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第99.1展示文本 |
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路易斯安那州811号，2100室 德克萨斯州休斯敦市77002号 713.584.1000
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Targa资源公司报告了创纪录的2024年第二季度业绩，并提高了2024年全年展望。
2024年8月1日，Targa Resources Corp.（纽交所：TRGP）（以下简称TRGP、公司或Targa）发布了2024年第二季度业绩报告。
2024年第二季度Targa Resources Corp.的净利润为298.5百万美元，而2023年第二季度为329.3百万美元。该公司报告了调整后的利息、所得税、折旧和摊销以及其他非现金项目的收益（“调整后的EBITDA”）(1) 2024年第二季度的调整后的利息、所得税、折旧和摊销以及其他非现金项目的收益（“调整后的EBITDA”）为984.3百万美元，2018年第二季度为789.1百万美元。
亮点
2024年7月11日，公司宣布为2024年第二季度每股普通股派发0.75美元的季度现金分红，即每股普通股年化3美元。2024年8月15日将根据截至2024年7月31日营业结束时的持股记录向所有未偿还普通股的股东支付大约16400万的现金股息。
2024年第二季度，Targa以每股平均价格118.91美元回购了2,985,816股普通股，总净成本为3,551万美元。截至2024年6月30日，公司10亿美元普通股回购计划还剩下2,913万美元。2024年7月，公司董事会批准了一个新的回购计划，用于回购高达10亿美元的未偿还普通股。在现有的股票回购计划剩余金额之外，新的股票回购计划的授权额度是额外的。
2024年第二季度-顺序季度对季度评论
Targa报告第二季度调整后的EBITDA创下新高，达到9843百万美元，较2024年第一季度增长2%。调整后的EBITDA顺序增加归因于Targa的运输与物流系统和物流运输（“L&T”）系统中的体积增加。在采纳和处理（“G&P”）领域，高顺序调整营业利润率归因于纪录性的Permian天然气进口量，更高的回收和更高的费用。在L&T领域，纪录性的NGL管道运输和分馏量推动了部门调整后的营业利润率的顺序增长。更高的NGL管道运输和分馏量归因于Targa的Permian G&P系统提供的更高的供应量。更高的部门营业费用归因于更高的系统体积和扩张，更高的一般行政费用归因于更高的薪酬和福利。
资本化和流动性
截至2024年6月30日，公司的总合并债务为1.3567亿美元，减去846万美元的发债成本和295万美元的未摊销折扣，其中优先票据未偿还1153.44亿美元，商业票据计划未偿还1.303亿美元，证券化设施未偿还5500万美元，融资租赁负债为2937万美元。
截至2024年6月30日，总可用流动资金约为16亿美元，其中包括TRGP循环信贷额度下可用的14亿美元、现金16640万美元和Securitization Facility下可用的5000万美元。
融资更新
2024年5月21日，Targa还清了到期日为2025年7月的15亿无抵押期限贷款设施下全部5,0000万美元的未偿还金额（“期限贷款设施”）。由于还款，公司因债务熄灭而录得8万美元的损失。
增长项目更新
在第二季度，塔加公司按时按预算在Permian Delaware地区新建了230 MMcf/d的Roadrunner II工厂和120 MBbl/d的Train 9分馏塔。塔加公司预计将在2024年第三季度开始重新启动Mont Belvieu的Gulf Coast Fractionators (GCF)的运营。在其G&P部分，Targa公司的Permian Midland地区的275 MMcf/d Greenwood II和Pembrook II工厂以及Permian Delaware地区的275 MMcf/d Bull Moose工厂的建设仍在进行中。在其L&t部分，Targa公司的Daytona NGL管道和Mont Belvieu的120 MBbl/d Train 10以及150 MBbl/d Train 11分馏塔的建设仍在继续。塔加公司计划如前披露的那样按时完成这些扩建计划。
2024年8月，为了满足其客户的制造行业需求并应对不断增长的生产，Targa宣布在Permian Delaware（“Bull Moose II plant”）和Permian Midland（“East Pembrook plant”）建设两座新的275 MMcf / d低温天然气处理厂。Bull Moose II plant预计将于2026年第一季度开始运营，而East Pembrook plant预计将于2026年第三季度开始运营。
2024年7月31日，白水公布消息，白水、mplx lp（NYSE：MPLX）和恩布里奇公司（NYSE：ENB）通过WPC联合创业公司（“WPC”），即拥有惠斯勒管道的联合创业公司，与Targa合作达成了最终投资决策，决定在已获得主要投资级船主的充足运输协议后继续建设Blackcomb管道（“Blackcomb”）。Blackcomb旨在通过大约365英里长、42英寸直径的管道将来自德克萨斯州西部Permian盆地的每天多达25亿立方英尺的天然气运输到德克萨斯州南部的Agua Dulce地区。预计Blackcomb管道将于2026年下半年投入使用，前提是获得惯例监管和其他批准。Blackcomb是一个合资企业，WPC持有70%的股份，Targa持有17.5%的股份，mplx持有12.5%的股份。
2024展望
鉴于Targa的综合资产成交量增长强劲，该公司现预计全年2024年调整后的EBITDA将达到39.5亿至40.5亿美元，比之前的预估增长5%。随着今天有关开始施工其Bull Moose II和East Pembrook工厂的公告，Targa系统在Permian盆地中成交量增长导致相关设施制造行业支出的增加以及下游连接和残留燃料币处理的加速，Targa现估计2024年的净成长资本支出约为27亿美元。Targa此前的预估增加源于Targa的Permian销售网络成交量加速增长，需要建造更多的成品油工厂和现场制造行业设施，预计在上线后将得到广泛利用，并通过Targa的整合系统接入更多的成交量。Targa仍估计2024年的净维护资本支出约为22500万美元。
2025年的定位
预计2025年，Targa的Permian系统成交量将有明显增长，调整后的EBITDA与之前预测相比有所提高，自由现金流也将出现类似的拐点，这意味着公司有足够的实力继续通过增加每股普通股股息和继续回购普通股来回报股东。
Targa预计在2025年净增长资本支出将有显著下降，因为公司大型下游Daytona NGL管道和Train10分馏塔正如先前披露的那样按计划完工。由于Targa Permian系统的成交量增长预期较高，需要加快Permian的G＆P工厂和田地资本支出，以及其新宣布的Blackcomb股权投资（预计采用项目融资），Targa当前预计2025年净增长资本支出约为17亿美元。2025年的支出主要集中在额外的基础设施上，这将在启动时得到广泛利用，并将通过Targa的综合系统带来不断增长的成交量。
要获取更详细的2024年和2025年的净增长资本支出数据，请参见公司网站投资者版块中可用的赚钱补充演示文稿中第5页。 www.targaresources.com/investors/events公司网站投资者版块中的事件和演示文稿中还提供了更新的投资者演示文稿。 www.targaresources.com/investors/events.
电话会议
该公司将于2024年8月1日美国东部时间上午11点（中部时间上午10点）为投资社区举办电话会议，讨论其第二季度业绩。可以通过公司网站「投资者」部分的「事件和演示文稿」下的网络广播访问该电话会议，网址为 www.targaresources.com/investors/events或直接进入 https://edge.media-server.com/mmc/p/9n9qxwtw活动结束约两小时后可以在上述链接获取网络直播的回放。
Targa资源公司 - 经营业绩的合并财务结果
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截至6月30日的三个月 |
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截至6月30日的六个月 |
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||||||||||||||
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2024 |
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2023 |
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2024 年与 2023 |
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2024 |
|
|
2023 |
|
|
2024 年与 2023 |
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|||||||||||||
|
（以百万计） |
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||||||||||||||||||||||||||||
收入： |
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|
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||||||||
大宗商品的销售 |
$ |
2,991.1 |
|
|
$ |
2,914.6 |
|
|
$ |
76.5 |
|
|
|
3 |
% |
|
$ |
6,944.4 |
|
|
$ |
6,939.7 |
|
|
$ |
4.7 |
|
|
— |
|
来自中游服务的费用 |
|
570.9 |
|
|
|
489.1 |
|
|
|
81.8 |
|
|
|
17 |
% |
|
|
1,180.0 |
|
|
|
984.5 |
|
|
|
195.5 |
|
|
20 |
% |
总收入 |
|
3,562.0 |
|
|
|
3,403.7 |
|
|
|
158.3 |
|
|
|
5 |
% |
|
|
8,124.4 |
|
|
|
7,924.2 |
|
|
|
200.2 |
|
|
3 |
% |
产品购买和燃料 |
|
2,197.4 |
|
|
|
2,068.9 |
|
|
|
128.5 |
|
|
|
6 |
% |
|
|
5,415.4 |
|
|
|
5,088.0 |
|
|
|
327.4 |
|
|
6 |
% |
运营费用 |
|
290.7 |
|
|
|
272.6 |
|
|
|
18.1 |
|
|
|
7 |
% |
|
|
568.7 |
|
|
|
530.7 |
|
|
|
38.0 |
|
|
7 |
% |
折旧和摊销费用 |
|
348.6 |
|
|
|
332.1 |
|
|
|
16.5 |
|
|
|
5 |
% |
|
|
689.1 |
|
|
|
656.9 |
|
|
|
32.2 |
|
|
5 |
% |
一般和管理费用 |
|
98.3 |
|
|
|
81.0 |
|
|
|
17.3 |
|
|
|
21 |
% |
|
|
184.8 |
|
|
|
163.4 |
|
|
|
21.4 |
|
|
13 |
% |
其他运营（收入）支出 |
|
(0.2 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(0.2 |
) |
|
|
(100) |
%) |
|
|
(0.3) |
) |
|
|
(0.6) |
) |
|
|
0.3 |
|
|
50 |
% |
运营收入（亏损） |
|
627.2 |
|
|
|
649.1 |
|
|
|
(21.9) |
) |
|
|
(3) |
%) |
|
|
1,266.7 |
|
|
|
1,485.8 |
|
|
|
(219.1) |
) |
|
(15) |
%) |
利息支出，净额 |
|
(176.0) |
) |
|
|
(166.6) |
) |
|
|
(9.4) |
) |
|
|
6 |
% |
|
|
(404.6) |
) |
|
|
(334.7) |
) |
|
|
(69.9) |
) |
|
21 |
% |
股权收益（亏损） |
|
2.9 |
|
|
|
3.4 |
|
|
|
(0.5) |
) |
|
|
(15) |
%) |
|
|
5.6 |
|
|
|
3.2 |
|
|
|
2.4 |
|
|
75 |
% |
融资活动的收益（亏损） |
|
(0.8 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(0.8 |
) |
|
|
100 |
% |
|
|
(0.8 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(0.8 |
) |
|
100 |
% |
其他，净额 |
|
(0.1) |
) |
|
|
(2.0) |
) |
|
|
1.9 |
|
|
|
95 |
% |
|
|
1.8 |
|
|
|
(4.9) |
) |
|
|
6.7 |
|
|
137 |
% |
所得税（费用）补助 |
|
(94.3) |
) |
|
|
(96.4) |
) |
|
|
2.1 |
|
|
|
2 |
% |
|
|
(177.1) |
) |
|
|
(206.7) |
) |
|
|
29.6 |
|
|
14 |
% |
净收益（亏损） |
|
358.9 |
|
|
|
387.5 |
|
|
|
(28.6) |
) |
|
|
(7) |
%) |
|
|
691.6 |
|
|
|
942.7 |
|
|
|
(251.1) |
) |
|
(27) |
%) |
减去：归属于非控股权益的净收益（亏损） |
|
60.4 |
|
|
|
58.2 |
|
|
|
2.2 |
|
|
|
4 |
% |
|
|
117.9 |
|
|
|
116.4 |
|
|
|
1.5 |
|
|
1 |
% |
归属于塔加资源公司的净收益（亏损） |
|
298.5 |
|
|
|
329.3 |
|
|
|
(30.8) |
) |
|
|
(9) |
%) |
|
|
573.7 |
|
|
|
826.3 |
|
|
|
(252.6) |
) |
|
(31) |
%) |
回购非控股权益的溢价，扣除税款 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
490.7 |
|
|
|
(490.7) |
) |
|
(100) |
%) |
归属于普通股股东的净收益（亏损） |
$ |
298.5 |
|
|
$ |
329.3 |
|
|
$ |
(30.8) |
) |
|
|
(9) |
%) |
|
$ |
573.7 |
|
|
$ |
335.6 |
|
|
$ |
238.1 |
|
|
71 |
% |
财务数据： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
调整后的息税折旧摊销前利润 (1) |
$ |
984.3 |
|
|
$ |
789.1 |
|
|
$ |
195.2 |
|
|
|
25 |
% |
|
$ |
1,950.8 |
|
|
$ |
1,729.7 |
|
|
$ |
221.1 |
|
|
13 |
% |
调整后的运营现金流 (1) |
|
808.5 |
|
|
|
622.0 |
|
|
|
186.5 |
|
|
|
30 |
% |
|
|
1,547.2 |
|
|
|
1,393.2 |
|
|
|
154.0 |
|
|
11 |
% |
调整后的自由现金流 (1) |
|
(43.0) |
) |
|
|
(3.7) |
) |
|
|
(39.3 |
) |
|
NM |
|
|
|
(40.0) |
) |
|
|
310.3 |
|
|
|
(350.3) |
) |
|
(113) |
%) |
|
由于分母较小，所示的百分比变化不成比例地高，因此认为没有意义。
2024年6月30日结束的三个月与2023年6月30日结束的三个月相比
商品销售的增加反映了更高的NGL价格（35770万元）以及更高的NGL、天然气和凝析油的销售量（27270万元），部分抵消了较低的天然气和凝析油价格（30250万元）和对冲的不利影响（25160万元）。
中游-脑机服务费用的增加主要是由于天然气采集和加工费用的上升以及出口量的增加，部分抵消了运输和分馏费用的下降。
产品采购和燃料增长反映了较高的NGL价格以及较高的NGL、天然气和凝析油产量，部分抵消了较低的天然气和凝析油价格。
营业费用增加主要是由于活动增加和系统扩展导致的人力和租金成本增加。
请参阅“—分部业绩审查”以获取有关各部门的更多信息。
折旧和摊销费用的增加主要是由于公司资产基础的扩大所带来的影响，部分抵消了2023年第二季度闲置并在2023年第三季度停产的某些资产可折旧寿命的缩短。
一般和管理费用的增加主要是由于更高的薪酬和福利。
净利息支出增加是由于借款增加，部分抵消了资本化利息的增加。
截至2024年6月30日的前6个月与截至2023年6月30日的前6个月相比
商品销售增加反映出较高的NGL、天然气和凝析油体量（985.8百万美元）和较高的NGL价格（158.0百万美元），部分抵消较低的天然气价格（632.3百万美元）和对冲的不利影响（510.0百万美元）。
中游服务费用增加主要是由于天然气采集加工费用和出口量的增加。
产品采购和燃料的增加反映出NGL、天然气和凝析油体积和NGL价格的上升，部分抵消了天然气价格的下降。
营业费用增加主要是由于活动增加和系统扩展导致的人力和租金成本增加。
请参阅“—分部业绩审查”以获取有关各部门的更多信息。
折旧和摊销费用的增加主要是由于公司资产基础的扩大所带来的影响，部分抵消了2023年第二季度闲置并在2023年第三季度停产的某些资产可折旧寿命的缩短。
一般和管理费用的增加主要是由于更高的薪酬和福利。
净利息支出的增长是由于对Splitter协议的法律裁决累积利息的认定和借款增加，部分抵消了资本化利息的增加。
所得税费用的减少主要是由于税前账面收入减少，部分抵消了2023年估值减值准备的释放。
非控制权益回购的溢价税后款项归因于2023年收购黑石能源合作伙伴在大奖赛联合创业公司的25%的权益。
分部业绩回顾
所述业务绩效讨论包括业务板块间活动。本公司将业务板块营业利润率和调整后的营业利润率视为业务核心盈利能力的重要评价指标。这些指标是内部财务报告的关键元件，也会进行一致性和趋势分析。业务板块营业财务绩效和统计数据包括业务板块内的交易影响。这些业务板块间交易已从综合呈现中删除。
本公司主要经营两个主要业务部门：（一）收集和处理；和（二）物流和运输。
收集和处理部分
收集和加工板块包括用于收集和/或购买和出售石油和天然气井生产的天然气的资产，去除杂质并通过提取NGL将原始天然气加工成市售天然气; 以及用于收集、终端和/或购买和出售wti原油的资产。收集和加工板块资产位于德克萨斯州西部和新墨西哥州东南部的白垩纪盆地（包括中部、德克萨斯州、特拉华州、鹰福德页岩和北部德克萨斯州斯克普和斯塔克地区）；俄克拉荷马州的阿纳达尔科、阿德莫尔和阿克马盆地（包括SCOOP和STACK）和南部堪萨斯州中部；北达科他州的威利斯顿盆地（包括巴肯和三个叉）；以及路易斯安那州海湾沿岸和近岸地区。
下表提供了该部分在指定期间的运营结果的摘要数据：
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截至6月30日的三个月 |
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截至6月30日的六个月 |
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|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
2024年与2023年 |
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
2024年与2023年 |
|
||||||||||||||||||||
|
|
（以百万为单位，除经营统计和价格金额外） |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
营业利润率 |
$ |
|
572.6 |
|
|
$ |
|
502.5 |
|
|
$ |
|
70.1 |
|
|
|
14 |
% |
|
$ |
|
1,128.9 |
|
|
$ |
|
1,040.9 |
|
|
$ |
|
88.0 |
|
|
|
8 |
% |
营业费用 |
|
|
205.7 |
|
|
|
|
189.8 |
|
|
|
|
15.9 |
|
|
|
8 |
% |
|
|
|
393.7 |
|
|
|
|
371.2 |
|
|
|
|
22.5 |
|
|
|
6 |
% |
调整后营业利润率 |
$ |
|
778.3 |
|
|
$ |
|
692.3 |
|
|
$ |
|
86.0 |
|
|
|
12 |
% |
|
$ |
|
1,522.6 |
|
|
$ |
|
1,412.1 |
|
|
$ |
|
110.5 |
|
|
|
8 |
% |
经营统计（1）： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
装置的天然气进口，百万立方英尺/日（2）（3） |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
Permian Midland（4） |
|
|
2,866.4 |
|
|
|
|
2,504.3 |
|
|
|
|
362.1 |
|
|
|
14 |
% |
|
|
|
2,806.3 |
|
|
|
|
2,426.9 |
|
|
|
|
379.4 |
|
|
|
16 |
% |
Permian Delaware |
|
|
2,805.1 |
|
|
|
|
2,560.8 |
|
|
|
|
244.3 |
|
|
|
10 |
% |
|
|
|
2,727.0 |
|
|
|
|
2,528.1 |
|
|
|
|
198.9 |
|
|
|
8 |
% |
总Permian |
|
|
5,671.5 |
|
|
|
|
5,065.1 |
|
|
|
|
606.4 |
|
|
|
12 |
% |
|
|
|
5,533.3 |
|
|
|
|
4,955.0 |
|
|
|
|
578.3 |
|
|
|
12 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
SouthTX (5) |
|
|
339.4 |
|
|
|
|
371.0 |
|
|
|
|
(31.6 |
) |
|
|
（9 |
%) |
|
|
|
322.2 |
|
|
|
|
363.5 |
|
|
|
|
（41.3） |
) |
|
|
(11 |
%) |
North Texas |
|
|
191.8 |
|
|
|
|
欧元指数208.0百万的2024年欧元期贷款 |
|
|
|
|
(16.2 |
) |
|
|
（8 |
%) |
|
|
|
188.1 |
|
|
|
|
201.8 |
|
|
|
|
(13.7 |
) |
|
|
（7 |
%) |
SouthOk (5) |
|
|
361.5 |
|
|
|
|
395.0 |
|
|
|
|
(33.5 |
) |
|
|
（8 |
%) |
|
|
|
359.3 |
|
|
|
|
389.5 |
|
|
|
|
(30.2 |
) |
|
|
（8 |
%) |
WestOK |
|
|
215.1 |
|
|
|
|
211.0 |
|
|
|
|
4.1 |
|
|
|
2 |
% |
|
|
|
212.6 |
|
|
|
|
207.6 |
|
|
|
|
5.0 |
|
|
|
2 |
% |
Total Central |
|
|
1,107.8 |
|
|
|
|
1,185.0 |
|
|
|
|
(77.2 |
) |
|
|
（7 |
%) |
|
|
|
1,082.2 |
|
|
|
|
1,162.4 |
|
|
|
|
(80.2 |
) |
|
|
（7 |
%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
Badlands (5) (6) |
|
|
143.9 |
|
|
|
|
128.9 |
|
|
|
|
15.0 |
|
|
|
12 |
% |
|
|
|
135.5 |
|
|
|
|
130.3 |
|
|
|
|
5.2 |
|
|
|
4 |
% |
Total Field |
|
|
6,923.2 |
|
|
|
|
6,379.0 |
|
|
|
|
544.2 |
|
|
|
9 |
% |
|
|
|
6,751.0 |
|
|
|
|
6,247.7 |
|
|
|
|
503.3 |
|
|
|
8 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
沿海地区 |
|
|
467.0 |
|
|
|
|
552.1 |
|
|
|
|
(85.1 |
) |
|
|
（15 |
%) |
|
|
|
495.8 |
|
|
|
|
530.7 |
|
|
|
|
(34.9 |
) |
|
|
（7 |
%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
总费用 |
|
|
7,390.2 |
|
|
|
|
6,931.1 |
|
|
|
|
464.7 |
|
|
|
7 |
% |
|
|
|
7,246.8 |
|
|
|
|
6,778.4 |
|
|
|
|
468.4 |
|
|
|
7 |
% |
天然气液产量，千桶/日（3） |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
Permian Midland（4） |
|
|
424.1 |
|
|
|
|
363.6 |
|
|
|
|
60.5 |
|
|
|
17 |
% |
|
|
|
408.4 |
|
|
|
|
349.4 |
|
|
|
|
59.0 |
|
|
|
17 |
% |
Permian Delaware |
|
|
364.5 |
|
|
|
|
332.5 |
|
|
|
|
32.0 |
|
|
|
10 |
% |
|
|
|
335.7 |
|
|
|
|
326.7 |
|
|
|
|
9.0 |
|
|
|
3 |
% |
Total Permian |
|
|
788.6 |
|
|
|
|
696.1 |
|
|
|
|
92.5 |
|
|
|
13 |
% |
|
|
|
744.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
68.0 |
|
|
|
10 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
SouthTX（5） |
|
|
42.2 |
|
|
|
|
45.6 |
|
|
|
|
(3.4 |
) |
|
|
（7 |
%) |
|
|
|
35.6 |
|
|
|
|
42.0 |
|
|
|
|
(6.4 |
) |
|
|
（15 |
%) |
North Texas |
|
|
23.5 |
|
|
|
|
24.3 |
|
|
|
|
(0.8 |
) |
|
|
（第3个任期） |
%) |
|
|
|
22.7 |
|
|
|
|
23.7 |
|
|
|
|
(1.0 |
) |
|
|
（4 |
%) |
SouthOk（5） |
|
|
43.5 |
|
|
|
|
47.3 |
|
|
|
|
(3.8 |
) |
|
|
（8 |
%) |
|
|
|
35.8 |
|
|
|
|
43.1 |
|
|
|
|
（7.3 |
) |
|
|
(17 |
%) |
WestOK |
|
|
15.5 |
|
|
|
|
12.5 |
|
|
|
|
3.0 |
|
|
|
24 |
% |
|
|
|
13.6 |
|
|
|
|
12.8 |
|
|
|
|
0.8 |
|
|
|
6 |
% |
Total Central |
|
|
124.7 |
|
|
|
|
129.7 |
|
|
|
|
(5.0 |
) |
|
|
（4 |
%) |
|
|
|
107.7 |
|
|
|
|
121.6 |
|
|
|
|
(13.9 |
) |
|
|
(11 |
%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
Badlands（5） |
|
|
18.0 |
|
|
|
|
15.6 |
|
|
|
|
2.4 |
|
|
|
15 |
% |
|
|
|
16.3 |
|
|
|
|
15.5 |
|
|
|
|
0.8 |
|
|
|
5 |
% |
总田块 |
|
|
931.3 |
|
|
|
|
841.4 |
|
|
|
|
用于购买该知识产权研发资产没有另外的未来用途的专利研发支出89.9万美元被下放至该实体，按照ASC 810的规定，VIE的初始合并不应导致商誉的确认，收购方应按照收到的代价公允价值+少数股东权益的公允价值+之前持有的权益的报告金额与已确认的且通过ASC 805公允价值计量的VIE可识别资产负债差额的差额确认收益或亏损。 |
|
|
|
11 |
% |
|
|
|
868.1 |
|
|
|
|
813.2 |
|
|
|
|
54.9 |
|
|
|
7 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
沿海的 |
|
|
34.4 |
|
|
|
|
36.8 |
|
|
|
|
(2.4 |
) |
|
|
（7 |
%) |
|
|
|
36.7 |
|
|
|
|
36.5 |
|
|
|
|
0.2 |
|
|
|
1 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
总费用 |
|
|
965.7 |
|
|
|
|
878.2 |
|
|
|
|
87.5 |
|
|
|
10 |
% |
|
|
|
904.8 |
|
|
|
|
849.7 |
|
|
|
|
55.1 |
|
|
|
6 |
% |
wti原油，荒地，每日千桶 |
|
|
99.1 |
|
|
|
|
104.7 |
|
|
|
|
(5.6 |
) |
|
|
（5 |
%) |
|
|
|
包括累计已摊销部分和未摊销的部分 |
|
|
|
|
107.7 |
|
|
|
|
(10.9 |
) |
|
|
(10 |
%) |
wti原油，佩尔米恩，每日千桶 |
|
|
27.9 |
|
|
|
|
29.4 |
|
|
|
|
(1.5 |
) |
|
|
（5 |
%) |
|
|
|
27.7 |
|
|
|
|
27.5 |
|
|
|
|
0.2 |
|
|
|
1 |
% |
天然气销售，十亿英国热量每日（3） |
|
|
2,876.8 |
|
|
|
|
2,672.6 |
|
|
|
|
204.2 |
|
|
|
8 |
% |
|
|
|
2,763.7 |
|
|
|
|
2,622.8 |
|
|
|
|
140.9 |
|
|
|
5 |
% |
天然气液（NGL）销售，每日千桶（3） |
|
|
569.7 |
|
|
|
|
493.8 |
|
|
|
|
75.9 |
|
|
|
15 |
% |
|
|
|
534.3 |
|
|
|
|
476.6 |
|
|
|
|
57.7 |
|
|
|
12 |
% |
凝析油销售，每日千桶 |
|
|
21.2 |
|
|
|
|
我们普通股的流通股中不到1%。 |
|
|
|
|
1.8 |
|
|
|
9 |
% |
|
|
|
20.1 |
|
|
|
|
19.6 |
|
|
|
|
0.5 |
|
|
|
3 |
% |
平均实现价格（7）： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
天然气，美元/百万英国热量 |
|
|
0.10 |
|
|
|
|
1.29 |
|
|
|
|
1.19 |
) |
|
|
（92 |
%) |
|
|
|
0.77 |
|
|
|
|
1.94 |
|
|
|
|
(1.17 |
) |
|
|
(60 |
%) |
天然气液（NGL），美元/加仑 |
|
|
0.44 |
|
|
|
|
0.41 |
|
|
|
|
0.03 |
|
|
|
7 |
% |
|
|
|
0.46 |
|
|
|
|
0.47 |
|
|
|
|
（0.01 |
) |
|
|
(2 |
%) |
凝析油，美元/桶 |
|
|
72.83 |
|
|
|
|
85.79 |
|
|
|
|
(12.96 |
) |
|
|
（15 |
%) |
|
|
|
74.91 |
|
|
|
|
76.02 |
|
|
|
|
(1.11 |
) |
|
|
(1) |
%) |
下表列出了公司股权体积中计入天然气收集与加工业务的调整后利润中所包含商品对冲实现盈亏：
|
|
截至2024年6月30日的三个月 |
|
|
截至2023年6月30日的三个月。 |
|
||||||||||||||||||
|
|
（以百万为单位，除去体积数据和价格金额） |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
成长(下降)1.6%(Note: growth应翻译成成长而不是创业板) |
|
|
Price |
|
|
增益 |
|
|
成长(下降)1.6%(Note: growth应翻译成成长而不是创业板) |
|
|
Price |
|
|
增益 |
|
||||||
天然气（十亿英国热单位） |
|
|
10.5 |
|
|
$ |
2.58 |
|
|
$ |
27.1 |
|
|
|
15.3 |
|
|
$ |
1.73 |
|
|
$ |
26.4 |
|
天然气液（百万加仑） |
|
|
112.0 |
|
|
|
0.05 |
|
|
|
5.1 |
|
|
|
164.9 |
|
|
|
0.11 |
|
|
|
17.7 |
|
wti原油（百万桶） |
|
|
0.4 |
|
|
|
(11.25 |
) |
|
|
（4.5 |
) |
|
|
0.6 |
|
|
|
（3.67） |
) |
|
|
（2.2 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
27.7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
41.9 |
|
||||
|
|
截至2024年6月30日的六个月 |
|
|
截至2023年6月30日的半年报表 |
|
||||||||||||||||||
|
|
(数字单位均为百万，除了体积和价格) 价差（1） 价差（1） 天然气（十亿英国热量单位） 天然气液（百万加仑） wti原油（千桶） （8.22) |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
成长(下降)1.6%(Note: growth应翻译成成长而不是创业板) |
|
|
Price |
|
|
增益 |
|
|
成长(下降)1.6%(Note: growth应翻译成成长而不是创业板) |
|
|
Price |
|
|
增益 |
|
||||||
天然气（十亿英国热量单位） |
|
|
26.2 |
|
|
$ |
1.73 |
|
|
$ |
45.4 |
|
|
|
35.0 |
|
|
$ |
1.51 |
|
|
$ |
52.9 |
|
天然气液（百万加仑） |
|
|
246.1 |
|
|
|
0.03 |
|
|
|
6.8 |
|
|
|
349.0 |
|
|
|
0.08 |
|
|
|
27.2 |
|
wti原油（千桶） |
|
|
0.9 |
|
|
|
（8.22) |
) |
|
|
(7.4 |
) |
|
|
1.2 |
|
|
|
（营业收入） |
) |
|
|
(5.0 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
44.8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
75.1 |
|
||||
2024年6月30日结束的三个月与2023年6月30日结束的三个月相比
调整后的营业利润率增加，这是由于Permian地区天然气入口量和费用增加，部分抵消了天然气和凝析油价格下降。Permian地区天然气入口量的增加归因于2023年第二季度Midway工厂的增加，2023年第四季度Greenwood和Wildcat II工厂的增加，2024年第二季度Roadrunner II工厂的增加，以及持续强劲的生产者活动。
营业费用的增加主要是由于Permian地区的产量增加以及Midway、Greenwood、Wildcat II和Roadrunner II工厂的增加。
截至2024年6月30日的前6个月与截至2023年6月30日的前6个月相比
调整后的营业利润率增加是由于Permian地区商品价格下跌，天然气进气量增加以及费用上涨。Permian地区天然气进气量的增加归因于2023年第一季度Legacy II工厂的增加，2023年第二季度Midway工厂的增加，2023年第四季度Greenwood和Wildcat II工厂的增加，2024年第二季度Roadrunner II工厂的增加以及持续的强劲的生产活动，部分抵消了商品价格的下跌。
营业费用增加主要原因是 Permian 产量增加以及 Legacy II、Midway、Greenwood、Wildcat II 和 Roadrunner II 工厂的加入。
物流和运输部门
物流和运输业务包括将混合天然气液转化为天然气液产品所需的活动和资产，还包括运输、储存、分馏、终端处理和天然气液产品的市场营销等其他资产和增值服务，包括向液化石油气出口商提供服务，以及支持公司其他业务的某些天然气供应和营销业务。物流和运输业务还包括大奖赛天然气液管道，它连接公司在Permian盆地、南俄克拉荷马州和北德克萨斯州的采集和处理位置与公司在蒙特贝利的下游设施。相关资产通常与公司的采集和处理业务相连，并且除了管道和较小的终端之外，主要位于德克萨斯州的蒙特贝利和加利纳公园，以及路易斯安那州的湖畔查尔斯。
下表提供了该部分在指定期间的运营结果的摘要数据：
|
截至6月30日的三个月 |
|
|
|
|
|
|
|
|
截至6月30日的六个月 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
2024年与2023年 |
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
2024年与2023年 |
||||||||||||||||||
|
（一百万美元，除非经营统计数据） |
||||||||||||||||||||||||||||||||
营业利润率 |
$ |
|
547.7 |
|
|
$ |
|
408.0 |
|
|
$ |
|
139.7 |
|
|
34% |
|
$ |
|
1,079.8 |
|
|
$ |
|
937.1 |
|
|
$ |
|
142.7 |
|
|
15% |
营业费用 |
|
|
85.4 |
|
|
|
|
82.5 |
|
|
|
|
2.9 |
|
|
4% |
|
|
|
175.4 |
|
|
|
|
159.0 |
|
|
|
|
16.4 |
|
|
10% |
调整后营业利润率 |
$ |
|
资产的其他投资和购买 |
|
|
$ |
|
490.5 |
|
|
$ |
|
142.6 |
|
|
29% |
|
$ |
|
1,255.2 |
|
|
$ |
|
1,096.1 |
|
|
$ |
|
159.1 |
|
|
15% |
经营统计数据MBbl/d（1）： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
天然气液管道运输容量（2） |
|
|
783.5 |
|
|
|
|
620.7 |
|
|
|
|
162.8 |
|
|
26% |
|
|
|
750.6 |
|
|
|
|
579.0 |
|
|
|
|
171.6 |
|
|
30% |
分馏容积 |
|
|
902.2 |
|
|
|
|
794.4 |
|
|
|
|
107.8 |
|
|
14% |
|
|
|
849.7 |
|
|
|
|
776.7 |
|
|
|
|
73.0 |
|
|
9% |
出口容量（3） |
|
|
394.1 |
|
|
|
|
303.2 |
|
|
|
|
90.9 |
|
|
30% |
|
|
|
416.6 |
|
|
|
|
338.1 |
|
|
|
|
78.5 |
|
|
23% |
天然气液销售量 |
|
|
1,018.4 |
|
|
|
|
$9,470.0 |
|
|
|
|
71.4 |
|
|
8% |
|
|
|
1,123.0 |
|
|
|
|
977.1 |
|
|
|
|
145.9 |
|
|
15% |
2024年6月30日结束的三个月与2023年6月30日结束的三个月相比
调整后的营业利润率增加是由于估价运输和分馏利润，更高的营销利润和更高的LPG出口利润。管道运输和分馏容积受益于公司的Permian Gathering and Processing系统和在2024年第二季度添加Train 9的主要供应容积增加。营销利润增加是由于更多的优化机会。LPG出口利润增加是由于体积增加，公司受益于在2023年第三季度完成的出口扩张和休斯顿船舶航道允许夜间船只通过，部分抵消了维护和必要检查的影响。
营业费用增加是因为系统交易量更高，薪酬福利更高，并增加了九号列车，部分抵消了修理和维护费用的降低。
截至2024年6月30日的前6个月与截至2023年6月30日的前6个月相比
调整后营业利润率的增长是由于管道运输和分馏利润率以及液化石油气出口利润率增加，部分抵消了营销利润率的降低。管道运输和分馏量受益于公司Permian Gathering and Processing系统的供应量增加，以及2024年第二季度增加Train 9的补充。LPG出口利润率增加，因为公司受益于在2023年第三季度完成的出口扩张和休斯敦船舶运河允许夜间船舶过境，部分抵消的是维护和规定检查。更大的季节性优化机会在2023年第一季度推动了营销利润率的提高。
营业费用增加是由于系统交易量的增加、薪酬以及福利费用的上升、维护成本增加以及第9列车的加入。
其他
|
|
截至6月30日的三个月 |
|
|
|
|
|
截至6月30日的六个月 |
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
2024 年与 2023 |
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
2024 年与 2023 |
|
||||||
|
|
（以百万计） |
|
|||||||||||||||||||||
营业利润率 |
|
$ |
(46.6) |
) |
|
$ |
151.9 |
|
|
$ |
(198.5) |
) |
|
$ |
(68.7) |
) |
|
$ |
327.7 |
|
|
$ |
(396.4) |
) |
调整后的营业利润率 |
|
$ |
(46.6) |
) |
|
$ |
151.9 |
|
|
$ |
(198.5) |
) |
|
$ |
(68.7) |
) |
|
$ |
327.7 |
|
|
$ |
(396.4) |
) |
其他包括商品衍生活动的按市价计算的损益结果，这些衍生合同没有被指定为现金流量套期保值。公司已经进行了衍生工具以避免与物流和运输部门有关的部分商品的未来购买和销售以及天然气运输基础风险的商品价格。
关于塔加资源公司。
Targa Resources Corp.是中游-脑机服务的领先提供商之一，也是北美最大的独立中游-脑机基础设施公司之一。该公司拥有、运营、收购和开发多样化的国内中游-脑机基础设施资产组合，其运营对于高效、安全和可靠地向美国和越来越多的世界地区传递能源至关重要。该公司的资产将天然气和NGLs与国内外市场相连接，且越来越多人对清洁燃料和原料的需求不断增长。该公司主要从事以下业务：勘探、压缩、处理、输送、购买和销售天然气；输送、储存、分馏、处理、购买和销售NGLs和NGL产品，包括烷基化石油气出口商提供的服务；以及收集、储存、终端处理和购买和销售wti原油。
塔加是财富500强公司，被列入标普500强名单。
如需更多信息，请访问公司的网站： www.targaresources.com.
非依照普遍公认会计准则的财务措施
本新闻稿包含公司的非GAAP财务数据：调整后的EBITDA、调整后的经营现金流、调整后的自由现金流和调整后的营业利润率（业务板块）。下表提供了这些非GAAP财务数据与它们最直接可比的GAAP财务数据之间的调节。
公司利用非GAAP措施来分析公司的业绩。调整后的EBITDA、调整后的经营活动现金流、调整后的自由现金流和调整后的营业利润率(板块)都是非GAAP措施。与这些非GAAP措施最直接可比较的GAAP措施是营业收入(亏损)、归属于Targa Resources Corp.的净利润(亏损)和板块营业利润率。这些非GAAP措施不应被视为GAAP措施的替代品，因为作为分析工具，它们具有重要的局限性。投资者不应孤立考虑这些措施或将其作为以GAAP报告的公司的结果分析的替代品。另外，由于公司的非GAAP措施排除了一些但不是所有影响收入和板块营业利润的项目，并由公司行业内不同公司定义不同，因此公司的定义可能与其他公司的同名措施不可比，从而降低它们的实用性。管理层通过审查可比的GAAP措施、理解措施之间的差异并将这些见解纳入公司的决策过程中来弥补公司的非GAAP措施作为分析工具的局限性。
调整后的营业利润率
公司定义公司各部门的调整后营业利润率为收入减去产品采购和燃料。 它受到销量和商品价格的影响，以及公司的合同构成和商品对冲计划。
收集和处理的调整后的营业利润率主要包括：
物流和运输的调整后营业利润率主要由以下部分组成:
调整后的营业利润率受市场对冲未实现变动的公允价值的影响，将其列入其他。
公司分段的调整后营业利润率为投资者提供有用信息，因为它是管理层和外部用户（包括投资者和商业银行）用于评估公司财务报表的补充财务指标。
公司每月对营业利润率和各个细分产品线的营业利润率进行调整后分析，作为核心的内部管理流程。公司认为，投资者能够获得与管理层评估公司营运业绩所使用的同样财务指标，投资者会受益。公司的调整后营业利润率与最为基本的美国通用会计准则(GAAP)财务指标的调整关系，在“细分产品线业绩回顾”中呈现。
调整后的EBITDA
公司将调整后的净利润定义为Targa Resources Corp.归属于公司的净利润(亏损)除去利息、所得税、折旧和摊销以及其他公司认为应该与公司核心运营业绩保持一致的项目。调整项目详见调整后的EBITDA协调表及其脚注。调整后的EBITDA是公司及公司的财务报表外部用户(如投资者、商业银行等)使用的补充财务指标，用于衡量公司资产产生足够现金支付利息成本、支持公司负债并向公司投资者支付分红的能力。
经营活动调整后的现金流和自由现金流
公司将调整后的税息及债务偿还现金利息和税收（费用）福利后的调整后的EBITDA作为经营现金流调整。公司将从经营现金流中减去维护资本支出（净额经项目成本偿还）和净收购贡献以及对非控股权益投资的捐赠后调整的资本支出定义为调整后自由现金流。调整后的经营现金流和调整后的自由现金流是公司和外部用户公布的财务报表（例如投资者，商业银行和研究分析师等）使用的绩效指标，以评估公司生成现金收益的能力（在服务公司债务和资助投资支出后）以用于公司用途，例如支付股息，养老金或其他融资安排的赎回。
下表显示了Targa Resources Corp.可归属于净利润（损失）的调整后的EBITDA、经调整的经营现金流和经调整的自由现金流对应的期间。
|
截至6月30日的三个月 |
|
|
截至6月30日的六个月 |
|
||||||||||
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
||||
|
（以百万计） |
|
|||||||||||||
将Targa Resources Corp.归属的净利润（损失）与调整后的EBITDA、调整后的经营现金流和调整后的自由现金流进行调和 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Targa Resources Corp.归属的净利润（损失） |
$ |
298.5 |
|
|
$ |
507.1 |
|
|
$ |
573.7 |
|
|
$ |
826.3 |
|
息税前利润净额 |
|
176.0 |
|
|
|
166.6 |
|
|
|
404.6 |
|
|
|
334.7 |
|
所得税费用（收益） |
|
94.3 |
|
|
|
96.4 |
|
|
|
177.1 |
|
|
|
206.7 |
|
折旧与摊销费用 |
|
348.6 |
|
|
|
332.1 |
|
|
|
689.1 |
|
|
|
656.9 |
|
资产出售或处置的（收益）损失 |
|
（0.6 |
) |
|
|
(1.7 |
) |
|
|
（1.6 |
) |
|
|
（3.2 |
) |
资产减值损失 |
|
0.3 |
|
|
|
1.7 |
|
|
|
1.2 |
|
|
|
2.6 |
|
融资活动的（收益）损失 |
|
0.8 |
|
|
|
— |
|
|
|
0.8 |
|
|
|
— |
|
股权（收益）损失 |
|
(2.9 |
) |
|
|
(3.4 |
) |
|
|
(5.6 |
) |
|
|
（3.2 |
) |
联营企业的分配 |
|
5.9 |
|
|
|
6.2 |
|
|
|
不可抗力：由于我们不能够控制的任何原因导致我们未能履行本协议项下的任何义务，或者未能按期履行本协议项下的任何义务，我们不承担任何责任。这包括但不限于：上帝之手、任何通讯、计算机设施、传输、网络安全事件、清算或结算设施、工业行动、战争、内战、敌对行动（无论是否宣战）、流行病、大流行病、革命、叛乱、内乱、政府或超国家机构或当局的行为和规定或任何相关监管或自我监管组织的规则或任何此类机构、当局或组织因任何原因未能履行其义务。我们将及时向您提供导致这种履行延迟或不履行的原因，或未能履行我们在本协议项下的义务，并尽力协助您找到替代托管人，如果上述任何事件阻止我们履行本协议项下的义务。 |
|
|
|
8.8 |
|
股权授予的薪酬 |
|
15.1 |
|
|
|
15.0 |
|
|
|
29.7 |
|
|
|
30.0 |
|
风险管理活动 |
|
46.6 |
|
|
|
(151.9 |
) |
|
|
68.8 |
|
|
|
(327.7 |
) |
非控制权益调整（1） |
|
1.7 |
|
|
|
(1.2 |
) |
|
|
0.8 |
|
|
|
（2.2 |
) |
调整后的EBITDA |
$ |
984.3 |
|
|
$ |
789.1 |
|
|
$ |
1,950.8 |
|
|
$ |
1,729.7 |
|
债务利息费用（2） |
|
(172.4 |
) |
|
|
(163.6 |
) |
|
|
(397.3 |
) |
|
|
(328.8 |
) |
现金税 |
|
(3.4 |
) |
|
|
（3.5 |
) |
|
|
(6.3 |
) |
|
|
-7.7 |
) |
调整后的经营现金流 |
$ |
808.5 |
|
|
$ |
622.0 |
|
|
$ |
1,547.2 |
|
|
$ |
1,393.2 |
|
维护性资本支出，净额（3） |
|
（52.8 |
) |
|
|
（46.2 |
) |
|
|
（102.7 |
) |
|
|
（88.0 |
) |
增长性资本支出，净额（3） |
|
（798.7 |
) |
|
|
（579.5 |
) |
|
|
（1,484.5 |
) |
|
|
（994.9 |
) |
调整后自由现金流 |
$ |
（43.0 |
) |
|
$ |
(3.7) |
) |
|
$ |
(40.0 |
) |
|
$ |
310.3 |
|
下表显示公司2024年预计净利润和预计调整后的EBITDA利润。
|
2024E |
|
|
|
（以百万计） |
|
|
Targa Resources Corp.预计净利润调解为 |
|
|
|
预计调整后的息税折旧及摊销前利润（EBITDA） |
|
|
|
Targa Resources Corp.的净利润 |
$ |
1,355.0 |
|
利息费用，净(1) |
|
790.0 |
|
所得税费用 |
|
360.0 |
|
折旧与摊销费用 |
|
1,355.0 |
|
股权盈利 |
|
(15.0 |
) |
联营企业的分配 |
|
25.0 |
|
股权授予的报酬 |
|
65.0 |
|
风险管理和其他 |
|
70.0 |
|
非控股权益调整(2) |
|
(5.0 |
) |
预计调整后的息税折旧及摊销前利润（EBITDA） |
$ |
4,000.0 |
|
FD法规披露
公司使用以下任何一种方式来遵守其根据FD法规的披露义务：新闻发布、SEC申报、公开电话会议或我们的网站。公司定期在其网站www.targaresources.com上发布重要信息，包括可能被视为重要的信息。公司鼓励投资者和其他对公司感兴趣的人监控这些披露渠道，以获取重要信息。
前瞻性声明
本文中的某些声明是根据修订后的1933年证券法第27A条和修订后的1934年证券交易法第21E条的“前瞻性声明”。本文中所有涉及公司未来即将或可能发生的活动、事件或发展状况的陈述，均属于前瞻性声明，而并非历史事实，包括有关我们的财务表现、资本支出和支付未来股息的声明。这些前瞻性声明依赖于对未来事件的一系列假设，并受到众多不确定性、因素和风险的影响，其中许多风险和不确定性都超出了公司的控制范围，可能会导致公司管理层预期的结果与实际结果大相径庭。这些风险和不确定性包括，但不限于，石油输出国组织（“OPEC”）和非OPEC产油国的行动，天气、政治、经济和市场条件，包括天然气、天然气液体和原油价格和市场需求的下降，我们完成资本项目和业务拓展努力的计时和成功情况，我们系统上的体积预计增长，瘟疫或任何其他公共卫生危机的影响，由于持续或新的全球冲突而导致的商品价格波动，银行和资本市场中的干扰，包括由于无法获得银行和金融服务公司的流动性而导致的干扰，以及其他不确定性。这些和其他适用的不确定因素和风险，更详细地描述在公司提交给证券交易委员会的文件中，包括其最近的年度报告10-K和随后提交的季度报告10-Q和当前报告8-K。公司不承担更新或修订任何前瞻性声明的义务，无论是因为获得新信息、未来事件还是其他原因。
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副总裁，财务和投资者关系
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