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]

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]