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附录99.1

 

 

811 Louisiana, Suite 2100

休士顿，德州77002

713.584.1000

 

 

Targa Resources Corp.报告2024年第三季度创纪录的业绩，并宣布预计2025年普通股股息将增加33%

 

HOUSTON – 2024年11月5日 - Targa Resources Corp. (NYSE: TRGP)（“TRGP”，“公司”或“Targa”）今日报告了2024年第三季度的业绩。

 

2024年第三季度归属于Targa Resources Corp.的净利润为$38740万，较2013年第三季度的$22000万增加。公司报告了除利息、税款、折旧、摊销和其他非现金项目外的调整后息税折旧及摊销前利润（“调整后EBITDA”）(1) 2024年第三季度调整后EBITDA为$106970万，较2013年第三季度的$84020万增加。

 

亮点

•
第三季调整后的EBITDA记录为10.7亿美元
•
第三季油田、NGL运输和分离量达到纪录高点
•
完成了第三季的Daytona NGL管道扩建工程
•
于第三季回购了约16800万美元的普通股，在2024年9月30日止九个月中以加权平均价格121.50美元回购了约64700万美元
•
估计2024年全年调整后EBITDA将超过39.5亿至40.5亿美元的最高范围
•
在八月和十月，Fitch将其评级提升至BBb，Moody's将其评级提升至Baa2
•
十月份开始在其Permian Midland的新每日27500万立方英尺（MMcf/d）Greenwood II工厂和位于Mont Belvieu的新每日12万桶（MBbl/d）Train 10分离器进行运营
•
在Permian宣布了两座新的每日275 MMcf/d的燃气电厂。
•
预计建议Targa的董事会于2025年每股普通股支付4.00美元的年度股息，较2024年增加了33%。

 

2024年10月10日，公司宣布了2024年第三季度每股普通股0.75美元的季度现金股息，或者根据年度计算为每股普通股3.00美元。将于2024年11月15日支付约16400万美元的总现金股息给截至2024年10月31日收盘后持股记录的所有普通股股东。

 

Targa在2024年第三季度以146.02美元的加权平均每股价格回购了其1150107股普通股，总净成本为16790万美元。截至2024年9月30日，在公司股份回购计划下尚有剩余11亿美元。

 

2024年第三季度-季度相对季度评论

 

Targa报告2024年第三季度调整后EBITDA创下新高，为106970万美元，较2024年第二季度增加了9%。调整后的EBITDA的季度增长归因于Targa的收集和加工（G&P）以及物流和运输（L&T）系统的成交量增加。在G&P板块中，较高的季度调整营运利润归因于大量Permian天然气入口量、较高的Badlands原油量以及更高的费用。在L&T板块中，创下新高的NGL管道运输和分馏量、较高的行销利润和更高的LPG出口量推动了板块调整后营运利润的季度增加。NGL管道运输和分馏量增加归因于来自Targa的Permian G&P系统更高的供应量以及Targa Daytona NGL管道的启动。行销利润的提高是由于更多的优化机会，更高的LPG出口量受益于市场条件的改善。较高的板块营运费用归因于较高的系统成交量和扩展。

 

资本结构和流动性

 

截至2024年9月30日，公司的总合并债务为1425470万美元，扣除9160万美元的债券发行成本和2970万美元的未摊销折价，拥有1253440万美元未偿还的优先票据，95010万美元未偿还的商业票据计划，60000万美元未偿还的证券化融资方案，以及29060万美元的融资租赁负债。

 

截至2024年9月30日，公司的总合并流动资金约为19亿美元，包括TRGP Revolver下的18亿美元可用资金和12720万美元现金。

 

 

 

融资更新

 

2024年8月，Targa完成了一项10亿美元的5.500%至2035年到期的债券公开发行（“5.500% Notes”），净收益约为99010万美元。 targa使用此次发行的净收益偿还商业票据计划下的借款，其中部分用于偿还剩余的终期贷款设施余额，以及一般企业用途。

 

2024年8月，合作伙伴修订了60000万美元应收账款证券化融资方案（“融资方案”）的终止日期，延长至2025年8月29日。

 

2024年8月，Fitch Ratings Inc.（“Fitch”）将公司的公司投资级信用评级从‘BBb-’升级至‘BBB’。 2024年10月，穆迪评级（“Moody's”）将公司的公司投资级信用评级从‘Baa3’升级至‘Baa2’。

 

增长项目更新

 

在2024年第三季度，Targa提前并低于预算启动了Daytona NGL管道的运营。2024年10月，Targa启动了位于Permian Midland的新275 MMcf/d Greenwood II工厂和在Mont Belvieu的新120 MBbl/d Train 10分馏塔的运营。 Targa预计将于2024年11月完成Mont Belvieu的‘Gulf Coast Fractionators’（‘GCF’）的重新激活。 在其G&P板块中，Targa的Permian Midland的275 MMcf/d Pembrook II 和 East Pembrook工厂以及Permian Delaware的275 MMcf/d Bull Moose和Bull Moose II工厂的建设仍在进行中。 在其L&t板块中，Targa在Mont Belvieu的150 MBbl/d Train 11分馏塔的建设仍在进行中。 Targa现在预计将于2026年第二季度提前完成East Pembrook工厂的建设，并且仍按照先前披露的信息完成其其他扩张工程。

 

2024年11月，为因应生产增加并满足其客户的基础设施需求，Targa宣布在Permian Delaware（“Falcon II工厂”）和Permian Midland（“East Driver工厂”）建造新的每日275百万立方英尺低温天然气加工厂。预期Falcon II和East Driver将于2026年第二季度和第三季度开始运作。

 

2024年和2025年展望

 

由于加速投资于基础设施以应对成交量增长，Targa的调整后EBITDA和增长资本预测较以往预估较高。公司正处于规划程序中，并且与过往几年一样，Targa计划于2025年2月与其2024年第四季度盈余公告合并时公布全年2025年运营和财务展望。就2024年而言，公司估计全年调整后EBITDA将高于其$39.5亿至$40.5亿的区间上限。Targa持续预期2025年调整后自由现金流的增长将与2024年相比转折。

 

资本配置更新

 

对于2025年第一季度，管理层打算向Targa的董事会建议将普通股股息提高至每股$1.00或每股4.00美元的年率。如果批准，所建议的每股普通股股息增加将于2025年第一季度生效，并将于2025年5月支付。在2025年之后，Targa预期将继续提供意义深远的每年普通股股息增加。截至2024年9月30日的九个月，Targa以每股平均价格121.50美元回购了532,2367股普通股，净成本为64670万美元。Targa预计将继续处于机会式回购其股票的位置，其普通股回购计划下尚有约11亿美元。

 

在公司网站的投资者部分的活动和演示下提供了盈利补充展示和最新的投资者报告。 www.targa resources corp/investors/events.

 

看涨会议通话

 

公司将于2024年11月5日上午11:00东部时间（上午10:00中部时间）为投资界举办会议电话，讨论公司第三季度业绩。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会议电话。 www.targa resources corp/investors/events，或直接前往 https://edge.media-server.com/mmc/p/yf8cw4hf/。 该活动结束约两小时后可在上述链接上收听网络广播回放。

 

(1)
调整后的EBITDA是一个非GAAP财务指标，详情请参见“非GAAP财务指标”部分。

 

 

 

targa resources corp–业务财务运营的综合财务状况

 

 

截至9月30日的三个月

 

 

 

 

 

 

 

 

截至9月30日的九个月

 

 

 

 

 

 

 

2024

 

 

2023

 

 

2024年与2023年相比

 

 

2024

 

 

2023

 

 

2024年与2023年相比

 

 

（以百万为单位）

 

收入：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

商品销售

$

3,217.0

 

 

$

3,374.3

 

 

$

(157.3

)

 

 

(5

%)

 

$

10,126.2

 

 

$

10,314.0

 

 

$

(187.8

)

 

(2

%)

中游服务费用

 

634.8

 

 

 

522.3

 

 

 

112.5

 

 

 

22

%

 

 

1,850.0

 

 

 

1,506.8

 

 

 

343.2

 

 

23

%

总收益

 

3,851.8

 

 

 

3,896.6

 

 

 

(44.8

)

 

 

(1

%)

 

 

11,976.2

 

 

 

11,820.8

 

 

 

155.4

 

 

1

%

产品购买和燃料

 

2,365.0

 

 

 

2,690.0

 

 

 

(325.0

)

 

 

(12

%)

 

 

7,780.4

 

 

 

7,777.9

 

 

 

2.5

 

 

—

 

营业费用

 

301.0

 

 

 

277.7

 

 

 

23.3

 

 

 

8

%

 

 

869.7

 

 

 

808.4

 

 

 

61.3

 

 

8

%

折旧和摊销费用

 

355.4

 

 

 

331.3

 

 

 

24.1

 

 

 

7

%

 

 

1,044.5

 

 

 

988.2

 

 

 

56.3

 

 

6

%

一般及行政费用

 

102.6

 

 

 

90.0

 

 

 

12.6

 

 

 

14

%

 

 

287.4

 

 

 

253.4

 

 

 

34.0

 

 

13

%

其他营运（收入）费用

 

(0.4

)

 

 

2.5

 

 

 

(2.9

)

 

 

(116

%)

 

 

(0.7

)

 

 

2.0

 

 

 

(2.7

)

 

(135

%)

营业利益（损失）

 

728.2

 

 

 

505.1

 

 

 

223.1

 

 

 

44

%

 

 

1,994.9

 

 

 

1,990.9

 

 

 

4.0

 

 

—

 

利息费用，净额

 

(184.9

)

 

 

(175.1

)

 

 

(9.8

)

 

 

6

%

 

 

(589.5

)

 

 

(509.8

)

 

 

(79.7

)

 

16

%

股权收益（亏损）

 

2.2

 

 

 

3.0

 

 

 

(0.8

)

 

 

(27

%)

 

 

7.9

 

 

 

6.2

 

 

 

1.7

 

 

27

%

筹集活动的利益（亏损）

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

(0.8

)

 

 

—

 

 

 

(0.8

)

 

(100

%)

其他，净额

 

(0.4

)

 

 

(0.1

)

 

 

(0.3

)

 

不适用

 

 

 

1.1

 

 

 

(4.9

)

 

 

6.0

 

 

122

%

所得税（费用）收益

 

(97.0

)

 

 

(53.9

)

 

 

(43.1

)

 

 

80

%

 

 

(274.1

)

 

 

(260.7

)

 

 

(13.4

)

 

5

%

净利润（损失）

 

448.1

 

 

 

279.0

 

 

 

169.1

 

 

 

61

%

 

 

1,139.5

 

 

 

1,221.7

 

 

 

(82.2

)

 

(7

%)

减：归属非控制权益的净利润（净亏损）

 

60.7

 

 

 

59.0

 

 

 

1.7

 

 

 

3

%

 

 

178.5

 

 

 

175.4

 

 

 

3.1

 

 

2

%

归属于targa resources corp的净利润（损失）。

 

387.4

 

 

 

220.0

 

 

 

167.4

 

 

 

76

%

 

 

961.0

 

 

 

1,046.3

 

 

 

(85.3

)

 

(8

%)

赎回非控股权溢价，税后净额

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

490.7

 

 

 

(490.7

)

 

(100

%)

净利润（净亏损）归属于普通股股东

$

387.4

 

 

$

220.0

 

 

$

167.4

 

 

 

76

%

 

$

961.0

 

 

$

555.6

 

 

$

405.4

 

 

73

%

财务数据：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

调整后的EBITDA (1)

$

1,069.7

 

 

$

840.2

 

 

$

229.5

 

 

 

27

%

 

$

3,020.3

 

 

$

2,570.1

 

 

$

450.2

 

 

18

%

经调整营业现金流量（1）

 

884.6

 

 

 

667.2

 

 

 

217.4

 

 

 

33

%

 

 

2,431.7

 

 

 

2,060.6

 

 

 

371.1

 

 

18

%

经调整自由现金流（1）

 

124.2

 

 

 

8.6

 

 

 

115.6

 

 

不适用

 

 

 

84.2

 

 

 

319.1

 

 

 

(234.9

)

 

(74

%)

 

(1)
调整后的EBITDA、营运调整现金流和自由现金流都是非GAAP财务指标，在「非GAAP财务指标」下进行讨论。

由于分母很低，所以上述百分比变动过高，因此被认为无实质意义。

 

2024年9月30日结束的三个月相较于2023年9月30日结束的三个月

 

商品销售下降反映了天然气和NGL价格下跌（50470万美元）以及对冲的不利影响（4920万美元），部分抵销了NGL销量增加（40000万美元）。

 

中游服务费收入增加主要是由于天然气采集和加工费用、运输费用和出口量增加，部分抵销了分赛费用下降。

 

产品采购和燃料下降反映了天然气和NGL价格下跌，部分抵销了NGL销量增加。

 

营运费用增加主要是由于劳动和维护成本增加，这是由于活动增加和系统扩展，部分抵销了税收减少。

 

请参见有关各区段表现的「—区段表现审查」以获取更多资讯。

 

折旧和摊销费用增加主要是由于自2023年9月30日以来投入使用的系统扩建对公司资产基础的影响。

 

一般行政费用增加主要是由于薪酬和福利增加。

 

利息费用增加是由于借款增加，部分抵消了资本化利息增加。

 

所得税费用增加主要是由于增加的税前帐簿收入。

 

 

 

2024年9月30日结束的九个月与2023年9月30日结束的九个月相比

 

商品销售相对稳定，反映了较低的天然气价格（105190万），以及对冲影响不利（55920万），抵消了较高的NGL、天然气和凝析油体积（136910万）以及较高的NGL和凝析油价格（5390万）。

 

中游服务费用增加主要是因为较高的燃气采集和加工费用、较高的运输费用和较高的出口量。

 

产品采购和燃料相对稳定，反映了较高的NGL和天然气体积，抵消了较低的天然气价格。

 

营业费用增加主要是由于活动增加和系统扩张导致劳动力成本和租金成本增加。

 

有关各板块表现的审查，请参阅「—各板块表现审查」以获取更多信息。

 

折旧和摊销费用增加主要是由于自2023年9月30日以来投入使用的系统扩张对公司资产基础的影响，部分抵消了某些在2023年第二季度闲置并在2023年第三季度关闭的资产的可折旧寿命缩短。

 

总务及行政费用增加主要是由于薪酬和福利增加。

 

利息费用增加主要是因为与分隔协议相关的2024年法律裁决的利息累计认定以及借款增加，部分抵消了资本化利息的增加。

 

所得税费用增加主要是由于2023年释放州估值准备金，部分抵消了税前簿面收入的下降。

 

回购非控制权益的溢价税后是因为在2023年收购了黑石能源合作伙伴在2023年参与格兰披治共同项目中的25%权益。

 

板块表现审查

讨论部门表现的以下内容包括部门内活动。公司认为部门营业利润和调整后营业利润是其运营核心盈利能力的重要衡量指标。这些指标是内部财务报告的关键组成部分，并被用于一致性和趋势分析。有关调整后营业利润的讨论，请参见“非通用会计原则财务指标 ― 调整后营业利润”。部门营业财务结果和营业统计包括部门内交易的影响。这些部门内交易已经从合并报告中予以消除。

 

公司分为两个主要部门：(i) 采集和加工；以及 (ii) 物流和交通。

 

 

 

采集和加工部门

采集和加工部门包括用于从油气井采集和/或购买和销售生产的天然气，通过去除杂质并将原始天然气加工成可交易的天然气（提取天然气液）所使用的资产；以及用于采集和管运和/或购买和销售原油的资产。采集和加工部门的资产位于德克萨斯州西部的Permian盆地和新墨西哥州东南部（包括Midland、Central和Delaware盆地）；德克萨斯州南部的Eagle Ford Shale；德克萨斯州北部的Barnett Shale；俄克拉荷马州的Anadarko、Ardmore和Arkoma盆地（包括SCOOP和STACK）和南中部的堪萨斯；北达科他州的Williston盆地（包括Bakken和Three Forks盆地）；以及路易斯安那墨西哥湾岸的陆上和近海地区。

 

以下表格提供了有关该部门营运结果摘要数据的指示期间：

 

 

截至9月30日的三个月

 

 

 

 

 

 

 

 

 

截至9月30日的九个月

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2024

 

 

2023

 

 

2024年与2023年相比

 

 

2024

 

 

2023

 

 

2024年与2023年相比

 

 

 

(以百万计，除营运统计和价格金额外)

 

营业利润率

$

 

584.3

 

 

$

 

505.0

 

 

$

 

79.3

 

 

 

16

%

 

$

 

1,713.4

 

 

$

 

1,545.9

 

 

$

 

167.5

 

 

 

11

%

营业费用

 

 

203.7

 

 

 

 

189.6

 

 

 

 

14.1

 

 

 

7

%

 

 

 

597.2

 

 

 

 

560.8

 

 

 

 

36.4

 

 

 

6

%

调整后的营业利润率

$

 

788.0

 

 

$

 

694.6

 

 

$

 

93.4

 

 

 

13

%

 

$

 

2,310.6

 

 

$

 

2,106.7

 

 

$

 

203.9

 

 

 

10

%

营运统计 (1):

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

工厂天然气进气量，百万立方英尺/天 (2) (3)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Permian Midland (4)

 

 

3,082.0

 

 

 

 

2,566.9

 

 

 

 

515.1

 

 

 

20

%

 

 

 

2,898.8

 

 

 

 

2,474.1

 

 

 

 

424.7

 

 

 

17

%

Permian Delaware

 

 

2,900.2

 

 

 

 

2,485.4

 

 

 

 

414.8

 

 

 

17

%

 

 

 

2,785.2

 

 

 

 

2,513.7

 

 

 

 

271.5

 

 

 

11

%

Permian总数

 

 

5,982.2

 

 

 

 

5,052.3

 

 

 

 

929.9

 

 

 

18

%

 

 

 

5,684.0

 

 

 

 

4,987.8

 

 

 

 

696.2

 

 

 

14

%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

南德州（5）

 

 

329.9

 

 

 

 

394.4

 

 

 

 

(64.5

)

 

 

(16

%)

 

 

 

324.8

 

 

 

 

373.9

 

 

 

 

(49.1

)

 

 

(13

%)

北德州

 

 

184.2

 

 

 

 

212.0

 

 

 

 

(27.8

)

 

 

(13

%)

 

 

 

186.8

 

 

 

 

205.2

 

 

 

 

(18.4

)

 

 

(9

%)

南俄克拉荷马（5）

 

 

348.5

 

 

 

 

394.6

 

 

 

 

(46.1

)

 

 

(12

%)

 

 

 

355.7

 

 

 

 

391.2

 

 

 

 

(35.5

)

 

 

(9

%)

西俄克拉荷马

 

 

215.5

 

 

 

 

206.2

 

 

 

 

9.3

 

 

 

5

%

 

 

 

213.6

 

 

 

 

207.1

 

 

 

 

6.5

 

 

 

3

%

中部总数

 

 

1,078.1

 

 

 

 

1,207.2

 

 

 

 

(129.1

)

 

 

(11

%)

 

 

 

1,080.9

 

 

 

 

1,177.4

 

 

 

 

(96.5

)

 

 

(8

%)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

恶地区（5）（6）

 

 

145.4

 

 

 

 

128.3

 

 

 

 

17.1

 

 

 

13

%

 

 

 

138.8

 

 

 

 

129.6

 

 

 

 

9.2

 

 

 

7

%

总田区

 

 

7,205.7

 

 

 

 

6,387.8

 

 

 

 

817.9

 

 

 

13

%

 

 

 

6,903.7

 

 

 

 

6,294.8

 

 

 

 

608.9

 

 

 

10

%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

沿岸

 

 

402.1

 

 

 

 

535.6

 

 

 

 

(133.5

)

 

 

(25

%)

 

 

 

464.3

 

 

 

 

532.4

 

 

 

 

(68.1

)

 

 

(13

%)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

总计

 

 

7,607.8

 

 

 

 

6,923.4

 

 

 

 

684.4

 

 

 

10

%

 

 

 

7,368.0

 

 

 

 

6,827.2

 

 

 

 

540.8

 

 

 

8

%

NGL生产，MBbl/d（3）

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Permian Midland（4）

 

 

450.6

 

 

 

 

373.1

 

 

 

 

77.5

 

 

 

21

%

 

 

 

422.6

 

 

 

 

357.4

 

 

 

 

65.2

 

 

 

18

%

Permian Delaware

 

 

377.4

 

 

 

 

322.5

 

 

 

 

54.9

 

 

 

17

%

 

 

 

349.7

 

 

 

 

325.3

 

 

 

 

24.4

 

 

 

8

%

Permian总体

 

 

828.0

 

 

 

 

695.6

 

 

 

 

132.4

 

 

 

19

%

 

 

 

772.3

 

 

 

 

682.7

 

 

 

 

89.6

 

 

 

13

%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

SouthTX（5）

 

 

30.6

 

 

 

 

42.3

 

 

 

 

(11.7

)

 

 

(28

%)

 

 

 

33.9

 

 

 

 

42.1

 

 

 

 

(8.2

)

 

 

(19

%)

North Texas

 

 

22.0

 

 

 

 

24.2

 

 

 

 

(2.2

)

 

 

(9

%)

 

 

 

22.5

 

 

 

 

23.8

 

 

 

 

(1.3

)

 

 

(5

%)

SouthOk (5)

 

 

28.4

 

 

 

 

46.4

 

 

 

 

(18.0

)

 

 

(39

%)

 

 

 

33.3

 

 

 

 

44.2

 

 

 

 

(10.9

)

 

 

(25

%)

WestOK

 

 

17.0

 

 

 

 

12.3

 

 

 

 

4.7

 

 

 

38

%

 

 

 

14.7

 

 

 

 

12.6

 

 

 

 

2.1

 

 

 

17

%

Total Central

 

 

98.0

 

 

 

 

125.2

 

 

 

 

(27.2

)

 

 

(22

%)

 

 

 

104.4

 

 

 

 

122.7

 

 

 

 

(18.3

)

 

 

(15

%)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Badlands (5)

 

 

18.3

 

 

 

 

15.5

 

 

 

 

2.8

 

 

 

18

%

 

 

 

17.0

 

 

 

 

15.5

 

 

 

 

1.5

 

 

 

10

%

Total Field

 

 

944.3

 

 

 

 

836.3

 

 

 

 

108.0

 

 

 

13

%

 

 

 

893.7

 

 

 

 

820.9

 

 

 

 

72.8

 

 

 

9

%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Coastal

 

 

33.9

 

 

 

 

40.6

 

 

 

 

(6.7

)

 

 

(17

%)

 

 

 

35.8

 

 

 

 

37.9

 

 

 

 

(2.1

)

 

 

(6

%)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

总计

 

 

978.2

 

 

 

 

876.9

 

 

 

 

101.3

 

 

 

12

%

 

 

 

929.5

 

 

 

 

858.8

 

 

 

 

70.7

 

 

 

8

%

wti原油，巴德兰兹，MBbl/d

 

 

122.4

 

 

 

 

101.6

 

 

 

 

20.8

 

 

 

20

%

 

 

 

105.4

 

 

 

 

105.6

 

 

 

 

(0.2

)

 

 

—

 

wti原油，Permian，MBbl/d

 

 

26.7

 

 

 

 

27.2

 

 

 

 

(0.5

)

 

 

(2

%)

 

 

 

27.4

 

 

 

 

27.4

 

 

 

 

—

 

 

 

—

 

天然气销售，BBtu/d（3）

 

 

2,842.9

 

 

 

 

2,758.2

 

 

 

 

84.7

 

 

 

3

%

 

 

 

2,779.2

 

 

 

 

2,668.4

 

 

 

 

110.8

 

 

 

4

%

NGL销售，MBbl/d（3）

 

 

581.5

 

 

 

 

508.8

 

 

 

 

72.7

 

 

 

14

%

 

 

 

550.1

 

 

 

 

487.4

 

 

 

 

62.7

 

 

 

13

%

凝析油销售，MBbl/d

 

 

17.3

 

 

 

 

17.0

 

 

 

 

0.3

 

 

 

2

%

 

 

 

19.2

 

 

 

 

18.7

 

 

 

 

0.5

 

 

 

3

%

平均实现价格（7）：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

天然气，$/MMBtu

 

 

0.09

 

 

 

 

2.03

 

 

 

 

(1.94

)

 

 

(96

%)

 

 

 

0.54

 

 

 

 

1.97

 

 

 

 

(1.43

)

 

 

(73

%)

NGL，$/加仑

 

 

0.44

 

 

 

 

0.46

 

 

 

 

(0.02

)

 

 

(4

%)

 

 

 

0.45

 

 

 

 

0.46

 

 

 

 

(0.01

)

 

 

(2

%)

浓缩物，每桶美元

 

 

77.20

 

 

 

 

70.07

 

 

 

 

7.13

 

 

 

10

%

 

 

 

75.60

 

 

 

 

74.20

 

 

 

 

1.40

 

 

 

2

%

 

(1)
分部营运统计包含母公司已删除的母子公司金额的影响。对于所有提供的容积统计，分子是在期间内总共出售的容积，分母是期间内的日历天数。
(2)
工厂天然气进口代表公司对通过位于天然气处理厂进口处的表表式天然气容积的不专有利益，除Badlands外。
(3)
工厂天然气进口容积和粗NGL生产量包括生产者收入量，而天然气销售和NGL销售不包括生产者收入量。

 

 

(4)
Permian Midland包括位于WestTX的运营，其中公司拥有72.8％的不专有利益，以及公司100％拥有的其他工厂。 WestTX不专有利益资产的运营结果在公司报告的基本财务报表中以比例净基础呈现。
(5)
业务包括并非全部由公司独资拥有的设施。
(6)
Badlands天然气进口代表总井口容积，包括在Little Missouri 4处理厂处理的Targa容积。
(7)
平均实现价格，扣除费用，包括实现商品对冲收益/损失对公司股权容积的影响。价格是使用总商品销售额加上对冲收益/损失作为分子和总销售量作为分母来计算的，扣除费用。

 

以下表格显示了公司股权交易设定于增值经营利润中的实现商品避险收益（亏损）：

 

 

 

2024年9月30日结束的三个月

 

 

2023年9月30日结束的三个月

 

 

 

（以百万为单位，除了体积数据和价格数量）

 

 

 

体积
已解决

 

 

价格
价差（1）

 

 

获利
(损失)

 

 

成交量
已结

 

 

价格
散值 (1)

 

 

获利
(损失)

 

Natural gas (BBtu)

 

 

9.4

 

 

$

2.53

 

 

$

23.8

 

 

 

15.0

 

 

$

0.62

 

 

$

9.3

 

NGL (MMgal)

 

 

102.8

 

 

 

0.08

 

 

 

8.2

 

 

 

166.0

 

 

 

0.04

 

 

 

7.2

 

Crude oil (MBbl)

 

 

0.6

 

 

 

(0.67

)

 

 

(0.4

)

 

 

0.6

 

 

 

(13.17

)

 

 

(7.9

)

 

 

 

 

 

 

 

 

$

31.6

 

 

 

 

 

 

 

 

$

8.6

 

 

 

 

2024年9月30日结束的九个月

 

 

2023年9月30日结束的九个月

 

 

 

(In millions, except volumetric data and price amounts)

 

 

 

Volume
Settled

 

 

价格
Spread (1)

 

 

看涨 (1)
(损失)

 

 

成交量
已结算

 

 

价格
Spread (1)

 

 

获利
(损失)

 

天然气 (BBtu)

 

 

35.6

 

 

$

1.94

 

 

$

69.2

 

 

 

50.0

 

 

$

1.24

 

 

$

62.2

 

NGL (MMgal)

 

 

348.9

 

 

 

0.04

 

 

 

14.9

 

 

 

515.0

 

 

 

0.07

 

 

 

34.4

 

wti原油 (MBbl)

 

 

1.4

 

 

 

(5.57

)

 

 

(7.8

)

 

 

1.8

 

 

 

(7.17

)

 

 

(12.9

)

 

 

 

 

 

 

 

 

$

76.3

 

 

 

 

 

 

 

 

$

83.7

 

 

(1)
价差是合约衍生工具价格与相应结算商品交易价格之间的差异。

 

2024年9月30日结束的三个月相较于2023年9月30日结束的三个月

 

调整后的营业利润率增加主要是由于天然气进气量增加和Permian地区的收费提高，部分被天然气价格降低部分抵销。Permian地区天然气进气量增加是由于2023年第四季度添加了Greenwood I和Wildcat II工厂，2024年第二季度添加了Roadrunner II工厂，以及持续强劲的生产者活动。Badlands原油的增加是由于产量增加所致。

 

营业费用增加主要是由于Permian地区产量增加，以及在Permian地区新增Greenwood I、Wildcat II和Roadrunner II厂。

 

截至2024年9月30日的九个月，与截至2023年9月30日的九个月相比

 

调整后的营业利润增加主要是由于Permian地区天然气进口量增加以及高费用，部分抵消了天然气价格下降。 Permian地区天然气进口量增加归因于2023年第一季度新增的Legacy II厂，2023年第二季度的Midway厂，2023年第四季度的Greenwood I和Wildcat II 厂，2024年第二季度的Roadrunner II 厂的增加以及持续增强的生产者活动。

 

营业费用增加主要是由于Permian地区产量增加，以及新增Legacy II、Midway、Greenwood I、Wildcat II和Roadrunner II厂。

 

物流和运输部门

 

物流和运输部门包括转换混合NGL成NGL产品所需的活动和资产，还包括其他资产和增值服务，如运输、储存、分级、站点操作和NGL及NGL产品的行销，包括为LPG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行销活动。 物流和运输部门还包括Grand Prix NGL Pipeline，该管线将公司在Permian Basin、Southern Oklahoma和North Texas的采集和加工位置与公司在Texas的Mont Belvieu Downstream设施相连。 公司的下游设施主要位于Texas的Mont Belvieu和Galena Park，以及Louisiana的Lake Charles。

 

 

 

以下表格提供了有关该部门营运结果的摘要数据。

 

 

截至9月30日的三个月

 

 

 

 

 

 

 

 

截至9月30日的九个月

 

 

 

 

 

 

 

 

2024

 

 

2023

 

 

2024年与2023年相比

 

2024

 

 

2023

 

 

2024年与2023年相比

 

(以百万计算，营运统计除外)

营业利润率

$

 

619.2

 

 

$

 

457.4

 

 

$

 

161.8

 

 

35%

 

$

 

1,699.0

 

 

$

 

1,394.4

 

 

$

 

304.6

 

 

22%

营业费用

 

 

98.1

 

 

 

 

88.8

 

 

 

 

9.3

 

 

10%

 

 

 

273.5

 

 

 

 

247.9

 

 

 

 

25.6

 

 

10%

调整后的营业利润率

$

 

717.3

 

 

$

 

546.2

 

 

$

 

171.1

 

 

31%

 

$

 

1,972.5

 

 

$

 

1,642.3

 

 

$

 

330.2

 

 

20%

MBbl/d operating statistics(1):

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

NGL管道运输量（2）

 

 

829.2

 

 

 

 

660.2

 

 

 

 

169.0

 

 

26%

 

 

 

777.0

 

 

 

 

606.4

 

 

 

 

170.6

 

 

28%

分级量

 

 

953.8

 

 

 

 

793.4

 

 

 

 

160.4

 

 

20%

 

 

 

884.7

 

 

 

 

782.3

 

 

 

 

102.4

 

 

13%

出口量（3）

 

 

403.9

 

 

 

 

349.3

 

 

 

 

54.6

 

 

16%

 

 

 

412.3

 

 

 

 

341.9

 

 

 

 

70.4

 

 

21%

天然气液体销售

 

 

1,162.0

 

 

 

 

997.9

 

 

 

 

164.1

 

 

16%

 

 

 

1,136.1

 

 

 

 

984.1

 

 

 

 

152.0

 

 

15%

 

(1)
分部营运统计包括内部金额，这些金额已从合并报表中清除。对于所呈现的所有量统计资料，分子是在期间内售出的总量，分母是期间内的日历天数。
(2)
代表混合NGL总数，可赚取运输差额。
(3)
出口量代表交付到公司的Galena Park Marine Terminal的第三方客户的NGL产品数量，这些产品销往国际市场。

 

2024年9月30日结束的三个月相较于2023年9月30日结束的三个月

 

调整后营运利润增加，主要是由于较高的管道运输和分馏利润、更高的营销利润，以及更高的液化石油气出口利润。管道运输和分馏体积受益于来自我们Permian Gathering and Processing系统的较高供应量，以及2024年第二季度增加了Train 9。由于优化机会增加，营销利润增加。液化石油气出口利润增加，因为该公司从2023年第三季度完成出口扩张并允许夜间船舶通行的Houston Ship Channel获益更高的体积，部分抵消了维护和要求的检查。

 

营运费用增加，主要是由于较高的系统体积、较高的补偿和福利、较高的税收以及2024年第二季度增加了Train 9。

 

2024年9月30日结束的九个月与2023年9月30日结束的九个月相比

 

调整后营运利润增加，主要是由于较高的管道运输和分馏利润、更高的营销利润，以及更高的液化石油气出口利润。管道运输和分馏体积受益于来自我们Permian Gathering and Processing系统的较高供应量，以及2024年第二季度增加了Train 9。由于优化机会增加，营销利润增加。液化石油气出口利润增加，因为该公司从2023年第三季度完成出口扩张并允许夜间船舶通行的Houston Ship Channel获益更高的体积，部分抵消了维护和要求的检查。

 

营运费用增加，主要是由于较高的系统体积、较高的补偿和福利、较高的维修和保养、较高的税收，以及2024年第二季度增加了Train 9。

 

其他

 

 

 

截至9月30日的三个月

 

 

 

 

 

截至9月30日的九个月

 

 

 

 

 

 

2024

 

 

2023

 

 

2024年与2023年相比

 

 

2024

 

 

2023

 

 

2024年与2023年相比

 

 

 

（以百万为单位）

 

营业利润率

 

$

(17.7

)

 

$

(33.5

)

 

$

15.8

 

 

$

(86.3

)

 

$

294.3

 

 

$

(380.6

)

调整后的营业利润率

 

$

(17.7

)

 

$

(33.5

)

 

$

15.8

 

 

$

(86.3

)

 

$

294.3

 

 

$

(380.6

)

 

其他款项包括商品衍生工具活动的按市价计价增值/亏损，与未指定的现金流量套期保值有关的衍生合约。公司已签署衍生工具来对公司未来商品购买和销售的商品价格进行套期保值，以及减少公司物流和交通业务中的天然气运输基准风险。

 

 

 

有关Targa Resources Corp.

 

Targa Resources Corp.是领先的中游服务提供商，在北美是最大的独立中游基础设施公司之一。该公司拥有、运营、收购和开发多元化的国内中游基础设施资产组合，其业务对于美国内部和全球能源的高效、安全和可靠供应至关重要。该公司的资产将天然气和NGL连接至国内和国际市场，并满足对更清洁燃料和原料的不断增长需求。该公司主要从事以下业务：收集、压缩、处理、运输和购买和销售天然气；运输、存储、分馏、处理和购买和销售NGL和NGL产品，包括燃气液化石油出口商的服务；以及收集、存储、仓库管理和购买和销售原油。

 

Targa是财富500强企业，并被纳入标普500指数。

 

如需更多信息，请访问公司网站: www.targaresources.com.

 

非通用会计原则财务指标

 

此新闻稿包括公司的非GAAP财务指标: 调整后的EBITDA、调整后的营运现金流、调整后的自由现金流和调整后的营业利润率(板块)。以下表格提供这些非GAAP财务指标与其最直接可比的GAAP指标之调解。

 

公司使用非GAAP指标来分析公司的表现。调整后的EBITDA、调整后的营运现金流、调整后的自由现金流和调整后的营业利润率(板块)是非GAAP指标。与这些非GAAP指标最直接可比的GAAP指标为业务(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指标不应被视为GAAP指标的替代，并作为分析工具具有重要限制。投资者不应仅参照这些指标或将其视为对公司根据GAAP报告的结果进行分析的替代品。此外，由于公司的非GAAP指标排除了一些影响收入和板块营业利润的项目，并且在公司所在行业中由不同公司以不同方式定义，公司的定义可能与同类标题措施其他公司不可比，因而降低了其实用性。通过审查可比的GAAP指标，了解到这些指标之间的差异，并将这些见解纳入公司的决策过程，管理补偿了公司非GAAP指标作为分析工具的限制。

 

营业利润率调整后

 

公司将公司板块的调整后营业利润定义为销售收入减去产品采购和燃料费用。它受到交易量和商品价格以及公司的合同组合和商品避险计划的影响。

 

中游和加工营业利润主要包括:

•
涉及天然气和wti原油采集、处理和加工的服务费用;以及
•
天然气、稳态、wti原油和NGLs销售收入减去生产者结算、燃料和运输费用以及公司的股权量避险结算。

 

物流和交通调整后的营业利润主要包括:

•
服务费(包括某些费率中所含能源成本的过关成本);
•
系统产品的获利和损失;以及
•
NGL和天然气的销售收入减去NGL和天然气的购买、燃料、第三方运输成本以及净存货变更。

 

标记对市场避险未实现变化对公平价值的调整营业利润影响情况记录在其他中。

 

公司各业务部门的调整营业利润提供了有用信息给投资者，因为该指标被管理层和公司财务报表的外部用户使用作为补充财务衡量标准，包括投资者和商业银行，以评估：

 

 

•
该公司资产的财务表现，不考虑筹资方法、资本结构或历史成本基础；
•
公司的经营绩效和资本回报与中游能源行业的其他公司相比，不考虑融资或资本结构；以及
•
对资本支出项目和收购的可行性以及替代投资机会的整体回报率进行评估。

 

管理层每月审查公司各业务部门的调整营业利润和营业利润作为核心的内部管理流程。公司认为投资者受益于可以获得管理层在评估公司营运成果时使用的相同财务指标。公司的调整营业利润与最直接可比的通用会计准则指标的调解，将在“业务部门绩效审查”下进行介绍。

 

调整后的税前利润减除折旧及摊销后的费用

 

公司将调整后的EBITDA定义为归属于targa resources corp的净利润（亏损），扣除利息、所得税、折旧和摊销和公司认为应按照公司核心经营业绩调整的其他项目。调整项目详细列在调整后的EBITDA调和表及其附注中。调整后的EBITDA被公司和公司财务报告的外部用户，如投资者、商业银行和其他用户，用作补充财务衡量标准，以衡量公司资产产生现金的能力是否足以支付利息成本、支持公司的负债并向公司投资者支付股息。

 

调整后的营运现金流和调整后的自由现金流

 

公司将调整后的EBITDA减去债务应付款项的现金利息支出和现金税（支出）好处定义为从调整后的运营现金流量。公司将调整后的现金流量定义为从调整后的运营现金流量扣除维护资本支出（扣除任何项目成本的退款）和成长资本支出后的支出，扣除来自非控股权益和对未经合并并不受控股联盟的投资的贡献。调整后的运营现金流量和调整后的自由现金流量是公司和公司财务报表的外部用户（如投资者、商业银行和研究分析师）使用的绩效指标，以评估公司生成现金收益的能力（在支付公司债务和资本支出后）可用于公司用途，如支付股息、偿还债务或其他融资安排的赎回。

 

下表显示了Targa Resources Corp.所属的净利润（损失）与调整后的EBITDA、调整后的运营现金流量以及调整后的自由现金流量之间的调和。

 

 

截至9月30日的三个月

 

 

截至9月30日的九个月

 

 

2024

 

 

2023

 

 

2024

 

 

2023

 

 

（以百万为单位）

 

将归属于Targa Resources Corp.的净利润（损失）调和为调整后EBITDA、调整后的运营现金流量和调整后的自由现金流量

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

归属于Targa Resources Corp.的净利润（损失）

$

387.4

 

 

$

220.0

 

 

$

961.0

 

 

$

1,046.3

 

利息（收入）支出净额

 

184.9

 

 

 

175.1

 

 

 

589.5

 

 

 

509.8

 

所得税费用（利益）

 

97.0

 

 

 

53.9

 

 

 

274.1

 

 

 

260.7

 

折旧和摊销费用

 

355.4

 

 

 

331.3

 

 

 

1,044.5

 

 

 

988.2

 

资产出售或处置的（收益）损失

 

(1.0

)

 

 

(0.9

)

 

 

(2.7

)

 

 

(3.9

)

资产减损

 

2.7

 

 

 

3.4

 

 

 

4.0

 

 

 

6.0

 

融资活动的（收益）损失

 

—

 

 

 

—

 

 

 

0.8

 

 

 

—

 

权益（收益）损失

 

(2.2

)

 

 

(3.0

)

 

 

(7.9

)

 

 

(6.2

)

非合并联营企业的分配

 

4.4

 

 

 

5.3

 

 

 

16.6

 

 

 

14.1

 

股权授予的补偿

 

17.7

 

 

 

15.7

 

 

 

47.4

 

 

 

45.7

 

风险管理活动

 

17.7

 

 

 

33.5

 

 

 

86.3

 

 

 

(294.3

)

非控股权利调整（1）

 

1.6

 

 

 

(1.0

)

 

 

2.6

 

 

 

(3.2

)

诉讼费用（2）

 

4.1

 

 

 

6.9

 

 

 

4.1

 

 

 

6.9

 

调整后的税前利润减除折旧及摊销后的费用

$

1,069.7

 

 

$

840.2

 

 

$

3,020.3

 

 

$

2,570.1

 

债务利息费用（3）

 

(181.2

)

 

 

(172.1

)

 

 

(578.5

)

 

 

(500.9

)

现金税款

 

(3.9

)

 

 

(0.9

)

 

 

(10.1

)

 

 

(8.6

)

营运活动调整后现金流

$

884.6

 

 

$

667.2

 

 

$

2,431.7

 

 

$

2,060.6

 

维护资本支出，净额（4）

 

(62.0

)

 

 

(65.0

)

 

 

(167.1

)

 

 

(153.0

)

增长资本支出，净值（4）

 

(698.4

)

 

 

(593.6

)

 

 

(2,180.4

)

 

 

(1,588.5

)

自由现金流调整后

$

124.2

 

 

$

8.6

 

 

$

84.2

 

 

$

319.1

 

 

(1)
与折旧及摊销费用的非控制利益部分有关。

 

 

(2)
诉讼费用包括2021年2月主要冬季风暴引起的诉讼相关费用，该公司认为这些费用超出了其业务正常进程和/或不反映其正在进行的核心业务。公司可能不时发生此类费用，并且公司认为排除这些费用是有用的，因为它不认为它们反映其正在进行的核心业务，以及背后支持此类诉讼的主张通常是独一无二的。
(3)
不包括利息费用摊提。截至2024年9月30日的九个月中，包括与Splitter协议裁决相关的5580万美元利息费用。
(4)
代表资本支出，减去非控制股权的捐款，并包括对未合并联属公司的投资的捐款。

 

以下表格呈现了2024年公司估计净利润与估计调整后EBITDA的调解：

 

 

2024E

 

 

（以百万为单位）

 

调和估计归属于Targa Resources Corp.的净利润至

 

 

估计调整后EBITDA

 

 

归属于Targa Resources Corp.的净利润

$

1,370.0

 

净利息支出（1）

 

765.0

 

所得税支出

 

375.0

 

折旧和摊销费用

 

1,370.0

 

权益收益

 

(5.0

)

非合并联营企业的分配

 

20.0

 

股权授予的薪酬

 

65.0

 

风险管理和其他

 

90.0

 

非控股股份调整（2）

 

—

 

预估调整后的EBITDA

$

4,050.0

 

 

(1)
包括与分割协议裁定有关的5580万美元利息费用。
(2)
非控制股权部分的折旧和摊销费用。

 

 

 

FD法规披露

公司使用以下任何一种方式来遵守FD法规下的披露义务：新闻稿、SEC文件、公开电话会议，或我们的网站。公司经常在其官网www.targaresources.com上张贴重要信息，其中可能被认为是重要的信息。公司鼓励投资者和其他对公司感兴趣的人监控这些发布渠道以获取重要披露。

 

前瞻性陈述

 

本文中的某些语句属于「前瞻性陈述」，根据1933年修正的证券法第27A条和1934年修正的证券交易法第21E条的含义。本文中包含的所有陈述，除了陈述历史事实之外，即为公司预期、相信或预计将来可能发生的活动、事件或发展的前瞻性陈述，包括有关我们预期的财务表现、资本支出和支付未来股息的陈述。这些前瞻性陈述依赖多项对未来事件的假设，并受到众多不确定因素和风险的影响，其中许多是公司无法控制的，这些因素可能导致公司管理层预期的结果大不相同。此类风险和不确定因素包括但不限于产油国家组织（OPEC）和非OPEC产油国家的行动、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及市场需求下降，我们完成资本项目和业务拓展努力的时间和成功，我们系统的预期容量增长，疫情或任何其他公共卫生危机的影响，由于全球持续或新的全球冲突导致的商品价格波动，由于银行和资本市场的中断，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中断，以及其他不确定因素。这些和其他相关的不确定、因素和风险在公司向证监会提交的文件中有更详尽的描述，包括其最新的年度报告10-K表，以及随后提交的季度报告10-Q表和当前报告8-K表。公司不承担更新或修订任何前瞻性陈述的义务，无论是基于新资讯、未来事件或其他原因。

 

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