财务数据和关键指标变化 - 第二季度EBITDA同比增长14%，2022年上半年较2021年上半年增长10%；调整后每股收益（EPS）本季度增长48%，年初至今增长29% [9] - 可动用资金（AFFO）本季度同比增长23%，年初至今增长19%；第二季度股息覆盖率为2.19倍，年初至今为2.24倍 [10] - 债务与调整后EBITDA比率从去年的4.13倍改善至3.82倍，预计年底中点约为3.6倍 [10][22] - 2022年调整后EBITDA指引中点从60.5亿美元提高到62.5亿美元，较2月初始指引增长近8% [19] 各条业务线数据和关键指标变化 上游合资企业业务 - 其他板块中的上游合资企业业务EBITDA增加6600万美元；2022年第二季度，海恩斯维尔和瓦姆萨特资产的净上游销售气量接近每日2亿立方英尺 [11] - 预计2022年第四季度，瓦姆萨特业务的总生产量约为每日2.5亿立方英尺，海恩斯维尔的总生产速率预计约为每日4亿立方英尺 [21] 传输与墨西哥湾业务 - EBITDA增加400万美元，主要来自Transco的莱迪南部扩建项目；运营和维护成本因维护工作加速而上升；第二季度调整后EBITDA为6.52亿美元，略高于业务计划 [12] - 年初至今增长3%，受莱迪南部扩建项目和2022年第一季度季节性收入推动，同时维护成本在第二季度有所加速 [18] 东北采集与处理业务 - EBITDA增加4100万美元，增幅10%，得益于采集和处理收入增长，以及费率增长；2022年第二季度产量较第一季度有预期的环比增长，预计全年产量将持续季度性增长 [13] - 年初至今增长7%，主要由费率提高推动，整体产量持平 [18] 西部业务 - EBITDA较2021年提高7300万美元，增幅33%，其中2000万美元归因于4月29日完成的Trace Midstream收购；即便排除该收购，仍增加5300万美元，增幅24% [15] - 产量整体增长11%（排除Trace收购），主要受海恩斯维尔地区推动；预计下半年产量将持续环比增长 [15] - 年初至今增长25%，受商品价格相关费率提高和产量增长推动 [18] 天然气与NGL营销服务业务 - EBITDA略有下降，符合业务计划；预计该业务将利用7月天然气价格和位置波动，超过上季度讨论的5000万 - 7000万美元年度调整后EBITDA贡献上限 [15][16] - 年初至今增长2800万美元，受有利的商品利润率和2021年7月1日完成的Sequent收购推动 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 坚持专注天然气的战略，受益于美国LNG出口和发电需求增长，以及国内对天然气服务的强劲需求；尽管Freeport LNG设施停运，仍看到天然气需求创纪录水平 [23][24] - 宣布对路易斯安那能源网关项目做出最终投资决策；墨西哥湾流[第四阶段]扩建提前三个多月投入使用；与西北管道系统达成费率案和解原则 [28][29] - 推进一系列增长项目，包括墨西哥湾深水项目、Transco项目、东北采集与处理业务扩张项目和海恩斯维尔项目 [29] - 发布2021年可持续发展报告，提交碳排放披露；自2005年以来，公司范围1和2的排放量减少了47%，正朝着2030年减排56%的目标迈进 [32] - 实施低碳排放井口到水战略，推进井口到燃烧器尖端战略，与多家公司合作，展示新技术应用 [34][35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司业务稳定且可预测，具有持续增长、回报改善和自由现金流增加的特点；最佳的长途管道和强大的采集资产处于有利位置，能够满足未来几十年的天然气需求增长 [36] - 看好天然气在清洁能源未来中的关键作用，以及美国在清洁、可靠和负担得起的能源领域的领导能力；呼吁采取可行的能源政策解决方案和许可改革，以支持全球减排、降低能源成本和增强国家竞争力 [36][37][38] - 尽管面临经济衰退风险，但公司业务基本面强劲，预计不会受到太大影响；2020年在疫情期间仍超过了疫情前的指导目标 [27] 其他重要信息 - 公司在分析师资料包中为上游合资企业业务新增页面，提供净上游销售气量等补充信息 [11] - 公司2022年全体员工年度激励计划包括将三年平均甲烷排放量减少5%的目标 [33] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 曼钦提出的许可立法若通过，公司是否有项目可能重启，以及对二叠纪、马塞勒斯和海恩斯维尔天然气来源的影响 - 公司积极参与影响相关政策和立法，若法案有意义，可能解决州滥用401水质证书阻碍项目的问题，为公司带来机会；马塞勒斯和尤蒂卡盆地将从许可改革中显著受益 [40][41][42] 问题2: 东北采集与处理业务第二季度产量情况，以及推进的天然气采集项目的上线时间和目标区域 - 第二季度采集量略有上升，符合预期；多数生产商处于维护模式，预计2023年有增长，2022年下半年产量也会增加 [45] - 东北宾夕法尼亚地区的干气项目将于2023年下半年上线；宾夕法尼亚西南部和西弗吉尼亚州的富气项目大部分将于2023年上线；西弗吉尼亚州与Blue Racer系统的互连项目将于今年上线，缓解处理能力限制 [46] 问题3: 向上修订指导范围的上下限因素，以及未对冲的2022年剩余产量的亨利枢纽定价假设是否变化 - 目前天然气当前价格带对公司有上行空间，若维持当前价格，将推动公司接近指导范围上限；对石油方面的更新较少，NGL和石油会有一定影响 [49] 问题4: 东北和传输业务成本环比上升的驱动因素及对全年的影响 - 传输与墨西哥湾业务成本增加主要是由于维护活动加速和意外的完整性工作，但该业务仍超过了EBITDA预期和计划 [52] - 东北业务成本上升是由于第二季度的各种维护检修工作，符合预算预期 [53] 问题5: 山区山谷管道启动对公司EBITDA的影响 - 该管道启动对公司有积极影响，将增加公司系统的采集流量、处理和分馏业务，同时为Transco系统提供低成本、低资本的扩张机会，提高回报率和利润率 [55][56] 问题6: EPA涡轮机排放规定对公司的运营影响及应对措施 - 公司预计该规定对业务无影响，相关测试正在进行，结果显示不会产生影响 [58] 问题7: 在当前强劲背景下，公司对剩余年份和2023年的资本回报考虑 - 公司资本分配优先事项和指导方针不变，重点是保持资产负债表实力、增加股息、进行战略有机投资和新能源投资 [61] - 公司重新审视了股票回购原则，考虑业务预期增长，在估值出现错位时更具灵活性；上游合资企业的强劲自由现金流可作为股票回购的资金来源 [62][63] 问题8: 鹰福特地区的情况，产量是否会超过最低体积承诺（MVC） - 公司与切萨皮克的一份合同有MVC，要超过MVC需要生产商积极响应；公司看到该地区活动增加，也获得了其他生产商的业务 [66] 问题9: 通胀削减法案中的税收抵免对公司业务的积极影响，以及对CCS、氢等项目的看法 - 拟议的税收抵免支持公司战略，45Q抵免对海恩斯维尔的CCUS项目非常有利；公司积极参与多个潜在氢枢纽项目，税收抵免将推动相关项目进展 [69][70] 问题10: 海恩斯维尔地区Trace的表现与预期对比，以及增量扩张项目和增长节奏 - Trace表现符合预期，团队整合良好；海恩斯维尔地区采集量同比有很大改善，多个扩张项目正在进行，部分将于今年秋季上线，部分在南部系统也预计上线 [72] 问题11: 随着公司杠杆率降至3.5%以下，是否会将次优杠杆作为资本分配框架的考虑因素 - 公司专注于保持BBB信用评级，认为这对业务最有利；考虑到大宗商品价格的顺风因素，会从长期看待业务和商品价格周期，确定合适的杠杆目标 [76] 问题12: 企业最低税提案对公司的影响，以及对净运营亏损（NOL）的看法 - 该政策变化意味着公司将从2023年开始支付现金税，但这只是时间问题，并非永久性税收增加，公司可将支付的账面最低税作为未来常规公司税的抵免 [78] - 从估值角度看，影响不大，相当于提前向政府提供一笔无息贷款；公司财务状况良好，能够承受最低账面税的影响，且该税不会影响受监管费率的资产 [79][80] 问题13: 积压项目和开发项目幻灯片的变化，以及对竞争或基础设施需求的解读 - 可能是将路易斯安那能源网关项目从管道阶段转入执行阶段，导致幻灯片变化；公司继续看到Transco系统服务需求增加，特别是在传统市场和墨西哥湾LNG服务方面 [82][83] 问题14: 康威NGL市场近期情况对公司资产的影响及潜在上行空间 - 公司将努力解决相关问题，确保系统能够容纳相关产量，这将为公司业务带来一定的上行空间 [85] 问题15: 公司对未来一两年增长资本支出的看法 - 大部分项目资金已在预算中，支出时间较为均衡，未来一两年资本支出不会有大幅增加；公司可调整Transco系统的现代化资本和减排工作，这是独特的选择 [87][88] 问题16: 公司在瓦姆萨特和海恩斯维尔的天然气生产资产的套期保值策略 - 公司没有明确的套期保值政策，会在市场出现机会和价格波动时进行套期保值，以获取价值；在瓦姆萨特，冬季会谨慎进行套期保值 [91][92] 问题17: 公司在东北采集与处理业务和西部的潜在增值收购机会 - 公司在进行增值收购时保持谨慎，会寻找能够利用公司业务版图和规模的机会，在东北和海恩斯维尔以及其他地区看到了一些潜在机会 [95] 问题18: 公司目前业绩与市场预期对比，以及对明年的展望 - 公司预计明年有持续增长，但会受到E&P业务价格的影响；目前有很多积极因素，包括产量增长和项目执行，对未来三年的业务增长持乐观态度 [97][98] 问题19: 公司资本支出指导的更新情况，特别是2022年之后的预期 - 2022年剩余时间和2023年初，资本支出主要由墨西哥湾深水项目和采集与处理业务的扩张项目驱动，之后将逐渐被传输项目取代 [101] 问题20: 公司上游合资企业对商品价格的敏感度 - 这是一个动态变化的指标，公司会在每季度的附录中提供产量和套期保值信息，随着净产量和套期保值组合的变化，敏感度也会改变 [104][105]

股息支付情况 - 2022年6月公司支付常规季度股息为每股0.425美元[154] - 2022年3月和6月公司向普通股股东支付的定期季度现金股息从每股0.41美元提高约3.7%至每股0.425美元[220] 净收入与税收拨备情况 - 2022年上半年公司净收入较2021年同期增加5000万美元，部分被3.56亿美元商品衍生品净未实现损失不利变化等因素抵消，税收拨备受益于1.34亿美元[155] - 所得税拨备（收益）有利变化主要因1.34亿美元收益，来自特定联邦和州递延所得税资产估值备抵释放及联邦所得税结算，以及税前收入降低[179][186] 收购情况 - 2022年4月29日公司完成对Trace Midstream的收购，收购价9.72亿美元[157] - 2022年上半年收购业务净现金支出为9.33亿美元[226] 资本和投资支出预计 - 2022年公司增长资本和投资支出预计在22.5亿至23.5亿美元之间[161] - 2022年公司增长资本和投资支出预计在22.5亿 - 23.5亿美元之间[213] 项目投入使用情况 - Transmission & Gulf of Mexico的Regional Energy Access项目预计2024年第四季度投入使用，增加容量829Mdth/d[163] - Transmission & Gulf of Mexico的Southside Reliability Enhancement项目预计2024/2025年冬季供暖季投入使用，增加容量约423Mdth/d[165] - West的Louisiana Energy Gateway项目预计2024年末投入使用，预计收集18亿立方英尺/日天然气[166] 各业务线权益情况 - Transmission & Gulf of Mexico业务包含对Gulfstar One 51%的权益、对Gulfstream 50%的权益法投资和对Discovery 60%的权益法投资[150] - Northeast G&P业务包含对Northeast JV 65%的权益、对Cardinal 66%的权益、对Laurel Mountain 69%的权益法投资等[151] - West业务包含对OPPL 50%的权益法投资、对RMM 50%的权益法投资、对Targa Train 7 20%的权益法投资和对Brazos Permian II, LLC 15%的权益[152] 财务指标短期变化情况 - 三个月内，服务收入从14.6亿美元增至16.06亿美元，增幅10%；半年内，从29.12亿美元增至31.43亿美元，增幅8%[169] - 三个月内，服务收入 - 商品对价从5100万美元增至8600万美元，增幅69%；半年内，从1亿美元增至1.63亿美元，增幅63%[169] - 三个月内，产品销售从7.86亿美元增至11.11亿美元，增幅41%；半年内，从19.33亿美元增至22.15亿美元，增幅15%[169] - 三个月内，商品衍生品净收益（损失）从 - 1400万美元降至 - 3.13亿美元；半年内，从 - 5000万美元降至 - 5.07亿美元[169] - 三个月内，产品成本从6.97亿美元增至8.57亿美元，增幅 - 23%；半年内，从16.29亿美元增至16.6亿美元，增幅 - 2%[169] - 三个月内，净加工商品费用从1800万美元降至4000万美元，增幅 - 122%；半年内，从3900万美元降至7000万美元，增幅 - 79%[169] - 三个月内，权益收益（损失）从1.35亿美元增至1.63亿美元，增幅21%；半年内，从2.66亿美元增至2.99亿美元，增幅12%[169] - 三个月内，利息费用从 - 2.98亿美元增至 - 2.81亿美元，增幅6%；半年内，从 - 5.92亿美元增至 - 5.67亿美元，增幅4%[169] 业务板块运营表现评估指标 - 公司基于调整后EBITDA评估各业务板块运营表现，该指标是投资者用于比较公司业绩的公认财务指标[187] 公司业务同比数据情况 - 2022年第二季度，公司服务收入为8.67亿美元，2021年同期为8.23亿美元，同比增长5.35%；产品销售为1.13亿美元，2021年同期为0.67亿美元，同比增长68.66%；Segment revenues为10.02亿美元，2021年同期为9亿美元，同比增长11.33%[188] - 2022年上半年，公司服务收入为17.41亿美元，2021年同期为16.57亿美元，同比增长5.07%；产品销售为2.13亿美元，2021年同期为1.34亿美元，同比增长58.96%；Segment revenues为19.97亿美元，2021年同期为18.12亿美元，同比增长10.21%[188] - 2022年第二季度，Transmission & Gulf of Mexico Modified EBITDA为6.52亿美元，2021年同期为6.46亿美元，同比增长0.93%；2022年上半年为13.49亿美元，2021年同期为13.06亿美元，同比增长3.29%[188] - 2022年第二季度，Northeast G&P服务收入为4.11亿美元，2021年同期为3.73亿美元，同比增长10.19%；Segment revenues为4.48亿美元，2021年同期为3.99亿美元，同比增长12.28%；Northeast G&P Modified EBITDA为4.5亿美元，2021年同期为4.09亿美元，同比增长9.9%[195] - 2022年上半年，Northeast G&P服务收入为7.91亿美元，2021年同期为7.31亿美元，同比增长8.21%；Segment revenues为8.71亿美元，2021年同期为7.92亿美元，同比增长10%；Northeast G&P Modified EBITDA为8.68亿美元，2021年同期为8.11亿美元，同比增长7.03%[195] - 2022年第二季度，West服务收入为3.83亿美元，2021年同期为2.97亿美元，同比增长28.96%；Segment revenues为6.87亿美元，2021年同期为4.43亿美元，同比增长55.08%；West Modified EBITDA为2.88亿美元，2021年同期为2.23亿美元，同比增长29.15%[199] - 2022年上半年，West服务收入为7.14亿美元，2021年同期为5.88亿美元，同比增长21.43%；Segment revenues为12.49亿美元，2021年同期为9.19亿美元，同比增长35.91%；West Modified EBITDA为5.48亿美元，2021年同期为4.45亿美元，同比增长23.15%[199] 利润率变化情况 - 2022年上半年，Gas & NGL Marketing Services营销利润率下降1700万美元，主要是因为2022年第一季度没有像2021年那样的严重冬季天气[203] - 2022年上半年，公司权益NGLs产品利润率为零，较高的商品销售净实现价格被与权益NGLs生产活动相关的天然气采购净实现价格上涨和非乙烷销售体积下降所抵消[203] - 2022年上半年，其他产品利润率增加800万美元，主要是由于商品价格上涨[203] - 2022年第二季度与2021年同期相比，商品利润率增加1000万美元，其中NGL营销利润率增加700万美元，天然气营销业务增加300万美元[205] - 2022年上半年与2021年同期相比，商品利润率增加1500万美元，其中天然气营销利润率增加800万美元，NGL营销利润率增加700万美元[206] 提前赎回票据情况 - 2022年第一季度公司提前赎回12.5亿美元利率3.6%的高级无担保票据，第二季度提前赎回7.5亿美元利率3.35%的高级无担保票据[214] 债务情况 - 截至2022年6月30日，公司有8.76亿美元一年内到期的长期债务和10.4亿美元未偿还的商业票据，还有208亿美元一年后到期的长期债务[214][216] 营运资金与流动性情况 - 截至2022年6月30日，公司营运资金赤字为20.51亿美元，可用流动性为28.43亿美元[218][219] 信用评级情况 - 公司当前信用评级：标普全球评级BBB、穆迪投资者服务Baa2、惠誉评级BBB，展望均为稳定[223] 现金流量情况 - 2022年上半年经营活动净现金为21.8亿美元，2021年同期为19.72亿美元[226] - 2022年上半年商业票据净收益为10.37亿美元，长期债务收益为500万美元；2021年长期债务收益为8.98亿美元[226] - 2022年上半年长期债务支付为20.12亿美元，普通股股息支付为10.35亿美元；2021年分别为110万美元和9.96亿美元[226] - 2022年上半年资本支出为6.06亿美元，2021年为6.85亿美元[226] 公允价值情况 - 2022年6月30日，一级公允价值为 - 2600万美元，二级为 - 6.97亿美元，三级为 - 2800万美元，期末未到期合约公允价值为 - 7.51亿美元[232] VaR计算与情况 - 公司VaR计算采用95%置信区间和一日持有期，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[233] - 2022年第一季度（截至3月31日）Sequent业务VaR平均为620万美元，最高为1040万美元，最低为410万美元[235] - 2022年第二季度（截至6月30日）综合交易业务VaR平均为1210万美元，最高为2060万美元，最低为820万美元[235] - 2022年6月30日，对冲上游业务和特定集输处理合同的衍生品VaR为2200万美元[235] 其他调整后息税折旧摊销前利润变化情况 - 2022年第二季度与2021年同期相比，其他调整后息税折旧摊销前利润增加1.17亿美元，主要源于上游业务[208] - 2022年上半年与2021年同期相比，其他调整后息税折旧摊销前利润增加8500万美元，主要源于上游业务[209]

纪要涉及的行业和公司 - 行业：天然气行业、能源行业 - 公司：The Williams Companies, Inc.（NYSE:WMB） 纪要提到的核心观点和论据 公司业绩指引上调原因 - 核心观点：公司上调全年业绩指引 - 论据：基础业务显著增长；Trace收购预计完成；上游产区商品价格曲线上升；Haynesville产量预计达预期或超预期 [2][3] 天然气供需动态及价格看法 - 核心观点：需求是天然气业务关键驱动因素，当前天然气价格过高需适度回调 - 论据：短期内美国天然气需求未受价格影响，煤改气情况中煤炭未对电价上涨做出反应；长期来看，高价格可能导致需求破坏；LNG全球需求持续增长，但过高价格会使部分国家转向煤炭，不利于减排和美国LNG出口 [5][6][7] 行业供应响应及瓶颈问题 - 核心观点：行业供应对高价格响应不足，主要受油田服务瓶颈影响 - 论据：生产商保持年初维护模式，未大幅增加产量；油田服务面临劳动力、压裂、砂、运输等挑战 [8][9] 公司潜在运营容量及项目进展 - 核心观点：公司在多个地区有潜在运营容量和项目在推进 - 论据：Haynesville地区，Trace收购后产能增加，有扩张项目将在今年夏天和2023年上线；东北地区有扩张项目预计2023年上线，可利用Blue Racer系统容量；连接Utica East Ohio Midstream和Blue Racer系统项目即将带来调运机会 [12][13][14] Haynesville地区项目情况 - 核心观点：Haynesville地区活动活跃，LEG项目接近最终投资决策 - 论据：LEG项目是18亿立方英尺/日的集输管道干线系统，建成后可消除基础风险，公司接近完成合同签订并预计很快做出最终投资决策 [16][17] Transco项目进展及评估 - 核心观点：公司对Transco项目发展有信心，项目有减排机会 - 论据：FERC政策声明撤回后态度有变化，公司团队能应对监管；项目多有减排机会，如更换旧压缩设备减少排放；列举多个项目进展，如Regional Energy Access等待FERC批准，预计7月有最终环境影响评估，秋季获证书批准；Southside Reliability Enhancement项目5月申请，预计2024年上线等 [20][22][24] LNG业务战略 - 核心观点：公司目前战略是作为LNG设施的管道供应商 - 论据：公司为多个LNG设施提供管道运输服务；LNG设施前期资本投入大，公司此前资产负债表有挑战，目前业务发展团队在关注相关机会，未来不排除参与 [29][30] Appalachia地区业务情况 - 核心观点：Appalachia地区天然气外输有挑战，但公司有项目缓解 - 论据：外输到东北部有挑战，Regional Energy Access项目将解锁80万 dekatherm/日的外输量，Leidy South项目去年上线解锁超50万 dekatherm/日；公司有多个扩张项目在进行，如为Coterra、其他客户和Encino的项目，以及Blue Racer互连项目预计今年夏天上线 [34][35] 资本分配优先级 - 核心观点：公司资本分配优先考虑维护健康资产负债表，其次是股息、资本投资、减排和新能源项目，最后考虑股票回购 - 论据：目标是今年债务与EBITDA比率达3.8倍；股息与EBITDA增长同步；年均增长资本约12亿美元；减排和新能源项目预计每年投入2 - 3亿美元；股票回购视股价和收益率差情况而定 [38][39][41] 新能源业务机会 - 核心观点：公司关注可再生天然气、氢气、碳捕获和脱碳服务等新能源业务，但目前各业务发展情况不同 - 论据：可再生天然气业务规模小，有1200 - 1300万立方英尺/日进入系统，在寻找投资机会；氢气目前不经济，有小试点项目；碳捕获在Haynesville地区有机会，结合LEG项目评估；与Context Labs合作开展脱碳服务，跟踪排放情况 [43][44][46] 墨西哥湾业务情况 - 核心观点：墨西哥湾有很多业务机会，公司有多个项目在进行 - 论据：有六个大型项目在进行，如与Shell和Chevron的Whale项目，资本投资近5亿美元，今年秋季安装管道系统，2024年有产量；Discovery系统上有Ballymore、Anchor等项目，Shenandoah项目有2亿美元资本投资机会 [49][50] 其他重要但可能被忽略的内容 - 公司团队注重安全和可靠运营，跟踪安全和可靠性指标并向客户展示 - 公司被卫星监测甲烷排放，认为这有助于提升运营水平 - 公司可持续发展报告将在几周后发布 [52]

业绩总结 - Williams公司2022年调整后的EBITDA预计在59亿至62亿美元之间，较初步指导有所上调[40] - 2022年调整后的每股收益（EPS）预计在1.47至1.64美元之间[40] - 2022年可用运营资金（AFFO）预计在44.5亿至47.5亿美元之间[40] - 2022年资本支出（CAPEX）预计在22.5亿至23.5亿美元之间，因收购Trace Midstream而增加[40] - 2022年债务与调整后EBITDA比率预计约为3.8倍[40] - 2022年股息覆盖率预计为2.22倍[40] - 预计到2025年，调整后EBITDA将从2021年的水平几乎翻倍[46] - 2022年第一季度净收入为131百万美元，第二季度为37百万美元，第三季度为(350)百万美元，第四季度为569百万美元，总年收入为2,509百万美元[186] - 2022年第一季度的修改后EBITDA为812百万美元，第二季度为1,046百万美元，第三季度为999百万美元，第四季度为1,034百万美元，总年修改后EBITDA为3,891百万美元[186] - Williams公司在2022年第二季度的收入为22亿美元，同比增长了15%[200] 用户数据 - 2021年调整后EBITDA为56亿美元，显示出多元化的收入来源[33] - 2022年第一季度的天然气总需求平均为117.2亿立方英尺/天，较2021年第一季度的112.4亿立方英尺/天增长[105] - 预计到2030年，低48州的天然气需求将增长19亿立方英尺/天，主要归因于出口增长[109] - 全球液化天然气需求预计将在未来20年内翻倍，从2021年的51亿立方英尺/天增长至2040年的100亿立方英尺/天[122] 未来展望 - 计划在2026年前投资高达13亿美元用于现代化传输基础设施和减少排放[50] - 预计到2025年，深水扩展项目将显著增加产量[64] - 公司计划到2030年将公司范围内的温室气体排放减少56%，与2005年的2260万吨二氧化碳当量相比，目标是到2050年实现净零碳排放[151] 新产品和新技术研发 - 每年为新能源项目分配高达2.5亿美元的资本支出，2022年预算中点为1亿美元[84] - 预计太阳能项目的可实现总回报为10%至15%[90] - 通过减少传输压缩机的甲烷排放超过50%和氮氧化物排放超过75%来实现排放减少[50] 市场扩张和并购 - 通过收购Trace Midstream资产，收集能力从1.8 Bcf/d扩展到超过4 Bcf/d[80] - 在东北部正在进行4个扩展项目，预计增量能力为320 MMcf/d、125 MMcf/d、100 MMcf/d和200 MMcf/d[82] - 计划在2025年前完成多个传输项目，项目容量分别为78 MMcf/d、829 MMcf/d、423 MMcf/d、105 MMcf/d和150 MMcf/d[48] 负面信息 - 2022年第一季度的资产减值费用为461百万美元，第二季度为898百万美元，第三季度为1,359百万美元，第四季度为112百万美元，总年资产减值费用为318百万美元[186] - 2022年第一季度的权益损失为(51)百万美元，第二季度为(93)百万美元，第三季度为(101)百万美元，第四季度为(104)百万美元，总年权益损失为(434)百万美元[186] 其他新策略和有价值的信息 - 自2015年以来，Williams公司的运营利润率从57%提升至67%[35] - 公司在2022年的人权运动企业平等指数中得分为95分（满分100分）[144] - 公司在气候变化透明度和治理方面获得了“B”评分，超过行业平均水平“B-”和北美地区平均水平“C”[145]

纪要涉及的公司和行业 - **公司**：The Williams Companies, Inc.（NYSE:WMB） - **行业**：能源行业，特别是天然气行业 核心观点和论据 欧洲能源危机 - **危机根源**：欧洲能源危机早于俄乌战争，源于能源需求增长未得到满足，过度依赖能源进口，且在可再生能源和储能不足时关闭煤炭和核能[3][4] - **对美国的启示**：凸显美国可能面临的能源短缺危机，促使美国重视能源独立和安全，给美国提供应对能源短缺的路线图[5] - **天然气的作用**：天然气因低成本和低排放，未来前景广阔，但需将价格降至合理水平并完善基础设施，以维持和扩大需求[6] - **行业挑战与应对**：行业需解决甲烷逃逸排放和基础设施寿命短的问题，证明能在无甲烷逃逸排放的情况下生产和运输天然气[7][8] 美国东北部天然气市场 - **供需矛盾**：生产者想钻探但缺乏外输能力，中游公司因生产者资本纪律和未增加产量，认为无需增加外输能力，形成“鸡与蛋”的困境[11] - **项目进展**：Williams的Regional Energy Access项目进展顺利，该项目日处理量超800万，主要服务宾夕法尼亚州东北部的布拉德福德县和马塞勒斯地区，已获得宾夕法尼亚州的401水质证书，新泽西州的压缩机站也获得当地环境正义要求的批准[12][13] - **基础设施影响**：MVP项目受阻导致上游集输和处理基础设施规划调整，美国天然气市场失衡约15亿立方英尺/天，若该项目建成，问题可得到解决[14][15] 天然气价格 - **降价关键**：降低天然气价格的关键是建设足够的管道基础设施，美国有大量低成本天然气储备，生产者希望在3 - 3.5美元/立方英尺的价格环境下生产[17] 海恩斯维尔地区 - **生产增长**：该地区生产增长加速，Williams的Trace收购业务有望超过6倍EBITDA的指导，但需解决外输能力问题[19][20] - **项目优势**：Williams计划建设的18亿立方英尺/天的管道项目，成本低于10亿美元，优势在于已获得大量天然气量承诺，且能利用Transco网络向多个LNG设施输送天然气[22][24] 其他地区业务 - **落基山脉地区**：Williams在该地区的G&P资产有持续活动，公司是该地区成本最低的运营商，预计在3 - 3.5美元/立方英尺的价格环境下，该地区将有更多活动以跟上供应[27] - **鹰福特地区**：该地区活动增加，Williams有很大机会使业务量超过最低体积承诺（MVC），奥斯汀白垩层延伸区域的活动可能推动业务量增长[28][29] 行业发展与投资 - **资本支出与回报**：大型公司注重资本回报，Williams的激励薪酬一半与资本回报率挂钩，公司专注于天然气业务，具有规模优势，有望成为低成本运营商[31] - **低排放天然气**：目前负责任采购的天然气没有增量市场或利润，但长期来看，市场对低排放天然气的需求将增加，Williams与Context Labs合作，利用区块链技术跟踪天然气排放[33][34][36] - **可再生能源项目**：Williams认为未来有可能向纽约和新泽西等反天然气和反管道的州提供100%可再生能源项目，如Regional Energy Access项目与新泽西自然资源合作开展的太阳能和氢气试点项目，获得了政治支持[37][38] 资本回报 - **股票回购**：Williams有15亿美元的股票回购授权，但由于收益率下降和利率上升，近期进行股票回购的难度增加，公司可能考虑提高股息增长率[43][44] 天然气供应与库存 - **供应来源**：美国满足天然气供应需求，首先依靠海恩斯维尔地区，但该地区库存寿命约5年，其次是二叠纪盆地，马塞勒斯和尤蒂卡盆地有长期供应能力，前提是建设足够的管道基础设施[46] 并购策略 - **并购原则**：Williams专注于资本回报率，并购需带来更高回报，倾向于进行能降低成本、提高回报的附加式收购，如Blue Racer、Trace、UEO等收购项目[48][49] 土地资产策略 - **Haynesville和Wamsutter地区**：Williams在这两个地区的目标是增加天然气产量，通过与GeoSouthern合作，实现产量增长和资本成本降低，最终将资产货币化[51][52][53] 其他重要但可能被忽略的内容 - **管道价格上涨**：由于欧洲能源短缺，制造管道的钢铁价格飙升，Williams通过购买大西洋海岸管道的期权，在管道定价上占据有利位置[24][25] - **政治解决方案**：Williams在项目中采用政治解决方案，如在Regional Energy Access项目中与新泽西自然资源合作开展氢气试点项目，以及利用氢气未来需求增加管道容量的论点，应对反对天然气的观点[38][40][41]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第一季度EBITDA同比增长7%，若调整去年数据以排除极端冬季天气的有利影响，则增长13% [9] - 调整后每股收益（EPS）同比增长17%，延续多年两位数增长趋势 [9] - 可用资金（AFFO）同比增长16%，高于EBITDA增速，本季度产生超3.5亿美元过剩现金，股息覆盖率达2.3倍 [9] - 债务与调整后EBITDA比率较去年改善近0.4，即9% [10] - 上调2022年财务指引，调整后EBITDA中点从58亿美元提高到60.5亿美元，范围收紧至正负1.5亿美元 [17] - 增长资本支出（CapEx）指引增加10亿美元，主要源于9.5亿美元的Trace收购价值及相关资本支出 [18] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 第一季度上游业务EBITDA为5600万美元，排除去年2200万美元冬季天气收益，增长归因于Wamsutter资产，Haynesville4月才开始生产，本季度无贡献 [12] 核心业务 - 传输与墨西哥湾业务EBITDA增加3700万美元，增长6%，主要来自Transco的Leidy South扩建项目，平均日传输量同比增长超6%，墨西哥湾业务利润率提高 [13] - 东北集输与处理（G&P）业务EBITDA增加1600万美元，增长4%，由集输和处理收入增长驱动，尽管产量略有下降，但费率增长抵消了成本上升，预计全年产量将逐季增加，2023年有望恢复强劲增长 [14][15] - 西部业务EBITDA增加3500万美元，增长17%，受益于商品价格暴露率和Haynesville产量大幅增加，带动整体产量增长11%，预计全年呈季度增长趋势，下半年更明显 [15] - 天然气和NGL营销服务业务EBITDA增加3000万美元，达到6500万美元，主要因去年7月收购Sequent，预计全年调整后EBITDA贡献在5000 - 7000万美元之间，今年开局强于预期，有望超出该范围 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - Transco在1月3日交付创纪录的1715万德卡瑟姆天然气，反映了市场需求增长，预计这种自然增长将持续 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略 - 专注天然气战略，通过执行六个总输气量达19亿立方英尺/日的传输扩建项目和收购Trace Midstream资产，推动业务增长 [6] - 推进清洁能源战略，设立企业风险投资基金，投资初创企业和低碳技术，与Context Labs合作支持负责任天然气供应，与Cheniere Energy合作开展QMRV试点 [25] 发展方向 - 预计2022 - 2025年EBITDA复合年增长率达7%，EPS复合年增长率达19% [22] - 有19亿立方英尺/日的高回报Transco项目进入执行阶段，在墨西哥湾、东北和Haynesville等地区有多个扩张项目，有望推动业务增长 [22][23] 行业竞争 - 获得FERC对项目的支持，特别是能减少市场排放的项目，但监管环境仍在演变，行业竞争激烈 [31] - 在Haynesville市场，公司收购Trace Midstream后成为第二大天然气收集商，有信心在该地区竞争 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气市场基本面强劲，项目执行稳定，预计2022年业务将实现额外增长，上调财务指引，对全年和2023年前景乐观 [7] - 尽管面临通胀，但公司成本控制良好，运营和维护费用及SG&A增加有合理原因 [11] - 监管环境虽有挑战，但FERC对项目的支持令人鼓舞，立法者关注简化许可流程，有利于天然气基础设施建设 [24][31] 其他重要信息 - 公司在成本控制方面表现出色，尽管运营和维护费用及SG&A有所增加，但有合理原因，如可报销费用增加、新租赁付款和收购Sequent业务等 [11] - 公司在Haynesville的生产才刚刚开始，预计未来将对业务增长做出重要贡献 [12][29] - 公司与Quantum合作，将其作为Louisiana Energy Gateway项目的股权合作伙伴，可能引入更多合作伙伴，降低资本负担 [36] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：EBITDA指引的上行和下行因素及是否有产量假设变化 - 增长的主要驱动因素是基础业务、Haynesville的勘探与生产（E&P）业务以及Trace收购，对价格预期较为保守，主要增长来自产量 [29] 问题2：监管环境变化及是否考虑新增Transco增长项目 - 公司有多个项目正在执行，与FERC的沟通良好，FERC支持能减少排放的项目，目前业务需求稳定，未因监管环境变化有重大调整 [31] 问题3：Louisiana Energy Gateway（LEG）项目的合同签订情况、产能和成本 - LEG项目产能为18亿立方英尺/日，目前已签订超一半合同，预计未来几个月达成足够商业合同以做出最终投资决策（FID），资本成本与其他大型项目相当，公司有管道选择权，可控制成本，Quantum为股权合作伙伴，可能引入更多伙伴 [34][35][36] 问题4：是否考虑建设LNG出口设施 - 短期内公司专注于连接现有LNG出口设施，为客户提供可靠供应和市场接入，目前市场有足够新增产能，公司认为将资本投入其他有竞争优势的领域更好 [38][39] 问题5：Haynesville新管道合同的竞争力及LEG项目回报率 - 与Transco项目相比，Haynesville新管道合同竞争更激烈，Transco项目回报率更高，因公司在该领域竞争地位强 [42] 问题6：东北生产商活动及NGL产量与分馏产能情况 - 第一季度东北产量受多种因素影响下降，预计今年剩余时间产量加速增长，2023年随着四个扩张项目推进，产量前景良好，目前未看到分馏产能扩张需求 [44][45] 问题7：集输合同对净气价的敏感性及指导中使用的气价预测 - 公司未公布价格敏感性，部分合同有价格暴露，如与EQT在Marcellus的合同和与Total在Barnett的合同，对气价预期保守，考虑到Haynesville和Marcellus/Utica的增长，预计价格不会维持当前水平 [48] 问题8：Haynesville当前业务布局及未来发展计划 - 公司将保持耐心和挑剔，寻找能增加价值的独特机会，如Trace收购，未来会继续关注市场机会 [50] 问题9：Appalachia地区生产前景及对液体丰富区域的关注 - 2023年该地区富气和干气产量均有望增长，公司有扩张项目，与生产商合作利用潜在产能，处理设施已恢复正常，正在优化互连以增加富气产量 [53] 问题10：高气价对William Center、Haynesville、ENP资产货币化及Sequent业务的影响 - Sequent业务表现出色，利用市场波动和基础设施优化能力创造价值，符合预期；公司专注于增加Haynesville和其他地区的产量，在产量提升前不考虑资产货币化 [55][56] 问题11：Sequent第一季度贡献及全年预期 - Sequent和传统天然气及NGL营销业务第一季度产生6500万美元EBITDA，正常运行率目标为5000 - 7000万美元，鉴于开局良好和气价前景，预计2022年将超出该范围 [61] 问题12：政策对天然气基础设施选址和许可的影响 - 政策环境复杂，FERC得到能源和自然资源委员会明确指示，对项目推进有帮助，但CEQ活动是倒退，政府和部分参议院委员会希望简化许可流程，但各机构行动不一致，公司对FERC的积极回应持乐观态度 [63][64] 问题13：Haynesville是否接近产能极限 - Haynesville目前有足够的外输能力，未来几年产量可继续增长，但2023 - 2024年需要新项目上线，Louisiana Gateway项目有意义 [68] 问题14：二级盆地（如Barnett、Flint）的活动是否增加 - 落基山脉地区有大量产能，预计活动将增加，Barnett地区有一些钻探活动，产量保持平稳或略有增长，若气价持续，有能力外输的生产商活动将增加 [70] 问题15：清洁能源风险投资基金的投资规模、回报门槛及天然气生产的套期保值情况 - 风险投资基金投资规模较小，有严格筛选流程，对减少甲烷和温室气体排放很重要，太阳能项目目标回报率为中两位数；公司上游套期保值计划旨在支持原指引和资本投资，一般套期保值不超过预期产量的70%，部分合同有价格暴露 [72][75] 问题16：是否可能出台综合能源政策及商务部对太阳能审查的影响 - 参议员Manchin推动能源政策，时机合适，有望出台相关立法；公司太阳能项目主要关注在自有设施安装，经济可行性受成本压力影响较小，更关注供应链问题，目前1亿美元太阳能投资计划受政策影响不大 [78][79]

业绩总结 - 2022年第一季度调整后EBITDA为15.11亿美元，同比增长7%[4] - 2022年第一季度每股调整后收益为0.41美元，同比增长17%[4] - 2022年第一季度可用运营资金（AFFO）为11.90亿美元，同比增长16%[4] - 2022年第一季度归属于威廉姆斯公司的可供普通股东的收入为3.79亿美元，较2021年第四季度的6.21亿美元下降39.0%[67] - 2022年第一季度净收入为3.92亿美元，较2021年第四季度的6.32亿美元下降38.0%[70] - 2022年第一季度调整后的收入为4.99亿美元，较2021年第四季度的4.76亿美元增长4.8%[67] - 2022年第一季度摊薄每股收益为0.31美元，较2021年第四季度的0.51美元下降39.2%[67] 未来展望 - 2022年调整后EBITDA指导区间上调至59亿至62亿美元，较初始指导增加2.5亿美元[10] - 2022年可用运营资金（AFFO）指导区间上调至44.5亿至47.5亿美元[10] - 预计2022年股息增长率为4%，每股1.70美元[10] - 预计到2035年，Transco走廊的LNG出口量将超过15.5 Bcf/d[49] - 预计到2025年，Haynesville地区的天然气需求将显著增长，连接到优质市场[39] 用户数据 - 2022年第一季度天然气传输能力达到24.4 Bcf/d，同比增长3%[20] - 2022年第一季度天然气总需求平均为117.2 Bcf/d，相较于2021年第一季度的112.4 Bcf/d增长了4.5%[45] 新产品和新技术研发 - 计划在2022年第二季度实现Salamanca客户的最终投资决策（FID），并在2025年第二季度实现首次流量[1] - 计划在2024年第四季度实现Shenandoah客户的首次流量[1] - 计划在2023年投入服务的10个项目，5个项目处于早期开发阶段[44] 市场扩张和并购 - Trace Midstream收购完成，增加海恩斯维尔（Haynesville）收集能力至超过4 Bcf/d[20] - 与Quantum Energy Partners达成的9.5亿美元协议，预计2023年EBITDA倍数为6倍[37] - 收购Trace Midstream资产后，收集能力从1.8 Bcf/d扩展至超过4 Bcf/d[38] 负面信息 - 2022年第一季度，修改后的EBITDA为13.93亿美元，较2021年第四季度的16.73亿美元下降16.7%[70] - 2022年第一季度利息支出为2.86亿美元，较2021年第四季度的2.95亿美元下降3.0%[70] - 2022年第一季度折旧和摊销费用为4.98亿美元，较2021年第四季度的4.54亿美元增长9.7%[70] - 2022年第一季度税收费用为1.18亿美元，较2021年第四季度的1.98亿美元下降40.4%[70] 其他新策略和有价值的信息 - 公司在DJSI中排名同行业第一，并被纳入全球指数[20] - 每年为新能源项目分配高达2.5亿美元的资本支出，2022年预算中点为1亿美元[40] - 2022年第一季度普通股股息支付为498百万美元，全年总计为1,992百万美元[73] - 可用资金与普通股股息支付的覆盖比率为2.07，第二季度为1.85，第三季度为2.17，第四季度为2.10，全年为2.04，第一季度为2.30[73]

股息支付情况 - 2022年3月公司支付常规季度股息为每股0.425美元[133] - 2022年3月将普通股常规季度现金股息从每股0.41美元提高约3.7%至每股0.425美元[175] - 2022年第一季度支付普通股股息5.18亿美元，2021年同期为4.98亿美元[181] 净收入变化 - 2022年第一季度公司净收入较2021年同期减少4600万美元，主要因1.23亿美元商品衍生品未实现净亏损等因素[134] - 2022年第一季度归属于公司的净收入为3.8亿美元，较2021年同期的4.26亿美元有所下降[144] 收购情况 - 2022年4月公司完成对Gemini Arklatex, LLC的100%收购，交易金额约9.5亿美元[136] 增长资本和投资支出 - 2022年公司增长资本和投资支出预计在22.5亿 - 23.5亿美元之间[139] - 2022年公司增长资本和投资支出预计在22.5亿 - 23.5亿美元之间，主要包括Transco扩建、支持东北G&P业务的项目、Trace收购及墨西哥湾西部的扩建等[168] 项目建设与容量 - 区域能源接入项目预计2024年第四季度投入使用，将增加829Mdth/d的容量[141] 各业务线收入变化 - 2022年第一季度服务收入为15.37亿美元，较2021年同期增加8500万美元，增幅6%[144] - 2022年第一季度商品相关服务收入为7700万美元，较2021年同期增加2800万美元，增幅57%[144] - 2022年第一季度产品销售为11.04亿美元，较2021年同期减少4300万美元，降幅4%[144] 商品衍生品净损益 - 2022年第一季度商品衍生品净损益为 - 1.94亿美元，较2021年同期减少1.58亿美元[144] 各地区调整后EBITDA变化 - 2022年第一季度与2021年同期相比，传输与墨西哥湾地区调整后EBITDA从6.60亿美元增至6.97亿美元，增幅约5.6%，主要因服务收入增加，部分被其他部门成本和费用增加抵消[152] - 2022年第一季度与2021年同期相比，东北G&P调整后EBITDA从4.02亿美元增至4.18亿美元，增幅约4.0%，主要得益于服务收入增加[154] - 2022年第一季度与2021年同期相比，西部调整后EBITDA从2.22亿美元增至2.60亿美元，增幅约17.1%，主要因服务收入增加，部分被商品利润率下降抵消[157] - 2022年第一季度与2021年同期相比，天然气与NGL营销服务调整后EBITDA从9300万美元降至1300万美元，降幅约86.0%，主要因衍生品工具未实现损失增加和其他部门成本费用增加，部分被商品利润率增加抵消[161] - 2022年第一季度与2021年同期相比，其他部门调整后EBITDA从3300万美元降至500万美元，降幅约84.8%，主要因上游业务收入减少3200万美元[165] 服务收入增加原因 - 服务收入增加主要原因：传输与墨西哥湾地区因Transco天然气运输收入增加3900万美元及可报销电力成本增加；东北G&P因萨斯奎哈纳供应中心收入增加900万美元、可报销电力费用收入增加700万美元及东北合资企业收入增加500万美元；西部因皮西恩斯地区加工费率和巴尼特页岩及海恩斯维尔页岩地区集输费率提高带来收入增加5000万美元等[153,155,158] 其他部门成本和费用增加原因 - 其他部门成本和费用增加主要原因：传输与墨西哥湾地区因运营成本增加，包括莱迪南部扩建项目成本和可报销电力成本增加；东北G&P因运营费用增加，包括电费增加；天然气与NGL营销服务因与Sequent收购相关的员工成本增加[153,155,164] 商品利润率变化 - 商品利润率方面，营销利润率减少1200万美元，主要因2022年第一季度无恶劣冬季天气；权益NGL产品利润率增加100万美元，主要因商品销售净价格提高[160] - 天然气与NGL营销服务商品利润率增加500万美元，主要因2021年第三季度Sequent收购业务增加6300万美元，部分被传统天然气营销业务减少5800万美元抵消[162,163] 债务赎回情况 - 2022年第一季度提前赎回12.5亿美元利率3.6%的优先无担保票据，原定于2022年3月到期[169] - 预计2022年5月提前赎回7.5亿美元利率3.35%的优先无担保票据，原定于2022年8月到期[169] 债务到期情况 - 截至2022年3月31日，约16亿美元长期债务将于一年内到期，约208亿美元长期债务将于一年后到期[169][171] 营运资金情况 - 截至2022年3月31日，营运资金赤字为11.54亿美元[173] 经营活动净现金与长期债务付款 - 2022年第一季度经营活动净现金为10.82亿美元，2021年同期为9.15亿美元[181] - 2022年第一季度长期债务付款为12.56亿美元，2021年同期为5000万美元[181] Sequent衍生品相关情况 - 截至2022年3月31日，Sequent衍生品合约期末公允价值为 - 4.51亿美元[187] - 2022年第一季度Sequent平均风险价值（VaR）为6200万美元，最高为1.04亿美元，最低为4100万美元[191]

管道资产情况 - Transco拥有并运营9800英里天然气管道系统，2021年底系统总输送能力约18.6MMdth/d，当年完成两个扩张项目增加超0.5MMdth/d临时运力，还增加超0.1MMdth/d临时运力[37][38] - Northwest Pipeline拥有并运营3900英里天然气管道系统，2021年底长期运输和储存再交付协议总容量约3.8MMdth/d[40] - 公司拥有Gulfstream 50%股权，其管道系统长745英里，运输能力为1.3Bcf/d[50] - 东北G&P板块中，Susquehanna Supply Hub管道长476英里，进气能力为4.3Bcf/d[53] - 公司拥有劳雷尔山合资企业69%的权益，该企业拥有1145英里的集输系统，集输能力为0.9Bcf/d[61] - 公司拥有蓝赛车50%的权益，其资产包括723英里的集输管道，纳特里姆综合体的低温处理能力为800MMcf/d，分馏能力约为134Mbbls/d[62] 天然气储存情况 - Transco在四个地下储气库和一个LNG储存设施有天然气储存能力，总可用储存容量约194MMdth，2021年底客户已储存约140MMdth[39] - Northwest Pipeline在华盛顿和犹他的储存设施总工作天然气储存容量为14.2MMdth[42] - 公司拥有约970000桶NGL储存容量及其他附属资产[55] - 公司拥有康威附近NGL分馏设施50%的权益，产能略超100Mbbls/d，拥有约2000万桶NGL储存能力[67] 业务产量及运输量数据 - 2021年，合并口径下州际天然气管道吞吐量为16.2Tbtu/d，集输量为0.28Bcf/d，工厂进气量为0.45Bcf/d，NGL产量为29Mbbls/d，NGL股权销售量为6Mbbls/d，原油运输量为134Mbbls/d[49] - 2021年东北区域合并后集输量为4.24Bcf/d，工厂进气量为1.57Bcf/d，NGL产量为115Mbbls/d，NGL股权销售量为1Mbbls/d[57] - 2021年西部区域合并后集输量为3.25Bcf/d，工厂进气量为1.23Bcf/d，NGL产量为41Mbbls/d，NGL股权销售量为16Mbbls/d[68] - 2021年天然气与NGL营销服务业务的天然气销售体积为8.09Bcf/d，NGL销售体积为400Mbbls/d[73] 公司权益情况 - 公司拥有Discovery 60%权益，其天然气处理厂进气能力为600MMcf/d，NGL分馏厂产能为32Mbbls/d[51] - 公司拥有UEOM 62%的权益，2019年3月18日收购剩余38%权益并对其进行合并[58] - 2019年6月，公司将UEOM和俄亥俄河谷中游业务的合并权益投入新成立的合伙企业，保留东北合资企业65%的所有权[58] - 公司通过阿巴拉契亚中游投资运营布拉德福德供应枢纽集输系统，平均拥有约66%的权益，拥有马塞勒斯南部集输系统约68%的权益[59] - 公司拥有劳雷尔山合资企业69%的权益，该企业拥有1145英里的集输系统，集输能力为0.9Bcf/d[61] - 公司拥有蓝赛车50%的权益，其资产包括723英里的集输管道，纳特里姆综合体的低温处理能力为800MMcf/d，分馏能力约为134Mbbls/d[62] - 公司拥有康威附近NGL分馏设施50%的权益，产能略超100Mbbls/d，拥有约2000万桶NGL储存能力[67] - 公司拥有Targa Train 7 20%的权益，该分馏列车于2020年第一季度投入使用[71] 监管相关情况 - 2021年11月PHMSA发布规则，新增40万英里集输管道受其管辖，其中公司受监管和未受监管管道分别约为5400英里和4500英里，规则还限制“附带集输管道”长度不超过10英里[84] - 2021年5月26日TSA发布安全指令1，公司已在规定时间内完全遵守；7月19日发布安全指令2，公司评估影响并取得显著进展，正与TSA协调制定行动计划和时间表[89] - 公司陆上中游集输业务受各州法律法规监管，如德州铁路委员会有权监管公司在德州的州内天然气集输业务[91] - 公司墨西哥湾沿岸的州内液体管道受路易斯安那州自然资源部、德州铁路委员会等监管，也需遵守液体管道安全和完整性规定[92] - 公司海上天然气和液体管道受《外大陆架土地法》约束，需向所有者和非所有者托运人提供开放和非歧视性接入[93] 成本预计情况 - 公司预计2022年天然气完整性管理计划成本约为1.29亿美元，液体完整性管理计划成本约为400万美元[86][87] 员工相关情况 - 截至2022年2月1日，公司有4783名全职员工，约21%为女性，超16%为不同种族，2021年自愿离职率为6.0%[108] - 公司有10个活跃的员工资源组（ERGs）[118] - 公司为员工提供强大的企业和技术培训项目[113] - 公司多样性和包容性委员会由首席执行官主持[118] 安全与环境目标情况 - 2020和2021年，安全和环境相关目标及指标占员工年度激励计划的10%，2022年增加甲烷减排目标后占比达15%[109][111] - 2021年公司高潜在险兆事件与事故比率和一次containment损失事件均超过既定目标[111] 竞争情况 - 天然气集输、加工、运输、存储等业务竞争加剧，公司认为自身在传统供应盆地的地位、在页岩气产区的位置、运营专业知识和声誉以及提供综合服务的能力使其具有竞争优势[99][100] 董事会情况 - 截至2021年12月31日，董事会有12名成员，其中11名为独立董事，约四分之一为女性[119] 财务数据情况 - 2021年12月31日，固定利率长期债务加权平均利率在4.9% - 5.1%之间，债务总额236.75亿美元，公允价值277.68亿美元；2020年12月31日，加权平均利率在5.0% - 5.4%之间，债务总额223.44亿美元，公允价值270.43亿美元[288] - 2021年12月31日，Sequent衍生品合约公允价值总计为 - 4.02亿美元，其中Level 1为 - 0.69亿美元，Level 2为 - 3.17亿美元，Level 3为 - 0.16亿美元[292] - Sequent在2021年12月31日结束的六个月内，VaR平均值为360万美元，最高值为740万美元，最低值为160万美元[295] 企业社会责任情况 - 公司通过慈善捐赠和志愿服务加强运营所在社区建设[114] - 公司允许员工尽可能远程工作，并实施安全指导和最佳实践[114] 报告文件情况 - 公司在网站上免费提供10 - K表报告、10 - Q表报告等文件[121]

业绩总结 - 2021年第三季度调整后EBITDA为14.20亿美元，同比增长12%[3] - 2021年第三季度每股调整后收益为0.34美元，同比增长26%[3] - 2021年第三季度的收入为1.64亿美元，较2020年第三季度的3.08亿美元下降了46.7%[81] - 2021年第三季度调整后EBITDA为4.73亿美元，较2020年第三季度的5.12亿美元下降了7.6%[81] - 2021年第三季度可用资金来自运营为3.12亿美元，较2020年第三季度的3.45亿美元下降了9.6%[81] - 2021年第三季度股息覆盖比率为2.17倍，较2020年同期的1.78倍增长22%[3] 用户数据 - 2021年第三季度自然气收集量达到14 Bcf/d，创下季度新高[27] - 2021年第三季度天然气总需求平均为96.0 Bcf/d，较2020年同期的91.9 Bcf/d增长了4.5%[52] - Williams在2021年第三季度的天然气收集量同比增长8.0%，达到9.4 Bcf/d[60] 未来展望 - 2021年全年调整后EBITDA指导范围为55亿至55.5亿美元，较初始指导范围有所上调[19] - 计划在2023-2024冬季供暖季节前完成829 MMcf/d的Leidy South管道扩建项目[27] - Williams计划到2030年将公司范围内的温室气体排放减少56%，与2005年水平相比为2260万吨CO2e[63] 新产品和新技术研发 - Williams的Leidy South项目预计在2021年第四季度部分投入使用，设计能力为582 MMcf/d[34] - Gulfstream第六阶段项目正在建设中，预计在2022年第四季度投入使用，设计能力为78 MMcf/d[34] - Whale项目已签署最终协议，预计2024年第一季度开始首次流量[37] 市场扩张和并购 - 完成对Sequent Energy Management的收购，增加了天然气管道和存储优化机会[27] - Williams的Sequent Energy Management通过多样化的运输和存储资产组合，增加了超过8 Bcf/d的市场营销覆盖范围[42] - 与GeoSouthern达成的上游合资协议，GeoSouthern购买了现有南曼斯菲尔德PDP的50%[47] 负面信息 - 2021年第三季度资产减值费用为1.70亿美元，较2020年第三季度的0.00亿美元增加了100%[81] - 2021年第三季度养老金计划结算费用为0.04亿美元，较2020年第三季度的0.00亿美元增加了100%[81] - 2021年第三季度总债务为40亿美元，较2020年第三季度的38亿美元增长了5.3%[81] 其他新策略和有价值的信息 - 2021年第三季度资本投资为4.69亿美元，同比增长13%[2] - 2021年第三季度的债务与调整后EBITDA比率为4.04倍，较2020年同期的4.42倍有所改善[2] - 2021年第三季度的流动性状况良好，现金及现金等价物为2.5亿美元[81]