财务数据和关键指标变化 - 本季度调整后EBITDA增长1.53亿美元，增幅12%，排除冬季风暴“Uri”影响后仍增长6% [10][12] - 调整后每股收益（EPS）增长35%，反映了EBITDA增长的税后影响 [10] - 可分配现金流（AFFO）增长与EBITDA类似，本季度产生超2.5亿美元过剩现金 [10] - 股息覆盖率基于AFFO与股息之比为2.07倍，杠杆指标目标从年底约4.25倍调整至约4.20倍 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 传输与墨西哥湾业务 - 该业务资产本季度EBITDA比去年同期减少约900万美元 [13] - 新传输管道项目本季度新增2900万美元增量收入，公司固定储备容量较2020年第一季度增长5% [13][14] - 墨西哥湾收入降低，部分Transco市场费率降低，且今年比去年少一个计费日，影响传输收入600万美元 [14] 东北集输与处理（G&P）业务 - 本季度该业务贡献额外3200万美元EBITDA [15] - 东北集输总量日均增长92万立方英尺（MCF），增幅约11%，处理量增长15% [15] 西部G&P业务 - 与去年相比增长4400万美元，排除冬季风暴“Uri”带来的5500万美元净收益 [16] - 营销活动的商品利润率较2020年第一季度增加5200万美元，排除风暴带来的7400万美元收益 [16] - 合资企业利润下降，排除风暴带来的500万美元收益后，下降约800万美元 [17] - 西部业务量日均下降25万MCF，排除风暴影响后约下降18万MCF [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国本土48州天然气产量第一季度同比下降5%，而公司天然气集输量增长5% [33] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将2021年EBITDA指导范围中点提高至53亿美元，增加1亿美元，反映对基础业务实力的信心 [20] - 公司已提前实现去杠杆目标，将开始评估2022年及以后自由现金流的最佳用途 [21] - 公司达成协议以5000万美元加交易结束时的营运资金收购Sequent Energy Management和Sequent Energy Canada，增强营销能力，预计不会对当前业务组合及2021年EBITDA或资本支出指导产生重大影响 [21][24] - 第一季度项目执行进展顺利，Southeastern Trail项目1月初全面投入使用，Transco Leidy South项目进展良好，还提交了区域能源接入项目的FERC申请 [25] - 公司在墨西哥湾的4个关键项目Quail、Ballymore、Taggart和Anchor进展顺利，预计未来几年上线 [26] - 公司专注可持续运营，设定到2030年温室气体排放减少56%的近期目标，与拜登政府目标一致 [28] - 公司关注可再生天然气、太阳能等领域，目前已确定3个额外太阳能项目，共有16个太阳能项目机会，预计2023年开始运营 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司以天然气为重点的战略持续带来稳定财务结果，尽管面临恶劣天气，关键运营指标仍实现增长 [6] - 极端天气凸显了弹性和可靠能源网络的重要性，公司现有基础设施是未来清洁能源经济的关键 [7][8] - 公司对天然气前景持乐观态度，认为其在国内外追求清洁能源未来的过程中将继续发挥关键作用 [34] 其他重要信息 - 公司已收取与冬季风暴“Uri”相关的所有应收账款 [9] - 公司与怀俄明大学合作，申请该州拨款进行可行性研究，以评估在怀俄明州运营附近创建绿色氢枢纽的试点项目 [31] - 公司加入清洁氢未来联盟，成为休斯顿Greentown Labs的创始赞助商 [32] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：区域能源接入项目设计接受氢气或RNG混合意味着什么，是否有不同步骤，能否比其他管道容纳更多氢气 - 公司正在与客户探讨将可再生天然气引入管道系统，或利用客户靠近管道的太阳能设施生产氢气的机会，管道系统能容纳氢气混合，与国内现有管道系统无异 [35][36] 问题2：东北新Oak Grove处理厂扩建多久能满负荷运行，目前NGL产量与分馏能力情况，是否需增加分馏能力，能否整合Blue Racer与其他系统实现协同效应 - 处理能力目前基本已满，Harrison分馏设施也接近产能极限，预计夏季将达到满负荷，公司正考虑与Blue Racer建立交叉管道系统，该项目成本低且可能今年上线 [37][38] 问题3：若调整第一季度数据排除风暴影响，暗示未来季度数据会下降，是有因素导致还是指导较为保守 - 除冬季风暴“Uri”外，第一季度还有其他因素，如NGL利润率超出正常水平约3000万美元，以及1100万美元的MVC应计费用。排除这些因素后，数据接近指导中点，指导可能有一定保守性，但业务预测和表现依然强劲 [40][41] 问题4：收购Sequent的意义，以及在公用事业净零要求和天然气流量波动情况下，对管道合同和Sequent作用的看法 - 收购Sequent可填补公司战略空白，其团队擅长风险管理，能帮助公司管理容量和风险，整合低碳供应并推向市场，公司还可利用上游资产与Sequent合作营销天然气 [42][45] 问题5：E&P土地出售进程的时间安排是否有变化 - 公司正与Wamsutter和Haynesville的两家当地生产商进行谈判，交易形式可能是公司保留部分权益，预计未来30 - 60天完成交易 [46][47] 问题6：碳捕获是否在公司考虑范围内，当前45Q政策是否足以使项目经济可行，是否期待华盛顿出台更多支持政策 - 公司正在关注碳捕获机会，有相关资产可用于聚集碳排放并进行捕获和储存，但目前处于早期阶段，需一年多评估后才会考虑投资 [49][50] 问题7：上游资产的合资结构能否从破产重组过程中吸取经验保护公司，是否长期持有这些资产 - 公司会利用破产过程中的经验改进合同，确保自身利益，会保留权益直至合作方投入资金开发土地，之后可能将大部分所有权交给合作方，公司仅保留小部分权益 [55][57] 问题8：收购Sequent带来的能力，是专注于容量管理的团队，还是有超越公司现有能力的算法和技术 - Sequent团队擅长风险管理，通过管理基差差异、合同和资产协议服务客户，收购可使公司快速提升规模能力，利用其成熟的风险控制和会计系统 [58][60] 问题9：2022年资本分配优先考虑进一步投资费率基数、减排项目、去杠杆还是向股东返还现金 - 公司将在2022年考虑所有选项，根据投资机会、股价和股东价值决定资金用途，目前尚未确定是否进行减排项目 [64][65] 问题10：基于G&P业务活动和东北项目，是否对2022年G&P业务增长持乐观态度 - 目前情况有利，天然气和NGL价格使相关地区有较好盈利空间，若价格持续，将推动业务增长，客户的远期市场决策也会影响业务活动 [66][67] 问题11：收购Sequent是否有协同效应可减少母公司担保，能否使业绩更稳定可预测 - Sequent的担保主要是正常业务交易的月度担保，风险低，公司预计其EBITDA年平均在2000 - 3000万美元，业绩会有波动但总体稳定 [69][71] 问题12：新增太阳能项目使公司距离4亿美元目标还有多远 - 公司目前有16个太阳能项目，投资机会超2.5亿美元，目标是至少一半项目今年达到最终投资决策（FID）阶段，对实现目标有较强信心 [73][74] 问题13：东北供应增强项目在FERC申请延期，该项目是否仍在推进，如何融入公司项目组合 - 项目证书即将到期，公司按正常程序申请延期，客户未取消项目，公司目前无资本投入该项目，但认为市场对天然气有需求，随时准备服务市场 [75][78] 问题14：公司完成资本分配审查后，是否会在2022年公布相关决策或计划 - 公司将在制定2022年资本支出预算和与董事会进行战略会议时做出决策，若进行减排项目会在相关预算中体现，否则可能用于进一步去杠杆或回购股份，预计年初可明确计划 [78][79]

业绩总结 - 2021年第一季度调整后EBITDA为14.15亿美元，同比增长12%[2] - 调整后每股收益为0.35美元，同比增长35%[2] - 2021年第一季度可归属于普通股东的收入为425百万美元，相较于2020年第四季度的115百万美元增长了269%[45] - 2021年第一季度的调整后收入为429百万美元，相较于2020年第四季度的382百万美元增长了12%[48] - 2021年第一季度的净收入为负570百万美元，2020年第三季度为323百万美元，第四季度为130百万美元[53] 用户数据 - 2021年第一季度天然气收集量达到136亿立方英尺/天，合同传输能力为228亿立方英尺/天[21] - 2021年第一季度天然气需求平均为112.0 Bcf/d，相较于2020年第一季度的107.5 Bcf/d增长了2.3%[28] - 2021年第一季度的天然气需求与出口的比较显示，2021年第一季度的需求增长显著[29] 未来展望 - 2021年EBITDA指导中点提高1亿美元，预计在52亿至54亿美元之间[9] - 2021年可用资金运营（AFFO）预计在37亿至39亿美元之间[15] - 2021年股息增长率预计为2.5%（每股1.64美元）[15] - 2021年指导的净收入范围为1,385百万美元至1,585百万美元，税收准备金为490百万美元[55] 新产品和新技术研发 - Southeastern Trail项目预计在2020年第四季度至2021年第一季度投入使用，项目容量为296 MMcf/d[23] - Leidy South项目预计在2021年第四季度投入部分服务，项目容量为582 MMcf/d[23] - Gulfstream Ph. VI项目预计在2022年第四季度投入使用，项目容量为78 MMcf/d[23] - Regional Energy Access项目预计在2023年第四季度投入使用，项目容量为829 MMcf/d[23] - Williams公司在开发中的项目总投资为40亿美元，预计在2023年至2028年间完成[26] 资本支出与财务状况 - 2021年资本支出（Growth Capex）预计在10亿至12亿美元之间[15] - 2021年债务与调整后EBITDA比率预计约为4.2倍[15] - 2021年第一季度的可用资金运营为1,029百万美元，较2020年第四季度的983百万美元增长了5%[51] - 2021年第一季度的普通股股息支付为498百万美元，覆盖比率为2.07[51] - 2021年第一季度的利息支出为296百万美元，2020年第四季度为290百万美元[53] 负面信息 - 2020年第四季度的净现金提供为1,114百万美元，2021年第一季度为915百万美元，下降了18%[51] - 2021年第一季度的资产减值费用为0百万美元，较2020年第四季度的170百万美元大幅减少[45] - 2021年第一季度的员工福利政策变更带来的影响为-22百万美元，较2020年第四季度的-13百万美元有所增加[45] - 2021年第一季度的资产减值损失为938百万美元，2020年全年为1,046百万美元[53]

财务数据关键指标变化 - 2021年第一季度净收入较2020年同期增加9.43亿美元，主要因2020年第一季度无9.38亿美元权益法投资减值、无1.87亿美元商誉减值、商品利润率有利变化1.28亿美元、权益收益增加1.09亿美元、其他部门产品销售增加4900万美元[132] - 上述有利变化部分被所得税拨备不利变化3.45亿美元、运营和维护费用增加2300万美元、服务收入减少2200万美元所抵消[133] - 2021年第一季度与2020年同期相比，服务收入减少2200万美元，降幅1%；服务收入 - 商品对价增加2100万美元，增幅75%；产品销售增加7亿美元，增幅170%[146] - 2021年第一季度与2020年同期相比，产品成本减少5.36亿美元，降幅135%；加工商品费用减少800万美元，降幅62%；运营和维护费用增加2300万美元，增幅7%[146] - 2021年第一季度与2020年第一季度相比，传输与墨西哥湾地区调整后EBITDA从6.62亿美元降至6.6亿美元，东北G&P地区从3.69亿美元增至4.02亿美元，西部地区从2.15亿美元增至3.15亿美元，其他部分从700万美元增至3300万美元[153][156][158][162] - 2021年3月31日，公司营运资金赤字为10.38亿美元，可用流动性为56.26亿美元，其中现金及现金等价物为11.26亿美元，45亿美元信贷安排可用额度为45亿美元[171][172] - 2021年3月31日结束的三个月，经营活动净现金为9.15亿美元，2020年同期为7.87亿美元[180] - 2021年3月31日结束的三个月，长期债务所得款项为8.97亿美元，2020年同期为200万美元[180] - 2021年3月31日结束的三个月，信贷安排借款所得款项为0，2020年同期为17亿美元[180] - 2021年3月31日结束的三个月，支付普通股股息为4.98亿美元，2020年同期为4.85亿美元[180] - 2021年3月31日结束的三个月，资本支出为2.6亿美元，2020年同期为3.06亿美元[180] - 2021年3月31日结束的三个月，支付给非控股股东的股息和分配为5400万美元，2020年同期为4400万美元[180] - 2021年3月31日结束的三个月，购买和对权益法投资的出资为1400万美元，2020年同期为3000万美元[180] - 2021年3月31日结束的三个月，偿还长期债务为500万美元，2020年同期为15.18亿美元[180] - 2021年3月31日结束的三个月，现金及现金等价物增加9.84亿美元，2020年同期为1.11亿美元[180] - 2021年前三个月，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[183] 股息相关 - 2021年3月公司支付常规季度股息每股0.41美元[132] - 公司将普通股常规季度现金股息从2020年每股0.4美元提高约2.5%至2021年3月的每股0.41美元[173] 业务项目产能变化 - 2020年第四季度Transco的Southeastern Trail项目投入230Mdth/d的产能，2021年1月1日项目全面投入使用，共增加产能296Mdth/d[134] - 2020年第四季度Leidy South项目投入125Mdth/d的产能，预计2021年第四季度剩余项目投入使用，项目预计增加产能582Mdth/d[142] - 2021年3月Regional Energy Access项目向FERC提交申请，预计2023年第四季度投入使用，项目预计增加产能829Mdth/d[143] 业务线收入及利润率变化 - 传输与墨西哥湾地区服务收入从8.29亿美元增至8.34亿美元，产品销售从5200万美元增至6700万美元，东北G&P地区服务收入持平为3.58亿美元，产品销售从2900万美元增至3200万美元，西部地区服务收入从3.11亿美元降至2.84亿美元，产品销售从3.59亿美元增至10.46亿美元[153][156][158] - 传输与墨西哥湾地区商品利润率从300万美元增至800万美元，东北G&P地区从100万美元增至300万美元，西部地区从200万美元增至1.28亿美元[153][156][158] 公司债务相关 - 2021年第一季度公司发行9亿美元新长期债务用于偿还到期债务和一般公司用途，截至3月31日，约有21亿美元长期债务一年内到期，约211亿美元长期债务一年后到期[166][168] 公司增长资本和投资支出 - 2021年公司增长资本和投资支出预计在10亿至12亿美元之间[139] - 2021年公司增长资本和投资支出预计在10 - 12亿美元之间，主要包括Transco扩张项目等[165] 公司信用评级 - 公司信用评级方面，标普全球评级展望稳定，高级无担保债务评级为BBB；穆迪投资者服务展望积极，评级为Baa3；惠誉评级展望稳定，评级为BBB[177] 公司注册声明 - 2021年2月，公司作为知名资深发行人提交了暂搁注册声明[174] 业务部门运营评估指标 - 公司评估业务部门运营表现基于调整后EBITDA，该指标是投资者用于比较公司表现的公认财务指标[151] 公司运营结果预期 - 2021年公司运营结果预计受益于东北G&P集输和处理量增长、Transco扩建项目完成及墨西哥湾业绩提升，但会被西部业绩下降部分抵消，同时预计费用会适度增加[138]

业绩总结 - 2020年调整后的EBITDA创纪录，达到51亿美元[13] - 2020年净收入为11.6亿美元，调整后为13.1亿美元[66] - 2020年自由现金流为2.12亿美元[13] - 2020年稀释每股收益为0.95美元，调整后为1.10美元[66] - 2020年可分配现金流（DCF）为30.5亿美元，实际为33.56亿美元[66] - 2020年运营利润率较2016年提升至71%，增长幅度为18%[6] - 2020年天然气日均收集量达到132亿立方英尺[13] - 2020年天然气总需求平均为93.8亿立方英尺/天，较2019年的94.2亿立方英尺/天略有下降[19] - 2020年合同传输能力为222亿立方英尺/天[68] - 2020年股息增长率为5%，符合指导目标[66] 未来展望 - 2021年调整后的净收入预期为12亿至15亿美元[14] - 2021年调整后的EBITDA预期为50.5亿至53.5亿美元[14] - 预计到2025年将投入约30亿美元用于减少排放[64] - 预计到2030年，天然气生产将主要集中在马塞勒斯、尤蒂卡和海恩斯维尔等关键供应区域[33] - 2021年预计每股股息为1.64美元，股息覆盖率约为1.85倍[14] - 2021年净现金流量比率预期在1.78倍到1.93倍之间[141] - 2021年经营活动提供的净现金预期在37.4亿到40.4亿美元之间[141] 用户数据与市场动态 - 2021年亨利中心天然气价格较去年上涨21%[29] - 威廉姆斯公司在2020年收集的天然气量中，东北地区占据了约75%的经济气体导向储备[51] - 威廉姆斯公司在2020年收集的天然气量为4.8 Bcf/d，调整后EBITDA每Mcf为$0.52[51] - 2020年，威廉姆斯公司从费用基础收入中获得98%的毛利率[42] 新产品与技术研发 - 公司计划到2050年实现净零排放，涉及多项短期和长期解决方案[94] - 通过工作实践、志愿性泄漏检测和修复（LDAR）等措施，预计可减少甲烷排放15%以下[95] - 追求可再生天然气机会，预计可减少超过25%[95] - 为下一代技术和方法做好准备，包括碳捕集、利用和存储（CCUS）及氢气作为燃料来源，预计可减少超过25%[95] 资本支出与财务策略 - 2021年资本支出预期在50.5亿到53.5亿美元之间[141] - 2021年折旧和摊销费用预期为17.75亿美元[141] - 预计未来的资本支出、业务扩展和增长将受到市场需求和价格波动的影响[99] - 公司将根据市场条件和监管环境的变化调整其战略和计划[101]

业绩总结 - 2020年调整后的EBITDA创纪录，达到51亿美元[8] - 2020年净收入为11.6亿美元，调整后净收入为13.1亿美元[53] - 2020年自由现金流为2.12亿美元[8] - 2020年分配现金流（DCF）为30.5亿美元，实际为33.56亿美元[53] - 2020年公司实现98%的毛利率，主要来自于基于费用的收入[34] - 2021年调整后的净收入指导范围为12亿至15亿美元[10] - 2021年调整后的稀释每股收益指导范围为0.99至1.23美元[10] - 2021年可用资金运营（AFFO）指导范围为35.5亿至38.5亿美元[10] 用户数据 - 2020年天然气需求平均为每日93.8亿立方英尺，较2019年的94.2亿立方英尺略有下降[23] - 2020年天然气收集量创纪录，达到每日132亿立方英尺[8] - 2020年传输合同容量创纪录，达到每日222亿立方英尺[8] 未来展望 - 2021年预计股息增长率为每年2.5%，每股1.64美元[10] - 公司预计到2023-2024年冬季供暖季节，马塞勒斯供应将与东北天然气需求连接的管道扩展项目将提交FERC申请[37] 新产品和新技术研发 - 公司在2020年获得了582 MMcf/d的管道扩展项目的关键州和联邦许可证[37] 负面信息 - 2021年全年净收入为（1,314）百万美元[117] - 2021年全年的商誉减值为1,098百万美元[117] 其他新策略和有价值的信息 - 2020年债务与调整后EBITDA比率降至4.35倍，低于指导的4.4倍[53] - 计划到2030年实现公司范围内温室气体排放绝对减少56%[73] - 每年投资1000万美元于社区项目[60] - 管理团队中29%为女性或少数族裔[60]

纪要涉及的行业和公司 - 行业：美国中游行业、能源行业、可再生能源行业、天然气行业 - 公司：The Williams Companies, Inc.（NYSE:WMB），涉及的合作方和相关企业有Cabot、EQT、Southwestern、First Reserve、Pioneer、Oxi、Enterprise、Newmont Mining、Magellan等 纪要提到的核心观点和论据 公司业务韧性及关键驱动因素 - 核心观点：公司业务具有很强的韧性，在疫情等不利情况下仍能保持稳定并实现增长 - 论据： - 约45%-50%的业务为传输资产，如Transco、Northwest Pipeline和Gulfstream，这些系统100%有固定容量承诺，且需求高，收益稳定[5][6] - 收集业务方面，处于井口位置，有一定数量的最低体积承诺，且分布在15个不同盆地，即使个别盆地有问题，其他盆地可弥补，保证了业务稳定性[7][8] - 2019年提前进行成本控制，削减了7500万美元的工资成本，使2020年有更优化的成本结构[9] 2021年及未来业务展望 - 核心观点：2021年公司业务有增长，2022年及以后增长可能更好 - 论据： - 东北地区：生产商注重自由现金流、资产负债表改善，预计2021年稳定，EBITDA因湿气增加而增长，未来可能有更多增长[11][12] - 传输和墨西哥湾资产：2020年受飓风影响有4900万美元负面影响，2021年正常情况将恢复EBITDA；2020年底Transco的Southeastern Trails项目投入使用，今年底Leidy South项目投入使用，将带来增长[12][13] - 西部地区：2021年整体产量持平，EBITDA因部分管道业务和费率让步略有下降，但Haynesville地区有增长潜力，且Chesapeake破产带来的土地权益未来有积极影响[14][15] 资本分配优先级 - 核心观点：公司已接近实现去杠杆目标，未来资本分配有多种选择，但尚未确定 - 论据： - 目标是将资产负债率降至4.2倍，目前接近目标，预计年底或2022年第一季度实现[17] - 未来资本分配有三种选择：进一步去杠杆、回购股票、在Transco等项目上投资以增加EBITDA，但董事会对此有不同意见，需进一步讨论确定[18][19] 与生产商的合作及市场趋势 - 核心观点：生产商注重财务健康和成本控制，市场未来有增长潜力 - 论据： - 生产商关注自由现金流、成本降低、资产负债表修复和股东回报，在天然气价格未持续上涨前保持谨慎[23] - 过去两到三周天然气库存下降、LNG价格回升，预计未来LNG活动增加，2022年市场向好[23][24] - 公司的Southeastern Trails、Leidy South等项目将增加市场的外输能力，带来新的业务量[25] 极端天气影响 - 核心观点：极端天气对公司财务影响不大，甚至可能有轻微积极影响 - 论据： - 德州、路易斯安那州和俄克拉荷马州的收集系统占公司天然气总量不到20%，受影响时间短，产量下降幅度逐渐恢复，对财务影响不显著[27] - 少量的营销和交易业务因有天然气供应，可能盈利多于损失，是净收益[28] 并购策略 - 核心观点：行业整合有积极意义，公司将继续寻求并购机会 - 论据： - 低商品价格环境下，上下游整合对行业有利，公司通过并购可提高效率、创造协同效应[31] - 2019年进行东北地区的整合，去年底收购Blue Racer Midstream部分股权，未来将寻求接近自身系统的资产，引入第三方资本进行收购和合作[32][33][34] ESG战略重点 - 核心观点：公司在ESG方面有领先优势，有多种减排和发展机会 - 论据： - 以天然气为重点的战略有助于减排，公司是首个设定2050年净零排放目标和2030年目标的公司，已减少44%的排放[36][37] - 开展太阳能开发项目，有竞争力且能服务自身电力负荷；美国电力行业CO2排放减少中，天然气贡献40%，公司可通过投资减少煤炭发电排放，有巨大投资机会[37][38] - 可再生能源发展需要天然气调峰，公司的管道系统有需求；长期来看，氢气混合可能是未来发展方向[42][45] 可再生能源业务机会 - 核心观点：公司在可再生天然气和太阳能方面有投资机会 - 论据： - 已有六个可再生天然气设施连接到管道，有团队寻找更多机会，预计有2亿美元的额外投资机会，正在考虑12 - 13个新站点[47] - 太阳能投资机会约4亿美元，未来两到三年有13个活跃站点，约2.5亿美元投资，项目回报率高且能减排[48] 公司治理优势 - 核心观点：公司拥有强大多元化的董事会，对公司发展有积极作用 - 论据： - 董事会成员经验丰富、才华横溢，包括Pioneer、Oxi、Enterprise等公司的高管[51] - 12名董事独立，有强大的独立董事长，各委员会独立，在安全、ESG、多样性等方面积极推动公司发展[52] 未来三到五年的增长机会 - 核心观点：公司未来有多个领域的增长机会 - 论据： - Transco有26个项目，投资约120亿美元，涉及LNG、电力转换、工业发展等，还有减排、太阳能、可再生天然气和氢气等机会[55] - 墨西哥湾地区钻井平台利用率达94%，公司是该地区最大的天然气收集商，有潜在产能，预计有增长[56] - 通过破产程序获得土地权益，将选择合适的生产合作伙伴开发，提升中游业务价值[57] 其他重要但可能被忽略的内容 - 公司在2018年消除了MLP结构[52] - 公司预计很快被穆迪评级上调，展望为积极，评级将达到BBB - 、Baa2[20]

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，2020年底系统总输送能力约17.9MMdth/d，当年新增超0.5MMdth/d的固定运输能力[29][30] - Northwest Pipeline拥有并运营3900英里的天然气管道系统，2020年底长期固定运输和存储再交付协议的总容量预订约3.8MMdth/d[32] - 公司拥有Gulfstream 50%的权益法投资，其管道运输能力为1.3Bcf/d[40] - 东北G&P业务中，Susquehanna Supply Hub管道长度462英里，进气能力4.3Bcf/d[44] - 公司通过阿巴拉契亚中游投资运营布拉德福德供应枢纽和马塞勒斯南部集输系统，拥有约1058英里集输管道，天然气集输能力为5031 MMcf/d，平均持股分别约66%和68%[49] - 西部业务中，合并资产的集输管道里程和进气能力分别为：瓦姆萨特2265英里、0.7 Bcf/d，怀俄明州西南部1614英里、0.5 Bcf/d等；非合并资产中，落基山中游科罗拉多州200英里、0.6 Bcf/d，持股50%[53] - 2018年10月，公司出售四角地区天然气集输和处理资产，包括3742英里集输管道，进气能力1.8 Bcf/d，两个处理厂，天然气处理进气能力0.7 Bcf/d，NGL生产能力41 Mbbls/d[59] - 公司运营并持有OPPL 50%的股权，该管道可运输255 Mbbls/d的NGL，管道长度约1035英里[60] 各业务线存储设施情况 - Transco的地下和LNG存储设施总可用天然气存储容量约194MMdth，2020年底客户存储约148MMdth[31] - Northwest Pipeline的存储设施总工作天然气存储容量为14.2MMdth[33] 各业务线处理及分馏设施情况 - 公司拥有Discovery 60%的权益，其天然气处理厂进气能力为600MMcf/d，NGL分馏厂生产能力为32Mbbls/d[41] - 公司在Moundsville拥有43Mbbls/d的NGL分馏设施[45] - 公司的Oak Grove脱乙烷塔可处理多达约80Mbbls/d的混合NGL，提取多达约40Mbbls/d的乙烷[45] - 公司拥有Targa Train 7 20%的股权，该分馏列车于2020年第一季度投入使用[62] 各业务线业务量数据 - 2020年，合并报表的州际天然气管道吞吐量为15.1Tbtu/d，原油运输量为121Mbbls/d[39] - 2020 - 2018年东北G&P合并业务中，集输量分别为4.31、4.24、3.63 Bcf/d，工厂进气量分别为1.32、1.04、0.52 Bcf/d，NGL产量分别为101、76、46 Mbbls/d，NGL股权销售量分别为2、3、4 Mbbls/d[47] - 2018 - 2020年另一业务板块合并业务中，集输量分别为4.27、3.52、3.33 Bcf/d，工厂进气量分别为2.01、1.48、1.25 Bcf/d，NGL产量分别为84、54、49 Mbbls/d，NGL股权销售量分别为33、22、22 Mbbls/d[58] 公司股权交易情况 - 2019年3月18日，公司收购UEOM剩余38%的股权并取得控制权；6月将UEOM和俄亥俄河谷中游业务注入新成立的合伙企业，保留东北合资企业65%的所有权[48] - 2020年11月18日，公司支付1.57亿美元收购凯门鳄二号额外41%的股权，控制并合并该公司，将蓝赛车50%的股权作为权益法投资[51] - 2018年第三季度，公司合资企业RMM收购科罗拉多州丹佛 - 朱尔斯堡盆地业务，截至2020年12月31日，公司运营并持有其50%的股权[61] 公司管理计划成本情况 - 2021年公司燃气完整性管理计划预计成本约1.05亿美元，液体完整性管理计划预计成本约300万美元[72][73] 公司员工情况 - 截至2021年2月1日，公司有4739名全职员工，约21%为女性，超14%为不同族裔，2020年自愿离职率为4.6%[88] 公司安全指标情况 - 2019年公司安全指标近失事件与事故比率达13.98:1，目标为9:1 - 10:1；后期启动交付物指标低于1%，目标为3% - 4%[91] 公司董事会情况 - 公司董事会有12名独立董事，其中三分之一为女性[96] 行业规则情况 - 2019年10月1日，PHMSA关于陆上天然气输送管道的最终规则发布，其余规则预计2021年发布[69] - 2019年10月，PHMSA发布陆上危险液体运输管道新规则[70] 公司合规情况 - 公司企业级燃气和液体完整性管理计划符合PHMSA 2002年规则要求[72][73] - 公司业务受联邦、州、地方和部落环境法律法规约束，合规目前无重大不利影响[78][79] 公司市场竞争情况 - 天然气供应市场竞争激烈，公司在东海岸和美国西北部有竞争优势[81][83] 公司员工激励计划情况 - 公司安全和环境目标及相关指标占员工年度激励计划的10%[89] 公司长期固定利率债务情况 - 公司长期固定利率债务2021年到期金额为8.94亿美元，加权平均利率5.0%[282] - 公司长期固定利率债务2022年到期金额为20.25亿美元，加权平均利率5.1%[282] - 公司长期固定利率债务2023年到期金额为14.77亿美元，加权平均利率5.2%[282] - 公司长期固定利率债务2024年到期金额为22.80亿美元，加权平均利率5.3%[282] - 公司长期固定利率债务2025年到期金额为16.17亿美元，加权平均利率5.4%[282] - 公司长期固定利率债务2025年后到期金额为140.51亿美元，加权平均利率5.4%[282] - 截至2020年12月31日，公司长期固定利率债务总额为223.44亿美元，公允价值为270.43亿美元[282] - 截至2019年12月31日，公司长期固定利率债务2020年到期金额为21.41亿美元，加权平均利率5.2%[283] - 截至2019年12月31日，公司长期固定利率债务总额为222.88亿美元，公允价值为253.19亿美元[283] 公司商品价格风险情况 - 公司面临NGLs和天然气市场价格波动等商品价格风险，2020和2019年衍生品活动不重大[284]

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]