财务数据和关键指标变化 - 2020年第四季度调整后EBITDA增长5200万美元，增幅4%；全年调整后EBITDA增长9000万美元，增幅2%；若调整非现金递延收入等项目，全年调整后EBITDA实际增长4% [11] - 第四季度调整后每股收益增长29%，全年每股收益增长11% [12][13] - 2020年推出新现金流指标“可动用运营资金（AFFO）”，将取代“可分配现金流（DCF）”，第四季度和全年AFFO均实现增长 [13][14] - 第四季度DCF因EBITDA增加和税收返还而增长，全年DCF因EBITDA增加和维护资本降低而增长，但部分被支付给非控股股东的EBITDA增加和税收返还减少所抵消 [14] - 2020年资本支出较去年减少40%，包括1.6亿美元收购Cayman 2 Blue Racer大部分剩余权益；维护资本为3.93亿美元，较2019年减少1.07亿美元 [15] - 2020年实现正自由现金流，债务与EBITDA比率从2019年底的4.39倍降至4.35倍 [16] 各条业务线数据和关键指标变化 传输与墨西哥湾业务 - 第四季度EBITDA比去年同期增加2500万美元，新项目带来1700万美元收入增长，成本降低超2000万美元，但墨西哥湾利润因飓风导致停产减少1000万美元，深海采集量环比下降约13% [18][19] - 全年该业务资产EBITDA增长4100万美元，扩张项目和费用降低带来增长，但墨西哥湾产量下降和商品利润率受影响部分抵消了增长 [24] 东北采集与处理业务 - 第四季度表现强劲，创纪录增长，贡献额外2900万美元EBITDA，总采集量增长7%，处理量增长9%，股权法投资EBITDA改善超2000万美元，成本降低约900万美元 [20] - 全年该业务EBITDA增加1.94亿美元，采集量增长7%，同时实现成本降低 [25] 西部业务 - 第四季度EBITDA较2019年下降约800万美元，收入总体增加近1000万美元，但采集量下降8%，商品利润率下降约800万美元，JV EBITDA下降400万美元，成本降低约300万美元 [21][23] - 全年该业务EBITDA下降3300万美元，主要因Barnett MVC付款结束和Haynesville利润降低，采集量下降约4%，但部分被更高的费率和重新谈判的合同所抵消 [25][26] 各个市场数据和关键指标变化 - 未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注天然气战略，业务稳定可预测，持续适度增长，回报和自由现金流不断改善 [33] - 2021年EBITDA指导范围为50.5亿 - 53.5亿美元，中点较去年增长2%；AFFO预计在35.5亿 - 38.5亿美元之间，每股范围为2.92 - 3.16美元；增长资本支出预计为10亿 - 12亿美元，与2020年持平；预计年底杠杆率为4.25，目标为4.2 [27][28][29] - 2021年EBITDA增长主要来自东北G&P业务和传输与墨西哥湾业务的持续增长，部分被NGL吞吐量下降、Rocky Mountain Midstream业务收益降低和Haynesville采集费率降低所抵消 [29][31] - 公司计划在2021年进行上游交易，将现有上游资产转化为中游现金流增长，确保相关土地快速开发并转化为现有中游产能的收费增长 [32] - 公司注重可持续运营，设定2030年减排目标，致力于利用天然气战略和现有技术减少业务排放，并期待未来能源转型的创新技术 [34] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年行业面临前所未有的挑战，如新冠疫情、油价暴跌、客户破产和飓风季节等，但公司业务表现出强大的韧性，是少数维持并实现疫情前指导范围的中游公司之一 [8] - 2021年公司基本面将继续支持基础业务，且有更多上行潜力，如上游交易和天然气存储失衡可能推动中游资产的增量现金流 [27] - 公司对天然气前景持乐观态度，认为天然气在全球清洁能源未来中将发挥关键作用，是能源组合的重要组成部分 [33] - 近期严寒天气事件凸显了天然气基础设施的弹性和可靠性，公司在极端天气下仍能为客户提供服务，且运营能力超过设计容量 [34] 其他重要信息 - 2020年公司加速ESG表现，成为美国首家宣布气候承诺的中游公司，设定2030年减排目标，并与能源基础设施委员会共同推动ESG指标标准化，举办行业首个ESG活动 [9] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2021年资本支出展望及驱动因素，以及Wamsutter的机会性上游收购具体情况 - 公司基础业务资本支出约9亿美元，其中约一半在传输与墨西哥湾业务，包括Leidy South建设等项目；约三分之二在东北业务，用于完成和启动新项目；其余在西部业务，包括Permian和Haynesville地区的扩张 [40][41] - Wamsutter的机会性上游收购涉及收购BP和Southland的相邻土地，公司利用中游资产优势以有吸引力的价格收购，计划寻找合适合作伙伴开发这些储备，以推动中游现金流增长 [41][42] - 增长资本支出中点指导为11亿美元，包括Wamsutter上游土地收购，实际支付不到2亿美元 [45] 问题2: 华盛顿特区的能源政策对公司的影响，特别是联邦土地生产方面 - 公司受影响较小，在墨西哥湾深水区域，目前仍有持续的许可活动，自行政命令发布以来，已有多个钻井许可申请和修改许可获得批准，公司也获得了Whale项目的天然气管道许可 [52][53] 问题3: 作为Blue Racer的运营商，如何提高系统利用率和捕捉成本协同效应 - 公司有机会整合运营，利用潜在产能，将东北JV系统的部分业务转移到Blue Racer，反之亦然，实现商业和运营协同效应 [56] 问题4: 从Chesapeake获得的Haynesville生产资产的当前产量和货币化计划 - 现有产量约为每天3000万，上周有所下降但正在恢复，约有130口现有井 [58] - 公司对Chesapeake从破产中恢复健康感到鼓舞，该地区有3.5亿 - 5.5亿的中游开发容量 [58] - 公司已在与潜在合作伙伴洽谈，预计未来几个月确定合作策略，找到强大的合作伙伴运营该资产 [59] 问题5: 2021年EBITDA高端范围的驱动因素，是否主要来自G&P业务量，特别是在东北，以及生产商是否已与公司沟通 - EBITDA高端范围的增长主要来自近期天然气需求增加，Haynesville和Marcellus及Utica地区能够快速响应，公司原计划未考虑这些因素，因此是上行潜力 [63] - 东北业务增长主要是利润率扩张，公司对上游业务持保守态度，为资产处置保留灵活性 [64] - 公司在成本管理方面表现出色，但2021年预计成本会有所回升，这也是一个机会领域 [65] 问题6: 公司天然气存储情况，以及上周天气对公司的影响 - 公司在德克萨斯州没有天然气存储设施，Transco的存储设施位于华盛顿，对公司影响较小 [68] - 公司业务分散，大部分采集业务在东北或落基山脉，未直接受影响，团队通过销售燃料和收缩等操作，预计对公司有一定积极影响 [68][69] 问题7: 阿巴拉契亚地区的预测，以及生产商在过渡季节开关天然气的情况 - 公司基本遵循生产商的预测，价格上涨时生产商可能增加产量，但这对公司计算影响不大 [72] - Leidy South项目将增加每天5.8亿的东北外输能力，REA项目也将提供额外外输能力，这些项目对公司有协同效应 [73] - 2021年市场情况与2020年不同，天然气价格更强，预计不会出现导致停产的基础价格，但公司会持续关注 [74] 问题8: 关于额外中游资产销售的最新想法，以及Rocky Mountain Midstream资产减值对投资组合评估的影响 - 目前市场对GDP资产较弱，此时清算资产可能不是最佳时机，公司更关注实现杠杆指标，上游资产可能是实现这一目标的有效工具 [76][77] - 2020年初公司曾考虑出售西部资产，但现在一些问题已解决，公司业务表现出更强的韧性和多元化 [78] 问题9: 在当前环境下如何考虑可持续EBITDA增长，基于120亿美元的传输项目积压，能否维持2%的年增长率 - 不能简单根据项目积压和资本支出得出可持续增长结论，项目增长情况复杂，不同业务增长速度和影响因素不同 [82] - 公司对投资10亿美元实现2%的增长率有信心，且部分领域有上行潜力，2%可视为下限 [83] - 公司项目积压动态变化，多个项目将从积压进入执行阶段，Transco走廊有大量投资机会，包括利用煤炭发电转型和减排项目 [84][85] 问题10: 增加Blue Racer权益的情况，以及对剩余权益的考虑 - 原投资者主要是Encap Flatrock Midstream等私募股权公司，他们持有时间较长，公司在合适时机收购，获得了良好价值和协同效应 [88][89] - 收购清理了资产治理结构，使公司在该地区的合资企业结构更清晰，有利于创造和优化价值 [90] 问题11: 2021年墨西哥湾正常风暴季节的假设，以及G&P业务的商品风险暴露区域 - 公司通常在预测中考虑500万 - 1000万美元的飓风对EBITDA的影响，2020年4900万美元的负面影响中，除约1000万美元外，其余将在2021年逆转 [93][94] - 公司商品风险暴露较少，主要在Opal地区和墨西哥湾沿岸，总毛利润率占比低于2%，Wamsutter的部分合同将转为收费模式，进一步降低风险 [96][97] - Barnett和Laurel Mountain的部分合同有直接天然气价格暴露 [98] 问题12: 实现2021年杠杆率目标的驱动因素，以及公共E&P和私人E&P行为的差异 - 实现杠杆率目标的驱动因素包括EBITDA的上行潜力和上游交易带来的资本减少 [101][102] - 公共市场对支出持谨慎态度，私人市场则抓住机会，Haynesville地区吸引了大量私人资本，因其风险较低且回报较快 [104][105] 问题13: G&P业务指导是否假设东北业务维持现状，以及对西部业务的展望 - 东北采集业务可能维持现状，但处理业务因生产商和盆地情况不同有上行潜力，Oak Grove处理设施已满负荷，DXB 3项目即将上线，分馏设施也已满负荷 [108] - 东北部分地区产量变化对公司收入影响不大，如Laurel Mountain Midstream的产量下降被EQT接管 [109] - 西部Eagle Ford地区活动最少，但有NBC保护；Haynesville地区活动预计增加，2022年Wamsutter和Haynesville的产量可能回升 [111][112] 问题14: 公司接近长期杠杆目标后，资本分配的方向 - 首先是债务偿还，之后将考虑对Transco的费率基础投资，如减排项目，与进一步债务偿还或股票回购等替代方案竞争 [114][115] 问题15: 2021年运营成本和G&A的变化，以及Regional Energy Access项目的预计资本支出和关键许可里程碑 - 2021年运营成本预计增加约5000万美元，其中约3000万美元是因未保留所有成本节约，约2000万 - 2500万美元是运营税增加 [120] - Regional Energy Access项目预计投资8亿 - 10亿美元，目前处于较低端，未来几周提交文件后可能达到或超过之前公布的7.6亿美元水平 [118]

业绩总结 - 2020年调整后EBITDA创纪录，达到51亿美元[2] - 2020年可分配现金流（DCF）创纪录，达到33.56亿美元[4] - 2020年第四季度调整后EBITDA为13.36亿美元，同比增长4%[4] - 2020年第四季度可分配现金流为9.26亿美元，同比增长12%[4] - 2020年全年净收入为714百万美元[64] - 2020年第四季度净收入为214百万美元[64] - 2020年自由现金流为2.12亿美元[2] - 2020年债务与调整后EBITDA比率降至4.35倍[2] 用户数据 - 2020年天然气收集量创纪录，达到每日132亿立方英尺[2] - 2020年天然气需求平均为93.8 Bcf/d，较2019年的94.2 Bcf/d略有下降[31] - 2020年传输合同容量创纪录，达到每日222亿立方英尺[2] 未来展望 - 2021年调整后EBITDA指导范围为50.50亿至53.50亿美元[12] - 2021年可用资金运营（AFFO）指导范围为35.50亿至38.50亿美元[12] - 2021年指导的净收入预期为1,275百万至1,575百万美元[67] - 2021年指导的净现金提供的经营活动预期为3,740百万至4,040百万美元[67] 新产品和新技术研发 - Southeastern Trail项目于2020年11月部分投入服务，容量为296 MMcf/d[26] - Leidy South项目预计在2021年第一季度提交FERC申请，计划在2023-2024冬季供暖季节前完成[24] - Oak Grove处理能力扩展项目的建设进展顺利，预计在2021年第一季度投入服务，处理能力增加至1.9 Bcf/d[24] - Transco项目在2020年11月上线125 MMcf/d的能力，剩余457 MMcf/d预计在2021年第四季度完成[24] - Bluestem NGL管道于2020年12月开始商业服务，处理能力为每日120 Mbbls，低于预算并提前完成[24] 市场扩张和并购 - 2020年公司收购了Caiman Energy II的控股权，开始运营Blue Racer Midstream[24] - 在2020年12月，获得了与切萨皮克公司达成的全球解决方案的破产法院批准[24] 负面信息 - 威廉姆斯公司的净收入较上年同期下降了66百万美元[59] - 2019年第四季度的资产减值为3.54亿美元，2020年第一季度为1.70亿美元[52] - 2020年第四季度的资产减值损失为187百万美元，全年为187百万美元[64] - 2020年第四季度的权益法投资损失为93百万美元，全年为375百万美元[64] 其他新策略和有价值的信息 - 公司计划到2030年实现温室气体排放量较2005年水平减少56%的目标，力争到2050年实现净零碳排放[24] - 可分配现金流与普通股股息支付的覆盖比率为1.70，较上年同期下降了0.18[59] - 可用资金与普通股股息的覆盖比率在2020年第四季度为2.03，全年平均为1.87[61]

业绩总结 - 2020年调整后的每股收益（EPS）预计年复合增长率（CAGR）为17%[3] - 截至2020年9月30日，调整后的EBITDA为$4,436百万，净债务为$23,332百万，净债务与调整后EBITDA比率为4.42倍[6] - 2020年第三季度，公司的运营利润率为70%[25] - 2020年调整后的净收入指导范围为11.60亿至14.60亿美元[56] - 2020年调整后的EBITDA指导范围为49.50亿至52.50亿美元[56] - 2020年可分配现金流（DCF）指导范围为30.50亿至34.50亿美元[56] - 2020年调整后的稀释每股收益（EPS）指导范围为0.95至1.20美元[56] - 2020年资本支出指导范围为10亿至12亿美元[56] 用户数据 - 2020年，公司的天然气基础设施服务了约600个客户，处理了全国30%的天然气[2] - Williams在东北地区的天然气收集量和调整后的EBITDA每千立方英尺（Mcf）为0.52美元[44] 未来展望 - 预计到2040年，天然气将满足全球能源需求增长的36%[15] - 公司计划到2030年实现温室气体排放的绝对减少56%[61] - 公司计划在2050年前实现净零排放，结合短期和长期解决方案[61] 新产品和新技术研发 - 公司致力于通过可再生天然气机会实现超过25%的排放减少[61] 财务状况 - 2020年，公司的净债务为$22,313百万，EBITDA倍数为5.26倍[6] - 2020年，公司的股息支付占运营现金流的58%[8] - 2020年第一季度的调整后EBITDA为11.35亿美元，第二季度为11.10亿美元，第三季度为11.96亿美元，第四季度为11.97亿美元，全年调整后EBITDA为46.38亿美元[106] - 2020年第一季度的利息支出为2.96亿美元，全年利息支出为8.82亿美元[106] 负面信息 - 2020年第四季度净收入为131百万美元，较2019年同期的569百万美元下降77%[103] - 2020年第四季度的资产减值损失为1,098百万美元，未发生变化[103] - 资产减值损失总额为19.38亿美元，包括商誉减值1.87亿美元[112] 其他新策略 - 自2005年以来，美国因天然气取代煤炭和石油而减少的温室气体排放量为3300万吨[62] - 自2012年以来，威廉姆斯公司报告的甲烷排放量减少了41%[62] - 自2018年以来，可报告的土壤和水溢出事件减少了39%[64] - 自2017年以来，员工记录的伤害事件减少了47%[70]

财务数据关键指标变化 - 2020年前九个月公司净收入较2019年同期减少6.31亿美元，主要因权益法投资减值增加7.52亿美元、商誉减值1.87亿美元等[151] - 2020年前九个月不利变化部分被所得税拨备有利变化2.20亿美元、运营和维护费用降低9800万美元等抵消[152] - 2020年第一季度公司普通股公开交易价格大幅下跌，董事会批准有限期股东权利协议[163] - 2020年第一季度公司因市值下降和东北G&P报告单元公允价值下降，确认1.87亿美元商誉减值[163] - 2020年第一季度公司因经济状况影响，对某些权益法投资确认9.38亿美元非暂时性减值[163] - 2020年前九个月单位非乙烷利润率较2019年同期约低35%，主要因单位非乙烷销售价格下降30%，部分被单位天然气原料价格降低31%抵消[166] - 2020年第一季度，公司确认某些权益法投资的公允价值出现非暂时性下降，总计减值9.38亿美元，其中东北G&P部门减值4.05亿美元，传输与墨西哥湾部门减值9700万美元[185] - 2020年第一季度，公司西部部门确认与RMM和Brazos Permian II投资相关的减值4.36亿美元，折现率约为17%[186][187] - 估计折现率每增加或减少1个百分点，已确认的减值将增加约1.97亿美元或减少约1.21亿美元；EBITDA倍数每增加或减少0.5倍，已确认的减值将减少或增加约4800万美元[185] - 2020年第三季度服务收入为14.79亿美元，较2019年同期的14.95亿美元减少1600万美元，降幅1%；前九个月服务收入为43.99亿美元，较2019年同期的44.24亿美元减少2500万美元，降幅1%[193] - 2020年第三季度产品销售为4.14亿美元，较2019年同期的4.66亿美元减少5200万美元，降幅11%；前九个月产品销售为11.35亿美元，较2019年同期的15.12亿美元减少3.77亿美元，降幅25%[193] - 2020年第三季度产品成本为3.8亿美元，较2019年同期的4.34亿美元增加5400万美元，增幅12%；前九个月产品成本为10.47亿美元，较2019年同期的14.42亿美元增加3.95亿美元，增幅27%[193] - 2020年第三季度运营和维护费用为3.36亿美元，较2019年同期的3.64亿美元增加2800万美元，增幅8%；前九个月运营和维护费用为9.93亿美元，较2019年同期的10.91亿美元增加9800万美元，增幅9%[193] - 2020年第三季度折旧和摊销费用为4.26亿美元，较2019年同期的4.35亿美元增加900万美元，增幅2%；前九个月折旧和摊销费用为12.85亿美元，较2019年同期的12.75亿美元减少1000万美元，降幅1%[193] - 2020年第三季度销售、一般和行政费用为1.14亿美元，较2019年同期的1.3亿美元增加1600万美元，增幅12%；前九个月销售、一般和行政费用为3.54亿美元，较2019年同期的4.1亿美元增加5600万美元，增幅14%[193] - 2020年第三季度运营收入为6.41亿美元，较2019年同期的6.28亿美元有所增加；前九个月运营收入为16.84亿美元，较2019年同期的16.87亿美元略有减少[193] - 2020年第三季度权益收益为1.06亿美元，较2019年同期的9300万美元增加1300万美元，增幅14%；前九个月权益收益为2.36亿美元，较2019年同期的2.6亿美元减少2400万美元，降幅9%[193] - 2020年第三季度所得税拨备为1.11亿美元，较2019年同期的7700万美元减少3400万美元，降幅44%；前九个月所得税拨备为2400万美元，较2019年同期的2.44亿美元增加2.2亿美元，增幅90%[193] - 2020年第三季度归属于公司的净收入为3.09亿美元，较2019年同期的2.21亿美元有所增加；前九个月归属于公司的净收入为9500万美元，较2019年同期的7.26亿美元大幅减少[193] - 2020年上半年公司偿还约15亿美元长期债务，发行约22亿美元新长期债务，8月提前偿还6亿美元高级无担保票据，7月支付2.84亿美元费率退款[253] - 截至2020年9月30日，公司营运资金赤字4.58亿美元，可用流动性为45.3亿美元，包括7000万美元现金及现金等价物和44.6亿美元信贷额度[256] - 2020年前九个月经营活动净现金流为23.82亿美元，低于2019年的27.02亿美元，主要因营运资金净不利变化[261][262] - 公司信用评级分别为标普BBB、穆迪Baa3、惠誉BBB - ，展望均为稳定，评级下调可能增加借款成本和影响流动性[260] - 公司当前利率风险主要与债务组合相关，2020年前九个月未发生重大变化[265] 股息相关 - 2020年9月公司支付常规季度股息为每股0.40美元[151] - 公司将普通股季度现金股息从2019年的每股0.38美元提高约5%至2020年的每股0.40美元[257] 业务项目产能变化 - Transco的Hillabee扩建项目一期2017年完成，增加产能8.18亿立方英尺/日，二期2020年5月1日投入使用，前两期共增加产能10.25亿立方英尺/日[154] - 东北供应增强项目获批增加400Mdth/d的天然气输送能力，但纽约州和新泽西州相关部门的审批被拒[179] - 东南步道项目预计增加296Mdth/d的天然气输送能力，2020年第四季度将投入使用最多230Mdth/d的产能[180] - 莱迪南项目预计增加582Mdth/d的天然气输送能力，2020年第四季度将投入使用最多125Mdth/d的产能[181][183] - 蓝茎项目将建设一条188英里的NGL管道，第三方将建设一条110英里的管道延伸段，初始产能为120Mbbls/d，预计2020年第四季度投入运营[183] 客户相关 - 2019年客户Chesapeake约占公司合并收入的6%，截至2020年9月30日，其贸易应收账款中有8800万美元与破产申请前服务有关[158] 费率相关 - 2020年3月24日FERC批准Transco费率案和解协议，6月1日生效，7月1日支付相关费率退款[170] 资本支出 - 2020年公司增长资本和投资支出预计在10亿至12亿美元之间[175] - 2020年增长资本和投资支出预计在10亿 - 12亿美元，主要用于Transco扩张和蓝茎NGL管道项目[252] 潜在风险 - 潜在风险包括COVID - 19的持续负面影响、基础设施项目的反对和法规影响、资本支出意外增加等[176][182] 各业务线服务收入及利润变化 - 2020年第三季度，传输与墨西哥湾业务的服务收入为80700万美元，2019年同期为84200万美元，同比下降4.16%；九个月服务收入为24.31亿美元，2019年同期为24.73亿美元，同比下降1.70%[222] - 2020年第三季度，传输与墨西哥湾业务的调整后息税折旧及摊销前利润（Modified EBITDA）为6.16亿美元，2019年同期为6.65亿美元，同比下降7.37%；九个月调整后息税折旧及摊销前利润为18.93亿美元，2019年同期为18.91亿美元，同比增长0.11%[222] - 2020年第三季度，东北天然气处理业务的服务收入为3.79亿美元，2019年同期为3.53亿美元，同比增长7.37%；九个月服务收入为10.91亿美元，2019年同期为9.59亿美元，同比增长13.76%[231] - 2020年第三季度，东北天然气处理业务的调整后息税折旧及摊销前利润为3.87亿美元，2019年同期为3.45亿美元，同比增长12.17%；九个月调整后息税折旧及摊销前利润为11.26亿美元，2019年同期为9.47亿美元，同比增长18.90%[231] - 2020年第三季度，西部业务的服务收入为3.11亿美元，2019年同期为3.22亿美元，同比下降3.42%；九个月服务收入为9.38亿美元，2019年同期为10.49亿美元，同比下降10.58%[240] - 2020年第三季度，西部业务的调整后息税折旧及摊销前利润为2.47亿美元，2019年同期为2.45亿美元，同比增长0.82%；九个月调整后息税折旧及摊销前利润为7.15亿美元，2019年同期为7.13亿美元，同比增长0.28%[240] 各业务线收入变化原因 - 传输与墨西哥湾业务2020年第三季度服务收入下降主要是由于海湾之星一号专属使用期结束导致递延收入摊销减少3200万美元、临时风暴相关停产导致收入减少1200万美元等[223] - 东北天然气处理业务2020年第三季度服务收入增加主要是由于东北合资企业处理、分馏、运输和集输收入增加1300万美元、尤蒂卡页岩地区集输量增加带来收入增加700万美元[232] - 西部业务2020年第三季度服务收入下降主要是由于除鹰福特页岩地区外的业务量下降导致收入减少2900万美元、其他各类收入减少1400万美元等[241] - 西部业务2020年第三季度商品利润率增加，营销利润率增加900万美元，主要是由于净商品价格有利变化；股权NGL产品利润率减少500万美元[242] - 服务收入减少主要因巴尼特页岩地区MVC协议到期、非鹰福特页岩地区业务量和费率降低等，鹰福特页岩地区和客户临时费用使收入增加[244] - 股权NGL产品利润率下降2200万美元，主要因非乙烷销售价格降低30%和销量降低14%，天然气采购减少使利润率增加2100万美元[245][246] - 营销利润率增加2100万美元，产品销售减少1.94亿美元，主要因销售价格降低，部分被销量增加抵消[247] 项目资本化成本 - 截至2020年9月30日，合并资产负债表中的物业、厂房和设备包括约2.15亿美元的东北供应增强项目资本化项目开发成本，目前未确认减值费用[190]

股息支付情况 - 2020年6月公司支付常规季度股息为每股0.40美元[159] - 公司将普通股季度现金股息从2019年的每股0.38美元提高约5%至2020年3月和6月的每股0.40美元[273] 净收入变化情况 - 2020年上半年净收入较2019年同期减少7.19亿美元，主要因权益法投资减值增加8.66亿美元、商誉减值1.87亿美元等[159] - 不利变化部分被所得税拨备有利变化2.54亿美元、某些资产减值缺失增加7600万美元等抵消[160] - 2020年第二季度净收入为3.15亿美元，较2019年的3.24亿美元略有下降；上半年净亏损2.55亿美元，而2019年上半年净收入为5.38亿美元[204] 项目产能及投入情况 - Transco的Hillabee扩建项目一期2017年完成，增加产能818Mdth/d，二期2020年5月1日投入使用，前两期共增加产能1025Mdth/d[162] - 东北供应增强项目预计增加容量400 Mdth/d，计划2021年秋季投入使用，但2020年5月未获得纽约州和新泽西州相关部门批准[189] - 东南步道项目预计增加容量296 Mdth/d，计划2020年第四季度投入230 Mdth/d的容量，其余2021年第一季度投入使用[190] - 莱迪南项目预计增加容量582 Mdth/d，最早2021年第四季度投入使用[193] - 蓝茎项目将建设188英里的NGL管道，第三方将建设110英里的管道延伸段，初始容量120 Mbbls/d，预计2021年第一季度投入使用[193] 客户应收账款情况 - 2019年客户Chesapeake占公司合并收入约6%，截至2020年6月30日，公司有9100万美元贸易应收账款来自该客户[167] 股价及股东权利协议情况 - 2020年第一季度公司普通股公开交易价格大幅下跌，董事会批准有限期股东权利协议[172] 减值情况 - 2020年第一季度公司确认1.87亿美元商誉减值，权益法投资发生9.38亿美元非暂时性减值[172] - 2020年第一季度，公司确认的股权法投资减值总计9.38亿美元，其中东北G&P部门4.05亿美元，传输与墨西哥湾部门9700万美元[195] - 2020年第一季度，公司西部部门确认与RMM和Brazos Permian II投资相关的减值4.36亿美元[196] - 19年第二季度Eagle Ford页岩气集输资产减值5900万美元，闲置集输资产减值1200万美元，2020年无此项减值[258][265] 单位非乙烷利润率情况 - 2020年前六个月单位非乙烷利润率较2019年同期约低40%，主要因单位非乙烷销售价格下降40%，部分被单位天然气原料价格下降36%抵消[175] 退款储备情况 - 截至2020年6月30日，公司为自2019年3月以来收取的提高费率提供2.84亿美元退款储备，退款于7月1日支付[180] 业务计划情况 - 公司2020年业务计划继续关注收益和现金流增长，同时改善杠杆指标和控制运营成本[182] 增长资本和投资支出情况 - 2020年增长资本和投资支出预计在10亿至12亿美元之间[185] - 2020年增长资本和投资支出预计在10亿 - 12亿美元之间[268] 折现率及EBITDA倍数情况 - 2020年第一季度，公司估计股权法投资的折现率在9.7%至13.5%之间，EBITDA倍数在5.0x至6.2x之间[195] - 2020年第一季度，公司评估西部部门投资的折现率约为17%[197] 资本化项目开发成本情况 - 截至2020年6月30日，合并资产负债表中的物业、厂房和设备包括东北供应增强项目约2.17亿美元的资本化项目开发成本[200] 各项收入及费用变化情况 - 2020年第二季度服务收入为14.46亿美元，较2019年的14.89亿美元下降4300万美元，降幅3%；上半年服务收入为29.2亿美元，较2019年的29.29亿美元下降900万美元[204] - 2020年第二季度服务收入（商品对价）为2500万美元，较2019年的5600万美元下降3100万美元，降幅55%；上半年为5300万美元，较2019年的1.2亿美元下降6700万美元，降幅56%[204] - 2020年第二季度产品销售为3.1亿美元，较2019年的4.96亿美元下降1.86亿美元，降幅38%；上半年为7.21亿美元，较2019年的10.46亿美元下降3.25亿美元，降幅31%[204] - 2020年第二季度产品成本为2.71亿美元，较2019年的4.83亿美元下降2.12亿美元，降幅44%；上半年为6.67亿美元，较2019年的10.08亿美元下降3.41亿美元，降幅34%[204] - 2020年第二季度运营和维护费用为3.2亿美元，较2019年的3.87亿美元下降6700万美元，降幅17%；上半年为6.57亿美元，较2019年的7.27亿美元下降7000万美元，降幅10%[204] - 2020年第二季度折旧和摊销费用为4.3亿美元，较2019年的4.24亿美元下降600万美元，降幅1%；上半年为8.59亿美元，较2019年的8.4亿美元下降1900万美元，降幅2%[204] - 2020年第二季度销售、一般和行政费用为1.27亿美元，较2019年的1.52亿美元下降2500万美元，降幅16%；上半年为2.4亿美元，较2019年的2.8亿美元下降4000万美元，降幅14%[204] - 2020年第二季度运营收入为6.12亿美元，较2019年的4.98亿美元有所增加；上半年为10.43亿美元，较2019年的10.59亿美元略有下降[204] - 2020年第二季度股权收益为1.08亿美元，较2019年的8700万美元增加2100万美元，增幅24%；上半年为1.3亿美元，较2019年的1.67亿美元下降3700万美元，降幅22%[204] 二季度及上半年部分业务数据情况 - 2020年二季度服务收入7.95亿美元，2019年同期为8.08亿美元；2020年上半年为16.24亿美元，2019年同期为16.31亿美元[233] - 2020年二季度商品保证金100万美元，2019年同期为700万美元；2020年上半年为400万美元，2019年同期为1500万美元[233] - 2020年二季度服务收入减少主要是由于递延收入摊销减少和Gulfstar One独家使用期结束减少3100万美元，以及Perdido和Gunflint临时停产减少2100万美元[234] - 2020年上半年服务收入减少主要是由于递延收入摊销减少和Gulfstar One独家使用期结束减少6100万美元，以及Perdido和Gunflint临时停产减少2100万美元[238] - 2020年二季度东北G&P调整后EBITDA为3.7亿美元，2019年同期为3.03亿美元；2020年上半年为7.39亿美元，2019年同期为6.02亿美元[241] - 2020年二季度东北G&P服务收入增加主要是由于东北合资企业增加2300万美元，部分被Susquehanna供应中心集输量下降减少700万美元所抵消[242] - 2020年上半年东北G&P服务收入增加主要是由于东北合资企业增加8400万美元，可报销电费增加1100万美元，Cardinal集输收入增加600万美元[246] - 2020年二季度西部调整后EBITDA为2.53亿美元，2019年同期为2.12亿美元；2020年上半年为4.68亿美元，与2019年同期持平[252] - 2020年二季度西部服务收入减少主要是由于Barnett页岩地区MVC协议到期减少3300万美元，非Eagle Ford页岩地区量价下降分别减少2200万美元和1700万美元等[253] - 2020年二季度营销保证金增加2500万美元，主要由于净商品价格有利变化；权益NGL产品保证金减少1300万美元，主要由于非乙烷销售价格下降48%和销量下降14%[254][256] - 服务收入减少主要原因包括：Barnett页岩地区MVC协议到期致递延收入摊销和MVC不足费用收入减少7200万美元；除Eagle Ford页岩地区外，因商品价格下跌和合同服务成本期到期致费率降低减少4000万美元；除Eagle Ford页岩地区外，销量降低减少3500万美元；Mid-Continent地区无有利的服务成本协议调整减少1100万美元；Eagle Ford页岩地区因MVC收入和费率提高增加5100万美元，但因生产商活动减少部分抵消；客户临时体积不足费用增加900万美元[259] - 权益NGL产品利润率减少1700万美元，其中非乙烷销售价格降低40%致减少2400万美元，非乙烷销量降低16%致减少1900万美元，天然气采购减少致增加2600万美元[260][262] - 营销利润率增加1200万美元，产品销售减少包括营销销售减少1.95亿美元，因销售价格降低，部分被销量增加抵消[263] 债务及资金情况 - 2020年上半年公司偿还约15亿美元长期债务，发行约22亿美元新长期债务，预计2020年8月提前偿还6亿美元4.125%高级无担保票据，2020年7月支付2.84亿美元费率退款[269] - 截至2020年6月30日，公司营运资金赤字1亿美元，可用流动性包括现金及现金等价物11.33亿美元和45亿美元信贷额度（扣除已使用部分后）[272] 经营活动净现金流情况 - 2020年上半年经营活动净现金流为19.3亿美元，高于2019年同期的18.44亿美元[279] 利率风险情况 - 公司当前利率风险主要与债务组合相关，2020年前六个月未发生重大变化[283]

股息相关 - 2020年3月公司支付常规季度股息为每股0.40美元[146] - 公司将普通股常规季度现金股息从2019年每季度每股0.38美元提高约5%至2020年3月的每股0.40美元[223] - 2020年第一季度普通股股息支付为4.85亿美元，2019年同期为4.6亿美元[228] 净收入相关 - 2020年第一季度净收入较2019年同期减少7.12亿美元，包括权益法投资减值增加8.64亿美元、商誉减值1.87亿美元、权益收益减少5800万美元、商品利润率降低1900万美元[146] - 上述不利变化部分被服务收入增加3400万美元、销售及管理费用降低1500万美元、非控股权益净收入有利变化7200万美元、所得税拨备减少2.73亿美元所抵消[147] - 2020年第一季度与2019年同期相比，所得税前收入（亏损）-7.74亿美元，所得税拨备（收益）-2.04亿美元，净收入（亏损）-5.7亿美元，归属于非控股股东的净收入（亏损）-5300万美元，归属于公司的净收入（亏损）-5.17亿美元[184] 股价相关 - 2020年第一季度公司普通股公开交易价格下跌40%，其中3月下跌26%[153] 减值相关 - 2020年第一季度公司确认1.87亿美元商誉减值，权益法投资发生9.38亿美元非暂时性减值[153] - 2020年第一季度，公司部分权益法投资出现非暂时性公允价值下降，确认减值总计9.38亿美元，其中东北G&P部门4.05亿美元，传输与墨西哥湾部门0.97亿美元，西部部门4.36亿美元[176][178][179] 利润率相关 - 2020年前三个月单位非乙烷利润率较2019年同期约低24%，主要因单位非乙烷销售价格下降35%，部分被单位天然气原料价格降低42%所抵消[156] 退款准备金相关 - 截至2020年3月31日，公司为自2019年3月以来多收的费率提供2.48亿美元退款准备金[160] 资本和投资支出相关 - 2020年公司增长资本和投资支出预计在11亿至13亿美元之间[165] - 2020年公司增长资本和投资支出预计在11亿 - 13亿美元之间[218] 项目产能相关 - Transco的Hillabee扩建项目一期于2017年完成，增加产能818千立方英尺/日，二期于2020年5月1日投入使用，前两期共增加产能1025千立方英尺/日[169] - 东北供应增强项目预计2021年秋季投入使用，将增加400Mdth/d的产能，目前纽约州和新泽西州相关审批待通过[170] - 东南步道项目预计2020年末投入使用，将增加296Mdth/d的产能[172] - 莱迪南项目最早2021年第四季度投入使用，预计增加582Mdth/d的产能[173] - 蓝茎项目将建设188英里的NGL管道，第三方将建设110英里的管道延伸段，初始产能120Mbbls/d，公司购买第三方20%股权，预计2021年第一季度投入使用[174] 权益法投资评估相关 - 2020年第一季度评估权益法投资公允价值时，折现率为9.7% - 13.5%，EBITDA倍数为5.0x - 6.2x，折现率每变动1个百分点，减值变动约1.97亿美元或1.21亿美元，EBITDA倍数每变动0.5x，减值变动约0.048亿美元；西部部门投资折现率约17%，折现率每变动1个百分点，减值变动约0.032亿美元或0.043亿美元[178][179] 各项收入及费用变化相关 - 2020年第一季度与2019年同期相比，服务收入14.74亿美元（+2%），服务收入 - 商品对价2800万美元（-56%），产品销售4.11亿美元（-25%），产品成本3.96亿美元（+25%），加工商品费用1300万美元（+68%），折旧和摊销费用4.29亿美元（-3%），销售、一般和行政费用1.13亿美元（+12%），商誉减值1.87亿美元，其他（收入）费用 - 净额700万美元（+84%），权益收益2200万美元（-73%），权益法投资减值9.38亿美元，其他投资收入 - 净额300万美元（+200%），利息费用2.96亿美元，其他收入（费用） - 净额400万美元（-64%）[184] - 服务收入增加主要因东北收入增加、Transco运输费收入增加，部分被MVC协议到期和递延收入摊销减少抵消[185] - 服务收入 - 商品对价减少主要因NGL处理量减少和商品价格降低[186] - 产品销售减少主要因NGL和天然气价格及销量降低，部分被营销量增加抵消[187] 各部门调整后EBITDA相关 - 2020年第一季度传输与墨西哥湾调整后EBITDA为6.62亿美元，2019年同期为6.36亿美元，主要因其他部门成本和费用有利变化及服务收入增加[201] - 2020年第一季度东北G&P调整后EBITDA为3.69亿美元，2019年同期为2.99亿美元，主要因服务收入增加、收购UEOM额外权益及权益法投资比例调整后EBITDA增加[206] - 2020年第一季度西部调整后EBITDA下降，主要因服务收入和商品利润率降低，部分被其他部门成本和费用减少抵消[211] 债务偿还及到期相关 - 2020年第一季度公司用信贷安排借款偿还15.14亿美元长期债务，2020年还有6.07亿美元长期债务到期[219] 营运资金及流动性相关 - 截至2020年3月31日，公司营运资金赤字为5.51亿美元，可用流动性为32亿美元[222] 普通股出售相关 - 2018年2月公司提交货架注册声明，8月提交招股说明书补充文件，拟出售最高10亿美元普通股[224] 信用评级相关 - 公司当前信用评级：标普全球评级BBB展望稳定，穆迪投资者服务Baa3展望稳定，惠誉评级BBB - 展望稳定[226] 权益法投资分配相关 - 公司权益法投资实体组织文件通常要求按季度向成员分配可用现金[225] 现金流相关 - 2020年第一季度经营活动净现金流为7.87亿美元，2019年同期为7.75亿美元[228] - 2020年第一季度信贷安排借款所得款项为17亿美元，2019年同期为7亿美元[228] - 2019年第一季度商业票据净所得款项为10.14亿美元，2020年同期为0[228] - 2020年第一季度长期债务支付为15.18亿美元，2019年同期为400万美元[228] - 2020年第一季度资本支出为3.06亿美元，2019年同期为4.22亿美元[228] - 2020年第一季度支付给非控股股东的股息和分配为4400万美元，2019年同期为4100万美元[228] - 2020年第一季度现金及现金等价物增加1.11亿美元，2019年同期减少1.25亿美元[228] - 2020年前三个月经营活动净现金增加主要因2020年经营收入更高[229] 债务利率风险敞口相关 - 2020年前三个月公司债务组合的利率风险敞口未发生重大变化[232]

各业务线管道系统情况 - Transco拥有并运营9800英里的天然气管道系统，2019年底系统总输送能力约17.4MMdth/d，当年完成四个扩张项目，增加超0.6MMdth/d的运输能力[31][32] - 西北管道拥有并运营约3900英里的天然气管道系统，2019年底长期运输和存储再交付协议总容量约3.9MMdth/d [36] - 公司通过子公司持有Gulfstream 50%的权益，该管道系统长745英里，运输能力为1.3Bcf/d [49] - 公司在Laurel Mountain合资企业拥有69%权益，其集气系统长2,053英里，集气能力0.7Bcf/d[59] - 阿巴拉契亚中游投资方面，公司在Bradford Supply Hub集气系统平均拥有约66%权益，在Marcellus South集气系统平均拥有约68%权益，集气管道长约1,032英里，集气能力4,623MMcf/d[61] - 公司在OPPL拥有50%权益，OPPL能运输255Mbbls/d的NGL，管道长约1,035英里[73] 各业务线存储设施情况 - Transco的地下和LNG存储设施可用天然气存储容量约198Bcf，2019年底客户存储约140Bcf [33] - 西北管道的存储设施总工作天然气存储容量为14.2MMdth [37] - 公司拥有39Mbbls/d的凝析油稳定能力、135Mbbls/d的NGL分馏设施和约970,000桶的NGL存储能力[57] 公司业务收购与投资情况 - 2019年3月公司以7.41亿美元现金收购UEOM剩余38%的权益并获得控制权[51] - 2019年6月合作伙伴投资约13.3亿美元获得东北合资企业35%的所有权权益[52] - 2017年第一季度，公司用特拉华盆地天然气集输系统50%权益置换阿巴拉契亚中游投资中Bradford Supply Hub天然气集输系统权益增加，并获得1.55亿美元现金[62] - 2017年7月公司出售威廉姆斯烯烃公司，持有路易斯安那州盖斯马尔烯烃厂88.5%的不可分割权益[77] 各业务线运营统计数据 - 2019年州际天然气管道吞吐量为5593Tbtu，2018年为5129Tbtu，2017年为4533Tbtu [47] - 东北G&P运营统计数据显示，2019年合并天然气收集量为4.24Bcf/d，非合并为4.29Bcf/d，工厂进气量为1.04Bcf/d，NGL产量为76Mbbls/d[58] - 西部运营统计数据显示，2019年合并天然气收集量为3.52Bcf/d，非合并为0.20Bcf/d，工厂进气量合并为1.48Bcf/d，非合并为0.08Bcf/d，NGL产量合并为54Mbbls/d，非合并为12Mbbls/d[71] 公司其他业务资产情况 - 公司拥有Discovery 60%的权益，其资产包括日处理量600MMcf的天然气加工厂、日处理量32Mbbls的NGL分馏厂等[48] - 公司拥有并运营的天然气处理设施中，Fort Beeler产能为0.5Bcf/d和62Mbbls/d，Oak Grove为0.4Bcf/d和50Mbbls/d，Kensington为0.6Bcf/d和68Mbbls/d，Leesville为0.2Bcf/d和18Mbbls/d，所有权权益均为65%[55] - 其他NGL运营方面，公司的凝析油稳定器处理能力约17Mbbls/d，Oak Grove脱乙烷塔处理混合NGL能力达80Mbbls/d，提取乙烷能力约40Mbbls/d，Moundsville分馏设施处理混合NGL能力约43Mbbls/d[56] - 公司在Caiman II拥有58%权益，Caiman II在Blue Racer拥有50%权益，Blue Racer的Natrium综合体低温处理能力600MMcf/d，分馏能力约134Mbbls/d，Berne综合体低温处理能力400MMcf/d[60] 公司成本与准备金情况 - 截至2019年12月31日，公司为自2019年3月以来多收的费率提供1.89亿美元退款准备金[34] - 预计2020年天然气完整性管理计划成本约为1.33亿美元[92] - 预计2020年液体完整性管理计划成本约为200万美元[93] 公司人员情况 - 截至2020年2月1日，公司有4812名全职员工[111] 公司现金来源情况 - 公司主要现金来源包括子公司的股息和预付款、投资、子公司服务付款、外部融资、资产销售和子公司部分权益销售净收益[79] 公司监管情况 - 公司天然气管道州际传输和存储活动受FERC监管，包括费率、会计和设施变更等方面[83] - 公司天然气管道受多项联邦安全法律监管，部分集输管道符合农村地区豁免规定[87][89] 公司竞争情况 - 天然气供应市场竞争激烈，公司主要与州内和州际天然气管道竞争，竞争要素包括费率、可靠性等[103][104] - 中游业务竞争加剧，公司与不同规模和财务能力的公司竞争，竞争基于声誉、商业条款等[107][108] 公司债务情况 - 公司债务组合主要为固定利率债务，可减轻利率波动影响，信贷安排和商业票据计划借款可能面临利率上升风险[428] - 2020 - 2024年及以后固定利率长期债务（含当期部分）分别为21.41亿美元、8.93亿美元、20.25亿美元、14.77亿美元、22.79亿美元、134.73亿美元，总计222.88亿美元[429] - 2020 - 2024年及以后固定利率长期债务加权平均利率分别为5.2%、5.2%、5.3%、5.4%、5.6%、5.6%[429] - 2019 - 2023年及以后固定利率长期债务（含当期部分）分别为0.47亿美元、21.38亿美元、8.90亿美元、20.21亿美元、14.73亿美元、156.85亿美元，总计222.54亿美元[429] - 2019 - 2023年及以后固定利率长期债务加权平均利率分别为5.2%、5.2%、5.2%、5.3%、5.5%、5.7%[429] - 2023年可变利率长期债务（含当期部分）为1.60亿美元，总计1.60亿美元[429] 公司市场风险与衍生品情况 - 公司面临NGLs和天然气市场价格波动及其他市场因素风险，通过维持充足流动性、使用衍生品和非衍生品能源相关合同管理风险[430] - 2019年12月31日和2018年12月31日，公司衍生品活动不重大[430]

股息支付情况 - 2019年9月公司支付常规季度股息每股0.38美元[181] - 2019年公司将普通股常规季度现金股息从每股0.34美元提高约12%至每股0.38美元[297] - 2019年前九个月，公司支付普通股股息13.82亿美元，高于2018年同期的9.74亿美元[303] 净收入变化情况 - 2019年前九个月公司净收入较2018年同期增加3.1亿美元，主要因服务收入增加3.62亿美元、非控股权益净收入减少2.69亿美元、出售Jackalope 50%权益获1.22亿美元收益等[182] 收购与出售情况 - 2019年3月公司以7.41亿美元现金收购UEOM剩余38%权益并取得控制权[184] - 2019年6月公司合作伙伴投资约13.3亿美元获得东北合资企业35%所有权，公司保留65%所有权[185] - 2019年4月公司以4.85亿美元现金出售Jackalope权益，获处置收益1.22亿美元[186] - 2019年3月公司收购UEOM剩余权益，总对价7.41亿美元[292] - 2019年6月公司出售东北合资企业35%的权益，获约13.3亿美元[292] - 2019年4月公司出售Jackalope 50%的权益，获4.85亿美元[292] 项目建设与投入使用情况 - Rivervale South to Market项目于2019年7月1日部分投入使用，9月1日全部投入使用，增加产能190 Mdth/d[187] - 公司将Oak Grove设施的入口处理能力扩大至400 MMdf/d，并新建一条从Moundsville到Harrison Hub分馏设施的NGL管道[188] - 2019年7月初Norphlet项目投入使用，公司以2亿美元购买一条54英里长、16英寸直径的管道[190] NGL单位利润率变化情况 - 2019年前九个月NGL单位利润率较2018年同期下降约51%，主要因非乙烷单位价格下降32%、天然气原料单位价格上涨约3%[192] 增长资本和投资支出情况 - 2019年公司增长资本和投资支出预计在23亿至25亿美元之间[198] - 2019年增长资本和投资支出预计在23亿 - 25亿美元之间，包括Transco扩建和基础设施开发项目[291] 项目增容情况 - 2016年2月FERC批准Transco的Hillabee扩建项目一期，2017年一期完工增容818Mdth/d，二期计划2020年二季度投运，一、二期预计共增容1025Mdth/d[207] - 2019年5月FERC批准Northeast Supply Enhancement项目，待纽约和新泽西相关部门审批，计划2020年四季度投运，预计增容400Mdth/d[208] - 2019年10月FERC批准Southeastern Trail项目，计划2020年末投运，预计增容296Mdth/d[209][210] - 2019年7月公司向FERC申请Leidy South项目，计划2022年下半年投运，预计增容582Mdth/d[211] - 2018年7月FERC批准North Seattle Lateral Upgrade项目，计划2019年四季度投运，预计增容约159Mdth/d[212] 项目资本化成本与权益情况 - 截至2019年9月30日，Constitution管道资本化项目成本约3.76亿美元，公司持有41%合并权益[215] 监管负债情况 - 2017年12月税改将企业所得税税率从35%降至21%，截至2019年9月30日，公司监管负债总计6.09亿美元[216][217] 权益法投资减值情况 - 2019年公司对权益法投资确认减值总计1.86亿美元[218] 收入变化情况（整体） - 2019年三季度与2018年同期相比，服务收入增加1.24亿美元（+9%），商品对价服务收入减少8300万美元（-69%），产品销售减少3.45亿美元（-43%）[221] - 2019年前三季度与2018年同期相比，服务收入增加3.62亿美元（+9%），商品对价服务收入减少1.58亿美元（-50%），产品销售减少5.92亿美元（-28%）[221] 所得税拨备（收益）变化情况 - 所得税拨备（收益）向好变化，主要因2018年1.05亿美元特定递延税资产估值备抵项不再存在，部分被公司较高的税前收入抵消[234][248] 其他投资收入（损失） - 净额变化情况 - 其他投资收入（损失） - 净额不利变化，主要因2019年权益法投资减值及2018年取消合并前Jackalope业务的收益不再存在，部分被2019年出售Jackalope权益法投资的收益抵消[231][246] 利息费用变化情况 - 利息费用增加，主要因与Transco的大西洋日出项目相关的融资义务增加[231][247] 东北G&P业务数据变化情况 - 2019年第三季度末三个月与2018年同期相比，东北G&P服务收入3.53亿美元增至3.84亿美元，修改后EBITDA从2.81亿美元增至3.45亿美元，主要因集输量增加和收购UEOM额外权益[252] - 2019年前九个月与2018年同期相比，东北G&P服务收入从7.07亿美元增至9.59亿美元，修改后EBITDA从7.86亿美元增至9.47亿美元，主要因集输量增加和收购UEOM额外权益，部分被2019年遣散费及相关成本抵消[252] - 2019年第三季度末三个月，东北G&P服务收入增加，包括UEOM合并增加5000万美元、萨斯奎哈纳供应中心集输收入增加2400万美元（集输量提高18%）等[253] - 2019年前九个月，东北G&P服务收入增加，包括UEOM合并增加9800万美元、萨斯奎哈纳供应中心集输收入增加8900万美元（集输量提高22%）等[257] 大西洋 - 海湾业务数据变化情况 - 2019年第三季度末三个月与2018年同期相比，大西洋 - 海湾修改后EBITDA从4.92亿美元增至5.99亿美元，主要因服务收入增加[260][261] - 2019年第三季度末三个月，大西洋 - 海湾服务收入增加，Transco天然气运输收入增加1.43亿美元，部分被2100万美元较低的集输和处理费抵消[262] - 2019年前九个月与2018年同期相比，大西洋 - 海湾调整后EBITDA因服务收入增加而上升，但被成本和费用增加部分抵消[265] - 服务收入增加3.61亿美元，主要因Transco天然气运输收入增加3.35亿美元，部分被4000万美元的集输和处理费减少抵消[266] 商品产品利润率变化情况 - 2019年第三季度末三个月，公司与权益NGL相关的商品产品利润率减少700万美元，产品销售中商品营销销售减少4400万美元[263] - 与股权NGL相关的商品产品利润率下降1200万美元，主要受NGL价格不利影响，部分被销量增加抵消[267] - 与股权NGL相关的商品产品利润率减少4400万美元，主要因销量减少3500万美元和销售价格降低2200万美元，部分被天然气采购减少1300万美元抵消[273] - 与股权NGL相关的商品产品利润率减少1.14亿美元，主要因销量减少7900万美元和销售价格降低4800万美元，部分被天然气采购减少1300万美元抵消[279] 西部业务数据变化情况 - 2019年第三季度与2018年同期相比，西部调整后EBITDA从4.12亿美元降至3.11亿美元，主要因部分资产EBITDA缺失、服务收入降低和商品利润率下降[271] - 服务收入减少，主要包括资产剥离和合并减少6200万美元、MVC协议到期减少2900万美元、费率降低减少2300万美元，部分被1700万美元的其他收入增加抵消[272] - 2019年前九个月与2018年同期相比，西部调整后EBITDA从12.14亿美元降至9.21亿美元，主要因部分资产EBITDA缺失、资产减值、商品利润率降低和服务收入减少[277] - 服务收入减少，主要包括资产剥离和合并减少2.01亿美元、MVC协议到期减少2900万美元等，部分被其他费用收入增加抵消[278] 营运资金与流动性情况 - 截至2019年9月30日，公司营运资金赤字为18.9亿美元[296] - 截至2019年9月30日，公司可用流动性为47.47亿美元，其中现金及现金等价物2.47亿美元，45亿美元信贷安排可用额度[296] 经营活动现金与资本支出情况 - 2019年前九个月，公司经营活动产生的净现金为27.02亿美元，高于2018年同期的23.31亿美元[303] - 2019年前九个月，公司资本支出为17.05亿美元，低于2018年同期的26.59亿美元[303] 公司评级情况 - 标准普尔全球评级、穆迪投资者服务和惠誉评级对公司的评级分别为BBB、Baa3和BBB - ，展望分别为稳定、稳定和正面评级观察[300]

股息支付情况 - 2019年6月公司支付常规季度股息每股0.38美元[171] - 公司将普通股常规季度现金股息从2018年每季度每股0.34美元提高约12%至2019年3月和6月的每股0.38美元[281] - 2019年上半年支付普通股股息为9.21亿美元，2018年为5.63亿美元[287] 净收入变化情况 - 2019年上半年公司净收入较2018年同期增加2.18亿美元，主要因服务收入增加2.38亿美元、非控股权益净收入减少2.19亿美元、出售Jackalope 50%权益获得1.22亿美元收益[172] - 2019年二季度净收入3.24亿美元，较2018年同期增加0.55亿美元[209] 收购与出售情况 - 2019年3月18日公司以7.4亿美元现金收购UEOM剩余38%权益[174] - 2019年6月公司合作伙伴投资约13.3亿美元获得东北合资企业35%所有权，公司保留65%所有权[175] - 2019年4月公司以4.85亿美元现金出售Jackalope权益，获得处置收益1.22亿美元[176] - 2019年3月公司用信贷安排借款和手头现金完成7.4亿美元收购UEOM剩余权益；6月出售东北合资企业35%股权获13.3亿美元；4月出售Jackalope 50%股权获4.85亿美元[276] - 2019年上半年出售合并子公司部分权益所得款项为13.3亿美元，2018年无此项收入[287] - 2019年上半年处置权益法投资所得款项为4.85亿美元，2018年无此项收入[287] 项目投入与产能情况 - 2019年7月初Norphlet项目投入使用，公司以2亿美元购买一条54英里长、16英寸直径的管道[176] - 2020年Susquehanna供应枢纽扩建项目将新增4万马力压缩设备和集输管道，使产能达到约45亿立方英尺/日[191] - 东北供应增强项目预计2020年四季度投入使用，增加产能400Mdth/d[196] - 河谷南部至市场项目预计2019年四季度全部投入使用，增加产能190Mdth/d[197] - 东南走廊项目预计2020年末投入使用，增加产能296Mdth/d[198] - 莱迪南部项目预计2022年下半年投入使用，增加产能582Mdth/d[201] - 西北管道北西雅图支线项目预计2019年四季度投入使用，增加输送能力约159Mdth/d[202] 准备金与负债情况 - 公司为费率退款提供8600万美元准备金[178] - 2017年和2019年6月30日，公司因税改建立的监管负债总计6.5亿美元[206] NGL单位利润率变化情况 - 2019年前六个月NGL单位利润率较2018年同期下降约51%，主要因非乙烷单位价格下降26%、天然气原料单位价格上涨约13%[179] 增长资本和投资支出情况 - 2019年公司增长资本和投资支出预计在23亿至25亿美元之间[184] - 2019年增长资本和投资支出预计在23亿 - 25亿美元之间，包括Transco扩建及东北G&P和西部业务的基础设施开发[275] - 2019年上半年资本支出为9.19亿美元，2018年为18.9亿美元[287] 宪法管道资本化项目情况 - 截至2019年6月30日，宪法管道资本化项目成本约3.76亿美元，公司持有41%合并权益[205] 服务收入与产品销售情况 - 2019年二季度服务收入14.89亿美元，较2018年同期增加1.49亿美元，增幅11%[209] - 2019年二季度产品销售4.96亿美元，较2018年同期减少1.61亿美元，降幅25%[209] - 2019年上半年服务收入60600万美元，2018年同期为46000万美元；产品销售2019年上半年为8400万美元，2018年同期为17300万美元[239] - 2019年第二季度服务收入4.78亿美元，上年同期5.35亿美元；上半年服务收入9.51亿美元，上年同期10.66亿美元[260] - 2019年第二季度产品销售4.34亿美元，上年同期5.6亿美元；上半年产品销售9.13亿美元，上年同期10.9亿美元[260] 东北G&P业务情况 - 东北G&P业务2019年第二季度服务收入33000万美元，2018年同期为23200万美元；2019年上半年服务收入增加主要因UEOM合并增加4800万美元、萨斯奎哈纳供应中心集输收入增加6500万美元（集输量提高24%）、尤蒂卡页岩地区集输收入增加1900万美元[239][244][245] - 东北G&P业务2019年第二季度其他细分成本和费用为1.3亿美元，2018年同期为9200万美元；2019年增加原因包括UEOM相关费用、东北合资企业部分权益出售费用、1000万美元遣散费预提等[239][243][246] 大西洋 - 海湾业务情况 - 大西洋 - 海湾业务2019年第二季度服务收入69800万美元，2018年同期为59000万美元；2019年上半年服务收入增加主要因Transco天然气运输收入增加2.18亿美元，部分被2019万美元的集输和处理费减少抵消[250][255] - 大西洋 - 海湾业务2019年第二季度其他细分成本和费用为2.25亿美元，2018年同期为1.68亿美元；增加原因包括2100万美元的权益AFUDC不利变化、1900万美元遣散费预提等[250][253] - 2019年上半年大西洋 - 海湾业务商品产品利润率中与权益NGL相关的部分减少500万美元，产品销售减少包括3000万美元商品营销销售和1800万美元系统管理天然气销售减少[256][258] 各项费用与变化原因 - 所得税拨备不利变化主要因WPZ非应税非控股权益收入分配缺失和税前收入增加[233][236] - 净收入（亏损）归属于非控股权益的有利变化主要因2018年第三季度收购WPZ公众持股权益[224][237] - 利息费用增加主要因Transco的大西洋日出项目融资义务增加[235] - 某些资产减值不利变化包括2019年第二季度鹰福特页岩集输资产减值和第一季度闲置集输资产减值，部分被2018年闲置管道减值缺失抵消[230] 商品产品利润率相关情况 - 2019年上半年商品产品利润率相关的权益NGLs减少7000万美元，主要因销量降低4000万美元和商品价格不利因素3200万美元，非乙烷和乙烷每单位平均净实现销售价格分别降低26%和19%[267] 营运资金与流动性情况 - 截至2019年6月30日，公司营运资金赤字13.61亿美元，可用流动性为53.06亿美元，包括现金及现金等价物8.06亿美元和45亿美元信贷安排额度[280] 普通股发售情况 - 2018年2月公司提交货架注册声明，8月提交招股说明书补充文件，拟发售最高10亿美元普通股[282] 信用评级情况 - 目前公司信用评级为：标普全球评级展望稳定，高级无担保债务评级和企业信用评级均为BBB；穆迪投资者服务展望稳定，高级无担保债务评级为Baa3；惠誉评级评级观察为正面，高级无担保债务评级为BBB - [284] 其他调整后EBITDA情况 - 2019年上半年其他调整后EBITDA为300万美元，上年同期亏损5500万美元，主要因2018年第二季度6600万美元闲置管道减值损失未发生，以及2018年提前偿还债务损失700万美元未发生，但部分被2019年第一季度监管资产不利变动1200万美元抵消[272] 经营活动现金情况 - 2019年上半年经营活动净现金为18.44亿美元，2018年为15.85亿美元[287] 信贷与债务款项情况 - 2019年上半年信贷安排借款所得款项为7亿美元，2018年为3.65亿美元[287] - 2019年上半年长期债务所得款项为0.2亿美元，2018年为18.14亿美元[287] - 2019年上半年支付信贷安排借款为8.6亿美元，2018年为5.1亿美元[287] 现金及现金等价物情况 - 2019年上半年现金及现金等价物增加6.38亿美元，2018年减少6.24亿美元[287] 利率风险敞口情况 - 2019年前六个月公司当前利率风险敞口主要与债务组合相关，且未发生重大变化[291]

股息相关 - 2019年3月公司支付常规季度股息为每股0.38美元，较2018年第一季度的每股0.34美元增长约12%[158] - 公司将普通股常规季度现金股息从2018年每季度每股0.34美元提高约12%至2019年3月支付的每股0.38美元 [236] - 2019年3月31日止三个月，普通股股息支付为4.6亿美元，2018年同期为2.81亿美元[241] 净收入及收入构成变化 - 2019年第一季度公司净收入较2018年同期增加4300万美元，服务收入增加8900万美元，非控股权益净收入减少9900万美元，部分被7400万美元的权益法投资减值等因素抵消[159] - 2019年第一季度服务收入为14.4亿美元，较2018年同期的13.51亿美元增加8900万美元，增幅7%[201] - 2019年第一季度商品销售收入为5.5亿美元，较2018年同期的6.36亿美元减少8600万美元，降幅14%[201] - 2019年第一季度产品成本为5.25亿美元，较2018年同期的6.13亿美元减少8800万美元，增幅14%[201] - 2019年第一季度净收入为2.14亿美元，较2018年同期的2.7亿美元减少[201] 业务收购与出售 - 2019年3月18日公司以7.4亿美元现金收购UEOM剩余38%的权益，此前持有62%[161] - 公司将UEOM和OVM业务注入新合伙企业，合作伙伴将投资约13.04亿美元获得35%所有权，公司保留65%[162] - 2019年4月公司以4.85亿美元现金出售Jackalope 50%的权益，3月31日其账面价值为3.58亿美元[163] - 2019年3月公司签署协议以2亿美元收购Norphlet管道，预计二季度完成交易[189] 业务指标变化 - 2019年前三个月NGL单位利润率较2018年同期下降约47%，非乙烷单位价格下降19%，天然气原料单位价格上涨约26%[167] 资本支出与资金安排 - 2019年公司增长资本和投资支出预计在23亿 - 25亿美元之间[172] - 2019年公司增长资本和投资支出预计在23亿 - 25亿美元之间，包括Transco扩建项目及东北G&P和西部部门的集输和处理基础设施开发 [230] - 2019年公司预计从UEOM和OVM交易中获得约13.04亿美元，4月已从出售Jackalope 50%股权获得4.85亿美元，资金用于减少债务和商业票据以及支持增长资本 [231] 项目建设与产能 - 东北G&P的俄亥俄河供应枢纽扩建项目将橡树谷设施处理能力提高至40000万立方英尺/日[178] - 东北G&P的萨斯奎哈纳供应枢纽扩建项目将新增40000马力压缩设备和集输管道，使产能达到约45亿立方英尺/日[179] - 大西洋 - 海湾的宪法管道项目公司持有41%权益，管道预计产能65万德卡瑟姆/日，但面临水质认证问题[180][181] - Gateway项目预计2020年年中投入使用，将增加65Mdth/d的产能[185] - Hillabee项目一期于2017年完成，增加818Mdth/d的产能，二期计划2020年第二季度投入使用，一、二期预计共增加1025Mdth/d的产能[186] 税改相关 - 2017年和2019年3月31日，公司因税改建立监管负债，总额达6.55亿美元[198] - 2017年12月税改将企业所得税税率从35%降至21%[198] 各部门EBITDA变化 - 2019年第一季度东北G&P部门调整后EBITDA为2.99亿美元，2018年同期为2.5亿美元，增长主要因服务收入增加，其中萨斯奎哈纳供应中心集输收入增加3300万美元，因集输量提高25% [215][216] - 2019年第一季度大西洋-海湾部门调整后EBITDA为5.6亿美元，2018年同期为4.51亿美元，增长主要因服务收入增加，其中Transco天然气运输收入增加1.08亿美元 [220][221] - 2019年第一季度西部部门调整后EBITDA为3.32亿美元，2018年同期为4.13亿美元，下降主要因2018年四季度出售四角地区资产减少2700万美元，以及服务收入降低和商品利润率降低2400万美元 [223][224] 营运资金与流动性 - 截至2019年3月31日，公司营运资金赤字为28.82亿美元，可用流动性方面，现金及现金等价物为35.27亿美元，商业票据计划可用额度为34.84亿美元 [235] 股权发售 - 2018年2月公司提交了货架注册声明，8月提交招股说明书补充文件，拟不时发售最高10亿美元的普通股 [237] 权益法投资分配 - 公司权益法投资实体的组织文件通常要求按季度向成员分配可用现金，可用现金会扣除部分运营储备 [238] 非控股权益变化 - 公司净收入（亏损）中归属于非控股权益的有利变化主要源于2018年第三季度收购WPZ合并相关的公众持股权益 [212] 信用评级 - 公司信用评级：标普全球评级展望为负面，高级无担保债务评级和企业信用评级均为BBB；穆迪投资者服务展望稳定，高级无担保债务评级为Baa3；惠誉评级展望为正面，高级无担保债务评级为BBB - [239] 现金流量变化 - 2019年3月31日止三个月，经营活动净现金为7.75亿美元，2018年同期为6.94亿美元[241] - 2019年3月31日止三个月，商业票据净收益为10.14亿美元，2018年同期无此项数据[241] - 2019年3月31日止三个月，信贷安排借款收益为7亿美元，2018年同期为2.4亿美元[241] - 2019年3月31日止三个月，建设援助捐款为1000万美元，2018年同期为1.9亿美元[241] - 2019年3月31日止三个月，长期债务收益为800万美元，2018年同期为18.08亿美元[241] - 2019年3月31日止三个月，信贷安排借款还款为8.6亿美元，2018年同期为3.1亿美元[241] - 2019年3月31日止三个月，收购业务净现金支出为7.27亿美元，2018年同期无此项数据[241] - 2019年3月31日止三个月，现金及现金等价物减少1.25亿美元，2018年同期增加3.93亿美元[241]