Williams Companies Inc (NYSE:WMB)., azienda leader nel settore delle infrastrutture energetiche, ha annunciato i risultati operativi e ha alzato la sua guidance per il 2023 durante la sua conferenza stampa sugli utili del terzo trimestre. Il presidente e amministratore delegato dell'azienda, Alan Armstrong, ha sottolineato il completamento dei progetti, le acquisizioni e l'attenzione per l'energia pulita, nonostante un calo significativo dei ricavi.
Tra le principali informazioni emerse dalla telefonata: - il completamento del progetto Regional Energy Access di Transco in anticipo rispetto ai tempi previsti, con ricavi a tariffa piena che dovrebbero iniziare a fine ottobre; - la firma di accordi precedenti per il progetto Southeast Supply Enhancement, che dovrebbe rappresentare un'aggiunta significativa all'EBITDA; - la vendita del sistema Bayou Ethane Pipeline per 348 milioni di dollari in contanti e l'acquisizione di Cureton Front Range e della partecipazione di KKR in Rocky Mountain Midstream per un valore combinato di 1,27 miliardi di dollari. Un calo dei ricavi del 68% nel terzo trimestre a causa del calo dei prezzi del gas naturale, parzialmente compensato da un aumento del 5% nelle attività di raccolta e trattamento nel Nord-Est.- Un aumento della guidance per il 2023 a 6,7 miliardi di dollari di EBITDA rettificato, che riflette una crescita del 6% per l'anno.- Piani di espansione a sud sul suo diritto di passaggio esistente, che offre la minore resistenza dal punto di vista dei permessi.- Uno sforzo continuo per ripulire le inefficienze all'interno della sua attività, in particolare nelle joint venture non operative.- Una posizione ben posizionata per la stagione invernale, nonostante la cautela nel prevedere gli eventi meteorologici.
Williams, quotata al NYSE:WMB, ha completato diversi progetti di espansione nel corso del trimestre, tra cui una linea di trasmissione del gas per il sistema di stoccaggio NorTex ed espansioni nella finestra dei condensati di Haynesville e Utica. La società ha inoltre venduto il suo sistema Bayou Ethane Pipeline e ha acquisito la partecipazione di Cureton Front Range e KKR in Rocky Mountain Midstream, per un valore complessivo di 1,27 miliardi di dollari.
Nonostante una diminuzione del 68% dei ricavi dovuta al calo dei prezzi del gas naturale, la società ha registrato una crescita del 6% dell'EBITDA per l'anno in corso. Williams ha inoltre alzato la propria guidance per l'EBITDA rettificato a un valore compreso tra 6,6 e 6,8 miliardi di dollari. L'azienda è fiduciosa nella sua capacità di raggiungere la sua guidance di leva finanziaria, nonostante le incertezze relative agli accordi legali e alle acquisizioni.
Nell'ambito dei suoi piani di espansione, Williams intende aumentare la sua capacità fisica, attualmente pari a 5,7 miliardi di piedi cubi al giorno. L'azienda prevede di espandersi a sud, lungo la sua attuale strada, che offrirà la minore resistenza dal punto di vista dei permessi.
Williams sta facendo passi avanti anche nel campo dell'energia pulita, portando avanti gli sforzi per commercializzare l'idrogeno pulito. L'azienda ritiene che il gas naturale svolgerà un ruolo cruciale nel soddisfare il fabbisogno energetico, riducendo al contempo le emissioni. È impegnata in un futuro di energia pulita e punta a sfruttare la sua rete di infrastrutture per il gas naturale per una crescita a lungo termine.
L'azienda ha anche parlato delle sue recenti acquisizioni nel bacino DJ e delle opportunità di integrazione e ottimizzazione a valle. Si prevede che queste acquisizioni porteranno sinergie significative e consentiranno di consolidare e movimentare i volumi di NGL.
In termini di crescita futura, Williams ha sottolineato le opportunità di volatilità dei prezzi del gas e dei differenziali di base, che andrebbero a vantaggio del suo core business infrastrutturale. L'azienda ha inoltre menzionato il potenziale di ulteriori progetti per soddisfare la crescente domanda di gas naturale, in particolare nei mercati del Nord-Est e del GNL.
Per quanto riguarda i dividendi, Williams ha dichiarato che il ritmo di crescita dei dividendi sarà determinato dal Consiglio di amministrazione, ma ha sottolineato l'intenzione di allineare la crescita dei dividendi all'EBITDA e all'AFFO per far fronte a potenziali oneri fiscali.
Le intuizioni di InvestingPro
Tenendo conto della recente performance e delle prospettive future di Williams Companies Inc, InvestingPro offre diversi spunti preziosi. Secondo i dati in tempo reale di InvestingPro, la capitalizzazione di mercato rettificata della società si attesta a 42,24 miliardi di dollari, con un rapporto P/E di 16,03 al terzo trimestre 2023. La società presenta inoltre un promettente rapporto PEG di 0,44, che indica un titolo potenzialmente sottovalutato dato il suo tasso di crescita degli utili.
I consigli di InvestingPro per Williams Companies Inc. evidenziano la solidità finanziaria e il potenziale di crescita dell'azienda. La società ha un'elevata qualità degli utili, con un flusso di cassa libero superiore all'utile netto. Questo è un forte indicatore della salute finanziaria dell'azienda e della sua capacità di generare liquidità. Inoltre, l'azienda ha aumentato costantemente i suoi utili per azione, il che è un segnale positivo per i potenziali investitori.
Inoltre, Williams Companies Inc. ha una storia di mantenimento e aumento dei dividendi, avendo aumentato il dividendo per sei anni consecutivi. Questo testimonia l'impegno della società nel restituire valore ai propri azionisti.
Per ulteriori suggerimenti e dati approfonditi, considerate di esplorare l'ampio elenco di InvestingPro di oltre 10 ulteriori metriche e suggerimenti relativi a Williams Companies Inc. Questi approfondimenti possono fornire una comprensione completa della performance e del potenziale dell'azienda, aiutando gli investitori a prendere decisioni informate.
Trascrizione completa - WMB Q3 2023:
Operatore: Buongiorno, signore e signori. Benvenuti alla teleconferenza sugli utili del terzo trimestre 2023 di Williams. In questo momento tutti i partecipanti sono in modalità di solo ascolto e vi informiamo che questa telefonata viene registrata. Dopo le osservazioni preparatorie degli oratori, ci sarà una sessione di domande e risposte. A questo punto, passerò la parola a Danilo Juvane, Vicepresidente delle Relazioni con gli investitori. Prego, proceda pure.
Danilo Juvane: Grazie, Bo, e buongiorno a tutti. Grazie per esservi uniti a noi e per il vostro interesse per The Williams Companies. Ieri pomeriggio abbiamo pubblicato il comunicato stampa sugli utili e la presentazione di cui parleranno questa mattina il nostro Presidente e Amministratore Delegato, Alan Armstrong, e il nostro Direttore Finanziario, John Porter. Si uniranno alla telefonata anche Michael Dunn, il nostro Chief Operating Officer, Lane Wilson, il nostro General Counsel e Chad Zamarin, il nostro Executive Vice President of Corporate Strategic Development. Nel nostro materiale di presentazione, troverete una clausola di esclusione della responsabilità relativa alle dichiarazioni previsionali. Questo disclaimer è importante e parte integrante delle nostre osservazioni e vi invitiamo a prenderne visione. Nel materiale di presentazione sono incluse anche misure non-GAAP che riconciliamo con i principi contabili generalmente accettati. Questi prospetti di riconciliazione sono riportati in fondo al materiale di presentazione di oggi. Con questo, passo la parola ad Alan Armstrong.
Alan Armstrong: Alan Armstrong: Va bene. Grazie, Danilo, e grazie a tutti voi per essere qui oggi. Come mostra la prima diapositiva, Williams ha realizzato un altro trimestre di risultati impressionanti, a cominciare dall'esecuzione operativa. Innanzitutto, il nostro team di esecuzione del progetto ha completato la prima metà del progetto Regional Energy Access di Transco, con largo anticipo rispetto alla tabella di marcia, e i nostri team commerciali e di affari governativi hanno dato seguito alla stipula dei contratti e all'autorizzazione della FERC necessari per mettere in servizio questo progetto e iniziare a percepire entrate tariffarie piene per la capacità iniziale a fine ottobre, quindi grandi sforzi da parte dei nostri team e grandi risultati in un settore molto difficile. Prevediamo che l'intero progetto sarà in funzione nel quarto trimestre del prossimo anno, con la capacità di movimentare circa 830 milioni di piedi cubi al giorno di gas naturale dalla parte nordorientale del Marcellus verso i mercati di Pennsylvania, New Jersey e Maryland. Abbiamo inoltre completato diversi altri progetti di espansione, tra cui una linea di trasporto del gas completamente appaltata che consente al nostro sistema di stoccaggio NorTex, recentemente acquisito, di servire direttamente i nuovi mercati della generazione a gas in quell'area. Nel nostro segmento West Gathering, abbiamo completato un'ampia espansione del nostro sistema di raccolta di South Mansfield nell'Haynesville per GeoSouthern, che, siamo orgogliosi di dirlo, l'anno scorso è stato il produttore di gas in più rapida crescita della nazione. Nel Nord-Est, invece, abbiamo completato la prima espansione di molte altre che verranno sul nostro sistema di raccolta Cardinal per le ricche operazioni di perforazione di gas di Encino nella finestra di condensazione dell'Utica. Ma la vera novità di questo trimestre è rappresentata dai nuovi progetti. Abbiamo recentemente firmato accordi precedenti per oltre 1,4 miliardi di metri cubi al giorno per il progetto Southeast Supply Enhancement, che fornisce capacità di prelievo dalla Stazione 160 - dalla nostra Stazione Transco 165 ai mercati in rapida crescita del Medio Atlantico e del Sud-Est. In base ai risultati della stagione aperta, abbiamo una domanda ancora maggiore da soddisfare in futuro, che potrebbe portare a un progetto successivo. Stiamo quindi procedendo con il processo di autorizzazione per questo progetto iniziale, data l'urgenza di soddisfare questo primo gruppo di clienti. In termini di impatto, questo sarà il più grande incremento di EBITDA mai registrato per un'estensione di un gasdotto Williams, persino più del nostro progetto Atlantic Sunrise e, di fatto, significativamente più dell'intero EBITDA generato dal nostro sistema Northwest Pipeline. E vi ricordo che si tratta di contratti ventennali a partire dall'avvio del progetto, quindi almeno fino al 2047. Di recente abbiamo firmato accordi precedenti con gli anchor shipper per l'espansione dell'Uinta Basin sul nostro sistema MountainWest. Continuiamo a essere molto soddisfatti del successo dell'integrazione degli asset di MountainWest nelle nostre attività e delle opportunità che vediamo per realizzare una crescita più redditizia con questo asset rispetto a quanto avevamo inizialmente previsto. In effetti, questa è la seconda attività sostanziale che abbiamo sottoscritto quest'anno con i gasdotti MountainWest, e nessuna di queste espansioni rientrava nel nostro pro forma per questa acquisizione. Siamo quindi molto soddisfatti del team di MountainWest Pipeline e della leadership che ha lavorato per far crescere questa attività, ma siamo anche piacevolmente sorpresi dell'acquisizione di oggi. Passando all'altra diapositiva, stiamo agendo su opportunità che riteniamo possano migliorare ulteriormente il nostro portafoglio di attività. Innanzitutto, Williams ha recentemente venduto il suo sistema di oleodotti Bayou Ethane Pipeline per 348 milioni di dollari in contanti. Questo rappresenta un multiplo degli ultimi 12 mesi di oltre 14 volte il nostro EBITDA rettificato. I proventi di questa vendita, insieme a quelli attesi da una recente sentenza legale, contribuiranno a finanziare un importante rafforzamento della nostra presenza nel bacino DJ con le seguenti transazioni. In primo luogo, l'acquisizione di Cureton Front Range LLC, le cui attività comprendono gasdotti di raccolta e due impianti di lavorazione per servire i produttori su 225.000 acri dedicati che si trovano proprio a nord del nostro sistema KKR esistente. In secondo luogo, l'acquisto da parte di KKR di una quota di proprietà del 50% nel Rocky Mountain Midstream, che ora ci appartiene al 100%. KKR era il nostro partner nel Rocky Mountain Midstream. È stato un ottimo partner, ma stava arrivando il momento di esercitarlo attraverso gli accordi. Siamo quindi molto contenti di aver avuto il rapporto che abbiamo avuto con KKR e un ottimo partner. Ma questa è davvero un'espansione entusiasmante della nostra attività, che ci consentirà di fornire volume alle nostre attività a valle e anche di prendere le forniture di gas esistenti e di alimentarle nel nostro Rocky Mountain Midstream, quindi siamo davvero entusiasti di questo. Queste acquisizioni hanno un valore combinato di 1,27 miliardi di dollari e rappresentano un multiplo misto di circa 7 volte l'EBITDA rettificato per il 2024. Le sinergie sono quindi molto tangibili per noi. Anche in questo caso, possiamo prendere questi volumi di gas esistenti, alimentarli alla nostra lavorazione e poi godere del downstream NGL - la riduzione della cedola sul trasporto, il frazionamento e lo stoccaggio di NGL a valle. Le transazioni dovrebbero concludersi entro la fine del 2023, facendo di Williams il terzo più grande operatore nel bacino DJ e facendoci progredire verso la strategia dell'azienda di mantenere posizioni di primo piano nei bacini che serviamo. Quindi, solo alcuni altri punti da menzionare in questo trimestre. Alla fine di quest'anno assumeremo la gestione del sistema di raccolta e trattamento Blue Racer in West Virginia e Ohio. Questo è importante per la nostra capacità di ridurre significativamente i costi e di cogliere più facilmente le sinergie tra questo e gli altri impianti della zona. Infine, stiamo continuando a portare avanti i nostri sforzi per commercializzare l'idrogeno pulito attraverso il nostro sostegno a due hub per l'idrogeno pulito annunciati dal Dipartimento dell'Energia il mese scorso, uno nel Pacifico nordoccidentale e uno nella regione degli Appalachi. Non vediamo l'ora di sfruttare la nostra esperienza operativa e i nostri diritti di passaggio nel settore emergente dell'idrogeno. Vediamo alcuni dei nostri dati finanziari del trimestre. John entrerà ovviamente nei dettagli tra un minuto, ma nel complesso abbiamo ottenuto un altro trimestre di solidi risultati finanziari anche a fronte di prezzi del gas nettamente inferiori rispetto al terzo trimestre del 2022. Da inizio anno, il nostro EBITDA rettificato è aumentato del 9%, il nostro EPS rettificato è aumentato dell'11% e i volumi di raccolta sono aumentati del 6% rispetto ai primi nove mesi del 2022. Prevediamo che la forte performance continuerà, il che ci dà la certezza di aumentare di 100 milioni di dollari la nostra guidance per il 2023 in questo trimestre, portandola a 6,7 miliardi di dollari di EBITDA rettificato. Siamo in linea con il nostro tasso di crescita annuale dell'EBITDA rettificato del 5%-7% e questo trimestre segna il 34° primo trimestre in cui abbiamo raggiunto o battuto il consenso sull'EBITDA rettificato e la quinta volta che abbiamo aumentato la nostra guidance nello stesso periodo, sottolineando anche che non ci siamo arrivati abbassando la nostra guidance. In effetti, non abbiamo mai abbassato la nostra guidance durante l'intero periodo, anche durante la pandemia. In sintesi, la rigorosa aderenza alla nostra strategia, l'impegno a migliorare il rendimento del capitale investito e la straordinaria esecuzione da parte del nostro team hanno continuato a garantire una crescita prevedibile attraverso una serie di cicli delle materie prime. È importante notare che questa disciplina ha anche permesso a Williams di catturare una crescita significativa in futuro e di restituire questo valore ai nostri azionisti. E con questo passo la parola a John, che ci illustrerà le metriche finanziarie del trimestre.
John Porter: Bene. Grazie, Alan. Partiamo dalla diapositiva 4 con il riepilogo dei risultati finanziari su base annua. Si è trattato di una forte performance del nostro business di base, che definiamo escludendo il marketing e le nostre joint venture a monte. L'incremento dell'attività di base è stato del 6% rispetto al terzo trimestre dell'anno precedente. Come discuteremo tra poco, il terzo trimestre dell'anno scorso ha visto prezzi delle materie prime molto favorevoli per le nostre joint venture di marketing e upstream, il che ha reso più difficile il confronto con l'anno precedente, ma abbiamo comunque registrato una crescita dell'EBITDA totale rettificato e un aumento del 6% per il nostro business di base. Da un anno all'altro, il nostro EBITDA totale rettificato è aumentato del 9%, grazie alla crescita delle nostre attività infrastrutturali principali, che continuano a registrare ottimi risultati anche se i prezzi del gas naturale sono diminuiti del 63% nei primi nove mesi del 2023 rispetto ai primi nove mesi del 2022, dimostrando ancora una volta la resilienza e la forza della nostra strategia, degli asset e delle capacità operative incentrate sul gas naturale. Per quanto riguarda il terzo trimestre, l'EPS rettificato si è leggermente discostato da quello molto forte del 2022, ma, come potete vedere, è ancora in crescita dell'11% su base annua, continuando la forte crescita dell'EPS che abbiamo registrato negli ultimi anni. I fondi disponibili dalle operazioni sono rimasti generalmente invariati rispetto al forte flusso di cassa dello scorso anno e, come potete vedere, la copertura dei dividendi del terzo trimestre basata sull'AFFO è stata di ben 2,26 volte su un dividendo che è cresciuto del 5,3%. Il nostro bilancio continua a rafforzarsi, con un rapporto tra debito ed EBITDA rettificato pari a 3,45 volte rispetto alle 3,68 volte dello scorso anno. Per quanto riguarda le spese generali, si nota un aumento che riflette principalmente i progressi che stiamo facendo su alcuni dei nostri progetti chiave di crescita, tra cui Regional Energy Access e Louisiana Energy Gateway. Sulla base della continua e solida performance finanziaria dell'azienda, ci sentiamo di aumentare la nostra guidance per l'EBITDA consolidato rettificato a 6,6-6,8 miliardi di dollari, spostando il punto intermedio di 100 milioni di dollari da 6,6 a 6,7 miliardi di dollari. Tra un attimo vi illustrerò le nostre aspettative per il resto dell'anno e alcune riflessioni sulle prospettive per il periodo successivo al 2023. Passiamo alla prossima diapositiva e diamo un'occhiata più da vicino ai risultati del terzo trimestre. Abbiamo registrato un aumento complessivo dell'1%, ma un forte incremento del 6% dell'EBITDA dell'attività di base rispetto all'anno precedente, anche se i prezzi medi del gas naturale nel terzo trimestre sono diminuiti del 68%. Anche nel settore di base, escludendo il marketing e le nostre joint venture upstream, il drastico calo dei prezzi del gas naturale ha avuto un impatto significativo sui nostri ricavi. In effetti, abbiamo registrato circa 70 milioni di dollari di riduzione delle tariffe di raccolta basate sul prezzo del gas naturale in alcuni dei nostri franchising nei segmenti West e Northeast Gathering & Processing. L'anno scorso abbiamo assistito a un significativo aumento di queste tariffe rispetto ai valori minimi a cui erano rimaste per molti anni, e nel 2023 le abbiamo viste tornare ai valori minimi. Per quanto riguarda i risultati delle nostre attività principali, le nostre attività di trasmissione e del Golfo del Messico sono migliorate di 83 milioni di dollari, pari al 12%, compreso il contributo di circa 47 milioni di dollari delle acquisizioni di MountainWest Pipelines e NorTex, ma abbiamo registrato altri aumenti anche nelle nostre attività di trasmissione e di acque profonde. La nostra attività di raccolta e lavorazione nel Nord-Est ha registrato una buona performance, con un aumento di 21 milioni di dollari, pari al 5%, compreso un aumento complessivo dei volumi del 4% rispetto all'anno precedente. Questa crescita del 4% dei volumi si è verificata nonostante i prezzi del gas naturale della stagione di spalla siano stati molto più bassi nel 2023 rispetto al 2022. Come ci aspettavamo, ciò ha avuto un impatto particolare sui nostri sistemi di gas secco, compresa una significativa chiusura dei volumi nella Pennsylvania nordorientale. Tuttavia, come abbiamo detto in precedenza, quando i prezzi bassi del gas naturale pesano sulla produzione di gas secco, tendiamo a vedere uno spostamento verso i nostri sistemi ricchi di liquidi, dove i margini più elevati tendono a compensare i volumi più bassi. Ed è quello che abbiamo visto nel terzo trimestre di quest'anno, con un aumento di circa il 22% dei volumi degli impianti di lavorazione alimentati da questi sistemi ricchi di liquidi, con relativo aumento della produzione di NGL, dei volumi e dei relativi ricavi da frazionamento e trasporto. Passiamo ora all'Ovest, che ha registrato un calo di 22 milioni di dollari, pari al 7%, dove l'impatto sfavorevole delle tariffe più basse basate sul prezzo del gas naturale, alimentate dai prezzi molto più alti del gas naturale dello scorso anno, ha superato la forte crescita dei volumi nell'Haynesville. E poi c'è la diminuzione di 22 milioni di dollari nell'attività di commercializzazione di gas e NGL. Il terzo trimestre dell'anno scorso ha visto condizioni molto più favorevoli per l'attività di commercializzazione del gas, con una maggiore volatilità dei prezzi del gas naturale in particolare. Le nostre operazioni di joint venture a monte, incluse nel segmento "Altri", sono diminuite di circa 52 milioni di dollari rispetto all'anno scorso, e comprendono l'EBITDA dell'upstream di Haynesville, che è diminuito di circa 36 milioni di dollari nonostante una produzione più elevata, ma a causa di prezzi netti realizzati molto più bassi e di una percentuale di interessi operativi più bassa sui nuovi pozzi che inizieranno a gennaio 2023. L'EBITDA dell'upstream di Wamsutter è diminuito di circa 16 milioni di dollari, dove l'aumento della produzione di gas e petrolio ha compensato in modo significativo i prezzi netti realizzati, molto più bassi rispetto all'anno scorso. Anche in questo caso, il terzo trimestre ha continuato a registrare una forte performance del business di base nel 2023, con una crescita del 6% e un EBITDA guidato dalle prestazioni del core business delle infrastrutture, nonostante i prezzi del gas naturale siano stati inferiori del 68% rispetto al terzo trimestre del 2022. Voltiamo pagina e soffermiamoci sul confronto tra i due anni. Da un anno all'altro abbiamo registrato un aumento del 9% rispetto al 2022, anche se i prezzi medi del gas naturale sono scesi del 63% rispetto all'anno scorso. Passando dai 4,6 miliardi di dollari dell'anno scorso ai 5,1 miliardi di dollari di quest'anno e analizzando i risultati delle nostre attività principali, le attività di trasmissione e del Golfo del Messico hanno registrato un miglioramento di 210 milioni di dollari, pari al 10%, grazie a temi simili a quelli del terzo trimestre, ossia l'impatto delle acquisizioni di MountainWest Pipelines e NorTex, e altri aumenti nei ricavi delle attività di trasmissione e delle acque profonde. La nostra attività di G&P nel Nord-Est ha registrato un'ottima performance, con un aumento di 138 milioni di dollari, pari al 10%, grazie all'incremento di 217 milioni di dollari dei ricavi da servizi. L'aumento dei ricavi è stato alimentato da un incremento del 6% dei volumi totali, concentrati nelle nostre aree ricche di liquidi, dove tendiamo ad avere margini unitari più elevati rispetto alle aree di gas secco. In appendice, troverete una diapositiva che confronta la nostra crescita del 6% dei volumi con la crescita complessiva del bacino, di poco superiore al 2%. Passiamo ora all'Ovest, che ha registrato un aumento di 20 milioni di dollari, pari al 2%, beneficiando dei risultati positivi delle coperture e della forte crescita dei volumi nell'Haynesville, compresa l'acquisizione di Trace nell'Haynesville, ma l'Ovest è stato significativamente sfavorito da tariffe di raccolta più basse basate sul prezzo del gas naturale e anche da margini più bassi di NGL. Infine, come ricorderete, l'aumento di 122 milioni di dollari nella nostra attività di commercializzazione di gas e NGL è stato causato dall'ottimo inizio del primo trimestre dell'anno per l'attività di commercializzazione del gas. Le nostre operazioni di joint venture upstream, incluse nel segmento Altri, sono diminuite di 92 milioni di dollari rispetto all'anno precedente. L'EBITDA dell'upstream di Haynesville è diminuito di circa 18 milioni di dollari, dove i benefici dell'aumento del 175% dei volumi di produzione netta sono stati più che compensati da prezzi netti del gas naturale realizzati nettamente inferiori. L'EBITDA dell'upstream di Wamsutter è diminuito di 74 milioni di dollari a causa degli effetti combinati del clima invernale storicamente difficile che abbiamo registrato quest'anno in Wyoming sui volumi di produzione e dei prezzi netti realizzati più bassi. Quindi, ancora una volta, l'inizio del 2023 è stato forte, con una crescita del 9% dell'EBITDA, grazie alle prestazioni dell'attività infrastrutturale di base e alla forza della nostra attività di commercializzazione, che ha nettamente compensato i risultati più deboli del previsto delle joint venture upstream. Come ho già detto, abbiamo alzato la nostra guidance per l'EBITDA rettificato a 6,6-6,8 miliardi di dollari, con uno spostamento di 100 milioni di dollari verso l'alto nella parte centrale. Questo aumento è dovuto alla performance costante della nostra attività di base, anche dopo un calo storico dei prezzi del gas naturale che ha portato ad alcune recenti chiusure e anche dopo un inverno storicamente difficile che ha continuato ad avere impatti sfavorevoli fino ad aprile di quest'anno. L'aumento della guidance per il 2023 arriva dopo due anni consecutivi di crescita record dell'EBITDA rettificato nel 2021 e nel 2022. Nell'appendice troverete altri cambiamenti positivi nelle nostre metriche di previsione finanziaria, che sono generalmente allineate con l'aumento della previsione dell'EBITDA. Dal punto di vista della leva finanziaria, abbiamo concluso l'anno senza sapere con esattezza quando riceveremo il pagamento della sentenza di 602 milioni di dollari che ci è stata assegnata da Energy Transfer nella recente sentenza della Corte Suprema del Delaware, nonché l'esatta data di chiusura delle transazioni DJ annunciate ieri. Il pagamento previsto per la questione di Energy Transfer, al netto delle spese legali, sarà superiore a 530 milioni di dollari e cresce di giorno in giorno anche per gli interessi passivi. Considerando tutte queste parti in movimento, crediamo ancora che finiremo per avvicinarci alla nostra previsione iniziale di leva finanziaria per il 2023, pari a 3,65 volte, anche se tale previsione è stata emessa prima di prendere in considerazione l'oleodotto MountainWest e le transazioni DJ, nonché i circa 130 milioni di dollari di riacquisti di azioni che abbiamo effettuato quest'anno. Quindi, in sintesi, concludiamo il 2023 con un aumento della guidance che si basa su una forte tendenza pluriennale di sovraperformance e puntiamo a una crescita continua nel 2024 prima di un altro grande passo avanti nel 2025. E con questo passo la parola ad Alan.
Alan Armstrong: Alan Armstrong: Ok. Beh, grazie, John. Vorrei fare alcune osservazioni conclusive prima di passare alle vostre domande. Innanzitutto, inizierò ribadendo la nostra convinzione che Williams rimane un'opportunità di investimento interessante. Siamo la società midstream di grandi dimensioni più incentrata sul gas naturale e la natura strettamente integrata della nostra attività è unica. In secondo luogo, la nostra combinazione di comprovata resilienza, un EPS CAGR quinquennale del 23%, un dividendo coperto due volte in costante crescita, un bilancio solido e un'elevata visibilità sulla crescita è unica tra le S&P 500 e unica nel nostro settore. La nostra strategia incentrata sul gas naturale ci ha permesso di ottenere un track record decennale di crescita dell'EBITDA rettificato a livelli record - attraverso un gran numero di cicli economici e delle materie prime. E continua a garantire una crescita significativa anche nell'attuale contesto. E i segnali che provengono dal mercato indicano che continuerà a garantire una crescita sostanziale anche in futuro. Il rafforzamento delle nostre nazioni e della World's Energy Foundation con il gas naturale avverrà, che l'opposizione lo voglia o meno, perché stiamo esaurendo il tempo e le opzioni reali per soddisfare il crescente fabbisogno di energia riducendo al contempo le emissioni. Il gas naturale è il modo più efficace e non sovvenzionato per ridurre le emissioni ed è diventato l'alternativa pratica. L'aumento della produzione di gas naturale ha permesso agli Stati Uniti di soddisfare il crescente fabbisogno interno e di garantire la sicurezza energetica e il sostegno ai nostri alleati globali. È ineguagliabile come fonte di energia più conveniente e affidabile ed è stato lo strumento più efficace per ridurre le emissioni. Noi di Williams siamo impegnati in un futuro di energia pulita che si concentri sulla riduzione delle emissioni, proteggendo al contempo l'accessibilità e l'affidabilità. La spinta all'elettrificazione è in atto e l'energia dispacciabile in grado di tenere il passo con il gran numero di carichi elettrici incentivati dal governo, come la cattura del carbonio, la produzione di idrogeno e i centri dati, sarà in gran parte servita dal gas naturale. Ciò include l'aumento delle fonti rinnovabili per ridurre le emissioni di carbonio, sostenendo tali fonti con la flessibilità, la scala e l'affidabilità del gas naturale. Quindi siamo qui per il lungo periodo e ci impegniamo a sfruttare la nostra rete di infrastrutture di gas naturale su larga scala a beneficio delle generazioni e dei nostri azionisti per le generazioni a venire. E con questo, apro le porte alle vostre domande.
Operatore: Grazie, signor Armstrong. [Stamattina per primo Spiro Dounis di Citi.
Spiro Dounis: Grazie, operatore. Buongiorno team. Forse potremmo iniziare con il potenziamento delle forniture nel sud-est. Alan, hai detto che è stato il più grande contributo all'EBITDA che abbiamo mai visto, il che, almeno per noi, è stato forse qualcosa che non abbiamo apprezzato. Quindi, sono curioso di sapere se ci può dare un'idea di come pensa ai costi di capitale e forse anche ai rendimenti delle due fasi di quel progetto. E se potesse anche parlare della capacità fisica di cui dispone oggi il 165 per gestire i volumi quando MVP entrerà in funzione. So che è un argomento che avete affrontato in passato, ma sembra che ci sia ancora un po' di confusione.
Alan Armstrong: Sì. Ciao, Spiro. Grazie, Spiro. Buongiorno e grazie per l'ottima domanda. Prima di tutto, vorrei chiarire una cosa, perché potrebbe essersi confusa un po' nei commenti. Quando parliamo di questa potenziale fase di espansione, l'EBITDA di cui parlo e l'entità dell'EBITDA si riferiscono a questa fase iniziale. Quindi non contiamo su una seconda fase per far crescere l'EBITDA a quel livello, tanto per essere chiari. Quindi l'EBITDA che ho menzionato, essendo più grande - il più grande ed essendo più grande di tutto il nostro sistema di Northwest Pipeline, si riferisce agli 1,4 Bcf/d iniziali, per chiarezza su questo argomento. Per quanto riguarda i rendimenti, non abbiamo intenzione di fornire una cifra al momento, ma posso dirvi che si tratta di uno dei rendimenti più interessanti che abbiamo mai visto per un'espansione di scala di un gasdotto. E siamo davvero entusiasti che la capacità sia preziosa, in arrivo da lì. E per ricordarvi le capacità fisiche che abbiamo da lì, la capacità fisica totale è di 5,7 Bcf/d, 2,5 a nord, 2,5 a sud e 700 milioni al giorno sul canale della Virginia. Questa è la capacità esistente che abbiamo da lì, la capacità fisica che abbiamo dal 165 di oggi. Ovviamente, c'è molta domanda per questa capacità, e quindi non è che sia semplicemente lì a disposizione di qualcuno per entrare e comprare. Ed è ovviamente per questo che siamo riusciti a mettere insieme un progetto così interessante. Utilizzando, tra l'altro, l'esistente e strutturandolo in modo da offrire il minor numero di punti di resistenza dal punto di vista dei permessi per l'espansione a sud. Quindi, in realtà, non è un progetto molto complicato. È facile per me dire che non ho la responsabilità di realizzarlo direttamente, ma si tratta di un'area già esistente ed evita molti dei problemi tipici delle zone umide in cui ci imbattiamo e che tendono a bloccare il processo di autorizzazione. Quindi, il team ha fatto un ottimo lavoro, collaborando con i nostri grandi clienti e soddisfacendo le loro esigenze urgenti e fornendo un progetto molto interessante. Non potrei essere più orgoglioso del team e del modo in cui ha affrontato la questione.
Spiro Dounis: Capito. Un colore utile e apprezzo il chiarimento sul contributo dell'EBIT per la prima fase. La seconda domanda riguarda le due acquisizioni del bacino di DJ: sembra che anche i vantaggi a valle abbiano guidato la decisione di espandersi lì. Quindi due domande su questo fronte. Uno, il multiplo misto di 7x implica qualche beneficio a valle o è una sorta di valore a sé stante per le attività? E poi, come dobbiamo considerare i volumi di NGL di Cureton che entrano nel sistema a valle? È qualcosa che accade immediatamente o dobbiamo aspettare che i contratti si concludano.
Alan Armstrong: Spiro, lascio la parola a Chad Zamarin.
Chad Zamarin: Sì. Grazie, Spiro. Il multiplo di 7x riflette in realtà il valore dell'acquisizione standalone e vediamo significative opportunità di integrare queste attività. Ci vorrà un po' di tempo perché ci sono alcuni impegni in corso, ma Cureton ha un volume di raccolta superiore a quello che può elaborare e consegnare all'infrastruttura a valle. E Rocky Mountain Midstream ha una capacità in eccesso. Saremo quindi in grado di consolidare questi volumi e di spostare una quantità significativa di NGL incrementali lungo la nostra infrastruttura. Ma nei prossimi 12 mesi e oltre ci saranno alcune dediche che si esauriranno e che ci permetteranno di spostare completamente quei volumi nel nostro sistema, quindi vedrete il valore aumentare nel tempo.
Spiro Dounis: Capito. Colore utile. Grazie, Chad. Grazie a tutti.
Chad Zamarin: Grazie.
Operatore: Grazie a lei. Passiamo ora a Neel Mitra della Bank of America (NYSE:BAC).
Neel Mitra: Salve, buongiorno. Grazie per aver risposto alla mia domanda. Innanzitutto, a livello macroscopico, sembra che alcune delle Southern Utilities siano preoccupate per l'approvvigionamento di gas, soprattutto con lo spostamento di gran parte dell'Haynesville da nord a sud grazie a progetti come il vostro LEGpipeline. Vedete l'interesse dei clienti del sud-est piuttosto che delle Southern Utilities a spostare il gas di Haynesville su Transco verso quell'area?
Alan Armstrong: Sì, è un'ottima domanda. E credo che il mercato lo capirà. Penso che il modo in cui è strutturato il nostro progetto LEG, ad esempio, darà ai produttori di Haynesville l'opportunità di spostarsi lungo il percorso tradizionale di Transco verso l'85 e verso quei mercati o di vendere a LNG, a seconda di quale sia la loro preferenza. Il bello del sistema Transco è che offre queste opzioni e l'effetto di rete dell'intero sistema offre ai produttori maggiori opzioni di mercato che apprezzeranno. Quindi non sono sicuro che un produttore, per esempio, dovrà dichiarare in un senso o nell'altro, ma sarà in grado di godere dei vantaggi di uno dei due mercati. Ma certamente assisteremo, credo, alla concorrenza per le forniture di Haynesville che tradizionalmente sono arrivate, molte delle quali sono arrivate alla Stazione 85 e che sicuramente saranno in concorrenza con la 165 per un po' di tempo. E sarà proprio questo a determinare il flusso dei volumi. Ma con la crescita della capacità di GNL non è poi così difficile da prevedere. I progetti sono già in corso e difficilmente possono essere aggirati di soppiatto, proprio perché sono così grandi e richiedono tempi lunghi per il rilascio dei permessi. Quindi il mercato del GNL sta diventando molto evidente e certamente porterà via le forniture da cui molti clienti di Transco dipendevano per l'arrivo della Stazione 85. E credo che, per quanto riguarda il suo punto di vista, questo sia il motivo per cui stiamo assistendo a un tale interesse nel prelevare le forniture dall'oleodotto Mountain Valley. Ma vi dico anche che è soprattutto la crescita dei mercati in quelle aree a spingere verso questa direzione, dato che iniziano a scarseggiare le opzioni per soddisfare i carichi di produzione di energia in quelle aree.
Michael Dunn: E Alan, probabilmente è importante notare che non si tratta di una macro a breve termine. Questa macro configurazione si svilupperà nel corso del prossimo decennio e oltre, con l'aumento della domanda di GNL e il continuo cambiamento della domanda di energia nella parte orientale degli Stati Uniti. Continuerà a esserci una competizione tra le utility e gli esportatori di GNL per il gas naturale, e non c'è asset migliore per trarne vantaggio e fornire le forniture necessarie del nostro footprint nel sistema Transco.
Neel Mitra: Ottimo. E poi, a seguire, il vostro progetto di percorso energetico dal Texas alla Louisiana, credo sia di circa 364 milioni di dollari al giorno nel 2025. E sembra che attraversare il confine tra Texas e Louisiana sia più difficile di quanto ci aspettassimo inizialmente. Quali sono le opportunità per voi di spostare i volumi di Transco dal Texas meridionale, sia che provengano dal Permian o dall'Eagle Ford, fino al Corridoio energetico della Louisiana con la compressione o anche con il looping? Quali sono gli impedimenti a scalare le dimensioni di Transco per poterlo fare?
Michael Dunn: Ciao Neel, sono Michael. Grazie per la domanda. Sì, il progetto TLEP è in attesa del permesso 7C [ph]. Quindi ci aspettiamo che sia imminente. Non vediamo l'ora di avviarlo. È la prima opportunità che abbiamo avuto per aumentare la nostra capacità dall'area del Texas meridionale al corridoio del GNL dall'altra parte di Houston. Vi dico solo che abbiamo molte grandi opportunità per continuare a espandere questo percorso su Transco. Abbiamo molte capacità di looping in quell'area, possiamo aggiungere ulteriore compressione e spostare una quantità significativa di gas verso il Texas meridionale o l'area di Katy fino alla linea costiera del Texas e della Louisiana, dove si sta pensando di espandere gli impianti di GNL. Quindi siamo davvero entusiasti di queste opportunità. Stiamo parlando con entrambe le parti in causa, sia che si tratti di produttori che di consumatori di gas, su entrambi i lati di questa opportunità. L'ostacolo maggiore è rappresentato da Houston, come probabilmente ben sapete: il sistema di gasdotti Transco per l'inversione è proprio a nord di Houston, in quel corridoio, e noi abbiamo uno dei migliori quartieri, a nostro avviso, per espanderci dal lato occidentale dell'area di Houston verso il corridoio orientale del GNL.
Neel Mitra: Capito. E, per continuare con questa risposta, qual è il ritardo della FERC in termini di approvazione di un loop. So che la compressione è molto più facile. Penso che sia quello che avete fatto con il percorso dal Texas alla Louisiana. Ma quanto sarebbe più difficile ottenere la documentazione normativa per un loop su Transco una volta effettuata la compressione su quel fronte?
Michael Dunn: Sì. Al momento, la FERC ha abbassato i propri ostacoli, direi, per i progetti più piccoli come il TLEP. All'inizio si trattava di una valutazione ambientale e la FERC è tornata indietro dicendo: "No, non abbiamo bisogno di alcuna EIS" e poi ha fatto marcia indietro dicendo: "No, questo progetto può essere sottoposto a una valutazione ambientale, che è un processo più rapido. In genere si risparmiano da sei a nove mesi sulla revisione ambientale tra una EIS e una EA. E direi che qualsiasi progetto di circonvallazione di qualsiasi entità richiederà molto probabilmente una dichiarazione di impatto ambientale. Quindi, sia che si tratti di un looping o di un greenfield, si tratterà di una dichiarazione d'impatto ambientale, e il processo dura in genere da un anno e mezzo a due anni dalla presentazione all'approvazione del 7C. Quindi direi che questa è la linea temporale a cui si dovrebbe pensare per qualsiasi tipo di progetto di looping. Direi che i progetti di looping sono meno controversi quando si inizia a parlare con le organizzazioni ambientaliste e i proprietari terrieri, proprio perché ovviamente siamo presenti nell'area da molto tempo. Abbiamo rapporti costruiti in quelle aree e i proprietari terrieri sono sicuramente molto più ricettivi nei confronti di un progetto di looping rispetto a un gasdotto di tipo greenfield. E certamente anche l'impatto ambientale è minore. Penso quindi che si abbiano maggiori opportunità di ottenere approvazioni per i progetti di looping, perché sono meno controversi e la FERC è molto interessata all'autorità di condanna nell'uso che se ne fa al giorno d'oggi e questo ci dà un grande vantaggio quando guardiamo ai progetti di looping, come il nostro progetto [indiscernibile]: abbiamo costruito 36 miglia di loop lungo quell'oleodotto e non abbiamo avuto una condanna con diverse centinaia di proprietari terrieri ed è una grande testimonianza di ciò che l'espansione brownfield farà per la nostra azienda.
Neel Mitra: Ottimo. Grazie mille.
Operatore: Grazie a lei. Passiamo ora a Theresa Chen di Barclays (LON:BARC).
Theresa Chen: Buongiorno e grazie per aver accettato la mia domanda. Innanzitutto, per quanto riguarda le acquisizioni di DJ, se 7x è un valore a sé stante, quanto pensate di poterlo portare in multiplo con le sinergie a valle? E ci sono ulteriori opportunità di ottimizzazione del portafoglio in futuro?
Chad Zamarin: Sì. Grazie, Theresa. Sono Chad. Non parlerò nello specifico, ma di solito cerchiamo di sfruttare la nostra impronta e il nostro posizionamento strategico dove operiamo. Ci siamo concentrati su transazioni "bolt-on" che di solito forniscono più di uno o due giri di sinergie e ottimizzazioni. Questa è un'integrazione che ci permette di aumentare la raccolta e la lavorazione, inoltre abbiamo spostato i NGL lungo l'Overland Pass con la nostra partnership con Targa, possiamo spostare i barili fino a Mont Belvieu, dove abbiamo un frazionamento di interesse. Ci sono quindi molte opportunità di acquisire sinergie lungo la catena del valore. È questo il tipo di opportunità che cerchiamo, per ottenere sinergie commerciali e operative molto chiare. Questo è l'obiettivo principale. Per quanto riguarda ulteriori opportunità, credo che l'esempio di Blue Racer sia un altro ottimo esempio. Ci siamo concentrati sulla pulizia delle inefficienze all'interno della nostra attività. Il team ha avuto molto successo, sia all'interno del nucleo commerciale che dei team operativi, nel trovare opportunità per ridurre ulteriormente l'efficienza dell'attività. E questa è l'ultima delle joint venture non operative a cui partecipiamo. Abbiamo quindi fatto grandi progressi, eliminando questo tipo di struttura inefficiente dall'attività. E continueremo a cercare opportunità per farlo. E con una scala e un'impronta geografica come la nostra, queste operazioni a basso rischio e ad alto valore continueranno a rappresentare delle opportunità.
Capito. E per quanto riguarda il quarto trimestre, può darci qualche indicazione sui progressi compiuti finora negli sforzi di marketing, considerando i venti di coda stagionali di questo inverno?
Chad Zamarin: Sì. Direi che è troppo presto per ipotizzare che il vincitore sia solo all'inizio. Il bello della piattaforma Sequent è che è impostata in modo da essere una piattaforma a basso rischio e possiamo essere opportunisti quando gli eventi atmosferici si materializzano. A questo punto, però, continueremo a rimanere cauti nell'interpretare o nel cercare di prevedere in modo eccessivo le condizioni meteorologiche. Siamo quindi ben posizionati per l'inverno, se dovessero verificarsi degli sconvolgimenti. Ma ricordiamo che l'asset e l'impronta sono strutturati principalmente per i differenziali di base e per i differenziali nel tempo, quindi continueremo a osservare le condizioni meteorologiche. Ma al momento ci sentiamo abbastanza bene come siamo messi.
Theresa Chen: Grazie.
Operatore: Passiamo ora a Jean Ann Saulsbury di Bernstein.
Jean Ann Saulsbury: Salve, buongiorno. Congratulazioni per gli accordi precedenti di potenziamento dell'offerta nel sud-est. Ho solo un paio di domande al riguardo. La rotazione inizia quando MVP entra in servizio, e quindi, in un certo senso, l'orologio. Quindi il 4° trimestre 2027, se MVP entrasse in funzione molto più tardi del previsto, anche questo slitterebbe?
Alan Armstrong: No. Per essere chiari, gli accordi partono... l'orologio di quegli accordi parte per 20 anni quando mettiamo in servizio l'espansione. Quindi era questo il riferimento al 2047. Direi che è piuttosto ottimistico pensare di poterlo mettere in servizio nel 2027, e sicuramente si tratterebbe dell'ultima parte di questo periodo. Ma questo è... ovviamente, l'abbiamo predisposto per il successo dei permessi, quindi potremmo essere in grado di farlo, ma era un riferimento a questo. Quindi i tempi non hanno niente a che fare con l'oleodotto Mountain Valley. Molti di questi accordi dipendono dall'entrata in servizio del gasdotto Mountain Valley. Ma non in questa tempistica.
Jean Ann Saulsbury: Ho capito. Sì, credo che intendessi più che altro che il progetto è online. Se Mountain Valley dovesse slittare, anche la vostra data di inizio slitterebbe perché aspettereste di iniziare a lavorarci.
Alan Armstrong: Sì. Scusa, Jean. Scusa, non ho capito la tua domanda. Alan Armstrong: Sì. Direi solo che se non venisse realizzato, credo sia molto improbabile che da qui al 2027 non venga messo in servizio, ma è quello che lei suggerisce, allora probabilmente dovremmo - quei mercati dovranno rifornirsi da qualche parte. Dovremmo quindi trovare un altro modo per far arrivare le forniture, il che sarebbe un progetto più grande.
Jean Ann Saulsbury: Capito. Questo ha senso. E si tratterà di 1,4 miliardi di metri cubi, che si presenteranno tutti insieme, non in un solo giorno, ma in una sola volta? Oppure potrebbe essere introdotto gradualmente fino alla data finale.
Alan Armstrong: Al momento, i nostri piani prevedono che venga attivato tutto in una volta.
Jean Ann Saulsbury: Capito. E poi un altro follow-up. Credo che la maggior parte delle persone ritenga che stiamo entrando in un periodo di maggiore volatilità dei prezzi del gas, sia negli spread regionali che in quelli temporali. Può illustrarci la parte specifica del portafoglio Williams che ne beneficerebbe nel tempo rispetto a quest'anno, che non è stato particolarmente volatile? So che c'è la sequenza, ovviamente, ma anche lo stoccaggio a prezzo di mercato, i contratti di raccolta legati al gas a cui ha fatto riferimento, eccetera?
Alan Armstrong: Sì. Certo. Chad, vuoi rispondere tu?
Chad Zamarin: Sì. Credo che ne abbia citati diversi. Penso che i vantaggi fondamentali dell'attività di base, cioè, in fin dei conti, l'infrastruttura dei gasdotti è costruita per mitigare la base. Per questo ci piace l'assetto a breve termine dal punto di vista del marketing, dello stoccaggio e dell'ottimizzazione. È ovvio che questo sistema spinge i nostri produttori e le nostre aree di approvvigionamento a collegarsi meglio ai diversi mercati. Ma alla fine sono la volatilità e i differenziali di base a determinare il valore della nostra infrastruttura principale. Ed è per questo che pensiamo di essere ben impostati per continuare a far crescere la nostra attività di base e aggiungere, come ciliegina sulla torta, altri asset e capacità per catturare la volatilità. Ma in fin dei conti il nostro business è la conversione della volatilità nelle infrastrutture, ed è su questo che ci concentriamo. E pensiamo di essere ben attrezzati per seguire i differenziali di base e la volatilità e portare soluzioni infrastrutturali che ci aiutino a mitigarla a lungo termine.
Jean Ann Saulsbury: Ha molto senso. Grazie.
Chad Zamarin: Grazie.
Operatore: Grazie. Passiamo ora a Brian Reynolds di UBS.
Brian Reynolds: Salve, buongiorno a tutti. Forse per avere un picco in avanti fino al 2024, escludendo le acquisizioni di oggi. Abbiamo alcuni vantaggi in termini di Mountain West per l'intero anno e alcune piccole espansioni, nonché alcuni vantaggi in termini di copertura, ma sono curioso di sapere se può parlare dell'attività di base esistente e se ci sono vincoli in aumento per quanto riguarda i volumi o, come ha accennato Jean Ann, opportunità di stoccaggio di gas naturale o aumento dei margini che potrebbero spostare l'ago della bilancia in un senso o nell'altro l'anno prossimo, se pensiamo solo al 2024 rispetto al 2023. Grazie.
Alan Armstrong: Sì. Beh, prima di tutto farò un'analisi di alto livello e poi John potrà fornire qualche commento più dettagliato. Innanzitutto, l'attività di base continua a crescere bene. Credo che la crescita del settore di raccolta nel prossimo anno dipenderà in qualche modo dalla risposta dei produttori. E ovviamente la loro risposta dipenderà in qualche modo sia dal prezzo immediato che dalla forma della curva a termine. Quindi un po' di TBD, direi, in termini di crescita dei volumi sui sistemi di raccolta e di impatto sui nostri ricavi da raccolta. Per quanto riguarda il settore della trasmissione, le nostre opportunità sono rappresentate dall'accelerazione dei progetti esistenti. Il team ha fatto un ottimo lavoro, come nel caso di REA, per portare la prima fase in anticipo. Quindi penso che le opportunità ci siano, se guardiamo ai nostri progetti, la maggior parte di essi arriva, compresa la grande attività in acque profonde, verso la fine - la fine del 2024. Quindi, un'accelerazione di questi progetti potrebbe rappresentare un'opportunità per quei progetti di crescita molto tangibili e identificabili che determinano un forte aumento nel 2025. Penso quindi che sia un po' presto, francamente, per dire cosa vedremo dalla comunità dei produttori nel 2024, e probabilmente sarà questo a determinare il margine. Ma lascerò che sia John ad occuparsi di questo aspetto in modo più specifico.
John Porter: Non c'è molto da aggiungere. Penso che un ottimo riferimento per le informazioni sulla nostra crescita nel 2024 e oltre sia la diapositiva 18 dell'appendice, in cui si possono notare una serie di progetti, come ha detto Alan, che contribuiranno al 2024 sulla base di quanto sappiamo oggi, tra cui diversi progetti nel settore della trasmissione e delle acque profonde del Golfo del Messico, nonché diverse espansioni di raccolta e lavorazione. Ha menzionato l'intero anno dell'acquisizione di MountainWest Pipeline e le transazioni DJ di cui stiamo discutendo oggi, che si aggiungeranno al 2024. E ha anche accennato al fatto che, a fronte di questi aumenti, vedremo l'assenza di alcune delle coperture relative alla raccolta e alla lavorazione che avevamo in essere nel 2023. Ma ancora una volta, la diapositiva 18 dell'appendice mostra chiaramente i progetti che porteranno alla crescita del 2024 e, ovviamente, alla crescita molto più significativa del 2025 e oltre. E come ha accennato Alan, mostra i diversi progetti che potrebbero potenzialmente aumentare la crescita se riuscissimo a portarli in anticipo.
Brian Reynolds: Ottimo. Brian Reynolds: Ottimo. Ha senso. Forse, come follow-up, abbiamo visto il mercato parlare molto di opportunità di NGL e LNG nei prossimi, diciamo, tre-cinque anni con alcune opportunità di espansione a valle. Quindi ero curioso di sapere, vista la posizione strategica di Williams nel settore della trasmissione, se potesse aggiornarci sul vostro tasso di esecuzione di 1 o 2 miliardi di dollari o se potessimo vedere alcuni progetti attraenti e discontinui entrare nel portafoglio e aumentare i rendimenti, dato il processo di pensiero che prevede 20 miliardi di metri cubi di domanda di gas naturale nel prossimo decennio. Grazie.
Alan Armstrong: Sì, Brian, grazie. Siamo piuttosto attenti a non inserire i progetti finché non abbiamo un livello di ottimismo piuttosto alto sul loro avanzamento. E le dirò, sarei francamente molto sorpreso se non vedessimo avanzare alcuni - molti di quei progetti che sono nella nostra pipeline, data la quantità di richieste e di progetti che stanno arrivando e il modo in cui siamo posizionati con la nostra infrastruttura per servirli. Perciò, per rispondere alla sua domanda, credo che sarebbe molto improbabile non vedere altri progetti per contribuire all'aumento della domanda di gas. E lo dico da diversi punti di vista. In primo luogo, se si considerano le alternative per la produzione di energia elettrica, ad esempio, nel Nord-Est, dove la risposta per la produzione di energia elettrica sarebbe stata l'eolico offshore, questo sembra molto improbabile nell'arco del decennio che stiamo considerando, e quindi si dovrà trovare qualche altra risposta. Purtroppo, abbiamo chiuso l'impianto nucleare di Indian Point e ci sono pressioni per chiudere altri impianti lassù. E credo che la gente debba smetterla di pensare a quali siano le alternative. Penso che i nostri clienti della REA finiranno per sembrare molto, molto intelligenti per aver preso quella capacità che hanno preso, perché penso che ci sarà una domanda preziosa. Nel Nord-Est, quindi, credo che la dura realtà si imporrà presto. Nel Mid-Atlantic, abbiamo visto una grande evidenza di domanda ben oltre il progetto iniziale che stiamo costruendo negli Stati del Mid-Atlantic e nel Sud-Est. E poi, ovviamente, il mercato del GNL continua a richiedere sempre più infrastrutture in quell'area che noi siamo ben posizionati per servire. Sarebbe quindi scioccante per me se non vedessimo che gran parte di quel portafoglio di lavori per il 2025 e il 2026 si trasformerà in progetti piuttosto importanti.
Brian Reynolds: Ottimo. Molto utile. Speriamo in altri ritorni come quelli di Southeast Supply. La lascio qui. Si goda il resto della mattinata.
Alan Armstrong: Grazie.
Operatore: Grazie. Passiamo ora a Jeremy Tonet di [indiscernibile]. Jeremy, la tua linea è aperta, se hai una domanda in questo momento. Non ho ricevuto risposta. Passiamo ora a Tristan Richardson di Scotiabank.
Tristan Richardson: Buongiorno, ragazzi. Alan, nei tuoi commenti hai notato che sei sorpreso dal livello di domanda che stai vedendo mentre cerchi di commercializzare un'offerta sana. Voglio dire, suggerendo che potrebbero esserci altre opportunità. Si tratta di una dinamica in cui la portata di Southeast Supply potrebbe cambiare nel tempo? Oppure pensate di affrontare questa domanda con progetti separati e di pensare a lungo termine?
Alan Armstrong: Sì. È un'ottima domanda, Tristan, e hai colto un punto importante. Il nostro problema è che i nostri clienti, che sono alcuni dei nostri migliori e più grandi clienti di Transco, hanno richieste molto urgenti. E per noi stare fermi ad aspettare - per finalizzare un'ulteriore richiesta che era in sospeso, non è davvero un buon servizio per quei clienti. Stiamo quindi procedendo con i clienti che sono pronti a stipulare contratti vincolanti. E questo - e non lo faremo - direi solo che cercheremo di proteggere la linea temporale di quel progetto. E questo sarà il primo e più importante dei nostri pensieri quando andremo avanti. Quindi, potrebbe espandersi un po' il caso in cui qualcun altro arrivi sottobanco prima della nostra pre-presentazione. Sì, ma direi che non ci faremo condizionare dall'impossibilità di portare avanti questo progetto iniziale, perché i nostri clienti ci hanno detto chiaramente quanto sia importante andare avanti. Quindi, spero che questo vi dia un'idea di ciò che stiamo affrontando. Ma direi che è evidente dalla stagione aperta e dai requisiti aggiuntivi che stanno continuando a servire. Come ho detto prima, sarei molto sorpreso se non ne uscisse un altro progetto. È solo che... dobbiamo andare avanti perché le richieste sono tante.
Tristan Richardson: È un ottimo contesto. E poi, guardando al 2024 e all'accelerazione della crescita dell'EBITDA nel 2025, si chiede se il ritmo di crescita dei dividendi sia adeguato rispetto alla crescita dell'EBITDA a lungo termine del 5%-7%, in particolare con la visibilità che avete nei prossimi due anni. E visto che lo spazio midstream sta tornando in generale a un periodo di crescita accelerata dei dividendi?
Alan Armstrong: Sì. Direi che, ovviamente, si tratta di una decisione a livello di Consiglio di Amministrazione in termini di crescita del dividendo. Penso che, come abbiamo sempre detto, intendiamo continuare a farlo crescere in linea prima con l'EBITDA e ora con l'AFFO, solo perché dobbiamo assicurarci di non ignorare eventuali oneri fiscali che comincerebbero a influire su di esso. Ecco il motivo del passaggio dall'EBITDA alla crescita dell'AFFO. Detto questo, credo che una crescita compresa tra il 5% e il 7% rientri nelle nostre possibilità e che, anche se l'EBITDA aumenterà, nei prossimi anni la legge dei grandi numeri inizierà a prevalere. Ma per il momento, ritengo che il tasso di crescita del 5%-7% sia molto raggiungibile nell'ambito del nostro tasso di crescita dei dividendi.
Tristan Richardson: Lo apprezzo molto, Alan. Grazie a tutti.
Operatore: Grazie a tutti. Passiamo ora a Jeremy Tonet di JPMorgan. Mi scusi.
Jeremy Tonet: Salve, mi sente ora?
Sì. Ti sento, Jeremy.
Jeremy Tonet: Grazie. Buongiorno. Vorrei iniziare, se possibile, con l'allocazione del capitale. Mi chiedevo, visto che ne ha parlato in diversi punti della telefonata, ma in particolare per quanto riguarda l'aumento dei tassi, come questo influisca, credo, sulle difficoltà di ritorno del capitale per l'allocazione del capitale, in particolare pensando al tasso di dividendo ora, l'apprezzamento dei prezzi ha aumentato un po' il rendimento. Mi chiedevo solo come tutto questo si sia mescolato con l'aumento dei tassi di oggi.
John Porter: Sì. Grazie, Jeremy. Grazie per la domanda. Non credo che ci siano stati cambiamenti significativi nell'approccio basato sui rendimenti di cui abbiamo parlato negli ultimi due anni per l'allocazione del capitale. Abbiamo registrato un leggero aumento dei costi di finanziamento, ma lo stiamo gestendo. Credo molto bene. E, naturalmente, stiamo vedendo che i rendimenti di molti dei nostri progetti, come abbiamo discusso con il potenziamento delle forniture nel Sud-Est, sono più forti che mai. Quindi, credo che la forbice tra i rendimenti del capitale investito e il costo del capitale continui a reggere molto bene, se non a migliorare nel tempo. Per quanto riguarda la matrice decisionale sull'allocazione del capitale che abbiamo discusso in passato, come so che conoscete, siamo in qualche modo unici in termini di capacità di effettuare grandi investimenti discrezionali nella nostra base tariffaria regolamentata e di ottenere tassi di rendimento regolamentati. A partire dall'anno prossimo o giù di lì, abbiamo un caso tariffario che ci porterà a rivedere il nostro ROE sulla base tariffaria di Transco. Ma, ancora una volta, abbiamo una capacità in qualche modo discrezionale e illimitata di investire in quella base tariffaria regolamentata e di ottenere quel tasso di rendimento regolamentato. Quindi è proprio questo il punto di partenza delle nostre decisioni di allocazione del capitale. E credo che in futuro, come abbiamo fatto in passato, ci limiteremo a monitorare il rendimento dei riacquisti di azioni rispetto al potenziale per continuare a fare ulteriori investimenti nella base tariffaria regolamentata. E se dovessimo riscontrare delle fluttuazioni nel prezzo delle azioni in base a ciò che - il rendimento attuale è scambiato e la nostra visione della crescita futura, allora agiremo rapidamente per acquistare azioni come abbiamo fatto in passato.
Alan Armstrong: Sì. E vorrei aggiungere un'osservazione a livello macro, Jeremy. Per quanto possa sembrare strano, l'aumento dei tassi di interesse è in realtà, a livello macro, piuttosto positivo per questa attività, per un paio di motivi. Uno, data la struttura dei nostri contratti di raccolta e l'aggiustamento dell'inflazione in essi contenuto, che si ripercuote sull'intero tasso, non solo sul lato dei costi operativi di quel tasso. Questo continua a spingere il nostro margine operativo verso l'alto. Non prevediamo che il tasso di inflazione continui a crescere quando guardiamo al nostro modello a lungo termine. Ma nella misura in cui si verifica, per noi è un vantaggio netto. Ma oltre a questo, credo che l'impatto degli alti tassi di interesse si manifesti anche nelle alternative, quando pensiamo alla generazione di energia e alle infrastrutture per soddisfare la domanda di generazione di energia. In parole povere, un impianto di generazione a gas ha un enorme vantaggio sui costi di capitale associati, ma uno svantaggio sul costo del combustibile. Pertanto, l'elemento di capitale fisso della generazione di energia elettrica è molto positivo dal punto di vista del gas naturale, proprio perché il capitale richiesto sul fronte è molto più basso, ma il risparmio è nel combustibile. Credo quindi che in questo momento ci troviamo in un contesto molto interessante per la nostra attività e per il nostro settore in generale, dato che i tassi di interesse sono aumentati. Questo ha messo sempre più sotto pressione l'esigenza della gente di avere il gas naturale come alternativa reale per soddisfare le richieste di produzione di energia elettrica in rapida crescita che stiamo vedendo nei mercati che serviamo.
Jeremy Tonet: Capito. Ha senso. La lascio qui. Grazie, grazie.
Operatore: Grazie. Passiamo ora a Praneeth Satish di Wells Fargo (NYSE:WFC).
Praneeth Satish: Praneeth Satish: Grazie. Credo che inizierò con una domanda di alto livello, che forse si ricollega alle sue osservazioni precedenti. Alan. Ma credo che, come hai detto tu, ci sia una pressione sull'eolico offshore, e anche le installazioni solari sono sotto pressione in un contesto di tassi più elevati. Quindi, parlando con i vostri clienti, avete osservato qualche cambiamento in termini di prospettive a lungo termine sul gas naturale? E ci sono stati aggiustamenti in termini di tempi di decarbonizzazione?
Alan Armstrong: Sì. Credo per una serie di ragioni. Penso che alcuni dei cambiamenti che abbiamo visto qui negli Stati del Medio Atlantico siano la rapida crescita della domanda che si registra da parte di cose come i data center e tutti i tipi di carichi incrementali che stanno vedendo, anche il carico industriale dal fatto che abbiamo un gas a prezzi così bassi qui negli Stati Uniti sta guidando una parte di questa domanda. Quindi sì, lo stiamo vedendo soprattutto negli Stati del Sud-Est e del Medio Atlantico. Credo che il Nord-Est debba ancora arrivare. Credo che la gente abbia aspettato un po' per questo. E penso che ci siano stati piani per dipendere dall'eolico offshore e penso che, come ho detto prima, credo che la dura realtà ci colpirà lì. Quindi ci consideriamo un complemento alle energie rinnovabili e siamo favorevoli al loro sviluppo. Ma qui, nel Nordest, per rispondere alla sua domanda, non abbiamo ancora assistito al cambiamento o alla capitolazione che si potrebbe definire in quel mercato. Ma direi che sicuramente stiamo assistendo a una grande sobrietà nei mercati del Medio Atlantico e del Sud-Est, perché si sono scontrati con la crescita della domanda nei loro mercati e devono trovare una risposta.
Chad Zamarin: E credo sia importante ricordare i fondamenti del terzo orientale degli Stati Uniti, dove oggi le risorse intermittenti sono meno del 10%. Quindi c'è - stanno appena iniziando a distribuire alternative come il solare e l'eolico. E se si considerano le previsioni per il PJM, credo che sia ampiamente riconosciuto che entro il 2040, e questo è a lungo termine. Entro il 2040, il picco della domanda di gas raddoppierà rispetto a oggi. Quindi le utility hanno riconosciuto che, da un lato, hanno bisogno di gas qui e ora e, dall'altro, a lungo termine, per raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione, ne avranno ancora più bisogno.
Praneeth Satish: Capito. E poi cambiamo marcia su Overland Pass. Prevede qualche interruzione dei volumi sulla linea dopo che ONEOK avrà ampliato Elk Creek, se deciderà di deviare i volumi, questo avrà un impatto sui flussi di Bakken su Overland Pass? E poi, immagino, se così fosse, vi aspettereste che alcuni dei NGL raccolti dalle attività di DJ? Potrebbero potenzialmente compensare qualsiasi perdita di volume sull'OPPL?
Michael Dunn: Sì. Sono Michael. Rispondo io. Grazie per la domanda. Sì, sospetterei che se e quando ONEOK riuscirà a completare l'espansione di El Creek, vedremo meno flussi Bakken, come se avessero deviato parte dei flussi verso l'asset OPPL. Oggi abbiamo spazio e OPPL per portare i volumi DJ. Quindi, per come la vediamo oggi, non si tratta di una limitazione. Ma certamente l'apertura di più spazio non è una cosa negativa per l'OPPL, se abbiamo bisogno di portare più volume di DJ. Ma di certo abbiamo apprezzato il volume di Bakken che ONEOK ha apportato alla nostra partnership.
Praneeth Satish: Capito. Grazie, grazie a lei.
Operatore: Grazie a lei. Signore e signori, questo è tutto il tempo che abbiamo a disposizione per le domande questa mattina. Signor Armstrong, vorrei passare la parola a lei per eventuali commenti conclusivi, signore.
Alan Armstrong: Alan Armstrong: Va bene. Alan Armstrong: Bene, grazie. Grazie a tutti per essere stati con noi oggi. È davvero entusiasmante poter annunciare molti risultati ottenuti nel trimestre e un quadro molto chiaro, credo, del tipo di crescita che stiamo vedendo emergere davanti a noi. Siamo quindi molto soddisfatti dei risultati attuali, ma ancora più entusiasti della crescita e dei segnali di ulteriore crescita che stiamo vedendo in questo momento in tutta la nostra strategia. Quindi, grazie per essere stati con noi, e non vedo l'ora di parlare con voi la prossima volta.
Operatore: Grazie, signor Armstrong. Signore e signori, con questo si conclude la teleconferenza Williams sugli utili del terzo trimestre 2023. Vorrei ringraziarvi ancora una volta per la vostra presenza e augurarvi una buona giornata. Arrivederci.
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