东北G&P业务预计产量和现金流增长，西部G&P业务预计Haynesville扩张项目和Trace Midstream收购持续贡献，上游合资企业预计在Haynesville和Wamsutter地区带来增量产量增长，传输与墨西哥湾业务预计有新生产连接带来的增量收益和NorTex收购贡献 [11][13] - 展望2023年后，公司项目支持5% - 7%的长期EBITDA复合年增长率，尽管新项目时间可能导致年度增长率波动，但整体盈利增长趋势明确 [16] 其他重要信息 - 9月启动股票回购，公司根据基于回报的方法考虑当前股权收益率和业务预期增长来进行股票回购，对业务长期增长充满信心，随时准备购买更多股票 [30] - 公司债务组合全部为固定利率，平均利率4.78%，加权平均到期期限12.2年，2023年到期债务仅6亿美元，拥有37.5亿美元信贷额度，具备良好财务灵活性 [31] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Haynesville碳捕获项目推进原因及规模 - 回答: IRA和45Q税收抵免增加有助于项目推进，项目将与路易斯安那能源网关项目并行，预计每年可捕获和封存约200万吨二氧化碳，未来可能增加，最早2024年第四季度投入使用 [38][39] 问题2: Haynesville生产资产产量增长情况及是否考虑剥离 - 回答: 预计2023年净权益产量继续增长，对GeoSouthern运营表现满意，剥离是长期目标，但该地区产量仍有很大增长空间，目前未接近产量峰值，将带来大量自由现金流 [41][42][43] 问题3: 是否有特定产量水平才考虑剥离Haynesville生产资产 - 回答: 不等待特定产量水平，只要确保非自身拥有时产量能持续增长即可，GeoSouthern的表现已证明该地区资产的可行性 [45] 问题4: NorTex收购后天然气存储的好处、价差、与Sequent的契合度及未来存储资产规划 - 回答: 电力和LNG需求的波动性增加了天然气存储价值，公司获得FERC对华盛顿天然气存储实施市场定价的批准，公司认为存储业务有价值，将努力挖掘现有资产和NorTex的价值 [48][49][50] 问题5: 2022年强劲业绩对2023年资本回报的影响 - 回答: 会影响公司对资本回报的看法，公司将确保股息可持续，同时会随着现金流增长继续增加股息，董事会将在今年晚些时候和明年做出相关决策 [52] 问题6: 2023年增长机会和抵消因素 - 回答: 增长机会包括Wamsutter JV投资收益、Eagle Ford开发和E&P产量增加，主要抵消因素是价格，但产量增长将弥补价格影响 [55][56] 问题7: 电力需求增长情况及可持续性 - 回答: 电力需求增长令人意外，公用事业和发电企业因缺乏煤炭合同和煤炭价格上涨难以转向煤炭发电，随着可再生能源发展，天然气作为备用能源将持续替代煤炭发电，需求将继续增加 [59][60] 问题8: 如何考虑2023年增长资本支出 - 回答: 预计增长资本支出会有波动，Regional Energy Access、Whale和LEG等项目将增加支出，但公司目标是将平均每年增长资本支出控制在12亿 - 13亿美元 [63] 问题9: NWP费率案中的现代化条款及对Transco费率案的影响 - 回答: NWP费率案达成无争议和解，获得排放减少计划条款，这为Transco费率案提供了良好框架，公司可借此改善排放状况，且在Transco有更多资本部署机会 [65][66] 问题10: 能源转移诉讼上诉的时间 - 回答: 预计在2023年第二季度末、第三季度初甚至第四季度初，取决于特拉华州的工作进展 [68] 问题11: 收购Trace和NorTex后基础业务增长资本支出的运行率 - 回答: 预计未来平均每年约12亿美元，大型项目建设启动时会有波动，但公司会注重增长资本的效率 [71] 问题12: 2023年上游业务的套期保值情况 - 回答: 目前2023年约有15%的套期保值，公司将根据市场机会和基本面情况进行套期保值，无特定套期保值比例要求，2023年Haynesville产量风险降低 [73][76][77] 问题13: 5% - 7%的EBITDA增长率是否为未来几年的运行率 - 回答: 是的，该增长率此前假设资本支出为12亿 - 15亿美元，未来预计资本支出为12亿 - 13亿美元，2025年一些深水项目将带来高回报投资，推动增长 [81] 问题14: Eagle Ford业务活动增加所需的天然气或NGL价格及未来趋势 - 回答: Eagle Ford目前经济可行性高，Chesapeake增加了对天然气业务的资本分配，富气和石油业务都有增长，预计石油业务活动也将增加 [83] 问题15: Haynesville盆地的外输情况及对上游业务的影响 - 回答: 公司在Haynesville的集输系统连接到九条不同的外输管道，Sequent帮助评估外输机会并获取了部分产能，确保公司和客户的天然气能够外输，公司正努力推进Lake项目以避免外输限制 [86][87] 问题16: 区域能源接入项目的最后步骤 - 回答: 等待FERC 7(c)证书（预计年底前获得）、新泽西州的空气许可证（预计年底前获得）和陆军工程兵团的404水质许可证（预计2023年第一季度获得，最早2022年第四季度） [89][90]

股息分配 - 2022年9月支付常规季度股息为每股0.425美元[153] - 公司将普通股常规季度现金股息从2021年每股0.41美元提高约3.7%至2022年3月、6月和9月的每股0.425美元[229] 净收入变化 - 2022年前九个月净收入较2021年同期增加4.85亿美元，部分被1200万美元商品衍生品净未实现损失不利变化等因素抵消[154] 资产收购 - 2022年4月29日以9.72亿美元收购Trace Midstream在海恩斯维尔页岩地区的天然气收集及相关资产[156] - 2022年8月31日以约4.24亿美元从NorTex Midstream Holdings购买北德克萨斯州的资产[157] 资本和投资支出 - 2022年公司增长资本和投资支出预计在12.5亿至13.5亿美元之间，不包括约15亿美元的收购及后续支出[162] - 2022年公司增长资本和投资支出预计在12.5亿 - 13.5亿美元之间，不包括约15亿美元的收购及后续支出[222] 项目投入使用及容量增加 - 区域能源接入项目预计2024年第四季度投入使用，增加容量829Mdth/d[166] - 南区可靠性增强项目预计2024/2025年冬季供暖季投入使用，增加容量423Mdth/d[167] - 德克萨斯州至路易斯安那州能源通道项目预计2025年第四季度投入使用，提供364Mdth/d新的固定运输服务[168] - 东南能源连接器项目预计2025年第四季度投入使用，增加容量150Mdth/d[169] - 路易斯安那能源门户项目预计2024年末投入使用，预计收集18亿立方英尺/天的天然气[172] 财务指标短期（三个月）变化 - 三个月内，服务收入从15.06亿美元增至16.85亿美元，增幅12%；产品销售从12.96亿美元降至12.6亿美元，降幅3%；净收益从亏损3.91亿美元变为盈利0.16亿美元，变化4.07亿美元[175] - 三个月内，产品成本从10.43亿美元增至9.9亿美元，增幅5%；运营和维护费用从4.09亿美元降至4.86亿美元，降幅19%；折旧和摊销费用从4.87亿美元降至5亿美元，降幅3%[175] - 三个月内，股权收益从1.57亿美元增至1.93亿美元，增幅23%；其他投资收益从0.02亿美元降至0.01亿美元，降幅50%；利息支出从2.92亿美元降至2.91亿美元，增幅1%[175] - 三个月内，所得税前收益从2.26亿美元增至7.17亿美元；所得税拨备从0.53亿美元降至0.96亿美元，降幅81%；净利润从1.73亿美元增至6.21亿美元[175] 财务指标长期（九个月）变化 - 九个月内，服务收入从44.18亿美元增至48.28亿美元，增幅9%；产品销售从32.29亿美元增至34.75亿美元，增幅8%；净收益从亏损4.41亿美元变为亏损4.91亿美元，降幅11%[175] - 九个月内，产品成本从26.72亿美元增至26.5亿美元，增幅1%；运营和维护费用从11.48亿美元增至13.45亿美元，降幅17%；折旧和摊销费用从13.88亿美元增至15.04亿美元，降幅8%[175] - 九个月内，股权收益从4.23亿美元增至4.92亿美元，增幅16%；其他投资收益从0.06亿美元降至0.04亿美元，降幅33%；利息支出从8.84亿美元降至8.58亿美元，增幅3%[175] - 九个月内，所得税前收益从12.43亿美元增至15.89亿美元；所得税拨备从3.13亿美元增至1.69亿美元，增幅46%；净利润从9.3亿美元增至14.2亿美元[175] 服务收入和产品销售变化原因 - 服务收入增加主要因有利商品价格、合同费率上调、收购带来的产量增加、运输费用收入增加以及可报销成本增加[177][184] - 产品销售减少主要因天然气营销收入与成本相抵，以及营销和NGL销售数量下降，但被销售价格和其他产品销售增加所抵消[178][186] 各业务线修改后EBITDA变化 - 2022年第三季度，传输与墨西哥湾业务修改后EBITDA为6.38亿美元，2021年同期为6.30亿美元；九个月累计，2022年为19.87亿美元，2021年为19.36亿美元[193] - 2022年第三季度，东北G&P业务修改后EBITDA为4.64亿美元，2021年同期为4.42亿美元；九个月累计，2022年为13.32亿美元，2021年为12.53亿美元[200] - 2022年第三季度，西部业务修改后EBITDA为3.37亿美元，2021年同期为2.57亿美元；九个月累计，2022年为8.85亿美元，2021年为7.02亿美元[204] - 2022年前九个月天然气与NGL营销服务调整后EBITDA为 - 2.49亿美元，2021年同期为 - 1.61亿美元；第三季度为2000万美元，2021年同期为 - 2.62亿美元[211] - 2022年前九个月其他业务调整后EBITDA为2.84亿美元，2021年同期为9100万美元；第三季度为1.4亿美元，2021年同期为3800万美元[216] 各业务线服务收入变化 - 2022年第三季度，传输与墨西哥湾业务服务收入较2021年同期增加7400万美元，九个月累计增加1.58亿美元[193] - 2022年第三季度，东北G&P业务服务收入较2021年同期增加1800万美元，九个月累计增加7800万美元[200] - 2022年第三季度，西部业务服务收入较2021年同期增加1.05亿美元，九个月累计增加2.31亿美元[204] 各业务线商品利润率变化 - 2022年九个月，传输与墨西哥湾业务商品利润率较2021年增加1300万美元[193] - 2022年九个月，东北G&P业务商品利润率较2021年增加900万美元[200] - 2022年第三季度商品利润率为3900万美元，2021年同期为4600万美元，减少700万美元；前九个月商品利润率为1.62亿美元，2021年同期为1.54亿美元，增加800万美元[211][214] 各业务线产品销售变化 - 2022年第三季度，西部业务产品销售较2021年同期增加6800万美元，九个月累计增加2.43亿美元[204] 各业务线营销利润率变化 - 2022年九个月，西部业务营销利润率较2021年减少2100万美元[207] 其他业务调整后EBITDA增加原因 - 2022年第三季度其他业务调整后EBITDA增加主要因上游业务结果提高1.05亿美元，前九个月增加主要因上游业务结果提高1.9亿美元[217][218] 商品利润率变化原因 - 2022年第三季度商品利润率下降主要因NGL营销利润率减少5500万美元，前九个月增加主要因天然气营销利润率增加5600万美元[212][214] 债务赎回与发行 - 2022年第一季度公司提前赎回12.5亿美元3.6%的高级无担保票据，第二季度提前赎回7500万美元3.35%的高级无担保票据，第三季度发行17.5亿美元长期债务，10月提前赎回8500万美元3.7%的高级无担保票据[223] 债务与营运资金情况 - 截至2022年9月30日，公司有225亿美元一年后到期的长期债务，营运资金赤字为5.79亿美元[227] 可用流动性情况 - 截至2022年9月30日，公司可用流动性为46.09亿美元，其中现金及现金等价物为8.59亿美元，商业票据计划可用额度为37.5亿美元[228] 信用评级情况 - 公司信用评级方面，标普全球评级为BBB展望稳定，穆迪投资者服务为Baa2展望稳定，惠誉评级为BBB展望稳定[232] 经营、融资、投资活动现金情况 - 2022年前九个月经营活动净现金为36.7亿美元，2021年同期为28.06亿美元；融资活动现金分别为17.52亿美元、8.98亿美元、-20.19亿美元、-8.87亿美元、-15.53亿美元、-14.94亿美元、-1.41亿美元、-1.35亿美元；投资活动现金分别为-14.47亿美元、-9.57亿美元、-9.33亿美元、-1.26亿美元、-1.4亿美元、-0.79亿美元、-0.1亿美元、0.46亿美元[234] 经营活动净现金增加原因 - 2022年前九个月经营活动净现金较2021年同期增加，主要因运营收入增加、保证金要求有利变化和非合并附属公司分配增加[235] 利率风险情况 - 公司当前利率风险主要与债务组合相关，2022年前九个月无重大变化[238] 商品价格风险情况 - 公司通过天然气和NGL营销活动、上游业务及部分集输处理合同面临商品价格风险，使用多种合约管理风险，但多数未进行套期会计处理[239] 衍生品合约公允价值情况 - 2022年9月30日，公司衍生品合约公允价值总计-7.2亿美元，其中Level 1为-0.51亿美元，Level 2为-6.63亿美元，Level 3为-0.06亿美元[241] VaR情况 - 公司VaR采用95%置信区间和一日持有期的参数模型计算，意味着95%的时间内，投资组合单日损失风险不超过计算的VaR值[243] - 2022年第一季度，仅Sequent业务的VaR平均为620万美元、最高为1040万美元、最低为410万美元；2022年前六个月，综合交易业务的VaR平均为1110万美元、最高为2060万美元、最低为560万美元[245] - 2022年9月30日，综合交易业务的VaR为700万美元，剩余投资组合衍生品的VaR为1100万美元[245] 净商品衍生资产和负债情况 - 净商品衍生资产和负债在Level 1中排除了2.1亿美元的净现金抵押品[242]

纪要涉及的公司 The Williams Companies, Inc.（纽交所代码：WMB），美国主要的天然气基础设施提供商 [1][2] 纪要提到的核心观点和论据 1. **财务表现出色** - 自2018年以来，调整后每股收益复合年增长率达21%，EBITDA复合年增长率为8%（基于今年指引中点） [4] - 净债务与调整后EBITDA比率持续改善，股息复合年增长率为6%且有充足覆盖 [4] - 过去四年投资资本回报率达21.4%，在约80亿美元资本投入基础上实现了总增量EBITDA增长 [36] 2. **业务战略聚焦天然气** - 三大天然气管道系统高度签约，服务的集气基础多样，能产生可靠且可预测的现金流 [6] - 销售的传输系统服务为15 - 25年的长期容量义务，不受实际气量波动影响 [8] 3. **天然气需求增长** - 今年Transco管道在冬季和夏季均达到三天平均峰值，需求增长主要由冬季供暖和夏季发电驱动，而非增量LNG负荷 [7] - 预计电力发电总量消费水平下降，但天然气容量需求增加，驱动因素包括LNG出口、墨西哥出口以及美国因低价天然气吸引工业负荷回流 [12][13][14] 4. **项目与扩张机会** - Transco足迹内有201亿立方英尺/天的项目已启动或处于执行阶段，另有204亿立方英尺/天接近最终投资决策，所有获批和拟建的美国LNG出口设施均位于Transco管道走廊 [15] - 替换走廊内的66座煤电厂可带来约102亿立方英尺/天的新运输能力，相当于现有Transco容量增加52%，美国当前需求量增加10%，且具有经济和环保效益 [16] - 公司有多个项目正在执行，包括传输系统的五个项目、深水的六个高回报扩张项目、东北部的四个主要扩张项目等 [24][25] 5. **天然气供应充足但基础设施是关键** - 美国有大量低成本天然气供应，但缺乏基础设施限制了向消费者提供低成本能源的能力 [12][19] - 东北部、二叠纪盆地和海恩斯维尔是主要的天然气供应区，公司在马塞勒斯、尤蒂卡和海恩斯维尔三个关键盆地有良好布局，84%的集气量来自这些地区 [19][22][23] 6. **新能源业务有进展** - 面临留住专注传统业务人才的挑战，但在下一代天然气认证项目上有机会，计划从井口到公用事业交付全程认证低排放天然气，并通过第三方认证寻找优质市场 [30][31] - 该项目目前聚焦海恩斯维尔，目标在2024年第四季度投入使用，无需典型的许可流程，且通胀削减法案中的45Q税收抵免是利好因素 [32][33] 7. **财务优势与灵活性** - 资本分配机会受资本支出减少、资产负债表改善和调整后EBITDA快速增长驱动 [33] - 公司的维护资本很多用于增加费率基数，带来额外盈利，通胀削减法案总体对公司有利 [34][37] 其他重要但是可能被忽略的内容 - 公司有120年历史，并非一开始就从事天然气传输业务，曾涉足光纤业务 [10] - 天然气在能源使用方面即使价格较高，仍是住宅和工业层面的经济选择，约为电力成本的五分之一 [11] - 太阳能和风电装机容量虽增加，但实际利用率平均约26%，增量负荷需来自储能或天然气需求 [18] - 公司区域能源接入项目约8.4亿立方英尺/天的新容量进展顺利，正在接受FERC证书听证程序，预计未来30 - 40天有结果 [22] - 海恩斯维尔地区天然气供应增长迅速，钻井成功超出预期，导致公司和同行的集气系统后出现天然气限产情况 [26] - 公司传输系统扩张项目可收取高于监管成本的费用，因建设新管道困难，这有利于公司提高利润率和定价 [28][29]

业绩总结 - 2022年第二季度调整后的EBITDA为30.07亿美元，同比增长10%[5] - 2022年第二季度调整后的每股收益为0.40美元，同比增长48%[6] - 2022年第二季度可用资金运营（AFFO）为11.30亿美元，同比增长23%[6] - 2022年第二季度可归属普通股东的收入为4亿美元，较2021年第二季度的3.04亿美元增长约32%[132] - 2022年第二季度的调整后收入为4.84亿美元，较2021年第二季度的3.27亿美元增长约48%[132] - 2022年第二季度的净收入为4.07亿美元，较2021年第四季度的6.32亿美元下降了35.5%[134] - 2022年第二季度的现金流来自经营活动为10.98亿美元，较2021年第四季度的11.39亿美元下降了3.6%[137] 用户数据 - 2022年第二季度的天然气需求平均为119.5 Bcf/d，较2021年同期的114.0 Bcf/d增长了3.9%[100] - 预计2022年第四季度，Crowheart上游合资企业的天然气生产净量为195 MMcfe/d[82] - 预计2023年，GeoSouthern上游合资企业的天然气生产净量为200 MMcf/d[90] 未来展望 - 2022年调整后的EBITDA指引上调至61亿至64亿美元[26] - 2022年可用资金运营（AFFO）指引上调至46亿至49亿美元[26] - 2022年资本支出（CAPEX）指引上调至22.5亿至23.5亿美元，因收购Trace Midstream资产而增加[29] - 预计到2035年，Transco走廊的LNG出口量将增长至超过17.5 Bcf/d[108] 新产品和新技术研发 - Gulfstream Ph. VI项目于2022年第三季度投入使用，容量为78 MMcf/d，服务于佛罗里达州的电力需求[51] - Regional Energy Access项目预计于2024年第四季度投入使用，容量为829 MMcf/d，服务于宾夕法尼亚州、新泽西州和马里兰州的居民/商业及电力需求[51] - Southside Reliability Enhancement项目预计于2024年第四季度投入使用，容量为423 MMcf/d，服务于中大西洋地区的居民/商业需求[51] - Northeast地区正在进行的扩展项目包括Susquehanna Gathering扩展，预计于2023年第四季度投入使用，增量容量为320 MMcf/d[61] - Haynesville地区的Springridge Gathering扩展项目预计于2022年第三季度投入使用，增量容量为500 MMcf/d[63] 资本结构与财务健康 - 2022年第二季度的债务与调整后EBITDA比率为3.82倍，较2021年第二季度的4.13倍有所改善[8] - 2022年第二季度的利息支出为2.81亿美元，较2021年第四季度的2.95亿美元下降了4.8%[134] - 2022年第二季度的股息支付为5.17亿美元，覆盖比率为2.19倍[137] 交易与并购 - Williams与Quantum Energy Partners达成933百万美元的交易，预计2023年EBITDA为6倍[97] - 收购Trace Midstream资产后，Williams的天然气收集能力从1.8 Bcf/d扩展至超过4 Bcf/d[98] 负面信息 - 2022年第二季度的净未实现（损益）来自衍生工具的损失为2.88亿美元，较2021年第二季度的2.94亿美元有所减少[132] - 2022年第二季度的调整后EBITDA为13.17亿美元，较2021年第四季度的16.73亿美元下降了21.5%[134]