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成员US-GAAP：运营部门成员US-GAAP：产品会员2023-01-012023-06-300000107263WMB: WestMemberUS-GAAP：运营部门成员US-GAAP：产品会员2023-01-012023-06-300000107263US-GAAP：运营部门成员WMB: Gasngl营销服务会员US-GAAP：产品会员2023-01-012023-06-300000107263US-GAAP：企业和其他成员US-GAAP：运营部门成员US-GAAP：产品会员2023-01-012023-06-300000107263WMB：墨西哥传输和海湾成员US-GAAP：能源商品和服务会员WMB: RealizedGainLoss 会员US-GAAP：运营部门成员2023-01-012023-06-300000107263WMB: 东北 GAND 成员US-GAAP：能源商品和服务会员WMB: RealizedGainLoss 会员US-GAAP：运营部门成员2023-01-012023-06-300000107263WMB: WestMemberUS-GAAP：能源商品和服务会员WMB: RealizedGainLoss 会员US-GAAP：运营部门成员2023-01-012023-06-300000107263US-GAAP：能源商品和服务会员WMB: RealizedGainLoss 会员US-GAAP：运营部门成员WMB: Gasngl营销服务会员2023-01-012023-06-300000107263US-GAAP：能源商品和服务会员WMB: RealizedGainLoss 会员US-GAAP：企业和其他成员US-GAAP：运营部门成员2023-01-012023-06-300000107263US-GAAP：分段间消除成员US-GAAP：能源商品和服务会员WMB: RealizedGainLoss 会员2023-01-012023-06-300000107263US-GAAP：能源商品和服务会员WMB: RealizedGainLoss 会员2023-01-012023-06-300000107263WMB：墨西哥传输和海湾成员US-GAAP：能源商品和服务会员US-GAAP：运营部门成员WMB: UnrealizedGainLoss 会员2023-01-012023-06-300000107263WMB: 东北 GAND 成员US-GAAP：能源商品和服务会员US-GAAP：运营部门成员WMB: UnrealizedGainLoss 会员2023-01-012023-06-300000107263WMB: WestMemberUS-GAAP：能源商品和服务会员US-GAAP：运营部门成员WMB: UnrealizedGainLoss 会员2023-01-012023-06-300000107263US-GAAP：能源商品和服务会员US-GAAP：运营部门成员WMB: Gasngl营销服务会员WMB: UnrealizedGainLoss 会员2023-01-012023-06-300000107263US-GAAP：能源商品和服务会员US-GAAP：企业和其他成员US-GAAP：运营部门成员WMB: UnrealizedGainLoss 会员2023-01-012023-06-300000107263US-GAAP：分段间消除成员US-GAAP：能源商品和服务会员WMB: UnrealizedGainLoss 会员2023-01-012023-06-300000107263US-GAAP：能源商品和服务会员WMB: UnrealizedGainLoss 会员2023-01-012023-06-300000107263WMB：墨西哥传输和海湾成员US-GAAP：能源商品和服务会员US-GAAP：运营部门成员2023-01-012023-06-300000107263WMB: 东北 GAND 成员US-GAAP：能源商品和服务会员US-GAAP：运营部门成员2023-01-012023-06-300000107263WMB: WestMemberUS-GAAP：能源商品和服务会员US-GAAP：运营部门成员2023-01-012023-06-300000107263US-GAAP：能源商品和服务会员US-GAAP：运营部门成员WMB: Gasngl营销服务会员2023-01-012023-06-300000107263US-GAAP：能源商品和服务会员US-GAAP：企业和其他成员US-GAAP：运营部门成员2023-01-012023-06-300000107263US-GAAP：分段间消除成员US-GAAP：能源商品和服务会员2023-01-012023-06-300000107263US-GAAP：企业和其他成员US-GAAP：运营部门成员2023-01-012023-06-300000107263US-GAAP：分段间消除成员2023-01-012023-06-300000107263WMB：墨西哥传输和海湾成员WMB: 探索收购会员WMB: Discovery制作人服务有限责任公司成员2023-12-310000107263WMB：墨西哥传输和海湾成员WMB: 探索收购会员US-GAAP：后续活动成员WMB: Discovery制作人服务有限责任公司成员2024-08-010000107263WMB：墨西哥传输和海湾成员WMB: 探索收购会员US-GAAP：后续活动成员WMB: Discovery制作人服务有限责任公司成员2024-08-012024-08-010000107263WMB: 加拿大的 Auxsable 液体产品 auxsable Liquid Products Lpandauxsable Midstream LLC 成员US-GAAP：后续活动成员WMB: 东北 GAND 成员2024-08-012024-08-010000107263WMB: TLANEWILSON 会员WMB: TLANE Wilson 规则 10b51 交易安排普通股成员2024-04-012024-06-300000107263WMB: TLANEWILSON 会员WMB: TLANE Wilson 规则 10b51 交易安排普通股成员2024-06-30

美国证券交易委员会

华盛顿特区 20549
表格 10-Q
（Mark One）
☑根据1934年《证券交易法》第13条或第15（d）条提交的季度报告
在截至的季度期间 2024 年 6 月 30 日
要么
☐根据1934年《证券交易法》第13条或第15（d）条提交的过渡报告
在从 ___________ 到 ___________ 的过渡时期
委员会档案编号 1-4174

那个威廉姆斯公司有限公司
（注册人章程中规定的确切名称）
特拉华73-0569878
（公司或组织的州或其他司法管辖区）（美国国税局雇主识别号）
威廉姆斯中心一号
塔尔萨， 俄克拉何马州
74172-0172
（主要行政办公室地址）（邮政编码）
注册人的电话号码，包括区号： 800-945-5426 （800-威廉姆斯）
没有变化
（如果自上次报告以来发生了变化，则以前的姓名、以前的地址和以前的财政年度）
根据该法第12（b）条注册的证券：
每个课程的标题交易符号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
用勾号指明注册人 (1) 是否在过去 12 个月内（或在要求注册人提交此类报告的较短时间内）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15 (d) 条要求提交的所有报告，以及 (2) 在过去的 90 天内是否受到此类申报要求的约束。 是的 ☑ 没有 ☐
用复选标记表明注册人是否在过去 12 个月内（或者在要求注册人提交此类文件的较短时间内）以电子方式提交了根据第 S-T 法规（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。 是的 ☑ 没有 ☐
用复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型申报公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中 “大型加速申报人”、“加速申报公司”、“小型申报公司” 和 “新兴成长型公司” 的定义。
大型加速文件管理器☑加速过滤器☐非加速过滤器☐规模较小的申报公司☐新兴成长型公司☐
如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）条规定的任何新的或修订后的财务会计准则。☐
用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第120亿条第2款）。是的 ☐ 没有 ☑
注明截至最新可行日期，每类发行人普通股的已发行股票数量。
班级
截至 2024 年 8 月 1 日的已发行股份
普通股，面值1.00美元1,218,931,191


威廉姆斯公司
目录

页面
第一部分财务信息
第 1 项。财务报表
合并收益表——截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月和六个月
7
综合收益（亏损）表——截至2024年6月30日的三个月和六个月
还有 2023
8
合并资产负债表 — 2024 年 6 月 30 日和 2023 年 12 月 31 日
9
合并权益变动表——截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月和六个月
10
合并现金流量表——截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月
12
合并财务报表附注
13
附注1-概述、业务描述和陈述基础
13
附注2-可变利息实体
15
附注3-收购和资产剥离
16
附注4-收入确认
21
附注5-所得税准备金（福利）
25
附注6-债务和银行安排
26
附注7——公允价值计量和担保
27
附注8-商品衍生产品
29
附注9——意外开支
30
附注10——分部披露
32
注释 11-后续事件
36
第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
37
第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露
57
第 4 项。控制和程序
58
第二部分。其他信息
59
第 1 项。法律诉讼
59
第 1A 项。风险因素
59
第 2 项股权证券的未注册销售、所得款项的使用和发行人购买股权证券
60
第 5 项。其他信息
60
第 6 项。展品
61
威廉姆斯公司（Williams）的报告、文件和其他公开公告可能包含或纳入不直接或专门与历史事实相关的陈述。此类陈述是《证券法》第27A条和《交易法》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、管理层的未来运营计划和目标、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陈述。
本报告中包含的所有陈述，除历史事实陈述外，涉及我们预期、认为或预计将存在或可能发生的活动、事件或发展，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”，
2
目录
“相信”、“寻求”、“可能”、“可能”、“应该”、“继续”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“可能”、“目标”、“目标”、“计划”、“潜在”、“计划”、“将”、“假设”、“指导”、“展望”、“投入使用日期” 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获得的信息，其中包括有关以下内容的陈述：
•威廉姆斯股东的股息水平；
•威廉姆斯及其附属公司的未来信用评级；
•未来资本支出的金额和性质；
•我们的业务和运营的扩张和增长；
•基本建设项目的预计投入使用日期；
•财务状况和流动性；
•业务战略；
•来自运营的现金流或经营业绩；
•某些业务组成部分的季节性；
•天然气、液化天然气和原油价格、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导致未来的事件或结果与本报告中陈述或暗示的事件或结果存在重大差异。决定这些结果的许多因素超出了我们的控制或预测能力。可能导致实际业绩与前瞻性陈述所设想的结果不同的具体因素包括：
•供应的可用性、市场需求和价格的波动；
•替代能源的发展和采用率；
•现有和未来的法律法规、监管环境、环境问题和诉讼的影响，以及我们和与我们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，以及我们实现优惠利率程序结果的能力；
•我们对客户和交易对手的信用风险敞口；
•我们有能力收购新业务和资产，成功地将这些业务和资产整合到现有业务中，并以可接受的条件成功扩大我们的设施和完善的资产销售；
•我们是否能够成功识别、评估和及时执行我们的资本项目和投资机会；
•竞争对手的实力和财务资源以及竞争的影响；
•我们参与的投资和合资企业的现金分配金额和资本需求；
•我们是否能够有效执行我们的融资计划；
•加强审查并改变利益相关者对我们的环境、社会和治理实践的期望；
3
目录
•与气候变化相关的物理和财务风险；
•运营和开发风险以及不可预见的中断的影响；
•疫情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，包括气候条件和我们设施的物理损坏；
•恐怖主义行为、网络安全事件和相关干扰；
•我们在固定福利养老金计划和其他退休后福利计划中的成本和资金义务；
•维护和施工成本的变化，以及我们获得足够建筑相关投入（包括熟练劳动力）的能力；
•通货膨胀、利率和总体经济状况（包括未来全球信贷市场的混乱和波动以及这些事件对客户和供应商的影响）；
•与融资相关的风险，包括债务协议产生的限制、国家认可的信用评级机构确定的未来信用评级变化以及资本的可用性和成本；
•石油输出国组织（欧佩克）成员和其他石油输出国同意和维持石油价格和生产控制的能力以及对国内生产的影响；
•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力量的冲突；
•美国政府管理和政策的变化；
•我们是否能够支付当前和预期的股息水平；
•我们向美国证券交易委员会提交的文件中描述的其他风险。
鉴于可能导致我们的实际业绩与任何前瞻性陈述中包含的业绩存在重大差异的不确定性和风险因素，我们提醒投资者不要过度依赖我们的前瞻性陈述。我们对更新上述清单或公开宣布任何前瞻性陈述以反映未来事件或事态发展的任何修订结果不承担任何义务，也不打算这样做。
除了导致我们的实际结果不同外，上面列出的和下文提及的因素还可能导致我们的意图与本报告中提出的意向声明发生变化。我们意图的这种变化也可能导致我们的结果有所不同。根据这些因素、我们的假设或其他因素的变化，我们可能会随时改变我们的意图，恕不另行通知。
由于前瞻性陈述涉及风险和不确定性，因此我们警告说，除了上述因素外，还有一些重要因素可能导致实际业绩与前瞻性陈述中包含的结果存在重大差异。有关这些因素的详细讨论，见第一部分，第1A项。我们于2024年2月21日向美国证券交易委员会提交的截至2023年12月31日止年度的10-k表年度报告中的风险因素，第二部分第1A项中的披露可能会对风险因素进行补充。随后的10-Q表季度报告中的风险因素。
4
目录
定义
以下是本 10-Q 表格中可能使用的某些缩写、首字母缩略词和其他行业术语的列表。
测量：
桶或桶：一桶等于 42 美制加仑的石油产品
mbbls/d：每天一千桶
Bcf：十亿立方英尺的天然气
bcf/d：每天十亿立方英尺的天然气
mmcf/D：每天一百万立方英尺的天然气
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：一百万英制热单位
Dekatherms（Dth）：一个能量单位等于一百万英制热量单位
mdth/d：每天一千dekatherms
mmdTH：一百万德凯瑟姆或大约一万亿英国热量单位
mmdth/D：每天一百万个 dekatherms
政府和监管：
EPA：环境保护署
《交易法》，即：经修订的 1934 年《证券交易法》
FERC：联邦能源监管委员会
国税局：国税局
SEC：证券交易委员会
《证券法》，即：经修订的1933年《证券法》
其他：
注：数字附注参考我们的合并财务报表附注。
息税折旧摊销前利润：扣除利息、税项、折旧和摊销前的收益
分馏：将混合液态天然气分离成组成产物（例如乙烷、丙烷和丁烷）的过程
GAAP：美国公认的会计原则
液化天然气：液化天然气；在低温下液化的天然气
MVC：最低交易量承诺
NGL：液化天然气；液化天然气来自天然气加工和原油提炼，用作石化原料、取暖燃料和汽油添加剂等用途
液化天然气利润率：液化天然气收入减去英热单位替代成本、工厂燃料、运输和分馏
阿巴拉契亚中游投资：我们的股票法投资在马塞勒斯页岩地区的多个天然气收集系统中平均持有约66％的权益。
5
目录
探索收购：2024年8月1日，我们完成了对Discovery Producer Services, LLC（Discovery）剩余40％的权益的收购，该公司在墨西哥湾经营天然气收集和运输系统，在路易斯安那州经营加工和分馏设施，以及某些其他资产。
DJ Basin收购：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），还完成了对洛基山中游控股有限责任公司（RMM）剩余50％权益的收购，该公司均在丹佛-朱尔斯堡（DJ）盆地经营中游资产。
墨西哥湾沿岸储存收购：2024年1月3日，我们完成了对Hartree Cardinal Gas, LLC和Hartree Natural Gas Storage, LLC（统称 “Hartree”）100％股份的收购，后者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。
MountainWest 收购：2023年2月14日，收购了西山管道控股公司（MountainWest）的100％股份，其中包括受美国联邦竞争管理委员会监管的州际天然气管道系统和天然气储存容量。
6
目录
第一部分-财务信息
第 1 项。财务报表
威廉姆斯公司
合并收益表
（未经审计）
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
2024202320242023
（百万，每股金额除外）
收入：
服务收入$1,837 $1,748 $3,742 $3,442 
服务收入——大宗商品对价18 27 48 63 
产品销售610 593 1,455 1,438 
大宗商品衍生品的净收益（亏损）(129)115 (138)621 
总收入2,336 2,483 5,107 5,564 
成本和支出：
产品成本424 421 950 974 
净加工商品费用17 44 22 98 
运营和维护费用522 481 1,033 944 
折旧和摊销费用540 515 1,088 1,021 
销售费用、一般费用和管理费用164 161 350 337 
其他（收入）支出——净额(27)(9)(44)(40)
总成本和支出1,640 1,613 3,399 3,334 
营业收入（亏损）696 870 1,708 2,230 
股权收益（亏损）147 160 284 307 
其他投资收益（亏损）——净额18 13 42 21 
利息支出(339)(306)(688)(600)
其他收入（支出）— 净额33 19 64 39 
所得税前收入（亏损）555 756 1,410 1,997 
减去：所得税准备金（福利）129 175 322 459 
来自持续经营的收入（亏损）426 581 1,088 1,538 
来自已终止业务的收益（亏损）（注1）
— (87)— (87)
净收益（亏损）426 494 1,088 1,451 
减去：归因于非控股权益的净收益（亏损）25 34 55 64 
归属于威廉姆斯公司的净收益（亏损）401 460 1,033 1,387 
减去：优先股股息— — 1 1 
普通股股东可获得的净收益（亏损）$401 $460 $1,032 $1,386 
普通股股东可获得的归属于威廉姆斯公司公司的金额：
来自持续经营的收入（亏损）$401 $547 $1,032 $1,473 
来自已终止业务的收益（亏损）（注1）
— (87)— (87)
普通股股东可获得的净收益（亏损）$401 $460 $1,032 $1,386 
普通股每股基本收益（亏损）：
来自持续经营的收入（亏损）$.33 $.45 $.85 $1.21 
来自已终止业务的收益（亏损）— (.07)— (.07)
普通股股东可获得的净收益（亏损）$.33 $.38 $.85 $1.14 
加权平均股数（千股）1,219,367 1,217,673 1,218,761 1,218,564 
普通股每股摊薄收益（亏损）：
来自持续经营的收入（亏损）$.33 $.45 $.84 $1.20 
来自已终止业务的收益（亏损）— (.07)— (.07)
普通股股东可获得的净收益（亏损）$.33 $.38 $.84 $1.13 
加权平均股数（千股）1,222,236 1,219,915 1,222,229 1,223,429 
参见随附的注释。
7
目录
威廉姆斯公司
综合收益（亏损）表
（未经审计）
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
2024202320242023
（百万）
净收益（亏损）$426 $494 $1,088 $1,451 
其他综合收益（亏损）：
指定利率现金流对冲活动：
衍生工具的未实现净收益（亏损），扣除税款（美元）2) 和 ($5) 在 2024 年和 $ (4) 和 $ (11）在 2023
4 16 15 36 
重新归类为净衍生工具（收益）亏损的收益，扣除税款为美元— 和 $— 2024 年和 $— 和 $— 在 2023
— (1)(1)(1)
养老金和其他退休后福利：
净定期福利成本（贷项）中包含的精算（收益）损失和结算净精算亏损的摊销，扣除税款为美元— 和 $— 在 2024 年和 $ (1) 和 ($1）在 2023
(1)— (1)1 
其他综合收益（亏损）3 15 13 36 
综合收益（亏损）429 509 1,101 1,487 
减去：归属于非控股权益的综合收益（亏损）
25 34 55 64 
归属于威廉姆斯公司公司的综合收益（亏损）
$404 $475 $1,046 $1,423 
参见随附的注释。

8
目录
威廉姆斯公司
合并资产负债表
（未经审计）
6月30日十二月三十一日
20242023
（百万，每股金额除外）
资产
流动资产：
现金和现金等价物$55 $2,150 
贸易账户和其他应收账款（扣除美元备抵后的净额）4 2024 年 6 月 30 日和 $3 2023 年 12 月 31 日）
1,398 1,655 
库存274 274 
衍生资产218 239 
其他流动资产和递延费用170 195 
流动资产总额2,115 4,513 
投资4,612 4,637 
不动产、厂房和设备
54,930 51,842 
累计折旧和摊销(18,228)(17,531)
不动产、厂房和设备——净额36,702 34,311 
无形资产 — 扣除累计摊销额7,402 7,593 
监管资产、递延费用及其他1,578 1,573 
总资产$52,409 $52,627 
负债和权益
流动负债：
应付账款$1,192 $1,379 
衍生负债109 105 
应计负债和其他流动负债1,229 1,284 
商业票据630 725 
一年内到期的长期债务1,536 2,337 
流动负债总额4,696 5,830 
长期债务24,096 23,376 
递延所得税负债4,107 3,846 
监管负债、递延收益和其他4,764 4,684 
或有负债和承付款（附注9）
股权：
股东权益：
优先股 ($)1 面值； 30 2024 年 6 月 30 日和 2023 年 12 月 31 日授权的百万股； 35 在 2024 年 6 月 30 日和 2023 年 12 月 31 日发行的千股）
35 35 
普通股 ($)1 面值； 1,470 2024 年 6 月 30 日和 2023 年 12 月 31 日授权的百万股； 1,258 截至 2024 年 6 月 30 日已发行百万股，以及 1,256 截至 2023 年 12 月 31 日，已发行百万股）
1,258 1,256 
超过面值的资本24,589 24,578 
留存赤字(12,419)(12,287)
累计其他综合收益（亏损）13 — 
库存股，按成本计算（39 截至2024年6月30日和2023年12月31日的百万股普通股）
(1,180)(1,180)
股东权益总额12,296 12,402 
合并子公司的非控股权益2,450 2,489 
权益总额14,746 14,891 
负债和权益总额$52,409 $52,627 
参见随附的注释。
9
目录
威廉姆斯公司
合并权益变动表
（未经审计）

威廉姆斯公司股东
优先股常见
股票		资本进入
超过
面值		已保留
赤字		AOCI*财政部
股票		总计
股东
股权		非控制性
兴趣爱好		权益总额
（百万）
截至 2024 年 3 月 31 日的余额$35 $1,258 $24,564 $(12,238)$10 $(1,180)$12,449 $2,481 $14,930 
净收益（亏损）— — — 401 — — 401 25 426 
其他综合收益（亏损）— — — — 3 — 3 — 3 
现金分红 — 普通股 ($)0.4750 每股）
— — — (579)— — (579)— (579)
对非控股权益的股息和分配— — — — — — — (66)(66)
股票薪酬和相关普通股发行，扣除税款— — 25 — — — 25 — 25 
来自非控股权益的出资— — — — — — — 10 10 
其他— — — (3)— — (3)— (3)
权益净增加（减少）— — 25 (181)3 — (153)(31)(184)
截至 2024 年 6 月 30 日的余额$35 $1,258 $24,589 $(12,419)$13 $(1,180)$12,296 $2,450 $14,746 
截至2023年3月31日的余额$35 $1,256 $24,516 $(12,895)$(3)$(1,124)$11,785 $2,538 $14,323 
净收益（亏损）— — — 460 — — 460 34 494 
其他综合收益（亏损）— — — — 15 — 15 — 15 
现金分红 — 普通股 ($)0.4475 每股）
— — — (545)— — (545)— (545)
对非控股权益的股息和分配— — — — — — — (58)(58)
股票薪酬和相关普通股发行，扣除税款— — 22 — — — 22 — 22 
来自非控股权益的出资— — — — — — — 15 15 
购买库存股— — — — — (56)(56)— (56)
其他— — — (2)— — (2)1 (1)
权益净增加（减少）— — 22 (87)15 (56)(106)(8)(114)
截至 2023 年 6 月 30 日的余额$35 $1,256 $24,538 $(12,982)$12 $(1,180)$11,679 $2,530 $14,209 
*累计其他综合收益（亏损）
参见随附的注释。
10
目录
威廉姆斯公司
合并权益变动表（续）
（未经审计）

威廉姆斯公司股东
优先股常见
股票		资本进入
超过
面值		已保留
赤字		AOCI*财政部
股票		总计
股东
股权		非控制性
兴趣爱好		权益总额
（百万）
截至2023年12月31日的余额$35 $1,256 $24,578 $(12,287)$— $(1,180)$12,402 $2,489 $14,891 
净收益（亏损）— — — 1,033 — — 1,033 55 1,088 
其他综合收益（亏损）— — — — 13 — 13 — 13 
现金分红 — 普通股 ($)0.9500 每股）
— — — (1,158)— — (1,158)— (1,158)
对非控股权益的股息和分配— — — — — — — (130)(130)
股票薪酬和相关普通股发行，扣除税款— 2 11 — — — 13 — 13 
来自非控股权益的出资— — — — — — — 36 36 
其他— — — (7)— — (7)— (7)
权益净增加（减少）— 2 11 (132)13 — (106)(39)(145)
截至 2024 年 6 月 30 日的余额$35 $1,258 $24,589 $(12,419)$13 $(1,180)$12,296 $2,450 $14,746 
截至2022年12月31日的余额$35 $1,253 $24,542 $(13,271)$(24)$(1,050)$11,485 $2,560 $14,045 
净收益（亏损）— — — 1,387 — — 1,387 64 1,451 
其他综合收益（亏损）— — — — 36 — 36 — 36 
现金分红 — 普通股 ($)0.8950 每股）
— — — (1,091)— — (1,091)— (1,091)
对非控股权益的股息和分配— — — — — — — (112)(112)
股票薪酬和相关普通股发行，扣除税款— 3 (4)— — — (1)— (1)
来自非控股权益的出资— — — — — — — 18 18 
购买库存股
— — — — — (130)(130)— (130)
其他— — — (7)— — (7)— (7)
权益净增加（减少）— 3 (4)289 36 (130)194 (30)164 
截至 2023 年 6 月 30 日的余额$35 $1,256 $24,538 $(12,982)$12 $(1,180)$11,679 $2,530 $14,209 
*累计其他综合收益（亏损）
参见随附的注释。
11
目录
威廉姆斯公司
合并现金流量表
（未经审计）
 六个月已结束
6月30日
20242023
（百万）
经营活动：
净收益（亏损）$1,088 $1,451 
为调节经营活动提供（使用）的净现金而进行的调整：
折旧和摊销1,088 1,021 
递延所得税准备金（收益）258 427 
股权（收益）亏损(284)(307)
股权法被投资者的分配394 418 
商品衍生工具的未实现（收益）净亏损223 (410)
库存减记6 23 
股票奖励的摊销48 40 
通过流动资产和负债变动提供（使用）的现金：
应收账款270 1,423 
库存(3)41 
其他流动资产和递延费用12 24 
应付账款(219)(1,220)
应计负债和其他流动负债(76)(72)
流动和非流动商品衍生资产和负债的变化(141)119 
其他，包括非流动资产和负债的变化(151)(87)
经营活动提供（使用）的净现金2,513 2,891 
融资活动：
商业票据（支付）的收益 — 净额(95)(352)
长期债务的收益2,100 1,503 
长期债务的支付(2,274)(14)
偿还债务发行成本(18)(13)
发行普通股的收益5 4 
购买库存股— (130)
已支付的普通股股息(1,158)(1,091)
支付给非控股权益的股息和分配(130)(112)
来自非控股权益的出资36 18 
其他 — 净额(18)(17)
融资活动提供（使用）的净现金(1,552)(204)
投资活动：
财产、厂房和设备：
资本支出 (1)(1,123)(1,155)
处置-净额(27)(21)
收购企业，扣除收购的现金（附注3）(1,844)(1,053)
股票法投资的购买和出资(82)(69)
其他 — 净额20 10 
投资活动提供（使用）的净现金(3,056)(2,288)
现金和现金等价物的增加（减少）(2,095)399 
年初的现金和现金等价物2,150 152 
期末的现金和现金等价物$55 $551 
_________
(1) 不动产、厂房和设备的增加$(1,141)$(1,168)
相关应付账款和应计负债的变动18 13 
资本支出$(1,123)$(1,155)
参见随附的注释。
12

目录

威廉姆斯公司
合并财务报表附注

注释 1 — 概述、业务描述和陈述基础
普通的
我们随附的中期合并财务报表不包括年度财务报表中的所有附注，因此，应在10-k表年度报告中与截至2023年12月31日止年度的合并财务报表及其附注一起阅读。随附的未经审计的财务报表包括所有正常的经常性调整以及管理层认为公允列报中期财务报表所必需的其他调整。
根据美国普遍接受的会计原则编制财务报表要求管理层做出影响我们的合并财务报表和附注中报告的金额的估计和假设。实际结果可能与这些估计有所不同。
除非文中另有明确说明，否则本报告中提及的 “威廉姆斯”、“我们”、“我们的” 或类似术语是指威廉姆斯公司及其子公司。除非上下文另有明确说明，否则提及 “威廉姆斯”、“我们”、“我们的” 和 “我们” 的业务包括我们自己的权益作为股票法投资的业务，这些业务未合并到我们的财务报表中。当我们按名称提及被投资者的股票时，我们仅指他们的业务和运营。
股票回购计划
2021 年 9 月，我们的董事会批准了一项股票回购计划，最高美元限额为 $1.5十亿。回购可以不时地在公开市场、通过大宗购买、私下协商交易或以我们的管理层确定的其他方式进行。我们的管理层还将根据市场状况和其他因素确定任何回购的时间和金额。股票回购计划不要求我们收购任何特定数量的普通股，并且可以随时暂停或终止。该股票回购计划没有到期日。在截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月中，共有美元0 和 $130根据该计划，回购了数百万美元，这些回购已包含在我们的合并权益变动表中。迄今为止该计划下的累计回购总额 $139百万。
业务描述
我们是一家特拉华州公司，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，分为以下可报告的细分市场：输电与墨西哥湾、东北天然气和石油化工、西部和天然气与液化天然气营销服务，这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。所有剩余的业务活动，包括我们的上游业务和公司活动，都包含在 “其他” 中。
输电与墨西哥湾由我们的州际天然气管道、横贯大陆的天然气管道有限责任公司（Transco）、西北管道有限责任公司（西北管道）和山西管道控股公司（MountainWest）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，包括 51 Gulfstar One LLC（Gulfstar One）（合并可变利息实体，简称VIE）的百分比权益，a 50 对湾流天然气系统有限责任公司（湾流）的股权法投资百分比，以及 60 对Discovery Producer Services LLC（Discovery）的股权法投资百分比（见附注11——后续事件）。输电和墨西哥湾还包括在德克萨斯州北部以及在路易斯安那州和密西西比州提供与2024年1月墨西哥湾沿岸储存收购相关的服务的天然气储存设施和管道（见附注3——收购和资产剥离）。
Northeast G&P 由我们在马塞勒斯页岩地区（主要位于宾夕法尼亚州和纽约州）以及俄亥俄州东部的尤蒂卡页岩地区的中游采集、加工和分馏业务组成

13
目录
注意事项（续）
作为 65 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（东北合资企业）（合并后的VIE）的百分比权益 66 在俄亥俄州运营的Cardinal Gas Services, L.C.（Cardinal）（合并后的VIE）的百分比权益 69 对劳雷尔山中游有限责任公司（Laurel Mountain）的股权法投资百分比，a 50 对Blue Racer Midstream LLC（Blue Racer）和阿巴拉契亚中游服务有限责任公司的股票法投资百分比，后者是一家拥有股票法投资的全资子公司，平均水平约为平均值 66 对马塞勒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）。
西部包括我们在科罗拉多州和怀俄明州的洛基山地区、德克萨斯州中北部的巴尼特页岩地区、德克萨斯州南部的伊格尔福特页岩地区、德克萨斯州东部和路易斯安那州西北部的海恩斯维尔页岩地区、包括阿纳达科和二叠纪盆地在内的中部大陆地区以及包括洛基山在内的科罗拉多州丹佛-朱尔斯堡盆地（DJ Basin）Stream Holdings LLC（RMM），前身 50 我们在2023年11月收购了剩余所有权权益的股权法投资百分比（见附注3——收购和剥离）。该细分市场还包括我们的液化天然气存储设施，这是不可分割的 50 对堪萨斯州康威附近一座液化天然气分馏厂的百分比权益，以及 50 对Overland Pass Pipeline Company LLC（OPPL）的股权法投资百分比。
天然气和液化天然气营销服务由我们的液化天然气（NGL）和天然气营销和交易业务组成，其中包括风险管理和与战略定位资产上天然气和液化天然气的储存和运输相关的交易。
演示基础
重大风险和不确定性
我们认为，我们的某些不动产、厂房、设备和无形资产的账面价值，尤其是2012年至2014年间作为业务合并的某些收购资产，可能超过当前的公允价值。但是，我们认为，这些资产的账面价值仍然可以收回。未来的战略决策，包括将资产货币化或向与第三方的新企业出资等交易，以及预期生产者活动的不利变化，很有可能影响我们的假设，并最终导致这些资产减值。此类交易或事态发展还可能表明，我们的某些股票法投资的价值出现了非暂时的下降，这可能导致减值。
已终止的业务
在2023年第二季度，我们记录的税前费用为美元115百万美元变为我们的合并损益表中与我们的前阿拉斯加炼油厂相关的诉讼中已终止业务的收入（亏损），该诉讼已于2024年1月和解。除本项目外，除非另有说明，否则合并财务报表附注中的信息与我们的持续业务有关。
已发布但尚未通过的会计准则
2023年11月，财务会计准则委员会（FASB）发布了《2023-07年会计准则更新》（ASU），《分部报告（主题280）：改进应申报的分部披露》，其中要求披露重大分部支出并扩大中期披露。该亚利桑那州立大学对2023年12月15日之后开始的财政年度以及2024年12月15日之后开始的财政年度内的过渡期有效，允许提前采用。我们预计亚利桑那州立大学2023-07的采用不会对我们的财务产生重大影响
声明。
2023年12月，财务会计准则委员会发布了ASU 2023-09《所得税：所得税披露的改进》，其中要求披露税率对账中的特定类别以及对账符合量化门槛的项目的更多信息。该亚利桑那州立大学对2024年12月15日之后开始的财政年度有效，
14
目录
注意事项（续）
并且允许提前收养。我们预计亚利桑那州立大学2023-09年的采用不会对我们的财务报表产生重大影响。
注2 — 可变利息实体
合并后的VIE
截至2024年6月30日，我们整合了以下 VIE：
东北合资企业
我们拥有一个 65 持有东北合资企业的百分比权益，该子公司是VIE，因为我们的某些投票权与我们吸收损失的义务不成比例，而且东北合资企业的几乎所有活动都是代表我们开展的。我们是主要的受益者，因为我们有权指导对东北合资企业经济表现影响最大的活动。东北合资企业为马塞勒斯页岩和尤蒂卡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提供资金。
Gulfstar One
我们拥有一个 51 Gulfstar One的百分比权益。由于客户合同中有某些风险分担条款，该子公司属于VIE。Gulfstar One包括专有的浮动生产系统Gulfstar FPS以及在墨西哥湾东部深水区提供生产处理和收集服务的相关管道。我们是主要的受益者，因为我们有权指导对Gulfstar One经济表现影响最大的活动。
红衣主教
我们拥有一个 66 持有Cardinal的百分比权益。Cardinal是一家为尤蒂卡页岩地区提供采集服务的子公司，由于与客户共担某些风险，因此是VIE。我们是主要的受益者，因为我们有权指导对Cardinal经济表现影响最大的活动。为了兑现合同中的天然气收集承诺，我们可能为未来扩张活动提供超过其比例的资金，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合并VIE的使用或承付的金额：
6月30日十二月三十一日
20242023
（百万）
资产（负债）：
现金和现金等价物$39 $33 
贸易账户和其他应收账款——净额 170 215 
库存5 5 
其他流动资产和递延费用2 4 
不动产、厂房和设备——净额4,980 5,046 
无形资产 — 扣除累计摊销额1,995 2,049 
监管资产、递延费用及其他28 31 
应付账款(64)(109)
应计负债和其他流动负债(30)(28)
监管负债、递延收益和其他(269)(268)
15
目录
注意事项（续）
非合并VIE
我们拥有某些VIE的股票法投资，这主要是由于我们作为少数股权持有人的参与权有限。我们的最大亏损风险限于这些投资的账面价值，总额为美元73截至 2024 年 6 月 30 日，为百万人。
注3 — 收购和资产剥离
墨西哥湾沿岸存储收购
2024 年 1 月 3 日，我们完成了对以下内容的收购 100 Hartree Partners LP（墨西哥湾沿岸储存收购）以美元的价格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百分比1.95十亿。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。收购的资产、产生的收购相关成本以及实现的经营业绩均包含在我们的输电和墨西哥湾板块中。墨西哥湾沿岸存储收购的资金来自手头现金和美元100百万美元的递延对价，不计入利息，自收购之日起一年内支付。该债务列为我们的全资子公司威廉姆斯菲尔德服务集团有限责任公司所欠的合并资产负债表中一年内到期的长期债务。
从收购之日2024年1月3日到2024年6月30日期间，墨西哥湾沿岸存储收购中收购的业务带来了美元的收入112百万美元，修改后的息税折旧摊销前利润（定义见附注10——分部披露）美元81百万，受收购相关成本的影响。墨西哥湾沿岸存储收购的相关成本总计 $14百万，包括 $13在截至2024年6月30日的六个月中产生的百万美元包含在合并损益表中的销售、一般和管理费用中。
我们将墨西哥湾沿岸存储收购视为业务合并，除其他外，这要求在收购之日的公允价值确认所收购的可识别资产和假定负债。使用的估值技术包括不动产、厂房和设备的成本方法。
下表显示了截至2024年1月3日收购的主要类别资产和负债的收购日公允价值的初步分配。由于对估值结果的审查以及对重要投入和假设的验证，估值工作尚未完成，因此分配被视为初步分配。对某些收购的资产和负债进行了初步的公允价值测量，主要是不动产、厂房和设备；但是，由于可能会发现与截至收购之日的事实和情况有关的新信息，因此可以在收购之日起一年内对这些衡量标准进行调整。下表中其他流动资产中包含的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 
不动产、厂房和设备——净额2,035 
其他非流动资产2 
收购的资产总额
$2,101 
流动负债$(11)
非流动负债
(107)
承担的负债总额$(118)
收购的净资产$1,983 
16
目录
注意事项（续）
DJ Basin 收购
收购 Cureton
2023 年 11 月 30 日，我们完成了收购 100 业务位于DJ盆地的Cureton Front Range, LLC（收购Cureton）的百分比，价格为美元546百万，视营运资金和收盘后调整而定。此次收购的目的是扩大我们的收集和加工足迹，为我们在DJ Basin的业务创造运营协同效应。收购的资产、产生的收购相关成本以及实现的经营业绩均包含在我们的西部细分市场中。Cureton 的收购资金来自手头现金。
从收购之日2023年11月30日到2023年12月31日期间，收购Cureton时收购的业务带来了美元的收入35百万美元，修改后的息税折旧摊销前利润为美元7百万。
Cureton 收购的收购相关成本总计 $7百万，包括 $1在截至2024年6月30日的六个月中产生的百万美元，包含在合并损益表中的销售、一般和管理费用中。
我们将对Cureton的收购视为业务合并。使用的估值技术包括不动产、厂房和设备的成本方法以及其他无形资产估值的收入法。
下表显示了截至2023年11月30日收购的主要类别资产和负债的收购日公允价值的初步分配。由于对估值结果的审查以及对重要投入和假设的验证，估值工作尚未完成，因此分配被视为初步分配。对某些收购的资产和负债进行了初步的公允价值测量，主要是不动产、厂房和设备以及其他无形资产；但是，由于可能会发现与截至收购之日的事实和情况有关的新信息，因此可以在收购之日起一年内对这些衡量标准进行调整。下表中其他流动资产中包含的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$6 
其他流动资产21 
不动产、厂房和设备——净额435 
无形资产 — 扣除累计摊销额117 
其他非流动资产1 
购置的可识别资产总额$580 
流动负债$(29)
非流动负债
(14)
承担的负债总额$(43)
收购的净可识别资产$537 
无形资产中包含的商誉——扣除累计摊销额
9 
收购的净资产$546 

17
目录
注意事项（续）
Cureton收购中确认的其他无形资产与与我们的客户签订的天然气收集和加工协议中的合同客户关系有关。确定这些无形资产价值的基础是估计的未来净现金流，这些现金流将从收购的合同客户关系中得出，使用风险调整后的折现率进行贴现。这些无形资产将在初始阶段按直线摊销 20 年份，即合同客户关系预计将为我们的现金流做出贡献的期限。大约 24 来自这些合同客户关系的预期未来收入的百分比受我们续订或重新谈判现有客户合同的能力和意图的影响。我们将费用用于续订或延长与客户的天然气收集合同的条款。根据当前合同期内预计的未来收入（收购时的估计），下一次续订或延长现有合同客户关系之前的加权平均时间约为 10 年份。
Rmm 收购
截至 2022 年 12 月 31 日，我们拥有一台 50 我们将其计为股票法投资的RmM利息百分比。2023 年 11 月 30 日，我们完成了对剩余部分的收购 50 以美元的价格持有RmM（RmM收购）的百分比利息704百万。通过收购这笔额外权益，我们获得了控制权，现在整合了RmM。此次收购的目的是扩大我们的收集和加工足迹，为我们在DJ Basin的业务创造运营协同效应。收购的资产和实现的经营业绩包含在我们的西部细分市场中。几乎所有RmM的购买价格要到2025年第一季度才应付给卖方，要到2024年第四季度才会累积利息，并且可以提前偿还而不会受到罚款。使用收益法，它被记为按公允价值计算的递延对价债务，这导致合同到期金额的折扣，该折扣将计为债务期限内的利息支出。该债务列为我们的全资子公司威廉姆斯洛基山中游控股有限责任公司所欠合并资产负债表中一年内到期的长期债务。
在 2023 年 11 月 30 日收购之日至 2023 年 12 月 31 日期间，Rmm 贡献的收入为 $53百万美元，修改后的息税折旧摊销前利润为美元12百万。
我们将收购RmM视为业务合并。在2023年11月30日收购之日之前，我们现有股票法投资的账面价值为美元406百万。我们认出了 $30将我们现有的股票法投资重新计入其他投资收益（亏损）的公允价值后，将获得百万美元的收益——净额计入我们的2023年合并收益表。使用的估值技术包括我们先前对Rmm的股票法投资的收益方法和其他无形资产的估值，以及不动产、厂房和设备的成本法。
下表显示了截至2023年11月30日收购的主要类别资产和负债的收购日公允价值的初步分配。收购的净资产主要反映转移的非现金对价，其中包括我们先前的股票法投资和递延对价债务的公允价值。由于对估值结果的审查以及对重要投入和假设的验证，估值工作尚未完成，因此分配被视为初步分配。对某些收购的资产和负债进行了初步的公允价值测量，主要是不动产、厂房和设备以及其他无形资产；但是，由于可能会发现与截至收购之日的事实和情况有关的新信息，因此可以在收购之日起一年内对这些衡量标准进行调整。下表其他流动资产中包含的应收账款的公允价值等于合同应收账款。

18
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注意事项（续）

（百万）
现金和现金等价物$28 
其他流动资产4 
投资20 
不动产、厂房和设备——净额1,041 
无形资产 — 扣除累计摊销额63 
其他非流动资产12 
购置的可识别资产总额$1,168 
流动负债$(44)
非流动负债
(103)
承担的负债总额$(147)
收购的净可识别资产$1,021 
无形资产中包含的商誉——扣除累计摊销额
55 
收购的净资产$1,076 
RmM收购中确认的商誉主要涉及加强和多元化我们的流域地位，以及实现运营协同效应，包括增加现有加工设施的产量，增加液化天然气运输、分馏和储存资产的收入，并在西部地区进行了报告。出于税收目的，几乎所有的商誉都可以扣除。商誉包含在无形资产中，减去我们合并资产负债表中的累计摊销额，代表对价加上任何非控股权益或任何先前持有的股权的公允价值超过所收购净资产的公允价值。它无需摊销，但从10月1日起每年进行减值评估，如果存在减值指标，表明申报单位的公允价值很可能低于其账面金额，则更频繁地进行评估。作为评估的一部分，我们将对申报单位公允价值的估计与其账面价值（包括商誉）进行了比较。如果申报单位的账面价值超过其公允价值，则记录差额的减值费用（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算所固有的。
RmM收购中确认的其他无形资产与与我们的客户签订的天然气收集和加工协议中的合同客户关系有关。确定这些无形资产价值的基础是估计的未来净现金流，这些现金流将从收购的合同客户关系中得出，使用风险调整后的折现率进行贴现。这些无形资产将在初始阶段按直线摊销 20 年份，即合同客户关系预计将为我们的现金流做出贡献的期限。大约 18 来自这些合同客户关系的预期未来收入的百分比受我们续订或重新谈判现有客户合同的能力和意图的影响。我们将费用用于续订或延长与客户的天然气收集合同的条款。根据当前合同期内预计的未来收入（收购时的估计），下一次续订或延长现有合同客户关系之前的加权平均时间约为 10 年份。
收购西部山区
2023 年 2 月 14 日，我们完成了收购 100 MountainWest的百分比，其中包括受联邦能源监管委员会（FERC）监管的州际天然气管道系统和天然气储存容量（MountainWest 收购），价格为美元1.08十亿现金，由可用的短期流动性来源提供资金，并保留美元430MountainWest 长期债务的未偿本金为百万美元。对于 2023 年，
19
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注意事项（续）
$1.024十亿美元在 “企业收购” 中列报，扣除我们的合并现金流量表中收购的现金，反映了现金收购价格，扣除了收盘后调整后的金额，以及收购价格分配中列报的收购现金。收购MountainWest 的目的是将我们现有的传输和存储基础设施覆盖范围扩大到犹他州、怀俄明州和科罗拉多州的主要市场。收购的资产、产生的收购相关成本以及实现的经营业绩均包含在我们的输电和墨西哥湾板块中。
在 2023 年 2 月 14 日收购之日至 2023 年 12 月 31 日期间，在 MountainWest 收购中收购的业务贡献了美元的收入225百万美元，修改后的息税折旧摊销前利润为美元122百万，其中包括 $27数百万的过渡相关费用。
MountainWest 收购的收购相关成本总计 $17百万，包括 $13在截至2023年6月30日的六个月中产生的百万美元，包含在合并损益表中的销售、一般和管理费用中。
我们将收购MountainWest 视为业务合并。使用的估值技术包括不受监管的不动产、厂房和设备的成本方法，以及与附注7——公允价值计量和担保中讨论的估值技术一致的假定长期债务的市场方法。MountainWest的受监管业务是根据会计准则编纂主题980 “受监管的业务” 进行核算的。受利率制定和成本回收准备金约束的资产和负债的公允价值是使用收入法确定的。MountainWest的预期利率基础回报率与处境相似的资产的预期回报率一致，因此这些资产和负债的结转基础等于其公允价值。
下表显示了截至2023年2月14日收购的主要类别资产和负债的收购日期公允价值的分配。收购的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$23 
贸易账户和其他应收账款33 
其他流动资产26 
投资20 
不动产、厂房和设备——净额1,019 
其他非流动资产33 
购置的可识别资产总额$1,154 
流动负债$(47)
长期债务
(365)
其他非流动负债(95)
承担的负债总额$(507)
收购的净可识别资产$647 
无形资产中包含的商誉——扣除累计摊销额
400 
收购的净资产$1,047 
MountainWest 收购中确认的商誉主要涉及加强和多元化我们的盆地状况以及与费率监管业务相关的长期价值，并在输电和墨西哥湾板块中进行了报告。出于税收目的，几乎所有的商誉都可以扣除。
20
目录
注意事项（续）
补充预备版
以下截至2023年6月30日的三个月和六个月中归属于威廉姆斯公司公司的预计收入和净收益（亏损）的列报方式为墨西哥湾沿岸存储收购已于2023年1月1日完成，而DJ Basin收购和MountainWest收购已于2022年1月1日完成。这些预计金额不一定表示如果收购实际上是在所示日期或期限内发生的实际结果，也不意味着预测未来任何时期或截至任何日期的收入或净收益（亏损）归因于威廉姆斯公司公司。这些金额并未影响交易带来的任何潜在成本节约、运营协同效应或收入增长，也不会影响实现这些成本节约、运营协同效应和收入增长的潜在成本。
截至2023年6月30日的三个月
正如报道的那样
Pro Forma 墨西哥湾沿岸存储
Pro Forma DJ 盆地
Pro Forma 组合
（百万）
收入$2,483 $48 $77 $2,608 
归属于威廉姆斯公司的净收益（亏损）460 19 5 484 
截至2023年6月30日的六个月
正如报道的那样
Pro Forma 墨西哥湾沿岸存储
Pro Forma DJ 盆地
Proforma MountainWest (1)
Pro Forma 组合
（百万）
收入$5,564 $94 $141 $35 $5,834 
归属于威廉姆斯公司的净收益（亏损）1,387 35 8 6 1,436 
(1)不包括自收购之日起的收购期内收购业务的结果，因为这些业绩已包含在报告的金额中。
出售某些墨西哥湾沿岸液体管道
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及相关合同的销售348百万。由于此次出售，我们录得了收益 $129百万美元主要在2023年第三季度用于我们的输电和墨西哥湾板块。收益反映在我们合并损益表中的业务出售收益中。除上述收益外，该处置组的经营业绩在报告期内并不显著。

21
目录
注意事项（续）
附注4 — 收入确认
按类别划分的收入
下表显示了我们按主要服务项目分列的收入：
受监管的州际运输和存储
墨西哥湾中游和存储
东北
中游		西部中游天然气和液化天然气营销服务其他淘汰总计
（百万）
截至2024年6月30日的三个月
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$846 $— $— $— $— $— $(20)$826 
收集、加工、运输、分馏和储存：
金钱方面的考虑— 158 431 401 — — (37)953 
大宗商品对价— 5 (5)18 — — — 18 
其他5 6 23 5 — — (4)35 
服务收入总额851 169 449 424 — — (61)1,832 
产品销售22 19 23 191 922 86 (248)1,015 
与客户签订合同的总收入873 188 472 615 922 86 (309)2847 
其他收入 (1)5 3 11 6 337 2 (1)363 
其他调整 (2)— — — — (968)— 94 (874)
总收入$878 $191 $483 $621 $291 $88 $(216)$2,336 
截至2023年6月30日的三个月
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$826 $— $— $— $— $— $(12)$814 
收集、加工、运输、分馏和储存：
金钱方面的考虑— 109 462 351 — — (45)877 
大宗商品对价— 6 (3)24 — — — 27 
其他5 6 20 4 — — (4)31 
服务收入总额831 121 479 379 — — (61)1,749 
产品销售57 24 28 85 957 83 (188)1,046 
与客户签订合同的总收入888 145 507 464 957 83 (249)2,795 
其他收入 (1)8 3 7 36 627 8 — 689 
其他调整 (2)— — — — (1,079)— 78 (1,001)
总收入$896 $148 $514 $500 $505 $91 $(171)$2,483 
22
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注意事项（续）
受监管的州际运输和存储
墨西哥湾中游和存储
东北
中游		西部中游天然气和液化天然气营销服务其他淘汰总计
（百万）
截至2024年6月30日的六个月
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$1,726 $— $— $— $— $— $(41)$1,685 
收集、加工、运输、分馏和储存：
金钱方面的考虑— 303 875 831 — — (75)1,934 
大宗商品对价— 14 — 34 — — — 48 
其他9 15 47 11 — — (9)73 
服务收入总额1,735 332 922 876 — — (125)3,740 
产品销售47 56 48 439 2,228 194 (566)2,446 
与客户签订合同的总收入1,782 388 970 1,315 2,228 194 (691)6,186 
其他收入 (1)13 6 22 7 1,170 14 (1)1,231 
其他调整 (2)— — — — (2,537)— 227 (2,310)
总收入$1,795 $394 $992 $1,322 $861 $208 $(465)$5,107 
截至2023年6月30日的六个月
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$1,639 $— $— $— $— $— $(23)$1,616 
收集、加工、运输、分馏和储存：
金钱方面的考虑
— 213 884 702 — — (89)1,710 
大宗商品对价— 18 3 42 — — — 63 
其他
9 8 45 6 1 — (8)61 
服务收入总额1,648 239 932 750 1 — (120)3,450 
产品销售79 60 77 175 2,330 185 (442)2,464 
与客户签订合同的总收入1,727 299 1,009 925 2,331 185 (562)5,914 
其他收入 (1)21 7 14 78 2,543 23 — 2,686 
其他调整 (2)— — — — (3,238)— 202 (3,036)
总收入$1,748 $306 $1,023 $1,003 $1,636 $208 $(360)$5,564 
______________________
(1)非来自客户合约的收入主要包括与大宗商品衍生品合约相关的实物产品销售、与我们的大宗商品衍生品合约相关的已实现和未实现损益，这些收益和亏损在合并损益表中的商品衍生品净收益（亏损）、我们为运营股票法投资提供的某些服务而获得的管理费以及与总部大楼相关的租赁收入。
(2)其他调整反映了天然气和液化天然气营销服务风险管理活动的某些成本。由于我们是天然气营销客户的代理人或从事能源交易活动，因此所得收入在合并损益表中扣除这些活动的相关成本后列报。

23
目录
注意事项（续）
合约资产
下表显示了我们的合同资产的对账情况：
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
2024202320242023
（百万）
期初余额$50 $42 $36 $29 
确认的收入超过开具发票的金额40 45 81 88 
已开具发票的最低交易量承诺(23)(31)(50)(61)
期末余额$67 $56 $67 $56 
合同负债
下表显示了我们的合同负债对账：
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
2024202320242023
（百万）
期初余额$1,053 $1,010 $1,081 $1,043 
已收到和延期的付款75 95 117 124 
重要的融资部分2 2 4 4 
已获得（处置）的合同负债——净额— — — 5 
在收入中确认(66)(68)(138)(137)
期末余额$1,064 $1,039 $1,064 $1,039 
剩余的履约义务
剩余的履约义务主要包括我们的天然气管道公司与客户签订的运输合同的合同容量预留费、存储容量合同、包含与我们的中游业务相关的MVC的长期合同以及与海上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而言，剩余的履约义务反映了我们目前在相关合同有效期内的FERC费率中此类服务的费率；但是，这些费率可能会根据FERC批准的未来费率而变化，这些变更的金额和时间目前尚不清楚。
我们的剩余履约义务不包括可变对价，包括具有可变对价的合同，我们选择了切实可行的权宜之计作为对价在账单收入中确认。我们的某些合同包含常青条款和其他续订条款，其期限超过合同的初始期限。截至2024年6月30日的剩余履约义务金额不考虑未行使续约的潜在未来履约义务，也不包括标的设施未获得FERC授权投入使用的客户签订的合同。2024年6月30日之前收到的将在未来期间确认的对价也不包括在我们的剩余履约义务中，而是反映在合同负债中。


24
目录
注意事项（续）
下表列出了截至2024年6月30日，在履行履约义务后预计将确认为收入的合同负债余额以及分配给某些合同下剩余履约义务的交易价格。
合同负债剩余的履约义务
（百万）
2024 (六个月)
$108 $2,007 
2025 (一年)
165 3,815 
2026 (一年)
136 3,562 
2027 (一年)
128 3,070 
2028 (一年)
114 2,496 
此后
413 13,919 
总计$1,064 $28,869 
应收账款
以下是我们的贸易账户和其他应收账款的摘要：
2024年6月30日2023 年 12 月 31 日
（百万）
与客户合同收入相关的应收账款$1,122 $1,292 
衍生品应收账款205 311 
其他应收账款71 52 
贸易账户和其他应收账款
$1,398 $1,655 
附注5 — 所得税准备金（福利）
持续经营所得税的准备金（福利）包括：
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
2024202320242023
（百万）
当前：
联邦$19 $(1)$54 $— 
州4 4 10 4 
23 3 64 4 
已推迟：
联邦90 149 217 386 
州16 23 41 69 
106 172 258 455 
所得税准备金（福利）$129 $175 $322 $459 
截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月和六个月中，总准备金（福利）的有效所得税税率高于联邦法定税率，这主要是由于州所得税的影响。
25
目录
注意事项（续）
附注6 — 债务和银行安排
发行
我们在2024年发行的高级无抵押公共债务如下：
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%
退休
我们在2024年的优先无抵押公共债务退休金情况如下：
退休日期
到期日
金额
费率
（百万）
2024年3月4日2024年3月4日$1,000 4.300%
2024年6月24日
2024年6月24日1,250 4.550%

信贷额度
2024年6月30日
规定容量杰出
（百万）
长期信贷额度 (1)$3,750 $— 
某些双边银行协议下的信用证12 
______________
(1)在管理我们的可用流动性时，我们预计最大未偿还金额不会超过我们的信贷额度，包括商业票据计划下的任何未偿金额。

商业票据计划
2024 年 6 月 30 日，我们有 $631百万张（按面值计算）未偿还的商业票据，加权平均利率为 5.60 低于我们的美元百分比3.5十亿美元商业票据计划。
26
目录
注意事项（续）
附注7 — 公允价值计量和担保
下表按公允价值层次结构中的级别列出了我们的某些重要金融资产和负债。由于这些工具的短期性质，现金和现金等价物、应收账款、应付账款和商业票据的账面价值接近公允价值。因此，下表未列报这些资产和负债。
使用公允价值测量
携带
金额		公平
价值		引用
价格在
活跃
的市场
相同
资产
（第 1 级）		意义重大
其他
可观察
输入
（第 2 级）		意义重大
无法观察
输入
（第 3 级）
（百万）
2024 年 6 月 30 日的资产（负债）：
反复测量：
ARO 信托投资$283 $283 $283 $— $— 
大宗商品衍生资产 (1)109 109 — 55 54 
大宗商品衍生负债 (1)(310)(310)(2)(304)(4)
利率衍生品
22— 2— 
其他披露：
长期债务，包括流动部分(25,632)(24,884)— (24,884)— 
担保(36)(29)— (13)(16)
2023 年 12 月 31 日的资产（负债）：
反复测量：
ARO 信托投资$269 $269 $269 $— $— 
大宗商品衍生资产 (2)310 310 141 112 57 
大宗商品衍生负债 (2)(285)(285)(3)(278)(4)
利率衍生品
66— 6— 
其他披露：
长期债务，包括流动部分(25,713)(25,553)— (25,553)— 
担保(37)(28)— (12)(16)
(1)商品衍生资产和负债不包括美元143 第一级的净现金抵押品为百万美元。
(2)商品衍生资产和负债不包括美元2第一级的净现金抵押品为百万美元。
公允价值方法
我们在估算金融工具的公允价值时使用以下方法和假设：
定期按公允价值计量的资产
ARO信托投资：Transco根据其利率案例和解将其收取的利率的一部分存入专门为未来资产报废债务（ARO）提供资金的外部信托（ARO Trust）。ARO Trust投资于活跃交易的共同基金投资组合，这些基金根据活跃市场的报价定期按公允价值计量，并在我们的合并资产负债表中的监管资产、递延费用和其他方面进行报告。已实现和未实现的损益最终都记录为监管资产或负债。
27
目录
注意事项（续）
大宗商品衍生品：大宗商品衍生品包括交易所交易合约和场外交易（OTC）合约，它们由实物远期、期货和定期按公允价值计量的掉期合约组成。我们还有与资产管理协议和其他需要实物交割的合约相关的其他衍生品。归类为1级的衍生品使用纽约商品交易所（NYMEX）期货价格进行估值。归类为二级的衍生品使用基础交易进行估值，基础交易代表将天然气从纽约商品交易所交付点运输到合约交付点的成本。这些交易基于通过电子交易平台或直接从经纪人那里获得的报价。归类为 3 级的导数使用可观测和不可观测输入的组合进行估值。公允价值金额按净额列报，反映了我们的主净额结算安排条款允许的资产和负债头寸的净额结算，以及我们在保证金账户中为抵押某些衍生头寸而收到或汇出的存款现金的净额。大宗商品衍生资产在衍生资产和监管资产、递延费用以及我们的合并资产负债表中列报。大宗商品衍生负债在衍生负债和监管负债、递延收益以及我们的合并资产负债表中列报。我们的衍生资产和负债公允价值的变化记录在合并损益表中的商品衍生品净收益（亏损）和净加工大宗商品支出中。有关我们衍生品的更多信息，请参阅附注8——大宗商品衍生品。
利率衍生品：2023年12月31日，我们举行了远期起始利率互换协议，名义金额总额为美元1.15十亿。2024 年 1 月，我们终止了其中某些协议，总额为 $750百万的名义价值与长期债务的发行相吻合（见附注6——债务和银行安排）。在截至2024年6月30日的六个月中，我们签订了总额为美元的新协议200百万的名义价值。这些衍生品的公允价值是通过考虑远期利率和协议条款的贴现现金流确定的，并得到交易对手估值的证实，并被归类为二级衡量标准。我们将这些衍生品指定为现金流套期保值，以减少未来债务发行的利率敞口。这些衍生工具的收益和亏损作为AOCI的一个组成部分反映出来，在互换协议终止后，作为我们合并收益表中利息支出的一部分，摊销为相关债务期限内的收益。这些远期起始利率互换在我们的合并资产负债表中的衍生资产和衍生负债中报告。
其他公允价值披露
长期债务，包括流动部分：我们长期债务的披露公允价值主要由市场方法确定，使用经纪商报价的指示性期末债券价格。报价基于我们的债务或类似工具在不太活跃的市场中可观察到的交易。与我们的道尔顿、Leidy South和Atlantic Sunrise项目相关的融资义务的公允价值，以及与RmM收购和墨西哥湾沿岸存储收购相关的延期对价债务（见附注3——收购和资产剥离），均包含在长期债务中，都是使用收益法确定的。
担保：担保主要包括我们在以前的通信子公司威廉姆斯通信集团有限公司（WilTel）不付款的情况下提供的担保，该担保期至2042年。担保还包括与已处置业务相关的赔偿。
为了估算WilTel担保的公允价值，使用收入法将估计的违约率应用于未来合同租赁付款的总额。估计的违约率是通过根据WilTel当前所有者的信用评级和标的债务期限获得发行人加权的平均累计违约率来确定的。默认利率由穆迪投资者服务公司发布。WilTel担保的账面价值在我们的合并资产负债表中的应计负债和其他流动负债中报告。最大潜在未贴现流动性敞口约为 $22 截至 2024 年 6 月 30 日，为百万人。在WilTel债务的剩余期限内，我们的风险敞口将系统性地下降。
与处置业务相关的赔偿相关的担保的公允价值是使用收入方法估算的，该方法考虑了未来潜在水平的概率加权情景
28
目录
注意事项（续）
性能。赔偿条款不限制与担保相关的未来可能支付的最大金额。该担保的账面价值在我们的合并资产负债表中列报了监管负债、递延收益和其他内容。
我们的循环信贷协议要求我们向贷款人补偿贷款人应从应付给贷款人的款项中预扣的某些税款以及贷款人缴纳的某些税款。这些补偿项下未来的最大潜在还款额基于相关的借款，目前无法确定此类未来还款额。除非受到基本税收法规的限制，否则这些补偿通常会无限期地持续下去 不 账面价值。我们从未被要求履行这些赔偿，目前也没有指望将来会提出索赔。
附注8 — 大宗商品衍生品
我们面临大宗商品价格风险。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约，这些合约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。衍生工具在我们的合并资产负债表中按公允价值确认为资产或负债，由交易对手按净额列报，扣除保证金存款。有关其他公允价值信息，请参阅附注7——公允价值计量和担保。在我们的合并现金流量表中，已结算商品衍生品的任何现金影响均记录为经营活动。
我们进入大宗商品衍生品是为了经济地对冲天然气、液化天然气和原油的风险敞口，并保留价格变动的敞口，在动荡的能源市场中，价格变动可能是重大的，可能会对我们的经营业绩产生不利影响。
截至2024年6月30日，我们的大宗商品衍生品合约的净多头（空头）头寸的名义交易量如下：
大宗商品计量单位净多头（空头）头寸
指数风险天然气mmBTU886,109,134
中央枢纽风险-Henry Hub天然气mmBTU(81,136,597)
基础风险天然气mmBTU(28,533,844)
中央枢纽风险-Mont Belvieu液化天然气桶(1,929,000)
基础风险液化天然气桶(300,000)
中央枢纽风险-WTI原油桶(240,000)
大宗商品衍生品财务报表介绍
出于会计目的未被指定为套期保值工具的大宗商品衍生品的公允价值反映如下：
6月30日
2024		十二月三十一日
2023
大宗商品衍生品类别
资产（负债）资产（负债）
（百万）
当前$464 $(500)$623 $(496)
非当前223 (388)243 (345)
商品衍生品总量
$687 $(888)$866 $(841)
交易对手和抵押品净额抵消(420)563 (552)554 
我们的合并资产负债表中确认的金额$267 $(325)$314 $(287)
29
目录
注意事项（续）
出于会计目的，大宗商品衍生品未被指定为套期保值工具，其税前影响反映在我们的合并收益表中，如下所示：
收益（损失）
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
2024202320242023
（百万）
总收入中商品衍生品的净收益（亏损）：
已实现
$(5)$3 $81 $177 
未实现
(124)112 (219)444 
$(129)$115 $(138)$621 
净加工商品费用中商品衍生品的净收益（亏损）：
已实现
$(1)$1 $(5)$(3)
未实现
(7)(29)(4)(34)
$(8)$(28)$(9)$(37)
大宗商品衍生品的净收益（亏损）总额
$(137)$87 $(147)$584 
特遣队特征
通常，抵押品可以以父母担保、信用证或现金的形式提供。如果需要抵押品，则为收回现金抵押品的权利或返还现金抵押品的义务而确认的公允价值金额将与确认的由同一交易对手执行的衍生品的公允价值金额相抵消。
我们有特定的贸易和信贷合同，其中包含最低信用评级要求。如果我们的信用评级下调至非投资级状态，这些信用评级要求通常赋予交易对手暂停或终止信贷的权利。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交易。截至2024年6月30日，信用评级下调至非投资级别时合同要求的抵押品为美元15 百万。
我们在某些交易所的经纪人或清算所开设账户，以促进金融衍生品交易。根据这些账户中头寸的价值和相关的保证金要求，我们可能需要向这些账户存入现金。截至2024年6月30日，经纪商保证金账户中存入的净现金抵押品为美元143 百万。
附注9——突发事件
特许权使用费问题
我们的某些客户，包括切萨皮克能源公司（切萨皮克），在各种诉讼中被点名，指控少付特许权使用费，并声称违反了反垄断法和《受敲诈勒索影响和腐败组织法》等。在宾夕法尼亚州提起的某些案件中，我们还被指定为被告，原因是有人指控我们不当参与切萨皮克导致所谓的少付特许权使用费。我们认为，所提出的索赔受切萨皮克欠我们的赔偿义务的约束，这些义务在切萨皮克的破产程序中幸存下来。在破产之前，切萨皮克达成和解，解决了宾夕法尼亚州几乎所有未决的特许权使用费案件。在破产待决期间，对该和解进行了重新谈判。该和解协议适用于切萨皮克和我们，不需要我们提供任何捐款。2021年8月23日，在破产法院移交美国德克萨斯州南区地方法院后，法院批准了和解协议。两名反对者向美国第五巡回上诉法院提起上诉。2023 年 6 月 8 日，上诉法院撤销
30
目录
注意事项（续）
和解获得批准，并发回美国德克萨斯州南区地方法院，并指示以缺乏管辖权为由驳回和解程序。2023年8月31日，破产法院下达命令，认定和解协议无效。某些原告已向美国宾夕法尼亚州中区地方法院提交了驳回其在2021年2月8日之前提出的对切萨皮克的索赔的通知。该通知指出，原告没有公布对包括我们在内的其他被告的索赔，也没有公布2021年2月9日之后提出的针对切萨皮克的索赔。我们仍然认为，对我们的索赔受切萨皮克应承担的赔偿义务的约束。
环境问题
我们参与了处于不同阶段的某些环境活动，包括评估研究、清理行动和/或某些场地的补救过程，其中一些活动目前不归我们所有。我们正在与其他潜在责任方、美国环境保护署 (EPA) 或其他政府机构协调努力，对这些场地进行监测。在其中一些活动中，我们与无关的第三方共同承担连带责任，对其他活动承担全部责任。我们的某些子公司已被确定为各个超级基金和州废物处理场所的潜在责任方。此外，根据环境法，这些子公司已经承担或据称已经承担了各种其他危险材料的清除或补救义务。截至2024年6月30日，我们的应计负债总额为美元43 百万美元用于这些事项，如下所述。对最可能的清理成本的估算通常基于已完成的评估研究、初步研究结果或我们在其他类似清理行动中的经验。截至2024年6月30日，某些评估研究仍在进行中，最终结果可能会对最可能的成本得出不同的估计。因此，产生的实际成本将取决于在这些地点发现的最终污染量、类型和程度，美国环保局或其他政府机构规定的最终清理标准以及其他因素。
EPA和各州监管机构定期提出和颁布新规则，并发布对现有规则的最新指南。这些规则制定包括但不限于往复式内燃机和内燃机涡轮机最大可实现的控制技术规则、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新的和现有来源性能标准的规则。我们会持续监控这些监管变化以及它们可能如何影响我们的运营。新法规或修改后的法规的实施可能会对我们的运营造成影响，并增加不动产、厂房和设备的增建成本——在受影响地区新建和现有设施的合并资产负债表中均为净值；但是，由于监管机构对最终规则内容和适用时间表的不确定性，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与某些设施和地点相关的多氯联苯、汞和其他有害物质的修复和监测活动。这些活动涉及美国环保局和各州环境当局，导致我们在超级基金的各个废物处理场被确定为潜在的责任方。截至2024年6月30日，我们的应计负债为美元12 百万美元用于这些费用，预计将收回约美元4百万通过费率。
我们还累积天然气地下储存设施的环境修复成本，主要与土壤和地下水污染有关。截至2024年6月30日，我们的应计负债总额为美元6 百万美元用于支付这些费用。
以前的业务
我们对不再经营的资产和业务负有潜在的义务。这些潜在的义务包括在联邦和州环境当局的指导下开展补救活动，以及对其中某些资产和企业的购买者的环境和其他负债进行赔偿
31
目录
注意事项（续）
在销售完成时已存在。截至2024年6月30日，我们的应计环境负债为美元25 百万与这些问题有关。
其他资产剥离赔偿
根据与被剥离的业务和资产相关的各种买卖协议，我们已赔偿某些买方因从我们手中收购的业务和资产而可能承担的责任。向买方提供的赔偿是销售交易中的惯例，视购买者承担的负债而定，而这些负债无法从第三方收回。
截至2024年6月30日，除先前披露的内容外，我们没有发现任何涉及上述赔偿的重大索赔。将来对我们提出的任何赔偿索赔都可能对我们在提出索赔期间的经营业绩产生重大的不利影响。
除上述内容外，针对我们的其他各种业务附带诉讼尚待审理，预计这些诉讼都不会对我们预期的未来年度经营业绩、流动性和财务状况产生实质性影响。
摘要
我们已经披露了上述某些事项的合理可能损失的估计范围，以及我们无法合理估计可能损失范围的所有重大事项。我们估计，对于我们能够合理估计损失范围的所有其他事项，除应计金额外，我们合理可能的损失总额对我们预期的未来年度经营业绩、流动性和财务状况无关紧要。这些计算是在没有考虑任何可能从第三方获得的回报的情况下进行的。
附注10 — 分部披露
我们应报告的细分市场是输电和墨西哥湾、东北天然气和石油天然气营销服务、西部地区以及天然气和液化天然气营销服务。所有剩余的业务活动都包含在 “其他” 中。（参见注释 1 — 概述、业务描述和陈述基础。）
性能测量
我们根据修改后的息税折旧摊销前利润评估细分市场的经营业绩。该指标是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应报告的细分市场之间分配资源时使用的主要绩效衡量标准。分部间服务收入主要代表向我们的营销业务提供的运输服务以及向我们的石油和天然气资产提供的采集服务。细分市场间产品销售主要是指从我们的天然气加工厂和我们的石油和天然气资产向我们的营销业务出售天然气和液化天然气。
我们将修改后的息税折旧摊销前利润定义如下：
•之前的净收益（亏损）：
◦来自已终止业务的收入（亏损）；
◦所得税准备金（福利）；
◦利息支出；
◦股权收益（亏损）；
◦其他投资收益（亏损）——净额；
◦折旧和摊销费用；
◦与非监管业务的资产报废义务相关的增值费用；
32
目录
注意事项（续）
•对该衡量标准进行了进一步调整，以包括根据上述定义计算的股票法投资中我们在修改后的息税折旧摊销前利润中所占的比例份额（基于所有权利息）。
作为修改后息税折旧摊销前利润组成部分的重要非现金项目可能包括总收入中大宗商品衍生品的未实现净收益（亏损）、天然气和液化天然气营销板块净加工商品支出中大宗商品衍生品的未实现净收益（亏损）、产品销售和产品成本中与降低成本或净可实现价值调整相关的费用，以及其他（收入）支出中某些资产的减值——净营业收入（亏损）。
下表反映了我们的合并损益表中报告的修改后息税折旧摊销前利润与净收益（亏损）的对账情况：
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
2024202320242023
（百万）
按细分市场调整后的息税折旧摊销前利润
输电和墨西哥湾$808 $731 $1,637 $1,446 
东北 G&P481 515 985 985 
西方318 312 645 616 
天然气和液化天然气营销服务
(126)68 (25)635 
可报告的细分市场总数
1,481 1,626 3,242 3,682 
其他业务活动的经修改的息税折旧摊销前利润
47 41 123 115 
1,528 1,667 3,365 3,797 
与非监管业务的资产报废义务相关的增值费用(21)(14)(39)(29)
折旧和摊销费用(540)(515)(1,088)(1,021)
股权收益（亏损）147 160 284 307 
其他投资收益（亏损）——净额18 13 42 21 
股票法投资的按比例修改后的息税折旧摊销前利润(238)(249)(466)(478)
利息支出(339)(306)(688)(600)
（准备金）所得税补助金(129)(175)(322)(459)
来自已终止业务的收入（亏损）— (87)— (87)
净收益（亏损）$426 $494 $1,088 $1,451 
33
目录
注意事项（续）
下表反映了我们的合并损益表中报告的分部收入与总收入的对账情况：
输电和墨西哥湾
东北 G&P西方天然气和液化天然气营销服务 (1)其他淘汰总计
（百万）
截至2024年6月30日的三个月
分部收入：
服务收入
外部
$999 $462 $372 $— $4 $—$1,837 
内部
24 3 35 — — (62)—
服务收入总额
1,023 465 407 — 4 (62)1,837 
总服务收入——大宗商品对价5 (5)18 — — — 18 
产品销售
外部
25 5 34 508 38 —610 
内部
15 18 157 (85)48 (153)—
产品总销售额40 23 191 423 86 (153)610 
大宗商品衍生品的净收益（亏损）
已实现— — 5 (33)23 — (5)
未实现— — — (99)(25)— (124)
大宗商品衍生品的净收益（亏损）总额 (2)
— — 5 (132)(2)— (129)
总收入$1,068 $483 $621 $291 $88 $(215)$2,336 
截至2023年6月30日的三个月
分部收入：
服务收入
外部
$933 $480 $330 $— $5 $—$1,748 
内部
23 9 28 — — (60)—
服务收入总额
956 489 358 — 5 (60)1,748 
总服务收入——大宗商品对价6 (3)24 — — — 27 
产品销售
外部
57 11 10 487 28 —593 
内部
22 17 75 (60)55 (109)—
产品总销售额79 28 85 427 83 (109)593 
大宗商品衍生品的净收益（亏损）
已实现1 — 33 (45)14 — 3 
未实现— — — 123 (11)— 112 
大宗商品衍生品的净收益（亏损）总额 (2)
1 — 33 78 3 — 115 
总收入$1,042 $514 $500 $505 $91 $(169)$2,483 
34
目录
注意事项（续）
输电和墨西哥湾
东北 G&P西方天然气和液化天然气营销服务 (1)其他淘汰总计
（百万）
截至2024年6月30日的六个月
分部收入：
服务收入
外部
$2,028 $937 $769 $— $8 $—$3,742 
内部
44 7 75 — — (126)—
服务收入总额
2,072 944 844 — 8 (126)3,742 
总服务收入——大宗商品对价14 — 34 — — — 48 
产品销售
外部
55 7 106 1,215 72 —1,455 
内部
46 41 333 (205)122 (337)—
产品总销售额101 48 439 1,010 194 (337)1,455 
大宗商品衍生品的净收益（亏损）
已实现— — 5 48 28 — 81 
未实现— — — (197)(22)— (219)
大宗商品衍生品的净收益（亏损）总额 (2)
— — 5 (149)6 — (138)
总收入$2,187 $992 $1,322 $861 $208 $(463)$5,107 
截至2023年6月30日的六个月
分部收入：
服务收入
外部$1,848 $923 $662 $1 $8 $—$3,442 
内部48 20 52 — — (120)—
服务收入总额
1,896 943 714 1 8 (120)3,442 
总服务收入——大宗商品对价18 3 42 — — — 63 
产品销售
外部81 19 29 1,263 46 —1,438 
内部53 58 146 (161)139 (235)—
产品总销售额134 77 175 1,102 185 (235)1,438 
大宗商品衍生品的净收益（亏损）
已实现1 — 72 72 32 — 177 
未实现— — — 461 (17)— 444 
大宗商品衍生品的净收益（亏损）总额 (2)
1 — 72 533 15 — 621 
总收入$2,049 $1,023 $1,003 $1,636 $208 $(355)$5,564 
______________
(1)由于我们是天然气营销客户的代理人或从事能源交易活动，因此所得收入是扣除这些活动的相关成本后列报的。
(2)我们按公允价值记录符合大宗商品衍生品条件的交易，公允价值的变动在变动期内确认收益，归类为未实现收益或亏损。为能源交易目的持有的商品衍生品的收益和亏损按净收入列报。
35
目录
注意事项（续）
注 11 — 后续事件
探索收购
截至 2023 年 12 月 31 日，我们拥有一台 60 Discovery的百分比权益，我们将其计为股票法投资。2024 年 8 月 1 日，我们完成了对剩余部分的收购 40 Discovery以及某些其他资产的权益百分比，价格为美元170百万，视营运资金和收盘后调整而定。通过收购这笔额外权益，我们获得了控制权，并将整合Discovery。此次收购的目的是扩大我们在墨西哥湾地区的收集、加工和运输业务。收购的资产、产生的收购相关成本以及实现的经营业绩将包含在我们的输电和墨西哥湾板块中。由于最近的时机，在提交申请时尚未公布该交易的初始收购价格。
出售 Aux Sable 权益
同样在2024年8月1日，我们完成了对Aux Sable Liquid Products Inc.、Aux Sable Liquid Products LP和Aux Sable Midstream LLC（统称为 “Aux Sable”）的股票法投资的出售，总对价为美元160百万。由于此次出售，我们预计东北天然气和生产板块将在2024年第三季度实现增长。
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目录
第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
普通的
我们是一家能源公司，致力于成为基础设施的领导者，这些基础设施能够安全地交付天然气产品，为清洁能源经济提供可靠的燃料。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容量，从而创造价值。我们的天然气管道业务的州际输送和储存活动受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，以及司法设施和会计的扩展、扩建或放弃等都受到监管。费率主要通过FERC的费率制定流程确定，但我们也可以根据我们的费率和FERC政策的条款与客户协商费率。大宗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按运输费率收取的公司运力预留费用来收回的。
我们中游运营的持续战略是安全可靠地运营大型中游基础设施，使我们的资产得到充分利用并降低单位成本。我们致力于通过为客户提供高度可靠的服务来持续吸引新业务。这些服务包括天然气收集、加工、处理、压缩和储存、液化天然气分馏、运输和储存、原油生产处理和运输，以及液化天然气、原油和天然气的营销服务。
根据我们的首席运营决策者评估业绩和分配资源的方式，我们的业务在以下可报告的细分市场中开展、管理和呈现：墨西哥湾输电与输电、东北天然气和石油化工、西部以及天然气和液化天然气营销服务。所有剩余的业务活动，包括我们的上游业务和公司活动，都包含在 “其他” 中。我们的应报告的细分市场包括以下业务活动：
•Transmission & Gulf of Of Mexico由我们的州际天然气管道、Transco、西北管道和MountainWest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，包括Gulfstar One51％的权益，对湾流的50％股权法投资，以及对Discovery的60％股权法投资（见附注11——后续投资）活动）。输电和墨西哥湾还包括在德克萨斯州北部以及在路易斯安那州和密西西比州提供与2024年1月墨西哥湾沿岸储存收购相关的服务的天然气储存设施和管道（见附注3——收购和资产剥离）。
•东北G＆P包括我们在马塞勒斯页岩地区（主要位于宾夕法尼亚州和纽约州）以及俄亥俄州东部的尤蒂卡页岩地区的中游采集、加工和分馏业务，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的65％权益，在俄亥俄州运营的Cardinal的66％权益，对劳雷尔山的69％股权投资，50％ 对Blue Racer和阿巴拉契亚中游投资的股票法投资。
•西部包括我们在科罗拉多州和怀俄明州的洛基山地区、德克萨斯州中北部的巴尼特页岩地区、德克萨斯州南部的伊格尔福特页岩地区、德克萨斯州东部和路易斯安那州西北部的海恩斯维尔页岩地区、包括阿纳达科和二叠纪盆地在内的中部大陆地区以及科罗拉多州DJ盆地（包括以前的50％股票法投资）其中我们于 2023 年 11 月收购了剩余的所有权权益（见附注 3 — 收购和资产剥离）。该细分市场还包括我们的液化天然气储存设施、堪萨斯州康威附近一座液化天然气分馏厂50％的不可分割权益以及对OPPL的50％股权法投资。
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目录
管理层的讨论和分析（续）
•天然气和液化天然气营销服务由我们的液化天然气和天然气营销和交易业务组成，其中包括风险管理和与战略定位资产上天然气和液化天然气的储存和运输相关的交易。
除非另有说明，否则以下对经营业绩、财务状况和流动性的讨论和分析与我们当前的持续经营有关，应与本10-Q表的合并财务报表及其附注以及2024年2月21日截至2023年12月31日止年度的10-k表年度报告一起阅读。
分红
2024年6月，我们定期派发每股0.4750美元的季度股息。
截至2024年6月30日的六个月概述
截至2024年6月30日的六个月中，归属于威廉姆斯公司公司的净收益（亏损）与截至2023年6月30日的六个月相比减少了3.54亿美元。关于我们业绩的进一步讨论见本报告的经营业绩。
最近的事态发展
扩建项目更新
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，该项目旨在扩展 Transco 现有的天然气输送系统，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交付点的增量企业运输能力。我们在2023年第四季度将大约一半的项目投入使用，并于2024年8月将该项目的其余部分投入使用。该项目将产能增加了829万吨/日。
2024年7月30日，哥伦比亚特区巡回上诉法院批准了对FERC批准该项目的命令进行复审的申请，撤销了此类命令并将此事发回联邦调查委员会采取适当行动。法院的裁决要等到法院发布授权后才能生效（预计最早要到2024年9月中旬才能生效），因此该裁决不会对项目或通过项目能力提供的服务产生直接影响。我们将采取必要的法律和监管行动，确保项目容量继续可用，不间断地满足客户的需求。
收购和资产剥离
探索收购
截至2023年12月31日，我们拥有Discovery60％的权益，我们将其计为股票法投资。2024年8月1日，我们完成了对Discovery剩余40％权益以及某些其他资产的收购，价格为1.7亿美元，但须视营运资金和收盘后调整而定。通过收购这笔额外权益，我们获得了控制权，并将整合Discovery。此次收购的目的是扩大我们在墨西哥湾地区的收集、加工和运输业务。收购的资产、产生的收购相关成本以及实现的经营业绩将包含在我们的输电和墨西哥湾板块中（见附注11——后续事件）。
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目录
管理层的讨论和分析（续）
出售 Aux Sable 权益
同样在2024年8月1日，我们完成了对Aux Sable股票法投资的出售，总对价为1.6亿美元。由于此次出售，我们预计东北天然气和生产板块将在2024年第三季度实现增长（见附注11——后续事件）。
墨西哥湾沿岸存储收购
2024年1月3日，我们完成了以19.5亿美元的价格从Hartree Partners LP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100％。据墨西哥输电和墨西哥湾板块报道，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。墨西哥湾沿岸存储收购的资金来自手头现金和1亿美元的递延对价（见附注3——收购和资产剥离）。
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天然气和天然气产品的大量供应所创造的机会。我们通过将对清洁燃料和原料不断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来实现这一目标。我们将继续保持对安全、环境管理的坚定承诺，包括为可再生能源企业、卓越运营和客户满意度寻求机会。我们相信，实现这些目标将使我们能够为客户提供安全、可靠的清洁能源服务，并为股东带来丰厚的回报。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的墨西哥湾沿岸仓储和DJ Basin的收购。我们还预计，输电和墨西哥湾扩建项目（包括区域能源供应项目）以及我们的采集和加工业务每年基于通货膨胀的利率增长将带来增长。这些增长被预期天然气和液化天然气营销服务业绩的下降、2023年西方未实现的套期保值收益以及与预期大宗商品价格环境下降相关的主要阿巴拉契亚和海恩斯维尔盆地的预期交易量下降所部分抵消。

我们力求保持强劲的财务状况和流动性，并管理安全、清洁和可靠的能源基础设施资产的多元化投资组合，这些资产将继续为美国的关键增长市场和供应盆地提供服务。2024年，我们的增长资本和投资支出预计将从14.5亿美元到17.5亿美元不等，不包括收购。2024年的增长资本支出主要包括Transco的扩张，所有这些扩张都与公司运输协议签订了全面合同，支持海恩斯维尔盆地增长的项目以及支持东北天然气和生产业务的项目。我们还希望将资本投资于我们的其他商业企业。除了增长资本和投资支出外，我们还将继续致力于维护资产以实现安全可靠运营的项目，以及减少排放和履行法律、监管和/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：
•全球衰退，可能导致金融市场和大宗商品价格下滑，并影响对天然气和相关产品的需求；
•反对和影响我们的基础设施项目的法规，包括延迟或拒绝我们项目所需的许可和批准的风险；
•交易对手的信用和绩效风险；
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目录
管理层的讨论和分析（续）
•资本支出意外大幅增加或资本项目执行延迟，包括通货膨胀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，这可能会对采集和处理量产生负面影响；
•对天然气和天然气产品的需求低于预期，这可能导致销量、能源商品价格和利润率低于预期；
•总体经济、金融市场或行业低迷，包括通货膨胀和利率上升；
•设施的物理损失，包括与天气有关的事件对海上设施的损坏；
•第一部分第1A项中规定的其他风险。我们于2024年2月21日向美国证券交易委员会提交的截至2023年12月31日止年度的10-k表年度报告中的风险因素，第二部分第1A项的披露可能会作为补充。后续10-Q表季度报告中的风险因素。
扩建项目
我们正在进行的主要扩建项目包括以下内容：
输电和墨西哥湾
深水雪兰多厄项目
2021 年 6 月，我们与两个第三方达成协议，提供海上天然气收集和运输服务以及陆上天然气处理服务。该项目通过一条从雪兰多厄平台到Discovery现有基斯利峡谷连接管道的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，在路易斯安那州拉罗斯增加了陆上处理设施以处理预期的丰富雪兰多厄产量，液化天然气将在路易斯安那州的Discovery天堂工厂进行分馏和销售。我们计划在2025年第二季度将该项目投入使用。
深水鲸鱼项目
2021 年 8 月，我们与两个第三方达成协议，提供海上天然气收集和原油运输服务以及陆上天然气处理服务。该项目通过一条从Whale平台到现有Perdido天然气管道的26英里天然气横向管道扩展了我们现有的墨西哥湾西部海上基础设施，并在我们现有的交界平台上增加了一条从Whale平台到我们现有的125英里的新石油管道。我们计划在2024年第四季度将该项目投入使用。
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 现有的天然气输送系统，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交付点的增量企业运输能力。假设及时获得所有必要的监管批准，我们计划最早在2024年第四季度将该项目投入使用。该项目预计将使产能增加423百万吨/日。
德克萨斯州至路易斯安那州能源
2024年1月，我们获得了FERC对该项目的批准，该项目涉及扩建Transco现有的天然气输送系统，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交付点的稳定的运输能力。假设及时获得所有必要的监管批准，我们计划最早在2025年第一季度将该项目投入使用。该项目预计将
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目录
管理层的讨论和分析（续）
通过增加运力、将可中断运力转换为公司和利用现有运力相结合，提供每天 364 Mdth/d 的新公司运输服务。
东南能源连接器
2023 年 11 月，我们获得了 FERC 对该项目的批准，该项目涉及扩展 Transco 现有的天然气输送系统，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交付点的增量企业运输能力。假设及时获得所有必要的监管批准，我们计划在2025年第二季度将该项目投入使用。该项目预计将使产能增加每天 150 Mdth/d。
联邦能源连接器
2023 年 11 月，我们获得了 FERC 对该项目的批准，该项目涉及扩展 Transco 现有的天然气输送系统，以增加弗吉尼亚州的企业运输能力。假设及时获得所有必要的监管批准，我们计划最早在2025年第四季度将该项目投入使用。该项目预计将使产能增加每天 105 Mdth/d。
阿拉巴马州乔治亚连接器
2024 年 3 月，我们获得了 FERC 对该项目的批准，该项目涉及扩展 Transco 现有的天然气输送系统，为我们在阿拉巴马州的 85 号站集合点向佐治亚州的客户提供增量企业运输能力。假设及时获得所有必要的监管批准，我们计划最早在2025年第四季度将该项目投入使用。该项目预计将使产能增加64兆塔赫/日。
加强东南地区的供应
我们计划最早在2024年第三季度向FERC提交该项目的申请，该项目涉及扩建Transco现有的天然气输送系统，以提供从弗吉尼亚州的接收点到弗吉尼亚州、北卡罗来纳州、南卡罗来纳州、乔治亚州和阿拉巴马州的交付点的增量公司运输能力。假设及时获得所有必要的监管批准，我们计划最早在2027年第四季度将该项目投入使用。该项目预计将使产能增加1,592百万吨/日。
吉利斯·韦斯特
我们计划最早在2024年第四季度向FERC提交该项目的事先通知申请，其中包括扩建Transco现有的天然气输送系统，以提供从路易斯安那州接收点到德克萨斯州交货点的增量公司运输能力。假设及时获得所有必要的监管批准，我们计划最早在2025年第四季度将该项目投入使用。该项目预计将使产能增加115兆塔赫/日。
Overthrush 西行压缩扩展
2023年11月，我们向FERC提交了该项目的申请，该项目涉及扩建MountainWest现有的天然气输送系统，以提供从怀俄明州瓦姆萨特的多个收货点到怀俄明州奥帕尔交付点的增量企业运输能力。假设及时获得所有必要的监管批准，我们计划最早在2025年第四季度将该项目投入使用。该项目预计将使产能增加325百万吨/日。
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管理层的讨论和分析（续）
东北 G&P
红衣主教聚会扩展包
我们与第三方签订了协议，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 英里的集水管道和相关的增量压缩。该系统建成后，将增加125 mmcf/d的增量容量，并将为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。
西方
路易斯安那能源门户
2024年8月，我们开始了新的天然气收集资产的建设活动，预计这些资产将收集海恩斯维尔页岩盆地生产的18亿立方英尺/日的天然气，用于输送到高端市场，包括Transco、工业市场以及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。
海恩斯维尔集会扩展
2023年2月，我们宣布与第三方达成协议，以促进海恩斯维尔盆地天然气产量的增长。我们计划建造一个绿地采集系统，以支持第三方26,000英亩的捐款。该系统建成后，将向第三方提供天然气收集服务。第三方还同意对我们的路易斯安那能源网关项目作出长期产能承诺。该项目预计将于2025年第二季度投入使用。
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管理层的讨论和分析（续）
运营结果
合并概述
下表和讨论是我们截至2024年6月30日的三个月和六个月的合并经营业绩与截至2023年6月30日的三个月和六个月的合并经营业绩的摘要，应与各分部的经营业绩一起阅读，正如本综合概述讨论后进一步详细讨论的那样。
三个月已结束
6月30日
更改*
六个月已结束
6月30日		更改*
 20242023
$
%
20242023$%
 
（百万美元）
（百万美元）
收入：
服务收入$1,837$1,748+89+5%$3,742$3,442+300+9%
产品销售和服务收入——大宗商品对价628620+8+1%1,5031,501+2—%
大宗商品衍生品的净收益（亏损）(129)115-244NM(138)621-759NM
总收入2,3362,4835,1075,564
成本和支出：
产品成本和净加工商品费用441465+24+5%9721,072+100+9%
运营和维护费用522481-41-9%1,033944-89-9%
折旧和摊销费用540515-25-5%1,0881,021-67-7%
销售费用、一般费用和管理费用164161-3-2%350337-13-4%
其他（收入）支出——净额(27)(9)+18+200%(44)(40)+4+10%
成本和支出总额1,6401,6133,3993,334
营业收入（亏损）6968701,7082,230
股权收益（亏损）147160-13-8%284307-23-7%
其他投资收益（亏损）——净额1813+5+38%4221+21+100%
利息支出(339)(306)-33-11%(688)(600)-88-15%
其他收入（支出）— 净额3319+14+74%6439+25+64%
所得税前收入（亏损）
5557561,4101,997
减去：所得税准备金（福利）
129175+46+26%322459+137+30%
来自持续经营的收入（亏损）4265811,0881,538
来自已终止业务的收入（亏损）—(87)+87+100%—(87)+87+100%
净收益（亏损）4264941,0881,451
减去：归属于非控股权益的净收益2534+9+26%5564+9+14%
归属于威廉姆斯公司的净收益（亏损）$401$460-59-13%$1,033$1,387-354-26%
_______
* + = 有利变化；-= 不利变化；Nm = 由于符号变化、零值分母或百分比变化大于 200，因此百分比计算没有意义。
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管理层的讨论和分析（续）
截至2024年6月30日的三个月，而截至2023年6月30日的三个月
服务收入的增长主要是由于2023年11月我们西部板块的DJ盆地收购和2024年1月对输电和墨西哥湾板块的墨西哥湾沿岸储存收购（见附注3——收购和资产剥离），以及与输电和墨西哥湾板块扩建项目相关的收入增加；部分被我们的东北G＆P和西部分部集装量的减少所抵消。
产品销售和服务收入的净总和——大宗商品对价、产品成本和净加工大宗商品费用，以及与产品销售和可申报细分市场的加工厂收缩天然气购买相关的大宗商品衍生品的已实现净损益，构成了我们的大宗商品利润率。服务收入-商品对价是指我们因提供的加工服务而以商品形式收到的付款。这些大宗商品大部分在加工当月内出售，并被产品成本和净加工商品费用所抵消。与我们的上游业务相关的产品销售额和大宗商品衍生品的已实现净损益之和构成已实现产品净销售额。
产品销售和服务收入——大宗商品对价的增长主要包括：
•天然气净销售和购买量的增加，部分被较低的净价格所抵消；
•液化天然气市场销售额的增加主要是由于非乙烷价格的上涨，但部分被乙烷产量和价格的下降所抵消；部分被抵消
•降低系统管理气体销量。
由于我们是天然气营销客户的代理商，因此我们的天然气营销产品销售额是扣除天然气和液化天然气营销服务部门内这些活动的相关成本后列报的。
大宗商品衍生品的净收益（亏损）包括衍生工具的已实现和未实现损益，反映在总收入中，主要反映在我们的天然气和液化天然气营销服务和西部板块以及其他（见附注8——大宗商品衍生品）中。
由于对冲基础运输和存储容量投资组合以及上游相关生产的部分经济价值的衍生品所需的公允价值核算，我们的收益波动很大。但是，未实现的公允价值计量收益和损失通常会被标的生产或运输和储存能力合同的经济价值的估值变化所抵消，这些合同直到标的交易发生后才能确认。
产品成本和净加工商品费用的减少主要包括：
•降低系统管理气体购买量；部分抵消了
•非乙烷价格的上涨，部分被我们的液化天然气营销活动乙烷销量的减少所抵消。
运营和维护费用增加的主要原因是我们在西部、输电和墨西哥湾分部收购的资产的运营成本。
折旧和摊销费用的增加主要与我们在西部、输电和墨西哥湾分部收购的资产有关。
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管理层的讨论和分析（续）
股权收益（亏损）出现不利变化，这主要是由于我们在2023年11月收购剩余所有权之后，RmM进行了整合，以及Blue Racer的减少，但部分被OPPL的良好业绩所抵消。
利息支出的增加主要是由于我们在2023年和2024年的债务发行，以及与收购DJ Basin和墨西哥湾沿岸储存相关的延期对价债务的估算利息，但部分被2023年和2024年的债务偿还所抵消（见附注6——债务和银行安排）。
所得税准备金（福利）变化良好，这主要是由于税前收入的降低。有关两个时期的有效税率与联邦法定税率比较的讨论，请参阅附注5——所得税条款（福利）。
2023年终止业务的收入（亏损）包括1.15亿美元的税前费用，用于增加与阿拉斯加炼油厂污染诉讼相关的应计负债，部分被相关的所得税影响所抵消。
截至2024年6月30日的六个月与截至2023年6月30日的六个月对比
服务收入增长的主要原因是2024年1月墨西哥湾沿岸仓储和2023年2月对墨西哥湾输电和墨西哥湾板块的MountainWest收购以及2023年11月对西部板块的DJ盆地收购的销量增加，以及与输电和墨西哥湾板块扩张项目相关的收入增加。
产品销售和服务收入——大宗商品对价的增长主要包括：
•天然气净销售额的增加主要是由于销售和购买量的增加被较低的净价格和较高的存储成本所抵消；
•我们上游业务的产品销售增加主要是由于产量的增加，但部分被大宗商品价格的下跌所抵消。这些销售额被部分抵消
•降低系统管理气体销量；
•液化天然气市场销售额下降主要是由于乙烷销量减少，但部分被非乙烷价格上涨所抵消。
产品成本和净加工商品费用的减少主要包括：
•由于天然气价格和产量下降，与我们的股权液化天然气生产活动相关的收缩天然气购买量减少；
•降低系统管理气体购买量；以及
•由于乙烷销量减少，液化天然气市场购买量减少，但部分被非乙烷价格上涨所抵消。
运营和维护费用增加的主要原因是我们在西部、输电和墨西哥湾分部收购的资产的运营成本，以及定价变动导致我们的净不平衡负债出现不利变化。
折旧和摊销费用的增加主要与我们在西部、输电和墨西哥湾分部收购的资产有关。
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管理层的讨论和分析（续）
股权收益（亏损）出现不利变化，这主要是由于我们在2023年11月收购剩余所有权之后，RmM进行了整合，以及Blue Racer的减少，但部分被OPPL的良好业绩所抵消。
利息支出的增加主要是由于我们在2023年和2024年的债务发行，以及与我们的DJ Basin和墨西哥湾沿岸仓储收购相关的延期对价债务的估算利息，但部分被2023年和2024年的债务偿还所抵消（见附注6——债务和银行安排）。
其他收入（支出）——净额低于营业收入（亏损）的有利变化包括增加我们的输电和墨西哥湾板块施工期间使用的资金（股票AFUDC）的权益补贴。
所得税准备金（福利）变化良好，这主要是由于税前收入的降低。有关两个时期的有效税率与联邦法定税率比较的讨论，请参阅附注5——所得税条款（福利）。
2023年终止业务的收入（亏损）包括1.15亿美元的税前费用，用于增加与阿拉斯加炼油厂污染诉讼相关的应计负债，部分被相关的所得税影响所抵消。
同期经营业绩—分部
我们根据修改后的息税折旧摊销前利润评估细分市场的经营业绩。附注10 —分部披露包括该非公认会计准则指标与净收益（亏损）的对账。管理层之所以使用修改后的息税折旧摊销前利润，是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，这项措施使投资者可以更好地了解我们资产的经营业绩。不应孤立地考虑修改后的息税折旧摊销前利润，也不得将其作为根据公认会计原则编制的绩效衡量标准的替代品。
输电和墨西哥湾
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
2024202320242023
（百万）
服务收入$1,023$956$2,072$1,896
产品销售和服务收入——大宗商品对价 (1)4585115152
大宗商品衍生品的已实现净收益（亏损）(1)—1—1
分部收入1,0681,0422,1872,049
产品成本和净加工商品费用 (1)(40)(78)(101)(135)
其他分部成本和支出(269)(281)(544)(569)
股票法投资的按比例修改后的息税折旧摊销前利润494895101
输电和墨西哥湾调整后的息税折旧摊销前利润$808$731$1,637$1,446
大宗商品利润$5$8$14$18
_____________
(1) 作为大宗商品利润率的一个组成部分列入。
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管理层的讨论和分析（续）
截至2024年6月30日的三个月，而截至2023年6月30日的三个月
输电和墨西哥湾修改后的息税折旧摊销前利润增长主要是由于服务收入的增加。
服务收入的增长主要是由于：
•由于2024年1月收购了墨西哥湾沿岸存储资产，增加了5800万美元，主要是存储收入（见附注3——收购和资产剥离）；
•与区域能源供应扩建项目相关的Transco收入增长了2000万美元，该项目已于2023年第四季度投入使用；部分被部分抵消
•由于2023年9月出售了墨西哥湾沿岸地区的某些液体管道，减少了1200万美元，主要是运输收入（见附注3——收购和资产剥离）。
其他分部成本和支出下降的主要原因是：
•AFUDC股权的有利变化主要是由于Transco的资本支出增加；
•Transco推迟ARO相关折旧的有利变化；部分抵消了这一变化
•较高的运营费用和管理成本，包括与墨西哥湾沿岸存储收购相关的运营、收购和过渡成本的增加，以及与一般维护活动时间和范围相关的更高成本；与收购MountainWest相关的收购和过渡成本（见附注3——收购和资产剥离）的显著降低；与MountainWest套现销售相关的收益；以及墨西哥湾沿岸地区某些液体管道的出售，所抵消的增加。
截至2024年6月30日的六个月与截至2023年6月30日的六个月对比
输电和墨西哥湾修改后的息税折旧摊销前利润增长主要是由于服务收入的增加以及其他细分市场成本和支出的降低。
服务收入的增长主要是由于：
•由于收购了墨西哥湾沿岸存储资产，主要是存储收入，因此增加了1.08亿美元；
•Transco与区域能源供应扩张项目相关的收入增加了4000万美元；
•MountainWest的运输和存储收入增加了3700万美元，这主要归因于2023年2月的收购；
•Nortex收入增长了1000万美元，主要与更高的存储速率有关；部分抵消了这一增长
•减少了2500万美元，这是由于在墨西哥湾沿岸地区出售某些液体管道，主要是运输收入。
其他分部成本和支出下降的主要原因是：
•AFUDC股权的有利变化主要是由于Transco的资本支出增加；
•Transco推迟ARO相关折旧的有利变化；部分抵消了这一变化
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管理层的讨论和分析（续）
•更高的运营费用和管理成本，包括与墨西哥湾沿岸存储收购相关的更高的运营、收购和过渡成本，以及与收购MountainWest相关的更高的运营和管理费用；与收购MountainWest相关的收购和过渡成本大幅降低；与MountainWest套现销售相关的收益；以及墨西哥湾沿岸地区某些液体管道的出售，大大抵消了运营和管理成本。
东北 G&P
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
2024202320242023
（百万）
服务收入$465$489$944$943
产品销售和服务收入——大宗商品对价 (1)18254880
分部收入4835149921,023
产品成本和净加工商品费用 (1)(18)(26)(37)(76)
其他分部成本和支出(137)(132)(280)(264)
股票法投资的按比例修改后的息税折旧摊销前利润153159310302
东北G&P修改后的息税折旧摊销前利润$481$515$985$985
大宗商品利润$—$(1)$11$4
(1) 作为大宗商品利润率的一个组成部分列入。
截至2024年6月30日的三个月，而截至2023年6月30日的三个月
东北G＆P修改后的息税折旧摊销前利润下降的主要原因是服务收入减少以及股票法投资的比例调整息税折旧摊销前利润降低。
服务收入下降的主要原因是：
•尤蒂卡页岩地区的收入减少了2400万美元，这主要与确认2023年Cardinal服务成本费率上调的时机有关，这与每年重新确定这些费率有关，以及弗林特和卡迪纳尔的销量减少；
•萨斯奎哈纳供应中心的收入减少了800万美元，这主要是由于运量的减少被利率上涨所部分抵消。
Blue Racer股票法投资的按比例调整的息税折旧摊销前利润下降主要是由集资量减少所致。此外，阿巴拉契亚中游投资下降的主要原因是交易量减少被布拉德福德供应中心的较高采集率所抵消。
截至2024年6月30日的六个月与截至2023年6月30日的六个月对比
东北G＆P修改后的息税折旧摊销前利润与去年持平，这主要是由于其他板块成本和支出的增加，但部分被股票法投资按比例调整的息税折旧摊销前利润的增加所抵消。
服务收入与上年持平，主要是由于：
•萨斯奎哈纳供应中心的收入增长了1100万美元，这主要与费率上涨有关，部分被销量的减少所抵消；
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目录
管理层的讨论和分析（续）
•合资企业运营费增加了800万美元，这主要与我们假设自2024年1月1日起运营Blue Racer有关（这被下文讨论的其他细分市场成本和支出的上涨所抵消）；抵消了这一增长
•尤蒂卡页岩地区的收入减少了1500万美元，这主要与弗林特和卡迪纳尔的销量减少有关；
•东北合资公司的收入减少了1100万美元，主要与运输和分馏、加工和收集量的减少有关，但部分被加工、运输和分馏率的提高所抵消。
其他细分市场成本和支出的增加主要是由于员工相关成本的增加，以及与我们假设自2024年1月1日起运营Blue Racer相关的公司支持费用分配增加（被上文讨论的服务收入增加所抵消）。
Aux Sable Liquid Products LP股票法投资的按比例调整后的息税折旧摊销前利润增加，这主要是由于新产品营销协议的条款。此外，阿巴拉契亚中游投资的增长主要是由较高的采集率推动的，但布拉德福德供应中心的交易量减少部分抵消了这一点。Blue Racer的下降部分抵消了这一增长，这主要是由较低的采集量被较高的处理量所抵消。
西方
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
2024202320242023
（百万）
服务收入$407$358$844$714
产品销售和服务收入——大宗商品对价 (1)209109473217
与服务收入相关的商品衍生品的已实现净收益（亏损）7291068
与产品销售相关的商品衍生品的已实现净收益（亏损）(1)(2)4(5)4
大宗商品衍生品的已实现净收益（亏损）533572
分部收入6215001,3221,003
产品成本和净加工商品费用 (1)(177)(95)(426)(227)
其他分部成本和支出(162)(136)(312)(236)
股票法投资的按比例修改后的息税折旧摊销前利润36436176
西部修改后的息税折旧摊销前$318$312$645$616
大宗商品利润$30$18$42$(6)
______________
(1) 作为大宗商品利润率的一个组成部分列入。
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目录
管理层的讨论和分析（续）
截至2024年6月30日的三个月，而截至2023年6月30日的三个月
West Modified 息税折旧摊销前利润的增长主要是由于服务收入和大宗商品利润率的增加，但部分被其他板块成本和支出的增加以及与服务收入相关的大宗商品衍生品净已实现收益（亏损）的不利变化所抵消。
服务收入的增长主要是由于：
•与2023年11月的DJ Basin收购相关的DJ Basin地区增加了6,900万美元（见附注3——收购和资产剥离）；
•我们的液化天然气业务增加了800万美元，这与分馏和运输收入的增加有关，这两者均归因于运量的增加；部分被抵消
•海恩斯维尔页岩地区减少1700万美元，主要与生产者活动减少导致采集量减少有关；
•伊格尔福特页岩地区减少了900万美元，这主要是由于MVC收入减少和采集量减少。
与服务收入相关的大宗商品衍生品的净已实现收益（亏损）反映了结算大宗商品价格相对于我们的天然气套期保头寸的不利变化。
大宗商品利润率增长了1200万美元，这主要是由于主要与Cureton收购相关的营销利润率增加了1200万美元，其他销售活动增加了600万美元，但部分被我们的股权NGL减少的600万美元所抵消，这主要是由于净已实现大宗商品定价的不利变化。
其他细分市场的成本和支出增加主要是由于运营费用增加，包括收购DJ Basin产生的支出。
股票法投资的按比例调整的息税折旧摊销前利润下降的主要原因是，截至2023年11月30日，RmM进行了合并，但部分被OPPL交易量的增加所抵消。
截至2024年6月30日的六个月与截至2023年6月30日的六个月对比
West Modified EBITDA的增长主要是由于服务收入和大宗商品利润率的增加，但部分被其他板块成本和支出的增加、与服务收入相关的大宗商品衍生品净已实现收益（亏损）的不利变化以及股票法投资的比例调整息税折旧摊销前利润下降所部分抵消。
服务收入的增长主要是由于：
•与2023年11月的DJ Basin收购相关的DJ Basin地区增加了1.41亿美元（见附注3——收购和资产剥离）；
•我们的其他液化天然气业务增加了2000万美元，这与分馏和运输收入的增加有关，这是由于产量的增加和仓储费的增加，这主要是由于签订了新合同；
•瓦姆萨特地区增长1700万美元，主要与生产者活动增加带来的采集量增加以及2023年第一季度因没有天气相关事件而增加的采集量增加有关；部分抵消了这一增长；部分抵消了这一增长
•伊格尔福特页岩地区减少了1800万美元，这主要是由于MVC收入减少以及采集量减少；
50
目录
管理层的讨论和分析（续）
•海恩斯维尔页岩地区减少了1600万美元，这主要是由于生产者活动减少导致采集量减少；
•巴尼特页岩地区减少了1400万美元，这主要是由于不利的大宗商品定价导致采集率降低。
与服务收入相关的大宗商品衍生品的净已实现收益（亏损）反映了结算大宗商品价格相对于我们的天然气套期保头寸的不利变化。
大宗商品利润率增加了4,800万美元，这主要是由于我们的股票NGL增加了2400万美元，这要归因于收缩天然气采购的净已实现大宗商品定价发生了有利变化，营销利润率增加了1300万美元，以及其他销售活动增加了1100万美元，这两项活动都主要与Cureton收购有关。
其他细分市场成本和支出增加的主要原因是运营和员工相关支出增加，包括DJ Basin收购引起的支出，2023年第一季度缺乏优惠的合同结算，以及定价变动导致我们的净失衡负债出现不利变化。
股票法投资的按比例调整的息税折旧摊销前利润下降的主要原因是，截至2023年11月30日，RmM进行了合并，但部分被OPPL交易量的增加所抵消。
天然气和液化天然气营销服务
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
2024202320242023
（百万）
服务收入$—$—$—$1
产品销售 (1)4234271,0101,102
大宗商品衍生工具的已实现净收益（亏损）(1)(33)(45)4872
商品衍生工具的未实现净收益（亏损）(99)123(197)461
大宗商品衍生品的净收益（亏损）
(132)78(149)533
分部收入2915058611,636
净加工商品支出中商品衍生工具的未实现净收益（亏损）(7)(29)(4)(34)
产品成本 (1)(387)(384)(819)(911)
其他分部成本和支出(23)(24)(63)(56)
天然气和液化天然气营销服务调整后的息税折旧摊销前利润$(126)$68$(25)$635
大宗商品利润$3$(2)$239$263
______________
(1) 作为大宗商品利润率的一个组成部分列入。
截至2024年6月30日的三个月，而截至2023年6月30日的三个月
天然气和液化天然气营销服务修改后的息税折旧摊销前利润下降的主要原因是大宗商品衍生工具的未实现净收益（亏损）出现不利变化。
分部收入中大宗商品衍生工具的未实现净收益（亏损）和净加工大宗商品费用与未被指定为会计目的套期保值的衍生合约有关。这个
51
目录
管理层的讨论和分析（续）
与2023年相比，2023年以来的变化主要是由于与2023年相比，与2024年我们的套期保值头寸相比，远期大宗商品价格发生了变化。
截至2024年6月30日的六个月与截至2023年6月30日的六个月对比
天然气和液化天然气营销服务修改后的息税折旧摊销前利润下降的主要原因是大宗商品衍生工具的净未实现收益（亏损）出现不利变化以及大宗商品利润率下降。
大宗商品利润率下降了2400万美元，这主要是由于我们的天然气销售利润率下降了2900万美元，其中包括1,800万美元的天然气储存营销利润率下降，这主要是由于2024年第一季度与2023年相比冬季天气变暖的撤出量减少，以及已实现衍生品收益的变化不太有利，但成本较低或净可变现价值库存调整的1200万美元有利变化部分抵消了这一点。我们的天然气销售利润率的下降还包括由于净已实现定价差不太优惠而减少了1,100万美元的天然气运输能力营销利润率。
自2023年起，分部收入和净加工大宗商品支出中大宗商品衍生工具的净未实现收益（亏损）的变化主要是由于与2023年相比，2024年远期大宗商品价格相对于我们的套期保值头寸发生了变化。
其他
三个月已结束
6月30日		六个月已结束
6月30日
 2024202320242023
 （百万）
服务收入$4$5$8$8
产品销售 (1)8683194185
衍生工具的已实现净收益（亏损）(1)
23142832
衍生工具的未实现净收益（亏损）
(25)(11)(22)(17)
大宗商品衍生品的净收益（亏损）
(2)3615
分部收入8891208208
其他分部成本和支出(41)(49)(85)(92)
股票法投资的按比例修改后的息税折旧摊销前利润
—(1)—(1)
其他业务活动的经修改的息税折旧摊销前利润
$47$41$123$115
已实现的产品净销售额$109$97$222$217
______________
(1) 作为已实现产品净销售额的组成部分列入。
截至2024年6月30日的三个月，而截至2023年6月30日的三个月
其他业务活动的调整后息税折旧摊销前利润增长主要是由于：
•我们的上游业务的已实现产品净销售额增加了1200万美元，这主要是由于产量的增加；
•与降低公司成本相关的800万美元其他细分市场成本和支出；部分抵消了这一点
52
目录
管理层的讨论和分析（续）
•与2023年相比，由于2024年远期大宗商品价格相对于我们的上游套期保值头寸的变化，衍生工具的未实现净收益（亏损）发生了1400万美元的不利变化。
截至2024年6月30日的六个月与截至2023年6月30日的六个月对比
其他业务活动的调整后息税折旧摊销前利润增长主要是由于：
•来自上游业务的净已实现产品销售额增长500万美元，这主要是由于产量的增加，但部分被已实现商品净价格的下降所抵消；
•与降低公司成本相关的其他细分市场成本和支出发生了700万美元的有利变化。
53
目录
管理层的讨论和分析（续）
管理层对财务状况和流动性的讨论和分析
外表
2024年，我们的增长资本和投资支出预计将从14.5亿美元到17.5亿美元不等，不包括收购。2024年的增长资本支出主要包括Transco的扩张，所有这些扩张都与公司运输协议签订了全面合同，支持海恩斯维尔盆地增长的项目以及支持东北天然气和生产业务的项目。我们还希望将资本投资于我们的其他商业企业。除了增长资本和投资支出外，我们还将继续致力于维护资产以实现安全可靠运营的项目，以及减少排放和履行法律、监管和/或合同承诺的项目。我们打算在支付股息后使用可用现金为2024年计划中的基本资本支出提供资金。我们保留灵活调整计划的成长资本和投资支出水平，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3日，我们以19.5亿美元的价格收购了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100％。此次收购的资金来自手头现金和1亿美元的递延对价，不计入利息，自收购之日起一年内支付。
2024 年 8 月 1 日，我们完成了 1.7 亿美元的 Discovery 收购。此外，2024年8月1日，我们以1.6亿美元的价格完成了某些股票法投资的出售（见附注11——后续活动）。
2024年1月5日，我们发行了21亿美元的长期债务。我们于2024年3月4日偿还了10亿美元的长期债务，并于2024年6月24日偿还了12.5亿美元的长期债务（见附注6——债务和银行安排）。
截至2024年6月30日，我们有大约15.36亿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、我们的信贷额度或我们的商业票据计划，以及资产货币化的收益。
流动性
根据我们预测的运营现金流和其他流动性来源，我们预计在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重要资金来源以及流动性的用途如下：
来源：
手头现金和现金等价物
运营产生的现金
我们的股票法投资者的分配
使用我们的信贷额度和/或商业票据计划
发行债务和/或股权证券的现金收益
资产货币化的收益
用途：
营运资金要求
资本和投资支出
产品成本
天然气和液化天然气营销服务为运输和储存容量以及天然气供应付款
其他运营成本，包括人力资本支出
向我们的股东分发季度股息
根据我们的信贷额度和/或商业票据计划偿还借款
还本付息，包括长期债务的支付
对非控股权益的分配
股票回购计划
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目录
管理层的讨论和分析（续）
截至2024年6月30日，我们有大约241亿美元的长期债务在一年后到期。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、再融资的收益、我们的信贷额度或我们的商业票据计划，以及资产货币化的收益。
与上文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2024年6月30日，我们的营运资金赤字为25.81亿美元，包括现金和现金等价物以及一年内到期的长期债务。我们的可用流动性如下：
可用流动性2024年6月30日
 （百万）
现金和现金等价物$55
我们的37.5亿美元信贷额度下的可用容量，减去35亿美元商业票据计划下的未偿还金额 (1)3,119
$3,174
________
(1) 在管理我们的可用流动性时，我们预计最大未偿还金额不会超过我们的信贷额度，包括商业票据计划下的任何未偿金额。截至2024年6月30日，我们有6.31亿美元的未偿商业票据（按面值计算）。截至2024年6月30日，我们在2024年期间商业票据计划和信贷额度下的最高未偿还金额为7.3亿美元。截至2024年6月30日，我们遵守了与信贷额度相关的财务契约。
分红
我们将向普通股股东支付的定期季度现金股息从2023年每个季度支付的每股0.4475美元提高了约6.1％，增至2024年3月和6月支付的每股0.4750美元。
注册
2024年2月，我们以知名经验丰富的发行人的身份提交了上架注册声明。
股权法投资者的分配
我们进行股票法投资的实体的组织文件通常要求定期向其成员分配可用现金。在每种情况下，可用现金都会部分减少用于经营各自业务的储备金。
信用评级
我们能够借钱的利率受信用评级的影响。目前的评级如下：
评级机构外表高级无抵押
债务评级
标准普尔全球评级
积极
BBB
穆迪投资者服务稳定Baa2
惠誉评级稳定BBB
2024年4月，标普全球评级将其展望从 “稳定” 更改为 “乐观”。
这些信用评级仅供参考，不建议买入、卖出或持有我们的证券，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信用评级机构目前的评级，也无法保证信用评级机构将继续为我们分配投资级评级
55
目录
管理层的讨论和分析（续）
投资等级比率的标准。降低我们的信用评级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。
现金的来源（用途）
下表汇总了合并现金流量表中列报的每个时期的现金和现金等价物的来源（用途）（表中引用的附注见合并财务报表附注）：
 现金流截至6月30日的六个月
 类别20242023
 （百万）
现金和现金等价物的来源：
经营活动提供（使用）的净现金
正在运营$2,513$2,891
长期债务的收益
融资2,1001,503
现金和现金等价物的用途：
长期债务的支付
融资(2,274)(14)
收购企业，扣除收购的现金（附注3）
投资(1,844)(1,053)
已支付的普通股股息融资(1,158)(1,091)
资本支出投资(1,123)(1,155)
支付给非控股权益的股息和分配融资(130)(112)
商业票据（支付）的收益-净额
融资(95)(352)
股票法投资的购买和出资
投资(82)(69)
购买库存股
融资
—(130)
其他来源/（用途）— 净额融资和投资(2)(19)
现金和现金等价物的增加（减少）$(2,095)$399
经营活动
决定经营活动的因素与影响净收益（亏损）的因素基本相同，但非现金项目除外，例如折旧和摊销、递延所得税准备金（收益）、股权（收益）损失、大宗商品衍生工具的净未实现（收益）亏损、库存减记和股票奖励摊销。
截至2024年6月30日的六个月中，我们的经营活动提供（使用）的净现金较2023年同期有所下降，这主要是由于利润率要求的不利变化，净运营营运资金被营业收入的增加（不包括前面讨论的非现金项目）部分抵消。
56
目录
第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露
利率风险
我们目前的利率风险敞口主要与我们的债务投资组合有关。我们的债务投资组合主要由固定利率债务组成，可减轻利率波动的影响。我们的信贷额度下的任何借款以及根据我们的商业票据计划发行的任何贷款都可能采用浮动利率，并可能使我们面临利率上升的风险。我们的长期债务投资组合的到期日部分受运营资产预期寿命的影响。我们可能会使用利率衍生工具来对冲与未来债务发行相关的利率风险（见附注6——债务和银行安排）。
大宗商品价格风险
通过我们的天然气和液化天然气营销活动，包括购买、销售、运输和储存产品的合同，我们面临大宗商品价格风险。我们通常通过各种交易所交易和场外能源合约（例如远期合约、期货合约和基础互换）以及实物交易来管理这种风险。尽管许多用于管理大宗商品风险敞口的合约都是衍生工具，但这些经济套期保值没有被指定或没有资格获得套期保值会计处理。
我们还通过我们的上游业务和某些收集和加工合同面临大宗商品价格的影响。我们使用衍生工具来锁定部分预期未来产量的远期销售价格，并锁定部分大宗商品敞口采集和加工量的液化天然气利润。这些经济套期保值不适用于对冲会计处理。
截至2024年6月30日，我们的大宗商品衍生品合约的到期日如下：
总计
公平
价值		成熟度
使用 (1) 衡量资产（负债）的公允价值
2024
2025-2026
2027-2028+
（百万）
第 1 级 (2)$(2)$(11)$22$(13)
第 2 级(249)(9)(110)(130)
第 3 级5011435
截至2024年6月30日未偿合约的公允价值
$(201)$(19)$(74)$(108)
_____________
(1) 有关公允价值层次结构中按级别分列的估值技术的讨论，请参阅附注7——公允价值计量和担保。有关合并损益表中确认的公允价值变动金额，请参阅附注8——大宗商品衍生品。
(2) 初级商品衍生资产和负债不包括1.43亿美元的净现金抵押品。
风险价值 (VaR)
VaR 是指定时间段内投资组合价值的最大预测亏损，在给定概率范围内预计不会超过该亏损。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相提并论。我们的VaR是使用参数模型确定的，其置信区间为95％，持仓期为一天，这意味着在95％的时间里，头寸投资组合每天的损失风险预计将小于或等于计算出的VaR金额。我们的未平仓敞口是根据限制市场风险的既定政策进行管理的，并要求每天向管理层报告预期的财务损失。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，因此我们的未平仓敞口通常会有所缓解。我们每天进行风险测试，同时使用VaR和压力测试来评估我们的头寸风险。
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目录
我们积极监控未平仓大宗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，因为总买入量接近卖出量，未平仓天然气价格风险最小。
截至2024年6月30日，与我们的综合天然气交易业务相关的VaR为300万美元，截至2023年12月31日为900万美元。在显示的时间段内，我们有以下增值税：
六个月已结束
2024年6月30日
（百万）
平均值$4
高$15
低$1
我们的非交易投资组合主要包括对冲我们上游业务的大宗商品衍生品以及某些收集和处理合约。截至2024年6月30日，与这些大宗商品衍生品相关的VaR为400万美元，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。在显示的时间段内，我们有以下增值税：
六个月已结束
2024年6月30日
（百万）
平均值$4
高$8
低$3
第 4 项。控制和程序
披露控制和程序
我们的管理层，包括首席执行官兼首席财务官，预计我们的披露控制和程序（定义见《交易法》第13a-15（e）条和第15d-15（e）条）（披露控制）或我们的财务报告内部控制（内部控制）不会防止所有错误和所有欺诈。控制系统，无论构思和操作多么周密，都只能为控制系统的目标得到满足提供合理而非绝对的保证。此外，控制系统的设计必须反映资源限制这一事实，并且必须考虑控制的效益与其成本的关系。由于所有控制系统固有的局限性，任何控制措施评估都无法绝对保证发现公司内部的所有控制问题和欺诈事件（如果有）。这些固有的局限性包括决策中的判断可能是错误的，而崩溃可能是由于简单的错误或错误而发生的。此外，可以通过某些人的个人行为、两人或更多人的串通或管理层推翻控制来规避控制。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，因此无法保证任何设计在未来所有潜在条件下都能成功实现其既定目标。由于具有成本效益的控制系统固有的局限性，由于错误或欺诈而导致的错误陈述可能会发生而无法被发现。我们会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，披露控制和内部控制将根据系统变化和条件的允许进行修改。
评估披露控制和程序
截至本报告所涉期末，对我们的披露控制设计和运营的有效性进行了评估。该评估是在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下进行的。根据该评估，我们的首席执行官兼首席财务官得出结论，这些披露控制措施在合理的保证水平上是有效的。
58
目录
正如附注3——收购和资产剥离中所披露的那样，作为墨西哥湾沿岸存储收购的一部分，我们于2024年1月3日收购了Hartree。如我们截至2024年6月30日的六个月合并财务报表所示，哈特里的总收入约占总收入的2％。截至2024年6月30日的合并财务报表显示，哈特里的总资产约占总资产的4％。我们还于2023年11月30日收购了Cureton，其总收入约占总收入的4％，如我们截至2024年6月30日的六个月合并财务报表所示。截至2024年6月30日的合并财务报表显示，Cureton的总资产约占总资产的1％。我们将Hartree's和Cureton的披露控制和程序排除在管理层对披露控制和程序有效性的评估范围之外，这些控制和程序归因于其对财务报告的内部控制。这种排除符合美国证券交易委员会工作人员发布的指导方针，即在收购后的一年内，管理层对财务报告内部控制的评估中可以省略对近期业务合并的评估。
财务报告内部控制的变化
2024年第二季度没有任何对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。
第二部分。其他信息
第 1 项。法律诉讼
环保
根据联邦、州和地方法规向环境排放材料的法律，涉及政府当局的某些应予举报的法律诉讼如下所述。尽管我们无法预测仍在进行的诉讼的最终结果，但如果我们在任何一项或多起此类诉讼中得出不利的结果，我们预计不会对合并财务状况产生实质性影响。我们披露涉及潜在金钱制裁的政府机构的重大环境法律诉讼的门槛为100万美元。
本项目要求的其他环境事项在附注9的 “环境事项” 标题下描述了本报告第二部分第8项财务报表中包含的突发事件，这些信息以引用方式纳入本项目。
其他诉讼
本项目要求的补充信息载于本报告附注9——第二部分第8项财务报表中包含的意外开支，这些信息以引用方式纳入本项目。
第 1A 项。风险因素
第一部分，第1A项。我们于2024年2月21日向美国证券交易委员会提交的截至2023年12月31日的10-k表年度报告中的风险因素包括可能对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大影响的风险因素。这些风险因素没有发生实质性变化。

59
目录
第 2 项。股权证券的未注册销售、所得款项的使用以及发行人购买股权证券
发行人购买股票证券
时期
购买的股票总数
每股支付的平均价格

作为公开宣布的计划或计划的一部分购买的股票总数 (1)

根据计划或计划可能购买的股票的最大数量（或近似美元价值）
2024 年 4 月 1 日至 4 月 30 日—$——$1,360,938,325
2024 年 5 月 1 日至 5 月 31 日—$——$1,360,938,325
2024 年 6 月 1 日至 6 月 30 日—$——$1,360,938,325
总计——
(1) 2021 年 9 月，我们的董事会批准了一项股票回购计划，最高美元限额为 15 亿美元。回购可以不时地在公开市场、通过大宗购买、私下协商交易或以我们的管理层确定的其他方式进行。我们的管理层还将根据市场状况和其他因素确定任何回购的时间和金额。股票回购计划不要求我们收购任何特定数量的普通股，并且可以随时暂停或终止。该股票回购计划没有到期日。
第 5 项。其他信息
在截至2024年6月30日的三个月中，公司没有董事或高级管理人员 终止 “《上市规则》第10b5-1条的交易安排”，并无本公司的董事或高级职员 采用 要么 终止 “非规则10b5-1交易安排”，每个术语的定义见S-k法规第408（a）项。
开启 2024年6月14日， t. Lane Wilson， 高级副总裁兼总法律顾问 公司的， 采用 第10b5-1条交易安排，旨在满足《交易法》第10b5-1（c）条（“第10b5-1条交易计划”）的肯定辩护条件，出售不超过以下物品 24,000 公司普通股的股份。规则10b5-1的交易计划将于2025年8月29日终止。
60
目录
第 6 项。展品
展览
没有。		描述
3.1—
经修订和重述的公司注册证书（于2010年5月26日提交，作为威廉姆斯公司当前的8-k表报告（文件编号001-04174）的附录3.1提交，并以引用方式纳入此处）。
3.2—
威廉姆斯公司b系列优先股指定证书（于2018年7月17日作为威廉姆斯公司当前8-k表报告（文件编号001-04174）的附录3.1提交，并以引用方式纳入此处）。
3.3—
2018年8月10日的修正证书（于2018年8月10日作为威廉姆斯公司当前的8-k表报告（文件编号001-04174）的附录3.1提交，并以引用方式纳入此处）。
3.4—
威廉姆斯公司章程，最近一次修订于2022年10月25日生效（于2022年10月31日提交，作为威廉姆斯公司当前10-Q表报告（文件编号001-04174）的附录3.4提交，并以引用方式纳入此处）。
31.1*—
根据经修订的1934年《证券交易法》第13a-14（a）条和第15d-14（a）条以及根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条通过的S-k条例第601（b）（31）项对首席执行官进行认证。
31.2*—
根据经修订的1934年《证券交易法》第13a-14（a）条和第15d-14（a）条以及根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条通过的S-k条例第601（b）（31）项对首席财务官进行认证。
32**—
根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18条第1350条对首席执行官和首席财务官进行认证。
101.INS*—XBRL 实例文档。该实例文档未出现在交互式数据文件中，因为其 XBRL 标签嵌入在内联 XBRL 文档中。
101.SCH*—XBRL 分类扩展架构。
101.CAL*—XBRL 分类扩展计算链接库。
101.DEF*—XBRL 分类法扩展定义链接库。
101.LAB*—XBRL 分类法扩展标签 Linkbase。
101.PRE*—XBRL 分类法扩展演示文稿链接库。
104*—封面交互式数据文件。封面交互式数据文件未出现在交互式数据文件中，因为其 XBRL 标签嵌入在行内 XBRL 文档中（包含在附录 101 中）。
* 随函提交。
** 随函提供。

61

签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使经正式授权的下列签署人代表其签署本报告。
威廉姆斯公司有限公司
（注册人）
/s/ 玛丽 A. 豪斯曼
玛丽 A. 豪斯曼
副总裁、首席会计官兼财务总监（正式授权的官员和首席会计官）
2024 年 8 月 5 日
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