Williams Companies, Inc. (The)
NYSE: WMB
+$0,30 (+0,42%)
Precio Histórico
+$13,17 (+22,46%) en 1 Año
Estimaciones de Analistas
Precio Objetivo
$81,42
$65,00 - $90,00
$83,00
Consenso de Analistas
Estimaciones a Futuro
$2,39
$2,60
$14.013,1 M
Indicadores en vivo
Indicadores que cambian con el precio actual (P/E, P/FCF, dividend yield, beta) y cifras del último período. Se actualizan en tiempo real. Los valores en verde indican métricas favorables.
EPS
2,28
P/E Ratio
31,50
P/FCF
6,87
Dividend Yield
2,92%
Profit Margin
24,94%
Beta
0,62
Ingresos
$12.323 M
EBITDA
$7.033 M
FCF
$-1.516,7 M
Análisis con IA
Reporte ejecutivo generado a partir de los datos de la empresaDesbloqueá el análisis con IA de WMB
Tesis ejecutiva de la situación de la empresa
Fortalezas, debilidades y riesgos materiales
Valuación frente a sus pares y calidad de balance
Lectura del momentum de resultados, todo enmarcado en datos
Análisis fundamental detallado
Ratios estructurales de valuación, rentabilidad, solvencia y crecimiento, tomados del último balance reportado. Los valores en verde indican métricas favorables.
Valuación
P/B
6,91
EV/EBITDA
17,71
PEG
2,47
P/S
7,29
Rentabilidad
ROE
19,66%
ROIC
7,55%
ROA
4,89%
Margen Bruto
63,51%
Margen Operativo
33,61%
Solvencia
Deuda / Patrimonio
2,00
Current Ratio
0,83
Quick Ratio
0,62
Caja Total
$950 M
Deuda Total
$30.302 M
Crecimiento
Crec. Ingresos
9,00%
Crec. Ganancias
25,00%
Análisis del 10-K
Warren AI leyó el último 10-K de Williams Companies, Inc. (The), el informe anual auditado que toda empresa que cotiza en Estados Unidos presenta ante la SEC (Securities and Exchange Commission, el regulador del mercado). Acá va lo que importa de ese documento: cómo gana plata la empresa, qué riesgos declara ella misma y cómo explicó el management el año.
Filing presentado el 24/02/2026, año fiscal cerrado el 31/12/2025. Ver el documento original en SEC EDGAREl negocio: cómo gana plata
Williams Companies opera infraestructura de gas natural en Estados Unidos, cobrando tarifas reguladas y basadas en volumen por gathering, procesamiento, transporte interestatal y almacenamiento de gas y NGL a productores, distribuidoras, generadoras eléctricas y petroquímicas. Su modelo es predominantemente fee-based, lo que lo aisla en gran medida de la volatilidad de commodities.
Los segmentos del negocio
Así se reparte la operación según el propio filing:
Transmission, Power & Gulf: Transporte interestatal de gas natural vía Transco (~9,600 millas, desde Texas hasta NYC), NWP (~3,900 millas, desde el suroeste hasta la frontera canadiense en Washington), y MountainWest (~2,200 millas en las Rocosas). Incluye almacenamiento de gas regulado y market-based (Gulf Coast Storage y NorTex en Texas), gathering y procesamiento offshore en el Golfo de América, transporte de crudo offshore, y proyectos de generación de energía para data centers en Ohio y Utah (1.9 GW de capacidad combinada).
Predominantemente Estados Unidos continental: corredor sur-noreste (Transco), noroeste (NWP), Montañas Rocosas (MountainWest), Golfo de América (offshore), y Gulf Coast (almacenamiento)Northeast G&P: Gathering, compresión, procesamiento de gas natural y fraccionamiento de NGL en las formaciones Marcellus y Utica Shale (Pennsylvania, West Virginia, Nueva York y Ohio). Opera activos consolidados como Susquehanna Supply Hub (506 millas, 4.6 Bcf/d) y activos equity-method como Bradford Supply Hub, Marcellus South, Laurel Mountain y Blue Racer. Clientes son productores de gas en la cuenca Appalachian.
Región Appalachian: Pennsylvania, West Virginia, Ohio y New YorkWest: Gathering y procesamiento de gas natural en múltiples cuencas del oeste y sur de Estados Unidos: Haynesville Shale (Louisiana/Texas, 5.6 Bcf/d de capacidad), Wamsutter y Southwest Wyoming, Piceance (Colorado), Eagle Ford y Barnett (Texas), DJ Basin (Colorado) y Louisiana Energy Gateway. Incluye fraccionamiento y almacenamiento de NGL en Kansas central y participación en Overland Pass Pipeline (NGL).
Wyoming, Colorado, Texas, Louisiana, Kansas y OklahomaGas & NGL Marketing Services: Comercialización mayorista, trading, almacenamiento y transporte de gas natural y NGL para utilities, municipios, generadoras eléctricas y productores. Opera como agente (revenues presentados netos). Incluye una participación minoritaria en Cogentrix Co-Investment Fund (11 plantas de generación a gas). Volúmenes en 2025: 6.57 Bcf/d de gas natural y 185 Mbbls/d de NGL.
Estados Unidos, con foco en regiones del sureste y Gulf CoastVentajas competitivas con evidencia
No es una lista de deseos: son las ventajas que el propio documento respalda con datos.
Williams opera más de 32,000 millas de gasoductos en 24 estados y el Golfo de América, 35 plantas de procesamiento de gas, 9 plantas de fraccionamiento de NGL, ~23 millones de barriles de almacenamiento de NGL y 423 Bcf de almacenamiento de gas natural. Transco es el sistema de gasoductos de gas natural más grande de EE.UU. por throughput (21.0 MMdth/d en 2025).
Las tarifas y condiciones del transporte interestatal de Transco y NWP son reguladas por la FERC bajo el Natural Gas Act, lo que establece barreras de entrada significativas para nuevos competidores. El filing confirma que las barreras de entrada para nuevos gasoductos son considerables por regulaciones federales y estatales y oposición pública creciente.
Los contratos de transporte firme de largo plazo (firm reservation contracts) con distribuidoras, utilities y generadoras constituyen la mayor parte del negocio regulado. Los contratos de gathering incluyen acreage dedications de largo plazo que comprometen la producción de un área geográfica completa a los sistemas de Williams.
La posición estratégica de Transco en la costa este (de Texas a NYC, pasando por los principales centros de demanda de gas del sureste y el corredor atlántico) y de NWP en el noroeste es difícilmente replicable. El filing señala que Williams compite con ventaja especialmente a lo largo de la costa este y el noroeste de EE.UU. por la posición de su infraestructura existente.
El diseño de tarifas SFV (straight fixed-variable) usado por los gasoductos regulados recupera sustancialmente todos los costos fijos a través de cargos de reserva, limitando la exposición a fluctuaciones de throughput. Aproximadamente el 93% de los volúmenes de NGL en gathering y procesamiento están bajo contratos fee-based, reduciendo la exposición a precios de commodities.
Williams está expandiéndose activamente hacia la generación de energía para data centers: firmó acuerdos para construir 1.9 GW de capacidad de generación a gas en Ohio y Utah con contratos de hasta 12.5 años a precio fijo, con un cliente investment-grade no revelado, con puesta en marcha prevista entre 2026 y 2028. En octubre 2025 cerró inversiones en Louisiana LNG (10% equity) y Driftwood Pipeline (80%, operador) para abastecer una terminal de exportación de LNG con entrada en servicio prevista para 2029, lo que marca una expansión hacia el mercado de exportación. Adicionalmente, en enero 2026 vendió sus activos upstream en Haynesville Shale por $398 millones más contraprestación contingente, completando una desinversión de activos de producción no core. La tasa de rotación voluntaria de empleados fue de 6.3% en 2025, con 5,987 empleados full-time al 1 de febrero de 2026.
Los riesgos que declara la propia empresa
Todo 10-K trae una sección de factores de riesgo, y la mayoría es boilerplate legal que aparece en cualquier filing. Estos son los que de verdad distinguen a Williams Companies, Inc. (The), ordenados por materialidad:
1. Concentración de clientes en NWP: Puget Sound Energy representa el 31% del revenue
Northwest Pipeline (NWP) depende de un solo cliente, Puget Sound Energy, Inc., que representa el 31% de su revenue operativo. Esta concentración extrema expone a NWP a un riesgo material si ese cliente pierde solvencia, negocia en posición de fuerza al renovar contratos, o simplemente no renueva. Transco tiene una concentración menor pero también relevante: Duke Energy Corporation representa el 9% de su revenue operativo.
Si se materializa: La pérdida total o parcial de los volúmenes contratados por los clientes clave de Transco o NWP podría tener un efecto adverso material en sus negocios, condición financiera, resultados de operaciones y flujos de caja.
2. Deuda total de $29.4 mil millones con covenants restrictivos y riesgo de cross-default
Al 31 de diciembre de 2025, Williams tenía deuda de largo plazo outstanding de $29.4 mil millones, incluyendo $5.9 mil millones de Transco y $748 millones de NWP. Los covenants de los instrumentos de deuda restringen fusiones, disposición de activos, y distribuciones durante eventos de default. La existencia de cláusulas de cross-default o cross-acceleration significa que un default en un instrumento puede desencadenar defaults en cascada sobre toda la estructura.
Si se materializa: Si Williams, Transco o NWP no pueden cumplir los covenants o sus obligaciones de servicio de deuda, podrían verse forzados a reestructurar o refinanciar la deuda, buscar capital adicional o vender activos, sin garantía de poder hacerlo en términos aceptables.
3. Exposición a proyectos de power innovation para data centers con riesgos de stranded assets y penalidades contractuales
Williams ha invertido en proyectos de 'power innovation' relacionados con el crecimiento de data centers y continúa evaluando nuevos proyectos. El filing identifica riesgos específicos a este segmento emergente: dificultad para predecir la demanda futura de energía de data centers por la velocidad del cambio tecnológico, necesidad de sourcing de turbinas y baterías con plazos largos de entrega, y la obligación contractual de producción constante y confiable de electricidad. Un fallo en los proyectos 'behind the meter' puede derivar en penalidades contractuales.
Si se materializa: La falla en predecir la demanda de los data centers podría resultar en activos subutilizados o stranded. Los proyectos de generación behind the meter requieren producción constante y confiable de electricidad, y si no se cumple, pueden resultar en penalidades contractuales y daño reputacional.
4. Riesgo regulatorio FERC: contratos a precio fijo no ajustables y cargo 'IT feeder' de Transco que incentiva el bypass de sus instalaciones offshore
Transco cobra a sus clientes de transporte un cargo separado llamado 'IT feeder' para acceder a sus instalaciones offshore en el Golfo de América, a diferencia de otros pipelines interestatales. Este diseño de tarifa genera precios netos (netback) menores para los productores que usan las instalaciones de Transco, incentivándolos a buscar alternativas. Adicionalmente, los contratos a precio fijo de largo plazo bajo FERC no son ajustables por inflación ni aumentos de costos operativos.
Si se materializa: El diseño del cargo 'IT feeder' puede resultar en que los productores eviten las instalaciones offshore de Transco en favor de transporte alternativo. Los contratos a precio fijo podrían generar situaciones en que los costos de prestación del servicio excedan los ingresos recibidos.
5. Ciberseguridad: infraestructura crítica interconectada con terceros y amenazas amplificadas por IA y tensiones geopolíticas
Williams opera infraestructura crítica de gas natural cuya operación segura depende de sistemas de control industrial (OT/ICS). El filing describe amenazas de grupos estatales ('state-sponsored groups'), hacktivistas e individuos, con riesgos amplificados por el uso de inteligencia artificial por parte de los atacantes. La interconexión con pipelines de terceros, contratistas y proveedores expande la superficie de ataque. El filing menciona explícitamente que las tensiones geopolíticas, incluyendo la invasión rusa de Ucrania, pueden incrementar estos riesgos.
Si se materializa: Una brecha podría resultar en daño o destrucción de activos, incidentes de seguridad, daño ambiental, responsabilidad legal, pérdida de contratos, costos significativos de remediación y litigios, mayor escrutinio regulatorio y aumento de costos de seguros.
Concentraciones que el filing reconoce
Dependencias fuertes de pocos clientes, proveedores o mercados. Cuanto más concentrado el negocio, más lo golpea un solo evento:
Clientes: NWP: Puget Sound Energy, Inc. representa aproximadamente el 31% del revenue operativo (año fiscal 2025). Transco: Duke Energy Corporation representa aproximadamente el 9% del revenue operativo (año fiscal 2025).
Proveedores: El filing menciona dependencia de un número limitado de proveedores para bienes y servicios críticos, incluyendo equipos especializados de largo plazo de entrega (turbinas, baterías) para proyectos de power innovation, pero no cuantifica proveedores específicos.
Geografía: Transco tiene instalaciones offshore en el Golfo de América con un diseño tarifario diferencial ('IT feeder') que genera riesgo de bypass. NWP opera con crossings en tierras de tribus nativas americanas donde no aplica el derecho de expropiación (eminent domain).
Regulación: Transco y NWP son pipelines interestatales regulados por FERC, lo que concentra el riesgo regulatorio en una sola agencia federal. Cambios en tarifas, interpretaciones de contratos o nuevas normas de FERC tienen impacto directo y material en los revenues.
Esta sección llama la atención por la inclusión explícita de riesgos específicos a proyectos de data centers y generación de energía 'behind the meter', lo que es inusual para un midstream puro y refleja una expansión estratégica hacia power innovation que introduce categorías de riesgo nuevas para la empresa. También es destacable la cuantificación precisa de concentración de clientes (Puget Sound Energy al 31% de NWP) y la cifra exacta de deuda total de $29.4 mil millones al cierre de 2025, lo que permite una evaluación concreta del apalancamiento. El filing menciona explícitamente que Williams fue objeto de un proxy contest previo por parte de un activista accionarial, admitiendo costos significativos incurridos, lo que es un disclosure inusualmente directo sobre vulnerabilidad a activismo.
El año según el management
El MD&A (Management's Discussion and Analysis) es la parte del 10-K donde la dirección explica los resultados con sus propias palabras. La lectura del año fiscal:
Williams Companies registró un año fiscal 2025 de crecimiento sostenido, con net income atribuible a la compañía de $2,618M (+$393M vs. 2024), impulsado por la puesta en servicio de múltiples proyectos de expansión en Transco y la West region, aunque parcialmente afectado por un impairment de $212M en activos del Mid-Continent y la presión de costos derivada de las adquisiciones.
Qué empujó los resultados
- Expansión de Transco: proyectos Texas Louisiana Energy Pathway, Southeast Energy Connector, Commonwealth Energy Connector y Alabama Georgia Connector puestos en servicio, más aumentos de tarifas de transporte y storage efectivos desde el 1 de marzo de 2025 ($291M de aumento en revenues de Transco dentro del segmento Transmission, Power & Gulf; Transco operating income creció +$191M (+13%) a $1,690M). Segmento: Transmission, Power & Gulf
- Crecimiento en la West region por Louisiana Energy Gateway (puesto en servicio en julio-agosto 2025, capacidad de 1.8 Bcf/d), la adquisición Rimrock (enero 2025, ~$325M) y la adquisición Saber (junio 2025), que impulsaron volumes en Haynesville y DJ Basin ($121M de aumento en revenues de Haynesville Shale y $60M en DJ Basin dentro del segmento West; service revenues del segmento aumentaron de $1,718M a $1,851M). Segmento: West
- Reversión favorable en Gas & NGL Marketing Services por cambio en Net unrealized gain (loss) from commodity derivatives y el aporte del equity-method investment en Cogentrix (adquirido en marzo 2025 por $153M) (Gas & NGL Marketing Services Modified EBITDA pasó de -$124M en 2024 a +$311M en 2025; Proportional Modified EBITDA de equity-method investments aportó $36M adicionales). Segmento: Gas & NGL Marketing Services
Qué jugó en contra
- Impairment y write-off de activos: $176M de impairment sobre activos de Mid-Continent held for sale y $36M de write-off de activos de compresión y procesamiento en DJ Basin, ambos en el segmento West ($212M en total (línea Impairment or write-off of certain assets, contra $0 en 2024)). Segmento: West
- Caída en Eagle Ford Shale por reducción de MVC (minimum volume commitment) revenues, que presionó el segmento West hacia abajo (-$77M en service revenues del Eagle Ford Shale dentro del segmento West). Segmento: West
- Mayor interest expense y aumento de costos operativos y DD&A derivados de adquisiciones y proyectos puestos en servicio (Interest expense aumentó -$78M a $1,442M; DD&A aumentó -$128M a $2,347M; O&M aumentó -$103M a $2,282M)
Qué hizo con la plata
La asignación de capital del año: a dónde fue el efectivo que generó el negocio.
Dividendos: Dividendos comunes pagados: $2,442M en 2025 (vs. $2,316M en 2024). La compañía aumentó el dividendo trimestral ~5%, de $0.475/acción en cada trimestre de 2024 a $0.500/acción en cada trimestre de 2025. El 27 de enero de 2026, el board aprobó un dividendo trimestral de $0.525/acción pagadero el 30 de marzo de 2026.
Capex (inversión en activos): Capital expenditures de $4,893M en 2025 (vs. $2,573M en 2024), incluyendo las adquisiciones de Rimrock, Saber y Driftwood Pipeline, y proyectos Power Innovation. Para 2026, el growth capital and investment expenditures se espera entre $6.1B y $6.7B, excluyendo adquisiciones y ciertos equipos de Power Innovation con reembolso del cliente si se cancela el pedido.
M&A (compras y ventas de negocios): Principales movimientos: adquisición Rimrock (~$325M, enero 2025, DJ Basin); adquisición Saber ($47M de caja + retención y repago de $113M de deuda, junio 2025, Haynesville); inversión en Cogentrix ($153M, 10% equity-method, marzo 2025); cierre de acuerdo para adquirir 10% en Louisiana LNG y 80% en Driftwood Pipeline por $378M total (octubre 2025). En el lado de desinversiones, se aprobó la venta de activos de Mid-Continent gathering (held for sale al 31/12/2025) y se acordó la venta de intereses en South Mansfield por $398M más consideración contingente (cerró en enero 2026).
Deuda: Williams tomó $4,940M en long-term debt y repagó $2,827M durante 2025, resultando en $2,113M de deuda neta adicional. Al 31/12/2025, la deuda de largo plazo con vencimiento en más de un año era de $27.3B y la deuda de corto plazo (vencimiento dentro de un año) era de $1.3B. El 8 de enero de 2026, Williams emitió $2.8B de deuda de largo plazo adicional.
Caja al cierre: $63M de cash and cash equivalents al 31 de diciembre de 2025, más $3,050M de capacidad disponible bajo el credit facility de $3,750M (neto del commercial paper program de $3,500M con $700M outstanding), totalizando $3,113M de liquidez disponible.
El dato más llamativo es el salto del capex a $4,893M en 2025 (casi el doble de 2024) y el guidance de $6.1B-$6.7B para 2026, traccionado por los proyectos Power Innovation (Socrates, Apollo, Aquila) para servir data centers con contratos de 10-12.5 años a precio fijo, señalando un pivot estratégico hacia generación de energía on-site. El segmento Gas & NGL Marketing Services pasó de Modified EBITDA de -$124M en 2024 a +$311M en 2025, mayormente por reversión de unrealized derivative losses, lo que introduce alta volatilidad en los resultados consolidados. El West segment registró un impairment de $212M (activos Mid-Continent held for sale y write-off DJ Basin) que erosionó su Modified EBITDA de $1,312M a $1,238M pese al crecimiento operativo subyacente. Finalmente, la compañía finalizó el año con solo $63M de cash, financiando su agresivo programa de inversiones principalmente con $5,898M de cash from operations y $2.1B neto de deuda adicional.
Resumen generado por Warren AI a partir del texto del 10-K presentado ante la SEC. Un resumen nunca reemplaza al documento: si una cifra pesa en tu decisión, verificala en el filing original. Esto es material educativo y no constituye una recomendación de inversión.
Dividendos
Pagos por acción registrados. 80 pagos desde 07/06/2006.
Dividendo anual por acción
Pagos recientes
| Ex-date | Pago | Monto |
|---|---|---|
| 13/03/2026 | N/A | $0,525 |
| 12/12/2025 | N/A | $0,5 |
| 12/09/2025 | N/A | $0,5 |
| 13/06/2025 | N/A | $0,5 |
| 14/03/2025 | N/A | $0,5 |
| 13/12/2024 | N/A | $0,475 |
| 13/09/2024 | N/A | $0,475 |
| 07/06/2024 | N/A | $0,475 |
Últimas noticias
| Item | 2025 | 2024 | 2023 | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | 2017 | 2016 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
Total Revenue Ingresos Totales | $14.899 M+17,9% | $12.632 M+5,3% | $11.996 M-32,5% | $17.773 M+39,0% | $12.784 M+65,6% | $7.719 M-5,9% | $8.201 M-5,6% | $8.686 M+8,2% | $8.031 M+7,1% | $7.499 M |
Cost of Revenue Costo de Ventas | — | — | — | — | — | — | — | — | — | — |
Gross Profit Utilidad Bruta | — | — | — | — | — | — | — | — | — | — |
Research & Development Investigación y Desarrollo | — | — | — | — | — | — | — | — | — | — |
Selling, General & Administrative Gastos Generales y Adm. | $721 M+1,8% | $708 M+6,5% | $665 M+4,6% | $636 M+14,0% | $558 M+19,7% | $466 M-16,5% | $558 M-1,9% | $569 M-6,4% | $608 M-15,9% | $723 M |
Total Operating Expenses Gastos Operativos Totales | $7.754 M+8,2% | $7.164 M+8,6% | $6.596 M-17,0% | $7.947 M-0,6% | $7.996 M+44,9% | $5.517 M-12,1% | $6.280 M-20,7% | $7.918 M+11,1% | $7.127 M+4,7% | $6.810 M |
Operating Income Utilidad Operativa | $4.196 M+25,7% | $3.339 M-22,5% | $4.311 M+42,8% | $3.018 M+14,7% | $2.631 M+19,5% | $2.202 M+14,6% | $1.921 M+150,1% | $768 M-17,2% | $927 M+32,4% | $700 M |
Other Income/(Expense), Net Otros Ingresos/(Gastos), Neto | $69 M-36,1% | $108 M+9,1% | $99 M+450,0% | $18 M+200,0% | $6 M+114,0% | -$43 M-230,3% | $33 M-64,1% | $92 M+468,0% | -$25 M-129,4% | $85 M |
Pretax Income Utilidad Antes de Impuestos | $3.625 M+21,4% | $2.986 M-32,2% | $4.405 M+73,3% | $2.542 M+22,6% | $2.073 M+648,4% | $277 M-74,0% | $1.064 M+221,5% | $331 M-38,1% | $535 M+242,7% | -$375 M |
Tax Provision Impuestos | $857 M+33,9% | $640 M-36,3% | $1.005 M+136,5% | $425 M-16,8% | $511 M+546,8% | $79 M-76,4% | $335 M+142,8% | $138 M+107,0% | -$1.974 M-7.796,0% | -$25 M |
Net Income Utilidad Neta | $2.768 M+18,0% | $2.346 M-29,0% | $3.303 M+56,0% | $2.117 M+35,5% | $1.562 M+640,3% | $211 M-75,2% | $850 M+340,4% | $193 M-92,3% | $2.509 M+691,7% | -$424 M |
EBITDA | $6.543 M+17,7% | $5.558 M-12,9% | $6.382 M+27,0% | $5.027 M+12,4% | $4.473 M+14,0% | $3.923 M+7,9% | $3.635 M+45,8% | $2.493 M-6,4% | $2.663 M+8,1% | $2.463 M |
Basic EPS UPA Básica | $2,14+17,6% | $1,82-30,3% | $2,61+55,4% | $1,68+34,4% | $1,25+635,3% | $0,17-75,7% | $0,70+537,5% | -$0,16-106,1% | $2,63+561,4% | -$0,57 |
Diluted EPS UPA Diluida | $2,14+17,6% | $1,82-30,0% | $2,60+55,7% | $1,67+34,7% | $1,24+629,4% | $0,17-75,7% | $0,70+537,5% | -$0,16-106,1% | $2,62+559,6% | -$0,57 |
Transacciones de Insiders
Operaciones reportadas en formularios SEC Form 4. Las compras se muestran en verde y las ventas en rojo.
| Fecha | Insider | Cargo | Operación | Acciones | Precio | Valor total |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 06/05/2026 | John Dean Porter | EVP & CFO | Sale | 50.000 | $75,37 | $3,8M |
| 01/05/2026 | Terrance Lane Wilson | SVP & General Counsel | Sale | 2.000 | $76,35 | $152,7K |
| 28/04/2026 | Scott D Sheffield | Director | Award | 4.873 | $73,04 | $355,9K |
| 28/04/2026 | Peter A Ragauss | Director | Award | 4.873 | $73,04 | $355,9K |
| 28/04/2026 | Jesse J Tyson | Director | Award | 3.415 | $73,04 | $249,4K |
| 28/04/2026 | Michael A Creel | Director | Award | 4.873 | $73,04 | $355,9K |
| 28/04/2026 | William H Spence | Director | Award | 5.086 | $73,04 | $371,5K |
| 28/04/2026 | Carri A. Lockhart | Director | Award | 3.250 | $73,04 | $237,4K |
| 28/04/2026 | Richard E Muncrief | Director | Award | 3.415 | $73,04 | $249,4K |
| 28/04/2026 | Stephen W Bergstrom | Director | Award | 10.355 | $73,04 | $756,3K |
| 28/04/2026 | Rose M Robeson | Director | Award | 3.818 | $73,04 | $278,9K |
| 01/04/2026 | Terrance Lane Wilson | SVP & General Counsel | Sale | 2.000 | $71,75 | $143,5K |
| 13/03/2026 | Fazel Payvand | Senior Vice President | Sale | 2.898 | $73,15 | $212,0K |
| 11/03/2026 | Todd J. Rinke | Senior Vice President | Sale | 7.364 | $74,39 | $547,8K |
| 09/03/2026 | Fazel Payvand | Senior Vice President | Unknown | 5.327 | $73,18 | $389,8K |
| 09/03/2026 | Glen G. Jasek | Senior Vice President | Unknown | 5.327 | $0,00 | $0 |
| 09/03/2026 | Glen G. Jasek | Senior Vice President | Award | 5.637 | $73,18 | $412,5K |
| 09/03/2026 | Fazel Payvand | Senior Vice President | Award | 5.637 | $73,18 | $412,5K |
| 09/03/2026 | Fazel Payvand | Senior Vice President | Tax Withholding | 1.464 | $73,18 | $107,1K |
| 05/03/2026 | Alan S Armstrong | Director | Other | 241.248 | $72,98 | $17,6M |
| 05/03/2026 | Alan S Armstrong | Director | Other | 241.248 | $72,98 | $17,6M |
| 02/03/2026 | Terrance Lane Wilson | SVP & General Counsel | Sale | 2.000 | $75,24 | $150,5K |
| 26/02/2026 | Mary A. Hausman | VP Chief Accounting Officer | Sale | 10.107 | $74,91 | $757,1K |
| 24/02/2026 | Terrance Lane Wilson | SVP & General Counsel | Gift | 3.000 | $0,00 | $0 |
| 24/02/2026 | Terrance Lane Wilson | SVP & General Counsel | Sale | 27.000 | $72,92 | $2,0M |
| 23/02/2026 | Glen G. Jasek | Senior Vice President | Tax Withholding | 2.311 | $72,98 | $168,7K |
| 23/02/2026 | Glen G. Jasek | Senior Vice President | Exercise | 5.624 | $72,98 | $410,4K |
| 23/02/2026 | Alan S Armstrong | Director | Unknown | 295.519 | $0,00 | $0 |
| 23/02/2026 | Fazel Payvand | Senior Vice President | Tax Withholding | 2.905 | $72,98 | $212,0K |
| 23/02/2026 | Glen G. Jasek | Senior Vice President | Tax Withholding | 2.050 | $72,98 | $149,6K |
| 23/02/2026 | Fazel Payvand | Senior Vice President | Exercise | 6.403 | $72,98 | $467,3K |
| 23/02/2026 | Mary A. Hausman | VP Chief Accounting Officer | Unknown | 8.559 | $0,00 | $0 |
| 23/02/2026 | Alan S Armstrong | Director | Tax Withholding | 53.462 | $72,98 | $3,9M |
| 23/02/2026 | Alan S Armstrong | Director | Tax Withholding | 129.633 | $72,98 | $9,5M |
| 23/02/2026 | Mary A. Hausman | VP Chief Accounting Officer | Tax Withholding | 3.422 | $72,98 | $249,7K |
| 23/02/2026 | Mary A. Hausman | VP Chief Accounting Officer | Exercise | 8.559 | $72,98 | $624,6K |
| 23/02/2026 | Chad A. Teply | Senior Vice President | Unknown | 34.478 | $0,00 | $0 |
| 23/02/2026 | Chad A. Teply | Senior Vice President | Tax Withholding | 15.197 | $72,98 | $1,1M |
| 23/02/2026 | Chad A. Teply | Senior Vice President | Exercise | 34.478 | $72,98 | $2,5M |
| 23/02/2026 | Debbie L. Pickle | SVP & Chief HR Officer | Unknown | 32.015 | $0,00 | $0 |
| 23/02/2026 | Debbie L. Pickle | SVP & Chief HR Officer | Tax Withholding | 9.180 | $72,98 | $670,0K |
| 23/02/2026 | Chad A. Teply | Senior Vice President | Tax Withholding | 9.886 | $72,98 | $721,5K |
| 23/02/2026 | Debbie L. Pickle | SVP & Chief HR Officer | Tax Withholding | 14.119 | $72,98 | $1,0M |
| 23/02/2026 | Debbie L. Pickle | SVP & Chief HR Officer | Exercise | 32.015 | $72,98 | $2,3M |
| 23/02/2026 | John Dean Porter | EVP & CFO | Unknown | 64.029 | $0,00 | $0 |
| 23/02/2026 | Mary A. Hausman | VP Chief Accounting Officer | Tax Withholding | 3.425 | $72,98 | $250,0K |
| 23/02/2026 | John Dean Porter | EVP & CFO | Tax Withholding | 17.430 | $72,98 | $1,3M |
| 23/02/2026 | John Dean Porter | EVP & CFO | Tax Withholding | 28.139 | $72,98 | $2,1M |
| 23/02/2026 | John Dean Porter | EVP & CFO | Exercise | 64.029 | $72,98 | $4,7M |
| 23/02/2026 | Glen G. Jasek | Senior Vice President | Unknown | 5.624 | $0,00 | $0 |
Holders Institucionales
Principales tenedores institucionales por valor de la posición.
| Holder | Tipo | % del flotante | Acciones | Valor | Reportado |
|---|---|---|---|---|---|
| Vanguard Group Inc | Institución | 0,11% | 133.963.343 | $9.640 M | 31/12/2025 |
| Blackrock Inc. | Institución | 0,09% | 107.831.958 | $7.759,6 M | 31/12/2025 |
| State Street Corporation | Institución | 0,06% | 67.981.106 | $4.891,9 M | 31/12/2025 |
| Bank of America Corporation | Institución | 0,04% | 46.053.873 | $3.314 M | 31/12/2025 |
| VANGUARD INDEX FUNDS-Vanguard Total Stock Market Index Fund | Fondo | 0,03% | 38.389.467 | $2.762,5 M | 31/12/2025 |
| Wellington Management Group, LLP | Institución | 0,03% | 37.115.697 | $2.670,8 M | 31/12/2025 |
| Morgan Stanley | Institución | 0,03% | 33.572.067 | $2.415,8 M | 31/12/2025 |
| VANGUARD INDEX FUNDS-Vanguard 500 Index Fund | Fondo | 0,03% | 30.793.951 | $2.215,9 M | 31/12/2025 |
| Geode Capital Management, LLC | Institución | 0,02% | 28.628.767 | $2.060,1 M | 31/12/2025 |
| SELECT SECTOR SPDR TRUST-State Street Energy Select Sector SPDR ETF | Fondo | 0,02% | 24.435.609 | $1.758,4 M | 31/03/2026 |
Comparación con Pares
Métricas de valuación y rentabilidad de la empresa frente a sus pares de industria. La empresa analizada aparece destacada en la primera fila.
| Empresa | Market Cap | P/E | EV/EBITDA | P/S | ROE | Margen Op. |
|---|---|---|---|---|---|---|
WMB Williams Companies, Inc. (The)Esta empresa | $87.493,3 M | 32,12x | 17,71x | 7,29x | 19,66% | 33,61% |
KMI Kinder Morgan, Inc. | $71.658,5 M | 20,21x | 13,92x | 4,00x | 10,60% | 29,91% |
TRGP Targa Resources, Inc. | $58.033,3 M | 26,86x | N/A | 3,23x | N/A | 20,68% |
OKE ONEOK, Inc. | $57.213,3 M | 15,38x | 11,68x | 1,52x | 15,90% | 14,92% |