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美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
(标记一)
☑根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告
截至本财政年度止12月31日, 2023
或
☐根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告
对于从中国到日本的过渡期，日本政府将中国政府转变为中国政府，中国政府将中国政府转变为中国政府。
佣金文件编号1-4174
这个 威廉姆斯公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
特拉华州 73-0569878
(述明或其他司法管辖权
公司或组织)		 (美国国税局雇主
识别号码)
威廉姆斯中心一号
塔尔萨俄克拉荷马州 74172
(主要行政办公室地址) (邮政编码)
800-945-5426（800-威廉姆斯）
(注册人的电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)节登记的证券：
每个班级的标题交易代码注册的每个交易所的名称
普通股，面值1.00美元WMB纽约证券交易所
根据该法第12(G)节登记的证券：
无
I如果注册人是《证券法》第405条所定义的知名经验丰富的发行人，则通过勾选标记指定。 是 ☑*☐
如果注册人不需要根据法案的第13节或第15(D)节提交报告，请用复选标记表示。☐    不是  ☑
用复选标记表示注册人是否：(1)在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)，(1)已提交1934年《证券交易法》第13或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内一直遵守此类提交要求。是  ☑*☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是  ☑*☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器☑加速的文件管理器☐非加速文件管理器☐规模较小的新闻报道公司☐新兴成长型公司☐
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☑
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如该法第12b-2条所定义)。☐*☑
非关联公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值参考截至登记人最近完成的第二季度最后一个工作日普通股最后一次出售的价格计算，约为美元38,305,701,487.
截至2024年2月16日，注册人已发行普通股的已发行股数为 1,216,750,172.
以引用方式并入的文件
注册人为将于2024年4月30日举行的注册人年度股东大会提交的授权委托声明的部分内容已纳入第三部分，具体规定见第三部分。


威廉姆斯公司
表格10-K

目录

 页面
第I部分
第1项。
业务
5
一般信息
5
服务资产、客户和合同
6
业务细分
9
输电和墨西哥湾
10
东北G & P
14
西
17
天然气和液化天然气营销服务
18
其他
19
监管事项
20
环境问题
23
竞争
23
人力资本资源
24
网站访问报告和其他信息
26
项目1A.
风险因素
27
项目1B。
未解决的员工意见
42
项目1C。
网络安全
42
第二项。
属性
43
第三项。
法律诉讼
43
第四项。
煤矿安全信息披露
44
关于我们的执行官员的信息
45
第II部
第5项。
注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券
47
第7项。
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
49
项目7A。
关于市场风险的定量和定性披露
74
第8项。
财务报表和补充数据
77
独立注册会计师事务所报告
77
综合损益表
79
综合全面收益表(损益表)
80
合并资产负债表
81
综合权益变动表
82
合并现金流量表
83
1


第二部分（续）
合并财务报表附注
84
注1 -概述、业务描述、呈列基础和重要会计政策摘要
84
注2 -可变利益实体
97
注3 -收购和资产剥离
98
注4 -关联方交易
107
附注5-收入确认
108
注6 -所得税拨备（福利）
111
注7 -员工福利计划
115
注8 -投资活动
113
注9 -财产、工厂和设备
121
注10 -善意和其他无形资产
122
注11 -应计及其他流动负债
124
注12 -债务和银行安排
125
附注13-租契
129
注14 -基于股权的薪酬
129
注15 -公允价值计量、担保和信用风险集中
130
注16 -大宗商品衍生品
134
注17 -或有事项和承诺
136
注18 -分部披露
140
附注19--后续活动
144
附表二-估值及合资格账目
145
第9项。
会计与财务信息披露的变更与分歧
146
项目9A。
控制和程序
146
项目9B。
其他信息
150
项目9C。
关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
150
第III部
第10项。
董事、高管与公司治理
150
第11项。
高管薪酬
150
第12项。
某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项
150
第13项。
某些关系和相关交易，以及董事的独立性
151
第14项。
首席会计师费用及服务
151
第IV部
第15项。
展品和财务报表附表
152
第16项。
表格10-K摘要
160

2


定义
以下列出了本年度报告中可能使用的某些缩写、首字母缩略词和其他行业术语。
测量结果:
桶或BBL：一桶石油产品相当于42加仑
MBbls/d：每天一千桶
Bcf：十亿立方英尺天然气
Bcf/d：每天10亿立方英尺天然气
MMCF/d：每天100万立方英尺天然气
英国热量单位（Btu）：将一磅水的温度提高一华氏度所需的能量单位
MMBtu： 百万英制热量单位
Dekatherms（Dth）：能量单位等于一百万英热单位
中期/天：每天1000个德卡瑟姆
MMdth：一百万德克瑟姆或大约一万亿英热单位
MMdth/d：每天100万个德卡瑟姆
政府和监管部门：
EPA： 环境保护局
《交易法》，即： 经修订的1934年证券交易法
FERC： 联邦能源管理委员会
国税局： 美国国税局
SEC： 美国证券交易委员会
证券法，： 经修订的1933年证券法
其他:
注： 数字注释的引用是指我们的合并财务报表注释.
EBITDA： 扣除利息、税项、折旧和摊销前的收益
分馏：将天然气液体混合物流分离为组成产品（例如乙烷、丙烷和丙烷）的过程
公认会计原则：美国普遍接受的会计原则
液化天然气： 液化天然气;在低温下液化的天然气
MVP：最低数量承诺
NGL： 天然气液体;液化天然气源自天然气加工和原油精炼，用作石化原料、取暖燃料和汽油添加剂等应用
NGL边距：NGL收入减去Btu重置成本、工厂燃料、运输和分馏
阿巴拉契亚中游投资公司：我们的权益法投资在马塞卢斯页岩地区的多个天然气收集系统中拥有大约66%的平均权益。
3

收购DJ盆地： 2023年11月30日，我们完成了对Cureton Front Range LLC(Cureton)100%股权的收购(Cureton收购)，并完成了对Rocky Mountain Midstream Holdings LLC(RMM)剩余50%权益的收购(RMM收购)，这两家公司都在丹佛-朱利斯堡(DJ)盆地经营中游资产。
墨西哥湾存储收购：2024年1月3日，我们完成了对Hartree Cardinal Gas，LLC和Hartree Natural Gas Storage，LLC的100%收购，这两家公司在路易斯安那州和密西西比州拥有天然气储存设施和管道。
Sequent收购：2021年7月1日，收购Sequent Energy Management，L.P.和Sequent Energy Canada，Corp.的100%股份。
跟踪采集：2022年4月29日，我们收购了Gemini Arklatex，LLC的100%股份，通过该交易，我们收购了海恩斯维尔页岩地区的天然气收集和相关资产。
NorTex资产购买：2022年8月31日，从NorTex Midstream Holdings，LLC购买了德克萨斯州北部的一组资产，主要是天然气储存设施和管道。
收购芒廷韦斯特：2023年2月14日，收购了Mountain West管道控股公司(Mountain West)的100%股份，其中包括FERC监管的州际天然气管道系统和天然气储存能力。

本年度报告中非历史信息的陈述，包括有关未来经营的计划和管理目标、经济表现或相关假设的陈述，均为前瞻性陈述。前瞻性陈述可以通过各种形式的词语来识别，如“预期”、“相信”、“寻求”、“可能”、“应该”、“继续”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“可能”、“目标”、“计划”、“潜在”、“项目”、“预定的”、“将会，“假定”、“指导”、“展望”、“服务日期”或其他类似的表述以及其他含义相似的词语和术语。尽管我们相信我们对未来事件的预期是基于合理的假设，但我们不能保证这些预期或假设将会实现。有关前瞻性陈述的其他信息以及可能导致实际结果与前瞻性陈述中的结果大不相同的重要因素在本年度报告第一部分第1A项下描述。

4

第一部分

第1项。 业务
在本报告中，Williams(包括Williams Companies，Inc.，除非上下文另有说明，还包括我们的所有子公司)有时被第一人称称为“我们”、“我们”或“我们的”。我们有时也把威廉姆斯称为“公司”。
一般信息
我们是一家致力于在提供安全输送天然气产品的基础设施方面处于领先地位的能源公司，以可靠地为清洁能源经济提供燃料。我们在12个供应区开展业务，为700多家客户提供天然气收集、加工和传输服务、NGL分馏、运输和储存服务，以及营销服务。我们在24个州拥有超过33,000英里长的管道、35个天然气处理设施、9个天然气分馏设施、大约2,500万桶天然气存储能力和405.4 Bcf天然气存储能力，并提供每天用于清洁发电、供暖和工业用途的天然气。
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我们成立于1908年，最初是根据1949年内华达州的法律成立的，1987年根据特拉华州的法律重新组建为公司。我们的普通股在纽约证券交易所交易，代码为“WMB”。我们的业务位于美国。威廉姆斯的总部设在俄克拉何马州的塔尔萨，在德克萨斯州的休斯顿和宾夕法尼亚州的匹兹堡设有其他主要办事处。我们的电话号码是800-945-5426(800-Williams)。




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服务资产、客户和合同
我们业务的主要变数将继续是：
•阻碍我们的扩张努力，包括拖延或拒绝必要的许可以及反对碳氢化合物能源开发；
•生产商钻探活动影响天然气供应，支持我们的采集和加工量；
•通过继续提供可靠的服务来留住和吸引客户；
•与已建成或正在建设的更多基础设施相关的收入增长；
•影响我们以商品为基础的活动的价格；
•我们的服务领域有纪律的增长。
州际天然气管道资产
我们的州际天然气管道在我们的输电和墨西哥湾部分的“业务部分”中介绍，受到FERC的监管，因此，我们在州际商业中运输天然气的费率和费用也受到监管。费率主要是通过FERC的费率制定过程确定的，但我们也可以根据我们的关税和FERC政策的条款与客户谈判费率。
我们的州际天然气管道为各种各样的客户运输和储存天然气，包括当地天然气分销公司、公用事业公司、市政当局、直接工业用户、发电厂以及天然气营销商和生产商。我们大部分的州际天然气输送业务都是完全
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根据与高信用质量客户的长期公司预订合同签订合同。这些合同的到期日各不相同，占我们受监管业务的主要部分。此外，我们还根据短期协议提供仓储服务和可中断运输服务。2023年，我们州际天然气管道的十大客户约占我们受监管的州际天然气运输和储存收入的47%。
收集、处理和处理资产
我们的收集、加工和处理业务在我们的传输和墨西哥湾、东北G&P和西部报告部门中介绍，如标题“业务部门”下所述。
我们的收集系统从生产商的原油和天然气井接收天然气，并将这些容量收集到天然气加工、处理或再输送设施。通常情况下，天然气的原始形式不适合在主要的州际天然气管道中运输，也不能作为商业燃料使用。我们的处理设施去除水蒸气、二氧化碳和其他污染物，并收集冷凝液。我们一般是根据 收集和/或处理的天然气，通常以Btu热值计量。

此外，天然气中含有不同数量的NGL，从天然气流中分离出来后，NGL的价值通常会更高。我们的加工厂提取NGL，其中包括主要用于石化行业的乙烷；用于取暖、燃料和石化行业的丙烷；以及主要用于炼油行业的正丁烷、异丁烷和天然汽油。
我们的天然气加工服务收入主要来自以下类型的合同：
•收费：我们的费用是根据天然气加工量支付的，通常以Btu热值衡量。我们收费加工收入的一部分包括所生产的NGL的部分利润率。在截至2023年12月31日的一年中，我们约90%的NGL产量是根据收费合同进行的。
•基于非现金商品的：我们还根据两种基于商品的合同加工天然气，保持完整和液体百分比，在这些合同中，我们以NGL的形式获得对我们服务的考虑。为了保持完整的安排，我们可以用购买的天然气替换保留的NGL中的Btu含量，也称为收缩替换气体。对于液体百分比的安排，我们提供一个商定的百分比的提取的NGL，并保留其余的。保留的NGL被称为我们的股权NGL生产。每单位NGL利润率是根据我们自己在加工厂的权益销量计算的。在截至2023年12月31日的一年中，我们约10%的NGL产量是基于非现金大宗商品的合同。
一般来说，我们的采集和加工协议是长期协议，期限从按月到生产租赁期不等。某些合同包括服务成本机制，这些机制旨在支持投资资本的回报，并允许我们的收集率在某些情况下根据特定的上限进行调整，以考虑到数量的变化、资本支出、商品价格波动、压缩和其他费用。我们还与MVC签订了某些天然气收集和加工协议，根据该协议，客户有义务根据实际收集和加工的数量与MVC之间的任何差额支付合同规定的费用。
对天然气收集和加工服务的需求取决于生产商的钻探活动，而钻探活动受到经济实力、大宗商品价格以及由此产生的制造业和工业公司和消费者对天然气的需求的影响。我们的采集、加工和加工企业对原油价格没有直接的敞口。我们的陆上天然气收集和加工业务主要专注于天然气导向的钻井盆地，而不是原油，服务的盆地和客户种类繁多。原油钻探的减少预计将导致伴生天然气产量减少，这可能会推动对我们所服务的天然气导向盆地生产的天然气的更多需求。
2023年，我们的设施为大约230个客户收集和加工天然气和原油。我们的前十大客户约占我们采集和处理费用收入和NGL的70%
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我们基于非现金商品协议的利润率。我们相信，我们收集和加工业务中的交易对手信用担忧因我们服务的实体性质而显著缓解，我们在井口聚集，因此对生产商将产品推向市场的能力至关重要。
天然气和天然气营销
我们的天然气和天然气营销服务主要体现在天然气和天然气营销服务部门。我们向能源和石化行业的广泛用户销售天然气和天然气产品。2023年，我们最大的三个天然气营销客户约占我们天然气营销总销售额的10%，我们三个最大的NGL营销客户约占我们NGL营销销售额的43%。
我们的天然气营销业务销售天然气，并为各种天然气和电力公用事业、市政当局、发电厂和生产商提供天然气资产管理和批发营销、交易、储存和运输，包括我们自己的上游物业。此外，我们的天然气营销业务通过我们自己具有战略地位的资产的运输和储存协议，将天然气运往市场并进行优化。我们的天然气和NGL营销服务为客户提供了多样化的供应来源和各种天然气需求市场，包括东南部和墨西哥湾沿岸地区，这是美国天然气需求增长最快的地区。
当购买和运输天然气的当前市场价格加上储存和融资天然气的成本低于未来可以收到的估计远期市场价格时，我们购买天然气用于储存，导致产品净销售额为正。基于大宗商品的交易所交易期货合约和场外交易(OTC)合约用于以该未来价格出售天然气，以实质上保护天然气收入，这些收入最终将在出售储存的天然气时实现。此外，我们进行交易，以确保交货点之间的运输能力，以服务于我们的客户和不同的市场。基于大宗商品的交易所交易期货合约和场外交易合约被用来捕捉产能服务地点之间的价差或价差，以实质上保护天然气收入，当天然气在接收点和交货点之间发生实物流动时，最终将实现天然气收入。
与资产管理协议相关的按月需求费用和与资产管理协议相关的存储和运输能力所产生的费用基本上由我们的客户间接报销。由于我们是代理商，我们的天然气营销收入是扣除这些活动的相关成本后列报的。此外，我们所有的天然气营销衍生产品活动都符合交易目的，这需要在我们的综合收益表中进行净列报。在2022年我们的历史天然气营销业务与被收购的Sequent天然气营销业务整合之前，我们历史业务的天然气营销收入和成本是以毛为基础报告的。在2022年整合之后，整个天然气营销组合被视为出于交易目的持有，因此相关收入在2022年扣除这些活动的相关成本后列报。
我们的NGL营销业务运输和营销我们加工厂生产的权益NGL、我们上游物业生产的NGL，以及代表第三方NGL生产商的NGL，包括我们的一些收费加工客户，以及我们某些股权方法投资拥有的NGL数量。NGL营销业务承担着这些NGL数量在运输到最终销售交货点时价格变化的风险。为了履行销售合同义务，我们可以在现货市场购买产品转售。
我们面临着大宗商品价格风险。为了管理这种波动性，我们在营销和交易活动中使用各种合同，这些合同通常符合衍生品的定义。我们买入与大宗商品相关的衍生品，以对冲对天然气和NGL的风险敞口，并保留对价格变化的风险敞口，在动荡的能源市场中，价格变化可能是实质性的，并可能对我们的运营业绩产生不利影响。
我们经历了因衍生工具所需的公允价值会计而产生的重大收益波动，这些衍生工具用于对冲基础运输和储存投资组合的部分经济价值以及上游相关生产。然而，未实现的公允价值计量损益通常由
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标的生产或运输和储存合同的经济价值的估值变化，直到标的交易发生时才确认。
原油运输和生产搬运资产
我们的原油运输业务主要在我们的输油和墨西哥湾分部“业务部门”中介绍，收入主要来自固定月费、适用于产量的合同固定或可变费用以及建设援助(CIAC)安排的贡献。一般而言，与生产处理和出口收入有关的固定月费是按生产单位确认的，使用合同规定的最高日产量或预期剩余产量。CIAC安排以生产单位为单位确认，利用预期剩余产量。我们的原油运输业务主要是由具有长周期前景的主要产油国支持的。
独立的、基于市场的天然气储存资产
我们独立的、以市场为基础的天然气存储资产在我们的输电和墨西哥湾部门中列示，如标题“业务部门”下所述，其中包括我们于2022年8月收购的NorTex资产和2024年1月收购的墨西哥湾沿岸存储资产。根据《天然气法》或《天然气政策法》第311条，这些天然气储存资产在联邦能源管制委员会管辖的州际商业中提供天然气储存服务。我们被授权对这些天然气储存资产提供的所有服务收取基于市场的费率。
我们为各种各样的客户储存天然气，包括当地天然气分销公司、公用事业公司、市政当局、直接工业用户、发电厂以及天然气营销商和生产商。大多数这些天然气储存业务都是根据与高信用质量客户签订的长期公司预留合同完全签约的。这些合同的到期日各不相同，占实体业务的主要部分。此外，我们还根据短期协议提供仓储服务和可中断运输服务。2023年，该业务的三大客户约占其总运营收入的32%。
业务细分
与我们的首席运营决策者评估业绩和分配资源的方式一致，我们的业务在本年度报告的第一部分中进行、管理和展示，包括以下可报告的部分：传输和墨西哥湾、东北G&P、西部和天然气和NGL营销服务。所有剩余的业务活动，包括我们的上游业务和公司活动，都包括在其他。
我们的可报告部门包括以下业务活动：
•传输和墨西哥湾公司由我们的州际天然气管道、横贯大陆天然气管道公司、西北管道有限责任公司(Transco)、西北管道有限责任公司(Northwest Pipeline LLC)和Mountain West管道控股公司(Mountain West)及其相关的天然气储存设施、天然气收集和加工以及原油生产处理和运输资产组成，其中包括在墨西哥湾沿岸地区的天然气收集和加工以及原油生产处理和运输资产，其中包括Gulfstar One LLC(Gulfstar One)51%的权益，湾流天然气系统L.L.C.(Gulfstream)50%的股权投资，以及Discovery Producer Services LLC(Discovery)60%的股权投资。传输和墨西哥湾还包括在德克萨斯州北部、路易斯安那州和密西西比州提供服务的天然气储存设施和管道。
•东北G&P由我们主要在宾夕法尼亚州和纽约的马塞卢斯页岩地区以及俄亥俄州东部的尤蒂卡页岩地区的中游收集、加工和分离业务组成，以及我们在西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州运营的俄亥俄谷中游有限责任公司(东北合资公司)65%的权益，在俄亥俄州运营的Cardinal Gas Services L.L.C.(Cardinal)66%的权益，在Laurel Mountain Midstream，LLC(Laurel Mountain)的69%股权投资，蓝色赛车中流有限责任公司(Blue Racer)50%的股权投资，
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以及我们的权益法投资，在马塞卢斯页岩地区的多个天然气收集系统中拥有约66%的平均权益(阿巴拉契亚中游投资公司)。
•West由我们在科罗拉多州和怀俄明州落基山地区、得克萨斯州中北部巴尼特页岩区、得克萨斯州南部鹰福特页岩区、得克萨斯州东部和路易斯安那州西北部的海恩斯维尔页岩区、包括阿纳达科和二叠纪盆地的中大陆地区以及包括RMM在内的科罗拉多州DJ盆地的天然气收集、加工和处理业务组成，RMM以前是一种股权法投资，我们于2023年11月获得了剩余的所有权权益。这部分还包括我们的NGL存储设施，在堪萨斯州康威附近的一个NGL分馏塔中拥有50%的完整权益，在Overland Pass管道公司(Oppl)拥有50%的股权，在Targa Train 7 LLC(Targa Train 7)拥有20%的股权，在Braos Permian II，LLC(Braos Permian II)拥有15%的股权。
•天然气和天然气营销服务由我们的天然气和天然气营销和交易业务组成，其中包括风险管理以及与天然气和天然气在具有战略定位的资产上的储存和运输相关的交易。
以下是我们每个可报告细分市场的详细讨论。关于我们正在进行的扩展项目的讨论，见第二部分，项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。
输电和墨西哥湾
州际天然气管道资产
Transco
Transco是一家州际天然气输送公司，拥有并运营约9700英里的天然气管道系统，该系统由FERC监管，从德克萨斯州、路易斯安那州、密西西比州和墨西哥湾经阿拉巴马州、佐治亚州、南卡罗来纳州、北卡罗来纳州、弗吉尼亚州、马里兰州、特拉华州、宾夕法尼亚州和新泽西州延伸到纽约市大都市区。该系统为德克萨斯州和12个东南和大西洋沿岸州的客户提供服务，包括佐治亚州、北卡罗来纳州、华盛顿特区、马里兰州、纽约州、新泽西州和宾夕法尼亚州的主要大都市区。
截至2023年12月31日，Transco的系统设计能力总计约为19.1Mdth/d。Transco的系统包括59个压缩机站、四个地下储气场和一个液化天然气储存设施。海平面额定容量的压缩设施总功率约为250万马力。
Transco在其管道系统或市场区域或附近的四个地下储气田拥有天然气储存能力，并运营其中两个储气田。在2023年期间，Transco开始了区域能源通道扩建项目的部分早期服务，该项目为其管道增加了约0.5Mdth/d的稳固运输能力。此外，Transco通过将某些可中断的运输支线能力转换为固定运输能力，增加了近0.1MMdth/d的固定运输能力。Transco在其拥有和运营的一个液化天然气储存设施中也有储存能力。Transco及其客户可在该等地下储气田及液化天然气储存设施及透过储存服务合约获得的总可用储气量约为188 Bcf天然气。截至2023年12月31日，Transco的客户在其设施中储存了约142 Bcf天然气。存储容量允许我们的客户在夏季和非高峰期间向存储中注入天然气，以便在冬季需求高峰期交付。
西北管道
西北管道是一家州际天然气输送公司，拥有并运营一条约3900英里长的天然气管道系统，该系统由FERC监管，从新墨西哥州西北部的圣胡安盆地和科罗拉多州西南部延伸至科罗拉多州、犹他州、怀俄明州、爱达荷州、俄勒冈州和华盛顿州苏马斯附近的加拿大边境上的一点。西北管道提供服务
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在华盛顿州、俄勒冈州、爱达荷州、怀俄明州、内华达州、犹他州、科罗拉多州、新墨西哥州、加利福尼亚州和亚利桑那州的市场，直接或间接通过与其他管道的互连。
截至2023年12月31日，西北管道系统的设计能力总计约为3.8MMdth/d。西北管道系统包括42个输电压缩机站，总海平面额定能力约为476,000马力。
西北管道拥有华盛顿杰克逊草原地下存储设施三分之一的不可分割权益。西北管道还在华盛顿拥有并运营一家液化天然气储存设施。这些存储设施的总工作天然气存储容量约为10.4bcf，主要用于第三方天然气。这些天然气储存设施使西北管道能够平衡日常收发量，并为客户提供储存服务。
收购芒廷韦斯特
2023年2月14日，我们完成了对Mountain West管道控股公司100%的收购。Mountain West是一家州际天然气输送公司，拥有并运营一条约2,000英里长的天然气管道系统，该系统由FERC监管。该系统包括Mountain West管道有限责任公司；Mountain West逆冲管道有限责任公司；White River Hub有限责任公司50%的股权；以及56Bcf的天然气储存能力，包括犹他州的Clay盆地地下储气库。西部山区位于落基山脉，靠近六个产区，包括怀俄明州的大格林河盆地、犹他州的尤塔盆地和科罗拉多州的皮肯斯盆地。截至2023年12月31日，Mountain West的系统设计能力总计为8.0 MMdth/d。
独立的天然气储存资产
墨西哥湾沿岸存储设备收购
2024年1月3日，我们完成了对约230英里长的天然气输送管道和6个地下储存设施的战略投资组合的收购，这些设施的容量约为115Bcf，横跨路易斯安那州和密西西比州，并可直接进入液化天然气出口设施和州际管道。这些资产扩大了我们在墨西哥湾沿岸地区的天然气储存足迹。
德克萨斯州北部资产(NorTex)
2022年8月31日，我们从NorTex Midstream Holdings，LLC手中购买了德克萨斯州北部的一组资产。NorTex的资产包括大约80英里的天然气输送管道和达拉斯-沃斯堡市场上36Bcf的天然气储存。除了为德克萨斯州北部的发电厂提供天然气供应外，这些资产还为二叠纪天然气提供储存服务，以满足墨西哥湾沿岸日益增长的液化天然气需求。
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天然气收集、运输、加工和处理资产
下表汇总了该部门的重要运营资产：
海上天然气管道
位置管道里程进水口容量(bcf/d)所有权权益补给盆地
综合：
峡谷酋长，包括盲目信仰和湾星扩展墨西哥湾深水湾1560.5100%墨西哥湾东部
Norphlet墨西哥湾深水湾580.3100%墨西哥湾东部
其他东海湾近海大陆架和其他460.2100%墨西哥湾东部
海鹰墨西哥湾深水湾1150.4100%墨西哥湾西部
北佩尔迪多墨西哥湾深水湾1050.3100%墨西哥湾西部
其他西海湾近海大陆架和其他650.3100%墨西哥湾西部
非合并：（1）
发现
墨西哥湾中部5940.660%墨西哥湾中部
天然气处理设施
位置进水口容量(bcf/d)NGL产能（Mbbls/d）所有权权益补给盆地
综合：
Markham
德克萨斯州马卡姆0.545100%墨西哥湾西部
莫比尔湾
阿拉巴马州科登0.735100%墨西哥湾东部
诺特克斯杰克公司，TX0.113100%巴奈特页岩
非合并：（1）
发现洛杉矶拉罗斯0.63560%墨西哥湾中部
_____________
(1)包括与我们运营的股票法投资Discovery相关的100%统计数据。
原油运输和生产装卸资产
除了我们的天然气资产外，我们还拥有和运营四条深水原油管道以及为墨西哥湾深水提供服务的生产平台。我们的海上浮动生产平台为深水生产商提供集中服务，例如压缩、分离、生产处理、脱水和管道着陆。
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下表总结了该分部的重要原油运输管道和生产装卸平台：
原油管道
管道里程容量（Mbbls/d）所有权权益补给盆地
综合：
登山者，包括Blind Faith和Gulfstar扩展
155150100%墨西哥湾东部
班卓琴
5790100%墨西哥湾西部
高山
9685100%墨西哥湾西部
北佩尔迪多
74150100%墨西哥湾西部
生产处理平台
气体入口容量（MMcf/d）原油/天然气处理能力(Mbbls/d)所有权权益补给盆地
综合：
魔鬼塔
11060100%墨西哥湾东部
湾星I FPS(1)
1728051%墨西哥湾东部
非合并：(2)
发现
751060%墨西哥湾中部
__________
(1)统计数据反映了我们在Gulfstar One浮式生产系统(FPS)51%的权益中100%的资产。
(2)包括与我们运营的股票法投资Discovery相关的100%统计数据。
某些权益法投资
湾流
湾流是一条745英里长的州际天然气管道系统，从阿拉巴马州的莫比尔湾区延伸到佛罗里达州的市场，每天的输送能力为1.4Bcf。我们拥有湾流50%的股权投资。我们与另外50%的所有者分担湾流的运营责任。
发现
我们运营并拥有发现号设施60%的权益。Discovery的资产包括路易斯安那州拉罗塞附近的600MMcf/d低温天然气加工厂、路易斯安那州帕拉迪斯附近的35Mbbls/d天然气分馏塔工厂，以及墨西哥湾594英里的海上天然气收集和运输系统。Discovery的主线集输能力为600MMcf/d。Discovery的资产还包括一个原油生产处理平台，其处理能力为10Mbbls/d，天然气处理和分离能力为75MMcf/d。
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传输和墨西哥湾运行统计数据
202320222021
(年平均金额)
综合：
州际天然气管道吞吐量(MMdth/d)(1)(2)
20.4 16.9 16.2 
正在收集卷(bcf/d)0.26 0.29 0.28 
工厂进口天然气容量(Bcf/d)0.44 0.47 0.45 
天然气产量(Mbbls/d)27 28 29 
NGL股权销售(Mbbls/d)6 6 6 
原油运输(Mbbls/d)123 119 134 
非合并：(3)
州际天然气管道吞吐量(MMdth/d)(1)
1.2 1.3 1.2 
正在收集卷(bcf/d)0.34 0.40 0.35 
工厂进口天然气容量(Bcf/d)0.34 0.40 0.35 
天然气产量(Mbbls/d)27 28 27 
NGL股权销售(Mbbls/d)7 8 8 
_____________
(1)以一万亿英制热量单位换算为MMdth=一百万分瑟姆。
(2)包括在2023年2月14日收购Mountain West后收购的天然气传输资产的数量，包括与运营的股权方法投资White River Hub，LLC相关的100%数量。此外，收购资产的金额是在所拥有的期间内平均计算的，而不是按全年计算。
(3)包括100%与我们运营的股权方法投资湾流和发现相关的交易量。

东北宝洁
天然气收集、加工和处理资产
这部分业务包括我们在宾夕法尼亚州、西弗吉尼亚州、纽约州和俄亥俄州马塞卢斯和尤蒂卡页岩地区的天然气收集、压缩、加工和NGL分馏业务。

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下表汇总了该部门的重要运营资产：
 天然气收集资产
 位置管道里程进水口容量(bcf/d)所有权权益补给盆地
综合：
俄亥俄谷中游（1）俄亥俄州、西弗吉尼亚州和宾夕法尼亚州2160.865%阿巴拉契亚
尤蒂卡东俄亥俄中游（1）（2）俄亥俄州530.665%阿巴拉契亚
萨斯奎汉纳供应中心宾夕法尼亚州和纽约5044.6100%阿巴拉契亚
红衣主教（1）俄亥俄州4290.766%阿巴拉契亚
弗林特俄亥俄州1000.5100%阿巴拉契亚
非合并：(3)
布拉德福德供应中心宾夕法尼亚州7534.466%阿巴拉契亚
南马塞勒斯宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州2961.368%阿巴拉契亚
月桂山宾夕法尼亚州1,1470.969%阿巴拉契亚
蓝色赛车手俄亥俄州和西弗吉尼亚州6162.050%阿巴拉契亚
 天然气处理设施
 位置进水口容量(bcf/d)NGL产能（Mbbls/d）所有权权益补给盆地
合并：（1）
比勒堡马歇尔公司，WV0.56265%阿巴拉契亚
橡树林马歇尔公司，WV0.67565%阿巴拉契亚
肯辛顿哥伦比亚公司，哦0.66865%阿巴拉契亚
利斯维尔卡罗尔公司，哦0.21865%阿巴拉契亚
非合并：(3)
伯尔尼门罗公司，哦0.46050%阿巴拉契亚
钠马歇尔公司，WV0.812050%阿巴拉契亚
_____________
(1)统计数据反映了我们在东北合资公司65%的所有权和红衣主教会聚系统66%的所有权所产生的100%的资产。
(2)尤蒂卡东俄亥俄州中游进口能力包括一条向尤蒂卡东俄亥俄州中游加工设施输送红衣主教收集容量的高压收集管道的1.3Bcf/d。列出的入口能力为0.6bcf/d，这是相对于0.7bcf/d的基本收集能力的增量能力。
(3)包括与经营性权益法投资有关的100%统计数据。
其他NGL运营
我们拥有并运营西弗吉尼亚州Moundsville的43Mbbls/d NGL分馏设施、Oak Grove加工厂的脱乙烷和凝析油设施、Moundsville分馏塔附近的凝析油稳定设施、乙烷管道和NGL管道。我们的Oak Grove脱乙烷塔能够处理高达约80Mbbls/d的混合NGL，以提取高达约40Mbbls/d的乙烷。我们的凝析油稳定器能够处理大约17Mbbls/d的油田凝析油。我们还拥有并运营44Mbbls/d的凝析油稳定能力、135Mbbls/d的NGL分馏设施、约970,000桶的NGL存储能力以及其他附属资产，包括位于俄亥俄州的装卸和码头设施。
NGL是从我们的Oak Grove和Fort Beeler低温加工厂的天然气流中提取的。我们的脱乙烷塔生产的乙烷通过我们从橡树林到宾夕法尼亚州休斯顿的50英里乙烷管道运输到市场。来自脱乙烷塔的剩余混合NGL流经我们50英里的NGL管道运输，并在我们的Moundsville或俄亥俄州哈里森县的分馏设施进行分馏。这个
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然后，最终产品通过卡车、铁路或管道运输。俄亥俄河谷中游为我们的客户提供残渣天然气提取选项，并与三条州际传输管道互联。
某些权益法投资
阿巴拉契亚中游投资公司    
通过我们的阿巴拉契亚中游投资，我们运营着Bradford Supply Hub集输系统的100%权益，平均拥有约66%的权益，并拥有马塞卢斯南部集气系统约68%的平均权益，这两个集输系统包括马塞卢斯页岩地区约1,049英里长的集输管道，日集气能力为5,700 MMcf。我们在该地区的大部分产量来自宾夕法尼亚州北部、宾夕法尼亚州西南部和西弗吉尼亚州西北部狭长地带的马塞卢斯页岩核心区域。我们主要根据长期的、100%固定费用收取协议运营这些资产，其中包括大量的土地贡献。此外，马塞卢斯南部的一些协议有MVC。
月桂山
我们运营着一家名为Laurel Mountain的合资企业，并拥有该合资企业69%的股份，该合资企业包括位于宾夕法尼亚州西部的1147英里长的天然气收集系统，可收集0.9Bcf/d的天然气。Laurel Mountain有一项长期的、专用的、以体积为基础的费用协议，涉及天然气价格，以收集主要客户在马塞卢斯页岩的宾夕法尼亚州西部地区的产量。此外，某些Laurel Mountain协议具有MVC。
蓝色赛车手
我们运营并拥有蓝色赛车50%的股份。蓝色赛车是一家合资企业，拥有、运营、开发和收购尤蒂卡页岩和马塞卢斯页岩某些邻近地区的中游资产。Blue racer的资产包括616英里长的收集管道和西弗吉尼亚州马歇尔县的Natrium Complex，其低温处理能力为800MMcf/d，分馏能力约为134Mbbls/d。Blue racer还拥有俄亥俄州门罗县的Berne Complex，其低温处理能力为400MMcf/d，以及连接Natrium和伯尔尼的101英里天然气和凝析油管道。蓝色赛车主要根据液体百分比和固定费用协议提供收集、加工和营销服务。
东北G&P运营统计
202320222021
(年平均金额)
综合：
正在收集卷(bcf/d)4.45 4.19 4.24 
工厂进口天然气容量(Bcf/d)1.89 1.65 1.57 
天然气产量(Mbbls/d)139 120 115 
NGL股权销售(Mbbls/d)1 1 1 
非合并：（1）
正在收集卷(bcf/d)6.92 6.61 6.79 
工厂进口天然气容量(Bcf/d)0.93 0.71 0.82 
天然气产量(Mbbls/d)65 51 56 
NGL股权销售(Mbbls/d)4 3 6 
__________
（1） 包括与运营股权法投资相关的100%交易量，包括Laurel Mountain和Blue Racer;以及阿巴拉契亚中游投资中的布拉德福德供应中心和Marcellus South。

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西
天然气收集、加工和处理资产
下表汇总了该部门的重要运营资产：
天然气收集资产
位置管道里程进水口容量(bcf/d)所有权权益供应盆地/页岩地层
综合：
瓦姆苏特怀俄明州2,2730.7100%瓦姆苏特
怀俄明州西南部怀俄明州1,6140.5100%怀俄明州西南部
piceance科罗拉多州3521.8100%piceance
巴奈特页岩德克萨斯州8150.5100%巴奈特页岩
鹰滩页岩德克萨斯州1,2580.5100%鹰滩页岩
海恩斯维尔页岩
路易斯安那州和德克萨斯州9875.2100%海恩斯维尔页岩、博西尔页岩
二叠纪德克萨斯州1130.1100%二叠纪
中部大陆俄克拉荷马州和德克萨斯州1,6970.2100%Miss-Lime、花岗岩清洗、殖民清洗
DJ盆地
科罗拉多州
4720.8100%丹佛-朱尔斯堡

天然气处理设施
位置进水口容量(bcf/d)NGL产能（Mbbls/d）所有权权益补给盆地
综合：
回声泉怀俄明州回声泉0.648100%瓦姆苏特
蛋白石怀俄明州蛋白石0.739100%怀俄明州西南部
柳树溪Rio Blanco Co. CO0.530100%piceance
降落伞加菲猫公司1.05100%piceance
卢普顿堡(1)
Weld Co.0.350100%丹佛-朱尔斯堡
基恩斯堡一队(1)
Weld Co.0.240100%丹佛-朱尔斯堡
前射程(2)
Weld Co.
0.112100%
丹佛-朱尔斯堡
_______________
(1)卢普顿堡和基恩斯堡一号是RMM的一部分，RMM在2023年成为全资子公司。
(2)作为2023年11月30日收购DJ盆地的一部分进行收购。
收购DJ盆地
2023年11月30日，我们完成了对Cureton Front Range，LLC的100%收购和对Rocky Mountain Midstream Holdings LLC剩余50%权益的收购，这两家公司都在科罗拉多州的DJ盆地经营中游资产。对Cureton的收购包括天然气收集管道和两个加工厂，其中一个目前处于闲置状态。对RMM的收购是购买我们合作伙伴50%的权益，导致我们拥有100%的所有权。RMM包括一条天然气收集管道，一条大约100英里长的原油运输管道，以及位于DJ盆地的天然气加工资产。它还包括原油储存和压缩资产。
航迹采集
2022年4月29日，我们完成了对Gemini Arklatex，LLC的100%收购，通过这笔交易，我们收购了海恩斯维尔页岩地区的天然气收集和TRACE Midstream的相关资产。这样做的目的是
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收购的目的是将我们的足迹扩展到德克萨斯州东部的海恩斯维尔页岩地区，扩大盆地内的规模。
其他NGL运营
我们在堪萨斯州中部康威附近拥有和/或运营NGL分馏和储存资产。这些资产包括在产能略高于100Mbbls/d的NGL分馏设施中拥有50%的权益，我们拥有约2300万桶NGL存储能力。我们还拥有一条189英里长的天然气管道，从堪萨斯州康威附近的分馏塔到俄克拉何马州的第三方天然气管道系统互连。
某些权益法投资
陆上通道管道
我们运营并拥有Oppl 50%的权益。Oppl能够运输255 Mbbls/d的NGL，包括大约1,035英里的NGL管道，从怀俄明州的Opal延伸到堪萨斯州康威附近的中大陆NGL市场中心，以及延伸到科罗拉多州的Piceance和DJ盆地以及北达科他州的Wiliston盆地的Bakken页岩。根据一项长期运输协议，我们来自怀俄明州工厂和我们在科罗拉多州的Willow Creek工厂的权益NGL容量将专门用于Oppl上的运输。来自RMM的NGL卷也在OPPL上传输。
布拉索斯二叠纪II
我们拥有Braos Permian II公司15%的股份，这是一家私人持股的二叠纪盆地中游公司。
Targa列车7
我们拥有Targa Train 7号列车20%的权益。德克萨斯州贝尔维尤，分馏列车。
西部运营统计
202320222021
(年平均金额)
综合：
收集卷(Bcf/d)(1)6.02 5.19 3.25 
工厂进口天然气容量(Bcf/d)1.54 1.15 1.23 
天然气产量(Mbbls/d)91 43 41 
NGL股权销售(Mbbls/d)14 14 16 
未合并：(2)
正在收集卷(bcf/d)— 0.29 0.29 
工厂进口天然气容量(Bcf/d)— 0.28 0.28 
天然气产量(Mbbls/d)— 33 29 
________________
(1)收益包括2022年4月29日收购后在TRACE收购中收购的资产的收集量，以及2023年11月30日收购后DJ盆地收购中收购的资产的收集量。此外，收购资产的金额是在所拥有的期间内平均计算的，而不是按全年计算。
(2)现金包括在2023年11月30日收购剩余50%股权之前与经营性股权法投资RMM相关的100%交易量。
天然气和液化天然气营销服务
我们的天然气营销业务为各种天然气和电力公用事业、市政当局、发电厂和生产商提供资产管理和天然气批发营销、交易、储存和运输，并销售我们上游物业生产的天然气。2021年7月收购Sequent显著扩大了我们天然气营销业务的范围。我们的NGL营销业务从我们的加工厂NGL的生产中运输和销售我们的权益NGL
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来自我们上游物业的生产，以及代表第三方NGL生产商的NGL，包括我们的一些收费加工客户。有关此业务细分的其他信息，请参阅第1项.业务中的服务资产、客户和合同中的天然气和天然气营销部分。
GAS和NGL营销服务运营统计
202320222021
(年平均金额)
销售量：
天然气(Bcf/d)(1)
7.05 7.20 7.70 
NGL(Mbbls/d)
223 250 227 
________________
(1)这包括2021年7月1日收购Sequent后与Sequent收购相关的100%数量。此外，2021年列报的购置资产的数额是在所属期间内平均计算的，而不是按全年计算。
其他
其他包括我们的上游业务和不可报告的次要业务活动，以及公司运营。
上游风险投资
2021年2月，我们在瓦姆苏特盆地获得了某些原油和天然气资产。2021年第三季度，这些资产与该地区一家第三方运营商转让的某些石油和天然气资产一起被转让给了一家企业。根据协议条款，第三方拥有25%的股份，我们在每口油井的工作权益中拥有75%的不可分割权益。我们将保留未开发面积的所有权，直到达到某些面积的收入障碍，届时第三方将获得任何新油井的额外25%，以及剩余未开发面积的50%，导致第三方拥有50%，我们拥有50%。合并后的资产包括超过120万英亩的净面积和超过3500口油井的权益。
路易斯安那州的某些天然气资产于2020年11月转让给我们，这是我们与一家客户达成的破产决议的一部分。2021年第三季度，我们将海恩斯维尔页岩地区南曼斯菲尔德地区50%的现有油井和井眼权出售给了第三方运营商，以战略努力开发该地区，从而提高我们中游天然气基础设施的价值。根据协议，第三方运营上游位置并开发未开发的面积。2023年初，当达到一定的钻井障碍时，第三方对新油井的兴趣增加到75%。我们保留了未开发面积的所有权，直到2023年第四季度达到了单独的面积收入障碍，当时剩余的未开发面积被转让给第三方，导致第三方拥有75%，我们拥有25%。
营运统计数字
202320222021
(年平均金额)
产品净销售量：
天然气(Bcf/d)0.29 0.22 0.13 
NGL(Mbbls/d)7 7 6 
原油(Mbbls/d)4 2 2 
新能源风投
我们的另一个细分市场还包括与氢气、太阳能、可再生天然气和下一代天然气相关的新能源企业的投资。下一代天然气是一种已被独立认证为价值链所有环节的低排放天然气。
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监管事项
FERC
我们的天然气管道州际运输和储存活动受到FERC根据1938年《天然气法案》(NGA)和1978年《天然气政策法案》的监管，因此，我们在州际商业、会计以及我们管辖设施的扩建、扩建或废弃等方面的天然气运输费率和收费也受到监管。我们的每一家天然气管道公司都持有FERC颁发的公共便利性和必要性证书，授权拥有和运营根据NGA需要证书的所有管道、设施和物业。FERC行为标准规定了我们的州际管道如何与从事营销职能的附属公司进行通信和进行传输交易。除其他事项外，行为标准要求州际天然气管道在不过分歧视的基础上对待所有输气客户，无论是附属客户还是非附属客户。
FERC的规定要求所有服务条款和条件，包括收取的费率，都必须提交FERC备案并得到FERC的批准，然后才能生效。我们的州际天然气管道公司通过FERC的费率制定过程来确定费率。此外，我们的州际天然气管道可能会达成谈判费率协议，其中提供基于成本的追索权费率。FERC费率制定过程中的关键决定因素包括：
•提供服务的成本，包括折旧费；
•允许的回报率，包括资本结构的权益部分和相关所得税；
•合同和批量吞吐量假设。
允许的回报率是在每种利率情况下确定的。费率设计以及保留费率和商品费率之间的成本分配也会影响盈利能力。作为这些程序的结果，以前收取的某些收入可能需要退款。
我们还拥有天然气液体管道的权益，并运营这些管道，这些管道由各种联邦和州政府机构监管。我们州际天然气液化管道上提供的服务受州际商业法的监管，FERC对服务条款和条件、费率(包括折旧和摊销政策)以及服务的启动拥有权力。我们的州内天然气液体管道提供公共运输服务，受到各个州监管机构的监管。
更新证书政策声明和临时温室气体(GHG)政策声明
2022年2月18日，FERC发布了两份政策声明，为其悬而未决和未来考虑的州际天然气管道项目提供指导。第一个政策声明是更新的证书政策声明，它提供了一个分析框架，说明FERC将如何考虑项目是否符合公共便利性和必要性，并解释FERC将一并考虑拟议项目的所有影响，包括经济和环境影响。第二个政策声明是临时温室气体政策声明，其中阐述了FERC将如何在其根据国家环境政策法案和NGA进行的审查中评估天然气基础设施项目对气候变化的影响。FERC征求对政策声明的所有方面的评论，包括评估拟议项目对气候变化贡献的重要性的方法。2022年3月24日，FERC发布了一项命令，将更新后的证书政策声明和临时温室气体政策声明转换为政策声明草案，并宣布不会将政策声明应用于未决申请或在FERC发布任何关于政策声明的最终指导之前提交的申请。FERC尚未就政策声明发布最终指导意见。
管道安全
我们的天然气管道必须遵守经修订的1968年《天然气管道安全法》、2002年的《管道安全改进法》、2011年的《管道安全、监管确定性和创造就业法案》以及2016年和2020年的《保护我们的管道基础设施和加强安全法》，这些法案规范了州际天然气传输设施的设计、建设、运营和维护方面的安全要求。
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美国运输部管道和危险材料安全管理局(PHMSA)负责管理联邦管道安全法律。
联邦管道安全法授权PHMSA为管道设施和从事管道运输气体或危险液体的人员制定最低安全标准。这些安全标准适用于影响州际或对外贸易的气体和危险液体管道设施的设计、建造、测试、操作和维护。PHMSA还规定了对气体和危险液体管道设施运营商的报告要求，以及确定管道人员资格的规定，以及管理天然气输送和分配管道以及某些危险液体管道完整性的要求。为了确保遵守这些规定，PHMSA进行管道安全检查，并有权启动执法行动。
2022年8月，PHGMA发布了第2条规则，这是由三部分组成的Mega Rule法规中的最后一条。规则2于2023年5月生效，但暂停执行至2024年2月限制了所实施的法规的数量。规则2包含新的腐蚀控制要求、对高后果区域（HCA）以外的修复标准的新要求、极端天气事件或自然灾害后进行的检查、变更管理以及其他完整性管理相关规则变更。自2022年该规则发布以来，我们一直在努力了解监管变化并根据需要修改我们的程序。我们总共修改了20多个Williams程序和表格，以应对规则2的变更。所有程序将在2024年2月执行暂缓期到期时生效。
2023年5月，PHMSA发布了《天然气管道泄漏检测与修复规则制定建议通知》(NPRM)。虽然这项规定还没有最终公布，仍有可能发生变化，但该规定可能会提出许多新的要求，包括：增加勘测和巡逻频率，修复和缓解泄漏的新时间表，高级泄漏检测程序的严格性能标准，以及专注于减少甲烷排放的其他额外要求。我们一直在积极努力提供对该规则的意见，并正在努力了解如果按照目前的书面规定实施，将产生的整体影响。
管道完整性法规

我们有一个企业范围的天然气完整性管理计划，该计划符合PHMSA根据2002年《管道安全改进法案》的要求发布的最终规则。这些规定要求天然气管道运营商为管道制定完整性管理计划，如果管道发生故障，可能会影响HCA。诚信管理计划包括一项基线评估计划，以及在规定的时间范围内完成的定期重新评估。为符合诚信规定，我们已确定合资格证书，并制订基线评估计划。对任何新的氯氟化碳进行的定期重新评估和初步评估已经完成。此外，为响应2021年实施的《大额规则》部分，我们已经确定了该规则所要求的中等后果区域、3级和4级管道位置，并将这些部分整合到我们的完整性计划中，并已开始根据需要安排必要的评估和重新评估，以满足监管时间表的要求。 我们估计，2024年与该计划相关的成本约为1.63亿美元。管理层认为与遵守规则相关的成本是在正常业务过程中发生的审慎成本，因此可以通过Transco、西北管道和Mountain West的费率收回。
我们有一个企业范围的液体完整性管理计划，我们认为该计划符合PHMSA根据2002年《管道安全改进法案》的要求发布的最终规则。该规定要求液体管道运营商为液体输送管道制定完整性管理计划，该计划可能会在管道发生故障时影响HCA。诚信管理计划包括一项基线评估计划，以及预计在规定时间内完成的定期重新评估。在满足诚信法规的过程中，我们利用了政府定义的HCA并制定了基线评估计划。我们在规定的时间范围内完成了评估。我们估计，2024年与该计划相关的成本约为400万美元。对任何新的氯氟化碳进行的定期重新评估和初步评估预计将在规则要求的时限内完成。管理层认为与遵守规则有关的费用是在正常业务过程中发生的审慎费用。
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网络安全问题
美国运输安全管理局(TSA)于2022年5月29日发布了安全指令Pipeline-2021-01B(安全指令1B)，其中要求关键管道的所有者/运营商(1)在24小时内向网络安全和基础设施局(CISA)报告网络安全事件；(2)任命一名网络安全协调员与TSA和CISA协调；以及(3)对网络安全做法进行自我评估，找出任何漏洞，并制定补救计划和时间表。2022年7月27日，TSA发布了安全指令Pipeline-2021-02C(安全指令2C)，要求关键管道的所有者/运营商(1)建立和实施TSA批准的网络安全实施计划，该计划描述了所采用的具体网络安全措施和实现安全指令2C所述网络安全成果的时间表；(2)制定和维护网络安全事件响应计划，以降低网络安全事件造成运营中断或其他重大影响的风险；以及(3)建立网络安全评估计划，并提交描述如何评估网络安全措施有效性的年度计划。我们已经为我们的网络安全实施计划制定并获得了TSA的批准，并符合安全指令1B和2C中建立的其余要求。TSA发布的新法规或安全指令可能会对我们的网络安全计划施加额外的要求，这可能会导致我们招致更多的资本和运营成本以及运营延迟。
见第一部分，第1A项。“风险因素”-对我们信息技术基础设施的破坏，包括对我们或与我们互联的第三方的网络安全攻击造成的破坏，可能会干扰我们资产的安全运行，导致个人或专有信息泄露，并损害我们的声誉。
国家采集法
我们的陆上中游收集作业受到我们运营所在各州的法律和法规的约束。例如，德克萨斯州铁路委员会有权监管我们在德克萨斯州的州内天然气收集业务的服务条款。尽管适用的州法规差异很大，但它们通常要求管道费率和做法是合理和非歧视性的，可能包括涵盖营销、定价、污染、环境以及人类健康和安全的条款。一些州，如纽约州和俄亥俄州，对该州内集输管道的设计、施工和运营有具体的规定。

墨西哥湾沿岸的州内液体管道
我们在墨西哥湾沿岸的州内液体管道由路易斯安那州自然资源部、德克萨斯州铁路委员会以及各种其他州和联邦机构监管。由于路易斯安那州和德克萨斯州都采用了PHMSA中定义的完整性管理规定，这些管道还必须遵守上文讨论的液体管道安全和完整性规定。

外大陆架土地法
我们位于外大陆架的海上天然气和液体管道受《外大陆架土地法案》的约束，该法案部分规定，外大陆架管道“必须向船东和非船东托运人提供开放和非歧视性的通道”。
见第一部分，第1A项。“风险因素”-监管程序、政府法规或其解释或实施的变化，或适用于我们企业或客户的新法律或法规的引入，可能会对我们业务的运营产生不利影响，和我们天然气管道的天然气销售、运输和储存业务受到FERC的监管，这可能会对他们制定运输和储存费率的能力产生不利影响，使他们能够收回运营各自管道和储存资产的全部成本，包括合理的回报率。”
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环境问题
我们的运营受联邦环境法律法规以及我们运营所在司法管辖区通过的州、地方和部落法律法规的约束。我们可能会对政府或第三方承担任何非法向空气、土壤或水排放污染物的责任，以及清理费用的责任。材料可以通过几种方式释放到环境中，包括但不限于：
•集输系统、地下储气库、管道、加工处理设施、运输设施、储气罐的泄漏；
•在正常运营过程中，因事故造成设施损坏的；
•风暴事件或自然灾害对陆上和海上设备和设施造成的损害；
•井喷、坑坑洼洼和爆炸。
此外，我们可能会对我们物业的前业主或经营者造成的环境破坏负责。
我们相信，遵守现行的环境法律法规不会对我们的资本支出、收益或当前的竞争地位产生实质性的不利影响。然而，环境法律和法规可能会不时以各种方式影响我们的业务，包括招致资本和维护支出、罚款和罚款，以及需要向FERC寻求减免费率，以收回某些资本支出和运营维护费用的成本。
有关联邦、州、部落或地方监管措施对我们的业务和特定环境问题的潜在影响的更多信息，请参阅第1部分第1A项。“风险因素”-我们的运营受到环境法律法规的约束，包括与气候变化和温室气体排放相关的法律法规，这可能会使我们面临可能超出我们预期的巨额成本、负债和支出。和第二部分，项目7“管理层对财务状况和业务成果的讨论和分析--环境”和“环境事项”，载于第二部分，项目8.财务报表和补充数据--附注17--或有事项和承付款。
竞争
我们的竞争战略涵盖了我们所有的产品和服务。我们专注于缩小天然气价值链，为客户所重视的卓越可靠性和优质服务提供支持。
采集和处理
随着美国产量的持续增长，天然气收集、加工、处理、运输和储存以及NGL运输、分馏和储存的竞争继续加剧。我们的中游服务与接近我们资产的类似设施展开竞争。

我们面临着来自不同规模和财务能力的公司的竞争，包括大型和独立的天然气中游供应商、私募股权公司和大型综合石油和天然气公司，这些公司收集、运输、加工、分离、储存和销售天然气和天然气，以及一些较大的勘探和生产公司，它们选择开发中游服务来处理自己的天然气。

我们的采集和加工协议一般是长期协议，可能包括种植面积贡献。天然气产量的竞争主要基于声誉、商业条款的灵活性(包括但不限于收取的费用、保留的产品、产量承诺)、可用产能、提供的服务的种类和质量，以及服务的效率、可靠性和安全性。我们相信，我们在关键供应盆地的显著存在、我们作为可靠和安全运营商的专业知识和声誉、我们对可持续发展的承诺以及我们提供综合服务的能力，使我们在竞争中处于有利地位。
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受监管的州际天然气运输和储存
天然气供应市场竞争激烈，新的管道、储存设施和其他相关服务正在扩大，以满足日益增长的天然气需求。此外，许多天然气供应盆地的管道能力受到限制，面临更多监管和反对，导致管道公司之间的竞争加剧，因为它们努力将这些盆地连接到主要的天然气需求中心。

在我们的业务中，我们主要与州内和州际的主要天然气管道竞争。一些当地的配送公司也通过合资管道参与了长途运输业务。州际天然气管道业务的主要竞争因素是可用运力、费率、可靠性、客户服务质量、供应的多样性和灵活性，以及接近或接近客户和市场枢纽。

我们在许多关键市场面临竞争，我们与其他州际和州内管道竞争向客户交付货物，这些客户可以在多个地点接受交货。我们系统输送的天然气与水电、太阳能、风能、煤炭、燃料油和核能等发电的替代能源竞争。电力部门未来对天然气的需求可能会通过不断增长的电力需求以及限制或不鼓励在发电中使用煤炭的法规来增加。相反，强制或鼓励太阳能和风能发电或限制天然气使用的法律可能会对天然气需求产生不利影响。

修建新管道存在重大的进入壁垒，包括联邦和州法规的增加以及公众对新管道建设的反对情绪上升，这些因素将在可预见的未来继续影响潜在的竞争。然而，我们相信，我们过去与监管机构和公众合作的成功、我们现有基础设施的地位、既定的战略性长期合同，以及我们的管道在我们的系统沿线有许多接收点和传送点的事实，为我们提供了竞争优势，特别是在美国东部沿海和西北部。
能源管理和营销服务
我们的天然气和天然气营销服务部门与国家和地区的全方位服务能源供应商、生产商和管道营销附属公司或其他聚合具有运输和存储能力的商品的营销公司展开竞争。
有关竞争我们的服务或以其他方式影响我们的业务的更多信息，请参阅第1部分的第1A项。“风险因素”--我们天然气运输和中游业务的财务状况取决于我们获得的供应盆地的天然气供应的持续可用性，以及我们服务的市场对这些供应的需求。 “我们的行业竞争激烈，竞争压力的增加可能会对我们的业务和经营业绩产生不利影响、“和”我们可能无法以优惠条款替换、延长或增加额外的客户合同或合同量，或者根本不能，这可能会影响我们的财务状况、可用于支付股息的现金量以及我们的增长能力。”
人力资本资源

我们致力于维护一个工作环境，使我们能够吸引、发展和留住一批高技能和多样化的有才华的员工，帮助促进现在和未来清洁能源的长期价值创造。

员工
截至2024年2月1日，我们在全美拥有5601名全职员工。在这些人中，大约21%是女性，16%是种族多样性。2023年，我们的自愿流失率为7.2%。
我们鼓励您查看我们网站上提供的2022年可持续发展报告，以了解有关我们的人力资本计划和倡议的更多信息。我们网站上的任何内容不得被视为通过引用而纳入本Form 10-K年度报告。
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劳动力安全
我们通过发展和授权我们的员工以安全、可靠和以客户为中心的方式运营我们的资产，继续推进我们的安全至上文化。 我们努力不断提高安全水平，实施最佳做法，朝着零安全事故的方向迈进。当安全隐患被识别时，每个员工都有权和责任停止工作活动，做出改变以增强安全，并与组织分享我们如何纠正它的经验教训。

2022年和2023年，这些目标包括我们减少主要遏制事件的损失，旨在将注意力集中在导致事件的主要原因的行为上的行为险些预期与事件比率目标，以及专注于通过安全可靠地运营和维护资产来减少温室气体排放的甲烷减排目标。这三个指标占我们年度员工激励计划的15%，并加强了事故预防的重要性以及我们对以环境和安全为重点的改进的承诺。这些指标统一了组织的重点，从入门级到高管，并与环境和安全绩效的年度薪酬建立了联系。
对于2023年，我们的行为预期与事故比率和甲烷减排目标超过了既定目标，但我们的初级遏制事件损失目标没有达到减排目标。

员工健康、敬业度和发展
我们的员工是我们最宝贵的资源，对我们安全交付推动清洁能源经济的产品的使命起到了重要作用，也是我们作为一家安全、可靠的公司在任何时候都做正确事情的声誉背后的推动力。培养健康的工作环境可以提高生产力，促进长期价值创造。
我们提供全面的整体奖励计划，包括基本工资、年度奖励计划、退休福利和健康福利，包括健康和员工援助计划。我们为员工提供公司支付的人寿保险、残疾保险、生育和非生育父母的带薪育儿假，以及收养援助。我们的年度激励计划是我们致力于表彰和奖励高绩效的绩效文化的关键组成部分。
为了吸引和留住顶尖人才，我们创造并致力于维护一个安全、包容的工作场所，在这个工作场所，员工在个人和职业发展方面感受到被重视、倾听、尊重和支持。我们利用员工调查和员工主导的咨询委员会，以确保我们从员工参与、发展和包容的角度了解业务需求。此外，我们通过包括专业发展、指导和继任规划在内的正式规划来支持员工敬业度。
我们提供全面的企业和技术培训计划，既灵活又稳健。这些计划旨在支持我们员工的专业、技能和技术发展，从而为我们的业务创造竞争优势。我们致力于通过投资于员工的成长和发展来为我们的业务增加长期价值。除了我们的内部发展规划外，我们还支持外部发展机会，以进一步提高员工的专业和技术技能。绩效的衡量既考虑了与实现年度目标相关的成果，也考虑了基于我们定义的有助于工作场所效率和职业成功的能力的可观察到的技能和行为。在我们的年度绩效评估中包括已定义的能力，表明我们强调并致力于以正确的方式取得成果。
此外，我们致力于通过慈善捐赠和志愿服务来加强我们开展活动的社区。我们支持科学、技术、工程和数学教育倡议、环境保护、第一响应者的努力，以及全美各地的联合之路机构的工作。
我们董事会的薪酬和管理发展委员会负责监督高管薪酬和基于股权的薪酬计划以及与我们薪酬相关的重大风险
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计划以及人力资本管理的监督要素，包括多样性和包容性，以及人才开发。
多样性与包容性
我们致力于创造一种包容的文化，在这种文化中，不同之处得到拥抱，员工感到受到重视、欢迎、赞赏，并被迫充分发挥他们的潜力。我们相信，包容促进创新、协作，并推动业务增长和长期成功。为了创造一种包容的文化，我们拥抱、欣赏并充分利用我们团队中的多样性，包括性别、种族和民族、生活经历、思想、观点以及任何使我们彼此不同的东西。我们相信，将我们的许多不同之处融入到一个为同一目标而工作的团队中，会给我们带来竞争优势。
为了给员工创造分享个人经历和观点的空间，并欣赏和庆祝让人们与众不同的东西，我们提供了员工资源小组(ERG)。这些组织由员工主导，基于相似的兴趣和经历，代表不同的社区及其盟友，并向所有人开放。ERG成员参与社区活动，做志愿者，相互提供专业和个人支持，并在整个公司范围内促进包容性。他们也有执行赞助人，并为领导团队提供意见。

我们致力于帮助所有员工发展和成功。我们通过我们的人才管理实践和员工发展计划，包括为公司所有领导者提供所需的基线多样性和包容性培训，努力实现组织各级的多元化代表。多样性指标每月向我们的管理团队报告，以提高透明度和改进机会。

我们的多样性和包容性理事会包括高管团队成员、组织和运营领导人以及个人员工，旨在促进政策、实践和程序，以支持高绩效劳动力的增长，使所有个人都能充分发挥其潜力。理事会是企业多样性和包容性倡议的管理机构，包括由我们10个ERG之一组织和主办的企业多样性和包容性活动，以及我们的年度奖项，以表彰倡导包容性的杰出领导者和个人贡献者。

截至2023年12月31日，我们的董事会包括12名成员，其中11名是独立成员，25%是女性，8.33%来自代表性不足的种族或族裔。作为董事遴选和提名过程的一部分，治理与可持续发展委员会每年评估董事会在专业知识、地理、性别、种族和族裔以及年龄等领域的多样性。我们努力维持一个具有不同职业和个人背景的董事会。
可通过网站访问报告和其他信息
根据交易法，我们以Form 10-K形式向美国证券交易委员会提交年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告、委托书和其他文件。
我们的互联网站是www.williams.com.我们通过互联网网站的投资者选项卡免费提供我们的10-K表格年度报告、10-Q表格季度报告、8-K表格当前报告，以及根据《交易法》第13（a）或15（d）条提交或提供的报告的修订本。在我们以电子方式向SEC提交或提供此类材料后，在合理可行的范围内尽快提供我们的10-K表格年度报告、8-K表格当前报告以及根据《交易法》第13（a）或15（d）条提交或提供的报告的修订。我们的公司治理准则、可持续发展报告、高级管理人员道德准则、董事会委员会章程和威廉姆斯商业行为准则也可在我们的互联网网站上获取。根据书面请求，我们还将免费向我们的公司秘书（One Williams Center，Suite 4700，Tulsa，Oklahoma 74172）提供上述任何公司文件的副本。
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第1A项。风险因素
前瞻性声明和预防性声明
关于“安全港”条款的处理
1995年私人证券诉讼改革法
威廉姆斯公司的报告、文件和其他公开公告可能包含或引用与历史事实无关的陈述。此类陈述属于证券法第27A条和交易所法第21E条所指的“前瞻性陈述”。这些前瞻性陈述涉及预期的财务业绩、管理层对未来运营的计划和目标、业务前景、监管程序的结果、市场状况和其他事项。我们根据《1995年私人证券诉讼改革法》提供的安全港保护做出这些前瞻性声明。
除有关历史事实的陈述外，本报告中涉及我们预期、相信或预期未来将会存在或可能发生的活动、事件或发展的所有陈述均为前瞻性陈述。前瞻性陈述可以通过各种形式的词语来识别，例如“预期”、“相信”、“寻求”、“可能”、“可能”、“应该”、“继续”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“可能”、“目标”、“计划”、“潜在”、“项目”、“预定的”、“将”“假设”、“指导”、“展望”、“启用日期”或其他类似的表达方式。这些前瞻性陈述基于管理层的信念和假设以及管理层目前掌握的信息，其中包括以下方面的陈述：
•威廉姆斯公司股东的股息水平；
•威廉姆斯及其附属公司的未来信用评级；
•未来资本支出的数额和性质；
•扩大和发展我们的业务和运营；
•基本建设项目的预计启用日期；
•财务状况和流动性；
•经营战略；
•经营现金流或者经营成果；
•某些业务组成部分的季节性；
•天然气、天然气液体和原油价格、供应和需求；
•对我们服务的需求。
前瞻性陈述基于许多假设、不确定性和风险，这些假设、不确定性和风险可能会导致未来的事件或结果与本报告中陈述或暗示的大不相同。决定这些结果的许多因素超出了我们的控制或预测能力。可能导致实际结果与前瞻性陈述预期的结果不同的具体因素包括：
•供应可获得性、市场需求和价格波动；
•替代能源的开发和采用率；
•现有和未来法律法规、监管环境、环境事项和诉讼的影响，以及我们与之开展或寻求开展业务的其他能源公司获得必要许可和批准的能力，以及我们实现有利费率诉讼结果的能力；
•我们对客户和交易对手信用风险的敞口；
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•我们有能力收购新的业务和资产，并成功地将这些业务和资产整合到现有业务中，并成功地扩大我们的设施，并以可接受的条件完成资产出售；
•我们是否能够成功地识别、评估并及时执行我们的资本项目和投资机会；
•我们竞争对手的实力和财力以及竞争的影响；
•我们参与的投资和合资企业的现金分配额和资本需求；
•能否有效地执行我们的融资计划；
•加强审查，改变利益相关者对我们的环境、社会和治理实践的期望；
•与气候变化相关的物质和金融风险；
•业务和发展危险以及不可预见的中断的影响；
•暴发或其他公共卫生危机造成的风险；
•与天气和自然现象相关的风险，包括气候条件和对我们设施的物理损害；
•恐怖主义行为、网络安全事件及相关破坏；
•我们的固定收益养老金计划和其他退休后福利计划的成本和资金义务；
•维护和建造成本的变化，以及我们获得足够的与建筑有关的投入的能力，包括熟练劳动力；
•通货膨胀、利率和一般经济状况(包括全球信贷市场未来的中断和波动，以及这些事件对客户和供应商的影响)；
•与融资有关的风险，包括债务协议产生的限制、国家公认的信用评级机构确定的未来信用评级的变化以及资金的可获得性和成本；
•石油输出国组织(欧佩克)成员国和其他石油出口国同意和维持石油价格和生产控制的能力及其对国内生产的影响；
•当前地缘政治局势的变化，包括俄罗斯入侵乌克兰和中东冲突，包括以色列和哈马斯之间的冲突，以及涉及伊朗及其代理人部队的冲突；
•美国政府管理和政策的变化；
•我们是否有能力支付当前和预期的股息水平；
•在我们提交给美国证券交易委员会的文件中描述了其他风险。
鉴于可能导致我们的实际结果与任何前瞻性陈述中包含的结果大不相同的不确定性和风险因素，我们告诫投资者不要过度依赖我们的前瞻性陈述。我们不承担任何义务，也不打算更新上述清单，也不打算公开宣布对任何前瞻性陈述进行任何修订的结果，以反映未来的事件或发展。
除了导致我们的实际结果不同之外，上面列出的和下面提到的因素可能会导致我们的意图与本报告中陈述的意图发生变化。我们意图的这种变化也可能导致我们的结果不同。我们可以根据这些因素、我们的假设或其他方面的变化，随时改变我们的意图，而不另行通知。
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由于前瞻性陈述涉及风险和不确定因素，我们告诫大家，除了上述因素外，还有一些重要因素可能会导致实际结果与前瞻性陈述中包含的结果大相径庭。这些因素将在下一节中介绍。
风险因素
除了本报告中的其他信息外，您还应仔细考虑以下风险因素。这些因素中的每一个都可能对我们的业务、前景、财务状况、经营结果、现金流以及在某些情况下对我们的声誉产生不利影响。任何此类风险的发生也可能对我们证券投资的价值产生不利影响。
与我们的业务相关的风险
我们天然气运输和中游业务的财务状况取决于我们获得的供应盆地中天然气供应的持续可用性，以及我们服务的市场对这些供应的需求。
我们维持和扩大天然气运输和中游业务的能力取决于我们供应盆地主要由第三方钻探和生产的水平。随着时间的推移，现有油井和天然气供应盆地的产量将自然下降，这些盆地可以接入我们的管道和收集系统。这些现有油井的天然气储量也可能低于预期，这些储量的产量下降速度可能大于预期。我们没有获得与我们的系统和加工设施相关的天然气储量的独立评估。因此，我们没有专门用于我们系统的总储量的独立估计，也没有这些储量的预期寿命。此外，天然气价格低、监管限制，包括许可和环境法规，或缺乏可用的资本，已经并可能继续对现有或额外天然气储量的开发和生产以及收集、储存和管道运输设施的安装产生不利影响。天然气供应的进出口也可能受到此类条件的影响。我们现有的一个或多个供应盆地的天然气价格较低，无论是由于缺乏基础设施还是其他原因，也可能导致这些盆地的天然气产量下降，并限制我们可获得的天然气供应。为服务于其他市场的天然气供应的竞争也可能减少我们客户的天然气供应量。无法获得足够的天然气供应将对我们最大限度地提高我们的收集、运输和加工设施的能力造成不利影响。
对我们服务的需求取决于我们所服务的市场对天然气的需求。替代燃料来源，如电力、煤炭、燃料油或核能，以及技术进步和可再生能源，可能会减少我们市场对天然气的需求，并对我们的业务产生不利影响。政府施加的限制，如禁止新建建筑连接天然气，以及最近宣布冻结新的液化天然气出口项目的许可，也可能人为地限制对天然气的新需求。
无法获得足够的天然气供应或我们所服务的市场对我们服务的需求减少可能会导致我们的资产减值，并对我们的业务、财务状况、运营业绩和现金流产生重大不利影响。
天然气、天然气、石油和其他大宗商品的价格是不稳定的，这种波动已经并可能继续对我们的财务状况、运营结果、现金流、获得资本的机会以及维持或发展我们业务的能力产生不利影响。
我们的收入、经营业绩、未来增长率和某些业务组成部分的价值主要取决于天然气、天然气、石油或其他大宗商品的价格，以及这些大宗商品之间的价格差异，并可能受到大宗商品价格长期低迷或大宗商品价格下跌的重大不利影响。价格波动已经并可能继续影响我们从产品和服务中获得的金额以及我们销售的产品和服务的数量。价格会影响可用于资本支出的现金流，以及我们借钱或筹集额外资本的能力。价格波动已经并可能继续对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
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天然气、天然气、石油和其他大宗商品的市场可能会继续波动。价格的大幅波动可能是由一个或多个我们无法控制的因素造成的，包括：
•供需失衡，无论是来自全球还是国内对天然气、天然气、石油及相关商品的供需；
•中东、东欧和其他产区的地缘政治动荡；
•欧佩克和其他国家的活动，无论是独立于欧佩克还是与欧佩克非正式结盟，这些国家拥有巨大的石油、天然气或其他大宗商品生产能力，包括俄罗斯；
•消费需求水平；
•其他类型燃料或原料的价格和供应情况；
•管道能力的可获得性；
•供应中断，包括工厂停运和运输中断；
•天然气、石油对外进口和国内出口的价格和数量;
•国内和外国政府法规和税收；
•产品买卖市场参与者的信用。
我们面临客户和交易对手的信用风险，我们的信用风险管理将无法完全消除此类风险。
我们要承担客户和交易对手在正常业务过程中因不付款和/或不履行义务而造成损失的风险。一般来说，我们的客户被评为投资级，否则被视为有信用，被要求提前付款或提供担保以满足信用问题，或者依赖我们提供必要的服务，在某些情况下没有现成的替代方案。然而，我们的信用程序和政策不能完全消除客户和交易对手的信用风险。我们的客户和交易对手包括工业客户、当地分销公司、天然气生产商和营销者，他们的信誉可能会受到大宗商品价格波动、能源市场状况恶化以及公众和监管机构对能源生产活动的反对等因素的突然和不同影响。在大宗商品价格较低的环境下，我们的某些客户已经或可能受到负面影响，给他们带来巨大的经济压力，在某些情况下，导致客户申请破产或重新谈判我们的合同。如果我们的一个或多个主要客户启动破产程序，根据美国破产法的适用条款，我们与这些客户的合同可能会被拒绝，或者如果我们同意，可能会重新谈判。此外，在任何此类破产程序中，在假定、拒绝或重新谈判此类合同之前，破产法院可能会暂时授权支付低于合同要求的服务价值，这可能会对我们的业务、运营结果、现金流和财务状况产生实质性的不利影响。如果我们未能充分评估现有或未来客户和交易对手的信誉，或以其他方式没有采取足够的缓解措施，包括获得足够的抵押品，他们的信誉恶化，以及他们导致的任何不付款和/或不履行可能导致我们注销或注销应收账款。这种冲销或冲销可能会对发生冲销期间的我们的经营业绩产生负面影响，如果严重的话，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
我们面临着来自不同个人和团体对我们管道和设施的运营和扩建的反对。
我们经历过，并预计我们将继续面临政府官员、环保团体、土地所有者、部落团体、地方团体和其他倡导者对我们的管道和设施的运营和扩建的反对。在某些情况下，我们遇到了反对碳氢化合物能源供应的情况，无论是实际执行还是财务考虑。对我们运营和扩张的反对可以采取多种形式，包括拖延或拒绝所需的政府许可、有组织的抗议、试图阻止或破坏我们的运营、干预涉及我们的
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资产，或旨在阻止、扰乱或延迟我们的资产和业务的运营或扩张的诉讼或其他行动。此外，破坏或生态恐怖主义行为可能对人员、财产或环境造成重大损害或伤害，或导致我们的行动长期中断。任何此类事件，如延迟或阻碍我们业务的扩张，中断我们业务产生的收入，或导致我们进行不在保险范围内的重大支出，都可能对我们的财务状况和业务结果产生不利影响。
我们可能无法增长或有效地管理我们的增长。
作为我们增长战略的一部分，我们考虑收购机会并参与重大资本项目。我们既有项目生命周期流程，也有投资评估流程。这些是我们用来识别、评估和执行收购机会和资本项目的流程。我们可能并不总是拥有足够和准确的信息来识别和评估潜在的机会和风险，或者我们的投资评估过程可能不完整或有缺陷。关于潜在收购，可能无法以我们认为可接受的条款和条件获得合适的收购候选者或资产，或者，如果多方试图收购候选者或资产，我们可能不会被选为收购人。如果我们能够收购目标业务，我们可能无法成功整合收购的业务，并及时实现预期的效益。
我们的增长还可能依赖于新的天然气收集、运输、压缩、加工或处理管道和设施、天然气运输或分馏或储存设施的建设，以及现有设施的扩建。与建设相关的其他风险可能包括无法及时获得通行权、熟练劳动力、设备、材料、许可证和其他必要的投入，从而使项目按时或完全完成，以及建设成本超支(包括由于通货膨胀)可能导致项目总成本超过预算成本的风险。与业务增长相关的其他风险包括：
•不断变化的环境和变量的偏差可能会对我们的投资分析产生负面影响，包括我们对与潜在投资目标相关的收入、收益和现金流的预测，导致结果与预期大不相同；
•我们可能被要求提供额外的资本来支持收购的企业或资产，我们可能会承担未向我们披露的、超出我们估计的、合同保护要么无法获得，要么被证明是不充分的负债；
•收购可能会扰乱我们正在进行的业务，分散管理层的注意力，转移现有业务的财务和运营资源，并使我们难以维持目前的业务标准、控制和程序；
•收购和资本项目可能需要大量新资本，包括发行债务或股权，我们可能无法获得信贷或资本市场或获得可接受的条款。
如果实现，这些风险中的任何一项都可能对我们的财务状况、运营结果，包括可能的资产减值或现金流产生不利影响。
我们的行业竞争激烈，竞争压力的增加可能会对我们的业务和经营业绩产生不利影响。
我们在业务的各个方面都有许多竞争对手，更多的竞争对手可能会进入我们的市场。由于价格、地理位置、设施或其他因素，任何当前或未来的竞争对手将天然气、NGL或其他商品输送到我们经营的地区，都可以提供比我们提供的运输服务更令托运人满意的运输服务。此外，现有或潜在的竞争对手可能会进行战略性收购，或者拥有比我们更多的财务资源，这可能会影响我们进行战略投资或收购的能力。我们的竞争对手可能会比我们更快地对新的法律法规或新兴技术做出反应，或者投入更多的资源来建设、扩建或翻新他们的设施。如果不能成功地与当前和未来的竞争对手竞争，可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生实质性的不利影响。
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我们并不拥有某些子公司(包括非合并实体)100%的股权，这可能会限制我们运营和控制这些子公司的能力。某些业务，包括非合并实体，是通过可能限制我们运营和控制这些业务的能力的安排进行的。
我们目前的非全资子公司，包括非合并实体的运营，都是根据其组织文件进行的。我们预计，我们将达成更多这样的安排，包括通过新的合资企业结构或新的非合并实体。在目前和未来的这种安排中，我们的运营灵活性可能有限，我们可能无法控制收到现金分配的时间或金额。在某些情况下：
•我们无法控制被确定为经营业务所必需的现金储备量，这减少了可用于分配的现金；
•我们无法控制我们被要求提供资金的资本支出数额，我们依赖第三方为其所需份额的资本支出提供资金；
•我们出售或转让我们在共同所有资产中的权益的能力可能受到限制或限制；
•我们可能被迫在共同利益领域向其他合资企业参与者提供参与权；
•我们影响或控制某些影响运营的日常活动的能力有限；
•我们可能有额外的义务，如要求的资本金缴款，这对行动的成功很重要。
此外，我们一方面与其他利益拥有人之间可能会出现利益冲突。如果出现这种利益冲突，我们可能没有能力控制有关问题的结果。我们与其他利益所有者之间的纠纷也可能导致延误、诉讼或运营僵局。
上述风险或未能继续此类安排可能会对我们进行此类安排所涉及的业务的能力产生不利影响，进而可能对我们的业务、增长战略、财务状况和运营结果产生负面影响。
我们可能无法以优惠条款替换、延长或增加额外的客户合同或合同量，或者根本不能，这可能会影响我们的财务状况、可用于支付股息的现金量以及我们的增长能力。
我们很大一部分收入和天然气和天然气供应依赖于有限数量的客户和生产商。虽然我们的许多客户和供应商受到长期合同的约束，但如果我们无法更换或延长此类合同、增加更多客户或以其他方式增加现有生产商向我们提供的天然气合同量，在每一种情况下，如果条款有利，我们的财务状况、增长计划和可用于支付股息的现金量都可能受到不利影响。我们是否有能力以有利的条件替换、延长或增加额外的客户或供应商合同，或增加现有生产商的天然气合同量，都受到许多因素的影响，其中一些因素是我们无法控制的，包括：
•我们业务中现有的和新的竞争水平，或来自替代来源的竞争，如电力、可再生资源、煤炭、燃料油或核能；
•天然气和天然气的价格、需求、可获得性和利润率。与我们的业务相关的能源大宗商品价格上涨可能会导致对这些大宗商品的需求下降，从而导致客户合同或我们管道系统的吞吐量下降。此外，较低的能源大宗商品价格可能会对我们维持或实现有利合同条款的能力产生负面影响，包括定价，还可能导致能源大宗商品产量下降，导致客户合同、供应合同和我们管道系统的吞吐量减少；
•总体经济、金融市场和行业状况；
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•监管对我们、我们的客户和我们的合同实践的影响；
•我们有能力了解客户的期望，高效可靠地提供高质量的服务，并有效地管理客户关系。这些努力的结果将影响我们在市场上的声誉和定位。
我们的某些天然气管道服务受到长期固定价格合同的约束，这些合同不受调整，即使我们执行此类服务的成本超过了从此类合同获得的收入。
我们的天然气管道根据长期固定价格合同提供一些服务。根据这类合同提供服务的成本可能会超过我们的管道为其服务所获得的收入。虽然其他服务按成本价定价，但在FERC政策下，受监管的服务提供商和客户可以共同同意以高于或低于FERC规定的该服务成本价的“协商费率”签署服务合同。这些“议价”合同一般不会因通货膨胀或与提供服务的特定设施有关的其他因素而增加的成本而进行调整。
我们的一些企业面临着供应商集中的风险，这些风险源于对单一或有限数量供应商的依赖。
我们的一些企业可能依赖于少数供应商来交付关键商品或服务。如果我们的一家企业所依赖的供应商未能及时提供所需的商品和服务，该企业可能无法以优惠条件或根本不能及时更换此类商品和服务。如果我们的业务无法充分分散或以其他方式缓解此类供应商集中风险，并且此类风险已经实现，则此类业务可能会减少收入和增加费用，这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
我们服务提供商的失败或我们外包关系的中断可能会对我们开展业务的能力产生负面影响。
我们的某些会计和信息技术服务目前由第三方供应商提供，有时还来自美国以外的服务中心。根据这些安排提供的服务可能会中断。同样，与这类安排有关的协议到期或服务提供者之间的过渡可能导致机构知识的丧失或服务中断。我们对他人作为服务提供商的依赖可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
我们的资产减值，包括财产、厂房和设备、无形资产和/或权益法投资，可能会减少我们的收益。
GAAP要求我们每年或在发生表明某些资产的账面价值可能减值的事件或情况时测试某些资产的减值。这类测试的结果可能导致我们的资产减值，包括我们的财产、厂房和设备、无形资产和/或权益法投资。此外，如果任何资产被出售或以其他方式交换的金额低于其账面价值，任何资产货币化都可能导致减值。如果我们确定发生了减值，我们将被要求立即从收益中计入非现金费用。
对我们的环境、社会和治理实践的日益严格的审查和利益相关者对我们的期望的变化可能会给我们带来额外的成本，或者使我们面临新的或额外的风险。
所有行业的公司都面临着与其环境、社会和治理(ESG)实践相关的利益相关者日益严格的审查。投资者权益倡导团体、机构投资者、投资基金和其他有影响力的投资者也越来越关注ESG做法，近年来也越来越重视其投资的影响和社会成本。无论哪个行业，投资者对ESG(作为支持者或反对者)和类似问题的日益关注和激进主义可能会阻碍获得资本，因为投资者可能会因为他们对公司ESG实践的评估而决定重新分配资本或不投入资本。不适应或不遵守投资者或其他利益相关者的期望和标准的公司，这些期望和标准正在演变，或者被认为没有对日益增长的对
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ESG问题，无论是否有法律要求，都可能遭受声誉损害，这样的公司的业务、财务状况和/或股票价格可能会受到实质性和不利的影响。
我们面临着来自股东的压力，他们越来越关注气候变化，要求优先考虑可持续能源实践，减少我们的碳足迹，促进可持续发展。我们的股东可能会要求我们执行ESG程序或标准，以便继续与我们接触，继续对我们进行投资，或在他们可能对我们进行进一步投资之前。此外，如果我们的ESG程序或标准不符合某些客户设定的标准，我们可能面临声誉方面的挑战。我们采取了《2022年可持续发展报告》中强调的一些做法，包括在空气排放、生物多样性和土地利用、气候变化和环境管理方面。然而，我们的股东可能对我们的可持续性努力或采用它们的速度不满意。如果我们没有达到股东的期望，我们的业务、获得资本的能力和/或我们的股票价格可能会受到损害。
此外，与全球社会和政治环境相关的对石油和天然气行业的不利影响，包括气候变化导致的不确定性或不稳定、政治领导层和环境政策的变化、地缘政治-社会对化石燃料和可再生能源看法的变化、对气候变化环境影响的担忧以及投资者对ESG事项的预期，也可能对我们的服务需求产生不利影响。对石油和天然气行业的任何长期重大不利影响都可能对我们的业务产生重大的财务和运营不利影响。
上述任何情况的发生都可能对我们的股票价格以及我们的业务和财务状况产生重大不利影响。
我们可能会面临与气候变化相关的物质和金融风险。
全球气候变化的威胁可能会给我们的业务带来物质和金融风险。能源需求随着天气条件的变化而变化。气候变化可能影响天气状况的程度，能源使用可能增加或减少，取决于任何变化的持续时间和幅度。天气变化导致的能源使用增加可能需要我们投资更多的管道和其他基础设施，以满足日益增长的需求。天气变化导致的能源使用减少可能会通过收入减少来影响我们的财务状况。极端天气条件通常需要更多的系统备份，增加了成本，并可能增加系统压力，包括服务中断。我们经营区域以外的天气状况也可能对我们的收入产生影响。如果极端天气事件的频率增加，这可能会增加我们提供服务的成本。我们可能无法将更高的成本转嫁给我们的客户，也无法收回与缓解这些实物风险相关的所有成本。
此外，许多气候模型表明，全球变暖可能导致海平面上升，天气事件的频率和严重程度增加，这可能导致我们在恶劣天气地区的资产的保险成本上升，或可用保险范围减少。这些与气候有关的变化可能会损害我们的有形资产，特别是位于沿海和河岸附近低洼地区的业务，以及位于飓风易发和易下雨地区的设施。
在一定程度上，金融市场将气候变化和温室气体(“GHG”)排放视为一种金融风险，这可能会对我们的资本成本和获得资金产生负面影响。气候变化和温室气体监管也可能减少对我们服务的需求。我们的业务也可能受到针对温室气体排放者的潜在诉讼的影响，这是基于温室气体排放与气候变化之间的联系。
我们的运营受到运营危险和不可预见的中断的影响。
与天然气的收集、运输、储存、加工和处理、液化天然气的分级、运输和储存以及原油运输和生产处理相关的运营风险，包括：
•基础设施老化和机械问题;
•管道损坏和管道堵塞或其他管道中断;
•天然气（包括酸气）、液化天然气、原油或其他产品的失控排放;
•储存洞穴倒塌或故障;
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•操作员错误;
•因第三方活动造成的损坏，例如施工设备的操作;
•污染和其他环境风险；
•火灾、爆炸、坑坑洼洼和井喷；
•安全风险，包括网络安全；
•在海洋环境中运行。
这些风险中的任何一种都可能导致生命损失、人身伤害、财产重大损失、环境污染、我们的运营受损、失去对客户的服务、声誉损害，以及我们的重大损失。我们设施的某些部分位于人口稠密地区或附近，包括居民区、商业商业中心和工业场所，可能会增加这些风险造成的损害程度。如上所述的事件可能会对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响，特别是如果该事件没有完全在保险范围内的话。
我们的资产和运营以及我们客户的资产和运营可能会受到天气和其他自然现象的不利影响。
我们的资产和业务，特别是那些位于海外的资产和业务，以及我们客户的资产和业务可能会受到飓风、洪水、地震、山体滑坡、龙卷风、火灾和其他自然现象和天气条件的不利影响，包括极端或不合时宜的温度，使我们更难实现与我们的资产和业务相关的历史回报率。如果我们或我们的客户的运营发生重大中断或发生重大责任，而我们没有为其提供充分的保险，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
我们的业务可能会受到恐怖主义行为和相关中断的负面影响。
鉴于我们运输、加工、储存和销售的商品的波动性，我们的资产以及我们客户和本行业其他人的资产可能成为恐怖活动的目标。围绕俄罗斯入侵乌克兰的不确定性、包括以色列和哈马斯之间的中东冲突以及涉及伊朗及其代理人部队的冲突，或其他持续的军事行动，可能会以不可预测的方式影响我们的行动，包括基础设施可能成为恐怖主义行为的直接目标或间接伤亡。恐怖袭击可能造成价格大幅波动，扰乱我们的业务，限制我们进入资本市场的机会，或对我们的业务造成重大损害，例如我们生产、加工、运输或分销天然气、NGL或其他大宗商品的能力完全或部分中断。恐怖主义行为，以及应对恐怖主义行为或与恐怖主义行为有关的事件，可能会造成环境影响，导致收入大幅下降或重建或补救成本大幅下降，这可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
对我们信息技术基础设施的破坏，包括对我们或与我们互联的第三方的网络安全攻击造成的破坏，可能会干扰我们资产的安全运行，导致个人或专有信息泄露，并损害我们的声誉。
我们依赖我们的信息技术基础设施来处理、传输和存储电子信息，包括我们用来安全运营资产的信息。我们的董事会有监督 负责评估我们业务中固有的主要风险，包括网络安全风险，并审查管理层为应对和减轻此类风险所做的努力，包括制定和实施应对网络安全威胁的政策。我们已投入大量时间、人力和资金在我们的资讯科技基础设施上，并预期会继续投资。然而，我们当前信息技术基础设施和软件资产的年龄、操作系统或状况，以及我们维护和升级这些资产的能力，可能会影响我们抵御网络安全威胁的能力。虽然我们相信我们保持适当的信息安全政策、实践和协议，但我们经常面临网络安全和其他对我们的信息技术基础设施的安全威胁，其中可能包括对我们运营中的工业控制系统和运行我们的管道、工厂和资产的安全系统的威胁。我们面临非法进入我们的信息技术基础设施的企图，包括来自黑客的有组织的攻击，无论是国家支持的组织，
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“黑客活动家”，也就是个人。我们面临着窃取和滥用敏感数据和信息的威胁，包括客户和员工信息。我们还面临着获取与我们的资产有关的信息的企图，方法是试图通过针对拥有合法访问物理位置或信息的个人的欺骗行为来获得未经授权的访问。我们还面临网络安全风险，因为我们的业务运营与第三方互联，包括第三方管道、其他设施以及我们的承包商和供应商。此外，某些业务系统的入侵可能会影响我们正确记录、处理和报告财务信息的能力。我们的信息技术基础设施或物理设施遭到破坏，或其他中断，包括盗窃、破坏、欺诈或不道德行为造成的中断，这些中断可能会因俄罗斯入侵乌克兰或其他地缘政治紧张局势和冲突而增加，可能会导致我们的资产受损或毁灭、不必要的浪费、安全事件、环境损害、声誉损害、潜在责任、合同损失、与补救和诉讼相关的巨额成本、更严格的监管审查、增加的保险成本，并对我们的运营、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
如果与我们的管道和设施互连的第三方管道和其他设施无法运输天然气和NGL或处理天然气，我们的收入可能会受到不利影响。
我们依赖第三方管道和其他设施，为我们的管道和设施提供往返输送选择，以造福我们的客户。由于我们不拥有这些第三方管道或其他设施，它们的持续运营不在我们的控制范围之内。如果这些管道或设施因任何原因暂时或永久不可用，或者如果由于测试、线路维修、管道或设施损坏、运营压力降低、产能不足、信用要求提高或此类管道或设施收取的费率或其他原因而导致吞吐量减少，我们和我们的客户将减少向终端使用市场运输、存储或交付天然气或NGL产品的能力，或者接收混合NGL的交付能力，从而减少我们的收入。任何关键管道互联或第三方管道或设施运营的任何临时或永久性中断，都会导致我们管道或收集系统上的运输量大幅减少，或在我们设施内加工、分离、处理或储存，都可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
我们业务的某些组成部分的经营业绩可能会在季节性的基础上波动。
我们业务的某些组成部分的收入可能具有季节性特征。在该国的许多地区，天然气和其他燃料的需求在冬季达到顶峰。因此，我们未来的整体经营业绩可能会在季节性的基础上大幅波动。对天然气和其他燃料的需求可能与我们的预期有很大差异，这取决于我们设施和管道系统的性质和位置，以及我们的天然气运输安排相对于不寻常天气模式产生的需求的条款。
我们并不拥有我们的管道和设施所在的所有土地，这可能会扰乱我们的运营。
我们并不拥有建造我们的管道和设施的所有土地。因此，我们可能会增加成本，以保留所需的土地用途。在我们不拥有我们的设施所在土地的情况下，我们获得在特定时期内在第三方和政府机构拥有的土地上建造和运营我们的设施和收集系统的权利。此外，我们的一些设施根据有限期限的通行权穿过美洲原住民土地。我们可能对美洲原住民部落拥有的土地没有征用权。我们失去任何这些权利，由于我们无法续签通行权合同或其他原因，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
股东激进主义可能会对我们的业务造成负面影响。
近年来，股东激进主义，包括威胁或实际的委托书竞争，一直是针对许多上市公司的，包括我们的公司。我们是一位股东维权人士代理竞争的目标，这导致我们招致了巨额成本。如果股东维权人士再次对公司采取行动或威胁对公司采取行动，或试图参与公司的治理、战略方向或运营，我们可能会招致巨大的成本以及管理层的分心，这可能会对我们的业务或财务业绩产生不利影响。此外，维权人士和股东的行动可能会造成重大影响
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我们股票价格的波动基于临时或投机性的市场看法或其他因素，这些因素不一定反映我们业务的潜在基本面和前景。
我们的固定收益养老金计划的成本和资金义务以及我们其他退休后福利计划的成本受到我们无法控制的因素的影响。
我们已经确定了养老金计划和其他退休后福利计划。固定收益养老金计划下我们资金需求的时间和金额取决于我们控制的许多因素，包括养老金计划福利的变化，以及我们控制之外的因素，如资产回报、利率和养老金法律的变化。这些因素和其他因素的变化可能会显著增加我们的资金需求，可能会对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。
与我们的业务融资相关的风险
我们的信用评级如果被下调，可能会影响我们的流动性、获得资金的渠道，以及我们的经营成本。我们的信用评级是由独立的第三方决定的。
信用评级的下调增加了我们的借贷成本，并可能要求我们向交易对手提供抵押品，从而对我们的可用流动性产生负面影响。此外，我们进入资本市场的能力可能会受到信用评级下调的限制。
信用评级机构在分配信用评级时进行独立分析。分析包括业务构成、市场和运营风险等多项标准，以及各种财务测试。信用评级机构继续审查行业部门和各种债务评级的标准，并可能不时修改这些标准。评级机构可随时修改或撤销信用评级。截至本报告提交之日，我们已被信用评级机构授予投资级信用评级。
全球金融市场和整体经济的困难状况可能会对我们的业务和经营业绩产生负面影响。
我们的业务可能会受到不利的经济状况或未来全球金融市场中断的负面影响。这些潜在的负面影响包括工业或经济收缩，导致我们的产品和服务的能源需求减少和价格下降，以及收回客户欠我们的金额的难度增加。地缘政治紧张局势和冲突，包括中东地区以色列与哈马斯和伊朗或其代理人之间的冲突，以及俄罗斯正在入侵乌克兰和西方国家为应对这些冲突而采取的行动，已经并可能继续对全球金融市场产生不利影响。如果在需要时无法获得融资，或者只能以不利的条款获得融资，我们可能无法实施我们的业务计划，或以其他方式利用商业机会或应对竞争压力。此外，金融市场定期受到对美国财政和货币政策的担忧的影响。这些担忧，以及美国联邦政府为回应这些担忧而采取的行动，可能会对全球和美国的经济和金融市场产生重大和不利的影响，这可能会以上述方式对我们产生负面影响。
我们债务协议中的限制和我们的债务金额可能会影响我们未来的财务和运营灵活性。
截至2023年12月31日，我们的未偿还长期债务(包括本期和商业票据)总额为264亿美元。
管理我们负债的协议包含契约，限制我们和我们的主要子公司产生某些留置权以支持负债的能力，以及我们在某些情况下合并或合并或出售我们所有或基本上所有资产的能力。此外，我们的某些债务协议包含各种契约，其中包括限制或限制我们在违约事件持续期间进行某些分发的能力、我们的子公司产生额外债务的能力、以及我们和我们的主要子公司达成某些关联交易和某些限制性协议的能力。我们的某些债务协议还包含我们需要遵守的金融契约和其他限制，我们未来签订的那些债务协议可能也包含这些内容。
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我们的偿债义务和上述公约可能产生重要后果。例如，他们可以：
•使我们更难就我们的债务履行义务，这反过来又可能导致此类债务违约；
•损害我们未来为营运资金、资本支出、收购、一般公司目的或其他目的获得额外融资的能力；
•削弱我们承受业务或经济持续或未来衰退的能力；
•要求我们将运营现金流的很大一部分用于偿还债务，从而减少了用于营运资本、资本支出、收购、股息支付、一般公司用途或其他目的的现金；
•限制我们在计划或应对业务和我们所在行业的变化方面的灵活性，包括限制我们扩大或开展业务活动的能力，并阻止我们从事某些原本可能被认为对我们有利的交易。
我们遵守债务契约、偿还、延长或再融资现有债务以及获得未来信贷的能力，将主要取决于我们的经营业绩。我们对现有债务进行再融资或获得未来信贷的能力也将取决于信贷市场的当前状况和信贷的总体可获得性。如果我们无法遵守这些公约，履行我们的偿债义务，或以优惠条件获得未来的信贷，或者根本不能，我们可能会被迫重组或为我们的债务再融资，寻求额外的股本或出售资产。我们可能无法以令人满意的条款获得融资或出售资产，或者根本无法。
我们未能遵守管理我们债务的文件中的公约，可能会导致违约事件，这可能导致此类债务到期并应支付。在这种情况下，我们可能没有足够的流动性来偿还债务。此外，我们债务协议中的交叉违约或交叉加速条款可能会导致违约或加速对我们的流动性产生比单一债务工具违约或加速产生的更广泛的影响。有关我们的债务协议的更多信息，请阅读附注12-债务和银行安排。
利率的变化或利率的提高可能会对我们获得信贷、股价、我们为收购或其他目的发行证券或产生债务的能力以及我们以预期水平获得现金股息的能力产生不利影响。
近几年利率有所上升，未来可能还会增加。因此，未来信贷安排和债券发行的利率可能高于当前水平，导致我们的融资成本相应增加。与其他以收益为导向的证券一样，我们的股价将受到股息水平和隐含股息收益率的影响。股息收益率经常被投资者用来比较和排名收益率导向型证券，以供投资决策之用。因此，利率的变化，无论是积极的还是消极的，都可能影响投资于我们股票的投资者的收益要求，而不断上升的利率环境可能会对我们的股价以及我们为收购或其他目的发行股票或产生债务以及以我们预期的水平支付现金股息的能力产生不利影响。
我们的对冲活动可能并不有效，可能会增加我们业绩的波动性。
为了管理我们与大宗商品价格和市场波动相关的财务风险，我们已经并可能在未来签订合同，以对冲与我们的资产和业务相关的某些风险。在这些套期保值活动中，我们已经使用并可能在未来使用在场外市场或交易所交易的固定价格、远期、实物购买和销售合约、期货、金融掉期和期权合约。然而，任何单一的套期保值安排都不能充分解决给定合同中存在的所有风险。例如，一份能够有效对冲大宗商品价格波动风险的远期合约，不会对冲该合约的交易对手信用或履约风险。因此，未套期保值的风险将一直存在。虽然我们试图在我们的信用政策建立的指导方针内管理交易对手信用风险，但我们可能无法成功管理所有信用风险，因此，未来的现金流和经营业绩可能会受到交易对手违约的影响。标的头寸与金融工具在会计处理上的差异
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用于对冲合约价值可能会导致我们报告的净收入出现波动，而由于按市值计价，头寸是未平仓的。
我们和我们的客户获得资金的机会可能会受到金融机构有关化石燃料相关业务的政策的影响.
公众对气候变化潜在影响的担忧促使人们越来越多地关注化石燃料能源公司的资金来源。因此，某些金融机构、基金和其他资本来源限制或取消了它们对化石燃料相关能源的某些细分市场的投资。最终，限制化石燃料相关公司获得资本的渠道可能会使我们的客户更难获得勘探和生产活动的资金，或者我们更难获得增长项目的资金。资金的缺乏也可能间接影响对我们服务的需求，并直接影响我们为建设或其他基本工程项目提供资金的能力。
与法规相关的风险
我们业务的运营可能会受到监管程序、政府法规或其解释或实施的变化，或适用于我们的业务或客户的新法律或法规的引入的不利影响。
公众和监管机构对能源行业的审查导致提出和/或实施了更多的条例。这种审查还导致了各种调查、调查和法庭诉讼，包括能源行业事项的诉讼。在某些情况下，我们管道上的托运人和监管机构都有权挑战我们收取的费率。任何成功的挑战都可能对我们的运营结果产生实质性的影响。
某些调查、调查和法庭诉讼正在进行中。由于正在进行的调查、调查和法院诉讼的不确定性，或者联邦或州监管机构或私人原告进行的额外调查和诉讼的不确定性，可能会继续产生不利影响。此外，我们无法预测任何这些调查的结果，或者这些调查是否会导致针对我们的额外法律程序、民事或刑事罚款和/或惩罚，或其他监管行动，包括立法，这可能对我们的业务运营和我们的运营结果产生重大不利影响，或以其他方式增加我们的运营成本。当前的法律程序或其他事项，包括环境事项、诉讼、监管上诉和类似事项，可能会导致对我们不利的决定，其中包括可能导致施加巨额罚款和罚款，并可能损害我们的声誉。这种不利决定的结果，无论是单独的还是总体的，都可能是实质性的，可能不会完全或根本不在保险范围内。
此外，现有法规，包括与我们的企业就潜在资产退役和放弃活动提供的财务保证有关的法规，可能会以不同于先前监管行动的方式进行修订、重新解释或以其他方式执行。新的法律和法规，包括与石油和天然气对冲和现金抵押品要求有关的法律和法规，也可能被采纳或适用于我们、我们的客户或我们的业务活动。目前的美国政府及其政策往往反对开发或扩大化石燃料能源，这增加了此类法律和监管发展的可能性。如果实施与石油和天然气开采有关的新法律或法规，或者如果要求或实施额外或修订的报告、监管或许可暂停水平，包括与水力压裂相关的法律或法规，我们运输、收集、加工和处理的天然气和其他产品的数量可能会下降，我们的合规成本可能会增加，我们的运营结果可能会受到不利影响。
我们天然气管道的天然气销售、运输和储存业务受到FERC的监管，这可能会对它们制定运输和存储费率的能力产生不利影响，使它们能够收回运营各自管道和存储资产的全部成本，包括合理的回报率。
除了其他联邦、州和地方监管机构的监管外，州际管道运输和储存服务还受到FERC的监管。联邦法规扩展到以下事项：
•州际贸易中天然气的运输和转售；
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•费率、经营条件、服务类型和服务条件；
•认证和建造新的州际管道和储存设施；
•收购、扩建、处置或废弃现有的州际管道和储存设施；
•帐目和记录；
•折旧和摊销政策；
•与参与天然气业务营销职能的关联公司的关系；
•与州际天然气销售、购买或运输有关的市场操纵。
这些领域的监管或行政行动，包括针对天然气管道费率的成功投诉或抗议，可能会在许多方面影响我们的业务，包括降低关税和收入，减少我们管道的流量，增加我们的成本，以及以其他方式改变我们管道业务的盈利能力。
我们的运营受到环境法律法规的约束，包括与气候变化和温室气体排放相关的法律法规，这可能会使我们面临可能超出预期的巨额成本、负债和支出。
我们的行动受到广泛的联邦、州、部落和地方法律和法规的约束，这些法律和法规涉及环境保护、濒危和受威胁物种、向环境排放材料以及化学和工业设施的安全。在天然气的收集、运输、储存、加工和处理、天然气的分馏、运输和储存、原油运输和生产处理以及废物处理实践和建筑活动中，与环境法律和法规有关的大量成本、责任、延误和其他重大问题是固有的。新的或修订的环境法律和法规也可能导致我们为遵守这些法律和法规而产生的资本成本显著增加。不遵守这些法律、法规和许可可能会导致对行政、民事和/或刑事处罚的评估，施加补救义务，对许可施加更严格的条件或撤销许可，发布限制或阻止我们部分或全部业务的禁令，以及延迟或拒绝授予许可。
在不考虑某些环境法律和法规下的过错、受污染地区的补救以及与我们的物业和设施上、下或外的天然气、石油和废物相关的材料泄漏或泄漏的情况下，可能会招致连带严格的责任。私人当事人，包括我们的管道和收集系统所经过的财产以及用于回收或处置我们的废物的设施的所有者，可能有权提起法律诉讼，以强制执行合规，并就不符合环境法律法规或因我们的运营而造成的人身伤害或财产损失寻求赔偿。我们开展业务的一些地点位于现在或以前的第三方碳氢化合物储存和加工或石油和天然气作业或设施附近，存在污染从这些地点转移到我们的地点的风险。
我们通常对与我们的设施和资产的环境状况相关的所有负债负责，无论是收购的还是开发的，无论负债是何时产生的，也无论它们是已知的还是未知的。对于某些收购和资产剥离，我们可能会获得或被要求就可能使我们遭受重大损失的环境责任提供赔偿，而这些损失可能不在保险范围内。此外，我们可能需要采取步骤使某些设施合规，费用可能高得令人望而却步，我们可能需要关闭、剥离或改变这些设施的运营，这可能会导致我们蒙受损失。
此外，气候变化法规以及与这些法规和温室气体排放法规相关的成本可能会影响我们的业务。环境保护局的监管行动或新的气候变化法律或法规的通过可能会导致运营和维护我们的设施、在我们的设施上安装新的排放控制或管理任何温室气体排放计划的成本增加。我们认为，未来的政府立法和/或法规可能会要求我们限制与我们的业务相关的温室气体排放，或为此类排放购买限额。我们还可能被征收根据二氧化碳排放量或其他方面评估的碳税。然而，我们无法准确预测这些未来的监管可能采取什么形式，
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任何此类法规或它们何时可能生效。美国国会已经提出了几项立法法案，要求减少二氧化碳排放。以前审议的提案除其他外，包括对温室气体排放量的限制(所谓的“上限”)以及许可排放限额制度。这些建议可能要求我们减少排放或购买此类排放的额度。
除了联邦一级的活动外，州和地区的倡议也可能导致比联邦法规更早和/或独立于联邦法规的温室气体排放法规。这些法规可能比任何可能通过的联邦立法都更加严格。未来旨在减少温室气体排放的立法和/或法规可能会使我们的一些活动保持或运作起来不划算。我们继续监测这一领域的立法和监管发展，并在其他方面努力限制和减少我们设施的温室气体排放。尽管对温室气体排放的监管可能会对我们的运营和费率产生实质性影响，但我们认为，现在试图量化这些影响的潜在成本还为时过早。
如果我们无法收回或转嫁与遵守强加于我们的气候变化监管要求相关的大量成本，可能会对我们的运营结果和财务状况产生实质性的不利影响。
一般风险因素
我们不承保所有潜在的风险和损失，并可能因意外负债或我们的保险公司无法满足我们的索赔而受到严重损害。
根据行业惯例，我们为部分(但不是全部)风险和损失提供保险，并且仅限于我们认为适当的水平。如果发生保险范围以外的任何风险，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果、现金流以及我们偿还债务的能力产生实质性的不利影响。
如果不能吸引和留住一支合格的员工队伍，可能会对我们的经营业绩产生负面影响。
劳动力老化而没有适当的替代人员、技能设置与未来需求不匹配、吸引新的合格工人加入中游能源行业的挑战或合同劳动力不可用等事件可能会导致运营挑战，如缺乏资源、知识损失以及与技能发展相关的漫长时间段，包括与项目和持续运营相关的劳动力需求。未能雇用和充分获得替代员工，包括将重要的内部历史知识和专业知识转移给新员工的能力，或未来合同劳动力的可用性和成本，可能会对我们管理和运营业务的能力产生不利影响。如果我们不能成功地吸引和留住适当合格的工作人员，包括高级管理人员，业务结果可能会受到负面影响。
我们普通股的持有者可能不会收到预期数额的股息或任何股息。
我们可能没有足够的现金每季度支付股息或维持当前或预期的股息水平。我们派息的实际现金金额可能会在每个季度波动，并将取决于各种因素，其中一些因素是我们无法控制的，包括：
•我们的子公司分配给我们的现金数量；
•我们从运营中产生的现金数量，我们的营运资金需求，我们的资本支出水平，以及我们的借款能力；
•我们的契约和信贷安排以及我们的偿债要求中包含的限制；
•收购的成本(如果有的话)。
如果未能支付股息或未能按预期水平支付股息，可能会导致投资者信心丧失、声誉受损，以及我们的股票价格下跌。
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项目1B。未解决的员工意见
不适用。
项目1C。网络安全
我们认识到网络威胁的数量和复杂性日益增加，并认真履行保护我们职权范围内的信息和系统的责任。我们的网络安全流程旨在提供一种全面的方法来评估、识别和管理这些网络安全威胁带来的重大风险。
全面网络安全计划：我们实施了与美国国家标准与技术研究所网络安全框架相一致的全面网络安全风险管理计划(网络安全计划)。我们的网络安全计划为网络安全提供了一种基于风险的方法，并定制了安全控制，以便可以根据特定信息系统、控制系统和企业数据的风险和敏感性应用经济高效的控制。我们的网络安全计划融合了来自多个来源的最佳实践和行业标准，旨在遵守适用的法规。网络安全计划包括但不限于以下内容：风险评估、政策和程序、培训和意识、审计、合规监测和测试以及事件响应。
与全面风险管理整合：我们的网络安全流程已整合到我们的整体风险管理系统和流程中。我们将网络安全威胁风险与其他公司风险一起考虑，作为整体风险评估流程的一部分。我们的网络安全风险专业人员根据需要与主题专家合作，收集见解，以识别和评估重大网络安全威胁风险、其严重性和潜在缓解措施。
第三方参与：我们经常与专业的第三方评估员、顾问、审计师和其他专家合作，以审查、验证和增强我们的网络安全实践。他们的独立评估为我们的网络安全态势提供了一个外部视角，使我们能够利用行业的最佳实践，并确保我们的防御保持强大。参与这类进程的所有第三方都受到严格审查，以确保它们符合我们的安全标准。
对第三方服务提供商的监督：我们承认与使用第三方服务提供商相关的潜在风险。因此，我们建立了监督和识别可能与我们合作的第三方服务提供商相关的重大网络安全风险的流程。这包括在入职前进行彻底的、基于风险的尽职调查，执行安全评估，以及确认遵守我们的网络安全要求。我们还与这些供应商保持着积极的沟通渠道，以随时了解任何潜在的安全事件或担忧。
风险披露：我们描述来自网络安全威胁的风险如何对我们产生实质性影响，包括我们的业务战略、运营结果或财务状况，作为我们在本年度报告10-K表格第I部分第1A项披露的风险因素的一部分。
我们致力于不断加强我们的网络安全程序和做法，以应对我们所面临的威胁的动态性质，并确保我们的系统和数据的安全和完整性。
网络安全治理
网络安全是我们风险管理流程的重要组成部分，也是我们董事会和管理层关注的一个领域。我们组织的每个成员，从设施运营商到董事会成员，都有责任维护我们的网络安全。我们的首席信息安全官(CISO)负责我们的网络安全战略和执行，而董事会和审计委员会负责监督我们的网络安全风险。
网络安全执行顾问委员会(执行顾问委员会)由CISO领导，常设成员包括首席信息官(CIO)、首席财务官、首席人力资源官、总法律顾问和首席运营官。执行顾问委员会的目的是确保企业与网络安全计划保持一致，并提供对网络安全计划的行政监督。
我们的董事会负责监督与网络安全相关的政策和战略。作为这种监督的一部分，我们的CISO提供了一个网络安全仪表盘，董事会在每次定期的董事会会议上都会对该仪表盘进行审查，
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包括网络安全流程成熟度、运营绩效和企业在遵守运输安全管理局(TSA)方面的绩效的关键绩效指标。此外，我们的CIO和/或CISO每两年向董事会提交一次关于我们的网络安全风险和战略的报告，包括作为我们年度长期战略会议的一部分。审计委员会由独立董事组成，负责审查网络安全风险管理协议的实施和有效性，并审查作为公司会计和内部控制政策一部分的网络安全的有效性。作为这种监督的一部分，我们的首席信息官每两年向审计委员会提交一次报告，并定期与任何与网络安全有关的内部审计一起提交。此外，我们还制定了协议，根据这些协议，达到既定报告门槛的网络安全事件将在内部上报，并酌情向董事会报告，以及任何此类事件的持续更新，直至问题得到解决。
我们的CIO已经在Williams担任了10多年的职务，并拥有30多年的综合信息技术经验，职责范围广泛。自2013年以来，他一直为网络安全和风险管理项目提供高级领导支持。我们的首席信息官拥有俄克拉荷马大学的管理信息系统学士学位和达拉斯大学的工商管理硕士学位。
我们的CISO在威廉姆斯已经有25年了。在此期间，他在组织内的多个级别担任过各种IT职位，从网络工程到应用程序开发、项目管理，以及几个IT经理和董事的职位。自2017年以来，他一直负责我们的网络安全和风险管理项目。他积极参与政府和私营部门的伙伴关系，目前担任石油和天然气部门协调委员会即将离任的主席，最近担任美国州际天然气协会安全委员会主席。我们的CISO拥有俄克拉荷马大学的工商管理和管理信息系统学位，并获得了哈佛商学院高管教育的领导力认证。2018年，他获得了卡内基梅隆大学的首席信息安全官认证。
第二项。属性
请阅读“商务”一文，了解我们的主要物理资产的位置和一般特征。我们通常拥有自己的设施，尽管我们的管道和收集设施的很大一部分是根据他人拥有的财产的通行权、地役权、许可证、许可证或同意建造和维护的。
第三项。法律诉讼
环境
根据联邦、州和地方法律对向环境排放材料的监管，涉及政府当局的某些应报告的法律程序如下所述。虽然我们无法预测仍悬而未决的诉讼的最终结果，但如果我们在任何一个或多个此类诉讼中收到不利的结果，我们预计不会对我们的综合财务状况产生实质性影响。我们披露涉及政府当局的重大环境法律程序的门槛是100万美元，其中可能涉及经济制裁。
2016年1月19日，我们在蒙德斯维尔分馏塔设施收到了一份关于不遵守《清洁空气法》下某些泄漏检测和修复(LDAR)法规的通知，通知来自美国环保局第3区。随后，环保局指控我们的橡树林天然气厂类似地违反了某些LDAR法规。2018年3月19日，在对我们的前Ignacio天然气厂进行现场检查后，我们收到了来自EPA第8区的违反某些LDAR规定的通知。2018年3月20日，我们还收到了来自第8区环保局的关于我们的降落伞溪气厂违反某些LDAR法规的通知。所有此类通知随后都提交给了司法部(DoJ)的一名普通律师。我们已经与美国司法部和其他机构就全球解决这些设施的索赔以及某些其他设施被指控的违规行为达成了一项同意法令。同意法令于2023年12月26日生效，规定支付375万美元的民事罚款和禁令救济部分。
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本项目要求的其他环境事项在标题下说明“环境问题“在附注17-本报告第二部分财务报表第8项下所列的或有事项和承付款中，通过引用将这些资料并入本项目。
其他诉讼
本项目要求提供的补充资料载于本报告第二部分财务报表第8项下的附注17--或有事项和承付款，这些资料通过引用并入本项目。
第四项。煤矿安全信息披露
不适用。

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关于我们的执行官员的信息
截至2024年2月21日，我们每位高管的姓名、头衔、年龄、任职期限和最近的业务经验如下。
姓名和职位年龄
过去五年的业务经验（或相关业务经验）
Alan S.阿姆斯特朗612011年至今威廉姆斯公司董事、首席执行官兼总裁
董事首席执行官、总裁 2015年到2018Williams Partners LP董事会主席
  2014至2018年Williams Partners LP首席执行官
2012年到2018Williams Partners LP普通合伙人总监
迈克尔·G邓恩582017年至今威廉姆斯公司执行副总裁兼首席运营官
常务副总裁兼首席运营官 2017年至2018年Williams Partners LP普通合伙人总监
玛丽·A Hausman522022年至今威廉姆斯公司副总裁、首席会计官兼财务总监
总裁副首席财务官兼主计长2019年至2022威廉姆斯公司内部审计副总裁
2019威廉姆斯公司特别项目总监
2013年到2019NV Energy（伯克希尔哈撒韦能源公司）副总裁兼首席会计官
拉里·C拉森
492022年至今威廉姆斯公司收集和加工高级副总裁
高级副总裁收集与加工2020至2021年威廉姆斯公司战略发展副总裁
2019至2020年威廉姆斯公司Rocky Mountain Midstream副总裁
2018年至2019年威廉姆斯公司总经理落基山中游副总裁
2017年至2018年威廉姆斯公司中央服务副总裁
埃里克·J·奥蒙德
37
2023年至今
威廉姆斯公司项目执行高级副总裁
项目执行高级副总裁
2023
Crestwood Midstream Partners LP商业运营、工程和项目管理高级副总裁
2020年至2023年
Crestwood Midstream Partners LP工程与项目管理高级副总裁
2017年至2020
Crestwood Midstream Partners LP战略发展和新风险投资副总裁
黛比（考恩）皮克尔
462018年至今威廉姆斯公司高级副总裁兼首席人力资源官
高级副总裁和首席人力资源官2013年到2018科赫化学技术集团有限责任公司全球人力资源副总裁
45

姓名和职位年龄
过去五年的业务经验（或相关业务经验）
John D.波特542022年至今威廉姆斯公司高级副总裁兼首席财务官
高级副总裁和首席财务官2020至2021年威廉姆斯公司副总裁、首席会计官、主计长兼财务规划与分析
 2017至2019年威廉姆斯公司企业财务规划与分析以及投资者关系副总裁
2013年到2017威廉姆斯公司投资者关系和企业规划总监
查德·A特普利52
2023年至今
威廉姆斯公司变速箱和墨西哥湾高级副总裁
高级副总裁-输电和墨西哥湾
2020年至2023年
威廉姆斯公司项目执行高级副总裁
2017年至2020
MobiCorp（伯克希尔哈撒韦能源公司）业务政策和发展高级副总裁
T.莱恩·威尔逊
572017年至今威廉姆斯公司高级副总裁兼总法律顾问
高级副总裁与总法律顾问
查德·J·扎马林472023年至今威廉姆斯公司企业战略发展执行副总裁
企业战略发展执行副总裁2017年至2023年威廉姆斯公司企业战略发展高级副总裁
 2017年至2018年Williams Partners LP普通合伙人总监
2014年到2017
Cheniere Energy，Inc.管道和中游总裁


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第II部
第五项。注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券
我们的普通股在纽约证券交易所上市，代码为“WMB”。截至2024年2月16日营业结束时，我们有5，803 我们普通股的记录持有者。
股份回购计划
发行人购买股权证券
期间
购买的股份总数
每股平均支付价格

作为公开宣布的计划或计划的一部分购买的股票总数(1)

根据计划或计划可购买的最大股票数量(或近似美元价值)
2023年10月1日-10月31日— $— — $1,360,938,325 
2023年11月1日-11月30日— $— — $1,360,938,325 
2023年12月1日-12月31日— $— — $1,360,938,325 
总计— — 
(1)2021年9月，我们的董事会批准了一项最高美元限额为15亿美元的股票回购计划。回购可不时在公开市场、大宗购买、私下协商的交易中或以我们管理层决定的其他方式进行。我们的管理层还将根据市场状况和其他因素决定任何回购的时间和金额。股票回购计划并不要求我们购买任何特定数量的普通股，它可以在任何时候暂停或终止。此股票回购计划没有到期日。
性能图表
下面是一个折线图，比较了从2019年1月1日开始的五个财年期间，我们普通股的累计股东总回报(假设股息再投资)与S指数、彭博美洲石油管道指数和Arca天然气指数的累计总回报。彭博美洲管道指数由安桥、TC Energy Corporation、Kinder Morgan，Inc.、Oneok，Inc.、Cheniere Energy，Inc.、Pembina Pipeline Corporation、Targa Resources Corp.、Hess Midstream LP和Williams组成。Arca天然气指数由20多家天然气行业的高资本公司组成，主要涉及天然气勘探和生产以及天然气管道运输和输送。下图假设期初的投资为100美元。


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Item 5 Graph.jpg
201820192020202120222023
威廉姆斯公司100.0114.2105.5146.1194.2217.4
标准普尔500指数100.0131.5155.6200.3164.0207.0
彭博美洲管道指数100.0135.3107.0143.5165.8177.3
Arca天然气指数100.098.885.5137.1175.5189.1

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第7项。管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
一般信息
我们是一家致力于在提供安全输送天然气产品的基础设施方面处于领先地位的能源公司，以可靠地为清洁能源经济提供燃料。我们的业务位于美国。
我们的州际天然气管道战略是通过向大型和不断增长的市场提供高质量、低成本的天然气运输，最大限度地利用我们的管道能力来创造价值。我们的天然气管道业务的州际运输和储存活动受到FERC的监管，因此，我们在州际商业中运输天然气的费率和收费，以及延长、扩大或放弃司法设施和会计等，都受到监管。费率主要是通过FERC的费率制定过程确定的，但我们也可以根据我们的关税和FERC政策的条款与客户谈判费率。商品价格和运输量的变化对这些收入的短期影响有限，因为大部分服务成本是通过运输费率中的固定运力预订费收回的。
我们中游业务的持续战略是安全可靠地运营大型中游基础设施，在这种基础设施中，我们的资产可以得到充分利用，并降低单位成本。我们专注于通过为客户提供高度可靠的服务来始终如一地吸引新业务。这些服务包括天然气收集、加工、处理、压缩和储存、天然气分馏、运输和储存、原油生产装卸和运输，以及天然气、原油和天然气的营销服务。
与我们的首席运营决策者评估业绩和分配资源的方式一致，我们的业务在以下可报告的细分市场中进行、管理和展示：传输和墨西哥湾、东北G&P、西部和天然气&NGL营销服务。所有剩余的业务活动，包括我们的上游业务和公司活动，都包括在其他。我们的可报告部门包括以下业务活动：
•传输与墨西哥湾公司由我们的州际天然气管道、Transco、西北管道和Mountain West及其相关的天然气储存设施，以及墨西哥湾沿岸地区的天然气收集和加工以及原油生产处理和运输资产组成，其中包括在Gulfstar One公司51%的权益，湾流公司50%的股权投资，以及Discovery公司60%的股权方法投资。传输和墨西哥湾还包括在德克萨斯州北部提供服务的天然气储存设施和管道。
•东北G&P由我们在主要位于宾夕法尼亚州和纽约的马塞卢斯页岩地区以及俄亥俄州东部的尤蒂卡页岩地区的中游采集、加工和分离业务组成，以及在西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州运营的东北合资公司65%的权益，在俄亥俄州运营的Cardinal 66%的权益，对Laurel Mountain的69%的股权方法投资，对Blue racer的50%的股权方法投资，以及阿巴拉契亚中流投资公司。
•West由我们在科罗拉多州和怀俄明州落基山地区、得克萨斯州中北部巴尼特页岩区、得克萨斯州南部鹰福特页岩区、得克萨斯州东部和路易斯安那州西北部的海恩斯维尔页岩区、包括阿纳达科和二叠纪盆地的中大陆地区以及包括RMM在内的科罗拉多州DJ盆地的天然气收集、加工和处理业务组成，RMM以前是一种股权法投资，我们于2023年11月获得了剩余的所有权权益。这部分还包括我们的NGL储存设施，在堪萨斯州康威附近的一个NGL分馏塔中拥有50%的完整权益，对Oppl进行了50%的权益法投资，对Targa Train 7进行了20%的权益法投资，对Braos Permian II进行了15%的权益法投资。
•天然气和天然气营销服务由我们的天然气和天然气营销和交易业务组成，其中包括风险管理以及与天然气和天然气在具有战略定位的资产上的储存和运输相关的交易。
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除非另有说明，以下对经营结果、财务状况和流动资金的讨论和分析涉及我们目前的持续经营，应结合本报告第二部分第(8)项所载的合并财务报表及其附注阅读。
分红
2023年12月，我们定期支付了每股0.4475美元的季度股息。2024年1月30日，我们的董事会批准了定期季度股息，每股0.4750美元，于2024年3月25日支付。
业务成果一览
威廉姆斯公司的净收益(亏损)。 截至2023年12月31日的一年，比前一年增加了11.3亿美元。对我们结果的进一步讨论见本报告《运营结果》。
最新发展动态
扩建项目更新
下文描述了该期间的重大扩建项目更新，包括投入使用的项目。正在进行的主要扩张项目将在稍后的公司展望中讨论。
东北G & P
萨斯奎哈纳供应中心集聚扩建
我们已经与第三方就一个建设项目达成协议，以促进Susquehanna地区天然气产量的增长。我们建造了大约22英里的收集管道和相关的增量压缩。该系统新增天然气集输能力32万立方米/日。该项目于2023年第四季度投产。
尤蒂卡页岩集聚扩建
我们与第三方就一个建设项目达成了协议，以促进我们红衣主教收集系统在尤蒂卡地区的天然气产量增长。我们建造了大约30英里的收集管道和相关的增量压缩。该系统增加了1.25亿立方米/日的天然气增量收集能力。该项目一期于2023年第三季度投入使用，二期于2023年第四季度投入使用。
输电和墨西哥湾
区域能源获取
2023年1月，我们获得了FERC的批准，该项目将扩大Transco现有的天然气传输系统，以提供从宾夕法尼亚州东北部的接收点到宾夕法尼亚州、新泽西州和马里兰州的多个传送点的增量稳固运输能力。我们在2023年第四季度将项目的大约一半投入使用，并计划最早在2024年第四季度将项目的其余部分投入使用，前提是及时收到所有必要的监管批准。该项目预计将增加829Mdth/d的产能。
收购和资产剥离(见附注3-收购和资产剥离)
墨西哥湾沿岸存储设备收购
2024年1月3日，我们完成了以19.5亿美元从Hartree Partners LP手中以19.5亿美元收购位于路易斯安那州和密西西比州的天然气储存设施和管道战略投资组合的交易，这取决于营运资金和关闭后的调整。此次收购的目的是扩大我们在墨西哥湾沿岸地区的天然气储存足迹，并将在
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墨西哥段。收购墨西哥湾存储公司的资金来自手头的现金和1亿美元的递延对价。
收购DJ盆地
2023年11月30日，我们完成了对Cureton 100%的收购，Cureton的业务位于DJ盆地，价格为5.46亿美元，有待营运资金和交易完成后的调整。与此同时，我们以7.04亿美元完成了对我们的股权方法投资RMM额外50%的权益的收购。我们现在拥有并整合了RMM的100%股份。这些收购的目的是扩大我们在DJ盆地的采集和加工足迹。收购Cureton的资金来自手头的现金。几乎所有的RMM购买价格在2025年第一季度之前都不是付给卖方的，直到2024年第四季度才会产生利息，并且可以提前偿还而不会受到惩罚。这些业务是在西区内报告的。
出售某些墨西哥湾沿岸的液体管道
2023年9月29日，我们以3.48亿美元的价格完成了墨西哥湾沿岸地区各种石化和原料管道及相关合同的销售。作为这次销售的结果，我们在2023年在我们的输电线路和墨西哥湾部门记录了1.29亿美元的收益。
收购芒廷韦斯特
2023年2月14日，我们完成了对Mountain West管道控股公司100%的收购，其中包括FERC监管的州际天然气管道系统和天然气储存能力，以10.8亿美元的现金，由可用的短期流动性来源提供资金，并保留4.3亿美元的未偿还本金的Mountain West长期债务。收购Mountain West将我们现有的传输和存储基础设施足迹扩展到犹他州、怀俄明州和科罗拉多州的主要市场。这项业务在传输和墨西哥湾部分进行了报告。
反对能量转移的有利判断
自2016年以来，我们一直在特拉华州衡平法院与Energy Transfer Equity，L.P.(Energy Transfer)进行诉讼，涉及截至2015年9月28日的与Energy Transfer的协议和合并计划。2021年12月29日，法院作出了有利于我们的判决，金额为4.1亿美元，外加按合同利率计算的利息，以及我们合理的律师费和开支。2022年9月21日，特拉华州衡平法院做出了最终命令和判决，从2022年9月17日开始，判给我们6.02亿美元的终止费、律师费、费用和利息以及额外的利息。能源转移公司向特拉华州最高法院提出上诉。特拉华州最高法院于2023年7月12日举行了口头辩论。2023年10月10日，特拉华州最高法院发表意见，确认特拉华州衡平法院的裁决。2023年10月25日，Energy Transfer向特拉华州最高法院提交了重新辩论的动议，但被驳回。
2023年11月28日，我们收到了Energy Transfer为最终命令和判决支付的6.27亿美元。同日，我们支付了按或有费用计算的律师费。这导致报告的净收益为5.34亿美元能源转让诉讼判决的净收益在我们2023年12月31日终了年度的综合收益表中(见附注17--或有事项和承付款)。
西北管道FERC费率案和解
2022年11月15日，西北管道获得FERC的批准，通过了一项规定和和解协议，该协议从2023年1月1日起普遍降低费率，解决其他费率问题，建立现代化和减排计划，并履行其费率立案义务。和解协议中包括一些条款，规定暂停任何寻求在2026年1月1日之前实施新差饷的诉讼，并将在2028年4月1日之前对差饷进行一般差饷立案，除非我们已在该日期之前达成立案前和解。
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公司展望
我们的战略是提供大规模、可靠和清洁的能源基础设施，旨在最大限度地利用美国现有的大量天然气和天然气产品供应创造的机会。我们通过将对清洁燃料和原料日益增长的需求与我们在主要天然气和天然气产品供应盆地的主要地位联系起来，实现了这一目标。我们继续坚定地致力于安全、环境管理，包括寻求可再生能源企业的机会、卓越的运营和客户满意度。我们相信，实现这些目标将使我们能够为客户提供安全、可靠、清洁的能源服务，并为我们的股东带来诱人的回报。我们2024年的业务计划包括继续关注收益和现金流增长。

2024年，我们的经营业绩预计将受益于最近对墨西哥湾存储和DJ盆地的收购。我们还预计输电和墨西哥湾扩建项目(包括区域能源接入项目)带来的增长，以及我们整个采集和加工业务基于通胀的年度利率增长。这些增长被预期的Gas&NGL营销服务业绩下降、2023年没有实现的对冲收益以及阿巴拉契亚盆地预期交易量因预期大宗商品价格环境下降而部分抵消。

我们寻求保持强大的财务状况和流动性，并管理安全、清洁和可靠的多元化能源基础设施资产组合，继续为美国的关键成长型市场和供应池提供服务。我们2024年的增长资本和投资支出预计在14.5亿美元到17.5亿美元之间，不包括收购。2024年的增长资本支出主要包括Transco扩张，所有这些都与确定的运输协议、支持海恩斯维尔盆地增长的项目以及支持东北G&P业务的项目完全签约。我们还希望将资本投资于我们的其他细分市场。除了增长资本和投资支出，我们还将继续致力于维护我们的资产以实现安全可靠运营的项目，以及减少排放并履行法律、法规和/或合同承诺的项目。
可能影响我们计划执行的潜在风险和障碍包括：
•全球经济衰退，可能导致金融市场和商品价格下滑，并影响对天然气及相关产品的需求；
•反对和影响我们的基础设施项目的法规，包括延误或拒绝我们的项目所需的许可和批准的风险；
•交易对手信用和履约风险；
•资本支出意外大幅增加或基本建设项目执行出现延误，包括通货膨胀造成的增加或供应链中断造成的延误；
•客户钻探和生产活动的意外变化，可能对采集量和加工量产生负面影响；
•天然气和天然气产品需求低于预期，可能导致产量、能源商品价格和利润率低于预期；
•总体经济、金融市场或行业衰退，包括通胀和利率上升；
•对设施的有形损害，包括与天气有关的事件对近海设施的损害；
•第一部分第1A项所列的其他风险。本报告中的风险因素。
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扩建项目
我们正在进行的主要扩建项目包括：
输电和墨西哥湾
深水谢南多阿项目
2021年6月，我们与两个第三方达成协议，提供海上天然气集输服务和陆上天然气加工服务。该项目通过一条从Sherandoah平台到Discovery现有Keathley Canyon Connector管道的5英里海上横向管道，扩展了我们现有的墨西哥湾海上基础设施，在路易斯安那州的Larose增加了陆上处理设施，以处理预期的丰富的Sherandoah产量，天然气液体将被分馏并在Discovery位于路易斯安那州的Paradis工厂销售。我们计划在2024年第四季度将该项目投入使用。
“大户”深水项目
2021年8月，我们与两个第三方达成协议，提供海上天然气集输服务和陆上天然气加工服务。该项目通过一条26英里长的天然气横向管道，将我们现有的墨西哥湾西部近海基础设施扩展到现有的佩尔迪多天然气管道，并在我们现有的连接平台上增加了一条新的125英里长的石油管道，从大户平台到我们现有的连接平台。我们计划在2024年第四季度将该项目投入使用。
区域能源获取
2023年1月，我们获得了FERC的批准，该项目将扩大Transco现有的天然气传输系统，以提供从宾夕法尼亚州东北部的接收点到宾夕法尼亚州、新泽西州和马里兰州的多个传送点的增量稳固运输能力。我们在2023年第四季度将项目的大约一半投入使用，并计划最早在2024年第四季度将项目的其余部分投入使用，前提是及时收到所有必要的监管批准。该项目预计将增加829Mdth/d的产能。
南区可靠性增强
2023年7月，我们获得了FERC对该项目的批准，该项目涉及扩展Transco现有的天然气传输系统，以提供从弗吉尼亚州和北卡罗来纳州的接收点到北卡罗来纳州的交货点的增量稳固运输能力。我们计划最早在2024年第四季度将该项目投入使用，前提是及时收到所有必要的监管批准。该项目预计将增加423Mdth/d的产能。
德克萨斯州至路易斯安那州能源通道
2024年1月，我们获得了FERC对该项目的批准，该项目涉及对Transco现有的天然气传输系统进行扩展，以提供从德克萨斯州南部的接收点到德克萨斯州和路易斯安那州的传送点的稳定运输能力。我们计划最早在2025年第一季度将该项目投入使用，前提是及时收到所有必要的监管批准。该项目预计将通过增加运力、将可中断运力转换为固定运力和利用现有运力相结合，提供364Mdth/d的新固定运输服务。
东南能源连接器
2023年11月，我们获得了FERC对该项目的批准，该项目涉及对Transco现有的天然气传输系统进行扩展，以提供从密西西比州和阿拉巴马州的接收点到阿拉巴马州的一个交货点的增量稳固运输能力。我们计划在2025年第二季度将该项目投入使用，前提是及时收到所有必要的监管批准。该项目预计将增加150Mdth/d的产能。
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英联邦能源连接器
2023年11月，我们获得了FERC对该项目的批准，该项目涉及对Transco现有的天然气传输系统进行扩展，以在弗吉尼亚州提供额外的固定运输能力。我们计划最早在2025年第四季度将该项目投入使用，前提是及时收到所有必要的监管批准。该项目预计将增加105Mdth/d的产能。
阿拉巴马州佐治亚州连接器
2023年4月，我们向FERC提交了该项目的申请，该项目涉及扩展Transco现有的天然气传输系统，以提供从我们位于阿拉巴马州的85站集合点到佐治亚州客户的增量稳固运输能力。我们计划最早在2025年第四季度将该项目投入使用，前提是及时收到所有必要的监管批准。该项目预计将增加64Mdth/d的产能。
加强东南地区的供应
我们计划最早在2024年第三季度向联邦能源研究委员会提交该项目的申请，该项目涉及扩展Transco现有的天然气传输系统，以提供从弗吉尼亚州和北卡罗来纳州的接收点到弗吉尼亚州、北卡罗来纳州、南卡罗来纳州、佐治亚州和阿拉巴马州的交货点的增量稳固运输能力。我们计划最早在2027年第四季度将该项目投入使用，前提是及时收到所有必要的监管批准。该项目预计将增加1,587Mdth/d的产能。
逆冲西行挤压扩张
2023年11月，我们向FERC提交了该项目的申请，其中涉及对Mountain West的现有天然气传输系统进行扩展，以提供从怀俄明州Wamsutter的多个接收点到怀俄明州Opal的一个交货点的增量稳固运输能力。我们计划最早在2025年第四季度将该项目投入使用，前提是及时收到所有必要的监管批准。该项目预计将增加325Mdth/d的产能。
东北G & P

基数聚集展开

我们与第三方达成了一项协议，以促进尤蒂卡页岩地区的天然气产量增长。我们计划建造大约8英里的集输管道和相关的增量压缩。该系统一旦建成，将增加125MMcf/d的增量产能，并将向第三方提供天然气收集服务。该项目预计将于2025年第三季度投入使用。
西
路易斯安那州能源门户
2022年6月，我们宣布打算建设新的天然气收集资产，预计将收集海恩斯维尔页岩盆地生产的1.8Bcf/d天然气，运往高端市场，包括Transco、工业市场和墨西哥湾沿岸不断增长的液化天然气出口需求。该项目预计将于2025年下半年投入使用。
海恩斯维尔集结扩建
2023年2月，我们宣布与第三方达成协议，促进海恩斯维尔盆地天然气产量的增长。我们计划建设一个绿地聚集系统，以支持第三方2.6万英亩的奉献。该系统一旦建成，将为
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第三方。第三方还同意了我们路易斯安那州能源门户项目的长期产能承诺。该项目预计将于2025年下半年投入使用。
关键会计估计
按照公认的会计原则编制财务报表需要管理层作出估计和假设。我们认为，这些估计和假设的性质是重大的，这是由于必要的主观性和判断，或该等事项对变化的敏感性，以及这些因素对我们的财务状况或运营结果的影响。
养恤金和退休后债务
我们有养老金和其他退休后福利计划，需要使用假设和估计来确定福利义务和成本。这些估计和假设涉及重大判断，实际结果可能与预期的不同。使用的估计和假设包括计划资产的预期长期回报率、贴现率、现金余额利息贷记率和员工人口统计数据，包括退休年龄和死亡率。这些假设每年都会进行审查，并根据需要进行调整。用于计算福利义务和成本的假设见附注7--雇员福利计划。
下表列出了因具体假设变化1个百分点而导致的定期福利费用和债务净额增加(减少)的估计数字。
 效益成本福利义务
 一是-
百分比-
点
增加		一是-
百分比-
点
减少量		一是-
百分比-
点
增加		一是-
百分比-
点
减少量
 (百万)
养老金福利：
贴现率
$3 $(4)$(73)$85 
预期长期计划资产收益率
(11)11 — — 
现金余额利息贷记率
5 (4)54 (47)
其他退休后福利：
贴现率
(3)4 (13)16 
预期长期计划资产收益率
(3)3 — — 
我们计划资产的预期长期回报率是在每个财年开始时确定的，基于我们的第三方独立投资顾问对至少10年的历史回报、前瞻性资本市场预期，以及投资策略和投资组合中资产类别的相对权重。2023年，我们用于养老金计划的计划资产的预期长期回报率为5.17%。2023年，我们养老金计划的实际计划资产回报率约为11.4%。截至2023年12月的10年平均养老金计划资产回报率约为6.4%。计划资产的预期回报率本质上是长期的，不会受到短期市场表现的重大影响。
我们养老金和其他退休后福利计划的贴现率是根据我们计划特有的方法单独确定的，该方法考虑了高质量公司债券的收益率曲线和每个计划的预期福利现金流的持续时间。
现金余额利息贷记利率假设代表养老金计划的现金余额账户预计增长的平均长期利率。现金余额账户的利息以30年期美国国债利率为基础。
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经营成果
综合概述
下表和讨论是我们截至2023年12月31日的三个年度合并经营业绩的总结，应与分部的经营业绩一起阅读，在本次合并概览讨论后将进一步详细讨论。
 截至十二月三十一日止的年度：
 2023
零钱美元
从…
2022*
%的变化
从…
2022*
2022
零钱美元
从…
2021*
%的变化
从…
2021*
2021
 (百万)
收入：
服务收入
$7,026 +490 +7 %$6,536 +535 +9 %$6,001 
服务收入-商品考虑
146 -114 -44 %260 +22 +9 %238 
产品销售
2,779 -1,777 -39 %4,556 +20 — %4,536 
大宗商品衍生品净收益（损失）
956 +1,343 NM(387)-239 -161 %(148)
总收入
10,907 10,965 10,627 
成本和支出：
产品成本
1,884 +1,485 +44 %3,369 +562 +14 %3,931 
净加工商品费用151 -63 -72 %88 +13 +13 %101 
运营和维护费用
1,984 -167 -9 %1,817 -269 -17 %1,548 
折旧及摊销费用
2,071 -62 -3 %2,009 -167 -9 %1,842 
销售、一般和管理费用
665 -29 -5 %636 -78 -14 %558 
出售业务的收益
(129)+129 NM— — — %— 
其他(收入)费用-净额
(30)+58 NM28 -12 -75 %16 
总成本和费用
6,596 7,947 7,996 
营业收入(亏损)4,311 3,018 2,631 
权益收益(亏损)589 -48 -8 %637 +29 +5 %608 
其他投资收入（损失）-净108 +92 NM16 +9 +129 %7 
利息支出(1,236)-89 -8 %(1,147)+32 +3 %(1,179)
能源转让诉讼判决的净收益
534 +534 NM— — — %— 
其他收入(支出)-净额99 +81 NM18 +12 +200 %6 
所得税前收入(亏损)4,405 2,542 2,073 
减去：所得税拨备(福利)1,005 -580 -136 %425 +86 +17 %511 
持续经营的收入(亏损)3,400 2,117 1,562 
非持续经营的收益(亏损)(97)-97 NM— — — %— 
净收益(亏损)
3,303 2,117 1,562 
减去：可归因于非控股权益的净收益(亏损)
124 -56 -82 %68 -23 -51 %45 
威廉姆斯公司的净收益(亏损)。
$3,179 +1,130 +55 %$2,049 +532 +35 %$1,517 
_______
* + =有利的变化;- =不利的变化; NM =由于符号变化、分母为零或百分比变化大于200，百分比计算没有意义。

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2023年与2022年
服务收入增加主要是由于：
•输电和墨西哥湾部门的收购量增加;
•我们东北G & P部门的销量和费率更高;部分被抵消
•较低的费率，部分被西部分部的较高销量所抵消。
的净总和 服务收入-商品考虑, 产品销售, 产品成本，与产品销售相关的商品衍生品的净已实现损益以及我们可报告分部（不包括其他）的净已实现加工商品费用包括我们的 商品利润率. 产品销售以及我们其他部门大宗商品衍生品的已实现净损益，反映了与我们上游业务相关的销售，包括已实现产品净销售额s.
服务收入-商品对价，这是我们以商品的形式收到的用于提供加工服务的付款，减少的主要原因是NGL价格下降。这些NGL数量中的大部分在处理的月份内销售，并在产品成本下面。
这个产品销售减少主要包括：
•减少我们天然气和天然气营销服务部门的营销活动；
•其他地区上游业务的销售额较低；
•较低的权益NGL销售价格，主要是在我们的西部和传输和墨西哥湾部分；
•较低的系统管理天然气销售，主要是在我们的西部和传输和墨西哥湾部门。
由于我们作为天然气营销客户的代理，我们的天然气营销产品销售额是扣除天然气和天然气营销服务部门内这些活动的相关成本后列报的。
商品衍生品的净收益(亏损)包括下列衍生工具的已实现和未实现损益总收入主要在我们的天然气和天然气液化气营销服务、西部和其他细分市场(见附注16-商品衍生产品)。
我们经历了重大的收益波动，因为衍生品需要进行公允价值会计，以对冲基础运输和储存投资组合的部分经济价值以及与上游相关的生产。然而，未实现公允价值计量损益一般会被相关生产或运输及储存合约的经济价值的估值变动所抵销，直至相关交易发生时才予以确认。
这个产品成本减少主要包括：
•降低我们天然气和天然气营销服务部门的营销活动；
•降低作为与我们股权NGL生产活动相关的商品对价获得的NGL的相关成本；
•较低的系统管理天然气采购，主要是在我们的西部和传输和墨西哥湾部分。
净加工商品费用增加主要是由于：
•与加工厂减少购买天然气有关的商品衍生品未实现损益的不利变化(见附注16--商品衍生品)；
57

•部分被天然气购买量下降所抵消，这是由于我们的权益NGL生产活动主要在我们的西部和传输和墨西哥湾部门的价格较低。
运营和维护费用增长主要是由于运营成本上升，包括与2023年2月收购Mountain West、2022年4月收购Trace以及2022年8月收购NorTex Asset相关的成本增加，以及运营和维护活动的范围和时机增加。
折旧及摊销费用增加主要与我们的上游资产有关，以及在2023年2月收购Mountain West、2022年4月收购TRACE和2022年8月收购NorTex Asset时收购的资产。这一增长被与我们2021年Sequent收购相关的无形资产摊销减少部分抵消。
销售、一般和管理费用增长主要是由于收购和与收购Mountain West相关的过渡相关成本。
出售业务的收益由于我们出售墨西哥湾沿岸地区的某些液体管道(见附注3-收购和资产剥离)。
其他(收入)费用-净额在营业收入(亏损)变化良好的主要原因是：
•与西北管道递延所得税影响相关的监管责任相关的有利变化，以及与Transco的估计递延州所得税税率下降相关的2022年监管费用的缺失；
•不存在2022年因Eminence储藏洞废弃而造成的损失；
•2023年与合同和解相关的收益。
权益收益(亏损)不利的变化主要是由于Laurel Mountain的减少以及我们在AUX Sable Liquid Products LP的14%所有权相关的或有亏损应计部分，但被Blue racer和Oppl的增加部分抵消。
中国经济形势的有利变化其他投资收入（损失）-净包括更高的现金和现金等价物余额赚取的更高利息收入，以及通过收购剩余50%的所有权将我们在RMM的现有权益法投资重新计量为公允价值而获得的收益(见附注3-收购和剥离)。
这一增长利息支出主要是由于我们2023年的债务发行和Mountain West的长期债务(见附注12-债务和银行安排)，但因与正在进行的扩建项目相关的资本化利息增加而部分抵消。
这个能源转让诉讼判决的净收益由于对我们对能源转让的投诉的最终命令和判决做出了有利的裁决(见附注17--或有事项和承诺)。
中国经济形势的有利变化其他收入(支出)-净额在下面营业收入(亏损)包括在我们的输电和墨西哥湾部分的建设期间使用的资金(股权AFUDC)的股权津贴的增加，以及其他项目中递延税收的相关影响。
所得税拨备(福利)不利的变化主要是由于较高的税前收入，没有与2022年释放递延所得税资产估值免税额相关的福利，与我们对这两个时期的州递延所得税税率估计的降低相关的较低福利，以及没有2022年的联邦所得税和解。关于两个时期的有效税率与联邦法定税率的比较，见附注6--所得税拨备(福利)。
非持续经营的收益(亏损)2023年包括1.25亿美元的税前费用，以增加与我们的阿拉斯加炼油厂污染诉讼相关的应计负债，但被相关所得税影响部分抵消(见附注17-或有事项和承诺)。
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中国的不利变化可归因于非控股权益的净收益(亏损)主要是由于红衣主教和东北合资公司的业绩较高。
2022年与2021年
服务收入增长主要是由于有利的大宗商品价格以及我们某些西部和东北部G&P业务的年度合同率上升所推动的更高的采集率和加工率，更高的数量，包括来自TRACE收购和NorTex资产购买的业务量，与2021年12月在Transco全面投入使用的Leidy South扩建项目相关的更高的运输费收入，以及更高的可报销电力成本和储电率，这在很大程度上被运营和维护费用.
服务收入-商品考虑增长主要是由于NGL价格上涨，但NGL销量下降部分抵消了这一增长。这些收入代表我们以商品形式收到的对价，作为提供加工服务的全额或部分付款。这些NGL数量中的大部分是在处理的月份内销售的，因此在产品成本下面。
产品销售增长主要是由于更高的营销销售价格和销量，包括与2021年第三季度收购Sequent和2022年第二季度收购Trace相关的销量增加。产品销售此外，由于与上游业务和系统管理气体销售相关的销售量和价格上升，以及与我们的权益NGL销售活动相关的价格上升和销量下降，我们的价格也有所增长。这些增长被天然气营销销售的不利变化部分抵消，这主要是由于将2022年遗留天然气营销收入与相关成本实现净额计算的影响(见附注1-一般、业务说明、列报基础和重要会计政策摘要)。由于我们是天然气和NGL营销服务部门的天然气营销客户的代理，我们的天然气营销产品销售额是扣除这些活动的相关成本，包括2022年大幅降低的成本或天然气库存的可变现净值调整后列报的。
中国的不利变化商品衍生品的净收益(亏损)主要反映我们的天然气和NGL营销服务部门的未实现净亏损增加，以及与我们其他部门的衍生品合同相关的已实现净亏损增加。我们西部部门较低的已实现净亏损和2022年我们其他部门的未实现净收益部分抵消了这些影响。
产品成本减少主要是由于将2022年遗留天然气营销收入与相关成本实现净额计算的影响。这一下降部分被与我们的NGL营销活动相关的更高的价格和数量所抵消，包括与2022年第二季度的收购有关的数量的增加，以及我们的NGL库存的成本或可变现净值调整在2022年大幅下降。产品成本亦因较高的系统管理气体采购，以及与作为与我们权益NGL生产活动相关的商品代价而取得的数量相关的较高NGL价格而增加。
净加工商品费用下降主要是由于2022年用于加工厂收缩天然气采购的衍生品的未实现净收益的影响，以及与我们的权益NGL生产活动相关的天然气采购量下降的影响，但被较高的已实现净价格部分抵消。
运营和维护费用增加的主要原因是运营和维护费用增加，包括6300万美元的可偿还电力和储存费用增加，这些费用在#年大幅抵销服务收入。这一增长也是由于与我们上游业务相关的费用增加，与Transco于2021年12月投入使用的Leidy South扩建项目相关的成本增加，与员工相关的费用增加，以及与2022年收购TRACE和NorTex Asset收购相关的费用增加。
折旧及摊销费用增加的主要原因是在Sequent和Trace收购中获得的无形资产的摊销，以及Transco与ARO修订相关的折旧增加(抵消其他(收入)费用-净额在营业收入(亏损)因此不会对我们的经营业绩造成净影响)，但被我们西区某些退役设施没有2021年折旧所部分抵消。
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销售、一般和管理费用增长主要是由于2021年7月收购Sequent导致与员工相关的支出增加，以及各种公司成本的支出增加，包括支持与天然气采购、传输和交付相关的排放跟踪和量化工作的技术成本。
其他(收入)费用-净额在营业收入(亏损)不利的变化主要是由于与Eminence储藏洞废弃和监测有关的费用，以及与Transco估计的递延州所得税税率下降相关的监管费用，但被ARO折旧的递延抵消(在#年抵消折旧及摊销费用因此不会对我们的运营结果产生净影响)。
权益收益(亏损)有利的变化主要是由于我们整个西部部门的投资增加，包括RMM和Laurel Mountain，但被阿巴拉契亚中游投资的减少部分抵消。
所得税拨备(福利)有利的变化主要是由于与我们对州递延所得税税率估计的降低相关的好处、与估值免税额的发放相关的好处以及联邦和解，但部分被较高的税前收入所抵消。关于两个时期的有效税率与联邦法定税率的比较，见附注6--所得税拨备(福利)。
中国的不利变化可归因于非控股权益的净收益(亏损)主要是由于东北合资公司的业绩较高。
年度经营业绩--分部
我们根据以下指标评估部门的运营业绩修改后的EBITDA。注18-分部披露包括对这一非GAAP衡量标准的调整净收益(亏损)。管理用途修改后的EBITDA因为它是投资者用来比较公司业绩的公认财务指标。此外，管理层认为，这项措施为投资者提供了对我们资产运营业绩的更好的视角。 修改后的EBITDA不应孤立地考虑或作为根据GAAP编制的绩效衡量标准的替代品。
输电和墨西哥湾
截至十二月三十一日止的年度：
202320222021
(百万)
服务收入$3,858 $3,579 $3,385 
服务收入-商品考虑（1）38 64 52 
产品销售（1）252 404 349 
大宗商品衍生品已实现净收益（损失）（1）
2 — — 
细分市场收入4,150 4,047 3,786 
产品成本（1）(246)(399)(349)
加工商品净费用（1）(13)(26)(17)
其他分部成本和费用(1,157)(1,141)(982)
出售业务的收益
129 — — 
股权法投资的比例修改EBITDA205 193 183 
输电和墨西哥湾修改EBITDA$3,068 $2,674 $2,621 
商品利润率$33 $43 $35 
_______________
(1)包括须于 商品利润率.
60

2023年与2022年
输电和墨西哥湾修改EBITDA增长主要是由于更高的服务收入以及一个从出售业务中获得收益。
服务收入增长主要是由于：
•由于收购Mountain West而增加2.22亿美元，主要是运输和仓储收入；
•由于收购NorTex Asset，主要是在存储和运输收入方面增加了4200万美元；
•墨西哥湾东部沿岸地区增加3,000万美元，主要是由于魔鬼塔新油井的产量增加，但部分被Norphlet管道由于自然下降而产量减少所抵消；
•与2023年第四季度部分投入使用的区域能源获取扩建项目相关的Transco收入增加了1500万美元；
•Transco和西北管道与短期公司运输相关的收入增加了1200万美元；部分抵消了
•减少1900万美元，原因是西北管道2023年1月1日生效的FERC利率案件和解费率较低；
•可报销电费和储电费减少1 400万美元，但被电费和储电费的类似变化所抵消，反映在其他分部成本和费用；
•由于2023年9月出售墨西哥湾沿岸地区的某些液体管道，减少了1000万美元，主要是运输收入(见附注3--收购和剥离)。
商品利润率这主要是由于我们的权益NGL减少了1,500万美元，这是由于权益NGL销售的已实现净定价不佳，但与我们的权益NGL生产活动相关的天然气采购价格下降部分抵消了这一影响。
其他分部成本和费用增加主要是由于：
•运营和管理成本上升，包括与我们的Mountain West收购和NorTex Asset收购相关的运营、采购和过渡成本上升；以及与一般维护活动的时间和范围相关的成本上升，主要是在Transco，但被可报销的电力成本和存储成本的降低部分抵消，这些成本被以下所反映的电力报销和存储收入的类似变化所抵消服务收入以及降低与员工相关的成本；
•项目可行性成本上升；部分抵消
•与监管责任相关的有利变化，这些债务是为西北管道递延所得税的影响而建立的，与上述FERC利率案件和解有关服务收入以及不存在与Transco估计的递延州所得税税率降低相关的2022年监管费用；
•由于Transco的资本支出增加，AFUDC的权益发生了有利的变化；
•2022年没有与Eminence储藏洞废弃有关的损失。
出售业务的收益反映了2023年9月在墨西哥湾沿岸地区出售某些液体管道所确认的收益(见附注3--收购和资产剥离)。
61

2022年与2021年
输电和墨西哥湾修改EBITDA增长主要是由于更高的服务收入，部分被更高的其他分部成本和支出。
服务收入增长主要是由于：
•Transco的服务收入增加了1.63亿美元，主要与2021年12月全面投入使用的Leidy South扩建项目、停车场和贷款服务、短期公司运输、总体需求和大宗商品手续费收入有关。此外，2022年受益于自2022年第二季度起生效的更高的可偿还电力成本和储电率，但部分抵消了较低的套现附加费，所有这些都被以下所反映的电力、储存费和套现费用的类似变化所抵消其他分部成本和费用；
•墨西哥湾东部沿岸地区增加2100万美元，主要是由于2021年由于生产商运营问题和与天气有关的事件而没有临时关闭，导致产量处理和采集量增加，但被湾星一号的减少部分抵消，后者主要是由于自然下降导致产量处理、收集和运输量下降；
•增加1600万美元，主要与2022年8月收购NorTex带来的存储和运输收入有关；部分抵消了
•西墨西哥湾沿岸地区减少1,300万美元，主要是在Perdido，原因是2022年由于生产商运营问题导致临时停机导致运输和采集量减少。
商品利润率与我们的股权NGL相关的NGL增加了500万美元，主要是由于有利的NGL销售价格，但与我们的股权NGL生产活动相关的天然气采购价格上涨部分抵消了这一增长。
其他分部成本和费用增加的主要原因是运营成本增加，包括可报销的电力成本和存储成本增加，但被有利的套现费用部分抵消，所有这些都被下列反映的电费、套现费用和存储收入的类似变化所抵消服务收入。 此外，2022年还受到与Leidy South扩建项目相关的成本上升的影响；主要与Transco、墨西哥湾沿岸地区和西北管道的一般维护有关的维护成本；与Eminence存储洞穴废弃和监控相关的费用；以及与Transco估计的递延州所得税税率下降相关的监管费用、更高的员工相关成本、公司分配以及在收购NorTex资产时收购的运营。这些增长被Transco与ARO相关的折旧延期的有利变化部分抵消。
62

东北G & P
截至十二月三十一日止的年度、
202320222021
(百万)
服务收入$1,896 $1,654 $1,528 
服务收入-商品考虑（1）5 14 7 
产品销售（1）132 134 99 
细分市场收入2,033 1,802 1,634 
产品成本（1）(123)(135)(99)
加工商品净费用（1）(2)(3)(2)
其他分部成本和费用(566)(522)(503)
股权法投资的比例修改EBITDA574 654 682 
东北G & P修改EBITDA$1,916 $1,796 $1,712 
商品利润率$12 $10 $5 
(1)包括须于 商品利润率.
2023年与2022年
东北G & P修改EBITDA增长主要是由于更高的服务收入，由下限部分抵消股权法投资的比例修改EBITDA和更高的其他分部成本和费用.
服务收入增加主要是由于：
•东北合资公司的收入增加了9200万美元，主要与运输和分级、加工和收集量的提高以及加工率的提高有关;
•尤蒂卡页岩地区收入增加8400万美元，主要与年度服务合同成本重新确定和产量增加导致的集油率提高有关，但部分被2022年释放面积专用收益的缺乏所抵消;
•Susquehanna Supply Hub的收入增加了6100万美元，主要与费率上升以及产量增加有关。
其他分部成本和费用增加的主要原因是经营范围扩大、或有亏损应计和营业税金增加。
股权法投资的比例修改EBITDA在Laurel Mountain，由于基于大宗商品的采集率、MVC和成交量较低，以及AUX Sable Liquid Products LP，主要由于我们在与我们14%所有权相关的或有亏损应计项目中所占份额为3100万美元。蓝色赛车公司的增长主要是由于采集量和加工量的增加，部分抵消了这一下降。此外，阿巴拉契亚中游投资额的增长主要是由于马塞卢斯南部采集量增加和年率上升，但由于年度服务合同成本重新确定和布拉德福德供应中心采集量减少，部分抵消了采集率下降的影响。
63

2022年与2021年
东北G & P修改EBITDA增长主要是由于更高的服务收入，由下限部分抵消股权法投资的比例修改EBITDA和更高的其他分部成本和费用.
服务收入增加主要是由于：
•东北合资公司的收入增加了6400万美元，主要是由于采集量、加工量和分馏量的增加以及加工率的提高；
•尤蒂卡页岩地区收入增加4300万美元，主要原因是年度服务合同成本重新确定导致采集率提高，以及发放种植面积奉献的收益；
•与可偿还费用相关的收入增加1 400万美元，但被#中反映的费用的类似变化所抵消其他分部成本和费用；
•Susquehanna Supply Hub的收入没有变化，主要与较高的采集率有关，但被较低的采集量所抵消。
其他分部成本和费用增加的主要原因是业务费用增加，包括电费和燃料费增加，但这一费用在#年被部分抵消服务收入.
股权法投资的比例修改EBITDA阿巴拉契亚中游投资的下降主要是由于年度服务合同成本重新确定以及交易量下降导致的采集率下降。此外，Blue Racer的销量下降主要是由于销量下降。这一下降被劳雷尔山的增长部分抵消，主要是由于大宗商品采集率较高。
64

西
截至十二月三十一日止的年度、
202320222021
(百万)
服务收入$1,502 $1,542 $1,248 
服务收入–商品考虑（1）
103 182 179 
产品销售（1）441 841 643 
与服务收入相关的大宗商品衍生品已实现净收益（损失）
82 (1)(15)
与产品销售相关的商品衍生品的已实现净收益（损失）（1）
7 (3)(29)
大宗商品衍生品已实现净收益（损失）
89 (4)(44)
细分市场收入2,135 2,561 2,026 
产品成本（1）(425)(813)(608)
加工商品净费用（1）(92)(105)(85)
其他分部成本和费用(542)(564)(477)
股权法投资的比例修改EBITDA162 132 105 
西修正EBITDA$1,238 $1,211 $961 
商品利润率$34 $102 $100 
________________
(1)包括须于 商品利润率.
2023年与2022年
西修正EBITDA增加主要是由于 与服务收入相关的商品衍生品的已实现净收益（损失）， 更高股权法投资的比例修改EBITDA， 和下 其他分部成本和费用， 部分被下调所抵消 商品利润率 和服务收入。
服务收入下降主要是由于：
•巴尼特页岩地区减少1.2亿美元，主要是由于不利的大宗商品定价导致采集率下降;
•Eagle Ford Shale地区减少了1300万美元，主要是由于MVP收入下降，但部分被采集率上升和采集量增加所抵消;
•与可报销的压缩机功率和燃料采购相关的减少了600万美元，主要是由于价格下降，但这被类似的变化所抵消 其他分部成本和费用；部分抵消
•海恩斯维尔页岩地区增加6900万美元，主要与采集量增加有关，包括生产商活动的增加和2022年4月对TRACE的收购，但被不利的大宗商品定价导致的较低费率部分抵消；
•DJ盆地区域增加2500万美元，主要与2023年11月的DJ盆地收购有关(见附注3--收购和资产剥离)；
65

•我们其他NGL业务增加了1,500万美元，这主要是由于一份新合同以及更高的分馏费用，主要是由于产量增加，部分被较低的天然气价格导致的较低费率所抵消。
与服务收入相关的大宗商品衍生品已实现净收益（损失）反映出相对于我们的天然气对冲头寸，已确定的大宗商品价格发生了有利的变化。
商品利润率减少6,800万美元，主要是由于权益NGL减少4,600万美元，其他销售活动减少1,400万美元，这主要是由于已实现商品净定价较低所致。
其他分部成本和费用减少的主要原因是，由于价格变化，我们的净不平衡负债发生了有利的变化，2023年第一季度的合同和解有利，公司拨款减少，以及可报销的压缩机功率和燃料购买量减少，这在很大程度上抵消了服务收入。 这些项目被与运营相关的运营费用增加(包括在TRACE收购和DJ盆地收购中收购的运营费用)、Wamsutter的系统收益减少以及2023年第四季度持有待售资产的减记而部分抵消。
股权法投资的比例修改EBITDA增长主要是由于Oppl的交易量增加以及RMM的交易量增加，但由于RMM于2023年11月30日进行了整合，因此部分被较低的比例结果所抵消。
2022年与2021年
西修正EBITDA增长主要是由于更高的服务收入和有利的变化商品衍生品的已实现净收益(亏损)，部分抵消， 其他分部成本和支出。
服务收入增加主要是由于：
•海恩斯维尔页岩地区增加1.86亿美元，主要是由于采集量增加，包括收购TRACE的采集量，以及有利的大宗商品定价推动的采集率提高；
•Barnett页岩地区增加9600万美元，主要是由于有利的大宗商品价格推动了更高的采集率；
•增加1400万美元，主要是因为新合同的分馏量增加，导致分馏费增加；
•Eagle Ford页岩地区增加400万美元，主要是由于MVC收入增加，采集率上升，以及递延收入摊销增加，但由于生产商活动减少，产量下降，大大抵消了这一增长；部分抵消了
•瓦姆苏特地区的收入减少了1000万美元，主要是由于MVC收入下降。
与服务收入相关的大宗商品衍生品已实现净收益（损失）由于结算商品价格相对于我们的对冲头寸发生了变化，因此发生了有利的变化。
我们股权NGL的产品利润率增加了600万美元，这主要是由于与我们股权NGL生产活动相关的天然气采购净实现价格上升部分抵消了NGL已实现净销售价格的上升。此外，与我们的权益NGL生产活动相关的权益NGL销售量和天然气采购量较低，主要是由于客户合同的变更。来自其他销售活动的利润增加了1600万美元，主要是由于凝析油销售增加和有利的定价。营销利润率下降2000万美元，主要是由于2021年第一季度没有冬季风暴URI的有利影响。
其他分部成本和费用增加的主要原因是与活动的时间和范围有关的运营费用增加，包括在收购跟踪中收购的业务，以及#年资产出售没有收益
66

2021年，更高的公司分配，与收购相关的收购成本，以及由于定价变化导致我们的净不平衡负债的不利变化。
股权法投资的比例修改EBITDA增长主要是由于Oppl的交易量增加以及RMM的大宗商品价格和交易量增加。
天然气和液化天然气营销服务
截至2013年12月31日的一年，
202320222021
(百万)
服务收入$1 $3 $3 
产品销售（1）2,060 3,534 4,292 
商品衍生工具的已实现净收益（损失）（1）
115 17 25 
商品衍生工具未实现净收益（损失）
702 (321)(109)
大宗商品衍生品净收益（损失）
817 (304)(84)
细分市场收入2,878 3,233 4,211 
加工商品净费用内商品衍生工具未实现净收益（损失）
(43)47 — 
产品成本（1）(1,786)(3,228)(4,152)
其他分部成本和费用(99)(92)(37)
天然气和液化天然气营销服务修改EBITDA$950 $(40)$22 
商品利润率$389 $323 $165 
________________
(1)包括须于 商品利润率.
2023年与2022年
天然气和液化天然气营销服务修改EBITDA 增加主要是由于 商品衍生工具未实现净收益（损失）在细分市场收入和更高的商品利润率，部分被不利的变化抵消商品衍生工具未实现净收益（损失）在净加工商品费用.
商品利润率增加6,600万美元，主要原因是：
•我们的天然气营销业务增加了6500万美元，包括1.29亿美元的天然气储存营销利润率上升，这主要是由于成本或可实现净值调整的较低的1.11亿美元的有利变化；以及没有与2022年剩余确认购买会计库存公允价值调整相关的1500万美元的费用。我们天然气营销利润率的增长部分被6400万美元的天然气运输能力营销利润率下降所抵消，这是因为不太有利的已实现净价差；
•我们的NGL营销利润率增加了100万美元，包括成本或可变现净值库存调整较低的2000万美元的有利变化，但被运输和分馏费用的增加以及由于NGL价格的不利变化导致的2023年库存销售净已实现损益与2022年相比的不利变化部分抵消。
商品衍生工具未实现净收益（损失）在细分市场收入和净加工商品费用指在会计上未被指定为套期保值的衍生工具合约。与2022年相比，2022年的变化主要是由于2023年远期大宗商品价格相对于我们的对冲头寸的变化。
67

2022年与2021年
天然气和液化天然气营销服务修改EBITDA 减少的主要原因是衍生工具的未实现净亏损增加以及其他分部成本和费用，部分被更高的商品利润率.
商品利润率增加1.58亿美元，主要原因是：
•天然气营销利润率增加1.88亿美元，其中包括：
◦天然气运输能力营销利润率增加3.01亿美元，主要原因是2021年第三季度收购Sequent，以及2022年与2021年相比有利价差的增加；部分抵消了
◦与我们传统的天然气营销业务相关的5800万美元的减少，主要是由于2021年第一季度没有冬季风暴URI的有利影响；
◦天然气储存营销利润率下降5500万美元，主要是由于较低的成本或可变现净值库存调整增加1.15亿美元和更高的储存费用，但与2021年相比，2022年更高的储存撤回部分抵消了这一影响。
•我们的NGL营销利润率下降了3,000万美元，这主要是由于2022年成本或可变现净值库存调整的降低。
商品衍生工具未实现净收益（损失）变化主要是由于2021年7月收购Sequent，以及与2021年相比，2022年远期大宗商品价格相对于我们的对冲头寸的变化。
其他分部成本和费用增加的主要原因是与Sequent收购相关的员工相关成本增加以及公司分配增加。
其他
 截至2013年12月31日的一年，
 202320222021
 (百万)
服务收入$16 $24 $32 
产品销售（1）442 706 333 
商品衍生工具的已实现净收益（损失）（1）
47 (104)(20)
商品衍生工具未实现净收益（损失）
1 25 — 
大宗商品衍生品净收益（损失）
48 (79)(20)
细分市场收入506 651 345 
其他分部成本和费用(197)(217)(167)
能源转让诉讼判决的净收益
534 — — 
股权法投资的比例修改EBITDA
(2)— — 
其他修改后的EBITDA$841 $434 $178 
净实现产品销售额$489 $602 $313 
________________
(1)包括须于 净实现产品销售额.
68

2023年与2022年
其他修改后的EBITDA增加主要是由于 能源转让诉讼法官的净收益t（见注释17 -或有事项和承诺），部分被上游业务的业绩下降所抵消，其中包括以下内容：
•减少1.13亿美元 净实现产品销售额主要是由于净实现商品价格下降，但部分被产量增加相关的销售额增加所抵消。海恩斯维尔页岩地区新井天然气产量的增加和瓦姆萨特地区新井原油产量的增加被瓦姆萨特地区天然气和液化天然气产量的减少部分抵消了2023年冬季恶劣天气影响导致的瓦姆萨特地区天然气和液化天然气产量的减少;
•2400万美元的不利变化 商品衍生工具未实现净收益（损失）由于与2022年相比，2023年远期大宗商品价格相对于我们的对冲头寸发生变化;部分被抵消
•增加 其他分部成本和费用与上游业务相关的主要原因是产量增加和与2023年冬季恶劣天气相关的支出增加，但相关从价和生产税下降部分抵消了这一影响，这是由于大宗商品价格下降以及瓦姆苏特地区天然气和天然气产量下降所致。
其他分部成本和费用与上游业务无关的业务减少，主要是由于没有与2022年第三季度或有亏损应计相关的1,100万美元费用，以及与监管资产相关的1,900万美元有利变化，这些变化与建设期间使用的股权基金的递延税收影响有关。
2022年与2021年
其他修改后的EBITDA增长主要是由于我们的上游业务增加了2.48亿美元的业绩，其中包括：
•增加2.89亿美元净实现产品销售额主要原因是2022年大宗商品价格上涨，部分抵消了2021年冬季风暴URI的有利影响以及2021年气候变化的不利影响商品衍生工具的已实现净收益(亏损)由于大宗商品价格相对于我们的对冲头寸增加，以及与2021年相比，2022年对冲的生产量增加。净实现产品销售额由于2021年新油井产量增加以及与收购更多所有权权益相关的产量增加，产量也有所增加；
•2500万美元的有利变化商品衍生工具未实现净收益（损失）由于远期商品价格相对于我们的对冲头寸的变化，以及与2021年相比，2022年对冲的生产量增加；部分抵消了
•6600万美元的增长其他分部成本和费用主要由于上游业务的规模扩大和相关的生产税增加，这也受到大宗商品价格和产量增加以及税率上升的影响。
其他分部成本和费用还包括与2022年或有亏损应计项目相关的1100万美元费用，但没有与2021年或有亏损应计项目相关的1000万美元费用，大大抵消了这笔费用。
69

管理层对财务状况和流动性的探讨与分析
概述

我们继续关注收益和现金流的增长，注意到经营活动提供的净收入和现金都出现了显著增长。2023年期间，投资和融资支出包括25亿美元的资本支出，16亿美元的收购，包括Mountain West和Cureton，以及向普通股股东支付的22亿美元股息。这些支出的部分资金来自经营活动提供的59亿美元现金(其中包括与我们有利的能源转移诉讼结果相关的5.34亿美元净额--见附注17--或有和承诺)，以及来自借款活动的25亿美元现金。我们的财务状况也反映了RMM收购的递延对价义务(见附注3-收购和资产剥离)。今年年底，我们拥有21.5亿美元的现金和现金等价物如本公司综合资产负债表所载。另请参阅以下标题为现金来源(用途).
展望
我们2024年的增长资本和投资支出目前预计在14.5亿美元至17.5亿美元之间，不包括19.5亿美元的墨西哥湾存储收购(见附注3-收购和剥离)。2024年的增长资本支出主要包括Transco扩张，所有这些都与确定的运输协议、支持海恩斯维尔盆地增长的项目以及支持东北G&P业务的项目完全签约。我们还希望将资本投资于我们的其他细分市场。除了增长资本和投资支出，我们还将继续致力于维护我们的资产以实现安全可靠运营的项目，以及减少排放并履行法律、法规和/或合同承诺的项目。我们打算在支付股息后用可用现金为2024年计划的几乎所有资本支出提供资金。我们保留灵活地调整增长资本和投资支出的计划水平，以应对经济状况或商业机会的变化，包括回购我们的普通股。
2024年1月5日，我们发行了21亿美元的长期债务(见附注12-债务和银行安排)。
截至2023年12月31日，我们有大约2.337美元的长期债务在一年内到期。我们可用于解决这些到期日的潜在流动性来源包括手头现金、再融资收益、我们的信贷安排或商业票据计划，以及资产货币化收益。
流动性
根据我们预测的运营现金流水平和其他流动性来源，我们预计2024年将有足够的流动性来管理我们的业务。我们潜在的内部和外部流动性的物质来源和用途如下：
资料来源：
手头现金及现金等价物
运营产生的现金
来自我们权益法被投资人的分配
使用我们的信贷安排和/或商业票据计划
发行债务和/或股权证券的现金收益
资产货币化收益
用途：
营运资金要求
资本和投资支出
产品成本
天然气和天然气营销服务运输和储存能力以及天然气供应的付款
包括人力资本支出在内的其他运营成本
向我们的股东支付季度股息
根据我们的信贷安排和/或商业票据计划偿还借款
偿债，包括支付长期债务
对非控股权益的分配
股份回购计划
70

截至2023年12月31日，我们有大约23.376美元的长期债务在一年后到期。见附注12--未来五年到期总额的债务和银行安排。我们可用于解决这些到期日的潜在流动性来源包括运营产生的现金、再融资收益、我们的信贷安排或商业票据计划，以及资产货币化收益。
与我们上面讨论的计划流动性水平相关的潜在风险包括之前在公司展望中讨论的风险.
截至2023年12月31日，我们的营运资金赤字为13.17亿美元，包括现金和现金等价物以及一年内到期的长期债务。我们的可用流动资金如下：
可用流动资金2023年12月31日
 (百万)
现金和现金等价物$2,150 
我们37.5亿美元信贷安排下的可用容量，减去我们35亿美元商业票据计划下的未偿还金额(1)3,025 
$5,175 
__________
(1)在管理我们的可用流动资金时，我们预计最大未偿还金额不会超过我们的信贷安排的能力，包括我们商业票据计划下的任何未偿还金额。截至2023年12月31日，我们有7.25亿美元的未偿还商业票据。2023年，我们的商业票据计划和信贷安排下的最高未偿还金额为7.3亿美元。截至2023年12月31日，我们遵守了与我们的信贷安排相关的金融契约。有关我们的信贷安排和商业票据计划的更多信息，请参阅附注12-债务和银行安排。
分红
我们将向普通股股东发放的定期季度现金股息从2022年每个季度的每股0.425美元增加到2023年每个季度的0.4475美元，增幅约为5.3%。
注册
在我们的货架登记声明到期之前，我们预计将作为知名经验丰富的发行商提交一份新的货架登记声明。
权益法被投资人的分配
我们采用权益法投资的实体的组织文件一般要求定期将其可用现金分配给其成员。在每一种情况下，可用现金在一定程度上都会被用于运营各自业务的准备金所减少。见附注8--我们更重要的权益法被投资人的投资活动。
信用评级
我们能够借到钱的利率受到我们的信用评级的影响。目前的评级如下：
评级机构展望高级无担保
债务评级
标普全球评级稳定BBB
穆迪投资者服务公司稳定Baa2
惠誉评级稳定BBB
这些信用评级仅供参考，并非购买、出售或持有我们证券的建议，每个评级都应独立于任何其他评级进行评估。即使我们达到或超过其当前评级，也无法保证信用评级机构将继续给予我们投资级评级
71

投资等级比率的标准。我们的信用评级下调可能会增加我们未来的借贷成本，如果评级降至投资级以下，可能需要我们向第三方提供额外的抵押品，从而对我们的可用流动性产生负面影响。
现金来源(用途)
下表总结了所列每个期间的现金和现金等值物的来源（用途）（表中引用的注释，请参阅合并财务报表注释）：
 现金流截至2013年12月31日止的年度，
 类别202320222021
 (百万)
现金和现金等价物的来源：
经营活动提供(使用)的现金净额
运营中$5,938 $4,889 $3,945 
长期债务收益(see注12）
融资2,755 1,755 2,155 
商业票据（支付）收益-净额
融资372 345 — 
出售业务收益 (见注3)
投资
346 — — 
现金和现金等价物的使用：
资本支出投资(2,516)(2,253)(1,239)
支付的普通股股息融资(2,179)(2,071)(1,992)
购买业务，扣除收购现金后的净额(见注3)
投资(1,568)(933)(151)
偿还长期债务 (see注12）
融资(634)(2,876)(894)
支付给非控股权益的股息和分配融资(213)(204)(187)
股票法投资的购买和贡献 (see注8）
投资(141)(166)(115)
购买库存股
融资
(130)(9)— 
其他来源/（用途）-净融资和投资(32)(5)16 
增加(减少)现金和现金等价物$1,998 $(1,528)$1,538 
经营活动
决定经营活动的因素与影响经营活动的因素基本相同 净收益(亏损)，但非现金项目除外，例如 折旧及摊销, 递延所得税准备(利益), 股权（收益）损失, 商品衍生工具未实现（收益）净损失, 出售业务收益， 库存减记， 和股票奖励的摊销。
我们的经营活动提供(使用)的现金净额2023年比2022年有所增加，主要是由于营业收入增加（不包括之前讨论的非现金项目），以及净运营资本和保证金要求的有利变化，部分被较低的营业收入所抵消 股权投资对象的分配.
我们的经营活动提供(使用)的现金净额2022年较2021年有所增长，主要原因是运营收入增加(不包括前面讨论的非现金项目)、保证金要求的有利变化以及更高的股权投资对象的分配，部分被净营运资本的不利净变化所抵消。
环境
我们是处于不同阶段的某些环境活动的参与者，包括评估研究、清理行动和/或某些地点的补救进程，其中一些目前并不属于我们(见附注17--应急和承诺)。我们正在与其他可能负责任的各方、环境保护局或其他政府当局协调努力，监测这些地点。我们对以下事项负有连带责任
72

在其中一些活动中与第三方无关，在其他活动中完全负责。目前对这类活动最有可能的费用估计约为4800万美元，所有这些费用都包括在应计负债和其他流动负债和监管负债、递延收入和其他在截至2023年12月31日的综合资产负债表中。我们将寻求通过未来的天然气传输费率收回与我们的州际天然气管道补救活动有关的大约300万美元的应计费用。这些费用的其余部分将由业务提供资金。在2023年期间，我们为清理和/或补救和监测活动支付了大约700万美元。我们预计在2024年为这些活动支付大约900万美元。对最有可能的清理成本的估计通常基于完成的评估研究、初步研究结果或我们在其他类似清理行动中的经验。截至2023年12月31日，某些评估研究仍在进行中，最终结果可能会对最有可能的成本产生不同的估计。因此，实际产生的成本将取决于在这些地点发现的最终污染量、类型和程度，环境保护局或其他政府当局规定的最终清理标准，以及其他因素。
美国环保局和各州监管机构经常提出和颁布新的规则，并对现有规则发布更新的指导意见。这些规则的制定包括但不限于往复式内燃机和内燃机最大可实现控制技术的规则，对国家环境空气质量标准的审查和更新，以及针对挥发性有机化合物和甲烷的新的和现有的源性能标准的规则。我们不断监测这些监管变化以及它们可能如何影响我们的运营。实施新的或修改的法规可能会对我们的运营造成影响，并增加增加财产、厂房和设备--网络在综合资产负债表中 对于受影响地区的新设施和现有设施；然而，由于监管机构对最终规则内容和适用时间框架的不确定性，我们目前无法合理估计这些监管影响的成本。
我们认为，审慎产生的环境评估和补救成本以及与遵守环境标准相关的成本可以通过我们州际天然气输送管道的费率收回。从历史上看，除了有限的例外情况外，我们一直被允许收回这些环境成本，我们的意图是通过未来的费率申报继续寻求收回这些成本。
73

第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
利率风险
我们目前的利率风险敞口主要与我们的债务组合有关。我们的债务组合主要由固定利率债务组成，这减轻了利率波动的影响。我们的信贷安排下的任何借款和我们商业票据计划下的任何发行都可能以可变利率进行，并可能使我们面临利率上升的风险。我们长期债务组合的到期日在一定程度上受到我们经营资产的预期寿命的影响。我们可利用利率衍生工具对冲与未来债务发行有关的利率风险(见附注12-债务及银行安排)。
下表按到期日提供了截至2023年12月31日、2023年和2022年我们的利率风险敏感工具的信息。有关确定长期债务公允价值的方法，请参阅附注15--公允价值计量、担保和信用风险集中。
20242025202620272028此后(1)总计
公允价值2023年12月31日
(百万)
长期债务，包括流动部分：
固定费率$2,338 $2,263 $2,345 $1,993 $1,445 $15,329 $25,713 $25,553 
加权平均利率4.9 %5.0 %5.1 %5.0 %5.1 %5.1 %
商业票据（2）
$725 $— $— $— $— $— $725 $725 
20232024202520262027此后(1)总计
公允价值2022年12月31日
(百万)
长期债务，包括流动部分：
固定费率
$629 $2,281 $1,619 $1,245 $1,993 $14,787 $22,554 $21,569 
加权平均利率5.0 %5.0 %5.1 %5.0 %5.0 %5.1 %
商业票据（2）
$350 $— $— $— $— $— $350 $350 
__________________
（1） 包括未摊销折扣/溢价和债务发行成本。
（2） 截至2023年12月31日和2022年12月31日的商业票据加权平均利率分别为5.6%和4.8%。
商品价格风险
我们通过天然气和NGL营销活动（包括购买、销售、运输和储存产品的合同）面临商品价格风险。我们定期通过各种交易所交易和场外能源合同（例如远期合同、期货合同和基差掉期）以及实物交易来管理这种风险。尽管许多用于管理大宗商品风险的合同都是衍生工具，但这些经济对冲并未指定或不符合对冲会计处理的资格。
我们还通过上游业务以及某些收集和加工合同面临大宗商品价格的风险。我们使用衍生工具锁定一部分预期未来产量的远期销售价格，并锁定一部分大宗商品收集和加工量的NGL利润率。这些经济对冲不指定用于对冲会计处理。
74

我们的商品衍生品合约于2023年和2022年12月31日的到期日如下：
总计
公平
价值		成熟性
资产（负债）的公允价值计量使用（1）
2024
2025 - 2026
2027 - 2028+
(百万)
1级（2）$138 $110 $33 $(5)
2级(166)14 (71)(109)
3级53 2 16 35 
截至2023年12月31日未完成合同的公允价值
$25 $126 $(22)$(79)
总计
公平
价值		成熟性
资产（负债）的公允价值计量使用（1）
20232024 - 20252026 - 2027+
(百万)
1级（3）$(2)$11 $(9)$(4)
2级(586)(171)(224)(191)
3级(56)(19)2 (39)
截至2022年12月31日未平仓合同的公允价值
$(644)$(179)$(231)$(234)
_______________
(1)见附注15--公允价值计量、担保和信用风险集中，以讨论公允价值层次内的逐级估值技术。本公司综合损益表确认的公允价值变动金额见附注16-商品衍生工具。
(2)商品衍生品资产和负债不包括第一级中200万美元的净现金抵押品。
(3)大宗商品衍生品资产和负债不包括1级2.02亿美元的净现金抵押品。
风险价值(VaR)
VaR是在特定时间段内投资组合价值的最大预期损失，预计在给定的概率范围内不会超过该损失。由于计算VaR的因素不同，我们的VaR可能无法与其他公司的VaR进行比较。我们的VaR是使用参数模型确定的，具有95%的可信区间和一天的持有期，这意味着95%的时间，头寸组合的一天损失风险预计小于或等于计算出的VaR金额。我们的未平仓敞口是根据既定的政策管理的，这些政策限制了市场风险，并要求每天向管理层报告预测的财务损失。由于我们通常管理实物天然气资产，并通过在期货市场进行套期保值来经济地保护我们的头寸，我们的未平仓敞口通常会得到缓解。我们使用每日风险测试，使用VaR和压力测试来评估我们头寸的风险。
我们积极监控未平仓商品营销头寸和由此产生的VaR，并保持相对较小的风险敞口，因为总购买量接近卖出量，未平仓天然气价格风险最小。从2022年第二季度开始，随着我们的传统交易活动与收购Sequent时获得的业务进一步整合，我们现在为我们的综合天然气交易业务计入VaR。2022年第一季度的VaR仅反映了传统的Sequent业务。
75

截至2023年12月31日，与我们的综合天然气交易业务相关的VaR为900万美元，截至2022年12月31日，VaR为1000万美元。我们有以下所示时期的VaR：
截至12月31日的12个月
2023年12月31日
截至9个月。
2022年12月31日
截至3月31日的三个月。
2022年3月31日
交易
交易
仅序列号
(百万)
平均值$6 $10 $6 
高$13 $39 $10 
低$4 $4 $4 
我们的非交易投资组合主要由大宗商品衍生品组成，这些衍生品对冲了我们的上游业务和某些采集和加工合同。截至2023年12月31日，与这些大宗商品衍生品相关的VaR为300万美元，2022年12月31日为800万美元。我们有以下所示时期的VaR：
截至12月31日的12个月
2023年12月31日
止六个月
2022年12月31日
(百万)
平均值$4 $16 
高$8 $33 
低$2 $7 
76

项目8. 财务报表和补充数据
独立注册会计师事务所报告
致本公司股东及董事会
威廉姆斯公司

对财务报表的几点看法
我们审计了所附威廉姆斯公司(本公司)截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的综合资产负债表，截至2023年12月31日期间每一年的相关综合收益表、全面收益(亏损)表、权益和现金流量变化表，以及列于指数第15(A)项的相关附注和财务报表附表(统称为“综合财务报表”)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司于2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的综合财务状况，以及截至2023年12月31日的三个年度的综合运营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。

我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013框架)》中确立的标准，对公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们于2024年2月21日发布的报告对此发表了无保留意见。

意见基础
该等综合财务报表由本公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的综合财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，必须对公司保持独立性。

我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于合并财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。

77

关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指已向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期财务报表审计所产生的事项，(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露，(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们不会通过传达下面的关键审计事项来提供关于关键审计事项或与之相关的账目或披露的单独意见。
养老金福利义务
有关事项的描述
截至2023年12月31日，公司的养老金福利债务总额为10.06亿美元，超过了11.67亿美元养老金计划资产的公允价值，导致养老金福利债务超支1.61亿美元。如综合财务报表附注7所述，本公司利用主要假设厘定退休金福利负债。

审计养恤金债务很复杂，由于计量过程中使用的精算假设(例如贴现率和现金余额利息贷记率)具有判断性，因此需要专家参与。这些假设对预计福利义务有重大影响。
我们是如何在审计中解决这个问题的
我们取得了了解，评估了设计，并测试了与养老金福利债务的计量和估值相关的控制措施的操作有效性，包括对管理层审查养老金福利债务的控制，重要的精算假设和数据输入。

为了测试养老金福利义务，我们的审计程序包括评估所使用的方法、上文讨论的重要精算假设以及公司使用的基础数据。我们将管理层使用的精算假设与历史趋势进行了比较，并评估了自上一年以来资金状况的变化。此外，我们还请我们的精算专家协助我们的程序。例如，我们评估了管理层确定贴现率的方法，贴现率反映了福利支付的到期日和持续时间，并用于衡量养老金福利义务。作为评估的一部分，我们独立开发了一系列收益率曲线，我们将预测的现金流与上一年进行了比较，并将本年度支付的福利与上一年的预计现金流进行了比较。为了测试现金余额利息贷记率，我们独立计算了一系列利率，并将它们与管理层使用的利率进行了比较。我们还测试了基础数据的完整性和准确性，包括参与者数据。
/s/ 安永律师事务所
自1962年以来，我们一直担任本公司的审计师。
俄克拉荷马州塔尔萨
2024年2月21日


78

威廉姆斯公司
综合损益表
截至十二月三十一日止的年度：
202320222021
(百万，不包括每股金额)
收入：
服务收入$7,026 $6,536 $6,001 
服务收入-商品考虑146 260 238 
产品销售2,779 4,556 4,536 
大宗商品衍生品净收益（损失）
956 (387)(148)
总收入10,907 10,965 10,627 
成本和支出：
产品成本1,884 3,369 3,931 
净加工商品费用151 88 101 
运营和维护费用1,984 1,817 1,548 
折旧及摊销费用2,071 2,009 1,842 
销售、一般和管理费用665 636 558 
出售业务收益（注3)
(129)— — 
其他（收入）费用-净额(30)28 16 
总成本和费用6,596 7,947 7,996 
营业收入(亏损)4,311 3,018 2,631 
权益收益(亏损)
589 637 608 
其他投资收入（损失）-净108 16 7 
利息支出
(1,236)(1,147)(1,179)
能源转让诉讼判决净收益（注17）
534 — — 
其他收入（费用）-净额99 18 6 
所得税前收入(亏损)4,405 2,542 2,073 
减去：所得税拨备(福利)1,005 425 511 
持续经营的收入(亏损)3,400 2,117 1,562 
已终止经营业务的收入（亏损）（注17）
(97)— — 
净收益(亏损)3,303 2,117 1,562 
减去：可归因于非控股权益的净收益(亏损)124 68 45 
威廉姆斯公司的净收益(亏损)。3,179 2,049 1,517 
减去：优先股股息3 3 3 
普通股股东可获得的净收益(亏损)$3,176 $2,046 $1,514 
归属于威廉姆斯公司的金额向普通股东提供：
持续经营的收入(亏损)$3,273 $2,046 $1,514 
已终止经营业务的收入（亏损）（注17）
(97)— — 
普通股股东可获得的净收益(亏损)
$3,176 $2,046 $1,514 
普通股每股基本收益(亏损)：
持续经营的收入(亏损)$2.69 $1.68 $1.25 
非持续经营的收益(亏损)(.08)— — 
普通股股东可获得的净收益(亏损)$2.61 $1.68 $1.25 
加权平均股数（千）1,217,784 1,218,362 1,215,221 
每股普通股摊薄收益(亏损)：
持续经营的收入(亏损)$2.68 $1.67 $1.24 
非持续经营的收益(亏损)(.08)— — 
普通股股东可获得的净收益(亏损)$2.60 $1.67 $1.24 
加权平均股数（千）1,222,715 1,222,672 1,218,215 
请参阅随附的说明。
79

威廉姆斯公司
综合全面收益表(损益表)

截至十二月三十一日止的年度：
202320222021
(百万)
净收益(亏损)$3,303 $2,117 $1,562 
其他全面收益(亏损)：
指定利率现金流对冲活动：
衍生工具未实现净收益（损失），扣除税款（美元）8), $1、和$14分别在2023年、2022年和2021年
26 (3)(40)
重新分类为净衍生工具（收益）损失的收益，扣除税款美元1, $—、和($14）分别于2023年、2022年和2021年
(2)— 41 
养恤金和其他退休后福利：
年内产生的净精算收益（损失），扣除税款美元—, $1、和($18）分别于2023年、2022年和2021年
(2)1 51 
结算的精算（收益）损失和精算净损失摊销，计入净定期福利成本（抵免），扣除税款美元—, ($4)和($4）分别于2023年、2022年和2021年
3 11 11 
其他全面收益(亏损)25 9 63 
综合收益(亏损)3,328 2,126 1,625 
减去：可归因于非控股权益的综合收益(亏损)
124 68 45 
归属于The Williams Companies，Inc.的全面收益（亏损）
$3,204 $2,058 $1,580 
请参阅随附的说明。

80

威廉姆斯公司
合并资产负债表
十二月三十一日，
20232022
(百万，不包括每股金额)
资产
流动资产：
现金和现金等价物$2,150 $152 
贸易账户和其他应收账款（扣除备抵美元）3在2023年12月31日和美元6于二零二二年十二月三十一日）
1,655 2,723 
盘存274 320 
衍生资产239 323 
其他流动资产和递延费用195 279 
流动资产总额4,513 3,797 
投资4,637 5,065 
财产、厂房和设备--网络34,311 30,889 
无形资产-扣除累计摊销7,593 7,363 
监管资产、递延费用和其他1,573 1,319 
总资产$52,627 $48,433 
负债和权益
流动负债：
应付帐款$1,379 $2,327 
衍生负债105 316 
应计负债和其他流动负债1,284 1,270 
商业票据725 350 
一年内到期的长期债务2,337 627 
流动负债总额5,830 4,890 
长期债务23,376 21,927 
递延所得税负债3,846 2,887 
监管负债、递延收入和其他4,684 4,684 
或有负债及承诺（注17）
股本：
股东权益：
优先股($1票面价值；302023年12月31日和2022年12月31日授权的百万股; 35,0002023年12月31日和2022年12月31日发行的股票)
35 35 
普通股($1票面价值；1,4702023年12月31日和2022年12月31日授权的百万股; 1,2562023年12月31日发行的百万股以及 1,2532022年12月31日发行的百万股）
1,256 1,253 
超出票面价值的资本24,578 24,542 
留存赤字(12,287)(13,271)
累计其他综合收益(亏损)— (24)
库存股，按成本计算(392023年12月31日的百万股和352022年12月31日普通股百万股）
(1,180)(1,050)
股东权益总额12,402 11,485 
合并子公司中的非控股权益2,489 2,560 
总股本14,891 14,045 
负债和权益总额$52,627 $48,433 
请参阅随附的说明。
81

威廉姆斯公司
综合权益变动表
威廉姆斯公司股东
优先股普普通通
库存		资本流入
超过
面值		保留
赤字		AOCI*财务处
库存		总计
股东的
权益		非控制性
利益		总股本
(百万)
2020年12月31日余额$35 $1,248 $24,371 $(12,748)$(96)$(1,041)$11,769 $2,814 $14,583 
净收益(亏损)— — — 1,517 — — 1,517 45 1,562 
其他全面收益(亏损)— — — — 63 — 63 — 63 
现金股息-普通股（美元1.64每股)
— — — (1,992)— — (1,992)— (1,992)
股息和向非控股权益的分配— — — — — — — (187)(187)
股票薪酬和相关普通股发行，扣除税款— 2 78 — — — 80 — 80 
非控制性权益的贡献— — — — — — — 9 9 
其他— — — (14)— — (14)(3)(17)
股本净增(减)— 2 78 (489)63 — (346)(136)(482)
2021年12月31日的余额35 1,250 24,449 (13,237)(33)(1,041)11,423 2,678 14,101 
净收益(亏损)— — — 2,049 — — 2,049 68 2,117 
其他全面收益(亏损)— — — — 9 — 9 — 9 
现金股息-普通股（美元1.70每股)
— — — (2,071)— — (2,071)— (2,071)
股息和向非控股权益的分配— — — — — — — (204)(204)
股票薪酬和相关普通股发行，扣除税款— 3 93 — — — 96 — 96 
非控制性权益的贡献— — — — — — — 18 18 
购买库存股
— — — — — (9)(9)— (9)
其他— — — (12)— — (12)— (12)
股本净增(减)— 3 93 (34)9 (9)62 (118)(56)
2022年12月31日的余额35 1,253 24,542 (13,271)(24)(1,050)11,485 2,560 14,045 
净收益(亏损)— — — 3,179 — — 3,179 124 3,303 
其他全面收益(亏损)— — — — 25 — 25 — 25 
现金股息-普通股（美元1.79每股)
— — — (2,179)— — (2,179)— (2,179)
股息和向非控股权益的分配— — — — — — — (213)(213)
股票薪酬和相关普通股发行，扣除税款— 3 35 — — — 38 — 38 
非控制性权益的贡献— — — — — — — 18 18 
购买库存股
— — — — — (130)(130)— (130)
其他— — 1 (16)(1)— (16)— (16)
股本净增(减)— 3 36 984 24 (130)917 (71)846 
2023年12月31日的余额$35 $1,256 $24,578 $(12,287)$— $(1,180)$12,402 $2,489 $14,891 
*累计其他综合收益(亏损)
请参阅附注.
82

威廉姆斯公司
合并现金流量表
 截至十二月三十一日止的年度：
202320222021
(百万)
经营活动：
净收益(亏损)$3,303 $2,117 $1,562 
与经营活动提供（使用）的净现金对账的调整：
折旧及摊销2,071 2,009 1,842 
递延所得税准备(利益)951 431 509 
股权（收益）损失(589)(637)(608)
股权法投资对象的分配（注8）796 865 757 
商品衍生工具未实现（收益）净损失(660)249 109 
出售业务收益（注3）(129)— — 
库存减记30 161 15 
股票奖励的摊销77 73 81 
流动资产和负债变化提供（使用）的现金：
应收账款1,089 (733)(545)
盘存13 (110)(139)
其他流动资产和递延费用60 (33)(63)
应付帐款(1,009)410 643 
应计负债和其他流动负债(19)209 58 
流动和非流动商品衍生品资产和负债的变化200 94 (277)
其他，包括非流动资产和负债的变化(246)(216)1 
经营活动提供(使用)的现金净额5,938 4,889 3,945 
融资活动：
商业票据（支付）收益-净额372 345 — 
长期债务收益2,755 1,755 2,155 
偿还长期债务(634)(2,876)(894)
发行普通股所得款项6 54 9 
购买库存股(130)(9)— 
支付的普通股股息(2,179)(2,071)(1,992)
支付给非控股权益的股息和分配(213)(204)(187)
非控制性权益的贡献18 18 9 
支付债务发行成本(23)(17)(26)
其他收入-净额(21)(37)(16)
融资活动提供(使用)的现金净额(49)(3,042)(942)
投资活动：
物业、厂房和设备：
资本支出(1)(2,516)(2,253)(1,239)
处置-净(51)(30)(8)
出售业务所得款项（注3）346 — — 
企业购买，扣除收购现金（注3）(1,568)(933)(151)
权益法投资的购买和出资(附注8)(141)(166)(115)
其他收入-净额39 7 48 
投资活动提供(使用)的现金净额(3,891)(3,375)(1,465)
增加(减少)现金和现金等价物1,998 (1,528)1,538 
年初现金及现金等价物152 1,680 142 
年终现金及现金等价物$2,150 $152 $1,680 
_________
(1)房地产、厂房和设备的增加$(2,564)$(2,394)$(1,305)
相关应付账款和应计负债的变化48 141 66 
资本支出$(2,516)$(2,253)$(1,239)
请参阅附注.
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合并财务报表附注

注1 -概述、业务描述、呈列基础和重要会计政策摘要
一般信息
除非上下文另有明确指示，否则本报告中提及的“Williams”、“We”、“Our”、“Us”或类似术语指的是Williams Companies，Inc.及其子公司。除非上下文另有明确指示，否则所提及的“Williams”、“We”、“Our”和“Us”包括我们自己的权益被视为权益法投资的业务，这些投资没有在我们的财务报表中合并。当我们提到我们的股权被投资人的名字时，我们只指他们的业务和运营。
业务说明
我们是一家特拉华州的公司，其普通股在纽约证券交易所上市和交易。我们的业务位于美国，并按照我们首席运营决策者评估业绩和分配资源的方式，在以下可报告的细分市场中列出：传输和墨西哥湾、东北G&P、西部和天然气和NGL营销服务。所有剩余的业务活动，包括我们的上游业务和公司活动，都包括在其他。
传输和墨西哥湾由我们的州际天然气管道、横贯大陆天然气管道有限责任公司(Transco)、西北管道有限责任公司(Northwest Pipeline LLC)和Mountain West管道控股公司(Mountain West)(见附注3-收购和剥离)及其相关天然气储存设施以及墨西哥湾地区的天然气收集和加工以及原油生产处理和运输资产组成，包括51湾星一号有限责任公司(湾星一号)(一家综合可变利益实体，或VIE)的百分比权益，a50湾流天然气系统的股权方法投资百分比，L.L.C.(湾流)60对Discovery Producer Services LLC(Discovery)的股权方法投资百分比。传输和墨西哥湾还包括在德克萨斯州北部提供服务的天然气储存设施和管道。
东北G&P由我们在马塞卢斯页岩地区的中游采集、加工和分馏业务组成，主要位于宾夕法尼亚州和纽约，以及俄亥俄州东部的尤蒂卡页岩地区，以及65俄亥俄山谷中流有限责任公司(东北合资公司)(合并后的VIE)在西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州运营，A66在俄亥俄州运营的Cardinal Gas Services，L.L.C.(Cardinal)(合并后的VIE)的百分比权益69Laurel Mountain Midstream，LLC(Laurel Mountain)，a50蓝色赛车中流有限责任公司和阿巴拉契亚中流服务有限责任公司的股权方法投资百分比，阿巴拉契亚中流服务公司是一家全资子公司，拥有接近平均水平的股权方法投资66马塞卢斯页岩地区多个天然气收集系统的百分比权益(阿巴拉契亚中游投资公司)。
West由我们在科罗拉多州和怀俄明州落基山地区、得克萨斯州中北部巴尼特页岩区、得克萨斯州南部伊格尔福特页岩区、得克萨斯州东部和路易斯安那州西北部海恩斯维尔页岩区、包括阿纳达科和二叠纪盆地的中大陆地区以及科罗拉多州丹佛-朱利斯堡盆地(DJ盆地)的天然气收集、加工和处理业务组成，其中包括落基山中流控股有限责任公司(RMM)50我们在2023年11月获得剩余所有权权益的权益法投资百分比(见附注3-收购和资产剥离)。这部分还包括我们的NGL存储设施，一个完整的50在堪萨斯州康威附近的NGL分馏塔的百分比权益，A50欧陆通管道有限责任公司(Oppl)的股权方法投资百分比20Targa Train 7 LLC(Targa Train 7 LLC)(非合并VIE)的股权方法投资百分比，以及15在Braos Permian II，LLC(Braos Permian II)的股权方法投资百分比(非合并VIE)。

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天然气和天然气营销服务由我们的天然气液体(NGL)和天然气营销和交易业务组成，其中包括风险管理以及与天然气和NGL在战略资产上的储存和运输相关的交易。
陈述的基础
停产经营
除非另有说明，综合财务报表附注中的资料与本公司持续经营有关。
重要会计政策摘要
合并原则
合并财务报表包括我们控制的所有实体的账目以及我们在某些企业的账目中的比例权益，我们在这些企业中拥有不可分割的权益。需要我们的判断力来评估我们是否控制了一个实体。这项评价的主要领域包括：
•确定一个实体是否为VIE(见附注2--可变利益实体)；
•确定我们是否是VIE的主要受益者，包括评估VIE的哪些活动对其经济表现影响最大，以及我们和我们的相关方通过我们的不同利益对这些活动的权力程度；

•确定需要重新考虑某一实体是否为VIE的事件，并持续评估我们是否为VIE的主要受益者；

•评估非VIE实体的其他所有者是否能够有效参与预期在正常业务过程中做出的重大决策，从而使我们无权控制此类实体。
我们将权益会计方法应用于我们对其施加重大影响但不受控制的投资。从权益法被投资人收到的分配根据分配方法的性质在我们的综合现金流量表中列示，该方法根据产生分配的权益法被投资人的活动的性质将从权益法投资人收到的分配分类为投资回报(经营活动的现金流入)或投资回报(投资活动的现金流入)。
预算的使用
按照美国普遍接受的会计原则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响合并财务报表和附注中报告的数额。实际结果可能与这些估计不同。
重要的估计和假设包括：
•投资、财产、厂房和设备以及无形资产的减值评估；
•与诉讼有关的或有事项；
•环境补救义务；
•长期资产的折旧和/或摊销，包括财产、厂房和设备以及无形资产；
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•权益法投资基差的折旧和(或)摊销；
•资产报废债务(ARO)；
•商品衍生品公允价值的计量；
•养恤金和退休后估值变量；
•监管责任的计量；
•递延所得税资产和负债的计量，包括与递延所得税资产变现有关的假设；
•收入确认，包括用于确认递延收入的估计数；
•采购价格核算。
这些估计将在这些笔记中进一步讨论。
监管会计
Transco、西北管道和Mountain West由联邦能源管理委员会(FERC)监管，它们的费率由FERC制定。因此，我们已经确定，在会计准则编纂(ASC)主题980“受监管的运营”(ASC 980)下，根据客户在未来费率中的预期回收，某些原本应计入费用的成本应作为监管资产递延。同样，某些本来会减少费用的实际或预期信贷应根据未来利率对客户的预期回报，作为监管负债递延。管理层预期收回递延成本和返还递延信贷，通常是由于监管者做出了给予这种差饷制定处理的具体决定。如果根据监管命令或其他现有证据，成本或债务很可能计入允许收回或在未来利率中退还的金额，则我们将某些已发生的成本和义务记录为监管资产或负债。受监管的这些操作的会计处理可能与不受监管的操作的会计要求不同。例如，对于受监管的运营，建筑期间使用的资金拨备(AFUDC)代表适用于公用事业工厂在建设过程中的债务和股权资金的估计成本，并被资本化为财产、厂房和设备成本，因为根据既定的监管做法，它构成了实际的建设成本；非受监管的运营仅被允许资本化与建筑活动相关的债务资金的成本，而股权的组成部分被禁止。我们监管资产和负债的组成部分包括建筑期间使用的股票基金的递延税款的影响、ARO、托运人不平衡活动、燃料和电力成本差异、折旧、负残值、养老金和其他退休后福利、追踪器、客户退税以及历史上较高的联邦所得税税率的递延所得税税率津贴。
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我们截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的流动和非流动监管资产和负债余额如下：
十二月三十一日，
20232022
(百万)
在以下时间内报告的流动资产其他流动资产和递延费用
$95 $138 
内部报告的非流动资产监管资产、递延费用和其他
527 459 
受监管资产总额
$622 $597 
年内呈报的流动负债应计负债和其他流动负债
$77 $201 
年内报告的非流动负债监管负债、递延收入和其他
1,288 1,233 
受监管负债总额
$1,365 $1,434 
收入确认
我们天然气管道业务的客户包括公用事业公司、市政当局、天然气营销商和生产商、州内管道、直接工业用户和发电厂。我们中游业务的客户包括石油和天然气生产商的交易对手。我们产品销售的客户包括公用事业公司、燃气营销商和直接工业用户。
我们天然气管道和中游业务的服务收入合同包含一系列不同的服务，我们的大多数合同都有单一的履约义务，随着时间的推移，随着客户同时获得和消费我们的履约带来的好处，该义务也会得到满足。我们的大多数产品销售合同都有单一的履约义务，收入在产品销售并交付给客户的时间点确认。
某些客户向我们报销与我们在运营中使用的物业、厂房和设备建设相关的费用。对于我们采用ASC 980的费率管制天然气管道业务，我们遵循FERC关于报销建设成本的指导方针。FERC关税只允许偿还成本，本质上是不可谈判的；因此，在我们看来，建设活动并不代表我们天然气管道业务正在进行的主要和核心运营，也不在ASC主题606“与客户的合同收入”的范围内。因此，费用偿还被视为建造资产成本的减少。对于我们的中游业务，与客户签订的报销和服务合同被视为提供了相同的商业目标，因为我们有能力就报销和随着时间推移开出的金额之间的对价组合进行谈判。因此，我们一般确认按毛数偿还客户的建筑费用是一项合同责任，与包括在物业、厂房和设备内的相关成本分开。合同负债在履行基本履约义务时确认为服务收入。
服务收入
天然气管道业务：我们受监管的州际天然气管道业务的收入受到某些州和联邦当局(包括FERC)的监管，包括固定和可中断的运输和储存合同。固定的运输和储存协议规定，根据预留的管道或存储容量按日或按月收取预订费，根据交付/储存的天然气数量收取商品费用，每种费用均按我们FERC费率中规定的费率或基于协商的合同费率收取，合同条款通常是长期的。我们的大多数长期合同都包含一项常青树条款，该条款允许合同在指定的合同期限之后无限次延长，最长可达一年，直至通常由我们或客户终止。可中断运输和储存协议规定根据在下列期间使用的实际商品运输或储存收取体积费用
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提供服务，合同一般限于一个月或更短的时间。我们与州际天然气管道业务相关的履约义务包括：
•根据确定的运输和储存合同确定运输或储存--通常构成单一履约义务的一揽子综合服务，其中包括随时准备提供这种服务以及接收、运输或储存(视情况而定)和再交付商品；
•可中断运输和储存合同下的可中断运输或储存--一旦预定，通常构成单一履行义务的一揽子综合服务，包括接收、运输或储存(视情况而定)和重新交付商品。
根据我们的判断，在我们认为综合一揽子服务是一项单一履行义务的情况下，我们并不认为存在多项履行义务，因为合同中总体承诺的性质是随时准备好(关于确定的运输和储存合同)、接收、运输或储存天然气并将天然气重新交付给客户；因此，收入是在我们每天随时准备履行的履行义务得到满足后确认的。
我们确认在履约义务期内预留费用的收入，这是合同条款，无论运输或储存的天然气数量如何。来自固定和可中断运输服务和储存服务的商品费用收入在天然气在商定的交货点交付时或在天然气注入或从储存设施中提取时确认，因为它们具体涉及我们提供这些不同服务的努力。一般来说，我们州际天然气管道业务中的预订费和商品费在向客户开具发票的同时确认为收入。作为差饷制定过程的结果，我们收取的某些金额可能会在FERC在悬而未决的费率诉讼中发出最终命令时退还。考虑到我们和其他第三方监管程序、律师建议和其他风险，我们使用判断来记录费率退还债务的估计。
中游企业：我们来自不受监管的收集、加工、运输和存储中游业务的收入包括天然气收集、加工、处理、压缩、运输和其他相关服务的合同，合同条款通常是长期的，可能延长到相关储集层的生产寿命。此外，我们的中游业务从存储客户的天然气和NGL的费用中获得收入，通常是根据预付费的合同存储容量合同。根据我们的判断，如果我们提供的服务组合成单一的履约义务(代表与客户的此类合同的大部分)，我们不认为存在多重履约义务，因为合同中总体承诺的性质是提供收集、加工、运输、存储和相关服务，从而在存储服务的背景下向客户交付或重新交付管道质量的天然气和NGL。因此，收入在综合一揽子服务每日完成时确认，因为综合一揽子服务是单一的履约义务。此外，我们中游业务中的某些合同包含固定或预付款条款，这些条款会导致收入推迟到此类服务完成或此类容量可用时再支付。
我们还从海上原油和天然气收集和运输以及海上生产处理中赚取收入。这些服务代表了一整套服务，并被视为一项单独的不同的绩效义务，我们将收入确认为向客户提供的服务。
我们通常按运输、收集、加工或储存的产品数量按合同规定的单位赚取费用。费率一般是固定的；但是，某些合同包含可变费率，可能会根据商品价格、吞吐量水平或基于公式化服务成本计算的年度调整而变化。此外，我们还有一些合同规定的费用会在合同期限内下降，例如随着时间的推移或累计完成情况而下降。
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吞吐量。对于我们的所有合同，我们根据判断确定的相对独立销售价格将交易价格分配给每个履约义务。收到的对价超过已确认的收入，导致这些款项根据生产单位或直线方法推迟到未来期间，因为这些方法适当地与向客户提供的服务的消费相匹配。生产单位方法要求使用不确定的产量估计，并在制定对未来产量的估计时使用判断，从而影响收入确认速度。在情况和事件需要时，会对产量估计进行监控。我们的某些天然气收集和加工协议有最低产量承诺(MVC)。如果此类协议下的客户未能在指定期限内满足其MVC(因此未在指定期限内行使收集和处理服务的所有合同权利，在此称为“破坏”)，则其有义务根据实际收集或处理的数量与合同中包含的期间的MVC之间的差额支付合同确定的费用。当我们根据管理层的判断得出结论，客户很可能不会行使其全部或部分剩余权利时，我们将根据各自MVC期间内行使权利的模式，按比例确认与此类破坏金额相关的收入。
根据保持完整和液体百分比加工合同，我们以NGL的形式获得商品对价，并在工厂的后门获得NGL的所有权。我们根据提供加工时保留的NGL的市场价值，确认此类商品考虑为服务收入。目前的市场价值，而不是在合同开始之日的市场价值，是由于一系列因素的组合，包括将收到的NGL对价的数量、组合和市场价格在合同执行时是未知的，并且没有在我们与客户的合同中规定。此外，产品销售收入(在下文讨论)在将NGL出售给第三方时根据销售时的销售价格确认。因此，收入在我们的综合收益表中确认，在#年提供处理服务时服务收入-商品考虑并在作为处理服务的一部分保留的NGL在产品销售。确认与商品对价相关的收入会增加NGL库存的账面价值，导致销售时销售的商品成本更高。
产品销售
在向我们的天然气管道业务客户提供运输服务以及向我们的中游业务客户提供收集和加工服务的过程中，我们从客户那里获得的天然气数量可能与代表该客户交付的数量不同。由此产生的不平衡主要通过根据我们的FERC费率或收集和加工协议中分别规定的条款与每个客户购买或销售天然气来解决。收入在结算不平衡时确认来自天然气的销售。
在某些情况下，我们从石油和天然气生产商客户那里购买NGL、原油和天然气，然后再进行营销。此外，我们保留NGL作为某些处理安排的考虑因素，如上文服务收入-中游业务部分所述。我们还销售上游物业生产的天然气和天然气。当产品已经销售和交付时，我们确认销售这些商品的收入。我们的产品销售合同主要是基于交易时的现行市场汇率的短期合同。
当购买和运输天然气的当前市场价格加上储存和融资天然气的成本低于未来可以收到的估计远期市场价格时，我们购买天然气用于储存，导致产品净销售额为正。基于大宗商品的交易所交易期货合约和场外交易(OTC)合约用于以该未来价格出售天然气，以实质上保护天然气收入，这些收入最终将在出售储存的天然气时实现。此外，我们进行交易，以确保交货点之间的运输能力，以服务于我们的客户和不同的市场。
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天然气的实物购买、运输、储存和销售按加权平均成本或权责发生制(视情况而定)记账，不同于商品衍生品所采用的公允价值基础，商品衍生工具用于缓解与储存和运输组合相关的天然气价格风险。与资产管理协议相关的存储和运输能力及付款按月计入需求费用，这些需求费用和付款在发生期间在我们的综合收益表中确认。
由于我们作为天然气营销客户的代理并从事能源贸易活动，因此我们的天然气营销收入扣除这些活动的相关成本后呈列。在2022年将我们的传统天然气营销业务与收购的Sequent Acquisition业务整合之前（见注3 -收购和资产剥离），我们的传统天然气营销业务是按总额报告的。
合同资产
我们的合同资产主要包括根据包含MVP特征的合同确认的收入，管理层得出的结论是，在当前MVP期（通常在日历年之后）结束时可能会出现短缺付款，并且目前为未来的MVP付款确认的收入不会发生重大逆转。因此，我们与未来的MVP付款相关的合同资产通常预计将在未来12个月内收回，并包含在 其他流动资产和递延费用在我们的综合资产负债表中，直到向客户开具MVC短期付款的发票为止。
合同责任
我们的合同负债主要包括来自中游业务客户的预付款，其中包括施工报销、预付款和根据合同将为其提供未来服务的其他账单和交易。这些金额将递延至相关履约债务履行完毕后在收入中确认，这主要基于剩余合同服务期间的生产单位方法，并根据预计确认此类金额的时间将其分类为当期或非当期。流动和非流动合同负债包括在应计负债和其他流动负债和监管负债、递延收入和其他分别记入我们的综合资产负债表中。
对需要预付款和确认合同负债的合同进行评估，以确定预付款是否为我们提供了重大的融资利益。这一确定是基于我们将承诺的货物或服务转让给客户、客户为这些商品或服务付款之间的预期时间长度以及现行利率之间的综合影响。我们评估了我们关于重要融资部分的合同，并根据我们的判断，确定一组为某些资本偿还而签订的合同包含重要的融资部分。因此，我们根据有效利息法确认非现金利息支出，当标的资产在相应客户合同的有效期内使用生产单位或直线方法投入使用时，确认收入(非现金)。
商品衍生工具和套期保值活动
我们面临着大宗商品价格风险。我们利用衍生品来管理一部分大宗商品价格风险。这些工具主要包括掉期、期货和远期合约，涉及能源商品的短期和长期购买和销售。当当前购买和运输天然气的市场价格加上储存和融资天然气的成本低于未来可以收到的估计远期市场价格时，我们购买天然气用于储存。此外，我们进行交易，以确保交货点之间的运输能力，以服务于我们的客户和不同的市场。基于大宗商品的交易所交易期货合约和场外交易合约被用来捕捉地点之间的价差或价差。
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在天然气收发点之间的实际流动发生时，最终将实现的天然气收入将得到充分的保护。一些商品衍生品合约要求实物交割，而不是金融结算，这种类型的衍生品在天然气营销业务中既常见又普遍。这些合约通常符合衍生品的定义，通常不被指定为会计目的的套期保值。当实物结算商品衍生合约时，任何累积的未实现收益或亏损将被转回，合同价格在我们的综合收益表中代表标的商品的实际价格的相应项目中确认。
商品销售交易的实物结算商品衍生品合约的未实现损益确认为大宗商品衍生品净收益（损失）在我们的合并损益表。财务结算的商品销售交易的非指定商品衍生品合约的已实现和未实现损益报告如下大宗商品衍生品净收益（损失） 在我们的合并损益表。为加工厂购买缩水天然气的衍生品净收益和净亏损报告如下加工商品费用净额在我们的综合损益表中。
我们经历了因衍生工具所需的公允价值会计而产生的重大收益波动，这些衍生工具用于对冲基础运输和储存投资组合的部分经济价值以及上游相关生产。然而，未实现公允价值计量损益一般会被相关生产或运输及储存合约的经济价值的估值变动所抵销，直至相关交易发生时才予以确认。(见附注16--商品衍生工具。)
我们报告衍生品的公允价值，但选择了正常购买和正常销售例外的衍生品除外。衍生资产；监管资产、递延费用及其他； 衍生负债或监管负债、递延收入和其他在我们的综合资产负债表中。该等金额按净额列报，反映根据主要净额结算安排的条款所准许的资产及负债头寸净额，以及吾等为抵押若干衍生工具头寸而收受或汇出的保证金账户内的现金。我们根据个别交易的预期未来现金流的时间来确定当前和非当前分类。
商品衍生工具公允价值变动的会计处理可概括如下：
衍生处理 会计核算方法
正常购买和正常销售例外 权责发生制会计
在合格套期保值关系中指定 套期保值会计
所有其他衍生品 按市值计价会计
对于某些短期和长期实物能源商品的购买和销售，我们可以选择正常购买和正常销售例外。根据权责发生制会计，在最初选择例外后，该等衍生工具的公允价值的任何变动不会反映在我们的综合资产负债表中。
我们还可以为某些大宗商品衍生品指定套期保值关系。要使衍生品有资格在套期保值关系中被指定，它必须符合特定的标准，并且我们必须保持适当的文件。我们根据风险管理政策建立套期保值关系。吾等于对冲开始时及持续进行评估对冲关系，以确定该对冲关系在抵销可归因于被对冲的基础风险的公允价值或现金流量的变动方面是否非常有效，并预期仍会如此。我们还定期评估被套期保值的预测交易是否可能发生。如果衍生工具不再有效或不再被预期为高度有效，或如吾等相信对冲预测交易不再可能发生，则预期对冲会计将停止，而衍生工具的公允价值未来变动将于商品衍生品的净收益(亏损)在我们的综合损益表中。
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对于被指定为现金流对冲的商品衍生品，衍生品的公允价值变动在累计其他综合收益(亏损)在我们的综合资产负债表中计入(AOCI)，并在对冲项目影响收益的期间重新分类为收益。与终止衍生工具、不再是有效对冲的衍生工具、预测交易合理可能但不再可能发生的衍生工具，以及以其他方式终止的现金流对冲有关的递延收益或亏损仍保留在衍生工具内，直至被对冲项目影响收益为止。如果被指定为现金流对冲中被套期保值项目的预测交易可能不会发生，则在AOCI中递延的任何收益或损失将在大宗商品衍生品净收益（损失）在我们当时的综合损益表中。预测交易的可能性变化是一个判断性决定，其中包括我们所做的定性评估。截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，我们没有对任何大宗商品衍生品工具应用对冲会计。
利息资本化
我们在重大项目的建设中利用利息，这些项目的建设周期至少为3个月，项目总成本超过#美元1百万美元。利息以借入的资金为资本，如果有FERC的监管，则以内部产生的资金(股权AFUDC)为资本。前者包括在利息支出而后者包含在其他收入（费用）-净额在下面营业收入(亏损)在我们的综合损益表中。受监管公司使用的费率是根据FERC规则计算的。不受监管的公司使用的利率是基于我们的平均债务利率。
所得税
我们包括运营 我们的国内公司子公司和收入 来自我们的子公司 伙伴关系 我们的整合美联储e所得税申报表 并归档 报税表s 在……里面多种多样外交和 状态司法管辖区根据需要. 递延所得税乃 计算 以负债 方法并且被提供 对所有 之间的暂时差额 金融基础和税基 我们的资产和负债我们 判断和收入税费假设使用 至确定 水平，如果 有的话 v评价 与之相关的津贴 递延税项资产。
普通股每股收益(亏损)
普通股基本收益(亏损)在我们的综合收益表中，是以已发行普通股和既有限制性股票单位的加权平均数之和为基础的。稀释后每股普通股收益(亏损)在我们的综合损益表中，主要包括非既得限制性股票单位和股票期权的任何摊薄影响。稀释后每股普通股收益(亏损)也可能包括我们优先股的任何稀释效应。稀释后每股普通股收益(亏损)是使用库存股方法计算的。
现金和现金等价物
现金和现金等价物在我们的综合资产负债表中，收购时原始到期日为三个月或以下的高流动性投资。
应收账款
应收账款按毛计提，不贴现，减去坏账准备。我们使用前瞻性的“预期损失”模型，考虑当前预期的信用损失、客户的财务状况和逾期帐户的年龄，来估算坏账准备。我们的大部分贸易应收账款余额在30天内到期。我们通过审查收款趋势、信用评级和其他分析(如破产监测)来监控交易对手的信用质量。由于每项业务固有的交易对手风险不同，我们的天然气输送业务、天然气储存业务、集输加工和运输业务、营销业务和上游业务的金融资产被分离到单独的池中进行评估。交易对手风险因素的变化可能会导致重新评估我们的金融资产作为单独池的构成，或者需要额外的池。我们
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用账龄法计算我们的信用损失准备金。在估计我们的预期信贷损失时，我们使用多年的历史损失率，其中包括大宗商品价格的高时期和低时期。大宗商品价格可能对我们的一部分采集和加工以及上游交易对手的财务状况和履行当前债务的能力产生重大影响。我们的预期信用损失估计同时考虑了内部和外部的前瞻性大宗商品价格预期，以及交易对手的信用评级，以及影响其短期流动性的因素。此外，我们的预期信用损失估计考虑了潜在的合同、实物和商业保护以及在交易对手破产的情况下的后果。我们服务的实际位置和性质有助于缓解我们收集和加工生产商客户对可收集性的担忧。在许多情况下，我们的集油管线实际连接到客户的井口和衬垫上，附近可能没有替代的集油管线。收集系统的建设是资本密集型的，其他国家复制的成本将很高，特别是考虑到相关储备迄今已耗尽。因此，我们在将客户的生产从井口转移到适合市场的条件和地点方面发挥着关键作用。这往往会降低收款风险，因为我们的服务使生产商能够产生运营现金流。大宗商品价格变动一般不会影响我们大多数天然气输送企业客户的财务状况。
我们还为天然气零售和批发营销商、公用事业公司、上游生产商和工业客户提供营销和风险管理服务。这些交易对手使用净额结算协议，使我们能够在结算时按交易对手净额计算应收账款和应付款项。我们还对所有产品线和收到的现金抵押品进行净值，以抵押应收头寸，前提是净值和现金抵押品协议包括此类条款。虽然应付或欠我们交易对手的款项是以净额结算的，但在我们的综合资产负债表中，这些款项是按毛数入账的，分别为应收账款和应付账款。
我们不提供延期付款条件，通常在一个月内收到付款。如果在合同到期日仍未收到全额付款，我们认为应收账款已逾期。与逾期应收账款有关的利息收入一般在收到全额付款或保证可收回时确认。逾期账款一般只有在所有收款尝试都已用尽之后，才会从坏账准备中注销。我们没有截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的重大应收账款。
盘存
盘存在我们的综合资产负债表中，主要包括NGL、材料和供应以及地下储存的天然气，主要以成本或可变现净值中较低者列报。存货成本主要采用平均成本法确定。成本或可变现净值调整中的任何较低者均包括在产品销售在我们的综合收益表中(用于天然气销售库存，因为这些销售是扣除相关成本后列报的)或产品成本在我们的NGL库存综合收益表中。
物业、厂房和设备
财产、厂房和设备最初按成本入账。我们根据与资本化成本、使用年限和残值相关的估计、假设和判断来计算这些资产的账面价值。
作为受监管实体，Transco、Northwest Pipeline和Mountain West使用直线方法按FERC规定的比率进行折旧。非受管制实体的折旧主要按估计可用年限的直线法计提，但某些离岸设施采用加速折旧法除外。
我们遵循成功的努力法来核算我们在上游物业的不可分割的权益。我们的石油和天然气生产资产成本是使用单位生产方法折旧的。
受监管管道的财产、厂房和设备的正常出售或报废的收益或损失计入或计入累计折旧。因财产的普通出售或报废而产生的损益，
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合并财务报表附注--(续)
不受监管资产的厂房和设备主要记录在其他（收入）费用-净额包括在营业收入(亏损)在我们的综合损益表中。
普通维护和维修费用一般在发生时计入费用。重大更新和更换的成本作为财产、厂房和设备资本化。
我们记录一项负债，并在标的资产中为最初产生负债时(通常是在收购或构建资产时)每个预期未来ARO的现值增加基础。对于我们的上游属性，ARO是根据我们对基础属性的工作兴趣来记录的。作为受监管实体，Transco、西北管道和Mountain West抵消了标的资产的折旧，这可归因于监管资产的资本化ARO成本，因为我们预计将在未来的利率中收回这些金额。我们通过将利率应用于负债余额来衡量由于时间推移而导致的负债变化。这一数额被确认为负债账面金额的增加和包括在运营和维护费用在我们的综合收益表中，受监管实体除外，其负债的增加导致监管资产的相应增加。监管资产的摊销与我们在利率中收取的这些成本相称。
作为未来预期成本的一个组成部分，ARO的计量包括第三方因承担债务中固有的不确定性而要求并预期收到的价格估计，有时被称为市场风险溢价。
商誉
商誉包含在无形资产-扣除累计摊销在我们的综合资产负债表中，截至2023年12月31日，代表对价的超额部分，加上任何非控股权或任何以前持有的股权的公允价值，超过收购净资产的公允价值。它不需要摊销，但自10月1日起每年进行减值评估，或更频繁地评估减值指标，如果减值指标表明报告单位的公允价值更有可能低于其账面价值。作为评估的一部分，我们将我们对报告单位公允价值的估计与其账面价值(包括商誉)进行比较。如果报告单位的账面价值超过其公允价值，则就差额计入减值费用(不超过商誉的账面价值)。判断和假设是我们管理层对公允价值的估计所固有的。
其他可识别的无形资产
我们的其他可识别无形资产包括在无形资产-扣除累计摊销在我们的综合资产负债表中，主要与天然气收集、加工和分馏客户关系有关。我们的其他可识别无形资产一般在这些资产为我们的现金流做出贡献的期间按直线摊销。我们评估这些资产的预期剩余使用年限的变化，并将在修订的剩余使用年限内通过摊销反映任何预期变化。
财产、厂房和设备、无形资产和投资的减值
当吾等判断事件或情况(包括可能被遗弃)显示该等资产的账面价值可能无法收回时，我们会评估本公司的物业、厂房及设备及无形资产的减值。当减值指标已发生时，我们会将我们对资产应占未贴现未来现金流量的估计与资产的账面价值进行比较，以确定是否已发生减值，我们可能会应用概率加权方法来考虑不同现金流假设和可能结果的可能性，包括在短期内出售资产或在其剩余的估计可用年限内持有资产。如果账面价值已发生减值，我们将通过估计资产的公允价值并就账面价值超过估计公允价值的金额记录亏损，以确定应在综合财务报表中确认的减值金额。这项评价是在存在单独可识别现金流的最低水平进行的。
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合并财务报表附注--(续)
对于确定将于未来处置并被视为持有以待出售的资产，我们将账面价值与估计公允价值减去出售成本进行比较，以确定是否需要确认减值。在处置该等资产之前，估计公允价值(包括截至假设出售日期的营运估计现金流量)会在相关事件或情况发生变化时重新计算。
根据我们的判断，当事件或情况表明投资的账面价值可能经历了非暂时性的价值下降时，我们会对投资进行减值评估。当发生价值损失的证据时，我们会比较我们对投资的公允价值的估计与投资的账面价值，以确定是否发生了减值。若估计公允价值低于账面值，而吾等认为价值下降并非暂时性，则账面值超过公平值的部分在综合财务报表中确认为减值费用。
判断和假设是我们对未贴现的未来现金流和资产或投资的公允价值的估计所固有的。此外，判断用于确定与考虑处置的资产有关的出售概率。
权益法投资基差
我们权益法投资的账面价值和我们在被投资人净资产中的基础权益之间的差额被视为被投资人是合并的子公司。权益收益(亏损)在我们的综合收益表中，包括我们在被投资人净收益(亏损)中的可分配份额，根据与基差相关的任何折旧和摊销(如适用)进行调整。
租契
我们根据未来租赁付款的现值，在我们的综合资产负债表中为经营租赁确认带有抵销使用权资产的租赁负债。在计算租赁负债和抵销使用权资产时，我们已选择将所有类别租赁资产的租赁和非租赁组成部分结合起来。
我们的租赁协议要求定期和可变定期付款，初始期限通常为一年至20好几年了。我们的某些租赁协议中的付款条款包含升级因素，这些因素可能基于声明的费率或未来公布的指数的变化。在租赁开始时未知的已公布指数的变化导致租赁升级的金额被视为浮动付款，不计入未来租赁付款的现值，未来租赁付款仅包括在租赁开始时已陈述或可根据租赁协议计算的金额。除了不可取消的期限外，我们的许多租赁协议还规定了一次或多次延长租赁协议的期限，期限从一年到指定合同期限后的无限次数不等。其他租赁协议规定了延期条款，允许我们无限期地使用已确定的租赁资产，只要该资产继续在我们的业务中使用。考虑到这些续期特点，吾等评估租赁协议的期限，其中包括根据判断来决定在吾等单独选择的情况下，哪些续期期限和终止条款将被合理地确定行使。在评估租赁期限时，不考虑允许租赁任何一方当事人取消租赁的初始期限或延长期限之后的期间。此外，我们已选择在计算租赁负债和抵销使用权资产时，不计入原始期限为一年或以下的租赁，包括续期。
我们使用判断来确定折现率，以此来确定未来租赁付款的现值。这一利率是基于与租赁协议期限相对应的抵押利率，使用可获得的公司、行业和市场信息。
如果我们的租赁协议允许，我们可以将某些未使用的办公空间转租固定的期限，最长可以延长到原始租赁协议的长度。
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退休金和其他退休后福利
每个养老金和其他退休后福利计划的资金状况在我们的综合资产负债表中单独确认为资产或负债。这些计划的福利义务和定期福利净成本(积分)是由各种假设和估计精算确定并受其影响的。
贴现率是根据我们计划的具体方法分别为我们的每个养老金和其他退休后福利计划确定的。年终贴现率是根据由高质量公司债券组成的收益率曲线和每个计划的预期收益现金流的时间确定的。
计划资产的预期长期回报率是通过综合审查投资组合内的历史回报、计划的投资政策说明中包括的投资战略、投资组合所投资的资产类别的资本市场预测以及每种资产类别的权重来确定的。
未确认的精算收益和损失被递延并记录在AOCI中，或者对于Transco和西北管道而言，作为监管资产或负债记录，直到作为净定期收益成本(信贷)的组成部分摊销。截至2023年12月31日和2022年12月31日，AOCI递延的未确认精算净损失为#美元。171000万美元和300万美元18分别为2.5亿美元和2.5亿美元。未确认的精算损益超过10福利债务的较大部分或计划资产的市场相关价值的较大部分的百分比在参与人未来平均剩余服务年限内摊销，约为9我们的养老金计划的年限和大约5我们的另一个退休后福利计划需要几年的时间。
净定期收益成本(信贷)的计划资产预期收益部分是使用计划资产的市场相关价值来计算的。对于我们的养老金计划，计划资产的市场相关价值等于计划资产的公允价值，调整后的计划资产的公允价值反映了与计划资产的预期收益和实际收益之间的差额相关的摊销损益。5-年期间。此外，资产的市场相关价值可能不超过110百分比或低于90年初计划资产公允价值的百分比。我们的其他退休后福利计划的计划资产的市场相关价值等于年初计划资产的未调整公允价值。
或有负债
当我们评估可能发生损失，并且损失金额可以合理估计时，我们记录估计或有损失的负债，包括环境问题。这些负债是根据我们对损失可能性或金额的假设和估计，以及法律顾问、工程师或其他第三方关于事件可能结果的建议来计算的。这些计算没有考虑来自第三方的任何潜在回收。在可变现的情况下，我们确认从他人那里获得保险赔偿或补偿。当新的或不同的事实或信息已知，或情况发生变化，影响先前的假设或估计时，对这些负债的修订通常反映在收入中。
库存股
库存股购买按成本法入账，购入股票的全部成本记为库存股，按成本计算在我们的综合资产负债表中。随后再发行股票的收益和亏损记入或记入超出票面价值的资本在我们的综合资产负债表中使用平均成本法。
来自循环信贷安排和商业票据计划的现金流
我们的循环信贷安排下与借款有关的收益和付款反映在我们综合现金流量表的融资活动中，以毛额为基础。与我们商业票据计划下的借款相关的收益和付款反映在我们的综合融资活动中
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合并财务报表附注--(续)
现金流量表按净额计算，因为未偿还票据的到期日一般不到发行之日起三个月。(见附注12-债务及银行安排。)。
已发布但尚未采用的会计准则
2023年11月，财务会计准则委员会(FASB)发布了会计准则更新(ASU)2023-07，分部报告(主题280)：改进可报告分部披露，这要求披露重大部门支出和扩大中期披露。此ASU在2023年12月15日之后的财年和2024年12月15日之后的财年内的过渡期内有效，并允许及早采用。我们预计ASU 2023-07的采用不会对我们的财务报表产生实质性影响。
2023年12月，FASB发布了ASU 2023-09， 所得税：所得税披露的改进它要求在费率调节中披露具体类别，并为达到数量阈值的调节项目提供额外信息。此ASU在2024年12月15日之后的财年有效，并允许及早采用。我们预计ASU 2023-09的采用不会对我们的财务报表产生实质性影响。
股份回购计划
2021年9月，我们的董事会批准了一项最高限额为美元的股票回购计划。1.51000亿美元。回购可不时在公开市场、大宗购买、私下协商的交易中或以我们管理层决定的其他方式进行。我们的管理层还将根据市场状况和其他因素决定任何回购的时间和金额。股票回购计划并不要求我们购买任何特定数量的普通股，它可以在任何时候暂停或终止。此股票回购计划没有到期日。有一笔美元1301000万，$91000万美元，以及不是分别在2023年、2022年和2021年根据该计划进行回购，这些回购包括在我们的合并权益变动表中。
重大风险和不确定性s
吾等认为，吾等若干物业、厂房及设备及无形资产的账面价值，尤其是于二零一二年至二零一四年期间作为业务合并入账的若干收购资产，其账面值可能超过目前的公允价值。然而，根据我们的判断，这些资产的账面价值仍然是可以收回的。未来的战略决策，包括将资产货币化或将资产贡献给与第三方的新合资企业等交易，以及预期生产者活动的不利变化，都有可能影响我们的假设，并最终导致这些资产的减值。这类交易或发展也可能表明我们的某些权益法投资经历了非暂时性的价值下降，这可能会导致减值。
注2 -可变利益实体
合并后的VIE
截至2023年12月31日，我们整合了以下VIE：
东北合资企业
我们拥有一家65东北合资公司是一家VIE子公司，由于我们的某些投票权与我们承担的承担亏损的义务不成比例，而且东北合资公司基本上所有的活动都是代表我们进行的。我们是主要受益者，因为我们有权指导对东北合资企业的经济表现影响最大的活动。东北合资公司为Marcellus页岩和Utica页岩地区的生产商提供中游服务。未来的扩张活动预计将由我们和其他股权合作伙伴按比例出资。
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湾星一号
我们拥有一家51湾星一号是一家子公司，由于其客户合同中的某些风险分担条款，该公司是一家VIE。湾星一号包括一个专有的浮式生产系统，湾星FPS，以及在墨西哥湾东部深水地区提供生产处理和收集服务的相关管道。我们是主要受益者，因为我们有权指导对湾星一号的经济表现影响最大的活动。
红衣主教
我们拥有一家 66Cardinal是一家为尤蒂卡页岩地区提供采集服务的子公司，由于与客户分担某些风险，因此是VIE。我们是主要受益者，因为我们有权指导对红衣主教的经济表现影响最大的活动。为了履行合同约定的天然气收集承诺，我们可能会在未来的扩张活动中提供比我们按比例更多的资金，这最终可能会影响相对所有权。
下表列出了我们的合并资产负债表中仅用于我们合并VIE的使用或义务的金额：
十二月三十一日，
20232022
(百万)
资产(负债)：
现金和现金等价物$33 $49 
贸易账户和其他应收款--净额215 136 
盘存5 4 
其他流动资产和递延费用4 7 
财产、厂房和设备--网络5,046 5,154 
无形资产-扣除累计摊销2,049 2,158 
监管资产、递延费用和其他
31 29 
应付帐款(109)(76)
应计负债和其他流动负债(28)(34)
监管负债、递延收入和其他
(268)(275)
非整合VIE
Targa列车7
我们拥有一家20Targa Train 7在德克萨斯州的Mont Belvieu提供分馏服务，是VIE的一部分，这主要是因为我们作为少数股权持有人的参与权有限。截至2023年12月31日，我们在Targa Train 7的投资账面价值为$441000万美元。我们面临的最大损失仅限于我们投资的账面价值。
布拉索斯二叠纪II
我们拥有一家15Braos Permian II是一家VIE，在特拉华州盆地提供采集和加工服务，这主要是由于我们作为少数股权持有人的有限参与权。271000万美元。我们面临的最大损失仅限于我们投资的账面价值。

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注3 -收购和资产剥离
墨西哥湾沿岸存储设备收购
2024年1月3日，我们完成了对100位于路易斯安那州和密西西比州的天然气储存设施和管道战略投资组合的百分比，从Hartree Partners LP(墨西哥湾储存收购)获得，价格为美元1.9515亿美元，取决于营运资金和关闭后的调整。此次收购的目的是扩大我们在墨西哥湾沿岸地区的天然气储存足迹。收购墨西哥湾海岸存储公司的资金来自手头的现金和美元。1001,000,000美元递延对价，不计利息，自收购日期起一年支付。
收购墨西哥湾海岸存储公司的相关成本为#美元1在我们的传输和墨西哥湾部分中报告了100万个，并包括在销售、一般和管理费用在我们的2023年综合损益表中。
我们计划将墨西哥湾海岸存储公司的收购作为一项业务合并进行会计处理，其中要求收购的可识别资产和承担的负债在收购日期确认为公允价值。所使用的估值方法包括财产、厂房和设备的成本法。
下表列出了收购日期收购主要类别资产的公允价值的初步分配，这些资产将包括在我们的输电线路和墨西哥湾部门，以及于2024年1月3日承担的负债。分配被认为是初步的，因为由于正在审查估值结果并验证重要的投入和假设，估值工作尚未完成。对某些收购资产和负债进行了初步公允价值计量，主要是物业、厂房和设备；然而，由于可能会发现截至收购日期的与事实和情况有关的新信息，可能会在随后的期间对该等计量进行调整，最长可达一年。下表所列其他流动资产所列应收账款的公允价值等于合同应收账款。
(百万)
现金和现金等价物$46 
其他流动资产18 
财产、厂房和设备--网络2,042 
其他非流动资产2 
收购的总资产
$2,108 
流动负债$(10)
非流动负债
(107)
承担的总负债$(117)
取得的净资产$1,991 
收购DJ盆地
Cureton收购
2023年11月30日，我们完成了对100Cureton Front Range，LLC(Cureton Acquisition)的百分比，其业务位于DJ盆地，价格为$5461000万美元，取决于营运资本和关闭后的调整。此次收购的目的是扩大我们的采集和加工足迹，并为我们在DJ盆地的业务创造运营协同效应。收购Cureton的资金来自手头的现金。
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在收购日期2023年11月30日至2023年12月31日期间，在Cureton收购中收购的业务做出了贡献收入共$351000万美元和修改后的EBITDA(定义见附注18--分部披露)$71000万美元。
Cureton收购的收购相关成本为#美元6据报告，我们的西部地区有100万人，并包括在销售、一般和管理费用在我们的2023年综合损益表中。
我们将对Cureton的收购视为一项业务合并。所使用的估值方法包括不动产、厂房和设备的成本法和其他无形资产的收益法。
下表列出了收购日期的初步分配、收购的主要资产类别的公允价值，这些资产在我们的西区列报，以及于2023年11月30日承担的负债。分配被认为是初步的，因为由于正在审查估值结果并验证重要的投入和假设，估值工作尚未完成。对某些收购资产和负债进行了初步公允价值计量，主要是物业、厂房和设备以及其他无形资产；然而，由于可能会发现截至收购日期的与事实和情况有关的新信息，可能会在随后的期间对该等计量进行调整，最长为收购日起一年。下表所列其他流动资产所列应收账款的公允价值等于合同应收账款。
(百万)
现金和现金等价物$2 
其他流动资产21 
财产、厂房和设备--网络437 
无形资产-扣除累计摊销117 
其他非流动资产4 
取得的可确认资产总额$581 
流动负债$(25)
非流动负债
(16)
承担的总负债$(41)
取得的可确认净资产$540 
商誉包括在无形资产-扣除累计摊销
6 
取得的净资产$546 
在Cureton收购中确认的其他无形资产与我们与客户签订的天然气收集和加工协议的合同客户关系有关。确定这些无形资产价值的基础是通过使用风险调整贴现率折现的已获得的合同客户关系估计的未来现金流量净额。这些无形资产在最初的时期内以直线方式摊销。20年，代表合同客户关系预期对我们的现金流做出贡献的期限。大致24来自这些合同客户关系的预期未来收入的百分比受到我们续签或重新谈判现有客户合同的能力和意图的影响。我们承担与客户续签或延长天然气收集合同条款所产生的费用。根据当前合同期内的估计未来收入(按收购时的估计)，在下一次续订或延长现有合同客户关系之前的加权平均期间约为10好几年了。见附注10--商誉和其他无形资产。
100



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RMM采集
截至2022年12月31日，我们拥有50在RMM中的百分比权益，我们将其计入权益法投资。2023年11月30日，我们完成了对剩余资产的收购50在RMM(RMM收购)中的百分比权益为$7041000万美元。由于获得了这一额外权益，我们获得了RMM的控制权，现在进行了整合。此次收购的目的是扩大我们的采集和加工足迹，并为我们在DJ盆地的业务创造运营协同效应。几乎所有的RMM购买价格在2025年第一季度之前都不是付给卖方的，直到2024年第四季度才会产生利息，并且可以提前偿还而不会受到惩罚。它按收入法按公允价值记录为递延对价债务，这导致了对到期合同金额的折价，该金额将在债务期限内计入利息支出。这笔债务是在我们的全资子公司Williams Rocky Mountain Midstream Holdings LLC所欠的长期债务中提出的。
在收购日期2023年11月30日至2023年12月31日期间，RMM做出了贡献收入共$531000万美元和修改后的EBITDA共$121000万美元。
我们将对RMM的收购视为一项业务合并。在收购日期2023年11月30日之前，我们现有权益法投资的账面价值为$406 万我们认出了一美元30将我们现有的权益法投资重新计量为公允价值所获得的收益其他投资收入（损失）-净在我们的2023年综合损益表中。所使用的估值方法包括我们以前对RMM的权益法投资的收益法和其他无形资产的估值，以及房地产、厂房和设备的成本法。
下表列出了收购日期的初步分配、收购的主要资产类别的公允价值，这些资产在我们的西区列报，以及于2023年11月30日承担的负债。收购的净资产主要反映转移的非现金对价，其中包括我们以前的权益法投资和递延对价债务的公允价值。分配被认为是初步的，因为由于正在审查估值结果并验证重要的投入和假设，估值工作尚未完成。对某些收购资产和负债进行了初步公允价值计量，主要是物业、厂房和设备以及其他无形资产；然而，由于可能会发现截至收购日期的与事实和情况有关的新信息，可能会在随后的期间对该等计量进行调整，最长为收购日起一年。下表所列其他流动资产所列应收账款的公允价值等于合同应收账款。
(百万)
现金和现金等价物$28 
其他流动资产4 
投资20 
财产、厂房和设备--网络1,041 
无形资产-扣除累计摊销61 
其他非流动资产12 
取得的可确认资产总额$1,166 
流动负债$(44)
非流动负债
(103)
承担的总负债$(147)
取得的可确认净资产$1,019 
商誉包括在无形资产-扣除累计摊销
57 
取得的净资产$1,076 
101



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合并财务报表附注--(续)
在RMM收购中确认的商誉主要与加强和多元化我们的盆地地位以及提供运营协同效应有关，包括增加我们现有加工设施的产量和增加我们的NGL运输、分馏和储存资产的收入，并在我们的西区报告。几乎所有的商誉都可以在纳税时扣除。
在RMM收购中确认的其他无形资产与我们与客户签订的天然气收集和加工协议的合同客户关系有关。确定这些无形资产价值的基础是通过使用风险调整贴现率折现的已获得的合同客户关系估计的未来现金流量净额。这些无形资产在最初的时期内以直线方式摊销。20年，代表合同客户关系预期对我们的现金流做出贡献的期限。大致18来自这些合同客户关系的预期未来收入的百分比受到我们续签或重新谈判现有客户合同的能力和意图的影响。我们承担与客户续签或延长天然气收集合同条款所产生的费用。根据当前合同期内的估计未来收入(按收购时的估计)，在下一次续订或延长现有合同客户关系之前的加权平均期间约为10好几年了。见附注10--商誉和其他无形资产。
收购芒廷韦斯特
2023年2月14日，我们完成了对100收购Mountain West的百分比，包括FERC监管的州际天然气管道系统和天然气储存能力(Mountain West收购)，价格为1美元1.0830亿美元现金，资金来自可用短期流动性来源，并保留430西山长期债务的未偿还本金金额为100万美元。2023年，$1.02430亿美元，以购买业务，扣除收购现金后的净额在我们的综合现金流量表中，现金流量表反映了现金购买价格，由于结账后调整而减少，以及在购买价格分配中列报的收购现金。收购Mountain West的目的是将我们现有的传输和存储基础设施足迹扩展到犹他州、怀俄明州和科罗拉多州的主要市场。
自收购日期2023年2月14日至2023年12月31日期间，在收购Mountain West中收购的业务对收入共$2251000万美元和修改后的EBITDA共$1222000万美元，其中包括美元27700万美元与过渡相关的成本。
收购Mountain West的收购相关成本为$16在我们的传输系统和墨西哥湾部分中报告了1000万台，并包括在销售、一般和管理费用在我们的2023年综合损益表中。
我们将对Mountain West的收购视为一项业务合并。所使用的估值方法包括非监管物业、厂房及设备的成本法，以及与附注15--公允价值计量、担保及信用风险集中讨论的估值技术一致的假设长期债务的市场法。根据ASC 980的规定，芒廷韦斯特公司的受监管业务进行了核算。资产和负债的公允价值受费率制定和成本回收拨备的约束，采用收益法确定。Mountain West的预期利率基础回报率与类似资产的预期回报一致，导致该等资产和负债的结转基础等于其公允价值。
下表列出了收购日期的初步分配、收购的主要资产类别的公允价值，这些资产在我们的输电和墨西哥湾部分列报，以及在2023年2月14日承担的负债。取得的应收账款的公允价值等于合同应收账款。在2023年3月31日发布财务报表后，我们确定了对初步购进价格分配的调整，主要导致增加了#美元。19贸易账户和其他应收款减少1亿美元73 百万美元的财产、厂房和设备以及美元60 其他非流动负债百万美元。
102



威廉姆斯公司
合并财务报表附注--(续)
(百万)
现金和现金等价物$23 
贸易账户和其他应收款33 
其他流动资产26 
投资20 
财产、厂房和设备--网络1,019 
其他非流动资产33 
取得的可确认资产总额$1,154 
流动负债$(47)
长期债务(注12)
(365)
其他非流动负债(95)
承担的总负债$(507)
取得的可确认净资产$647 
商誉包括在无形资产-扣除累计摊销
400 
取得的净资产$1,047 
在收购Mountain West中确认的商誉主要涉及加强和多元化我们的盆地头寸以及与利率管制业务相关的长期价值，并在我们的输电公司和墨西哥湾分部报告。几乎所有的商誉都可以在纳税时扣除。
航迹采集
2022年4月29日，我们完成了对100Gemini Arklatex，LLC的百分比，我们通过该公司以$收购了海恩斯维尔页岩地区的天然气收集和TRACE Midstream的相关资产972400万现金，资金来自手头现金和发行商业票据的收益(TRACE收购)。收购TRACE的目的是将我们的足迹扩展到德克萨斯州东部的海恩斯维尔页岩地区，扩大全国最大增长盆地之一的盆地内规模。
在收购日期为2022年4月29日至2022年12月31日期间，在收购中收购的业务对收入共$1481000万美元和修改后的EBITDA共$731000万美元。
与收购有关的收购成本为#美元8据报道，我们的西部地区有100万人，并包括在销售、一般和管理费用在我们的2022年综合损益表中。
我们将此次收购作为一项业务合并进行了核算。下表列出了在收购日期分配收购的主要类别资产的公允价值，这些资产在我们的西区列报，并于2022年4月29日承担的负债。取得的应收账款的公允价值等于合同应收账款。所使用的评估方法包括无形资产评估的收益法和财产、厂房和设备的成本法。
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威廉姆斯公司
合并财务报表附注--(续)
(百万)
现金和现金等价物$39 
贸易账户和其他应收款
18 
财产、厂房和设备--网络448 
无形资产-扣除累计摊销472 
其他非流动资产20 
收购的总资产$997 
应付帐款$(12)
应计负债和其他流动负债(5)
其他非流动负债(8)
承担的总负债$(25)
取得的净资产$972 
Trace收购中确认的其他无形资产与我们与客户的天然气收集协议中的合同客户关系有关。确定该等无形资产价值的基础是使用风险调整贴现率贴现的所得合同客户关系产生的估计未来净现金流量。这些无形资产在初始期间以直线法摊销 20年，代表合同客户关系预期对我们的现金流做出贡献的期限。大致2来自这些合同客户关系的预期未来收入的百分比受到我们续签或重新谈判现有客户合同的能力和意图的影响。我们承担与客户续签或延长天然气收集合同条款所产生的费用。根据当前合同期内的估计未来收入(按收购时的估计)，在下一次续订或延长现有合同客户关系之前的加权平均期间约为19好几年了。见附注10--商誉和其他无形资产。
顺序收购
2021年7月1日，我们完成了收购 100Sequent Energy Management，LP和Sequent Energy Canada，Corp（Sequent收购）的百分比。此次收购的总代价为美元1592000万美元，其中包括$1091.6亿美元与营运资本相关。
在Sequent收购中收购的业务侧重于风险管理以及各种天然气和电力公用事业、市政、发电厂和生产商的天然气营销、交易、储存和运输，以及通过具有战略地位的资产(包括我们的Transco系统)的运输和储存协议将天然气运往市场。收购Sequent的目的是扩大我们的天然气营销活动，优化我们的管道和存储能力，向新市场扩张，以实现增量燃气发电、液化天然气出口，以及未来的可再生天然气和其他新兴机会。
自收购日期2021年7月1日至2021年12月31日期间，Sequent收购中收购的业务的结果包括净额产品销售$()43)2,000,000(包括$80(从附属公司购买的百万美元)，大宗商品衍生品净收益（损失）$()43)1000万美元，且不利修改后的EBITDA共$1121000万美元。这两个收入和修改后的EBITDA金额反映#年大宗商品衍生品的未实现净亏损。大宗商品衍生品净收益（损失）$()109)这一时期的收入为100万美元。
Sequent收购从2021年7月1日至2021年12月31日期间的收购相关成本为$5在我们的天然气和NGL营销服务部门中报告了100万，并包括在销售、一般和管理费用在截至2021年12月31日的年度综合收益表中。
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我们将收购Sequent视为一项业务合并。下表列出了收购日所收购的主要类别资产的公允价值分配，这些资产在我们的天然气和天然气营销服务部门中列示，以及于2021年7月1日承担的负债。取得的应收账款的公允价值等于合同应收账款。无形资产的公允价值采用收益法计量。所购入库存的公允价值是根据购置日地下储存的天然气的市场价格计算的。有关用于计量商品衍生资产和负债公允价值的估值技术，请参阅附注15--公允价值计量、担保和信用风险集中。
(百万)
现金和现金等价物$8 
贸易账户和其他应收款498 
盘存121 
衍生资产57 
其他流动资产和递延费用4 
财产、厂房和设备--网络5 
无形资产-扣除累计摊销306 
其他非流动资产3 
列入其他非流动资产的商品衍生品49 
收购的总资产$1,051 
应付帐款$(514)
衍生负债(116)
应计负债和其他流动负债(46)
其他非流动负债(1)
列入其他非流动负债的商品衍生品(215)
承担的总负债$(892)
取得的净资产$159 
应收账款和应付账款
在Sequent收购中收购的业务为零售和批发天然气营销商、公用事业公司、上游生产商和工业客户提供服务。关于应收账款和应付账款的净值计算政策，请参阅附注1--总则、业务说明、列报基础和重要会计政策摘要。
其他无形资产
其他无形资产主要与运输和储存能力合同有关。厘定该等无形资产价值的基础是估计未来现金流量净额，该等净现金流量来自收购的运输及储存能力合约，该等合约因其所处的市场位置而提供未来经济效益，并以行业加权平均资本成本贴现。这项无形资产将根据预期受益期摊销，预计标的合同将在该期间内为我们的现金流做出贡献，范围为1年份至8好几年了。因此，很大一部分摊销将在这一范围的头几年内确认。见附注10--商誉和其他无形资产。
商品衍生品
我们面临着大宗商品价格风险。为了管理这种波动性，我们在营销和交易活动中使用各种合同，这些合同通常符合衍生品的定义。我们进入商品衍生品是为了在经济上对冲对天然气的风险敞口，并保留对价格变化的敞口，在动荡的能源市场中，价格变化可能是重大的，并可能对我们的运营结果产生不利影响；请参阅我们的商品衍生品会计政策的附注1-业务说明、列报基础和重大会计政策摘要。
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补充形式
以下形式如下收入和威廉姆斯公司的净收益(亏损)。2023年、2022年和2021年的情况呈好像墨西哥湾沿岸存储收购已于2023年1月1日完成，DJ Basin收购和MountainWest收购已于2022年1月1日完成，Trace收购已于2021年1月1日完成，Sequent收购已于2020年1月1日完成。这些预计金额不一定表明如果收购实际上在所示日期或期间发生，实际结果会是什么，也不意味着预测 收入或威廉姆斯公司的净收益(亏损)。在任何未来时期或截至任何日期。这些金额不会产生交易带来的任何潜在成本节省、运营协同效应或收入增强，也不会产生实现这些成本节省、运营协同效应和收入增强的潜在成本。
截至2023年12月31日的年度
如报道所述
形式墨西哥湾沿岸储存
形式DJ盆地（1）
预科山西部（1）
形式组合
(百万)
收入$10,907 $202 $270 $35 $11,414 
威廉姆斯公司的净收益(亏损)。3,179 53 17 6 3,255 
截至2022年12月31日的年度
如报道所述
形式DJ盆地
预科山西部
形式追溯（1）
形式组合
(百万)
收入$10,965 $218 $265 $45 $11,493 
威廉姆斯公司的净收益(亏损)。2,049 13 170 18 2,250 
截至2021年12月31日的年度
如报道所述形式追踪
形式顺序（1）
形式组合
(百万)
收入$10,627 $118 $188 $10,933 
威廉姆斯公司的净收益(亏损)。1,517 42 4 1,563 
(1)不包括收购日开始期间收购中收购的业务的业绩，因为这些业绩包括在所报告的金额中。
NorTex资产收购
2022年8月31日，我们以约美元的价格从NorTex Midstream Holdings，LLC（NorTex Asset Acquise）购买了德克萨斯州北部的一组资产，主要是天然气储存设施和管道424 万这些资产包含在我们的输电和墨西哥湾部门中。
出售某些墨西哥湾沿岸的液体管道
2023年9月29日，我们以美元的价格完成了墨西哥湾沿岸地区各种石化和原料管道以及相关合同的销售348 万由于这次出售，我们录得了美元的收益129 2023年，我们的输电和墨西哥湾部门的销售额为百万美元。收益体现在 出售业务的收益在我们的
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合并利润表。该出售组的运营业绩（不包括所述收益）在报告期内并不重大。
注4 -关联方交易
与股权法投资对象的交易
我们与股权法投资对象相关的成本和费用为美元776百万，$1.346亿美元，以及9482023年、2022年和2021年分别在我们的合并利润表中百万。几乎所有这些费用都包含在 产品成本.我们还从股权法投资对象获得了美元的收入51000万，$762000万美元，和美元46 2023年、2022年和2021年分别为百万。此外，we有$21000万美元和300万美元17万美元包括在贸易账户和其他应收款及$33百万美元和美元87百万美元包含在应付帐款在我们的综合资产负债表中 分别于2023年12月31日和2022年12月31日与我们的股票法投资对象进行了沟通。
我们与某些股权法投资对象签订了运营协议。这些运营协议通常规定向我们报销或付款某些直接运营工资和员工福利成本、材料、用品和其他费用以及管理服务。向股票法投资对象收取的这些费用总额为美元64百万，$65百万美元，以及$702023年、2022年和2021年分别为100万。
董事会
我们董事会的两名成员也是我们某些交易对手的执行官。我们记录了美元901000万美元和300万美元1802000万英寸产品销售及$251000万美元和300万美元862000万英寸产品成本 这些公司分别于2023年和2022年购买和销售天然气的综合利润表中。
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附注5-收入确认
按类别划分的收入
下表列出了我们按主要服务线细分的收入：
受监管的州际交通
和存储
墨西哥湾中游
和存储
东北方向
中游		西中游天然气和液化天然气营销服务其他淘汰总计
(百万)
2023
与客户签订合同的收入：
服务收入：
受监管的州际天然气运输和储存$3,334 $— $— $— $— $— $(60)$3,274 
收集、加工、运输、分级和储存：
货币对价— 443 1,782 1,478 — — (170)3,533 
商品考虑— 38 5 103 — — — 146 
其他19 11 87 12 1 — (15)115 
总服务收入3,353 492 1,874 1,593 1 — (245)7,068 
产品销售140 120 132 441 4,615 442 (962)4,928 
与客户签订合同的总收入3,493 612 2,006 2,034 4,616 442 (1,207)11,996 
其他收入(1)38 15 27 101 4,294 64 (2)4,537 
其他调整（2）— — — — (6,032)— 406 (5,626)
总收入$3,531 $627 $2,033 $2,135 $2,878 $506 $(803)$10,907 
2022
与客户签订合同的收入：
服务收入：
受监管的州际天然气运输和储存$3,139 $— $— $— $— $— $(72)$3,067 
收集、加工、运输、分级和储存：
金钱考虑（3）
— 381 1,526 1,518 — — (167)3,258 
商品考虑— 64 14 182 — — — 260 
其他(3)
10 11 102 12 3 — (16)122 
总服务收入3,149 456 1,642 1,712 3 — (255)6,707 
产品销售179 251 134 841 10,768 706 (1,813)11,066 
与客户签订合同的总收入3,328 707 1,776 2,553 10,771 706 (2,068)17,773 
其他收入(1)28 10 26 8 7,929 (55)(11)7,935 
其他调整（2）— — — — (15,467)— 724 (14,743)
总收入$3,356 $717 $1,802 $2,561 $3,233 $651 $(1,355)$10,965 
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受监管的州际交通
和存储
墨西哥湾中游
和存储
东北方向
中游		西中游天然气和液化天然气营销服务其他淘汰总计
(百万)
2021
与客户签订合同的收入：
服务收入：
受监管的州际天然气运输和储存$2,988 $— $— $— $— $— $(33)$2,955 
收集、加工、运输、分级和储存：
金钱考虑（3）
— 358 1,425 1,227 — — (133)2,877 
商品考虑— 52 7 179 — — — 238 
其他(3)
10 8 78 9 3 1 (16)93 
总服务收入2,998 418 1,510 1,415 3 1 (182)6,163 
产品销售88 269 99 643 6,404 333 (1,215)6,621 
与客户签订合同的总收入3,086 687 1,609 2,058 6,407 334 (1,397)12,784 
其他收入(1)13 8 25 (32)2,632 11 (13)2,644 
其他调整（2）— — — — (4,828)— 27 (4,801)
总收入$3,099 $695 $1,634 $2,026 $4,211 $345 $(1,383)$10,627 

______________________________
(1)非来自与客户的合约的收入主要包括与商品衍生合约有关的实物产品销售、与我们的商品衍生合约有关的已实现及未实现损益。大宗商品衍生品净收益（损失） 在我们的综合收益表中，我们为运营的权益法投资提供的某些服务收到的管理费，以及与我们的总部大楼相关的租赁收入。
(2)其他调整反映了天然气和天然气营销服务公司风险管理活动的某些成本。由于我们作为天然气营销客户的代理或从事能源交易活动，因此产生的收入在我们的综合收益表中扣除这些活动的相关成本后列报。
(3)运营和维护费用的某些合同补偿共计#美元1861000万美元和300万美元1712022年和2021年分别为1000万美元，之前包括在其他现已在货币对价以符合当前的演示文稿。

合同资产
下表列出了我们合同资产的对账：
截至十二月三十一日止的年度：
20232022
(百万)
年初余额$29 $22 
确认的收入超过发票金额183 208 
开出发票的最低数量承诺(176)(201)
年终余额$36 $29 
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合同责任
下表列出了我们合同负债的对账：
截至十二月三十一日止的年度：
20232022
(百万)
年初余额$1,043 $1,126 
已收到并延期付款190 180 
重要的融资组成部分9 9 
获得（处置）的合同负债-净额115 2 
在收入中确认(276)(274)
年终余额$1,081 $1,043 
剩余履约义务
其余的履约责任主要包括为我们的天然气管道公司与客户签订的运输合同收取的合同运力预约费、存储能力合同、与我们的中游业务相关的含有MVC的长期合同，以及与离岸生产处理相关的固定付款。对于我们的州际天然气管道业务，剩余的履约义务反映了相关合同有效期内我们当前FERC费率中的此类服务费率；然而，这些费率可能会根据FERC批准的未来费率而变化，这些变化的金额和时间目前尚不清楚。
我们剩余的履约义务不包括可变对价，包括我们已选择在收入中确认的实际权宜之计的可变对价合同。我们的某些合同包含常青树和其他续签条款，期限超过合同的初始期限。截至2023年12月31日的剩余履约义务金额不考虑尚未续签的潜在未来履约义务，不包括与基础设施尚未获得FERC授权投入使用的客户的合同。在2023年12月31日之前收到的将在未来期间确认的对价也不包括在我们剩余的履约义务中，而是反映在合同负债中。
下表列出了在履行履约义务时预计将确认为收入的合同负债余额，以及截至2023年12月31日某些合同项下分配给剩余履约义务的交易价格。
合同责任剩余履约义务
(百万)
2024 (一年)
$165 $3,828 
2025 (一年)
145 3,467 
2026 (一年)
139 3,289 
2027 (一年)
131 2,627 
2028 (一年)
112 2,365 
此后
389 13,548 
*总计$1,081 $29,124 




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注6 -所得税拨备（福利）
这个所得税拨备(福利)来自持续运营的收入包括：
截至十二月三十一日止的年度：
202320222021
(百万)
当前：
联邦制$3 $(25)$(1)
状态21 19 3 
24 (6)2 
延期：
联邦制872 424 421 
状态109 7 88 
981 431 509 
所得税拨备(福利)$1,005 $425 $511 

来自 按法定比率计提的准备金(福利)从持续运营到记录 所得税拨备(福利)具体如下：
 截至十二月三十一日止的年度：
 202320222021
 (百万)
按法定比率计提的准备金(福利)$925 $534 $435 
由于以下原因导致税收增加（减少）：
州所得税(扣除联邦福利后的净额)
129 113 71 
州递延所得税率变化(25)(92)— 
联邦估价免税额
— (70)3 
联邦定居点— (45)— 
非应税非控股权益的影响
(26)(14)(9)
其他-网络
2 (1)11 
所得税拨备(福利)$1,005 $425 $511 
这个州递延所得税率变化$的好处251000万美元和300万美元92 2023年和2022年分别为百万，与我们对递延州所得税率（扣除联邦影响）估计的下降有关，主要是由于宾夕法尼亚州所得税率在未来几年内颁布的下降所致。
在国内外税务机关对我们的业务进行审计的过程中，我们经常面临有关应缴税款金额的挑战。这些挑战包括有关扣除的时间和金额以及收入在各个税务管辖区之间分配的问题。在评估与我们的各种申报职位相关的责任时，我们采用了识别和衡量的两步流程。与此负债相关，我们记录了相关利息和税务风险的估计，作为我们税收拨备的一部分。此应计的影响包含在 其他-网络在我们的和解中 按法定比率计提的准备金(福利)对记录的 所得税拨备(福利).
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重要组成部分 递延所得税负债具体如下：
 12月31日，
 20232022
(百万)
递延所得税负债总额：
财产、厂房和设备
$3,541 $3,171 
投资
1,740 1,784 
其他
146 138 
递延所得税总负债总额5,427 5,093 
递延所得税总资产：
应计负债
935 1,108 
外国税收抵免35 91 
联邦损失结转
398 730 
国家损失和信用
293 356 
其他
103 121 
递延所得税总资产总额1,764 2,406 
减去估值免税额183 200 
递延所得税净资产1,581 2,206 
递延所得税负债$3,846 $2,887 
2023年和2022年12月31日的估值备抵旨在将可用的递延所得税资产减少到更有可能实现的金额。我们考虑了所有可用的积极和消极证据，其中包括可用的税务规划策略，以及管理层对现有应税暂时性差异未来逆转的估计，并确定我们的一部分递延所得税资产与 外国税收抵免和国家损失和信用可能无法实现。2022年，我们发布了70在确定我们预计在2024年至2025年到期之前利用额外的外国税收抵免后，将获得100万欧元的估值津贴。就州项目而言，上表中列出的金额是在任何联邦福利之前。与上一年相比的变化国家损失和信用反映本年度和前几年产生的损失和贷项的增加减去本年度使用的损失和/或贷项。我们在多个州的税收管辖区有亏损和信贷结转。这些属性通常在2024年和2042年之间到期，其中一些结转具有不确定的结转周期。
联邦损失结转截至2023年12月31日，递延税项资产反映在无到期日的净营业亏损结转上。
支付的现金所得税(扣除退款)为#美元。311000万美元和300万美元132023年和2022年分别为1000万人。所得税的现金退款(扣除付款)为#美元。452021年将达到2.5亿美元。
在2022年第二季度，我们最终敲定了2011至2014年与美国国税局(IRS)就某些有争议的问题达成的和解协议，导致2022年迄今的税收优惠约为美元451000万美元，我们收到的现金退款总额为$71000万美元。在2023年第四季度，我们完成了2018年的审计，并实现了51000万美元的付款。
我们承认相关利息和罚金是所得税拨备(福利)。没有确认任何期间的重大利息和罚款。确实有不是截至2023年12月31日和2022年12月31日应计的与不确定税务状况相关的利息或罚款。
2019年后的数年内，美国联邦所得税合并申报表将开放接受国税局审查。大多数州的诉讼时效在国税局法规到期一年后到期。

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注8 -投资活动
投资
 
截至2023年12月31日的所有权权益
12月31日，
 20232022
 (百万)
权益法：
阿巴拉契亚中游投资公司(1)$2,886 $2,975 
蓝色赛车手50%398 383 
OPPL50%387 386 
发现60%361 345 
湾流50%210 220 
月桂山69%184 205 
RMM（2）
100%— 395 
其他五花八门188 139 
4,614 5,048 
其他23 17 
$4,637 $5,065 
___________
(1)包括对马塞卢斯页岩地区多个收集系统的权益法投资，大约平均66百分之一的利息。
(2)RMM于2023年11月30日为全资子公司。见附注3-收购和资产剥离。
基差分
我们的阿巴拉契亚中游投资的账面价值比我们的基础净资产部分高出约$1.1截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月。这些差额在收购日分配给物业、厂房和设备以及客户关系无形资产。我们的某些其他权益法投资的账面价值低于我们在净资产中所占的基础权益部分，这主要是由于我们已确认但不要求在被投资人的财务报表中确认的临时性减值。这些差额总计约为$7731000万美元和300万美元1.1分别于2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日分配给房地产、厂房和设备以及客户关系无形资产。我们权益法投资的账面价值与我们在相关净资产中的权益部分的差额一般在相关标的资产的剩余使用年限内摊销，并计入权益收益(亏损)在我们的综合损益表中。
113



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合并财务报表附注--(续)
权益法投资的购买和出资
我们通常通过额外的出资为这些被投资方的重大扩张或发展项目提供我们的份额。这些交易增加了我们投资的账面价值，包括：
截至2013年12月31日的一年，
 202320222021
 (百万)
阿巴拉契亚中游投资公司$59 $83 $84 
发现40 41 — 
AUX硫化液体制品有限公司
38 — — 
红衣主教管道公司— 16 — 
湾流— 14 26 
其他4 12 5 
$141 $166 $115 
其他投资收入（损失）-净
下表列出了反映在 其他投资收入（损失）-净在我们的合并利润表中：
截至十二月三十一日止的年度：
202320222021
(百万)
利息收入
$79 $15 $7 
重新计量RMM投资的收益（注3）
30 — — 
其他
(1)1 — 
其他投资收入（损失）-净$108 $16 $7 
股息和分配
我们进行股权法投资的实体的组织文件通常要求至少每季度向成员分配可用现金。这些交易降低了我们投资的公允价值，其中包括：
截至2013年12月31日的一年，
202320222021
 (百万)
阿巴拉契亚中游投资公司$405 $415 $433 
湾流98 89 90 
蓝色赛车手
62 49 47 
OPPL
56 34 26 
RMM49 52 45 
发现49 49 44 
月桂山
42 112 33 
其他35 65 39 
$796 $865 $757 
114



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合并财务报表附注--(续)
所有股权法投资的财务状况和运营结果总结
 12月31日，
 20232022
 (百万)
资产(负债)：
流动资产
$669 $964 
非流动资产
11,058 12,701 
流动负债
(358)(632)
非流动负债
(3,619)(3,789)
 截至十二月三十一日止的年度：
 202320222021
 (百万)
毛收入$3,714 $5,520 $4,688 
营业收入966 1,268 1,191 
净收入748 1,102 1,006 

115



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合并财务报表附注--(续)
附注7-雇员福利计划
养老金计划
我们为2019年1月1日之前聘用的符合条件的员工提供非缴费固定福利养老金计划。符合条件的员工根据现金余额公式获得补偿积分。从2020年1月1日起，某些在职员工不再有资格获得薪酬抵免。
其他退休后福利
我们向封闭的参与者提供补贴的退休人员医疗福利，并向符合条件的参与者提供退休人员人寿保险福利。符合联邦医疗保险资格的参与者的医疗福利通过向健康报销账户缴费支付。所有其他参与者的福利是通过自我保险的医疗计划提供的，该计划包括参与者缴费，并包含其他费用分担功能，如免赔额、共同支付和共同保险。
确定缴费计划
我们有一个明确的供款计划，为几乎所有员工的利益。计划参与者可以在税前或税后基础上缴纳部分薪酬。一般来说，我们将员工的缴费匹配到6符合条件的薪酬的百分比。此外，符合条件的在职员工如果没有获得固定收益养老金计划下的补偿积分，则有资格获得我们向固定缴款计划支付的额外年度固定百分比缴费。我们的供款记入费用项下为$。602023年为2.5亿美元，532022年为2.5亿美元，以及452021年将达到2.5亿美元。
116



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资金状况
下表列出了所示年度养恤金福利和其他退休后福利的福利债务和计划资产的变化情况：
 养老金福利其他
退休后福利
 2023202220232022
 (百万)
福利义务的变化：
年初的福利义务
$940 $1,133 $152 $200 
服务成本
23 28 1 1 
利息成本
46 31 7 6 
计划参与者的缴费
— — 2 2 
已支付的福利
(71)(78)(13)(12)
精算净损失（收益）（1）68 (162)(4)(45)
聚落
— (12)— — 
福利义务净增加（减少）66 (193)(7)(48)
年终福利义务
1,006 940 145 152 
计划资产变动：
年初计划资产的公允价值
1,117 1,336 253 287 
计划资产的实际回报率
120 (132)17 (27)
雇主供款
1 3 3 3 
计划参与者的缴费
— — 2 2 
已支付的福利
(71)(78)(13)(12)
聚落
— (12)— — 
计划资产公允价值净增加（减少）50 (219)9 (34)
计划资产年终公允价值
1,167 1,117 262 253 
资金状况-资金过多（资金不足）$161 $177 $117 $101 
合并资产负债表中确认的金额：
非流动资产$187 $201 $120 $105 
流动负债(4)(2)(3)(4)
非流动负债(22)(22)— — 
资金状况-资金过多（资金不足）$161 $177 $117 $101 
累积利益义务$998 $930 
____________
(1)    2023年金额主要是由于以下因素的变化：养老金福利-利息抵免率假设和贴现率假设。2022年金额主要是由于以下因素的变化造成的：养老金福利-贴现率假设，部分被利息抵免率假设抵消;其他退休后福利-贴现率假设。


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下表总结了截至12月31日债务超过计划资产的养老金计划的信息。
 20232022
 (百万)
预计福利义务$26 $24 
累积利益义务24 22 
计划资产的公允价值— — 
确认的税前金额 累计其他综合收益(亏损)截至12月31日的情况如下：
 养老金福利其他
退休后福利
 2023202220232022
 (百万)
精算净收益(亏损)$(45)$(45)$19 $18 
此外，截至2023年和2022年12月31日，我们有美元1231000万美元和300万美元130 分别包含在与我们天然气管道公司相关的监管负债中的养老金和其他退休后计划金额。
定期收益净成本(贷方)
定期收益净成本(信用)截至12月31日止年度包括以下各项：
 养老金福利其他
退休后福利
 202320222021202320222021
 (百万)
定期净收益成本(信贷)的组成部分：
服务成本
$23 $28 $30 $1 $1 $1 
利息成本
46 31 28 7 6 5 
计划资产的预期回报
(57)(44)(43)(10)(10)(10)
精算净损失(收益)摊销
5 12 14 (3)— — 
结算净精算损失
— 3 1 — — — 
重新归类为监管责任
— — — — 1 2 
定期收益净成本(信用)(1)$17 $30 $30 $(5)$(2)$(2)
____________
(1)    以外的成分 服务成本都包含在其他收入（费用）-净额在下面营业收入(亏损)在我们的合并利润表中.


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其他综合收益（损失）中确认的项目
确认的计划资产和福利义务的其他变化 其他全面收益(亏损)截至12月31日止年度的税前包括以下内容：
 养老金福利其他
退休后福利
 202320222021202320222021
 (百万)
年内精算收益（亏损）净额$(5)$(14)$40 $3 $14 $29 
精算净损失(收益)摊销
5 12 14 (2)— — 
结算净精算损失— 3 1 — — — 
确认的总数 其他全面收益(亏损)
$— $1 $55 $1 $14 $29 
关键假设
用于确定福利义务和 净定期福利成本（抵免） 截至12月31日，情况如下：
 养老金福利其他
退休后福利
 202320222021202320222021
福利义务：
贴现率4.98 %5.16 %2.82 %5.01 %5.20 %2.93 %
补偿增值率3.52 3.58 3.67 不适用不适用不适用
现金余额利息贷记率4.50 3.50 3.00 不适用不适用不适用
净定期福利成本（抵免）：
贴现率5.16 %2.84 %2.45 %5.20 %2.93 %2.59 %
预期长期计划资产收益率5.17 3.81 3.69 4.04 3.67 3.61 
补偿增值率3.58 3.67 3.76 不适用不适用不适用
现金余额利息贷记率3.50 3.00 3.00 不适用不适用不适用
我们使用精算师协会发布的死亡率表来衡量福利义务。
假设的2024年医疗保健费用趋势率为 7.0百分之这个速度 减少至4.5百分比 2034.
计划资产
该计划的投资目标包括管理计划资金状况波动性并最大限度地减少未来现金捐助的框架。该计划遵循在各种资产类别、策略和投资经理之间实现投资多元化的政策。
养老金计划的投资政策包括目标资产配置百分比以及旨在降低投资相关风险的允许和禁止投资。2023年12月31日目标资产配置为 25股权证券的百分比和75%固定收益证券，包括股权和固定收益共同基金、混合投资基金和单独账户的投资。
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截至12月31日，我们的养老金和其他退休后福利计划资产按资产类别划分的公允价值如下： 
 2023
养老金福利其他退休后福利
  
第1级(1)2级（2）总计第1级(1)2级（2）总计
 (百万)
现金管理资金$17 $— $17 $99 $— $99 
政府债务证券61 17 78 9 2 11 
公司债务证券— 311 311 — 44 44 
其他2 5 7 1 — 1 
$80 $333 413 $109 $46 155 
混合投资基金（3）：
股票287 41 
固定收益467 66 
按公允价值计算的总资产$1,167 $262 
 2022
养老金福利其他退休后福利
 第1级(1)2级（2）总计第1级(1)2级（2）总计
 (百万)
现金管理资金$45 $— $45 $105 $— $105 
政府债务证券58 18 76 8 3 11 
公司债务证券— 284 284 — 39 39 
其他1 4 5 — — — 
$104 $306 410 $113 $42 155 
混合投资基金（3）：
股票273 38 
固定收益434 60 
按公允价值计算的总资产$1,117 $253 
____________
(1)    第一级包括公允价值基于相同资产活跃市场报价的资产。现金管理基金和美国国债均包含在此级别中。
(2)    第二级包括使用重大其他可观察输入数据确定公允价值的资产。该级别包括固定收益证券（美国国债除外），这些证券主要使用定价模型进行估值，该模型纳入了可观察输入，例如基准收益率、报告的交易、经纪人/交易商报价和发行人价差。
(3)    混合投资基金采用每股净资产价值按公允价值计量。某些标准提款限制通常适用，其中可能包括赎回通知期限制，范围从 1天至 15几天。

120



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计划福利付款和雇主缴款
以下是预期福利付款，反映了之前讨论的相同假设以及未来的服务（视情况而定）。
养老金
优势		其他
退休后
优势
 (百万)
2024
$95 $12 
2025
96 12 
2026
90 11 
2027
87 11 
2028
84 11 
2029-2033
397 49 
到2024年，我们预计将贡献约美元2我们的养老金计划投入百万美元，约为美元3百万美元用于我们的其他退休后福利计划。
注9 -财产、工厂和设备
下表列出了不受监管和受监管的 财产、厂房和设备--网络如我们截至年底的综合资产负债表所示：
估计数
使用寿命（1）
(年)		折旧
价格（1）
(%)		12月31日，
20232022
   (百万)
不受监管：
天然气收集加工设施
5 - 40
$21,357 $19,163 
在建工程不适用1,138 997 
油气性质生产单位1,111 874 
其他
0 - 45
3,268 2,998 
受监管的：
天然气输送设施
1.25 - 8.33
21,083 19,521 
在建工程不适用不适用1,124 708 
其他
5 - 45
0.00 - 33.33
2,761 2,796 
按成本计算的物业、厂房和设备合计51,842 47,057 
累计折旧和摊销(17,531)(16,168)
不动产、厂房和设备-净值$34,311 $30,889 
__________
(1)    截至2023年12月31日，估计使用寿命和折旧率呈列。受监管资产的折旧率和估计使用寿命由FERC规定。
折旧和摊销费用财产、厂房和设备--网络是$1.660亿，美元1.498亿美元，以及1.4962023年、2022年和2021年分别为10亿。
资本化利息为$。541000万，$202000万美元，和美元11 分别在2023年、2022年和2021年达到100万美元。
受监管财产、厂房和设备--网络包括大约$389百万美元和美元4282023年和2022年12月31日分别为100万美元，与我们之前的收购导致我们天然气管道业务内受监管设施的原始成本有关。这笔金额正在摊销 40年采用直线摊销法。当前FERC政策不允许通过费率收回超过原始建设成本的金额。
121



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资产报废债务
我们的应计负债主要涉及海上平台和管道、石油和天然气资产、天然气输送管道和设施、地下储气库、天然气加工、分馏和压缩设施以及集气井连接和管道。在每项资产的使用寿命结束时，我们有法律义务拆除海上平台并适当报废海上管道，从地面拆除天然气输送设施的某些部件，恢复陆地并拆除天然气处理、分馏和压缩设施的地面设备，在井口连接处封堵某些集输管道并拆除任何相关地面设备，封堵储油洞并拆除任何相关地面设备，以及封堵生产井并拆除任何相关地面设备。
下表列出了我们的ARO的重大更改，其中$1.97810亿美元1.82710亿美元， 监管负债、递延收入和其他剩余的当前部分位于应计负债和其他流动负债分别为2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日。
 截至2013年12月31日止的年度，
 20232022
 (百万)
年初余额$1,914 $1,665 
产生负债
42 77 
已结清的债务(43)(22)
吸积97 85 
修订版(1)
74 109 
年终余额$2,084 $1,914 
___________
(1)在年度审查过程中考虑了几个因素，包括通货膨胀率、当前对拆除成本的估计、市场风险溢价、贴现率以及资产的估计剩余使用寿命。2023年和2022年的修订反映了搬迁费用估计数的变化和通货膨胀率的上升，但部分被贴现率的上升所抵消。
Transco通过部分利率筹集的资金为其ARO提供资金存入专门为其ARO提供资金的外部信托账户（ARO信托）。(See注15 -公允价值计量、担保和信用风险集中。）根据当前的利率结算，Transco的年度融资义务约为美元16百万美元，每月分期存入。
注10 -善意和其他无形资产
商誉
包括在 无形资产-扣除累计摊销在我们的综合资产负债表中，所示期间按可报告分部划分如下：
输电和墨西哥湾
西
总计
(百万)
2021年12月31日$— $— $— 
2022年12月31日— — — 
MountainWest收购（注3）
400 400 
Cureton收购（注3）
6 6 
RMM收购（注3）
57 57 
2023年12月31日$400 $63 $463 
善意无需摊销，但至少每年评估一次是否有损失，如果存在损失指标，则更频繁地进行评估。截至2023年12月31日止年度，我们没有识别或确认与我们对声誉的评估有关的任何声誉损失。
122



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其他无形资产
其他无形资产的账面总额和累计摊销，包括无形资产-扣除累计摊销在我们截至12月31日的综合资产负债表中，情况如下：
20232022
总账面金额累计摊销总账面金额累计摊销
(百万)
客户关系$10,237 $(3,155)$10,065 $(2,801)
运输和储存能力合同267 (223)267 (172)
其他
6 (2)6 (2)
其他无形资产
$10,510 $(3,380)$10,338 $(2,975)
客户关系
客户关系主要涉及在收购中确认的天然气收集、加工和分馏合同客户关系。合同客户关系以直线方式摊销，摊销期限最长可达30年，这是合同客户关系预计将为我们的现金流做出贡献的期限的一部分。
我们为与客户续签或延长天然气收集、加工和分馏合同的条款而产生的费用。尽管与这些合同客户关系相关的预期未来现金流的很大一部分取决于我们续签或延长安排超过最初合同期的能力，但这些预期未来现金流受到我们生产商客户钻探计划的范围和速度的重大影响。一旦生产商客户的油井连接到我们的收集基础设施，他们在油井被废弃之前转向另一家供应商的可能性就会降低，因为需要大量的资本投资。
与客户关系有关的摊销费用为#美元3601000万，$3532000万美元，和美元332 2023年、2022年和2021年分别为百万。未来五个连续财年每年的估计摊销费用为美元3681000万，$3681000万，$3641000万，$3602000万美元，和美元3601000万美元。
运输和储存能力合同
作为顺序收购的一部分，某些运输和储存能力合同被确认为无形资产。(See注3 -收购和资产剥离。）与运输和储存能力合同相关的摊销费用为美元511000万，$1582000万美元，和美元14 2023年、2022年和2021年分别为百万。未来五个连续财年每年的估计摊销费用为美元211000万，$101000万，$71000万，$42000万美元，和美元21000万美元。
123



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注11 -应计及其他流动负债
 十二月三十一日，
 20232022
 (百万)
债务利息$322 $274 
员工成本197 218 
合同责任159 141 
阿拉斯加炼油厂污染诉讼（注17）134 21 
资产报废义务（注9）106 87 
监管责任（注1）77 201 
经营租赁负债(附注13)24 25 
其他，包括应计损失或有情况265 303 
$1,284 $1,270 

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注12 -债务和银行安排
长期债务
十二月三十一日，
 20232022
 (百万)
Transco：
7.082026年到期的债券百分比
$8 $8 
7.252026年到期的债券百分比
200 200 
7.852026年到期的票据百分比
1,000 1,000 
42028年到期的票据百分比
400 400 
3.252030年到期的票据百分比
700 700 
5.42041年到期的票据百分比
375 375 
4.452042年到期的票据百分比
400 400 
4.62048年到期的票据百分比
600 600 
3.952050年到期的票据百分比
500 500 
其他融资义务- Atlantic日出790 809 
其他融资义务- Leidy South76 77 
其他融资义务-道尔顿250 252 
西部山：
3.53% 2028年到期票据（注3）
100 — 
3.91% 2038年到期票据（注3）
150 — 
4.875% 2041年到期票据（注3）
180 — 
西北管道：
7.1252025年到期的债券百分比
85 85 
42027年到期的票据百分比
500 500 
威廉姆斯：
4.52023年到期的票据百分比
— 600 
4.32024年到期的票据百分比
1,000 1,000 
4.552024年到期的票据百分比
1,250 1,250 
3.92025年到期的票据百分比
750 750 
42025年到期的票据百分比
750 750 
5.42026年到期的票据百分比
1,100 — 
3.752027年到期的票据百分比
1,450 1,450 
5.32028年到期的票据百分比
900 — 
3.52030年到期的票据百分比
1,000 1,000 
2.62031年到期的票据百分比
1,500 1,500 
7.52031年到期债券%
339 339 
7.752031年到期的票据百分比
252 252 
8.752032年到期的票据百分比
445 445 
4.652032年到期的票据百分比
1,000 1,000 
5.652033年到期的票据百分比
750 — 
6.32040年到期的票据百分比
1,250 1,250 
5.82043年到期的票据百分比
400 400 
5.42044年到期的票据百分比
500 500 
5.752044年到期的票据百分比
650 650 
4.92045年到期的票据百分比
500 500 
5.12045年到期的票据百分比
1,000 1,000 
4.852048年到期的票据百分比
800 800 
3.5% 2051年到期票据
650 650 
5.32052年到期的票据百分比
750 750 
7.72027年到期的票据百分比
2 2 
RMM延期对价义务（注3）665 — 
未摊销债务发行成本(140)(135)
净未摊销债务溢价（折扣）(114)(55)
长期债务总额，包括当期部分25,713 22,554 
一年内到期的长期债务(2,337)(627)
长期债务$23,376 $21,927 
我们的某些债务协议包含限制或限制（除其他外）我们设定支持债务的优先权、出售资产和产生额外债务的能力的契约。违反这些协议还可能限制我们进行某些分配或回购股权的能力。
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下表列出了未来五年每年长期债务、其他融资义务和RMM递延对价义务的最低期限总额，不包括净未摊销债务溢价（折扣）和债务发行成本： 
2023年12月31日
 (百万)
2024$2,338 
20252,263 
20262,345 
20271,993 
20281,445 
发行
我们过去三年及资产负债表日后的高级无担保公共债务发行情况如下：
发行日期
到期日
金额
费率
(百万)
2024年1月5日
2029年3月15日$1,100 4.900%
2024年1月5日
2034年3月15日1,000 5.150%
2023年8月10日（1）
2026年3月2日350 5.400%
2023年8月10日
2028年8月15日900 5.300%
2023年3月2日
2026年3月2日750 5.400%
2023年3月2日
2033年3月15日750 5.650%
2022年8月8日
二〇三二年八月十五日1,000 4.650%
2022年8月8日
2052年8月15日750 5.300%
2021年10月8日（2）
2031年3月15日600 2.600%
2021年10月8日
2051年10月15日650 3.500%
2021年3月2日
2031年3月15日900 2.600%
(1)    额外发行 5.40%于2026年到期的优先票据，于2023年3月2日发行，并与此类票据互换交易。
(2)    额外发行 2.6%于2031年到期的优先票据，于2021年3月2日发行，并与此类票据互换交易。
126



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退休
我们过去三年的高级无担保公共债务退休情况如下：
退休日期
到期日
金额
费率
(百万)
2023年11月15日
2023年11月15日$600 4.500%
2022年10月17日
2023年1月15日850 3.700%
2022年5月16日
2022年8月15日750 3.350%
2022年1月18日
2022年3月15日1,250 3.600%
2021年9月1日
2021年9月1日371 7.875%
2021年8月16日2021年11月15日500 4.000%

其他融资义务
在建设大西洋日出、Leidy South和Dalton项目期间，Transco从共同所有者那里获得了按比例分摊的建设成本的资金。收到的金额记录在非流动负债中，与建筑相关的成本在综合资产负债表中资本化。在这些项目投入使用后，Transco开始利用共同所有人在资产中的不可分割权益，包括相关的管道能力，并将以前从共同所有人那里获得的资金从非流动负债重新归类为债务。这些债务分别于2038年、2041年和2052年到期，需要每月支付利息和本金，利率约为9百分比,13百分比，以及9百分比分别为。
信贷安排
2023年12月31日
规定载客量杰出的
(百万)
长期信贷安排(1)$3,750 $— 
某些双边银行协议项下的信用证16 
________________
(1)    在管理我们的可用流动资金时，我们预计最大未偿还金额不会超过我们的信贷安排的能力，包括我们商业票据计划下的任何未偿还金额。

循环信贷安排
2021年10月，我们与Transco和西北管道公司、其中指定的贷款人和一家行政代理签订了一项修订和重述的信贷协议(信贷协议)，将可用总承诺额从$4.530亿美元至50亿美元3.75200亿美元，外加高达500在某些情况下可获得的总承付款增加了100万美元。信贷协议于2021年10月8日生效。在2023年第二季度，我们的信贷协议的到期日延长了一年，现在将于2027年10月8日到期。修订后的信贷协议允许共同借款人申请最多两次将到期日各延长一年，以便在某些情况下允许到期日最晚至2029年10月8日。此外，经修订的信贷协议以有担保隔夜融资利率取代伦敦银行同业拆息作为基准利率指数。信贷协议允许最高可达#美元的周转额度贷款2003.8亿美元，取决于信贷安排下的可用能力和信用证承诺#美元5001000万美元。Transco和西北管道分别能够借入高达$500在这项信贷安排下，以其他共同借款人未使用的程度为限。
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信贷协议包含以下条款和条件：
•除其他事项外，各种契约可能限制借款人及其主要附属公司授予某些支持债务的留置权、合并或合并、在某些情况下出售其全部或几乎所有资产、在违约事件期间作出某些分配，以及每个借款人及其各自的主要附属公司订立某些限制性协议的能力。
•如果借款人在信贷安排下发生违约事件，贷款人将能够终止对各自借款人的承诺，并在信贷安排下加快违约借款人的贷款到期日，并行使其他权利和补救措施。
•除回旋额度贷款外，每次借入资金时，适用的借款人可选择两种计算利息的方法：浮动基本利率等于信贷协议中定义的替代基本利率加适用保证金，或定期固定利率等于定期担保隔夜融资利率加适用保证金。我们被要求根据信用贷款的未使用部分支付承诺费。适用保证金通过参考基于适用借款人的优先无担保长期债务评级的定价时间表来确定，承诺费通过参考基于Williams的优先无担保长期债务评级的定价时间表来确定。
信贷协议下的重大财务契约要求债务与EBITDA(利息、税项、折旧及摊销前收益)的比率不超过信贷协议中定义的每一项5.0至1.0，但为一项收购(不论是作为一项或一系列相关交易完成)的收购价格提供资金，且总收购价格为#美元的任何财政季度除外。25已经实施了1,000万或更多，并且在接下来的两个财政季度(每个季度都受到一定的限制)，债务与EBITDA的比率不得大于5.5设置为1。
债务与资本比率(定义为净值加债务)，如信贷协议中所定义，不得大于65Transco和Northwest管道各占1%。
截至2023年12月31日，我们遵守了这些公约。
商业票据计划
我们有一美元3.5数十亿美元的商业票据计划。商业票据的到期日各不相同，但不能超过397自签发之日起计天数。商业票据在商业票据市场按惯例条款出售，按票面折价发行，或按票面价值出售，并按固定或浮动基准承担不同的利率。发行商业票据的净收益预计将用于为计划的资本支出和其他一般公司目的提供资金。2023年12月31日，$725未偿还商业票据的加权平均利率为5.6百分比。我们有一块钱3502022年12月31日到期的未偿还商业票据，加权平均利率为4.8百分比。
支付利息的现金(扣除资本化金额)
支付利息的现金（扣除资本化数额） 是$1.1522023年10亿美元，1.1172022年为10亿美元，1.1372021年将达到10亿。
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附注13-租契
我们通过不可撤销的租赁协议成为承租人，承租的财产和设备主要包括用于我们的运营和行政职能的建筑物、土地、车辆和设备。
截至十二月三十一日止的年度：
202320222021
(百万)
租赁费：
经营租赁成本$38 $34 $35 
可变租赁成本31 26 15 
转租收入(1)— (1)
总租赁成本$68 $60 $49 
为经营租赁负债支付的现金$37 $33 $35 
十二月三十一日，
20232022
(百万)
其他信息：
使用权资产（包括在 监管资产、递延费用和其他)
$159 $162 
经营租赁负债：
当前（包含在 应计负债和其他流动负债)
$24 $25 
非当前（包括 监管负债、递延收入和其他)
$148 $148 
加权平均剩余租期–经营租赁（年）
1113
加权平均贴现率–经营租约
4.78%4.62%
截至2023年12月31日，下表代表了我们的运营租赁到期日，包括我们评估为合理确定可以行使的续订条款，截至2023年12月31日的每一年：
(百万)
2024$33 
202527 
202627 
202724 
202819 
此后100 
未来租赁支付总额230 
减去：代表利息的数额58 
经营租赁项下的债务总额$172 
我们是我们总部大楼某些办公空间租赁协议的出租人，这些协议对我们的财务报表无关紧要。
注14 -基于股权的薪酬
威廉姆斯的计划信息
Williams Companies，Inc.2007年激励计划(The Plan)为员工和非管理层董事提供基于普通股的奖励。到目前为止，50根据该计划，已有100万股新股获得授权进行奖励。该计划允许授予各种类型的奖励，包括但不限于
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股票单位和股票期权。2023年12月31日，21根据现有和未来的股票奖励，我们预留了100万股普通股供发行，其中12有100万股可用于未来的授予。
此外，最高可5.2到目前为止，根据我们的员工购股计划(ESPP)，我们已批准出售100万股新普通股。购买的员工 250千股，加权平均价为$27.562023年每股。约 0.9截至2023年12月31日，根据ESPP可供购买的股票数量为100万股。
我们以直线法确认基于员工股票的奖励的补偿费用;没收在发生时确认。 运营和维护费用和销售、一般和管理费用我们的综合利润表中包括2023年、2022年和2021年的股权薪酬费用，金额为美元77百万， $73百万美元，以及$81分别为百万。2023年、2022年和2021年确认的与股票薪酬费用相关的所得税福利为美元19百万，$18百万美元，以及$20分别为百万。截至2023年12月31日，已计量但未确认的基于股票的薪酬费用为美元70百万，所有这些都与限制性股票单位有关。这些金额预计将在加权平均期内确认 1.8好几年了。
非既得限制性股票单位
截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们已发行的限制性股票单位，包括基于业绩的股票 6.6 万股和 6.9 分别为百万股，加权平均公允价值为美元28.34及$23.63，分别。2023年期间，我们授予 3.8 百万股受限制股票单位，加权平均公允价值为美元27.43.限制性股票单位通常在以下情况下归属 三年.基于绩效的补助金的授予范围为 零%至200根据目标表现授予的原始股份的百分比。截至2023年12月31日，有 1.8 百万股业绩流通股。
股票期权
有几个不是2023年、2022年或2021年授予的股票期权。2023年12月31日，我们有 1.5 百万份尚未行使且可行使的股票期权，加权平均行使价格为美元37.17.截至2023年12月31日，未行使和可行使的股票期权的加权平均剩余合同期限为 1.8年2023年和2022年行使股票期权收到的现金为美元21000万美元和300万美元49 分别为百万美元，2023年和2022年确认的相关所得税优惠均为美元21000万美元。











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注15 -公允价值计量、担保和信用风险集中
下表按公允价值等级内的级别列出了我们的某些重要金融资产和负债。由于现金及现金等值物、应收账款、应付账款和商业票据的短期性质，其公允价值接近公允价值。因此，这些资产和负债并未在下表中列出。
公允价值计量使用
携带
金额		公平
价值		引用
价格上涨
主动型
市场正在等待
雷同
资产
(1级)		意义重大
其他
可观察到的
输入量
(2级)		意义重大
看不见
输入量
(3级)
(百万)
2023年12月31日的资产（负债）：
以循环为基础衡量：
ARO信托投资$269 $269 $269 $— $— 
大宗商品衍生资产（1）310 310 141 112 57 
商品衍生负债（1）(285)(285)(3)(278)(4)
利率衍生品
66— 6— 
其他披露：
长期债务，包括本期债务(25,713)(25,553)— (25,553)— 
担保(37)(28)— (12)(16)
2022年12月31日的资产（负债）：
以循环为基础衡量：
ARO信托投资$230 $230 $230 $— $— 
大宗商品衍生资产（2）166 166 20 132 14 
商品衍生负债（2）(810)(810)(22)(718)(70)
其他金融资产（负债）-净值(5)(5)— (5)— 
其他披露：
长期债务，包括本期债务(22,554)(21,569)— (21,569)— 
担保(38)(25)— (9)(16)
(1)商品衍生资产和负债不包括#美元。21级净现金抵押品百万美元。
(2)商品衍生资产和负债不包括#美元。2021级净现金抵押品3.8亿美元。
公允价值法
我们使用以下方法和假设来估计我们金融工具的公允价值：
按公允价值经常性计量的资产
ARO信托投资:*Transco根据其利率案和解协议，将其收取的利率的一部分存入专门为未来ARO提供资金的外部信托。ARO信托投资于交易活跃的共同基金的投资组合，这些基金以活跃市场的报价为基础，以公允价值经常性地计量，并在监管资产、递延费用和其他在我们的综合资产负债表中。已实现和未实现的收益和损失最终都记录为监管资产或负债。
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商品衍生品:*商品衍生品包括交易所交易合约和场外合约，后者由实物远期、期货和掉期组成，以公允价值经常性计量。我们还有其他与资产管理协议和其他需要实物交割的合同相关的衍生品。被归类为一级的衍生品使用纽约商品交易所(NYMEX)期货价格进行估值。被归类为2级的衍生品使用基差交易进行估值，基差交易代表了将天然气从NYMEX交割点运输到合约交割点的成本。这些交易基于通过电子交易平台或直接从经纪商获得的报价。被归类为3级的衍生品使用可观察和不可观察输入的组合进行估值。公允价值金额按净值基准列报，并反映根据我们的主要净额结算安排的条款所准许的资产及负债头寸的净值，以及我们为抵押若干衍生工具头寸而收受或汇出的保证金账户内的现金。大宗商品衍生品资产在衍生资产和监管资产、递延费用和其他在我们的合并资产负债表中。大宗商品衍生品负债报告于 衍生负债和监管负债、递延收入和其他在我们的合并资产负债表中。我们的衍生资产和负债的公允价值变化记录在 大宗商品衍生品净收益（损失） 和加工商品费用净额在我们的综合损益表中。 有关我们衍生品的更多信息，请参阅注释16 -商品衍生品。
下表列出了我们在公允价值层级中分类为第3级的净商品衍生品公允价值变化的对账。
截至十二月三十一日止的年度：
20232022
(百万)
期初余额$(56)$(15)
我们的合并利润表中包含的收益（损失）91 (31)
购买、发行和结算20 (5)
转到3级— (24)
转出级别3(2)19 
期末余额$53 $(56)
截至2023年12月31日，我们3级衍生品的账面价值的很大一部分与正在进行的管道扩建项目相关的长期实物天然气购买合同有关。本合同的估值反映了远期天然气价格在可观察到的价格曲线之外的推断，这被认为是一项重大的不可观察的投入。
利率衍生品：截至2023年12月31日，我们持有初始利率互换协议，名义金额总计为$1.151000亿美元。在2024年1月期间，我们终止了其中一些协议，总金额为750300万美元的名义价值与发行长期债务重合(见附注12--债务和银行安排)。该等衍生工具的公允价值乃根据考虑远期利率及协议条款的贴现现金流量厘定，并由交易对手估值确认，并被分类为第二级计量。我们将这些衍生品指定为现金流对冲，以降低未来债券发行的利率敞口。这些衍生工具的收益和损失将作为AOCI的组成部分反映，并将作为以下组成部分摊销至收益利息支出在我们的合并损益表。这些远期起始利率互换的报告见衍生资产和衍生负债在我们的综合资产负债表中。
额外的公允价值披露
长期债务，包括本期债务:*我们长期债务的披露公允价值主要由市场方法确定，使用经纪人报价的指示性期末债券价格。报价是基于我们的债务或类似工具不太活跃的市场上的可观察到的交易。与我们的道尔顿、莱迪南方和大西洋日出项目相关的融资义务的公允价值，以及递延的
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与RMM收购相关的对价债务(见附注3-收购和剥离)均包括在长期债务中，均采用收益法确定(见附注12-债务和银行安排)。
担保:担保主要包括我们在以前拥有的通信子公司Williams Communications Group，Inc.(Wiltel)不付款的情况下提供的担保，该担保的履行义务将持续到2042年。担保还包括与被处置的操作有关的赔偿。
为了估计Wiltel担保的公允价值，使用收益法将估计的违约率应用于未来合同租赁付款的总和。估计违约率是通过根据Wiltel当前所有者的信用评级和标的债务的期限获得平均累积发行人加权违约率来确定的。违约率由穆迪投资者服务公司公布。Wiltel担保的账面价值报告在应计负债和其他流动负债在我们的综合资产负债表中。潜在未贴现流动资金的最大敞口约为#美元。232023年12月31日为100万人。在Wiltel债务的剩余期限内，我们的风险敞口系统性地下降。
与已处置业务有关的赔偿担保的公允价值是使用收入法估算的，该办法考虑了未来业绩的潜在水平的概率加权情景。赔偿条款不限制与担保相关的最高潜在未来付款。这项担保的账面价值报告在监管负债、递延收入和其他在我们的综合资产负债表中。
根据我们的循环信贷协议，我们需要赔偿贷款人在支付给贷款人的款项中被扣缴的某些税款以及贷款人支付的某些税款。根据这些赔偿规定，未来付款的最高潜在金额是根据相关借款确定的，目前无法确定此类未来付款。这些赔偿通常无限期地持续下去，除非受到基本税收法规的限制，并已不是账面价值。我们从未被要求在这些赔偿下履行义务，目前对未来的索赔也没有任何期望。
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信用风险集中
应收账款
下表汇总了扣除备抵后的应收款集中情况：
 12月31日，
 20232022
 (百万)
天然气、天然气及相关产品和服务$589 $505 
受监管的州际天然气运输和储存310 311 
天然气和天然气的市场营销321 858 
上游活动72 97 
与客户合同收入相关的应收账款1,292 1,771 
衍生品应收账款311 889 
其他应收账款52 63 
贸易账户和其他应收款--净额$1,655 $2,723 
客户包括主要位于美国大陆的生产商、分销公司、工业用户、天然气营销商和管道。作为一般政策，应收账款不需要抵押品，但下文讨论的营销应收账款除外。我们定期评估客户的财务状况和信用状况，并在此基础上获得抵押品来支持应收账款。
我们使用既定的信用政策来确定和监控天然气营销和交易对手的信用，包括提供抵押品或其他信用担保的要求，以及质押抵押品的质量。抵押品或信用担保最常见的形式是投资级金融机构的现金或信用证，但也可能包括美国政府证券。我们还尽可能利用净额结算协议来降低天然气营销和交易对手信用风险的敞口。当与同一交易对手的一笔以上衍生品交易尚未完成，并且与该交易对手存在法律上可强制执行的净额结算协议时，按市值计价的“净”风险敞口代表我们与该交易对手之间的信用风险的合理衡量。
注16 -大宗商品衍生品
我们面临着大宗商品价格风险。为了管理这种波动性，我们在营销和交易活动中使用各种合同，这些合同通常符合衍生品的定义。使用包括但不限于风险价值在内的技术对衍生品头寸进行监控。衍生工具在我们的综合资产负债表中按公允价值确认为资产或负债，并由交易对手按扣除保证金存款的净额呈列。有关其他公允价值信息，请参阅附注15--公允价值计量、担保和信用风险集中。在我们的综合现金流量表中，结算商品衍生品的任何现金影响都被记录为经营活动。
我们投资大宗商品衍生品是为了在经济上对冲天然气、NGL和原油的风险敞口，并保留对价格变化的风险敞口，在动荡的能源市场中，价格变化可能是实质性的，并可能对我们的运营结果产生不利影响。
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截至2023年12月31日，我们大宗商品衍生品合约的净多头(空头)头寸名义数量如下：
商品计量单位净多(空)仓
指数风险天然气MMBtu820,590,728
中央枢纽风险-Henry Hub天然气MMBtu(40,757,055)
基差风险天然气MMBtu3,091,504
中央枢纽风险-贝尔维尤山天然气液体桶(1,218,000)
基差风险天然气液体桶(50,000)
中央枢纽风险- WTI原油桶(155,000)
商品衍生品财务报表呈列
出于会计目的未指定为对冲工具的商品衍生品的公允价值反映如下：
十二月三十一日，
2023		十二月三十一日，
2022
商品衍生品类别
资产(负债)资产(负债)
(百万)
当前$623 $(496)$1,099 $(1,278)
非电流243 (345)269 (734)
商品衍生工具共计
$866 $(841)$1,368 $(2,012)
交易对手和抵押品净抵消(552)554 (1,034)1,236 
我们的综合资产负债表中确认的金额$314 $(287)$334 $(776)
综合收益表中商品衍生工具的税前影响如下：
得(损)
截至十二月三十一日止的年度：
202320222021
(百万)
大宗商品衍生品净收益（损失）在总收入:
指定为对冲工具的已变现商品衍生品$— $— $(55)
未指定为对冲工具的已变现商品衍生品253 (91)16 
未被指定为对冲工具的未实现商品衍生品703 (296)(109)
$956 $(387)$(148)
内商品衍生品净收益（损失） 净加工商品费用:
未指定为对冲工具的已变现商品衍生品$(4)$16 $2 
未被指定为对冲工具的未实现商品衍生品(43)47 — 
$(47)$63 $2 
商品衍生品净收益(亏损)合计
$909 $(324)$(146)
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或有特征
一般来说，抵押品可以以父母担保、信用证或现金的形式提供。如需要抵押品，为收回现金抵押品的权利或归还现金抵押品的义务而确认的公允价值金额将与与同一交易对手签订的衍生品确认的公允价值金额相抵销。
我们有具体的贸易和信贷合同，其中包含最低信用评级要求。这些信用评级要求通常赋予交易对手在我们的信用评级被下调至非投资级状态时暂停或终止信用的权利。在这种情况下，我们需要提供抵押品才能继续与这些交易对手进行业务往来。截至2023年12月31日，在信用评级下调至非投资级地位的情况下，合同要求的抵押品为$15百万美元。
我们在某些交易所的经纪商或结算所开立账户，以促进金融衍生产品交易。根据这些账户中头寸的价值和相关的保证金要求，我们可能需要将现金存入这些账户。截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，经纪商保证金账户中持有的现金抵押品净额为#美元2百万美元和美元202分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
注17 -或有事项和承诺
阿拉斯加炼油厂污染诉讼
从1980年到2004年，我们通过我们的全资子公司威廉姆斯阿拉斯加石油公司(WAPI)和MAPCO公司，在阿拉斯加北极地区拥有和经营北极炼油厂而引起的诉讼。我们于2004年将炼油厂出售给科赫工业公司的子公司阿拉斯加弗林特山资源有限责任公司(FHRA)。这起诉讼涉及三起案件，立案日期从2010年到2014年不等。这些行动主要是由据称来自炼油厂的环丁砜污染引起的。2010年，詹姆斯·韦斯特提起了一起可能的集体诉讼，将我们、WAPI和FHRA列为被告。我们和FHRA相互提出索赔，要求除其他事项外，合同赔偿，声称对方造成了环丁丁烷污染。2011年，我们和FHRA与詹姆斯·韦斯特解决了索赔问题。阿拉斯加最高法院解决了FHRA对我们提出的某些索赔。FHRA对我们提出的合同赔偿和与非现场环丁硫烷相关的法定损害索赔要求被发回阿拉斯加高等法院。阿拉斯加州于2014年3月提起诉讼，寻求损害赔偿。北极市于2014年11月提起诉讼，寻求过去和未来的损害赔偿，以及惩罚性赔偿。我们和WAPI都对阿拉斯加州和北极提出了反索赔，并对FHRA提出了交叉索赔。FHRA也对我们提出了交叉索赔。
案件中的基本事实基础和索赔是相似的，可能会重复暴露。因此，2017年2月，这三起案件被合并为州法院的一起诉讼，其中包括詹姆斯·韦斯特案以及阿拉斯加州和北极州的剩余索赔。阿拉斯加州后来宣布，在炼油厂的非现场发现了额外的全氟烷基和多氟烷基(全氟辛烷磺酸和全氟辛烷酸)污染物，法院允许阿拉斯加州修改其诉状，增加对非现场全氟辛烷基磺酸/全氟辛烷酸污染的索赔。法院随后将非现场全氟辛烷磺酸/全氟辛烷磺酸/全氟辛烷磺酸的索赔发回阿拉斯加环境保护部进行调查，并搁置索赔，等待行政机构可能予以解决。涵盖所有三起案件的几个审判日期已经安排好，并受到了打击。2019年夏天，法院为审判目的解除了案件的合并。2019年10月开始对除北极以外的所有索赔进行法官审判。
2020年1月，阿拉斯加高等法院发布了有利于阿拉斯加州和联邦住房金融局的裁决备忘录，估计造成的总损失和未来可能造成的损害为#美元。86百万美元，外加费用和利息。法院发现，FHRA无权从我们那里获得合同赔偿，因为FHRA是环丁砜污染的原因之一。2020年3月23日，法院对此案进行终审。提交截止日期被推迟到2020年5月1日。然而，在2020年4月21日，我们提交了上诉通知。我们还提出了判决后的动议，包括重审动议和修改或修改判决的动议。这些
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2020年6月11日，法院驳回了最后一项动议，从而解决了审判后的动议。我们的上诉积分声明于2020年7月13日提交。2020年6月22日，法院搁置了北极的案件，等待阿拉斯加州和联邦住房金融局案件的上诉解决。2020年12月23日，我们提交了上诉的开庭简报。口头辩论于2021年12月15日举行。2023年5月26日，阿拉斯加最高法院发表意见，实质上肯定了高等法院的裁决。2023年7月18日，在我们向美国最高法院寻求复审期间，高等法院批准我们暂缓执行判决中的货币判决部分。2023年9月25日，我们向美国最高法院提交了要求发出移审令的请愿书，但在2024年1月被驳回。北极的主张也于2024年1月达成和解。在2023年，我们记录的税前费用为1251000万美元至非持续经营的收益(亏损)在我们与这些事项相关的综合收益表中。付款已于2024年1月支付，针对我们的索赔现在得到解决。
版税事宜
我们的某些客户，包括切萨皮克能源公司(Chesapeake)，在各种诉讼中被点名，指控他们少付特许权使用费，并声称违反了反垄断法和《Racketeer影响和腐败组织法》等。在宾夕法尼亚州提起的某些案件中，我们也被列为被告，因为我们被指控与切萨皮克公司不正当地参与了导致所谓的特许权使用费少付的案件。我们认为，所声称的索赔受切萨皮克公司欠我们的赔偿义务的约束，这些义务在切萨皮克公司的破产程序中幸存下来。在破产之前，切萨皮克达成和解，基本上解决了宾夕法尼亚州所有悬而未决的特许权使用费案件。在破产悬而未决期间，和解协议被重新谈判。和解协议适用于切萨皮克和我们，不需要我们做出任何贡献。2021年8月23日，经破产法院转介至美国德克萨斯州南区地区法院，法院批准和解。两名反对者向美国第五巡回上诉法院提出上诉。2023年6月8日，上诉法院撤销了和解批准，并将其发回德克萨斯州南区美国地区法院，指示以缺乏管辖权为由驳回和解程序。2023年8月31日，破产法院发布命令，裁定和解协议无效。某些原告已经向美国宾夕法尼亚州中区地区法院提交了一份驳回他们在2021年2月8日之前对切萨皮克公司的索赔的通知。通知指出，原告不会公布他们对包括我们在内的其他被告的索赔，也不会公布2021年2月9日之后出现的对切萨皮克的索赔。我们仍然相信，针对我们的索赔是切萨皮克公司欠我们的赔偿义务。
针对能源转移及关联方的诉讼
2016年4月6日，我们向特拉华州衡平法院提起诉讼，起诉Energy Transfer Equity，L.P.(Energy Transfer)和LE GP，LLC(Energy Transfer的普通合伙人)，指控故意和实质性违反了Energy Transfer与Energy Transfer的协议和计划(ETE合并协议)，原因是Energy Transfer于2016年3月8日向某些Energy Transfer内部人士和其他经认可的投资者私募A系列可转换优先股(特别发售)。除其他事项外，诉讼寻求一项禁令，命令被告解除特别发售，并具体履行他们在ETE合并协议下的义务。2016年4月19日，我们提交了修改后的申诉，寻求同样的救济。2016年5月3日，Energy Transfer和LE GP，LLC提交了答辩和反诉。
2016年5月13日，我们向特拉华州衡平法院单独提起诉讼，指控作为ETE合并协议当事方的Energy Transfer、LE GP、LLC和其他Energy Transfer关联公司严重违反了ETE合并协议，因为我们未能合作并采取必要努力获取ETE合并协议所要求的税务意见(税务意见)，以及未能采取必要努力完成ETE合并协议下的合并，在该协议中，我们将与新成立的Energy Transfer Corp LP(ETC)(ETC合并)合并。除其他事项外，诉讼寻求宣告性判决和禁令，阻止Energy Transfer因未能获得税务意见而终止或以其他方式规避其在ETE合并协议下的义务。
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合并财务报表附注--(续)
衡平法院协调了特别报价和税务意见诉讼。2016年5月20日，Energy Transfer被告在特别报价和税务意见诉讼中提出了修订的正面抗辩和经核实的反诉，指控我们违反了ETE合并协议，并要求除其他外，声明我们无权具体履行，Energy Transfer可以终止ETC合并，以及Energy Transfer有权获得$1.48十亿元的终止费。2016年6月24日，经过两天的审判，法院发布了一份备忘录意见和命令，驳回了我们在税务意见诉讼中提出的救济请求。法院没有就我们与特别优惠有关的索赔的实质内容或Energy Transfer的反索赔实质做出裁决。2016年6月27日，我们向特拉华州最高法院提起上诉，寻求撤销和发回以寻求损害赔偿。2017年3月23日，特拉华州最高法院确认了衡平法院的裁决。2017年3月30日，我们向特拉华州最高法院提出重辩动议，2017年4月5日被驳回。
2016年9月16日，我们向大法官提交了修改后的起诉书，要求对被告违反ETE合并协议的行为进行损害赔偿。2016年9月23日，Energy Transfer向大法官法院提交了第二份经修订和补充的平权抗辩并核实了反诉，除其他外，要求支付#美元1.48因我们涉嫌违反ETE合并协议而产生的10亿美元终止费。2017年12月1日，法院批准了我们驳回Energy Transfer的某些反诉的动议，包括其要求支付$1.48十亿元的终止费。2017年12月8日，Energy Transfer提出重辩动议，但大法官法院于2018年4月16日驳回了该动议。审判于2021年5月10日至5月17日举行。2021年12月29日，法院作出了对我们有利的判决，数额为#4101000万美元，外加按合同利率计算的利息，以及我们合理的律师费和开支。2022年9月21日，法院作出最终命令和判决，判给我们终止费、律师费、费用和利息#美元。602从2022年9月17日开始，再加上额外的利息。能源转移公司向特拉华州最高法院提出上诉。特拉华州最高法院于2023年7月12日举行了口头辩论。2023年10月10日，特拉华州最高法院发表意见，确认大法官法院的裁决。2023年10月25日，Energy Transfer向特拉华州最高法院提交了重新辩论的动议。
2023年11月28日，我们收到了一笔美元627最终命令和判决由能源转移支付1000万美元。同日，我们支付了按或有费用计算的律师费。这导致净收益为#美元。534据报道，300万人能源转让诉讼判决的净收益在我们的综合损益表中，并作为修改后的EBITDA在截至2023年12月31日止年度的其他分部内。
环境问题
我们参与了不同阶段的某些环境活动，包括评估研究、清理行动和/或某些地点的补救程序，其中一些地点目前并不属于我们。我们正在与其他可能负责任的各方、美国环境保护局(EPA)或其他政府当局协调努力，监测这些地点。在其中一些活动中，我们与无关的第三方一起承担连带责任，而在其他活动中，我们单独承担责任。我们的某些子公司已被确定为各种超级基金和州垃圾处理场的潜在责任方。此外，这些子公司已经或据称已经承担了环境法规定的各种其他危险物质清除或补救义务。截至2023年12月31日，我们的应计负债总额为$48百万对于这些事项，如下所述。对最有可能的清理成本的估计通常基于完成的评估研究、初步研究结果或我们在其他类似清理行动中的经验。截至2023年12月31日，某些评估研究仍在进行中，最终结果可能会对最有可能的成本产生不同的估计。因此，实际产生的成本将取决于在这些地点发现的最终污染量、类型和程度，环境保护局或其他政府当局规定的最终清理标准，以及其他因素。
环保局和各州监管机构定期提出和颁布新规则，并对现有规则发布更新的指导意见。这些规则制定包括但不限于，内部互惠规则
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内燃机和燃气轮机的最大可实现控制技术，国家环境空气质量标准的审查和更新，以及挥发性有机化合物和甲烷的新的和现有的源性能标准的规则。我们不断监测这些监管变化以及它们可能如何影响我们的运营。实施新的或修改的法规可能会对我们的运营造成影响，并增加增加财产、厂房和设备--网络在我们的受影响地区新建和现有设施的综合资产负债表中；然而，由于监管机构对最终规则内容和适用时间框架的不确定性，我们目前无法合理估计这些监管影响的成本。
持续运营
我们的州际天然气管道参与了与多氯联苯、汞和其他危险物质的某些设施和地点有关的补救和监测活动。这些活动涉及EPA和各个州环境主管部门，导致我们被确定为各种超级基金废物处理场的潜在责任方。截至2023年12月31日，我们累积了$12百万美元用于支付这些成本，预计可收回约$4通过差饷获得3.8亿美元。
我们还应计天然气地下储存设施的环境修复费用，主要与土壤和地下水污染有关。截至2023年12月31日，我们的应计负债总额为$10百万美元用于支付这些费用。
以前的行动
对于我们不再运营的资产和业务，我们有潜在的义务。这些潜在的义务包括在联邦和州环境主管部门的指导下进行的补救活动，以及对某些此类资产和企业的购买者在完成出售时存在的环境和其他责任进行赔偿。我们的责任与下文所述资产和业务的运营有关。
•前农业化肥和化工业务以及前石油和炼油零售业务；
•原石油产品和天然气管道；
•原炼油设施；
•原勘探、生产、采矿作业；
•前电力和天然气营销和交易业务。
截至2023年12月31日，我们已累计环境负债#美元。26与这些问题相关的百万美元。
其他资产剥离赔偿
根据与剥离的业务及资产有关的各项买卖协议，吾等已就若干买家因收购吾等的业务及资产而招致的法律责任作出赔偿。向购买者提供的赔偿是销售交易中的惯例，取决于购买者所承担的债务，否则这些债务不能向第三方追回。赔偿一般涉及违反保修、税收、历史诉讼、人身伤害、财产损失、环境问题、通行权和我们提供的其他陈述。
于2023年12月31日，除先前披露者外，吾等并不知悉有任何涉及上述弥偿的重大索偿；因此，吾等预期根据销售协议提供的任何弥偿不会对吾等未来的财务状况产生重大影响。未来对我们提出的任何赔偿要求可能会对我们在提出索赔期间的经营结果产生实质性的不利影响。
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除上述事项外，与我们的业务相关的针对我们的其他诉讼仍在进行中，预计这些诉讼都不会对我们未来预期的年度运营业绩、流动资金和财务状况产生重大影响。
摘要
吾等已就上述若干事项披露我们估计的合理可能亏损范围，以及我们无法合理估计可能亏损范围的所有重大事项。我们估计，对于我们能够合理估计亏损范围的所有其他事项，除了应计金额之外，我们合理可能的亏损总额对我们未来预期的年度运营业绩、流动资金和财务状况并不重要。这些计算没有考虑来自第三方的任何潜在回收。
承付款
建造和购置财产、厂房和设备的承诺约为#美元2432023年12月31日为100万人。
对天然气和天然气营销服务管道运输能力和储存能力的承诺约为#美元687截至2023年12月31日，为2.5亿美元。
附注18-分部披露
我们的可报告部门包括传输和墨西哥湾、东北G&P、西部和天然气和NGL营销服务。所有剩余的业务活动都包括在其他项目中。(见附注1--总则、业务说明、列报依据和重要会计政策摘要。)
绩效测评
我们根据以下指标评估部门的运营业绩修改后的EBITDA。这一指标代表了我们内部财务报告的基础，也是我们的首席运营决策者在衡量业绩和在我们的可报告部门之间分配资源时使用的主要业绩指标。网段间服务收入主要代表为我们的营销业务提供的运输服务，以及为我们的石油和天然气资产提供的收集服务。网段间产品销售主要代表将我们天然气加工厂的天然气和NGL以及我们的石油和天然气资产出售给我们的营销业务。
我们定义修改后的EBITDA详情如下：
•前净收益(亏损)：
◦非持续经营的收益(亏损)；
◦所得税拨备(福利)；
◦利息支出；
◦股权收益（损失）;
◦其他投资收益（损失） –NET平台上实现的；
◦折旧和摊销费用;
◦与非监管运营的资产报废义务相关的累积费用。
•该措施进一步调整，以包括我们的比例份额（基于所有权权益） 修改后的EBITDA来自我们与上述定义一致计算的股票法投资。
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作为组成部分的重要非现金项目 修改后的EBITDA可能包括商品衍生品的未实现净收益（损失） 总收入， 内商品衍生品未实现净收益（损失） 净加工商品费用对于我们的天然气和液化天然气营销部门，与我们的天然气和液化天然气营销部门库存的成本或可变现净值调整中较低者相关的费用 产品销售和产品成本在我们的综合利润表中，以及内某些资产的减损 其他(收入)费用-净额在营业收入(亏损).
下表反映了 修改后的EBITDA至净收益(亏损)如我们的合并利润表中所报告：
截至十二月三十一日止的年度：
202320222021
(百万)
按分部调整的EBITDA：
输电和墨西哥湾$3,068 $2,674 $2,621 
东北G & P1,916 1,796 1,712 
西1,238 1,211 961 
天然气和液化天然气营销服务
950 (40)22 
可报告细分市场合计
7,172 5,641 5,316 
其他业务活动的修改EBITDA
841 434 178 
8,013 6,075 5,494 
与不受监管业务的资产报废义务相关的累积费用(59)(51)(45)
折旧及摊销费用(2,071)(2,009)(1,842)
权益收益(亏损)589 637 608 
其他投资收入（损失）-净108 16 7 
股权法投资的比例修改EBITDA(939)(979)(970)
利息支出(1,236)(1,147)(1,179)
(拨备)所得税优惠(1,005)(425)(511)
非持续经营的收益(亏损)(97)— — 
净收益(亏损)$3,303 $2,117 $1,562 
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下表反映了 细分市场收入至总收入正如我们的合并利润表中报告的那样，以及 其他财务信息:
输电和墨西哥湾东北G & P西天然气和液化天然气营销服务（1）其他淘汰总计
(百万)
2023
细分市场收入：
服务收入
外部
$3,766 $1,868 $1,376 $1 $15 $— $7,026 
内部
92 28 126 — 1 (247)— 
总服务收入3,858 1,896 1,502 1 16 (247)7,026 
服务总收入-商品考虑38 5 103 — — — 146 
产品销售
外部
146 34 80 2,382 137 — 2,779 
内部
106 98 361 (322)305 (548)— 
产品总销售额252 132 441 2,060 442 (548)2,779 
大宗商品衍生品净收益（损失）
已实现2 — 89 115 47 — 253 
未实现— — — 702 1 — 703 
大宗商品衍生品净收益（损失）总额（2）
2 — 89 817 48 — 956 
总收入$4,150 $2,033 $2,135 $2,878 $506 $(795)$10,907 
其他财务信息：
增加长期资产
$2,501 $340 $1,186 $7 $279 $— $4,313 
股权法投资的比例修改EBITDA
205 574 162 — (2)— 939 
2022
细分市场收入：
服务收入
外部$3,461 $1,613 $1,443 $3 $16 $— $6,536 
内部118 41 99 — 8 (266)— 
总服务收入3,579 1,654 1,542 3 24 (266)6,536 
服务总收入-商品考虑64 14 182 — — — 260 
产品销售
外部228 28 145 4,052 103 — 4,556 
内部176 106 696 (518)603 (1,063)— 
产品总销售额404 134 841 3,534 706 (1,063)4,556 
大宗商品衍生品净收益（损失）
已实现— — (4)17 (104)— (91)
未实现— — — (321)25 — (296)
大宗商品衍生品净收益（损失）总额（2）
— — (4)(304)(79)— (387)
总收入$4,047 $1,802 $2,561 $3,233 $651 $(1,329)$10,965 
其他财务信息：
增加长期资产
$1,420 $261 $1,507 $4 $406 $— $3,598 
股权法投资的比例修改EBITDA
193 654 132 — — — 979 
142



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合并财务报表附注--(续)
输电和墨西哥湾东北G & P西天然气和液化天然气营销服务（1）其他淘汰总计
(百万)
2021
细分市场收入：
服务收入
外部$3,310 $1,490 $1,178 $3 $20 $— $6,001 
内部75 38 70 — 12 (195)— 
总服务收入3,385 1,528 1,248 3 32 (195)6,001 
服务总收入-商品考虑52 7 179 — — — 238 
产品销售
外部231 13 60 4,094 138 — 4,536 
内部118 86 583 198 195 (1,180)— 
产品总销售额349 99 643 4,292 333 (1,180)4,536 
大宗商品衍生品净收益（损失）
已实现— — (44)25 (20)— (39)
未实现— — — (109)— — (109)
大宗商品衍生品净收益（损失）总额（2）
— — (44)(84)(20)— (148)
总收入$3,786 $1,634 $2,026 $4,211 $345 $(1,375)$10,627 
其他财务信息：
增加长期资产
$861 $164 $209 $1 $620 $— $1,855 
股权法投资的比例修改EBITDA
183 682 105 — — — 970 
______________
(1)    由于我们担任天然气营销客户的代理或从事能源贸易活动，因此产生的收入扣除这些活动的相关成本后呈列。
(2)    我们以公允价值记录符合商品衍生品资格的交易，公允价值变化在变化期间的收益中确认，并将其描述为未实现损益。持作能源交易目的的大宗商品衍生品的损益按净收入列报。
分部资产包括 投资, 不动产、厂房和设备-净值， 和无形资产-扣除累计摊销.下表反映了细分 按可报告分部划分的资产和股权法投资：
细分资产权益法投资
2023年12月31日2022年12月31日2023年12月31日2022年12月31日
(百万)
输电和墨西哥湾$19,705 $17,795 $652 $629 
东北G & P13,319 13,539 3,477 3,566 
西12,188 10,710 477 843 
天然气和液化天然气营销服务77 130 — — 
其他1,252 1,143 8 10 
总计46,541 43,317 $4,614 $5,048 
流动资产总额4,513 3,797 
监管资产、递延费用和其他1,573 1,319 
总资产$52,627 $48,433 

143



威廉姆斯公司
合并财务报表附注--(续)
附注19--后续活动
向普通股股东支付的季度股息
2024年1月30日，我们的董事会批准向普通股股东定期季度股息为美元0.475每股应于2024年3月25日支付。
墨西哥湾沿岸存储设备收购
请参阅注3 -收购和资产剥离以供讨论。
长期债务发行
2024年1月，我们发行了$1.11000亿美元4.92029年3月15日到期的高级无担保票据百分比和美元11000亿美元5.15% 2034年3月15日到期的高级无担保票据（见注12 -债务和银行安排）。我们在2024年1月使用了一部分收益来偿还美元725 截至2023年12月31日，未偿商业票据达百万美元。

144

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附表二-估值及合资格账目

 加法  
 起头
天平		荷电
(记入贷方)
就讼费及
费用		其他扣除额收尾
天平
 (百万)
2023
递延税项资产估值准备(1)
$200 $(17)$— $— $183 
2022
递延税项资产估值准备(1)
297 (97)— — 200 
2021
递延税项资产估值准备(1)
325 (28)— — 297 
__________
(1)    从相关资产中扣除。



145

第九项。会计与财务信息披露的变更与分歧
没有。
第9A项。控制和程序
披露控制和程序
我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，并不期望我们的披露控制和程序(如交易所法案规则13a-15(E)和15d-15(E)所定义)(披露控制)或我们对财务报告的内部控制(内部控制)能够防止所有错误和所有欺诈。一个控制系统，无论构思和运作得有多好，都只能提供合理的保证，而不是绝对的保证，以确保控制系统的目标得以实现。此外，控制系统的设计必须反映这样一个事实，即存在资源限制，并且必须考虑控制的好处相对于其成本。由于所有控制系统的固有局限性，任何控制评估都不能绝对保证公司内部的所有控制问题和舞弊事件(如果有的话)都已被检测到。这些固有的局限性包括这样的现实，即决策过程中的判断可能是错误的，故障可能会因为简单的错误或错误而发生。此外，可以通过某些人的个人行为、两个或更多人的串通或通过控制的管理凌驾来规避控制。任何控制系统的设计也部分基于对未来事件可能性的某些假设，不能保证任何设计在所有潜在的未来条件下都能成功地实现其所述目标。由于具有成本效益的控制系统的固有限制，由于错误或欺诈而导致的错误陈述可能会发生，并且不会被发现。我们监控我们的披露控制和内部控制，并在必要时进行修改；我们在这方面的意图是，随着系统的变化和条件的允许，披露控制和内部控制将被修改。
信息披露控制和程序的评估
在本报告所述期间结束时，对我们的披露控制的设计和运作的有效性进行了评估。这项评估是在我们管理层的监督和参与下进行的，包括首席执行官和首席财务官。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，这些披露控制在合理的保证水平下是有效的。
正如在附注3-收购和资产剥离中披露的那样，我们于2023年2月14日收购了Mountain West，其总收入约占我们截至2023年12月31日的年度合并财务报表总收入的2%。截至2023年12月31日，我们的合并财务报表显示，Mountain West的总资产约占总资产的3%。我们还于2023年11月30日收购了Cureton，其总收入约占总收入的0%，如我们截至2023年12月31日的年度合并财务报表所示。截至2023年12月31日，Cureton的总资产约占总资产的1%，显示在我们的合并财务报表上。我们从管理层对我们的披露控制和程序的有效性的评估范围中排除了Mountain West和Cureton的披露控制和程序，这些控制和程序被纳入其财务报告的内部控制。这一排除符合证券交易委员会工作人员发布的指导意见，即管理层在收购后一年内对财务报告的内部控制进行评估时，可能会省略对最近业务合并的评估。
财务报告内部控制的变化
除上文所述外，于2023年第四季度并无重大影响或合理地可能重大影响我们的财务报告内部控制的变动。
管理层财务报告内部控制年度报告
管理层负责建立和维持对财务报告的适当内部控制(如《交易法》第13a-15(F)和15d-15(F)条规定)。我们对财务的内部控制
146

报告旨在根据美国公认的会计原则，就财务报表的编制和公平列报向我们的管理层和董事会提供合理的保证。我们对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：(I)与保存记录有关的政策和程序，以合理详细地准确和公平地反映我们的资产的交易和处置；(Ii)提供合理保证，以记录交易，以便根据公认的会计原则编制财务报表，并且我们的收入和支出仅根据我们管理层和董事会的授权进行；以及(Iii)就防止或及时发现可能对我们的财务报表产生重大影响的未经授权的收购、使用或处置我们的资产提供合理保证。
所有内部控制系统，无论设计得多么好，都有固有的局限性，包括人为错误的可能性以及规避或超越控制。因此，即使是那些被确定为有效的系统，也只能在编制和列报财务报表方面提供合理的保证。
在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督下，我们根据特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会于#年提出的标准，于2023年12月31日评估了我们对财务报告的内部控制的有效性。内部控制一体化框架(2013年)。根据我们的评估(不包括之前讨论的Mountain West和Cureton对财务报告的内部控制)，我们得出结论，截至2023年12月31日，我们对财务报告的内部控制是有效的。
我们的独立注册会计师事务所安永会计师事务所已经对我们的财务报告内部控制进行了审计，这份报告包含在本10-K表格年度报告中。

147

独立注册会计师事务所报告

致本公司股东及董事会
威廉姆斯公司

财务报告内部控制之我见
我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的内部控制-综合框架(2013年框架)(COSO标准)中建立的标准，对威廉姆斯公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制S进行了审计。在我们看来，威廉姆斯公司(本公司)根据COSO标准，截至2023年12月31日，在所有实质性方面对财务报告保持有效的内部控制。

正如随附的管理层财务报告内部控制年度报告所示，管理层对财务报告内部控制有效性的评估和结论不包括山西管道控股公司或Cureton Front Range，LLC的内部控制，这两家公司列入公司2023年综合财务报表，截至2023年12月31日分别占总资产的3%和1%。我们对本公司财务报告的内部控制审计也不包括对Mountain West管道控股公司或Cureton Front Range，LLC的财务报告内部控制的评估。

我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的综合资产负债表，截至2023年12月31日期间各年度的相关综合收益表、全面收益(亏损)表、权益变动表和现金流量表，以及指数中第15(A)项所列的相关附注和财务报表附表，我们于2024年2月21日的报告就此发表了无保留意见。

意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并负责评估随附的《管理层财务报告内部控制年度报告》中财务报告内部控制的有效性。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。

我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。

我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。

财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。

148

由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/S/安永律师事务所
俄克拉荷马州塔尔萨
2024年2月21日
149

项目9B。其他信息
在截至2023年12月31日的三个月内，董事或公司高管通过或已终止“规则10b5-1交易安排”或“非规则10b5-1交易安排”，每个术语在S-K条例第408(A)项中定义。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露

不适用。

第三部分

第10项。董事、高管与公司治理

S-K法规第401项要求的有关董事董事和被提名人的信息将在我们为征集与2024年4月30日召开的股东年会相关的委托书而准备的最终委托书中以“公司治理和董事会事项”的标题提交，该委托书应不迟于2024年3月21日提交(委托书)，这些信息通过引用并入本文。

S-K规则第401项所要求的有关我们执行人员的信息在本文第一部分的末尾提供，标题为一般指示G(3)和对S-K规则第401项的指示所允许的“关于我们的执行人员的信息”。

S-K规例第407项(C)(3)、(D)(4)及(D)(5)段所规定的资料将包括在本公司委托书的“有关股东周年大会及表决的问答”及“公司管治及董事会事宜”的标题下，该等资料在此并入作为参考。

我们的公司管治指引、每个董事会委员会的章程，以及适用于所有雇员(包括首席执行官、首席财务官和首席会计官)或执行类似职能的人员的商业行为准则，可在我们的互联网网站上查阅，网址为Www.williams.com。如有书面要求，我们将免费向我们的公司秘书提供我们的商业行为准则或上述任何其他公司文件的副本，地址为Williams，One Williams Center，Suite4700，Tulsa，Oklahoma 74172。我们打算分别代表我们的首席执行官、首席财务官、首席会计官和执行类似职能的人在我们的互联网网站的公司治理部分披露对商业行为准则的任何修订或豁免，网址为Www.williams.com，在任何该等修订或放弃之日后立即作出。
第11项。高管薪酬
关于高管薪酬的第402项和S-K法规第407项(E)(4)和(E)(5)段所要求的信息将在我们的委托书中的“薪酬讨论与分析”、“高管薪酬表及其他信息”、“董事薪酬”、“薪酬与管理发展委员会关于高管薪酬的报告”和“薪酬与管理发展委员会联锁与内部人参与”标题下提供，这些信息在此引用作为参考。尽管有上述规定，吾等委托书中“薪酬及管理发展委员会关于高管薪酬的报告”标题下提供的资料并不被视为就交易法第(18)节的目的而提交，不受该节的责任约束，亦不被视为在根据证券法提交的任何文件中以引用方式纳入。
第12项。某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项
S-K条例第201(D)项规定的根据股权补偿计划授权发行的证券的信息，以及规定的某些受益人和管理层的担保所有权
150

S-K条例第403项将于本公司的委托书中以“股权补偿股票计划”及“若干实益拥有人及管理层的担保拥有权”为标题提出，该等资料在此并入作为参考。
项目13. 某些关系和相关交易，以及董事的独立性
S-K法规第404项和第407(A)项所要求的有关某些关系和关联交易的信息将在我们的委托书中的“公司治理和董事会事项”标题下陈述，这些信息在此并入作为参考。
第14项。首席会计师费用及服务
附表14A第9(E)项所规定的有关本行主要会计费用及服务的资料，将于本公司委托书的“主要会计师费用及服务”标题下列载，该等资料在此并入作为参考。
151

第四部分

第15项。展品和财务报表附表
(A)第一和第二项。
页面
由独立审计师报告涵盖(PCAOB ID：42):
截至2023年12月31日的三年期间内各年度的合并损益表
79
截至2023年12月31日的三年内各年度综合全面收益(损益表)
80
截至2023年12月31日和2022年12月31日的综合资产负债表
81
截至2023年12月31日的三年期间各年度的合并权益变动表
82
截至2023年12月31日的三年期间各年度合并现金流量表
83
合并财务报表附注
84
截至2023年12月31日的三年期间的每一年时间表：
II--估值和符合条件的账户
145
所有其他附表都被省略，因为所需资料不存在或数额不足以要求提交附表，或因为所需资料已列入财务报表及其附注。
(A)第(3)及(B)项。以下列出的证据作为本年度报告的一部分提交。

展品索引
展品
不是的。		描述
3.1—
修订和重订的公司注册证书，(于2010年5月26日提交，作为附件3。(I)1给威廉姆斯公司的S最新报告Form 8-K(文件号001-04174)，并通过引用并入本文)。
3.2—
Williams Companies，Inc.B系列优先股指定证书(2018年7月17日提交，作为Williams Companies，Inc.当前报告Form 8-K(文件号001-04174)的证据3.1，在此并入作为参考)。
3.3—
2018年8月10日的修改证书(2018年8月10日提交，作为威廉姆斯公司的S当前报告的证据3.1)8-K表(文件号：0001-04174，通过引用并入本文)。
3.4—
上一次修订后于2022年10月25日生效的威廉姆斯公司章程(于2022年10月31日提交，作为威廉姆斯公司S 10-Q季度报告的附件3.4(文件编号001-04174)，并通过引用并入本文)。
4.1—
高级契约，日期为1997年2月25日，由Mapco Inc.和Bank One Trust Company，N.A.(前芝加哥第一国民银行)作为受托人(1997年2月25日提交，作为Mapco Inc.的附件4.5.1)。L向注册表S-3(档案号333-20837)提交注册声明，并通过引用并入本文)。
152

展品
不是的。		描述
4.2—
第2号补充契约，日期为1997年3月5日，由Mapco公司和Bank One Trust Company，N.A.(前芝加哥第一国民银行)作为受托人(于1998年3月4日提交，作为Mapco公司截至1997年12月31日的财政年度10-K表格S年度报告的附件4(P))(文件第001-05254号，通过引用合并于此)。
4.3—
第3号补充契约，日期为1998年3月31日，由Mapco Inc.、特拉华州威廉姆斯控股公司和Bank One Trust Company，N.A.(前芝加哥第一国民银行)作为受托人(1999年3月30日提交，作为特拉华州威廉姆斯控股公司截至1998年12月31日的财政年度S‘Form 10-K年报’的附件4(J)(文件编号000-20555)，并通过引用并入本文)。
4.4—
第四补充契约，日期为1999年7月31日，在特拉华州的Williams Holdings，Inc.、Williams Companies，Inc.和Bank One Trust Company，N.A.(前芝加哥第一国民银行)中作为受托人(于2000年3月28日提交，作为Williams Companies，Inc.的S年度报告Form 10-K(文件号001-04174)的附件4(Q)，并通过引用并入本文)。
4.5—
第五补充契约，日期为2010年2月1日，由Williams Companies，Inc.和纽约银行梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)签订(2010年2月2日提交，作为Williams Companies，Inc.的S当前报告的附件4.3，Form 8-K(文件号001-04174)，通过引用并入本文)。
4.6—
威廉姆斯公司和Bank One Trust Company，N.A.之间的第五份补充契约，作为受托人，日期为2001年1月17日(2001年3月12日提交，作为威廉姆斯公司的S年度报告10-K表的证据4(K)(文件第001-04174号，通过引用并入本文))。
4.7—
第七补充契约，日期为2002年3月19日，由威廉姆斯公司作为发行方和第一银行信托公司作为受托人(于2002年5月9日提交，作为威廉姆斯公司的S季度报告10-Q表的证据4.1(文件编号001-04174)，通过引用并入本文)。
4.8—
第十一补充契约，日期为2010年2月1日，由Williams Companies，Inc.和纽约银行梅隆信托公司，N.A.(于2010年2月2日提交，作为Williams Companies，Inc.的S当前8-K报告的附件4.1(文件编号001-04174)，通过引用并入本文)。
4.9—
作为受托人的Williams Companies，Inc.和纽约银行梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)之间的契约，日期为2012年12月18日(2012年12月20日提交，作为Williams Companies，Inc.的S当前报告的附件4.1，Form 8-K(文件号001-04174)，通过引用并入本文)。
4.10—
第二补充契约，日期为2014年6月24日，由Williams Companies，Inc.和作为受托人的纽约银行梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)作为受托人(于2014年6月24日提交，作为Williams Companies，Inc.的附件4.1，S当前报告Form 8-K(文件号：001-04174)，通过引用并入本文)。
4.11—
第三补充契约，日期为2020年5月14日，由Williams Companies，Inc.和作为受托人的纽约银行梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)作为受托人(于2020年5月14日提交，作为Williams Companies，Inc.的附件4.1 to the Williams Companies，Inc.‘S当前报告Form 8-K(文件号：0001-04174)，通过引用并入本文)。
4.12—
第四补充契约，日期为2021年3月2日，由Williams Companies，Inc.和作为受托人的纽约银行梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)作为受托人(于2021年3月2日提交，作为Williams Companies，Inc.‘S当前报告Form 8-K(文件号001-04174)的证据4.1，通过引用并入本文)。
153

展品
不是的。		描述
4.13—
第五补充契约，日期为2021年10月8日，由Williams Companies，Inc.和纽约银行梅隆信托公司作为受托人(于2021年10月8日提交，作为Williams Companies，Inc.的附件4.1，S当前报告Form 8-K(文件号001-04174)，通过引用并入本文).
4.14—
第六补充契约，日期为2022年8月8日，由Williams Companies，Inc.和作为受托人的纽约银行梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)作为受托人(于2022年8月8日提交，作为Williams Companies，Inc.的附件4.1，S当前报告Form 8-K(文件号001-04174)，通过引用并入本文)。
4.15
—
第七补充契约，日期为2023年3月2日，由Williams Companies，Inc.和作为受托人的纽约银行梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)作为受托人(于2023年3月2日提交，作为Williams Companies，Inc.的证据4.1)S目前的Form 8-K报告(文件号001-04174)，通过引用并入本文中)。
4.16
—
第八补充契约，日期为2023年8月10日，由Williams Companies，Inc.和作为受托人的纽约银行梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)作为受托人(于2023年8月10日提交，作为Williams Companies，Inc.的附件4.1，S最新报告Form 8-K(文件号001-04174)，通过引用并入本文)。
4.17
—
第九补充契约，日期为2024年1月5日，由Williams Companies，Inc.和作为受托人的纽约银行梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)作为受托人(于2024年1月5日提交，作为Williams Companies，Inc.的附件4.1，S当前报告Form 8-K(文件号001-04174)，通过引用并入本文)。
4.18
—
契约，日期为2010年2月9日，由Williams Partners L.P.和纽约梅隆银行信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)签订(2010年2月10日提交，作为Williams Companies，Inc.的S当前报告表格8-K的证据4.1(文件编号001-04174)，通过引用并入本文)。
4.19
—
第一补充契约，日期为2015年2月2日，由Williams Partners L.P.和纽约银行梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)共同签署(于2015年2月3日提交，作为Williams Partners L.P.的附件4.5-S当前的Form 8-K报告(文件编号001-34831)，通过引用并入本文)。
4.20
—
第二补充契约，日期为2018年8月10日，由Williams Companies，Inc.和纽约银行梅隆信托公司，N.A.(于2018年8月10日提交，作为Williams Companies，Inc.的S当前报告的附件8-K(文件编号001-04174)，通过引用并入本文)。
4.21
—
作为受托人的Williams Partners L.P.和纽约银行梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)之间日期为2010年11月9日的契约(2010年11月12日提交，作为Williams Partners L.P.的附件4.1‘S当前的Form 8-K报告(文件编号001-32599)，通过引用并入本文)。
4.22
—
第五补充契约，日期为2014年3月4日，由Williams Partners L.P.和纽约银行梅隆信托公司作为受托人(于2014年3月4日提交，作为Williams Partners L.P.的附件4.1to Williams Partners L.P.‘S当前报告Form 8-K(文件号001-32599)，通过引用并入本文)。
4.23
—
第六份补充契约，日期为2014年6月27日，由Williams Partners L.P.和纽约银行梅隆信托公司作为受托人(于2014年6月27日提交，作为Williams Partners L.P.的附件4.1to Williams Partners L.P.‘S当前的Form 8-K报告(文件编号001-32599)，通过引用并入本文)。
154

展品
不是的。		描述
4.24
—
第七份补充契约，日期为2015年2月2日，由Williams Partners L.P.和纽约银行梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)共同签署(于2015年2月3日提交，作为附件84.4给Williams Partners L.P.的S当前8-K报表(文件编号001-34831)，通过引用并入本文)。
4.25
—
第八份补充契约，日期为2015年3月3日，由Williams Partners L.P.和纽约银行梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)作为受托人(于2015年3月3日提交，作为Williams Partners L.P.的证据4.1)S目前的Form 8-K报告(文件编号001-34831)，通过引用并入本文)。
4.26
—
第九份补充契约，日期为2017年6月5日，由Williams Partners L.P.和纽约银行梅隆信托公司作为受托人(于2017年6月5日提交，作为Williams Partners L.P.的证据4.1)S当前报告Form 8-K(文件编号001-34831)，通过引用并入本文中)。
4.27
—
第十份补充契约，日期为2018年3月5日，由Williams Partners L.P.和纽约银行梅隆信托公司作为受托人(于2018年3月5日提交，作为Williams Partners L.P.的证据4.1‘S当前8-K报表(文件编号001-34831)，通过引用并入本文)。
4.28
—
第十一补充契约，日期为2018年8月10日，由Williams Companies Inc.和纽约银行梅隆信托公司，N.A.(于2018年8月10日提交，作为Williams Companies，Inc.的S当前8-K报表的证据4.1(文件编号001-04174)，通过引用并入本文)。
4.29
—
西北管道公司和化学银行受托人之间的高级契约，日期为1995年11月30日(1995年9月14日提交，作为西北管道注册声明的S-3表格(档案号033-62639)的附件4.1，通过引用并入本文)。
4.30
—
西北管道有限责任公司和作为受托人的纽约梅隆银行信托公司之间的契约，日期为2017年4月3日(2017年4月3日提交，作为西北管道当前8-K报告的附件4.1(文件编号001-07414)，并通过引用并入本文)。
4.31
—
高级契约，日期为1996年7月15日，由横贯大陆天然气管道公司和北卡罗来纳州花旗银行作为受托人(于1996年4月2日提交，作为S-3表格注册声明的附件4.1(文件编号333-02155)，通过引用并入本文)。
4.32
—
作为受托人的横贯大陆天然气管道有限责任公司和纽约银行梅隆信托公司之间的契约，日期为2011年8月12日(2011年8月12日提交，作为横贯大陆天然气管道公司的附件4.1，有限责任公司目前的8-K报表(文件编号001-07584)，通过引用并入本文)。
4.33
—
作为受托人的横贯大陆天然气管道有限责任公司和纽约银行梅隆信托公司之间的契约，日期为2012年7月13日(2012年7月16日提交，作为横贯大陆天然气管道公司的附件4.1，有限责任公司目前的8-K报表(文件编号：0001-07584)，通过引用并入本文)。
4.34
—
契约，日期为2016年1月22日，由横贯大陆天然气管道有限责任公司和纽约银行梅隆信托公司作为受托人(于2016年1月22日提交，作为Williams Companies，Inc.的S当前报告表格8-K的证据4.1(文件编号001-04174)，通过引用并入本文)。
4.35
—
契约，日期为2018年3月15日，由横贯大陆天然气管道有限责任公司和作为受托人的纽约银行梅隆信托公司之间(于2018年3月15日提交，作为威廉姆斯公司的证据4.1，S目前的8-K报表(文件编号001-04174)，通过引用并入本文)。
155

展品
不是的。		描述
4.36
—
契约，日期为2020年5月8日，由横贯大陆天然气管道有限责任公司和作为受托人的纽约银行梅隆信托公司之间的契约(于2020年5月8日提交，作为附件74.1提交给Williams Companies，Inc.‘S当前报告Form 8-K(文件号：0001-04174)，通过引用并入本文)。
4.37
—
1998年8月17日由Questar管道公司和北卡罗来纳州富国银行作为继任受托人之间的契约(1998年8月17日提交，作为Questar管道公司注册声明的S-3表格(文件编号333-61621)的附件4.01)，并通过引用并入本文。
4.38
—
高级船员证书(包括Questar管道公司2041年到期的4.875%优先票据的格式)(2011年12月6日提交，作为Questar管道公司当前8-K报告的证据4.1(文件编号001-14147)，并通过引用并入本文).
4.39*
—
Dominion Energy Questar管道票据购买协议
4.40
—
证券说明.
10.1*§
—
威廉姆斯公司修订并重新启动了经修订的退休恢复计划，自2024年1月1日起生效。
10.2§—
董事与高级船员赔偿协议表格(于2008年9月24日提交，作为附件10.1提交给The Williams Companies，Inc.‘S最新报告Form 8-K(文件号001-04174)，通过引用并入本文)。
10.3§—
威廉姆斯与某些员工和高级管理人员签订的2013年非限制性股票期权协议表格(2013年2月27日提交，作为威廉姆斯公司S年报的附件10.6的10-K表格(文件编号001-04174，并入本文作为参考))。
10.4§—
威廉姆斯和某些非管理董事之间2013年限制性股票单位协议的表格(于2014年2月26日提交，作为威廉姆斯公司10-K年度报告的附件10.11(文件编号001-04174，通过引用并入本文))。
10.5§—
威廉姆斯与某些员工和高级管理人员签订的2014年非限定股票期权协议表格(于2014年2月26日提交，作为威廉姆斯公司年度报告的附件10.8的10-K表格(文件编号001-04174)，并通过引用并入本文)。
10.6§—
威廉姆斯和某些非管理董事之间2014年限制性股票单位协议的表格(于2015年2月25日提交，作为威廉姆斯公司10-K年度报告的附件10.12(文件编号001-04174，通过引用并入本文))。
10.7§—
威廉姆斯与某些员工和管理人员之间2015年基于时间的限制性股票单位协议的表格(于2015年2月25日提交，作为威廉姆斯公司10-K年度报告的附件10.16(文件编号001-04174，通过引用并入本文))。
10.8§—
威廉姆斯与某些员工和高级管理人员之间的2015年不合格股票期权协议表格(于2015年2月25日提交，作为威廉姆斯公司10-K年度报告的附件10.17(文件编号001-04174)，并通过引用并入本文)。
10.9§—
威廉姆斯和某些非管理董事之间2016年基于时间的限制性股票单位协议的格式(于2017年2月22日提交，作为威廉姆斯公司S年报10-K表的附件10.21(文件编号001-04174，通过引用并入本文))。
10.10§—
威廉姆斯与某些员工和高级管理人员之间的2016年不合格股票期权协议表格(于2017年2月22日提交，作为威廉姆斯公司S年报10-K表的证据10.22(文件编号001-04174，通过引用并入本文))。
156

展品
不是的。		描述
10.11§—
威廉姆斯和某些非管理董事之间2017年基于时间的限制性股票单位协议的格式(于2017年2月22日提交，作为威廉姆斯公司S年报10-K表的附件10.24(文件编号001-04174，通过引用并入本文))。
10.12§—
威廉姆斯与某些员工和高级管理人员签订的2017年不合格股票期权协议表格(于2017年2月22日提交，作为威廉姆斯公司S年报的附件10.25-10-K(文件编号001-04174)，通过引用并入本文)。
10.13—
威廉姆斯与某些员工和高级管理人员之间的2018年不合格股票期权协议表格(2018年5月3日提交，作为威廉姆斯公司S季度报告10-Q表的证据10.5(文件编号001-04174，通过引用并入本文))。
10.14§—
威廉姆斯和某些非管理董事之间的2018年基于时间的限制性股票单位协议的表格(2018年8月2日提交，作为威廉姆斯公司S 10-Q季度报告的证据10.2(文件编号001-04174，通过引用并入本文))。
10.15§—
威廉姆斯公司与某些员工和高级管理人员修订的2019年高管绩效限制性股票单位协议表格(于2021年11月1日提交，作为威廉姆斯公司S季度报告10-Q表的证据10.4(文件编号001-04174，并入本文作为参考))。
10.16§
—
威廉姆斯和某些非管理董事之间的2019年基于时间的限制性股票单位协议的表格(于2019年5月2日提交，作为威廉姆斯公司S 10-Q季度报告的证据10.4(文件编号001-04174，通过引用并入本文))。
10.17§
—
威廉姆斯公司与部分员工和高级管理人员2020年业绩限制性股票协议的格式(于2020年5月4日提交，作为威廉姆斯公司S季度报告10-Q表的证据10.2(文件编号：0001-04174，并入本文作为参考))。
10.18§
—
威廉姆斯公司与某些员工和高级管理人员2020年修订的业绩限制性股票单位协议表格(于2021年11月1日提交，作为威廉姆斯公司S季度报告10-Q表的证据10.6(文件编号001-04174，并入本文作为参考))。
10.19§
—
威廉姆斯公司与某些员工和高级管理人员之间2020年基于时间的限制性股票单位协议表(于2020年5月4日提交，作为威廉姆斯公司S季度报告10-Q表的证据10.3(文件号：0001-04174，并入本文作为参考))。
10.20§
—
威廉姆斯公司与某些员工和高级管理人员2020年修订的基于时间的限制性股票单位协议的格式(于2021年11月1日提交，作为威廉姆斯公司S季度报告10-Q表的证据10.5(文件编号001-04174，并入本文作为参考))。
10.21§
—
威廉姆斯公司与若干非管理董事于2020年提交的《基于时间的限制性股票单位协议表》(于2020年5月4日提交，作为威廉姆斯公司S季度报告10-Q表的证据10.4(档案号：0001-04174，并入本文作为参考))。
10.22§
—
威廉姆斯公司与某些员工和高级管理人员修订的2021年基于时间的限制性股票单位协议的格式(于2021年11月1日提交，作为威廉姆斯公司的S季度报告10-Q表的附件10.7(文件编号001-04174，通过引用并入本文))。
157

展品
不是的。		描述
10.23§
—
威廉姆斯公司与某些员工和高级管理人员签订的2021年业绩限制性股票单位协议表格(于2021年5月3日提交，作为威廉姆斯公司S季度报告10-Q表的证据10.1(文件编号001-04174，并入本文作为参考))。
10.24§
—
威廉姆斯公司与某些员工和高级管理人员修订的2021年业绩限制性股票单位协议表格(于2021年11月1日提交，作为威廉姆斯公司S季度报告10-Q表的证据10.8(文件编号001-04174，并入本文作为参考))。
10.25§
—
威廉姆斯公司与某些员工和高级管理人员之间的2021年基于时间的限制性股票单位协议的格式(于2021年2月24日提交，作为威廉姆斯公司的S表格10-K的附件10.28(文件编号001-04174，并通过引用并入本文))。
10.26§
—
威廉姆斯公司与某些员工和高级管理人员之间的基于时间的限制性股票单位协议的形式(于2022年2月28日提交，作为威廉姆斯公司的S表格10-K的证据10.31(文件编号001-04174，通过引用并入本文))。
10.27§
—
威廉姆斯公司和某些非管理董事之间的基于时间的限制性股票单位协议的形式(于2021年2月24日提交，作为威廉姆斯公司的S表格10-K的附件10.29(文件编号001-04174，通过引用并入本文))。
10.28§
—
威廉姆斯公司与某些员工和高级管理人员之间的基于业绩的限制性股票单位协议的格式(于2022年2月28日提交，作为威廉姆斯公司的S表格10-K的证据10.33(文件编号001-04174)，并通过引用并入本文。
10.29§
—
威廉姆斯公司与某些员工和高级管理人员之间为期两年的应课税式限制性股票单位协议的格式(于2023年5月3日提交，作为威廉姆斯公司的S表格10-Q的证据10.1(文件编号001-04174)，并通过引用并入本文。
10.30§
—
威廉姆斯公司与某些员工和高级管理人员之间的三年期应课税式限制性股票单位协议的格式(于2023年5月3日提交，作为威廉姆斯公司的S表格10-Q的证据10.2(文件编号001-04174)，并通过引用并入本文。
10.31§
—
某些高管(一级主管)与Williams Companies，Inc.之间的控制变更和限制性契约协议(于2020年2月24日提交，作为Williams Companies，Inc.的S年度报告的附件10.29 Form 10-K(文件号001-04174)，并通过引用并入本文)。
10.32§
—
某些高管(第二层高管)与威廉姆斯公司之间的控制变更和限制性契约协议(于2020年2月24日提交，作为威廉姆斯公司S年度报告10-K表的附件10.30(文件编号001-04174)，通过引用并入本文).
10.33§
—
威廉姆斯公司高管离职薪酬计划，经修订和重述，自2022年8月1日起生效(2022年10月31日提交，作为威廉姆斯公司S季度报告10-Q表的证据10.1(文件编号001-04174)，并通过引用并入本文)。
10.34§
—
经修订和重述并于2021年10月26日生效的Williams Companies，Inc.2007年激励计划(于2021年11月1日提交，作为Williams Companies，Inc.的S季度报告10-Q表的证据10.9(文件编号001-04174)，并通过引用并入本文)。
10.35
—
修订和重新签署了日期为2021年10月8日的信贷协议，借款人为威廉姆斯公司，西北管道有限责任公司和横贯大陆天然气管道有限责任公司，贷款人为其中指定的贷款人，全国富国银行协会为行政代理(于2021年10月8日提交，作为附件10.1提交给威廉姆斯公司)，S当前的8-K报告(文件编号001-04174)，并结合在此作为参考)。
158

展品
不是的。		描述
10.36
—
商业票据交易商协议的格式，日期为2018年8月10日，由作为发行方的Williams Companies，Inc.与其交易方之间的(于2018年8月10日提交，作为附件10.1给Williams Companies，Inc.的S当前报告Form 8-K(文件号001-04174)，并通过引用并入本文)。
21*—
注册人的子公司。
23.1*—
独立注册会计师事务所安永律师事务所同意。
31.1*—
根据修订后的1934年证券交易法颁布的规则13 a-l4（a）和15 d-14（a）以及根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条通过的S-K法规第601（b）（3l）项对首席执行官进行认证。
31.2*—
根据修订后的1934年证券交易法颁布的规则13 a-14（a）和l5 d-l4（a）以及根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条通过的S-K法规第601（b）（31）项对首席财务官进行认证。
32**—
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350条对首席执行官和首席财务官的证明。
97.1*
—
威廉姆斯公司财务报表补偿补偿政策.
101.INS*—BEP实例文档。该实例文档不会出现在交互式数据文件中，因为其MBE标签嵌入在内联MBE文档中。
101.Sch*—XBRL分类扩展架构。
101.卡尔*—XBRL分类可拓计算链接库。
101.定义*—XBRL分类扩展定义链接库。
101.实验所*—XBRL分类扩展标签Linkbase。
101.前期*—XBRL分类扩展表示链接库。
104*—封面交互数据文件。封面交互式数据文件不会出现在交互式数据文件中，因为它的MBE标签嵌入在内联BEP文档（包含在图表101中）中。
______________
*随函存档
**随信提供
§管理合同或补偿计划或安排
159

第16项。 表格10-K摘要
不适用。

160

签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。
T他 W伊利亚姆 C公司, INC.
(注册人)
发信人： /s/ A。Hausman
玛丽·A Hausman
总裁副首席财务官兼主计长
日期：2024年2月21日

根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员以登记人的身份在指定日期签署。
签名标题日期
/s/ Alan S.阿姆斯特朗 董事首席执行官总裁2024年2月21日
Alan S.阿姆斯特朗(首席行政主任)
/s/ John D.波特 高级副总裁和首席财务官2024年2月21日
John D.波特(首席财务官)
/s/ A。Hausman 总裁副首席财务官兼主计长2024年2月21日
玛丽·A Hausman(首席会计主任)
/s/ Stephen W. Bergstrom 董事会主席2024年2月21日
Stephen W. Bergstrom
/s/ Michael A.克里尔 董事2024年2月21日
Michael A.克里尔
/s/ 斯泰西·H多尔斯坦
董事2024年2月21日
史黛西·H多雷
/s/ 卡里A.洛克哈特
董事2024年2月21日
卡里·A·洛克哈特
/s/ Richard E.芒克里夫 董事2024年2月21日
理查德·E·芒克里夫
/s/ Peter A.拉格高斯
董事2024年2月21日
彼得·拉古斯
/s/ 罗斯·M。Robeson董事2024年2月21日
罗斯·M Robeson
/s/ Scott D.谢菲尔德 董事2024年2月21日
Scott D.谢菲尔德
161

签名标题日期
/s/ 默里·D。史密斯 董事2024年2月21日
默里·D史密斯
/s/ William H. Spence 董事2024年2月21日
威廉·H·斯宾塞
/s/ 杰西·J·泰森 董事2024年2月21日
杰西·杰森


162