wmb-20230331
0000107263假的2023Q112 月 31 日00001072632023-01-012023-03-3100001072632023-05-01xbrli: 股票0000107263US-GAAP：军人2023-01-012023-03-31iso421:USD0000107263US-GAAP：军人2022-01-012022-03-310000107263WMB：非监管服务商品对价会员2023-01-012023-03-310000107263WMB：非监管服务商品对价会员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：产品会员2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：产品会员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：能源大宗商品和服务成员2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：能源大宗商品和服务成员2022-01-012022-03-3100001072632022-01-012022-03-310000107263美国公认会计准则：石油和天然气收购成员2023-01-012023-03-310000107263美国公认会计准则：石油和天然气收购成员2022-01-012022-03-310000107263WMB：为 Shrink 会员购买了天然气2023-01-012023-03-310000107263WMB：为 Shrink 会员购买了天然气2022-01-012022-03-31iso421:USDxbrli: 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MexicomeUS-GAAP：分段间消除成员2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：产品会员US-GAAP：分段间消除成员WMB：东北和民主党成员2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：产品会员US-GAAP：分段间消除成员WMB: Westmember2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：产品会员WMB：gasngl 营销服务会员US-GAAP：分段间消除成员2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：产品会员US-GAAP：分段间消除成员US-GAAP：企业和其他成员2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：产品会员US-GAAP：分段间消除成员2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：产品会员US-GAAP：运营部门成员WMB：Transsion and Gulf Mexicome2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：产品会员US-GAAP：运营部门成员WMB：东北和民主党成员2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：产品会员US-GAAP：运营部门成员WMB: Westmember2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：产品会员US-GAAP：运营部门成员WMB：gasngl 营销服务会员2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：产品会员US-GAAP：运营部门成员US-GAAP：企业和其他成员2023-01-012023-03-310000107263WMB：Transsion and Gulf MexicomeUS-GAAP：能源大宗商品和服务成员WMB：已实现收益亏损会员2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：能源大宗商品和服务成员WMB：已实现收益亏损会员WMB：东北和民主党成员2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：能源大宗商品和服务成员WMB：已实现收益亏损会员WMB: Westmember2023-01-012023-03-310000107263WMB：gasngl 营销服务会员US-GAAP：能源大宗商品和服务成员WMB：已实现收益亏损会员2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：能源大宗商品和服务成员WMB：已实现收益亏损会员US-GAAP：企业和其他成员2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：分段间消除成员US-GAAP：能源大宗商品和服务成员WMB：已实现收益亏损会员2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：能源大宗商品和服务成员WMB：已实现收益亏损会员2023-01-012023-03-310000107263WMB：未实现的收益损失会员WMB：Transsion and Gulf MexicomeUS-GAAP：能源大宗商品和服务成员2023-01-012023-03-310000107263WMB：未实现的收益损失会员US-GAAP：能源大宗商品和服务成员WMB：东北和民主党成员2023-01-012023-03-310000107263WMB：未实现的收益损失会员US-GAAP：能源大宗商品和服务成员WMB: Westmember2023-01-012023-03-310000107263WMB：未实现的收益损失会员WMB：gasngl 营销服务会员US-GAAP：能源大宗商品和服务成员2023-01-012023-03-310000107263WMB：未实现的收益损失会员US-GAAP：能源大宗商品和服务成员US-GAAP：企业和其他成员2023-01-012023-03-310000107263WMB：未实现的收益损失会员US-GAAP：分段间消除成员US-GAAP：能源大宗商品和服务成员2023-01-012023-03-310000107263WMB：未实现的收益损失会员US-GAAP：能源大宗商品和服务成员2023-01-012023-03-310000107263WMB：Transsion and Gulf MexicomeUS-GAAP：能源大宗商品和服务成员2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：能源大宗商品和服务成员WMB：东北和民主党成员2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：能源大宗商品和服务成员WMB: Westmember2023-01-012023-03-310000107263WMB：gasngl 营销服务会员US-GAAP：能源大宗商品和服务成员2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：能源大宗商品和服务成员US-GAAP：企业和其他成员2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：分段间消除成员US-GAAP：能源大宗商品和服务成员2023-01-012023-03-310000107263US-GAAP：分段间消除成员2023-01-012023-03-310000107263WMB：Transsion and Gulf MexicomeUS-GAAP：军人2022-01-012022-03-310000107263WMB：东北和民主党成员US-GAAP：军人2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：军人WMB: Westmember2022-01-012022-03-310000107263WMB：gasngl 营销服务会员US-GAAP：军人2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：军人US-GAAP：企业和其他成员2022-01-012022-03-310000107263WMB：Transsion and Gulf MexicomeUS-GAAP：分段间消除成员US-GAAP：军人2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：分段间消除成员WMB：东北和民主党成员US-GAAP：军人2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：分段间消除成员US-GAAP：军人WMB: Westmember2022-01-012022-03-310000107263WMB：gasngl 营销服务会员US-GAAP：分段间消除成员US-GAAP：军人2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：分段间消除成员US-GAAP：军人US-GAAP：企业和其他成员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：分段间消除成员US-GAAP：军人2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：运营部门成员WMB：Transsion and Gulf MexicomeUS-GAAP：军人2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：运营部门成员WMB：东北和民主党成员US-GAAP：军人2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：运营部门成员US-GAAP：军人WMB: Westmember2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：运营部门成员WMB：gasngl 营销服务会员US-GAAP：军人2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：运营部门成员US-GAAP：军人US-GAAP：企业和其他成员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：运营部门成员WMB：Transsion and Gulf MexicomeWMB：非监管服务商品对价会员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：运营部门成员WMB：东北和民主党成员WMB：非监管服务商品对价会员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：运营部门成员WMB: WestmemberWMB：非监管服务商品对价会员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：运营部门成员WMB：gasngl 营销服务会员WMB：非监管服务商品对价会员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：运营部门成员US-GAAP：企业和其他成员WMB：非监管服务商品对价会员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：分段间消除成员WMB：非监管服务商品对价会员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：产品会员WMB：Transsion and Gulf Mexicome2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：产品会员WMB：东北和民主党成员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：产品会员WMB: Westmember2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：产品会员WMB：gasngl 营销服务会员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：产品会员US-GAAP：企业和其他成员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：产品会员WMB：Transsion and Gulf MexicomeUS-GAAP：分段间消除成员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：产品会员US-GAAP：分段间消除成员WMB：东北和民主党成员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：产品会员US-GAAP：分段间消除成员WMB: Westmember2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：产品会员WMB：gasngl 营销服务会员US-GAAP：分段间消除成员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：产品会员US-GAAP：分段间消除成员US-GAAP：企业和其他成员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：产品会员US-GAAP：分段间消除成员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：产品会员US-GAAP：运营部门成员WMB：Transsion and Gulf 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MexicomeUS-GAAP：能源大宗商品和服务成员2022-01-012022-03-310000107263WMB：未实现的收益损失会员US-GAAP：能源大宗商品和服务成员WMB：东北和民主党成员2022-01-012022-03-310000107263WMB：未实现的收益损失会员US-GAAP：能源大宗商品和服务成员WMB: Westmember2022-01-012022-03-310000107263WMB：未实现的收益损失会员WMB：gasngl 营销服务会员US-GAAP：能源大宗商品和服务成员2022-01-012022-03-310000107263WMB：未实现的收益损失会员US-GAAP：能源大宗商品和服务成员US-GAAP：企业和其他成员2022-01-012022-03-310000107263WMB：未实现的收益损失会员US-GAAP：分段间消除成员US-GAAP：能源大宗商品和服务成员2022-01-012022-03-310000107263WMB：未实现的收益损失会员US-GAAP：能源大宗商品和服务成员2022-01-012022-03-310000107263WMB：Transsion and Gulf MexicomeUS-GAAP：能源大宗商品和服务成员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：能源大宗商品和服务成员WMB：东北和民主党成员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：能源大宗商品和服务成员WMB: Westmember2022-01-012022-03-310000107263WMB：gasngl 营销服务会员US-GAAP：能源大宗商品和服务成员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：能源大宗商品和服务成员US-GAAP：企业和其他成员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：分段间消除成员US-GAAP：能源大宗商品和服务成员2022-01-012022-03-310000107263US-GAAP：分段间消除成员2022-01-012022-03-31

美国证券交易委员会

华盛顿特区 20549
表单 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 2023年3月31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
对于从 _____________ 到 ____________ 的过渡期_
委员会档案编号 1-4174

这个威廉姆斯公司
（注册人的确切姓名如其章程所示）
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-WILLIAMS）
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：
每个班级的标题交易品种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。
大型加速过滤器☑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。 ☐
用勾号指明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第 12b-2 条）。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2023年5月1日的已发行股份
普通股，面值1.00美元1,218,187,114


威廉姆斯公司
索引

页面
第一部分财务信息
第 1 项。财务报表
合并损益表——截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月
6
合并综合收益（亏损）表——截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月
7
合并资产负债表——2023年3月31日和2022年12月31日
8
合并权益变动表——截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月
9
合并现金流量表——截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月
10
合并财务报表附注
11
附注 1-概述、业务描述和列报依据
11
附注 2-可变利息实体
12
附注3-收购
13
附注 4-收入确认
17
附注5-所得税准备金（福利）
19
附注6——债务和银行安排
20
附注 7-公允价值计量和担保
21
附注 8-衍生品
23
附注9-或有负债
24
附注 10-分部披露
28
第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
31
第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露
47
第 4 项。控制和程序
48
第二部分。其他信息
49
第 1 项。法律诉讼
49
第 1A 项。风险因素
49
第 2 项。未注册的股权证券销售和所得款项的使用
50
第 6 项。展品
51
威廉姆斯公司（Williams）的报告、文件和其他公开公告可能包含或以引用方式纳入与历史事实没有直接或专门关系的陈述。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》规定的安全港保护措施发表这些前瞻性陈述。
除历史事实陈述外，本报告中包含的所有涉及我们预期、相信或预期将来将存在或可能发生的活动、事件或发展的陈述均为前瞻性陈述。前瞻性陈述可以用各种形式的词来识别，例如 “预期”、“相信”、“寻求”、“可能”、“应该”、“继续”、“估计”、“预期”、“打算”、“可能”、“目标”、“目标”、“目标”、“目标”、“计划”、“潜力”、“项目”、“计划”、“将”、“假设”,” “指导”, “展望”, “上线日期” 或其他类似表述.这些前瞻性陈述基于
1

管理层的信念和假设以及管理层目前可用的信息，包括有关以下内容的陈述：
•威廉姆斯股东的分红水平；
•威廉姆斯及其关联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展和增长；
•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；
•经营或经营业绩产生的现金流；
•某些业务组成部分的季节性；
•天然气、液化天然气和原油的价格、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：
•供应的可得性、市场需求和价格波动；
•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，以及我们获得必要许可和批准以及实现优惠利率诉讼结果的能力；
•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建设施和完成资产销售；
•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；
•利益相关者对我们的环境、社会和治理实践的审查越来越多，期望也不断变化；
•与气候变化相关的物质和财务风险；
•业务和发展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（包括 COVID-19）造成的风险；
2

•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坏；
•恐怖主义行为、网络安全事件和相关干扰；
•我们对固定福利养老金计划和其他退休后福利计划的成本和融资义务；
•维护和施工成本的变化，以及我们获得足够施工相关投入（包括熟练劳动力）的能力；
•通货膨胀、利率和总体经济状况（包括全球信贷市场的未来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商定和维持石油价格和产量管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；
•美国政府行政和政策的变化；
•我们是否能够支付当前和预期的股息水平；
•我们在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分依赖我们的前瞻性陈述。我们不承担任何更新上述清单的义务，也不打算公开宣布为反映未来事件或事态发展而对任何前瞻性陈述进行的任何修订的结果。
除了导致我们的实际业绩出现差异外，上面列出的和下文提到的因素还可能导致我们的意图与本报告中提出的意图陈述有所不同。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、我们的假设或其他方面的变化，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，除了上面列出的因素外，还有一些重要因素可能导致实际结果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2023年2月27日向美国证券交易委员会提交的截至2022年12月31日止年度的10-K表年度报告中的风险因素。
3


目录
定义
以下是本表格 10-Q 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:
Barrel 或 Bbl: 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
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): 一个等于一百万英热单位的能量单位
mdth/d: 每天一千 dekatherms
mmdTH: 一百万德卡热量或大约一万亿英热单位
mmdth/d: 每天一百万脱热
合并实体: 我们要么拥有 100% 所有权权益，要么我们不拥有 100% 所有权权益，但由我们控制并因此进行整合，包括以下实体：
红衣主教：Cardinal Gas Services，L.L.C.
Gulfstar One：Gulfstar一号有限责任公司
东北合资企业： 俄亥俄谷中游有限责任公司
西北管道： 西北管道有限责任公司
Transco： 横贯大陆的天然气管道公司, LLC
未合并的实体：我们不拥有 100% 所有权权益的实体，截至2023年3月31日，我们将这些实体作为权益法投资进行核算，主要包括以下几项：
Blue Racer： Blue Racer 中游有限责任公司
布拉索斯二世二世： 布拉索斯二世有限责任公司
发现： 探索制片人服务有限责任公司
湾流：湾流天然气系统，L.C.
月桂山： 劳雷尔山中游有限责任公司
OPPL：欧弗兰帕斯管道公司有限责任公司
嗯：洛基山中游控股有限责任公司
Targa Train 7： Targa Train7 LLC
4


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政府和监管:
环保局： 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： 美国国税局
秒： 证券交易委员会
《证券法》， 经修订的 1933 年《证券法》
其他:
息税折旧摊销前利润 利息、税项、折旧和摊销前的收益
分馏： 将混合的天然气液体分离成组成产物的过程，例如乙烷、丙烷和丁烷
GAAP： 美国公认的会计原则
长度：液化天然气；在低温下液化的天然气
MVC: 最低交易量承诺
液化天然气： 液化天然气；液化天然气源于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应用
阿巴拉契亚中游投资：我们的股权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。
序列采集：2021 年 7 月 1 日，收购 Sequent Energy Management, L.P. 和 Sequent 加拿大能源公司 100% 的股份
轨迹采集： 2022年4月29日，我们收购了Gemini Arklatex, LLC的100％股份，通过该收购了海恩斯维尔页岩地区的天然气收集和Trace Midstream（Trace）的相关资产。
收购 NorteX 资产： 2022 年 8 月 31 日，从 NorteX Midstream Holdings, LLC 收购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。
西部山区收购：2023年2月14日，收购了MountainWest管道控股公司（MountainWest）的100％股份，其中包括受FERC监管的州际天然气管道系统和天然气储存能力。

5


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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
3月31日
20232022
（百万美元，每股金额除外）
收入：
服务收入$1,694 $1,537 
服务收入——商品对价36 77 
产品销售845 1,104 
商品衍生品的净收益（亏损）506 (194)
总收入3,081 2,524 
成本和支出：
产品成本553 803 
净加工商品费用54 30 
运营和维护费用463 394 
折旧和摊销费用506 498 
销售费用、一般费用和管理费用176 154 
其他（收入）支出——净额(31)(9)
成本和支出总额1,721 1,870 
营业收入（亏损）1,360 654 
股本收益（亏损）147 136 
其他投资收益（亏损）——净额8 1 
产生的利息(304)(289)
利息资本化10 3 
其他收入（支出）——净额20 5 
所得税前收入（亏损）1,241 510 
减去：所得税准备金（福利）284 118 
净收益（亏损）957 392 
减去：归属于非控股权益的净收益（亏损）
30 12 
归属于威廉姆斯公司的净收益（亏损）
927 380 
减去：优先股分红1 1 
普通股股东可获得的净收益（亏损）$926 $379 
普通股每股基本收益（亏损）：
普通股股东可获得的净收益（亏损）$.76 $.31 
加权平均股（千股）1,219,465 1,216,940 
普通股每股摊薄收益（亏损）：
普通股股东可获得的净收益（亏损）$.76 $.31 
加权平均股（千股）1,225,781 1,221,279 

参见随附的注释。
6


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
3月31日
20232022
（百万）
净收益（亏损）$957 $392 
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）7) 在 2023 年还有 $ (1) 在 2022 年
20 3 
养老金和其他退休后福利：
净定期福利成本（信贷）中包含的精算（收益）亏损和净精算亏损的摊销，扣除税款0在 2023 年和 ($)1) 在 2022 年
1 2 
其他综合收益（亏损）21 5 
综合收益（亏损）978 397 
减去：归属于非控股权益的综合收益（亏损）
30 12 
归属于威廉姆斯公司的综合收益（亏损）
$948 $385 
参见随附的注释。

7


目录
威廉姆斯公司
合并资产负债表
（未经审计）
3月31日
2023		十二月三十一日
2022
（百万美元，每股金额除外）
资产
流动资产：
现金和现金等价物$477 $152 
贸易账户和其他应收账款
1,530 2,729 
可疑账款备抵金(6)(6)
贸易账户和其他应收账款——净额1,524 2,723 
库存244 320 
衍生资产243 323 
其他流动资产和递延费用269 279 
流动资产总额2,757 3,797 
投资5,067 5,065 
不动产、厂房和设备49,546 47,057 
累计折旧和摊销(17,451)(16,168)
不动产、厂房和设备——净额
32,095 30,889 
无形资产——扣除累计摊销后的净额7,660 7,363 
监管资产、递延费用和其他1,357 1,319 
总资产$48,936 $48,433 
负债和权益
流动负债：
应付账款$1,258 $2,327 
衍生负债180 316 
应计负债和其他流动负债955 1,270 
商业票据— 350 
一年内到期的长期债务1,627 627 
流动负债总额4,020 4,890 
长期债务22,785 21,927 
递延所得税负债3,177 2,887 
监管负债、递延收入和其他4,631 4,684 
或有负债和承付款（附注9）
股权：
股东权益：
优先股 ($)1面值； 302023 年 3 月 31 日和 2022 年 12 月 31 日已授权的百万股； 35,000于2023年3月31日和2022年12月31日发行的股票）
35 35 
普通股 ($)1面值； 1,4702023 年 3 月 31 日和 2022 年 12 月 31 日已授权的百万股； 1,256截至2023年3月31日已发行的百万股股票以及 1,253截至2022年12月31日已发行百万股）
1,256 1,253 
超过面值的资本24,516 24,542 
留存赤字(12,895)(13,271)
累计其他综合收益（亏损）(3)(24)
库存股，按成本计算（37截至2023年3月31日的百万股股票以及 35截至2022年12月31日的百万股普通股）
(1,124)(1,050)
股东权益总额11,785 11,485 
合并子公司的非控股权益2,538 2,560 
权益总额14,323 14,045 
负债和权益总额$48,936 $48,433 

参见随附的注释。
8


目录
威廉姆斯公司
综合权益变动表
（未经审计）

威廉姆斯公司股东
首选
股票		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
公平		非控制性
兴趣爱好		权益总额
（百万）
余额 — 2022 年 12 月 31 日$35 $1,253 $24,542 $(13,271)$(24)$(1,050)$11,485 $2,560 $14,045 
净收益（亏损）— — — 927 — — 927 30 957 
其他综合收益（亏损）
— — — — 21 — 21 — 21 
现金分红—普通股 ($)0.4475每股）
— — — (546)— — (546)— (546)
股息和对非控股权益的分配
— — — — — — — (54)(54)
扣除税后的股票薪酬和相关普通股发行
— 3 (26)— — — (23)— (23)
来自非控股权益的出资
— — — — — — — 3 3 
购买库存股— — — — — (74)(74)— (74)
其他— — — (5)— — (5)(1)(6)
权益净增加（减少）— 3 (26)376 21 (74)300 (22)278 
余额 — 2023 年 3 月 31 日$35 $1,256 $24,516 $(12,895)$(3)$(1,124)$11,785 $2,538 $14,323 
余额 — 2021 年 12 月 31 日$35 $1,250 $24,449 $(13,237)$(33)$(1,041)$11,423 $2,678 $14,101 
净收益（亏损）— — — 380 — — 380 12 392 
其他综合收益（亏损）
— — — — 5 — 5 — 5 
现金分红—普通股 ($)0.425每股）
— — — (518)— — (518)— (518)
股息和对非控股权益的分配
— — — — — — — (37)(37)
扣除税后的股票薪酬和相关普通股发行
— 2 27 — — — 29 — 29 
来自非控股权益的出资
— — — — — — — 3 3 
其他— — — (3)— — (3)(1)(4)
权益净增加（减少）— 2 27 (141)5 — (107)(23)(130)
余额 — 2022 年 3 月 31 日$35 $1,252 $24,476 $(13,378)$(28)$(1,041)$11,316 $2,655 $13,971 

*累计其他综合收益（亏损）
参见随附的注释。

9


目录
威廉姆斯公司
合并现金流量表
（未经审计）
三个月已结束
3月31日
20232022
（百万）
经营活动：
净收益（亏损）$957 $392 
为核对经营活动提供（使用）的净现金而进行的调整：
折旧和摊销506 498 
递延所得税准备金（收益）283 115 
股权（收益）亏损(147)(136)
权益法被投资者的分配208 212 
衍生工具的未实现（收益）净亏损(327)123 
库存减记18 — 
股票奖励的摊销17 21 
流动资产和负债变动提供（使用）的现金：
应收账款1,269 (3)
库存27 178 
其他流动资产和递延费用(4)(65)
应付账款(1,017)(138)
应计负债和其他流动负债(318)(149)
流动和非流动衍生资产和负债的变化82 101 
其他，包括非流动资产和负债的变化(40)(67)
经营活动提供（使用）的净现金1,514 1,082 
融资活动：
商业票据（支付）的收益——净额(352)— 
长期债务的收益1,502 3 
长期债务的支付(7)(1,256)
发行普通股的收益3 37 
购买库存股(74)— 
已支付的普通股股息(546)(518)
向非控股权益支付的股息和分配(54)(37)
来自非控股权益的出资3 3 
偿还债务发行成本(8)— 
其他 — 净额(17)(30)
融资活动提供（使用）的净现金450 (1,798)
投资活动：
财产、厂房和设备：
资本支出 (1)(545)(291)
处置 — 净额(7)(6)
施工援助捐款11 (3)
收购企业，扣除收购的现金（注3）
(1,056)— 
权益法投资的购买和出资(39)(56)
其他 — 净额(3)(4)
投资活动提供（使用）的净现金(1,639)(360)
现金和现金等价物的增加（减少）325 (1,076)
年初的现金和现金等价物152 1,680 
期末的现金和现金等价物$477 $604 
_____________
(1) 不动产、厂房和设备的增加$(484)$(260)
相关应付账款和应计负债的变化(61)(31)
资本支出$(545)$(291)

参见随附的注释。
10


目录
威廉姆斯公司
合并财务报表附注
（未经审计）

注1 — 概述、业务描述和列报依据
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，应在我们的10-K表年度报告中与截至2022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我们的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作出影响我们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。
除非上下文另有明确说明，否则本报告中提及的 “威廉姆斯”、“我们”、“我们” 或类似术语均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” 的业务包括将我们自己的权益计为权益法投资、未并入财务报表的业务。当我们提及我们的股权被投资者的名字时，我们指的只是他们的业务和运营
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。回购可以不时在公开市场上进行，也可以通过大宗收购、私下协商交易或以我们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期。在 2023 年期间，已经有了 $74该计划下的百万美元回购已包含在我们的综合权益变动表中。该计划迄今为止的累计回购总额 $83百万。
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，分为以下应报告的细分市场：输电和墨西哥湾、东北G&P、西部以及天然气和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，均包含在其他。
Transmission & Gulf of Mexico 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）、Northwest Pipeline LLC（西北管道）和MountainWest组成（见注3——收购）)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，包括 51Gulfstar One LLC（Gulfstar One）（合并可变权益实体或 VIE）的百分比权益，a 50对湾流天然气系统、有限责任公司（Gulfstream）的股权法投资百分比 60对探索生产者服务有限责任公司（Discovery）的股权法投资百分比。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
11


注意事项（续）
目录
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，a 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 50Blue Racer Midstream LLC（Blue Racer）和Appalachia Midstream Services, LLC的股权法投资百分比，后者是一家拥有近似平均值的股权法投资的全资子公司 66对马塞勒斯页岩地区的多个天然气收集系统的兴趣百分比（阿巴拉契亚中游投资）。
西部由我们在科罗拉多州和怀俄明州的落基山地区、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以及包括阿纳达科和二叠纪盆地的中部大陆地区的天然气收集、加工和处理业务组成。该细分市场还包括我们的液化天然气储存设施，这是一个不可分割的 50对堪萨斯州康威附近一台 NGL 分馏塔的兴趣百分比 50Overland Pass Pipeline Company LLC（OPPL）的股权法投资百分比，a 50对落基山中游控股有限责任公司（RMM）的股权法投资百分比，a 20对Targa Train 7 LLC（Targa Train 7）（非合并VIE）的股权法投资百分比，以及 15对Brazos Permian II, LLC（Brazos Permian II）（非合并VIE）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的天然气和液化天然气（NGL）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、厂房和设备以及无形资产，尤其是2012年至2014年间作为业务合并计的某些收购资产，其账面价值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，包括资产货币化或向与第三方的新企业提供资产等交易，以及预期生产者活动的不利变化，有合理的可能性可能会影响我们的假设并最终导致这些资产的减值。此类交易或事态发展也可能表明，我们的某些股票法投资经历了非暂时的价值下降，这可能导致减值。
注2 — 可变利息实体
合并后的VIE
自 2023 年 3 月 31 日起，我们整合了以下 VIE：
东北合资企业
我们拥有一个 65东北合资公司的百分比权益，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，而且东北合资企业几乎所有的活动都是代表我们开展的。我们是主要受益者，因为我们有权指导对东北合资企业经济表现产生最大影响的活动。东北合资公司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伙人按比例提供资本出资。
海湾之星一号
我们拥有一个 51Gulfstar One的百分比权益，由于其客户合同中的某些风险分担条款，该子公司属于VIE。Gulfstar One 包括专有的浮动生产系统 Gulfstar FPS 和相关管道，这些管道在海湾东部深水区提供生产处理和收集服务
12


注意事项（续）
目录
墨西哥。我们是主要受益者，因为我们有权指导对Gulfstar One经济表现产生最大影响的活动。
红衣主教
我们拥有一个 66对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。我们是主要受益者，因为我们有权指导对Cardinal经济表现影响最大的活动。未来的扩张活动预计将由我们和其他股权合伙人的资本出资提供资金。
下表列出了合并资产负债表中包含的仅供合并后VIE使用或承担的金额：
3月31日
2023		十二月三十一日
2022
（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账款——净额 156 136 
库存4 4 
其他流动资产和递延费用4 7 
不动产、厂房和设备——净额5,123 5,154 
无形资产——扣除累计摊销后的净额2,131 2,158 
监管资产、递延费用和其他
30 29 
应付账款(74)(76)
应计负债和其他流动负债(33)(34)
监管负债、递延收入和其他
(275)(275)

非合并VIE
Targa Train 7
我们拥有一个 20Targa Train 7的权益为百分比，该公司在德克萨斯州贝尔维尤山提供分馏服务，是VIE，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3月31日，我们对Targa Train 7的投资的账面价值为美元45百万。我们的最大损失风险敞口仅限于投资的账面价值。
布拉索斯二世二世
我们拥有一个 15Brazos Permian II 的权益为百分比，该公司在特拉华盆地提供采集和加工服务，是 VIE，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3月31日，我们在布拉索斯二叠纪二期投资的账面价值为美元18百万。我们的最大损失风险敞口仅限于投资的账面价值。
附注 3 — 收购
收购西部山区
2023 年 2 月 14 日，我们完成了收购 100包括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）在内的MountainWest管道控股公司（MountainWest）的百分比为美元1.08十亿美元的现金，资金来自可用的短期流动性来源，并保留美元430MountainWest长期债务的未偿本金为百万美元，收盘后将进行调整。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展到犹他州、怀俄明州和科罗拉多州的主要市场。
13


注意事项（续）
目录
在从收购之日2023年2月14日到2023年3月31日期间，在MountainWest收购中收购的业务做出了贡献 收入的 $34百万和 修改后的息税折旧摊销前（定义见附注10——分部披露）的美元20百万。
MountainWest 的收购相关成本收购 $12据报道，我们的输电和墨西哥湾细分市场有100万个，包括在 销售费用、一般费用和管理费用在我们的 2023 年合并损益表中。
我们将MountainWest的收购视为业务合并，除其他外，这要求在收购之日的公允价值确认收购的可识别资产和承担的负债。使用的估值技术包括不受监管的财产、厂房和设备的折旧重置成本，以及假定长期债务的市场方法，与附注7——公允价值计量和担保中讨论的估值技术一致。MountainWest的受监管业务根据会计准则编纂980（监管业务）进行核算。受利率制定和成本回收规定约束的资产和负债的公允价值是使用收益法确定的。MountainWest的预期利率基础回报率与处境相似资产的预期回报一致，因此这些资产和负债的结转基础等于其公允价值。
下表列出了收购的主要资产类别的收购日期公允价值的初步分配，这些资产包含在我们的输电和墨西哥湾板块中，以及截至2023年2月14日承担的负债。收购的应收账款的公允价值等于合同应收金额。分配被认为是初步的，因为估值结果正在审查和对重要投入和假设的验证，估值工作尚未完成。对某些收购的资产和负债，主要是财产、厂房和设备以及长期债务，进行了初步的公允价值衡量标准；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，因此可以在后续期间（自收购之日起最多一年）对这些衡量标准进行调整。
（百万）
现金和现金等价物$23 
贸易账户和其他应收账款——净额14 
其他流动资产28 
投资22 
不动产、厂房和设备——净额1,092 
其他非流动资产33 
购置的可识别资产总额$1,212 
流动负债$(38)
长期债务（参见注释 6）
(365)
其他非流动负债(155)
承担的负债总额$(558)
收购的净可识别资产$654 
商誉包含在 无形资产——扣除累计摊销后的净额
400 
收购的净资产$1,054 
MountainWest收购中获得的商誉主要与增强和多元化我们的流域地位以及与费率监管业务相关的长期价值有关，在我们的输电和墨西哥湾板块中报告了商誉。基本上，出于税收目的，所有商誉都可以扣除。商誉包含在其中 无形资产——扣除累计摊销后的净额在我们的合并资产负债表中，代表对价超过所收购净资产的公允价值。它不受摊销，但从10月1日起每年都要进行减值评估，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值与其进行比较
14


注意事项（续）
目录
账面价值，包括商誉。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。
轨迹采集
2022 年 4 月 29 日，我们完成了收购 100我们以美元收购 Trace Midstream（Trace）海恩斯维尔页岩地区天然气采集和相关资产的 Gemini Arklatex, LLC 的百分比972百万现金由手头现金和发行商业票据（Trace Acquisition）的收益提供资金。Trace Acquisition的目的是将我们的足迹扩展到德克萨斯州海恩斯维尔页岩地区的东部地区，扩大该国最大的增长盆地之一的盆地规模。
在从收购之日2022年4月29日到2022年12月31日期间，在Trace收购中收购的业务做出了贡献 收入的 $148百万和 修改后的息税折旧摊销前的 $73百万。
追踪收购 $ 的收购相关成本8据报道，我们的西部细分市场有数百万人，已包含在 销售费用、一般费用和管理费用在我们的 2022 年合并损益表中。
我们将Trace收购视为业务合并。下表列出了收购资产的主要类别的收购日期公允价值的分配，这些资产包含在我们的西部板块，以及截至2022年4月29日承担的负债。收购的应收账款的公允价值等于合同应收金额。使用的估值技术包括无形资产估值的收入法（超额收益法）和不动产、厂房和设备的折旧重置成本。
（百万）
现金和现金等价物$39 
贸易账户和其他应收账款——净额18 
不动产、厂房和设备——净额448 
无形资产——扣除累计摊销后的净额472 
其他非流动资产20 
收购的资产总额$997 
应付账款$(12)
应计负债和其他流动负债(5)
其他非流动负债(8)
承担的负债总额$(25)
收购的净资产$972 
其他无形资产
Trace Acquisition中确认的其他无形资产与与客户签订的天然气采集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，这些净现金流量将来自收购的合同客户关系，使用经风险调整的折扣率进行折现。这些无形资产在最初的时期内按直线摊销 20年份，代表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 2这些合同客户关系的未来预期收入的百分比受到我们续订或重新谈判现有客户合同的能力和意图的影响。我们将支出续订或延长与客户签订的天然气采集合同条款所产生的成本。根据当前合同期内预计的未来收入（收购时的估计），下次续订或延长现有合同客户关系之前的加权平均期约为 19年份。
15


注意事项（续）
目录
补充申请表
以下预备格式 收入和 归属于威廉姆斯公司的净收益（亏损）在截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月中，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。这些预计金额不一定表明如果MountainWest的收购和追踪收购实际上是在所示日期或期间内进行的，实际结果会如何，也不一定是为了预测 收入要么 归属于威廉姆斯公司的净收益（亏损）在未来的任何时期或任何日期。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加，也未影响实现这些成本节约、运营协同效应和收入增加的潜在成本。
截至2023年3月31日的三个月
正如报道的那样Pro Forma MountainWest (Pro Forma 组合
（百万）
收入$3,081 $35 $3,116 
归属于威廉姆斯公司的净收益（亏损）927 6 933 
截至2022年3月31日的三个月
正如报道的那样Pro Forma Mount专业版跟踪Pro Forma 组合
（百万）
收入$2,524 $67 $35 $2,626 
归属于威廉姆斯公司的净收益（亏损）380 17 14 411 
(1)不包括自2023年2月14日收购之日起的MountainWest收购业务的业绩，因为这些业绩已包含在报告的金额中。
收购 NorteX 资产
2022 年 8 月 31 日，我们从 NorteX Midstream Holdings, LLC（NorteX 资产收购）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424百万。这些资产包含在我们的输电和墨西哥湾板块中。

16


注意事项（续）
目录
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仓储东北中游中游西部天然气和液化天然气营销服务其他淘汰总计
（百万）
截至2023年3月31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$813 $— $— $— $— $— $(11)$802 
收集、加工、运输、分馏和储存：
金钱对价— 100 391 343 — — (43)791 
商品对价— 12 6 18 — — — 36 
其他4 6 56 10 1 — (5)72 
服务收入总额817 118 453 371 1 — (59)1,701 
产品销售22 36 49 90 1,373 102 (254)1,418 
与客户签订合同的总收入839 154 502 461 1,374 102 (313)3,119 
其他收入 (1)13 4 7 42 1,916 15 — 1,997 
其他调整 (2)— — — — (2,159)— 124 (2,035)
总收入$852 $158 $509 $503 $1,131 $117 $(189)$3,081 
截至2022年3月31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$778 $— $— $— $— $— $(18)$760 
收集、加工、运输、分馏和储存：
金钱对价— 82 323 317 — — (30)692 
商品对价— 21 7 49 — — — 77 
其他2 6 51 12 1 — (6)66 
服务收入总额780 109 381 378 1 — (54)1,595 
产品销售16 87 36 187 2,470 104 (393)2,507 
与客户签订合同的总收入796 196 417 565 2,471 104 (447)4,102 
其他收入 (1)4 2 6 (3)1,615 (65)(3)1,556 
其他调整 (2)— — — — (3,232)— 98 (3,134)
总收入$800 $198 $423 $562 $854 $39 $(352)$2,524 
______________________________
(1)非来自与客户签订的合同的收入主要包括与衍生合约相关的实物产品销售以及与我们的衍生品合约相关的已实现和未实现的损益，这些收益和亏损列于 商品衍生品的净收益（亏损） 在合并收益表中，我们因向运营股权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商或从事能源交易活动，因此产生的收入在我们的合并收益表中列报了扣除这些活动的相关成本.
17


注意事项（续）
目录
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
3月31日
20232022
（百万）
期初余额$29 $22 
确认的收入超过发票金额
43 55 
已开具发票的最低交易量承诺
(30)(41)
期末余额$42 $36 
合同负债
下表列出了我们的合同负债的对账情况：
三个月已结束
3月31日
20232022
（百万）
期初余额$1,043 $1,126 
已收到和推迟的付款
29 29 
重要的融资部分
2 2 
获得的合同责任5 — 
在收入中确认
(69)(64)
期末余额$1,010 $1,093 
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、存储容量合同、包含与我们的中游业务相关的最低销量承诺（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，剩余的履约义务反映了我们在相关合同有效期内当前的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。
我们剩余的绩效义务不包括可变对价，包括我们已选择实际权宜之计作为计入账单收入的对价可变合同。我们的某些合同包含合同初始期限之外的常绿条款和其他续订条款。截至2023年3月31日的剩余履约义务金额不考虑尚未行使续订的潜在未来绩效义务，也不包括与标的设施尚未获得FERC授权投入使用的客户签订的合同。2023 年 3 月 31 日之前收到的将在未来期间确认的对价也被排除在我们剩余的履约义务中，而是反映在合同负债中。
18


注意事项（续）
目录
下表列出了截至2023年3月31日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）
2023 (九个月)
$98 $2,887 
2024 (一年)
124 3,647 
2025 (一年)
122 3,363 
2026 (一年)
107 2,837 
2027 (一年)
101 2,564 
此后
458 15,096 
总计
$1,010 $30,394 
应收账款
以下是我们的摘要 贸易账户和其他应收账款 –网:
2023年3月31日2022年12月31日
（百万）
与客户签订的合同收入相关的应收账款$1,205 $1,771 
衍生品应收账款291 889 
其他应收账款28 63 
贸易账户和其他应收账款 –网
$1,524 $2,723 
附注 5 — 所得税准备金（福利）
这个 所得税准备金（福利）包括：
三个月已结束
3月31日
20232022
（百万）
当前：
联邦$1 $1 
州— 2 
1 3 
已推迟：
联邦237 94 
州46 21 
283 115 
所得税准备金（福利）$284 $118 
截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月，总准备金（福利）的有效所得税税率均高于联邦法定税率，这主要是由于州所得税的影响。
19


注意事项（续）
目录
附注6——债务和银行业务安排
长期债务
发放和退休
2023 年 3 月 2 日，我们发行了 $750百万的 5.402026 年 3 月 2 日到期的优先无抵押票据百分比和 $750百万的 5.652033 年 3 月 15 日到期的优先无抵押票据百分比。
由于2023年2月14日对MountainWest的收购，我们的合并资产负债表现在包括美元100百万的 3.532028 年 1 月 31 日到期的优先无抵押票据百分比，美元150百万的 3.912038年1月31日到期的优先无抵押票据百分比和美元180百万的 4.8752041 年 12 月 1 日到期的优先无抵押票据百分比。收购日期公允价值反映了 $65减少本金总额的百万美元。（参见附注 3 — 收购）。
商业票据计划
2023 年 3 月 31 日， 不在我们的美元之下，商业票据表现出色3.5十亿商业票据计划。
信贷额度
2023年3月31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18 
(1)在管理我们的可用流动性时，我们预计最大未偿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。
20


注意事项（续）
目录
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，这些资产和负债未在下表中列出。
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）
截至2023年3月31日的资产（负债）：
定期测量：
ARO 信托投资$242 $242 $242 $— $— 
商品衍生资产 (1)132 132 17 109 6 
商品衍生负债 (1)(449)(449)(1)(395)(53)
其他金融资产（负债）——净额
(1)(1)— (1)— 
其他披露：
长期债务，包括流动部分(24,412)(23,727)— (23,727)— 
担保(38)(27)— (11)(16)
截至2022年12月31日的资产（负债）：
定期测量：
ARO 信托投资$230 $230 $230 $— $— 
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）——净额
(5)(5)— (5)— 
其他披露：
长期债务，包括流动部分(22,554)(21,569)— (21,569)— 
担保(38)(25)— (9)(16)
(1)商品衍生品资产和负债净额不包括美元120第 1 级的百万净现金抵押品。
(2)商品衍生品资产和负债净额不包括美元202第 1 级的百万净现金抵押品。

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：
经常性按公允价值计量的资产
ARO 信托投资:根据利率案例和解协议，Transco将其收取的利率的一部分存入专门为未来资产退休债务（ARO）提供资金的外部信托（ARO Trust）。ARO Trust投资于交易活跃的共同基金投资组合，这些投资组合是根据活跃市场的报价定期以公允价值计量的，报告于 监管资产、递延费用和其他在我们的
21


注意事项（续）
目录
合并资产负债表。已实现和未实现的损益最终都记录为监管资产或负债。
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合约（OTC）合约，由经常性以公允价值计量的实物远期、期货和掉期合约组成。我们还有其他与资产管理协议相关的衍生品和其他需要实物交割的合同。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，这些交易代表将天然气从纽约商品交易所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人那里获得的报价。分类为 3 级的导数是使用可观察和不可观察的输入组合进行估值的。公允价值金额按净值列报，反映了我们的主净结算安排条款允许的资产和负债头寸的净额结算，以及我们为抵押某些衍生品头寸而收到或汇出的保证金账户中存入的现金的净额。大宗商品衍生资产报告于 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。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公允价值的变化记录在 商品衍生品的净收益（亏损） 和 净加工商品费用在我们的 合并损益表。有关我们的衍生品的更多信息，请参见附注8——衍生品。
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使用经纪人报价的指示性期末债券价格的市场方法确定。报价基于我们债务或类似工具在不太活跃的市场中观察到的交易。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是使用收益方法确定的，这些项目包含在长期债务中。
担保:担保主要包括我们在我们之前拥有的通信子公司威廉姆斯通讯集团（WilTel）未就有效期至2042年的租赁履约义务付款时提供的担保。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，使用收入方法将估计的违约率应用于未来合同租赁付款的总和。估计的违约率是通过根据WilTel当前所有者的信用评级和基础债务期限获得发行人加权平均违约率来确定的。默认利率由穆迪投资者服务公司公布。WilTel担保的账面价值报告于 应计负债和其他流动负债在我们的合并资产负债表中。最大潜在未贴现流动性敞口约为 $24百万 2023 年 3 月 31 日。在WilTel的剩余债务期限内，我们的风险敞口系统地下降。
与已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业绩水平的概率加权情景。赔偿条款不限制与担保相关的未来可能支付的最大款额。该担保的账面价值报告于 监管负债、递延收入和其他在我们的合并资产负债表中。
我们的循环信贷协议要求我们向贷款人提供补偿，以偿还贷款人应付的款项中预扣的某些税款，以及贷款人缴纳的某些税款。这些赔偿项下未来可能支付的最大金额基于相关借款，目前无法确定此类未来还款额。这些赔偿通常会无限期持续下去，除非受到基础税收法规的限制，并且 不承载价值。我们从未被要求履行这些赔偿金，目前也没有预期将来会有索赔。
22


注意事项（续）
目录
附注 8 — 衍生产品
大宗商品相关衍生品
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了通常符合衍生品定义的各种合约。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，已结算的大宗商品相关衍生品的任何现金影响均记录为经营活动。
我们进入大宗商品相关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，并保留价格变动的风险，在动荡的能源市场中，价格变动可能是实质性的，可能会对我们的经营业绩产生不利影响。
截至2023年3月31日，我们的大宗商品相关衍生品合约净多头（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mmBTU931,475,691 
中央枢纽风险——Henry Hub天然气mmBTU(30,773,146)
基础风险天然气mmBTU(38,069,941)
中央中心风险——Mont Belvieu液化天然气桶(1,153,119)
基础风险液化天然气桶(2,231,000)
中央枢纽风险-WTI原油桶91,250 
衍生财务报表演示
出于会计目的，未被指定为套期保值工具的商品相关衍生品的公允价值反映如下：
3月31日
2023		十二月三十一日
2022
衍生品类别资产（负债）资产（负债）
（百万）
当前$611 $(623)$1,099 $(1,278)
非当前156 (461)269 (734)
衍生品总数$767 $(1,084)$1,368 $(2,012)
交易对手和抵押品净额抵消(511)631 (1,034)1,236 
我们的合并资产负债表中确认的金额$256 $(453)$334 $(776)
23


注意事项（续）
目录
大宗商品相关衍生工具的税前影响 在 商品衍生品的净收益（亏损）反映在内部 总收入 和 净加工商品费用 在我们的合并损益表中，如下所示：
收益（损失）
三个月已结束
3月31日
20232022
（百万）
未指定为对冲工具的已实现大宗商品相关衍生品$174 $(69)
未被指定为对冲工具的未实现大宗商品相关衍生品332 (125)
商品衍生品的净收益（亏损）$506 $(194)
已实现的大宗商品相关衍生品未被指定为对冲工具 净加工商品费用
$(4)$1 
未实现的大宗商品相关衍生品未被指定为对冲工具 净加工商品费用
$(5)$2 
特遣队特征
通常，抵押品可以由母公司担保、信用证或现金提供。如果需要抵押品，则确认的收回现金抵押品的权利或返还现金抵押品的义务的公允价值金额将与与同一交易对手执行的衍生品确认的公允价值金额相抵消。
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。如果我们的信用评级降至非投资级状态，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，我们需要存入抵押品才能继续与这些交易对手进行业务交易。截至2023年3月31日，如果信用评级下调至非投资等级，合同要求的抵押品为美元7百万。
我们在某些交易所的经纪商或清算所开立账户，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2023年3月31日，经纪商保证金账户中存入的净现金抵押品为美元120百万。
附注9——或有负债
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 Inc. 参与了因我们在阿拉斯加北极拥有和运营北极炼油厂而引发的诉讼。2004 年，我们将炼油厂出售给了科赫工业公司的子公司阿拉斯加弗林特希尔斯资源有限责任公司（FHRA）。该诉讼涉及三起案件，提起日期从2010年到2014年不等。这些行动主要源于据称来自炼油厂的环丁烷污染。詹姆斯·韦斯特在2010年提起了假定的集体诉讼，将我们、WAPI和FHRA列为被告。我们和FHRA相互提起诉讼，除其他外，要求合同赔偿，指控另一方造成了环丁烷污染。2011 年，我们和 FHRA 与詹姆斯·韦斯特和解了索赔。阿拉斯加最高法院以有利于我们的方式解决了FHRA对我们的某些指控。FHRA向我们提出的合同赔偿索赔和与场外环丁烷相关的法定损害索赔已发回阿拉斯加高等法院。阿拉斯加州于2014年3月提起诉讼，要求赔偿。北极市（北极）于2014年11月提起诉讼，寻求过去和未来的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诉，并对FHRA提出了交叉索赔。FHRA 还对我们提出了交叉索赔。
24


注意事项（续）
目录
这些案件中的基本事实依据和索赔相似，可能重复风险。因此，2017年2月，这三起案件合并为州法院的一项诉讼，其中包含詹姆斯·韦斯特案以及阿拉斯加州和北极案的其余索赔。阿拉斯加州后来宣布，在炼油厂场外发现了更多全氟烷基和多氟烷基污染物（PFOS和PFOA），法院允许阿拉斯加州修改其申诉，增加对场外全氟辛烷磺酸/全氟辛烷磺酸污染的索赔。法院随后将异地全氟辛烷磺酸/全氟辛烷磺酸索赔发回阿拉斯加环境保护部进行调查，并在行政机构可能得到解决之前暂停了这些索赔。涵盖所有三起案件的几个审判日期已经排定并已确定。2019年夏天，法院出于审理目的解除了案件合并。对除北极索赔以外的所有索赔的替补审判于2019年10月开始。
2020年1月，阿拉斯加高等法院发布了有利于阿拉斯加州和FHRA的裁决备忘录，估计产生的总额和未来的潜在损失为美元86百万。法院认定，FHRA无权获得我们的合同赔偿，因为FHRA助长了环丁烷污染。2020年3月23日，法院对该案作出最终判决。申请截止日期延至2020年5月1日。但是，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动议，包括重新审判的动议和修改或修改判决的动议。法院于2020年6月11日驳回了最后一项动议，从而解决了这些审后动议。我们的上诉分点陈述已于 2020 年 7 月 13 日提交。2020年6月22日，在阿拉斯加州和FHRA案的上诉得到解决之前，法院暂停了北极的案件。2020 年 12 月 23 日，我们提交了上诉开场陈述。口头辩论于2021年12月15日举行。我们已经记录了应计负债，金额相当于我们对可能损失的估计。我们的上诉可能无法成功，最终可能不超过判决金额，这是合理的。
特许权使用费事宜
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，指控他们少付了特许权使用费，并声称违反了反垄断法和《受Racketeer影响和腐败组织法》。在宾夕法尼亚州提起的某些案件中，我们还被指定为被告，因为有人指控我们与切萨皮克一起不当参与造成所谓的特许权使用费少付。我们认为，所主张的索赔受切萨皮克欠我们的赔偿义务的约束。切萨皮克已经达成和解，以解决几乎所有未决的宾夕法尼亚州特许权使用费案件，该和解协议适用于切萨皮克和我们。和解协议不需要我们提供任何捐款。2021 年 8 月 23 日，法院批准了和解协议，但两名反对者向美国第五巡回上诉法院提起上诉。
针对能源转让和关联方的诉讼
2016年4月6日，我们在特拉华州财政法院对Energy Transfer Equity, L.P.（Energy Transfer）和LE GP, LLC（能源转移的普通合伙人）提起诉讼，指控Energy Transfer于2016年3月8日向某些Energy Transfer内部人士和其他合格投资者私募了A系列可转换优先单位（特别发行），因此故意和重大违反了与能源转移的合并协议和计划（ETE合并协议）。除其他外，该诉讼旨在发布禁令，命令被告解除特别发行并具体履行ETE合并协议规定的义务。2016 年 4 月 19 日，我们提出了修正后的申诉，寻求同样的救济。2016年5月3日，Energy Transfer和LE GP, LLC提交了答复和反诉。
2016年5月13日，我们在特拉华州财政法院对Energy Transfer、LE GP, LLC和加入ETE合并协议的其他Energy Transfer关联公司提起了单独的申诉，指控他们未能合作并尽必要努力获得ETE合并协议（税收意见）所要求的税收意见，以其他方式未能根据ETE合并协议完成合并，从而严重违反了ETE合并协议与新成立的能源转移公司有限责任公司同行（ETC）（ETC 合并）。除其他外，该诉讼要求作出宣告性判决和禁令，禁止Energy Transfer因未能获得税收意见而终止或以其他方式逃避其在ETE合并协议下的义务。
25


注意事项（续）
目录
大法官法院协调了特别提议和税收意见诉讼。2016年5月20日，Energy Transfer被告在特别发行和税收意见诉讼中提出了经修正的肯定抗辩并经核实的反诉，指控我们违反了ETE合并协议，除其他外，要求宣布我们无权获得具体业绩，Energy Transfer可以终止ETC合并，Energy Transfer有权获得美元1.48十亿终止费。2016年6月24日，经过为期两天的审判，法院发布了备忘录意见和命令，驳回了我们在税收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反诉的实质内容作出裁决。2016 年 6 月 27 日，我们就该法院的裁决向特拉华州最高法院提起上诉，要求撤销和重审以追讨损害赔偿。2017年3月23日，特拉华州最高法院维持了衡平法院的裁决。2017 年 3 月 30 日，我们向特拉华州最高法院提出复辩动议，但在 2017 年 4 月 5 日被驳回。
2016 年 9 月 16 日，我们向财政法院提出修正申诉，要求对被告违反 ETE 合并协议的行为进行赔偿。2016年9月23日，Energy Transfer向财政法院提交了第二份经修正和补充的肯定抗辩并经核实的反诉，要求除其他外支付这笔钱1.48因我们涉嫌违反 ETE 合并协议而产生的十亿美元终止费。2017年12月1日，法院批准了我们的动议，要求驳回Energy Transfer的某些反诉，包括其要求支付美元的索赔1.48十亿终止费。2017年12月8日，Energy Transfer提出了复辩动议，但大法官于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，法院作出了有利于我们的判决，金额为 $410百万，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，法院下达了最终命令和判决，裁定我们支付终止费、律师费、费用和利息，金额为 $602百万加上自2022年9月17日起的额外利息。能源转移已向特拉华州最高法院提出上诉。
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/或某些地点的补救过程，其中一些地点目前不归我们所有。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监测这些地点。在其中一些活动中，我们与无关的第三方承担连带责任，而在其他活动中则承担全部责任。我们的某些子公司已被确定为各超级基金和州废物处理场所的潜在责任方。此外，这些子公司已经承担或被指控承担了环境法规定的各种其他危险材料清除或补救义务。截至2023年3月31日，我们的应计负债总额为美元40百万用于这些事宜，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、研究的初步结果或我们在其他类似清理行动中的经验。截至2023年3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。
美国环保局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导。这些规则制定包括但不限于往复式内燃机和燃烧涡轮机最大可实现控制技术的规则、国家环境空气质量标准的审查和更新，以及新的和现有的挥发性有机化合物和甲烷源性能标准规则。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。实施新的或修改后的法规可能会对我们的运营产生影响，并增加增加法规的成本 不动产、厂房和设备——净额在受影响地区新设施和现有设施的合并资产负债表中；但是，由于监管部门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。
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注意事项（续）
目录
持续运营
我们的州际天然气管道参与了与多氯联苯、汞和其他有害物质的某些设施和地点相关的修复和监测活动。这些活动涉及美国环保局和各州环境主管部门，因此我们被认定为超级基金各废物处理场的潜在责任方。截至2023年3月31日，我们的应计负债为美元13百万美元用于这些成本，预计将收回约美元4百万通过率。
我们还累积了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2023年3月31日，我们的应计负债总额为美元10百万美元用于这些费用。
以前的行动
我们对不再运营的资产和业务负有潜在的义务。这些潜在义务包括在联邦和州环境当局的指导下开展补救活动，以及向其中某些资产和企业的购买者赔偿出售完成时存在的环境和其他负债。我们的职责与下述资产和业务的运营有关。
•以前的农业化肥和化学品业务以及以前的石油和炼油零售业务；
•以前的石油产品和天然气管道；
•前炼油设施；
•以前的勘探、生产和采矿业务；
•以前的电力和天然气营销和贸易业务。
截至2023年3月31日，我们的应计环境负债为美元17百万与这些问题有关。
其他资产剥离赔偿
根据与被剥离的业务和资产有关的各种购买和销售协议，我们已向某些购买者赔偿了他们可能因从我们手中收购的业务和资产而承担的责任。向买方提供的赔偿是销售交易中的惯例，取决于购买者承担的负债是无法通过其他方式从第三方收回的。赔偿通常涉及违反担保、税收、历史诉讼、人身伤害、财产损失、环境问题、通行权以及我们提供的其他陈述。
截至2023年3月31日，除先前披露的那样，我们不知道有任何涉及上述赔偿的重大索赔；因此，我们预计根据销售协议提供的任何赔偿不会对我们未来的财务状况产生重大影响。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不利影响。
除上述情况外，针对我们的各种其他诉讼尚待审理，这些诉讼与我们的运营附带有关，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，我们合理可能的损失总额
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注意事项（续）
目录
除应计金额外，对我们预期的未来年度运营业绩、流动性和财务状况无关紧要。这些计算是在没有考虑从第三方可能收回的任何款项的情况下进行的。
附注 10 — 分部披露
我们的应申报部门是输电和墨西哥湾、东北石油和石油公司、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均包含在 “其他” 中。（请参阅注释 1 — 概述、业务描述和陈述基础。）
性能测量
我们根据以下标准评估细分市场的运营业绩 修改后的息税折旧摊销前。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申报细分市场之间分配资源时使用的主要绩效指标。分段间 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收集服务。分段间 产品销售主要代表向我们的营销业务出售来自我们的天然气加工厂和石油和天然气资产的天然气和液化天然气。
我们定义 修改后的息税折旧摊销前 如下所示：
•之前的净收益（亏损）：
◦所得税准备金（福利）；
◦已产生的利息，扣除资本化利息；
◦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支出。
•进一步调整了该衡量标准，将我们在以下方面的比例份额包括在内（基于所有权权益） 修改后的息税折旧摊销前来自我们的权益法投资，其计算方法与上述定义一致。
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注意事项（续）
目录
下表反映了以下各项的对账情况 修改后的息税折旧摊销前到 净收益（亏损）如我们的合并损益表所示。
三个月已结束
3月31日
20232022
（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$715 $697 
东北 G&P470 418 
西方304 260 
天然气和液化天然气营销服务 (1)567 13 
其他74 5 
2,130 1,393 
与非监管业务的资产报废义务相关的增值支出
(15)(11)
折旧和摊销费用(506)(498)
股本收益（亏损）147 136 
其他投资收益（亏损）——净额8 1 
权益法投资的按比例修改后的息税折旧摊销前利润(229)(225)
利息支出(294)(286)
（准备金）所得税补助金(284)(118)
净收益（亏损）$957 $392 
_____________
(1)    修改后的息税折旧摊销前在截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月中，包括美元的费用18百万和美元0 百万，分别与我们的库存成本调整或可变现净值调整的较低值有关。这些费用反映在 产品销售和 产品成本在我们的合并损益表中。未实现的大宗商品相关衍生品净收益（亏损）为 $ (5) 百万和美元2截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月，分别反映在百万美元中 净加工商品费用.
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注意事项（续）
目录
下表反映了以下各项的对账情况 分部收入到 总收入如我们的合并损益表所示。
传输和墨西哥湾东北 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2023年3月31日的三个月
分部收入：
服务收入
外部$915 $443 $332 $1 $3 $— $1,694 
内部25 11 24 — — (60)— 
服务收入总额940 454 356 1 3 (60)1,694 
服务总收入——商品对价12 6 18 — — — 36 
产品销售
外部24 8 19 776 18 — 845 
内部31 41 71 (101)84 (126)— 
产品总销售额55 49 90 675 102 (126)845 
商品衍生品的净收益（亏损）
已实现— — 39 117 18 — 174 
未实现— — — 338 (6)— 332 
商品衍生品的净收益（亏损）总额 (2)— — 39 455 12 — 506 
总收入$1,007 $509 $503 $1,131 $117 $(186)$3,081 
截至2022年3月31日的三个月
分部收入：
服务收入
外部$845 $370 $316 $1 $5 $— $1,537 
内部29 10 15 — 4 (58)— 
服务收入总额874 380 331 1 9 (58)1,537 
服务总收入——商品对价21 7 49 — — — 77 
产品销售
外部51 5 11 1,015 22 — 1,104 
内部49 31 176 (47)82 (291)— 
产品总销售额100 36 187 968 104 (291)1,104 
商品衍生品的净收益（亏损）
已实现— — (5)(56)(8)— (69)
未实现— — — (59)(66)— (125)
商品衍生品的净收益（亏损）总额 (2)— — (5)(115)(74)— (194)
总收入$995 $423 $562 $854 $39 $(349)$2,524 
_____________
(1)    由于我们是天然气营销客户的代理商或从事能源交易活动，因此产生的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衍生品资格的交易，公允价值的变化计入变更期间的收益，并将其定性为未实现的收益或亏损。为能源交易目的持有的衍生品的收益和亏损按净收入列报。
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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，致力于成为提供基础设施的领导者，这些基础设施可以安全地输送天然气产品，从而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庞大且不断增长的市场提供高质量、低成本的天然气输送，最大限度地利用我们的管道容量来创造价值。我们的天然气管道企业的州际输电和储存活动受联邦资源管理委员会的监管，因此，我们在州际商业中运输天然气的费率和费用以及管辖设施和会计的扩展、扩建或废弃等都受到监管。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运输费率中的固定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。我们专注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。
与我们的首席运营决策者评估绩效和分配资源的方式一致，我们的运营在以下应报告的细分市场中开展、管理和列报：输电和墨西哥湾、东北G&P、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，均包含在其他。我们的应申报部门由以下业务活动组成：
•Transmission & Gulf of Mexico由我们的州际天然气管道、Transco、Northwest Pipeline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及原油生产处理和运输资产组成，包括对湾星一号的51％权益，对湾流的50％股权法投资以及对Discovery的60％的股权法投资。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，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东北合资公司65％的权益，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％的股权对Blue Racer和阿巴拉契亚中游投资的方法投资。
•西部由我们在科罗拉多州和怀俄明州的落基山地区、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以及包括阿纳达科和二叠纪盆地的中部大陆地区的天然气收集、加工和处理业务组成。该细分市场还包括我们的液化天然气储存设施、在堪萨斯州康威附近的一座液化天然气分馏厂的50％不可分割权益、对OPPL的50％的股权法投资、对RMM的50％的权益法投资、对Targa Train 7的20％股权法投资以及对Brazos Permian II的15％股权法投资。
•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。
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管理层的讨论与分析（续）
目录
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涉及我们当前的持续业务，应与本10-Q表的合并财务报表及其附注以及我们2023年2月27日截至2022年12月31日的10-K表年度报告一起阅读。
分红
2023 年 3 月，我们定期派发了每股 0.4475 美元的季度股息。2023 年 4 月，我们的董事会批准了每股 0.4475 美元的定期季度股息，该股息将于 2023 年 6 月 26 日支付。
截至2023年3月31日的三个月概述
归属于威廉姆斯公司的净收益（亏损），在截至2023年3月31日的三个月中，增加了5.47亿美元 与截至2022年3月31日的三个月相比。对我们业绩的进一步讨论见本报告的《运营业绩》。
最近的事态发展
收购西部山区
2023年2月14日，我们以10.8亿美元现金完成了对MountainWest100％股份的收购，其中包括受FERC监管的州际天然气管道系统和天然气储存能力，并保留了MountainWest长期债务的4.3亿美元未偿本金，具体取决于收盘后的调整。MountainWest的收购将我们现有的传输和存储基础设施覆盖范围扩展到犹他州、怀俄明州和科罗拉多州的主要市场。
西北管道 FERC 费率案和解
2022 年 11 月 15 日，Northwest Pipeline 获得了 FERC 的条款和和解协议的批准，该协议通常会降低费率，自 2023 年 1 月 1 日起生效，解决其他费率问题，制定现代化和减排计划，并履行其费率申报义务。和解协议中包括一些条款，规定暂停任何旨在在2026年1月1日之前实施新税率的诉讼，除非我们在2028年4月1日之前达成申报前和解协议，否则将提交一般税率案件，使费率不迟于2028年4月1日生效。
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存在的大量天然气和天然气产品供应所创造的机会。我们通过将日益增长的对清洁燃料和原料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。我们继续坚定地致力于安全、环境管理，包括为可再生能源企业寻找机会、卓越运营和客户满意度。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丰厚的回报。我们2023年的业务计划包括继续关注收益和现金流增长。
2023年，我们的经营业绩预计将受益于对MountainWest的收购、海恩斯维尔和东北G＆P地区的销量增长以及我们采集和加工业务基于通货膨胀的年度加息。我们还预计，最近收购的Trace和NorteX资产的全年捐款将带来增长。较低的预期大宗商品价格环境部分抵消了这些增长。
我们力求保持强劲的财务状况和流动性，并管理由安全、清洁和可靠的能源基础设施资产组成的多元化投资组合，这些资产继续为美国的关键增长市场和供应盆地提供服务。预计我们在2023年的增长资本和投资支出将在16亿美元至19亿美元之间，其中不包括MountainWest的收购。2023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完全签约，支持东北G＆P业务的项目以及支持海恩斯维尔盆地增长的项目，包括路易斯安那能源公司
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管理层的讨论与分析（续）
目录
网关项目。我们还预计将资金投资于上游石油和天然气资产的开发。除了增长资本和投资支出外，我们还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：
•全球经济衰退，可能导致金融市场和商品价格下跌，并影响对天然气和相关产品的需求；
•对我们基础设施项目的反对意见和影响这些项目的法规，包括延迟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资本项目执行延迟，包括通货膨胀造成的增加或供应链中断造成的延迟；
•客户钻探和生产活动的意外变化，这可能会对采集和加工量产生负面影响；
•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、金融市场或行业衰退，包括通货膨胀和利率上升；
•对设施的物质损害，包括与天气有关的事件对海上设施的损害；
•第 I 部分第 1A 项中列出的其他风险。我们于2023年2月27日向美国证券交易委员会提交的截至2022年12月31日止年度的10-K表年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
深水雪兰多项目
2021 年 6 月，我们与两家第三方达成协议，提供海上天然气收集和运输服务以及陆上天然气加工服务。该项目通过一条从雪兰多厄平台到Discovery现有的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，在路易斯安那州拉罗斯增加了陆上加工设施，以处理雪兰多厄预期的丰富产量，液化天然气将在路易斯安那州Discovery的Paradis工厂进行分馏和销售。我们计划在2024年第四季度将该项目投入使用。
深水鲸鱼项目
2021 年 8 月，我们与两家第三方达成协议，提供海上天然气收集和原油运输服务以及陆上天然气加工服务。该项目通过一条从鲸鱼平台到现有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，并将一条从鲸鱼平台到我们现有的枢纽平台的新125英里石油管道增加了一条新的125英里石油管道。我们计划在2024年第四季度将该项目投入使用。
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管理层的讨论与分析（续）
目录
区域能源准入
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，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2023年第四季度将部分项目投入使用，其余部分最早在2024/2025年冬季采暖季节投入使用。该项目预计将把产能增加829 mdth/d。
南侧可靠性增强
2022 年 5 月，我们向 FERC 提交了该项目的申请，该项目旨在扩展 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2024/2025年冬季采暖季节将该项目投入使用。该项目预计将把产能提高423 mdth/d。
德克萨斯州至路易斯安那州
2022 年 8 月，我们向 FERC 提交了该项目的申请，该项目涉及扩展 Transco 现有的天然气输送系统，为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提供稳定的运输能力。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。该项目预计将通过增加运力、将可中断运力转换为公司以及利用现有运力相结合的方式提供364 mdth/d的新公司运输服务。
东南能源连接器
2022 年 8 月，我们向 FERC 提交了该项目的申请，该项目旨在扩展 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接收点到阿拉巴马州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，我们计划在2025年第一季度将该项目投入使用。该项目预计将把产能增加150 mdth/d。
联邦能源连接器
2022 年 8 月，我们向 FERC 提交了该项目的申请，该项目涉及扩展 Transco 现有的天然气输送系统，以增加弗吉尼亚州的公司运输能力。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。该项目预计将把产能增加105 mdtH/d。
阿拉巴马州乔治亚州
2023 年 4 月，我们向 FERC 提交了一份申请，该申请涉及扩展 Transco 现有的天然气输送系统，向佐治亚州的客户提供从阿拉巴马州 85 号站集合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。该项目预计将把产能增加大约 64 mdtH/d。
西方
路易斯安那能源门
2022 年 6 月，我们宣布打算建造新的天然气采集资产，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，输送到高端市场，
34


管理层的讨论与分析（续）
目录
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2024年第四季度投入使用。
海恩斯维尔集会扩建版
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的天然气产量增长。我们计划建造一个绿地采集系统，以支持第三方的26,000英亩土地。该系统一旦建成，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门户项目作出长期产能承诺。
东北 G&P
萨斯奎哈纳补给中心集结扩建
我们与第三方达成协议，以促进萨斯奎哈纳地区的天然气产量增长。我们计划建造大约 22 英里的集水管道和相关的增量压缩。该系统建成后，将增加320 mmcF/d的增量容量，并将向第三方提供天然气收集服务。该项目预计将于2023年第四季度投入使用。
尤蒂卡页岩采集扩建项目
我们与第三方达成协议，通过我们的红衣主教采集系统促进尤蒂卡地区的天然气产量增长。我们正在修建大约 20 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，并将向第三方提供天然气收集服务。该项目预计将于2023年下半年投入使用。
35


管理层的讨论与分析（续）
目录

运营结果
合并概述
下表和讨论汇总了截至2023年3月31日的三个月与截至2022年3月31日的三个月的合并经营业绩。在本次合并概述讨论之后，将进一步详细讨论按细分市场划分的运营业绩。
三个月已结束
3月31日
20232022$ 更改*变化百分比*
（百万）
收入：
服务收入$1,694 $1,537 +157 +10 %
服务收入——商品对价
36 77 -41 -53 %
产品销售845 1,104 -259 -23 %
商品衍生品的净收益（亏损）506 (194)+700 NM
总收入3,081 2,524 
成本和支出：
产品成本553 803 +250 +31 %
净加工商品费用54 30 -24 -80 %
运营和维护费用
463 394 -69 -18 %
折旧和摊销费用
506 498 -8 -2 %
销售费用、一般费用和管理费用
176 154 -22 -14 %
其他（收入）支出——净额
(31)(9)+22 NM
成本和支出总额1,721 1,870 
营业收入（亏损）1,360 654 
股本收益（亏损）147 136 +11 +8 %
其他投资收益（亏损）——净额
8 1 +7 NM
利息支出(294)(286)-8 -3 %
其他收入（支出）—净额
20 5 +15 NM
所得税前收入（亏损）
1,241 510 
减去：所得税准备金（福利）284 118 -166 -141 %
净收益（亏损）957 392 
减去：归属于非控股权益的净收益（亏损）30 12 -18 -150 %
归属于威廉姆斯公司的净收益（亏损）$927 $380 +547 +144 %
* + = 有利变化；-= 不利变化；NM = 由于符号的变化、零值分母或大于 200 的百分比变化，百分比计算没有意义。
截至2023年3月31日的三个月，而截至2022年3月31日的三个月
服务收入增长的主要原因是来自MountainWest和Trace收购以及NorteX资产收购的交易量增加，以及我们在东北G＆P和West的某些业务的采集和处理量增加。
服务收入——商品对价下降的主要原因是液化天然气价格和销量下降。这些收入代表我们以商品形式获得的对价，作为所提供的加工服务的全额或部分付款。这些液化天然气量大部分是在加工当月内销售的，因此在加工月份内被抵消 产品成本 下面。
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管理层的讨论与分析（续）
目录
产品销售下降的主要原因是天然气和液化天然气的营销价格和销量下降，以及与我们的股票液化天然气销售相关的价格和销量下降。这些下降被与天然气销售相关的购买价格和数量的下降所大大抵消。由于我们是天然气和液化天然气营销服务领域的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这些活动的相关成本后列报的。 产品销售由于大宗商品价格下跌以及液化天然气和原油产量减少，我们的上游业务略有下降，但被天然气产量的增加所抵消。
商品衍生品的净收益（亏损）包括衍生工具中反映的已实现和未实现的收益和亏损 总收入在我们的天然气和液化天然气营销服务、西部和其他细分市场中。用于对冲基础运输和仓储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会计使我们的收益波动很大。但是，未实现的公允价值计量收益和亏损通常被标的生产或运输和储存合同的经济价值的估值变化所抵消，这种变化要等到基础交易发生后才予以确认。
产品成本下降的主要原因是与我们的液化天然气营销活动相关的价格和销量下降，以及与我们的股权液化天然气生产活动相关的作为大宗商品对价收购的液化天然气的销量和价格下降。
净加工商品费用增长主要是由于价格上涨以及加工厂衍生品的未实现和已实现净亏损的影响减少了天然气购买量，但与我们的股权液化天然气生产活动相关的天然气购买量减少部分抵消了这一增长。
的净和 服务收入——商品对价, 产品销售, 产品成本，与产品销售相关的大宗商品衍生品的已实现净收益和亏损净以及已实现的商品加工费用净额构成了我们 大宗商品利润。但是， 产品销售 反映与我们的石油和天然气生产物相关的销售的其他分部大宗商品衍生品的已实现净收益和亏损包括 已实现产品净销售额并被排除在我们之外 大宗商品利润。有关以下内容的更多讨论，请参阅经营业绩 — 同期经营业绩-分部 大宗商品利润和 已实现产品净销售额 以分段为基础。
运营和维护费用增长的主要原因是运营成本增加，包括与2023年MountainWest收购、2022年Trace收购和NorteX资产收购相关的成本增加，以及我们上游业务规模的扩大以及维护活动的范围和时间增加。
折旧和摊销费用增长主要与我们的上游资产以及在2023年MountainWest收购、2022年Trace收购和NorteX资产收购中收购的资产有关。与我们的2021年收购Sequent相关的无形资产摊销额减少以及Transco与ARO相关的折旧减少部分抵消了这一增长（抵消了 其他（收入）支出——净额之内 营业收入（亏损）因此不会对我们的经营业绩产生任何净影响）。
销售费用、一般费用和管理费用增加的主要原因是收购MountainWest，包括收购和过渡相关成本。
其他（收入）支出——净额之内 营业收入（亏损）出现有利变化的主要原因是与2023年合同和解相关的收益，以及与针对西北管道递延所得税的影响而设立的监管负债相关的1100万美元有利变化，部分被ARO延期折旧的减少所抵消（抵消 折旧和摊销费用，因此对我们的经营业绩没有净影响）。
所得税准备金（福利）出现不利变化，主要是由于税前收入增加。有关两个时期的有效税率与联邦法定税率的比较的讨论，请参阅附注5——合并财务报表附注的所得税准备金（收益）。
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管理层的讨论与分析（续）
目录
不利的变化 归属于非控股权益的净收益（亏损）这主要是由于东北合资公司和Cardinal的业绩有所提高。
同期经营业绩-分部
我们根据以下标准评估细分市场的运营业绩 修改后的息税折旧摊销前。附注10——合并财务报表附注的分部披露包括将这项非公认会计准则指标与 净收益（亏损）。管理用途 修改后的息税折旧摊销前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。 修改后的息税折旧摊销前不应孤立地考虑，也不应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
3月31日
20232022
（百万）
服务收入$940 $874 
服务收入 –商品对价 (1)
12 21 
产品销售 (1)55 100 
分部收入1,007 995 
产品成本 (1)(53)(100)
净加工商品费用 (1)(4)(6)
其他分部的成本和支出(288)(240)
权益法投资的按比例修改后的息税折旧摊销前利润53 48 
输电和墨西哥湾修改后的息税折旧摊销前利润$715 $697 
大宗商品利润$10 $15 
(1)作为组件包含在内 大宗商品利润.
截至2023年3月31日的三个月，而截至2022年3月31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加主要是由于上涨 服务收入，部分被更高部分抵消 其他分部的成本和支出。
服务收入增加的主要原因是：
•由于2023年2月收购了MountainWest，运输和仓储收入增加了3,300万美元；
•由于在2022年8月收购了NorTex资产，存储和运输收入增加了1300万美元；
•Transco和Northwest Pipeline的收入增加了1200万美元，这部分被西北管道2023年1月1日生效的FERC利率案例和解协议所降低的利率所抵消。
其他分部的成本和支出增加的主要原因是运营成本增加，包括与收购MountainWest和收购NorteX资产相关的运营、收购和过渡成本增加；与Transco一般维护活动的时间和范围有关的成本增加；以及Transco推迟与ARO相关的折旧发生不利变化。这些增长被与之相关的有利变化部分抵消
38


管理层的讨论与分析（续）
目录
为西北管道递延所得税的影响而设立的监管负债，以及Transco资本支出增加导致施工期间使用的股权基金补贴。
东北 G&P
三个月已结束
3月31日
20232022
（百万）
服务收入$454 $380 
服务收入 –商品对价 (1)
6 7 
产品销售 (1)49 36 
分部收入509 423 
产品成本 (1)(52)(37)
净加工商品费用 (1)2 — 
其他分部的成本和支出(132)(118)
权益法投资的按比例修改后的息税折旧摊销前利润143 150 
东北G&P修改后的息税折旧摊销前利润$470 $418 
大宗商品利润$5 $6 
(1)作为组件包含在内 大宗商品利润.
截至2023年3月31日的三个月，而截至2022年3月31日的三个月
东北G&P修改后的息税折旧摊销前利润增加主要是由于上涨 服务收入，部分被更高部分抵消 其他分部的成本和支出和更低 权益法投资的按比例修改后的息税折旧摊销前利润.
服务收入增加的主要原因是：
•东北合资公司的收入增加了4,800万美元，这主要与加工、收集、运输和分馏量的增加以及加工率的提高有关；
•尤蒂卡页岩地区的采集收入增加了2100万美元，这主要与销量增加以及重新确定年度服务合同成本导致的费率提高有关。
其他分部的成本和支出增加的主要原因是与活动范围和时间有关的业务支出增加。
权益法投资的按比例修改后的息税折旧摊销前利润劳雷尔山的下降是由于基于大宗商品的采集率下降和MVC收入的减少，但部分被阿巴拉契亚中游投资的增长所抵消，这主要是由交易量增加所推动的，被重新确定年度服务合同成本导致的收款率降低所抵消。
39


管理层的讨论与分析（续）
目录
西方
三个月已结束
3月31日
20232022
（百万）
服务收入$356 $331 
服务收入——商品对价 (1)18 49 
产品销售 (1)90 187 
商品衍生品的已实现净收益（亏损）——服务收入39 — 
商品衍生品的已实现净收益（亏损）——产品销售 (1)— (5)
商品衍生品的已实现净收益（亏损）39 (5)
分部收入503 562 
产品成本 (1)(85)(182)
净加工商品费用 (1)(47)(26)
其他分部的成本和支出(100)(121)
权益法投资的按比例修改后的息税折旧摊销前利润33 27 
西部修改后的息税折旧摊销前$304 $260 
大宗商品利润$(24)$23 
_________
(1) 作为组成部分包括在内 大宗商品利润。
截至2023年3月31日的三个月，而截至2022年3月31日的三个月
西部修改后的息税折旧摊销前增加主要是由于利好 商品衍生品的已实现净收益（亏损）——服务收入， 更高服务收入， 和更低 其他分部的成本和支出，部分被较低部分抵消 大宗商品利润.
服务收入增加的主要原因是：
•海恩斯维尔页岩地区增加4700万美元，主要与采集量的增加有关，包括2022年4月的Trace收购和生产者活动的增加；部分抵消了采集量的增加
•皮切恩斯地区减少了800万美元，这主要是由于自然产量下降导致的采集和加工量减少；
•巴尼特页岩地区减少了700万美元，这主要是由于不利的大宗商品定价导致采集率降低；
•瓦姆萨特地区减少了600万美元，这主要是由于2023年第一季度与天气相关事件相关的交易量减少。
商品衍生品的已实现净收益（亏损）——服务收入 反映了结算大宗商品价格相对于我们的天然气对冲头寸的有利变化。
大宗商品利润下降的主要原因是我们的股票液化天然气减少了4,400万美元，这得益于天然气购买量和股票液化天然气销售萎缩的已实现净定价，以及根据大宗商品对价合同处理的交易量减少。
40


管理层的讨论与分析（续）
目录
其他分部的成本和支出下降的主要原因是2023年第一季度合同结算良好，以及定价变化导致我们的净失衡负债出现有利变化，但部分被包括在Trace收购中收购的业务在内的运营费用增加以及与系统损益相关的不利变化所抵消。
天然气和液化天然气营销服务
截至3月31日的三个月
20232022
（百万）
服务收入$1 $1 
产品销售 (1)675 968 
衍生工具的已实现净收益（亏损）(1)117 (56)
衍生工具的未实现净收益（亏损）338 (59)
商品衍生品的净收益（亏损）455 (115)
分部收入1,131 854 
净加工商品支出中衍生工具的未实现净收益（亏损）(5)2 
产品成本 (1)(527)(812)
其他分部的成本和支出(32)(31)
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$567 $13 
大宗商品利润$265 $100 
________________
(1) 作为组成部分包括在内 大宗商品利润.
截至2023年3月31日的三个月，而截至2022年3月31日的三个月
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 增加主要是由于有利的变化 衍生工具的未实现净收益（亏损）及更高 大宗商品利润.
大宗商品利润增加了1.65亿美元，主要是由于：
•我们的天然气营销业务增加了1.8亿美元，其中包括2023年第一季度储存库存成本下降所推动的1.04亿美元的天然气储存营销利润率增加，这是由于2022年第四季度成本或净可变现价值库存调整降低以及有利的定价差导致天然气运输能力营销利润增加8500万美元。我们的天然气储存营销利润率的增加还包括没有收取与2022年剩余确认的收购会计库存公允价值调整相关的1500万美元费用，被2023年成本或可实现净值调整减少的1500万美元所抵消；部分抵消了这一费用
•我们的液化天然气营销利润率下降了1500万美元，包括与2022年相比，2023年库存销售收益减少，2023年库存调整成本或可变现净值库存调整减少了300万美元，部分被衍生品已实现收益的有利变化所抵消。
衍生工具的未实现净收益（亏损）涉及出于会计目的未被指定为套期保值的衍生合约。与 2022 年相比，这一变化主要是由于与 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了变化。
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管理层的讨论与分析（续）
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其他
截至3月31日的三个月
20232022
（百万）
服务收入$3 $9 
产品销售 (1)102 104 
衍生工具的已实现净收益（亏损）(1)18 (8)
衍生工具的未实现净收益（亏损）(6)(66)
商品衍生品的净收益（亏损）12 (74)
分部收入117 39 
其他分部的成本和支出(43)(34)
其他修改后的息税折旧摊销前利$74 $5 
已实现产品净销售额$120 $96 
________________
(1) 作为组成部分包括在内 已实现产品净销售额.
截至2023年3月31日的三个月，而截至2022年3月31日的三个月
其他修改后的息税折旧摊销前利增长主要是由于我们的上游业务业绩增加，其中包括以下内容：
•6000万美元的有利变化 衍生工具的未实现净收益（亏损）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了变化；
•增加了2400万美元 已实现产品净销售额主要是由于与新油井产量相关的天然气产量增加，部分被已实现的天然气净价格下降以及2023年冬季恶劣天气导致的天然气、石油和液化天然气产量减少所抵消；部分抵消了
•增加了 其他分部的成本和支出主要是由于我们上游业务规模的扩大。
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管理层的讨论与分析（续）
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管理层对财务状况和流动性的讨论和分析
外表
目前，我们预计2023年的增长资本和投资支出将在16亿美元至19亿美元之间，其中不包括下文讨论的MountainWest收购。2023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完全签约，支持东北G＆P业务的项目以及支持海恩斯维尔盆地增长的项目，包括路易斯安那能源门户项目。我们还预计将资金投资于上游石油和天然气资产的开发。除了增长资本和投资支出外，我们还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用可用的现金为2023年计划的所有资本支出提供资金。我们保留灵活性，可以调整计划中的增长资本和投资支出水平，以应对经济状况的变化或商业机会，包括回购普通股。
2023年2月14日，我们以10.8亿美元的现金收购了MountainWest的100％股份，其中包括受FERC监管的州际天然气管道系统和天然气储存能力，并保留了MountainWest长期债务的4.3亿美元未偿本金，具体取决于收盘后的调整。此次收购的资金来自可用的短期流动资金来源。
在 2023 年第一季度，我们发行了 15 亿美元的长期债务，其中一部分用于偿还未偿还的商业票据。截至2023年3月31日，我们有大约16亿美元的长期债务在一年内到期。我们可用于应对这些到期日的潜在流动性来源包括手头现金、再融资收益、我们的信贷额度或商业票据计划以及资产货币化收益。
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管理层的讨论与分析（续）
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流动性
根据我们预测的运营现金流和其他流动性来源的现金流水平，我们预计在2023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流动性来源和用途如下：
来源：
手头现金和现金等价物
运营产生的现金
我们的权益法被投资者的分配
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：
营运资金需求
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
向我们的股东派发季度股息
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，包括偿还长期债务
对非控股权益的分配
股票回购计划
截至2023年3月31日，我们有一年后到期的长期债务为228亿美元。我们可用于应对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、我们的信贷额度或商业票据计划的收益，以及资产货币化的收益。
与上面讨论的我们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3月31日，我们的营运资金赤字为13亿美元，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2023年3月31日
（百万）
现金和现金等价物$477 
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金额 (1)3,750 
$4,227 
(1)在管理我们的可用流动性时，我们预计最大未偿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2023年3月31日，我们没有未偿还的商业票据。截至2023年3月31日，2023年我们的商业票据计划和信贷额度下的最高未偿金额为7.3亿美元。截至2023年3月31日，我们遵守了与信贷额度相关的财务契约。
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管理层的讨论与分析（续）
目录
分红
我们将向普通股股东发放的定期季度现金分红从2022年每季度支付的每股0.425美元增加到2023年3月支付的每股0.4475美元，增加了约5.3％。
权益法被投资者的分配
我们进行权益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适用于运营各自业务的储备金。
信用评级
我们能够借钱的利率受到我们的信用评级的影响。目前的评级如下：
评级机构外表高级无抵押
债务评级
标准普尔全球评级稳定BBB
穆迪投资者服务稳定Baa2
惠誉评级稳定BBB
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，每个评级应独立于任何其他评级进行评估。即使我们达到或超过了信用评级机构目前的投资等级比率标准，也无法保证信用评级机构会继续为我们分配投资等级评级。下调我们的信用评级可能会增加我们未来的借贷成本，如果评级降至投资等级以下，则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。
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管理层的讨论与分析（续）
目录
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期间的现金和现金等价物的来源（用途）（表中提及的附注见合并财务报表附注）：
现金流三个月已结束
3月31日
类别20232022
（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$1,514 $1,082 
长期债务的收益融资1,502 3 
现金和现金等价物的用途：
收购企业，扣除收购的现金（见附注3）
投资(1,056)— 
已支付的普通股股息融资(546)(518)
资本支出投资(545)(291)
商业票据（支付）的收益——净额融资(352)— 
购买库存股融资(74)— 
向非控股权益支付的股息和分配融资(54)(37)
权益法投资的购买和出资投资(39)(56)
长期债务的支付融资(7)(1,256)
其他来源/（用途）— 净额融资和投资(18)(3)
现金和现金等价物的增加（减少）$325 $(1,076)
经营活动
决定运营活动的因素与影响运营活动的因素在很大程度上相同 净收益（亏损），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， 衍生工具的未实现（收益）净亏损，库存减记， 和 股票奖励的摊销。
我们的 经营活动提供（使用）的净现金在截至2023年3月31日的三个月中，比2022年同期有所增加，这主要是由于营业收入增加（不包括前面讨论的非现金项目）和运营资本的净有利变化。
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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，在2023年前三个月没有发生重大变化。我们可能会利用利率衍生工具来对冲与未来债务发行相关的利率风险。
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、期货合约和基差互换）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敞口的合约是衍生工具，但这些经济套期保值未被指定或不符合对冲会计待遇。
我们还通过上游业务以及某些收集和加工合同受到大宗商品价格的影响。我们使用衍生工具来锁定未来预期产量的一部分的远期销售价格。这些经济套期保值不适用于套期会计处理。
截至2023年3月31日，我们的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) 对资产（负债）进行公允价值测量20232024 - 20252026 - 2027+
（百万）
等级 1 (2)$16 $(2)$23 $(5)
第 2 级(286)51 (150)(187)
第 3 级(47)(4)(3)(40)
期末未偿合同的公允价值$(317)$45 $(130)$(232)
_______________
(1)有关公允价值层次结构中按级别划分的估值技术的讨论，请参阅附注7——合并财务报表附注的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——合并财务报表附注的衍生产品。
(2)净大宗商品衍生资产和负债不包括1级的1.2亿美元净现金抵押品。
风险价值 (VaR)
VaR 是指在指定时间段内投资组合价值的最大预测亏损，在给定的概率范围内预计不会超过。由于用于计算 VaR 的因素存在差异，我们的 VaR 可能无法与其他公司的价值相提并论。我们的风险值是使用参数模型确定的，其置信区间为95％，持仓周期为一天，这意味着在95％的时间内，头寸投资组合在一天内损失的风险预计小于或等于计算出的VaR金额。我们的未平仓风险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计的财务损失。由于我们通常管理实物天然气资产，并通过期货市场对冲来在经济上保护我们的头寸，因此我们的未平仓敞口通常会得到缓解。我们采用每日风险测试，同时使用 VaR 和压力测试，来评估我们的头寸风险。
我们积极监控未平仓的大宗商品营销头寸和由此产生的风险敞口，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。
47


目录
截至2023年3月31日，与我们的综合天然气交易业务活动相关的价值为1200万美元，截至2022年12月31日为1000万美元。在所示的时间段内，我们有以下 VAR：
三个月已结束
2023年3月31日
交易
（百万）
平均值$6 
高$13 
低$4 
我们的非交易投资组合主要包括对冲上游业务的衍生品以及某些收集和处理合约。截至2023年3月31日，与这些衍生品相关的价值为300万美元，截至2022年12月31日，与这些衍生品相关的价值为800万美元。在所示的时间段内，我们有以下 VAR：
三个月已结束
2023年3月31日
非交易
（百万）
平均值$5 
高$8 
低$3 
第 4 项控制和程序
我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，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）或我们对财务报告的内部控制（内部控制）不会防止所有错误和所有欺诈行为。控制系统，无论构思和操作多么良好，都只能为控制系统目标的实现提供合理而非绝对的保证。此外，控制系统的设计必须反映出存在资源限制的事实，并且必须将控制的好处与其成本相比加以考虑。由于所有控制系统存在固有的局限性，任何控制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这样一个现实，即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造成的。此外，某些人的个人行为、两人或多人串通或管理层推翻控制可以规避管制。任何控制系统的设计也在一定程度上基于对未来事件可能性的某些假设，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存在固有的局限性，因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需要进行修改。
评估披露控制和程序
截至本报告所涉期末，对我们的披露控制的设计和运作有效性进行了评估。该评估是在我们的管理层（包括首席执行官和首席财务官）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，这些披露控制在合理的保证水平上是有效的。
正如附注3——收购合并财务报表附注中所披露的那样，我们于2023年2月14日收购了MountainWest，其总收入约占总收入的1％，如我们截至2023年3月31日的三个月的合并财务报表所示。截至目前，MountainWest的总资产约占总资产的3％，如我们的合并财务报表所示
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目录
2023 年 3 月 31 日。我们将MountainWest的披露控制和程序排除在管理层对我们披露控制和程序有效性的评估范围之外，这些控制和程序属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
如上所述，我们在2023年2月14日收购了MountainWest。 我们目前正在将MountainWest整合到我们的运营和内部控制流程中。 截至2023年12月31日，我们对财务报告内部控制的评估范围将不包括MountainWest对财务报告的内部控制。
除上述情况外，2023年第一季度没有发生对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能对我们的财务报告内部控制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
下文描述了根据监管向环境排放材料的联邦、州和地方法律涉及政府当局的某些应报告的法律诉讼。尽管我们无法预测仍悬而未决的诉讼的最终结果，但我们预计，如果我们在任何一项或多项此类诉讼中获得不利的结果，则不会对我们的合并财务状况产生实质性影响。我们披露涉及可能涉及可能涉及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。
2016 年 1 月 19 日，我们收到了来自美国环保局第 3 区的 Moundsville 分馏塔设施未遵守《清洁空气法》规定的某些泄漏检测和修复 (LDAR) 法规的通知。随后，美国环保局指控我们的奥克格罗夫天然气厂存在类似的违反某些LDAR规定的行为。2018 年 3 月 19 日，我们在对原伊格纳西奥天然气厂进行了现场检查后，收到了来自第 8 区环保局的关于该工厂违反某些 LDAR 规定的通知。2018 年 3 月 20 日，我们还收到了美国环保局第 8 区发出的关于我们的降落伞溪天然气厂违反某些 LDAR 规定的通知。所有这些通知随后都被移交给司法部（DOJ）的一名普通律师。我们已经与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涉嫌的违规行为达成了原则协议。拟议的全球决议包括支付375万美元的民事罚款和禁令救济部分。我们将继续与司法部和其他机构合作，以最终敲定这项全球决议。
标题下描述了本项目要求的其他环境事项。”环境问题” 在附注9中——第一部分第1项下包含的合并财务报表附注的或有负债。本报告的财务报表，这些信息以引用方式纳入本项目。
其他诉讼
本项目要求的其他信息载于第一部分第1项下的附注9——合并财务报表附注的或有负债。本报告的财务报表，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。我们在2023年2月27日向美国证券交易委员会提交的截至2022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。这些风险因素尚未发生实质性变化。
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目录
第 2 项。未注册的股权证券销售和所得款项的使用

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）
2023 年 1 月 1 日至 1 月 31 日— $— — $1,491,248,057 
2023 年 2 月 1 日至 2 月 28 日— $— — $1,491,248,057 
2023 年 3 月 1 日至 3 月 31 日2,597,698 $28.68 2,597,698 $1,416,749,645 
总计2,597,698 2,597,698 

(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。回购可以不时在公开市场上进行，也可以通过大宗收购、私下协商交易或以我们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期。
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目录
第 6 项。展品
展览
没有。		描述
2.1—
威廉姆斯公司、SCMS LLC、Williams Partners L.P. 和WPZ GP LLC之间于2018年5月16日达成的协议和合并计划（于2018年5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2.1提交，并以引用方式纳入此处）。
2.2—
威廉姆斯公司、Energy Transfer Corp LP、Energy Transfer Corp GP, LLC、Energy Transfer Equity、L.P.、LE GP, LLC和Energy Transfer Equity, LLC于2016年5月1日提交的协议和合并计划第1号修正案（文件编号001-04174）（于2016年5月3日作为附录2.1提交给威廉姆斯公司当前的8-K表报告（文件编号001-04174），并以引用方式纳入此处）。
2.3—
威廉姆斯公司、Energy Transfer Corp LP、Energy Transfer Corp GP, LLC、Energy Transfer Equity, L.P.、LE GP, LLC和Energy Transfer Equity GP, LLC于2015年9月28日达成的协议和合并计划（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2.1提交，并以引用方式纳入此处）。
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—
日期为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表报告的附录3.4（文件编号001-04174），并以引用方式纳入此处）。
10.1§* —
威廉姆斯公司与某些员工和高级管理人员之间的为期两年的可评税限制性股票单位协议的形式。
10.2§*—
威廉姆斯公司与某些员工和高级管理人员之间的三年可分级限制性股票单位协议的形式。
31.1*—
根据经修订的1934年《证券交易法》以及根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条通过的第601（b）（31）条颁布的第13a-14（a）条和第15d-14（a）条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》以及根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条通过的第601（b）（31）条颁布的第13a-14（a）条和第15d-14（a）条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。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。
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展览
没有。		描述
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不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。
§ 管理合同或补偿计划或安排。
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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。
T他 W威廉姆斯 C公司, INC.
（注册人）
/s/Mary A. Hausman
玛丽·A·豪斯曼
副总裁、首席会计官兼主计长（正式授权官员和首席会计官）
2023年5月3日