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附錄99.1

 

 

811 Louisiana, Suite 2100

休士頓，德州77002

713.584.1000

 

 

Targa Resources Corp.報告2024年第三季度創紀錄的業績，並宣布預計2025年普通股股息將增加33%

 

HOUSTON – 2024年11月5日 - Targa Resources Corp. (NYSE: TRGP)（“TRGP”，“公司”或“Targa”）今日報告了2024年第三季度的業績。

 

2024年第三季度歸屬於Targa Resources Corp.的淨利潤為$38740萬，較2013年第三季度的$22000萬增加。公司報告了除利息、稅款、折舊、攤銷和其他非現金項目外的調整後息稅折舊及攤銷前利潤（“調整後EBITDA”）(1) 2024年第三季度調整後EBITDA為$106970萬，較2013年第三季度的$84020萬增加。

 

亮點

•
第三季調整後的EBITDA記錄為10.7億美元
•
第三季油田、NGL運輸和分離量達到紀錄高點
•
完成了第三季的Daytona NGL管道擴建工程
•
於第三季回購了約16800萬美元的普通股，在2024年9月30日止九個月中以加權平均價格121.50美元回購了約64700萬美元
•
估計2024年全年調整後EBITDA將超過39.5億至40.5億美元的最高範圍
•
在八月和十月，Fitch將其評級提升至BBb，Moody's將其評級提升至Baa2
•
十月份開始在其Permian Midland的新每日27500萬立方英尺（MMcf/d）Greenwood II工廠和位於Mont Belvieu的新每日12萬桶（MBbl/d）Train 10分離器進行運營
•
在Permian宣布了兩座新的每日275 MMcf/d的燃氣電廠。
•
預計建議Targa的董事會於2025年每股普通股支付4.00美元的年度股息，較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美元的季度現金股息，或者根據年度計算為每股普通股3.00美元。將於2024年11月15日支付約16400萬美元的總現金股息給截至2024年10月31日收盤後持股記錄的所有普通股股東。

 

Targa在2024年第三季度以146.02美元的加權平均每股價格回購了其1150107股普通股，總淨成本為16790萬美元。截至2024年9月30日，在公司股份回購計劃下尚有剩餘11億美元。

 

2024年第三季度-季度相對季度評論

 

Targa報告2024年第三季度調整後EBITDA創下新高，為106970萬美元，較2024年第二季度增加了9%。調整後的EBITDA的季度增長歸因於Targa的收集和加工（G&P）以及物流和運輸（L&T）系統的成交量增加。在G&P板塊中，較高的季度調整營運利潤歸因於大量Permian天然氣入口量、較高的Badlands原油量以及更高的費用。在L&T板塊中，創下新高的NGL管道運輸和分餾量、較高的行銷利潤和更高的LPG出口量推動了板塊調整後營運利潤的季度增加。NGL管道運輸和分餾量增加歸因於來自Targa的Permian G&P系統更高的供應量以及Targa Daytona NGL管道的啟動。行銷利潤的提高是由於更多的優化機會，更高的LPG出口量受益於市場條件的改善。較高的板塊營運費用歸因於較高的系統成交量和擴展。

 

資本結構和流動性

 

截至2024年9月30日，公司的總合併債務為1425470萬美元，扣除9160萬美元的債券發行成本和2970萬美元的未攤銷折價，擁有1253440萬美元未偿还的優先票據，95010萬美元未偿还的商业票据计划，60000萬美元未偿还的證券化融資方案，以及29060萬美元的融資租賃負債。

 

截至2024年9月30日，公司的總合併流動資金約為19億美元，包括TRGP Revolver下的18億美元可用資金和12720萬美元現金。

 

 

 

融資更新

 

2024年8月，Targa完成了一項10億美元的5.500%至2035年到期的債券公開發行（“5.500% Notes”），淨收益約為99010萬美元。 targa使用此次發行的淨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設施余额，以及一般企业用途。

 

2024年8月，合作夥伴修訂了60000萬美元應收賬款證券化融資方案（“融資方案”）的终止日期，延长至2025年8月29日。

 

2024年8月，Fitch Ratings Inc.（“Fitch”）將公司的公司投資級信用評級從‘BBb-’升級至‘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’。

 

增長項目更新

 

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启动了位於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预计將於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現在預計將於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擴張工程。

 

2024年11月，為因應生產增加並滿足其客戶的基礎設施需求，Targa宣布在Permian Delaware（“Falcon II工廠”）和Permian Midland（“East Driver工廠”）建造新的每日275百萬立方英尺低溫天然氣加工廠。預期Falcon II和East Driver將於2026年第二季度和第三季度開始運作。

 

2024年和2025年展望

 

由於加速投資於基礎設施以應對成交量增長，Targa的調整後EBITDA和增長資本預測較以往預估較高。公司正處於規劃程序中，並且與過往幾年一樣，Targa計劃於2025年2月與其2024年第四季度盈餘公告合併時公布全年2025年運營和財務展望。就2024年而言，公司估計全年調整後EBITDA將高於其$39.5億至$40.5億的區間上限。Targa持續預期2025年調整後自由現金流的增長將與2024年相比轉折。

 

資本配置更新

 

對於2025年第一季度，管理層打算向Targa的董事會建議將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，所建議的每股普通股股息增加將於2025年第一季度生效，並將於2025年5月支付。在2025年之後，Targa預期將繼續提供意義深遠的每年普通股股息增加。截至2024年9月30日的九個月，Targa以每股平均價格121.50美元回購了532,2367股普通股，淨成本為64670萬美元。Targa預計將繼續處於機會式回購其股票的位置，其普通股回購計劃下尚有約11億美元。

 

在公司網站的投資者部分的活動和演示下提供了盈利補充展示和最新的投資者報告。 www.targa resources corp/investors/events.

 

看漲會議通話

 

公司將於2024年11月5日上午11:00東部時間（上午10:00中部時間）為投資界舉辦會議電話，討論公司第三季度業績。可以通過公司網站投資者部分的“事件和演示文稿”下的網絡廣播訪問該會議電話。 www.targa resources corp/investors/events，或直接前往 https://edge.media-server.com/mmc/p/yf8cw4hf/。 該活動結束約兩小時後可在上述鏈接上收聽網絡廣播回放。

 

(1)
調整後的EBITDA是一個非GAAP財務指標，詳情請參見“非GAAP財務指標”部分。

 

 

 

targa resources corp–業務財務運營的綜合財務狀況

 

 

截至9月30日的三個月

 

 

 

 

 

 

 

 

截至9月30日的九個月

 

 

 

 

 

 

 

2024

 

 

2023

 

 

2024年與2023年相比

 

 

2024

 

 

2023

 

 

2024年與2023年相比

 

 

（以百萬為單位）

 

收入：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

商品銷售

$

3,217.0

 

 

$

3,374.3

 

 

$

(157.3

)

 

 

(5

%)

 

$

10,126.2

 

 

$

10,314.0

 

 

$

(187.8

)

 

(2

%)

中遊服務費用

 

634.8

 

 

 

522.3

 

 

 

112.5

 

 

 

22

%

 

 

1,850.0

 

 

 

1,506.8

 

 

 

343.2

 

 

23

%

總收益

 

3,851.8

 

 

 

3,896.6

 

 

 

(44.8

)

 

 

(1

%)

 

 

11,976.2

 

 

 

11,820.8

 

 

 

155.4

 

 

1

%

產品購買和燃料

 

2,365.0

 

 

 

2,690.0

 

 

 

(325.0

)

 

 

(12

%)

 

 

7,780.4

 

 

 

7,777.9

 

 

 

2.5

 

 

—

 

營業費用

 

301.0

 

 

 

277.7

 

 

 

23.3

 

 

 

8

%

 

 

869.7

 

 

 

808.4

 

 

 

61.3

 

 

8

%

折舊和攤銷費用

 

355.4

 

 

 

331.3

 

 

 

24.1

 

 

 

7

%

 

 

1,044.5

 

 

 

988.2

 

 

 

56.3

 

 

6

%

一般及行政費用

 

102.6

 

 

 

90.0

 

 

 

12.6

 

 

 

14

%

 

 

287.4

 

 

 

253.4

 

 

 

34.0

 

 

13

%

其他營運（收入）費用

 

(0.4

)

 

 

2.5

 

 

 

(2.9

)

 

 

(116

%)

 

 

(0.7

)

 

 

2.0

 

 

 

(2.7

)

 

(135

%)

營業利益（損失）

 

728.2

 

 

 

505.1

 

 

 

223.1

 

 

 

44

%

 

 

1,994.9

 

 

 

1,990.9

 

 

 

4.0

 

 

—

 

利息費用，淨額

 

(184.9

)

 

 

(175.1

)

 

 

(9.8

)

 

 

6

%

 

 

(589.5

)

 

 

(509.8

)

 

 

(79.7

)

 

16

%

股權收益（虧損）

 

2.2

 

 

 

3.0

 

 

 

(0.8

)

 

 

(27

%)

 

 

7.9

 

 

 

6.2

 

 

 

1.7

 

 

27

%

籌集活動的利益（虧損）

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

(0.8

)

 

 

—

 

 

 

(0.8

)

 

(100

%)

其他，淨額

 

(0.4

)

 

 

(0.1

)

 

 

(0.3

)

 

不適用

 

 

 

1.1

 

 

 

(4.9

)

 

 

6.0

 

 

122

%

所得稅（費用）收益

 

(97.0

)

 

 

(53.9

)

 

 

(43.1

)

 

 

80

%

 

 

(274.1

)

 

 

(260.7

)

 

 

(13.4

)

 

5

%

凈利潤（損失）

 

448.1

 

 

 

279.0

 

 

 

169.1

 

 

 

61

%

 

 

1,139.5

 

 

 

1,221.7

 

 

 

(82.2

)

 

(7

%)

減：歸屬非控制權益的凈利潤（淨虧損）

 

60.7

 

 

 

59.0

 

 

 

1.7

 

 

 

3

%

 

 

178.5

 

 

 

175.4

 

 

 

3.1

 

 

2

%

歸屬於targa resources corp的凈利潤（損失）。

 

387.4

 

 

 

220.0

 

 

 

167.4

 

 

 

76

%

 

 

961.0

 

 

 

1,046.3

 

 

 

(85.3

)

 

(8

%)

贖回非控股權溢價，稅後淨額

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

490.7

 

 

 

(490.7

)

 

(100

%)

凈利潤（淨虧損）歸屬於普通股股東

$

387.4

 

 

$

220.0

 

 

$

167.4

 

 

 

76

%

 

$

961.0

 

 

$

555.6

 

 

$

405.4

 

 

73

%

財務數據：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

調整後的EBITDA (1)

$

1,069.7

 

 

$

840.2

 

 

$

229.5

 

 

 

27

%

 

$

3,020.3

 

 

$

2,570.1

 

 

$

450.2

 

 

18

%

經調整營業現金流量（1）

 

884.6

 

 

 

667.2

 

 

 

217.4

 

 

 

33

%

 

 

2,431.7

 

 

 

2,060.6

 

 

 

371.1

 

 

18

%

經調整自由現金流（1）

 

124.2

 

 

 

8.6

 

 

 

115.6

 

 

不適用

 

 

 

84.2

 

 

 

319.1

 

 

 

(234.9

)

 

(74

%)

 

(1)
調整後的EBITDA、營運調整現金流和自由現金流都是非GAAP財務指標，在「非GAAP財務指標」下進行討論。

由於分母很低，所以上述百分比變動過高，因此被認為無實質意義。

 

2024年9月30日結束的三個月相較於2023年9月30日結束的三個月

 

商品銷售下降反映了天然氣和NGL價格下跌（50470萬美元）以及對沖的不利影響（4920萬美元），部分抵銷了NGL銷量增加（40000萬美元）。

 

中遊服務費收入增加主要是由於天然氣採集和加工費用、運輸費用和出口量增加，部分抵銷了分賽費用下降。

 

產品採購和燃料下降反映了天然氣和NGL價格下跌，部分抵銷了NGL銷量增加。

 

營運費用增加主要是由於勞動和維護成本增加，這是由於活動增加和系統擴展，部分抵銷了稅收減少。

 

請參見有關各區段表現的「—區段表現審查」以獲取更多資訊。

 

折舊和攤銷費用增加主要是由於自2023年9月30日以來投入使用的系統擴建對公司資產基礎的影響。

 

一般行政費用增加主要是由於薪酬和福利增加。

 

利息費用增加是由於借款增加，部分抵消了資本化利息增加。

 

所得稅費用增加主要是由於增加的稅前帳簿收入。

 

 

 

2024年9月30日結束的九個月與2023年9月30日結束的九個月相比

 

商品銷售相對穩定，反映了較低的天然氣價格（105190萬），以及對沖影響不利（55920萬），抵消了較高的NGL、天然氣和凝析油體積（136910萬）以及較高的NGL和凝析油價格（5390萬）。

 

中遊服務費用增加主要是因為較高的燃氣採集和加工費用、較高的運輸費用和較高的出口量。

 

產品採購和燃料相對穩定，反映了較高的NGL和天然氣體積，抵消了較低的天然氣價格。

 

營業費用增加主要是由於活動增加和系統擴張導致勞動力成本和租金成本增加。

 

有關各板塊表現的審查，請參閱「—各板塊表現審查」以獲取更多信息。

 

折舊和攤銷費用增加主要是由於自2023年9月30日以來投入使用的系統擴張對公司資產基礎的影響，部分抵消了某些在2023年第二季度閒置並在2023年第三季度關閉的資產的可折舊壽命縮短。

 

總務及行政費用增加主要是由於薪酬和福利增加。

 

利息費用增加主要是因為與分隔協議相關的2024年法律裁決的利息累計認定以及借款增加，部分抵消了資本化利息的增加。

 

所得稅費用增加主要是由於2023年釋放州估值準備金，部分抵消了稅前簿面收入的下降。

 

回購非控制權益的溢價稅後是因為在2023年收購了黑石能源合作夥伴在2023年參與格蘭披治共同項目中的25%權益。

 

板塊表現審查

討論部門表現的以下內容包括部門內活動。公司認為部門營業利潤和調整後營業利潤是其運營核心盈利能力的重要衡量指標。這些指標是內部財務報告的關鍵組成部分，並被用於一致性和趨勢分析。有關調整後營業利潤的討論，請參見“非通用會計原則財務指標 ― 調整後營業利潤”。部門營業財務結果和營業統計包括部門內交易的影響。這些部門內交易已經從合併報告中予以消除。

 

公司分為兩個主要部門：(i) 採集和加工；以及 (ii) 物流和交通。

 

 

 

採集和加工部門

採集和加工部門包括用於從油氣井採集和/或購買和銷售生產的天然氣，通過去除雜質並將原始天然氣加工成可交易的天然氣（提取天然氣液）所使用的資產；以及用於採集和管運和/或購買和銷售原油的資產。採集和加工部門的資產位於德克薩斯州西部的Permian盆地和新墨西哥州東南部（包括Midland、Central和Delaware盆地）；德克薩斯州南部的Eagle Ford Shale；德克薩斯州北部的Barnett Shale；俄克拉荷馬州的Anadarko、Ardmore和Arkoma盆地（包括SCOOP和STACK）和南中部的堪薩斯；北達科他州的Williston盆地（包括Bakken和Three Forks盆地）；以及路易斯安那墨西哥灣岸的陸上和近海地區。

 

以下表格提供了有關該部門營運結果摘要數據的指示期間：

 

 

截至9月30日的三個月

 

 

 

 

 

 

 

 

 

截至9月30日的九個月

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2024

 

 

2023

 

 

2024年與2023年相比

 

 

2024

 

 

2023

 

 

2024年與2023年相比

 

 

 

(以百萬計，除營運統計和價格金額外)

 

營業利潤率

$

 

584.3

 

 

$

 

505.0

 

 

$

 

79.3

 

 

 

16

%

 

$

 

1,713.4

 

 

$

 

1,545.9

 

 

$

 

167.5

 

 

 

11

%

營業費用

 

 

203.7

 

 

 

 

189.6

 

 

 

 

14.1

 

 

 

7

%

 

 

 

597.2

 

 

 

 

560.8

 

 

 

 

36.4

 

 

 

6

%

調整後的營業利潤率

$

 

788.0

 

 

$

 

694.6

 

 

$

 

93.4

 

 

 

13

%

 

$

 

2,310.6

 

 

$

 

2,106.7

 

 

$

 

203.9

 

 

 

10

%

營運統計 (1):

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

工廠天然氣進氣量，百萬立方英尺/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總數

 

 

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

%)

南俄克拉荷馬（5）

 

 

348.5

 

 

 

 

394.6

 

 

 

 

(46.1

)

 

 

(12

%)

 

 

 

355.7

 

 

 

 

391.2

 

 

 

 

(35.5

)

 

 

(9

%)

西俄克拉荷馬

 

 

215.5

 

 

 

 

206.2

 

 

 

 

9.3

 

 

 

5

%

 

 

 

213.6

 

 

 

 

207.1

 

 

 

 

6.5

 

 

 

3

%

中部總數

 

 

1,078.1

 

 

 

 

1,207.2

 

 

 

 

(129.1

)

 

 

(11

%)

 

 

 

1,080.9

 

 

 

 

1,177.4

 

 

 

 

(96.5

)

 

 

(8

%)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

惡地區（5）（6）

 

 

145.4

 

 

 

 

128.3

 

 

 

 

17.1

 

 

 

13

%

 

 

 

138.8

 

 

 

 

129.6

 

 

 

 

9.2

 

 

 

7

%

總田區

 

 

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

%)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

總計

 

 

7,607.8

 

 

 

 

6,923.4

 

 

 

 

684.4

 

 

 

10

%

 

 

 

7,368.0

 

 

 

 

6,827.2

 

 

 

 

540.8

 

 

 

8

%

NGL生產，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總體

 

 

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

%)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

總計

 

 

978.2

 

 

 

 

876.9

 

 

 

 

101.3

 

 

 

12

%

 

 

 

929.5

 

 

 

 

858.8

 

 

 

 

70.7

 

 

 

8

%

wti原油，巴德蘭茲，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

 

 

 

 

—

 

 

 

—

 

天然氣銷售，BBtu/d（3）

 

 

2,842.9

 

 

 

 

2,758.2

 

 

 

 

84.7

 

 

 

3

%

 

 

 

2,779.2

 

 

 

 

2,668.4

 

 

 

 

110.8

 

 

 

4

%

NGL銷售，MBbl/d（3）

 

 

581.5

 

 

 

 

508.8

 

 

 

 

72.7

 

 

 

14

%

 

 

 

550.1

 

 

 

 

487.4

 

 

 

 

62.7

 

 

 

13

%

凝析油銷售，MBbl/d

 

 

17.3

 

 

 

 

17.0

 

 

 

 

0.3

 

 

 

2

%

 

 

 

19.2

 

 

 

 

18.7

 

 

 

 

0.5

 

 

 

3

%

平均實現價格（7）：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

天然氣，$/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

%)

濃縮物，每桶美元

 

 

77.20

 

 

 

 

70.07

 

 

 

 

7.13

 

 

 

10

%

 

 

 

75.60

 

 

 

 

74.20

 

 

 

 

1.40

 

 

 

2

%

 

(1)
分部營運統計包含母公司已刪除的母子公司金額的影響。對於所有提供的容積統計，分子是在期間內總共出售的容積，分母是期間內的日曆天數。
(2)
工廠天然氣進口代表公司對通過位於天然氣處理廠進口處的表表式天然氣容積的不專有利益，除Badlands外。
(3)
工廠天然氣進口容積和粗NGL生產量包括生產者收入量，而天然氣銷售和NGL銷售不包括生產者收入量。

 

 

(4)
Permian Midland包括位於WestTX的運營，其中公司擁有72.8％的不專有利益，以及公司100％擁有的其他工廠。 WestTX不專有利益資產的運營結果在公司報告的基本財務報表中以比例净基礎呈現。
(5)
業務包括並非全部由公司獨資擁有的設施。
(6)
Badlands天然氣進口代表總井口容積，包括在Little Missouri 4處理廠處理的Targa容積。
(7)
平均實現價格，扣除費用，包括實現商品對沖收益/損失對公司股權容積的影響。價格是使用總商品銷售額加上對沖收益/損失作為分子和總銷售量作為分母來計算的，扣除費用。

 

以下表格顯示了公司股權交易設定於增值經營利潤中的實現商品避險收益（虧損）：

 

 

 

2024年9月30日結束的三個月

 

 

2023年9月30日結束的三個月

 

 

 

（以百萬為單位，除了體積數據和價格數量）

 

 

 

體積
已解決

 

 

價格
價差（1）

 

 

獲利
(損失)

 

 

成交量
已結

 

 

價格
散值 (1)

 

 

獲利
(損失)

 

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日結束的九個月

 

 

2023年9月30日結束的九個月

 

 

 

(In millions, except volumetric data and price amounts)

 

 

 

Volume
Settled

 

 

價格
Spread (1)

 

 

看漲 (1)
(損失)

 

 

成交量
已結算

 

 

價格
Spread (1)

 

 

獲利
(損失)

 

天然氣 (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)
價差是合約衍生工具價格與相應結算商品交易價格之間的差異。

 

2024年9月30日結束的三個月相較於2023年9月30日結束的三個月

 

調整後的營業利潤率增加主要是由於天然氣進氣量增加和Permian地區的收費提高，部分被天然氣價格降低部分抵銷。Permian地區天然氣進氣量增加是由於2023年第四季度添加了Greenwood I和Wildcat II工廠，2024年第二季度添加了Roadrunner II工廠，以及持續強勁的生產者活動。Badlands原油的增加是由於產量增加所致。

 

營業費用增加主要是由於Permian地區產量增加，以及在Permian地區新增Greenwood I、Wildcat II和Roadrunner II廠。

 

截至2024年9月30日的九個月，與截至2023年9月30日的九個月相比

 

調整後的營業利潤增加主要是由於Permian地區天然氣進口量增加以及高費用，部分抵消了天然氣價格下降。 Permian地區天然氣進口量增加歸因於2023年第一季度新增的Legacy II廠，2023年第二季度的Midway廠，2023年第四季度的Greenwood I和Wildcat II 廠，2024年第二季度的Roadrunner II 廠的增加以及持續增強的生產者活動。

 

營業費用增加主要是由於Permian地區產量增加，以及新增Legacy II、Midway、Greenwood I、Wildcat II和Roadrunner II廠。

 

物流和運輸部門

 

物流和運輸部門包括轉換混合NGL成NGL產品所需的活動和資產，還包括其他資產和增值服務，如運輸、儲存、分級、站點操作和NGL及NGL產品的行銷，包括為LPG出口商提供服務以及支持公司其他業務的某些天然氣供應和行銷活動。 物流和運輸部門還包括Grand Prix NGL Pipeline，該管線將公司在Permian Basin、Southern Oklahoma和North Texas的採集和加工位置與公司在Texas的Mont Belvieu Downstream設施相連。 公司的下游設施主要位於Texas的Mont Belvieu和Galena Park，以及Louisiana的Lake Charles。

 

 

 

以下表格提供了有關該部門營運結果的摘要數據。

 

 

截至9月30日的三個月

 

 

 

 

 

 

 

 

截至9月30日的九個月

 

 

 

 

 

 

 

 

2024

 

 

2023

 

 

2024年與2023年相比

 

2024

 

 

2023

 

 

2024年與2023年相比

 

(以百萬計算，營運統計除外)

營業利潤率

$

 

619.2

 

 

$

 

457.4

 

 

$

 

161.8

 

 

35%

 

$

 

1,699.0

 

 

$

 

1,394.4

 

 

$

 

304.6

 

 

22%

營業費用

 

 

98.1

 

 

 

 

88.8

 

 

 

 

9.3

 

 

10%

 

 

 

273.5

 

 

 

 

247.9

 

 

 

 

25.6

 

 

10%

調整後的營業利潤率

$

 

717.3

 

 

$

 

546.2

 

 

$

 

171.1

 

 

31%

 

$

 

1,972.5

 

 

$

 

1,642.3

 

 

$

 

330.2

 

 

20%

MBbl/d operating statistics(1):

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

NGL管道運輸量（2）

 

 

829.2

 

 

 

 

660.2

 

 

 

 

169.0

 

 

26%

 

 

 

777.0

 

 

 

 

606.4

 

 

 

 

170.6

 

 

28%

分級量

 

 

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%

天然氣液體銷售

 

 

1,162.0

 

 

 

 

997.9

 

 

 

 

164.1

 

 

16%

 

 

 

1,136.1

 

 

 

 

984.1

 

 

 

 

152.0

 

 

15%

 

(1)
分部營運統計包括內部金額，這些金額已從合併報表中清除。對於所呈現的所有量統計資料，分子是在期間內售出的總量，分母是期間內的日曆天數。
(2)
代表混合NGL總數，可賺取運輸差額。
(3)
出口量代表交付到公司的Galena Park Marine Terminal的第三方客戶的NGL產品數量，這些產品銷往國際市場。

 

2024年9月30日結束的三個月相較於2023年9月30日結束的三個月

 

調整後營運利潤增加，主要是由於較高的管道運輸和分馏利潤、更高的營銷利潤，以及更高的液化石油氣出口利潤。管道運輸和分馏體積受益於來自我們Permian Gathering and Processing系統的較高供應量，以及2024年第二季度增加了Train 9。由於優化機會增加，營銷利潤增加。液化石油氣出口利潤增加，因為該公司從2023年第三季度完成出口擴張並允許夜間船舶通行的Houston Ship Channel獲益更高的體積，部分抵消了維護和要求的檢查。

 

營運費用增加，主要是由於較高的系統體積、較高的補償和福利、較高的稅收以及2024年第二季度增加了Train 9。

 

2024年9月30日結束的九個月與2023年9月30日結束的九個月相比

 

調整後營運利潤增加，主要是由於較高的管道運輸和分馏利潤、更高的營銷利潤，以及更高的液化石油氣出口利潤。管道運輸和分馏體積受益於來自我們Permian Gathering and Processing系統的較高供應量，以及2024年第二季度增加了Train 9。由於優化機會增加，營銷利潤增加。液化石油氣出口利潤增加，因為該公司從2023年第三季度完成出口擴張並允許夜間船舶通行的Houston Ship Channel獲益更高的體積，部分抵消了維護和要求的檢查。

 

營運費用增加，主要是由於較高的系統體積、較高的補償和福利、較高的維修和保養、較高的稅收，以及2024年第二季度增加了Train 9。

 

其他

 

 

 

截至9月30日的三個月

 

 

 

 

 

截至9月30日的九個月

 

 

 

 

 

 

2024

 

 

2023

 

 

2024年與2023年相比

 

 

2024

 

 

2023

 

 

2024年與2023年相比

 

 

 

（以百萬為單位）

 

營業利潤率

 

$

(17.7

)

 

$

(33.5

)

 

$

15.8

 

 

$

(86.3

)

 

$

294.3

 

 

$

(380.6

)

調整後的營業利潤率

 

$

(17.7

)

 

$

(33.5

)

 

$

15.8

 

 

$

(86.3

)

 

$

294.3

 

 

$

(380.6

)

 

其他款項包括商品衍生工具活動的按市價計價增值/虧損，與未指定的現金流量套期保值有關的衍生合約。公司已簽署衍生工具來對公司未來商品購買和銷售的商品價格進行套期保值，以及減少公司物流和交通業務中的天然氣運輸基準風險。

 

 

 

有關Targa Resources Corp.

 

Targa Resources Corp.是領先的中遊服務提供商，在北美是最大的獨立中遊基礎設施公司之一。該公司擁有、運營、收購和開發多元化的國內中遊基礎設施資產組合，其業務對於美國內部和全球能源的高效、安全和可靠供應至關重要。該公司的資產將天然氣和NGL連接至國內和國際市場，並滿足對更清潔燃料和原料的不斷增長需求。該公司主要從事以下業務：收集、壓縮、處理、運輸和購買和銷售天然氣；運輸、存儲、分餾、處理和購買和銷售NGL和NGL產品，包括燃氣液化石油出口商的服務；以及收集、存儲、倉庫管理和購買和銷售原油。

 

Targa是財富500強企業，並被納入標普500指數。

 

如需更多信息，請訪問公司網站: www.targaresources.com.

 

非通用會計原則財務指標

 

此新聞稿包括公司的非GAAP財務指標: 調整後的EBITDA、調整後的營運現金流、調整後的自由現金流和調整後的營業利潤率(板塊)。以下表格提供這些非GAAP財務指標與其最直接可比的GAAP指標之調解。

 

公司使用非GAAP指標來分析公司的表現。調整後的EBITDA、調整後的營運現金流、調整後的自由現金流和調整後的營業利潤率(板塊)是非GAAP指標。與這些非GAAP指標最直接可比的GAAP指標為業務(虧損)、歸屬於Targa Resources Corp.的淨利潤(虧損)和板塊營業利潤率。這些非GAAP指標不應被視為GAAP指標的替代，並作為分析工具具有重要限制。投資者不應僅參照這些指標或將其視為對公司根據GAAP報告的結果進行分析的替代品。此外，由於公司的非GAAP指標排除了一些影響收入和板塊營業利潤的項目，並且在公司所在行業中由不同公司以不同方式定義，公司的定義可能與同類標題措施其他公司不可比，因而降低了其實用性。通過審查可比的GAAP指標，了解到這些指標之間的差異，並將這些見解納入公司的決策過程，管理補償了公司非GAAP指標作為分析工具的限制。

 

營業利潤率調整後

 

公司將公司板塊的調整後營業利潤定義為銷售收入減去產品採購和燃料費用。它受到交易量和商品價格以及公司的合同組合和商品避險計劃的影響。

 

中遊和加工營業利潤主要包括:

•
涉及天然氣和wti原油採集、處理和加工的服務費用;以及
•
天然氣、穩態、wti原油和NGLs銷售收入減去生產者結算、燃料和運輸費用以及公司的股權量避險結算。

 

物流和交通調整後的營業利潤主要包括:

•
服務費(包括某些費率中所含能源成本的過關成本);
•
系統產品的獲利和損失;以及
•
NGL和天然氣的銷售收入減去NGL和天然氣的購買、燃料、第三方運輸成本以及淨存貨變更。

 

標記對市場避險未實現變化對公平價值的調整營業利潤影響情況記錄在其他中。

 

公司各業務部門的調整營業利潤提供了有用信息給投資者，因為該指標被管理層和公司財務報表的外部用戶使用作為補充財務衡量標準，包括投資者和商業銀行，以評估：

 

 

•
該公司資產的財務表現，不考慮籌資方法、資本結構或歷史成本基礎；
•
公司的經營績效和資本回報與中遊能源行業的其他公司相比，不考慮融資或資本結構；以及
•
對資本支出項目和收購的可行性以及替代投資機會的整體回報率進行評估。

 

管理層每月審查公司各業務部門的調整營業利潤和營業利潤作為核心的內部管理流程。公司認為投資者受益於可以獲得管理層在評估公司營運成果時使用的相同財務指標。公司的調整營業利潤與最直接可比的通用會計準則指標的調解，將在“業務部門績效審查”下進行介紹。

 

調整後的稅前利潤減除折舊及攤銷後的費用

 

公司將調整後的EBITDA定義為歸屬於targa resources corp的淨利潤（虧損），扣除利息、所得税、折舊和攤銷和公司認為應按照公司核心經營業績調整的其他項目。調整項目詳細列在調整後的EBITDA調和表及其附註中。調整後的EBITDA被公司和公司財務報告的外部用戶，如投資者、商業銀行和其他用戶，用作補充財務衡量標準，以衡量公司資產產生現金的能力是否足以支付利息成本、支持公司的負債並向公司投資者支付股息。

 

調整後的營運現金流和調整後的自由現金流

 

公司將調整後的EBITDA減去債務應付款項的現金利息支出和現金稅（支出）好處定義為從調整後的運營現金流量。公司將調整後的現金流量定義為從調整後的運營現金流量扣除維護資本支出（扣除任何項目成本的退款）和成長資本支出后的支出，扣除來自非控股權益和對未經合併並不受控股聯盟的投資的貢獻。調整後的運營現金流量和調整後的自由現金流量是公司和公司財務報表的外部用戶（如投資者、商業銀行和研究分析師）使用的績效指標，以評估公司生成現金收益的能力（在支付公司債務和資本支出後）可用於公司用途，如支付股息、償還債務或其他融資安排的贖回。

 

下表顯示了Targa Resources Corp.所屬的淨利潤（損失）與調整後的EBITDA、調整後的運營現金流量以及調整後的自由現金流量之間的調和。

 

 

截至9月30日的三個月

 

 

截至9月30日的九個月

 

 

2024

 

 

2023

 

 

2024

 

 

2023

 

 

（以百萬為單位）

 

將歸屬於Targa Resources Corp.的淨利潤（損失）調和為調整後EBITDA、調整後的運營現金流量和調整後的自由現金流量

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

歸屬於Targa Resources Corp.的淨利潤（損失）

$

387.4

 

 

$

220.0

 

 

$

961.0

 

 

$

1,046.3

 

利息（收入）支出淨額

 

184.9

 

 

 

175.1

 

 

 

589.5

 

 

 

509.8

 

所得稅費用（利益）

 

97.0

 

 

 

53.9

 

 

 

274.1

 

 

 

260.7

 

折舊和攤銷費用

 

355.4

 

 

 

331.3

 

 

 

1,044.5

 

 

 

988.2

 

資產出售或處置的（收益）損失

 

(1.0

)

 

 

(0.9

)

 

 

(2.7

)

 

 

(3.9

)

資產減損

 

2.7

 

 

 

3.4

 

 

 

4.0

 

 

 

6.0

 

融資活動的（收益）損失

 

—

 

 

 

—

 

 

 

0.8

 

 

 

—

 

權益（收益）損失

 

(2.2

)

 

 

(3.0

)

 

 

(7.9

)

 

 

(6.2

)

非合併聯營企業的分配

 

4.4

 

 

 

5.3

 

 

 

16.6

 

 

 

14.1

 

股權授予的補償

 

17.7

 

 

 

15.7

 

 

 

47.4

 

 

 

45.7

 

風險管理活動

 

17.7

 

 

 

33.5

 

 

 

86.3

 

 

 

(294.3

)

非控股權利調整（1）

 

1.6

 

 

 

(1.0

)

 

 

2.6

 

 

 

(3.2

)

訴訟費用（2）

 

4.1

 

 

 

6.9

 

 

 

4.1

 

 

 

6.9

 

調整後的稅前利潤減除折舊及攤銷後的費用

$

1,069.7

 

 

$

840.2

 

 

$

3,020.3

 

 

$

2,570.1

 

債務利息費用（3）

 

(181.2

)

 

 

(172.1

)

 

 

(578.5

)

 

 

(500.9

)

現金稅款

 

(3.9

)

 

 

(0.9

)

 

 

(10.1

)

 

 

(8.6

)

營運活動調整後現金流

$

884.6

 

 

$

667.2

 

 

$

2,431.7

 

 

$

2,060.6

 

維護資本支出，淨額（4）

 

(62.0

)

 

 

(65.0

)

 

 

(167.1

)

 

 

(153.0

)

增長資本支出，淨值（4）

 

(698.4

)

 

 

(593.6

)

 

 

(2,180.4

)

 

 

(1,588.5

)

自由現金流調整後

$

124.2

 

 

$

8.6

 

 

$

84.2

 

 

$

319.1

 

 

(1)
與折舊及攤銷費用的非控制利益部分有關。

 

 

(2)
訴訟費用包括2021年2月主要冬季風暴引起的訴訟相關費用，該公司認為這些費用超出了其業務正常進程和/或不反映其正在進行的核心業務。公司可能不時發生此類費用，並且公司認為排除這些費用是有用的，因為它不認為它們反映其正在進行的核心業務，以及背後支持此類訴訟的主張通常是獨一無二的。
(3)
不包括利息費用攤提。截至2024年9月30日的九個月中，包括與Splitter協議裁決相關的5580萬美元利息費用。
(4)
代表資本支出，減去非控制股權的捐款，並包括對未合併聯屬公司的投資的捐款。

 

以下表格呈現了2024年公司估計凈利潤與估計調整後EBITDA的調解：

 

 

2024E

 

 

（以百萬為單位）

 

調和估計歸屬於Targa Resources Corp.的凈利潤至

 

 

估計調整後EBITDA

 

 

歸屬於Targa Resources Corp.的凈利潤

$

1,370.0

 

淨利息支出（1）

 

765.0

 

所得稅支出

 

375.0

 

折舊和攤銷費用

 

1,370.0

 

權益收益

 

(5.0

)

非合併聯營企業的分配

 

20.0

 

股權授予的薪酬

 

65.0

 

風險管理和其他

 

90.0

 

非控股股份調整（2）

 

—

 

預估調整後的EBITDA

$

4,050.0

 

 

(1)
包括與分割協議裁定有關的5580萬美元利息費用。
(2)
非控制股權部分的折舊和攤銷費用。

 

 

 

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前瞻性陳述

 

本文中的某些語句屬於「前瞻性陳述」，根據1933年修正的證券法第27A條和1934年修正的證券交易法第21E條的含義。本文中包含的所有陳述，除了陳述歷史事實之外，即為公司預期、相信或預計將來可能發生的活動、事件或發展的前瞻性陳述，包括有關我們預期的財務表現、資本支出和支付未來股息的陳述。這些前瞻性陳述依賴多項對未來事件的假設，並受到眾多不確定因素和風險的影響，其中許多是公司無法控制的，這些因素可能導致公司管理層預期的結果大不相同。此類風險和不確定因素包括但不限於產油國家組織（OPEC）和非OPEC產油國家的行動、天氣、政治、經濟和市場條件，包括天然氣、天然氣液體和原油價格及市場需求下降，我們完成資本項目和業務拓展努力的時間和成功，我們系統的預期容量增長，疫情或任何其他公共衛生危機的影響，由於全球持續或新的全球衝突導致的商品價格波動，由於銀行和資本市場的中斷，包括由於無法獲得銀行和金融服務公司的流動性而導致的中斷，以及其他不確定因素。這些和其他相關的不確定、因素和風險在公司向證監會提交的文件中有更詳盡的描述，包括其最新的年度報告10-K表，以及隨後提交的季度報告10-Q表和當前報告8-K表。公司不承擔更新或修訂任何前瞻性陳述的義務，無論是基於新資訊、未來事件或其他原因。

 

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