EX-99.1
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附件 99.1 |
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811路易斯安那州，2100套房 德克萨斯州休斯顿77002 713.584.1000 |
Targa Resources Corp.报告2025年第二季度财务业绩
休斯顿– 2025年8月7日-Targa Resources Corp.（纽约证券交易所代码：TRGP）（“TERM1”、“公司”或“Targa”）今天公布了2025年第二季度业绩。
2025年第二季度归属于Targa Resources Corp.的净利润为6.291亿美元，而2024年第二季度为2.985亿美元。该公司报告称，2025年第二季度调整后的利息、所得税、折旧和摊销以及其他非现金项目前利润（“调整后EBITDA”）（1）为11.630亿美元，而2024年第二季度为9.843亿美元。
亮点
•
第二季度调整后EBITDA为11.6亿美元，同比增长18%
•
预计其位于二叠纪米德兰的Pembrook II工厂将于8月提前完工
•
预计其位于二叠纪特拉华州的Bull Moose II工厂、其特拉华州快速管道以及其位于德克萨斯州Mont Belvieu的Train11分馏器将早日完工
•
宣布Targa的Bull Run天然气管道延长43英里（“Bull Run Extension”），以加强从Targa的二叠纪Delaware系统到WAHA的天然气连通性
•
继续估计2025年全年调整后EBITDA在46.5亿美元至48.5亿美元之间
•
估计2025年净增长资本支出约为30亿美元，来自几个项目的加速和牛市延伸
2025年7月10日，公司宣布2025年第二季度的季度现金股息为每股普通股1.00美元，或按年计算为每股普通股4.00美元。将于2025年8月15日向截至2025年7月31日营业结束时登记在册的持有人支付全部已发行普通股的现金股息总额约为2.15亿美元。
2025年第二季度，Targa以每股165.86美元的加权平均价格回购了196万股普通股，总净成本为3.243亿美元。截至2025年6月30日，公司10亿美元的普通股回购计划下剩余5.662亿美元。2025年8月，公司董事会批准了一项新的股票回购计划，用于回购最多10亿美元的公司已发行普通股。根据新股份回购计划授权的金额是在现有股份回购计划下剩余金额之外的金额。
2025年第二季度-连续季度环比评论
Targa报告的第二季度调整后EBITDA为11.630亿美元，与第一季度相比相对持平，尽管Targa位于德克萨斯州Mont Belvieu的分馏设施计划进行周转，这在第二季度的大部分时间里降低了运营能力。第二季度调整后EBITDA受益于创纪录的二叠纪和NGL运输量，但被较低的营销利润率、较低的商品价格和较高的运营费用所抵消。
在采集和加工（“G & P”）部门，由于二叠纪天然气进口量强劲增长和回收率提高，调整后的营业利润率大致持平，但与第一季度相比，大宗商品价格明显下降，这抵消了这一影响。
在物流和运输（“L & T”）部门，调整后的营业利润率环比持平，因为创纪录的NGL管道运输量被较低的营销利润率和较低的分馏量所抵消。NGL管道运输量增加的原因是Targa的二叠纪G & P系统的供应量增加。环比营销利润率较低是由于优化机会较少。第二季度的分馏量较低，原因是Targa在Mont Belvieu的分馏设施计划从3月到6月初进行周转，部分被二叠纪供应量增加所抵消。
资本化、融资和流动性
截至2025年6月30日，公司的综合债务总额为1685.05亿美元，扣除1.174亿美元的债务发行成本和3800万美元的未摊销折扣，未偿还的高级无抵押票据为1603.44亿美元，商业票据计划下未偿还的为6.670亿美元，融资租赁负债为3.045亿美元。
2025年6月，Targa完成了2030年到期的4.900%票据和2036年到期的5.650%票据的承销公开发行，所得款项净额约为15亿美元。Targa将发债所得款项净额用于赎回于2025年7月到期的2027年6.500%票据，剩余所得款项净额用于一般公司用途，包括偿还商业票据计划下的借款。
截至2025年6月30日，合并流动资金总额约为35亿美元，其中包括根据TRGP左轮手枪可动用的28亿美元、根据证券化融资机制可动用的6.00亿美元以及1.131亿美元现金。
2025年7月，公司将证券化融资期限延长至2026年8月31日。
增长项目更新
在Targa的G & P部门，该公司预计将于2025年8月提前完成其位于二叠纪米德兰的新的2.75亿立方英尺/天（“MMcF/d”）Pembrook II工厂。Targa在二叠纪米德兰的275 MMcF/d East Pembrook和East Driver工厂以及在二叠纪特拉华州的275 MMcF/d Bull Moose II和Falcon II工厂的建设仍在继续。该公司现在预计，其Bull Moose II工厂将于2025年第四季度开始运营，比此前预期的要早，并将继续按计划完成此前披露的其他已宣布的扩建。此外，为了适应Targa二叠纪G & P系统的未来增长，该公司正在为其在二叠纪的下一次天然气加工扩张获取长期领先的项目。
在Targa的L & T部门，其Delaware Express Pipeline扩建项目、其位于Mont Belvieu的每天15万桶（“MBBL/d”）的11号列车和12号列车分馏器以及其GPMT液化石油气出口扩建项目的建设仍在继续。该公司现在预计其Delaware Express Pipeline和Train11分馏器将于2026年第二季度开始运营，比先前预期的要早，并且仍按计划完成先前披露的其他已宣布的扩建。
2025年8月，为应对不断增加的产量并满足客户的基础设施需求，Targa宣布将其位于二叠纪特拉华州的Bull Run州内天然气管道延长43英里，以扩大其与WAHA的现有连接。Bull Run Extension预计将于2027年第一季度开始运营。
2025年展望
Targa继续估计，2025年全年调整后EBITDA在46.5亿美元至48.5亿美元之间，这得益于其二叠纪G & P足迹的预测增长，预计这将推动2025年的二叠纪、NGL管道运输、分馏和液化石油气出口量相对于2024年创下的纪录，达到创纪录水平。基于目前积极的二叠纪数量趋势，该公司预计将为2025年下半年和2026年的持续势头做好准备。
随着今天宣布比预期更早完成几个项目、Bull Run扩建以及Targa下一个二叠纪天然气处理扩建的增量支出，该公司现在估计2025年的净增长资本支出总额约为30亿美元。Targa对2025年净维护资本支出的估计保持不变，约为2.5亿美元。
电话会议
该公司将于美国东部时间2025年8月7日上午11：00（美国中部时间上午10：00）召开投资界电话会议，讨论第二季度业绩。电话会议可通过公司网站www.targaresources.com/investors/events的投资者部分的活动和演示下的网络广播或直接访问https://edge.media-server.com/mmc/p/vkst8uaw进行。活动结束大约两小时后，将在上面的链接上提供网络直播重播。
收益补充演示文稿和更新的投资者演示文稿可在公司网站www.targaresources.com/investors/events的投资者部分的活动和演示文稿下查阅。
(1)
调整后EBITDA和调整后营业利润率（分部）是非GAAP财务指标，在“非GAAP财务指标”下讨论。
Targa Resources Corp. –经营活动的合并财务业绩
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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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2025 |
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2024 |
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2025年对比2024年 |
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2025 |
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2024 |
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2025年对比2024年 |
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（百万） |
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收入： |
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|
销售商品 |
$ |
3,636.3 |
|
|
$ |
2,966.7 |
|
|
$ |
669.6 |
|
|
|
23 |
% |
|
$ |
7,520.7 |
|
|
$ |
6,909.3 |
|
|
$ |
611.4 |
|
|
9 |
% |
来自中游服务的费用 |
|
623.8 |
|
|
|
595.3 |
|
|
|
28.5 |
|
|
|
5 |
% |
|
|
1,300.9 |
|
|
|
1,215.1 |
|
|
|
85.8 |
|
|
7 |
% |
总收入 |
|
4,260.1 |
|
|
|
3,562.0 |
|
|
|
698.1 |
|
|
|
20 |
% |
|
|
8,821.6 |
|
|
|
8,124.4 |
|
|
|
697.2 |
|
|
9 |
% |
产品采购和燃料 |
|
2,436.0 |
|
|
|
2,197.4 |
|
|
|
238.6 |
|
|
|
11 |
% |
|
|
5,693.8 |
|
|
|
5,415.4 |
|
|
|
278.4 |
|
|
5 |
% |
营业费用 |
|
323.6 |
|
|
|
290.7 |
|
|
|
32.9 |
|
|
|
11 |
% |
|
|
627.2 |
|
|
|
568.7 |
|
|
|
58.5 |
|
|
10 |
% |
折旧和摊销费用 |
|
373.7 |
|
|
|
348.6 |
|
|
|
25.1 |
|
|
|
7 |
% |
|
|
741.3 |
|
|
|
689.1 |
|
|
|
52.2 |
|
|
8 |
% |
一般和行政费用 |
|
95.0 |
|
|
|
98.3 |
|
|
|
(3.3 |
) |
|
|
(3 |
%) |
|
|
189.5 |
|
|
|
184.8 |
|
|
|
4.7 |
|
|
3 |
% |
其他经营（收入）费用 |
|
(1.8 |
) |
|
|
(0.2 |
) |
|
|
(1.6 |
) |
|
NM |
|
|
|
(7.1 |
) |
|
|
(0.3 |
) |
|
|
(6.8 |
) |
NM |
|
运营收入（亏损） |
|
1,033.6 |
|
|
|
627.2 |
|
|
|
406.4 |
|
|
|
65 |
% |
|
|
1,576.9 |
|
|
|
1,266.7 |
|
|
|
310.2 |
|
|
24 |
% |
利息支出，净额 |
|
(218.4 |
) |
|
|
(176.0 |
) |
|
|
(42.4 |
) |
|
|
24 |
% |
|
|
(415.5 |
) |
|
|
(404.6 |
) |
|
|
(10.9 |
) |
|
3 |
% |
权益收益（亏损） |
|
5.1 |
|
|
|
2.9 |
|
|
|
2.2 |
|
|
|
76 |
% |
|
|
10.6 |
|
|
|
5.6 |
|
|
|
5.0 |
|
|
89 |
% |
其他，净额 |
|
1.0 |
|
|
|
(0.9 |
) |
|
|
1.9 |
|
|
NM |
|
|
|
1.3 |
|
|
|
1.0 |
|
|
|
0.3 |
|
|
30 |
% |
所得税（费用）福利 |
|
(184.1 |
) |
|
|
(94.3 |
) |
|
|
(89.8 |
) |
|
|
95 |
% |
|
|
(256.3 |
) |
|
|
(177.1 |
) |
|
|
(79.2 |
) |
|
45 |
% |
净收入（亏损） |
|
637.2 |
|
|
|
358.9 |
|
|
|
278.3 |
|
|
|
78 |
% |
|
|
917.0 |
|
|
|
691.6 |
|
|
|
225.4 |
|
|
33 |
% |
减：归属于非控股权益的净收益（亏损） |
|
8.1 |
|
|
|
60.4 |
|
|
|
(52.3 |
) |
|
|
(87 |
%) |
|
|
17.4 |
|
|
|
117.9 |
|
|
|
(100.5 |
) |
|
(85 |
%) |
归属于Targa Resources Corp.的净利润（亏损） |
|
629.1 |
|
|
|
298.5 |
|
|
|
330.6 |
|
|
|
111 |
% |
|
|
899.6 |
|
|
|
573.7 |
|
|
|
325.9 |
|
|
57 |
% |
回购非控股权益溢价，税后净额 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
70.5 |
|
|
|
— |
|
|
|
70.5 |
|
|
100 |
% |
归属于普通股股东的净利润（亏损） |
$ |
629.1 |
|
|
$ |
298.5 |
|
|
$ |
330.6 |
|
|
|
111 |
% |
|
$ |
829.1 |
|
|
$ |
573.7 |
|
|
$ |
255.4 |
|
|
45 |
% |
财务数据： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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|
|
调整后EBITDA（1） |
$ |
1,163.0 |
|
|
$ |
984.3 |
|
|
$ |
178.7 |
|
|
|
18 |
% |
|
$ |
2,341.5 |
|
|
$ |
1,950.8 |
|
|
$ |
390.7 |
|
|
20 |
% |
调整后经营活动现金流（1） |
|
934.4 |
|
|
|
808.5 |
|
|
|
125.9 |
|
|
|
16 |
% |
|
|
1,904.4 |
|
|
|
1,547.2 |
|
|
|
357.2 |
|
|
23 |
% |
调整后自由现金流（1） |
|
(9.6 |
) |
|
|
(43.0 |
) |
|
|
33.4 |
|
|
|
78 |
% |
|
|
318.6 |
|
|
|
(40.0 |
) |
|
|
358.6 |
|
NM |
|
(1)
调整后的EBITDA、调整后的经营现金流和调整后的自由现金流是非GAAP财务指标，在“非GAAP财务指标”下讨论。
NM由于分母较低，注意到的百分比变化不成比例地高，因此，被认为没有意义。
截至2025年6月30日止三个月对比截至2024年6月30日止三个月
商品销售额的增长反映了NGL销量增加（3.042亿美元）、天然气价格上涨（2.964亿美元）和套期保值的有利影响（2.905亿美元），但被较低的NGL和凝析油价格（2.173亿美元）部分抵消。
来自中游服务的费用增加主要是由于更高的天然气收集和处理费以及更高的出口量，部分被较低的运输和分馏费所抵消。较低的运输和分馏费是由于该公司位于德克萨斯州Mont Belvieu的部分设施计划进行周转。
产品采购量和燃料的增加反映了较高的NGL数量和天然气价格，但部分被较低的NGL价格所抵消。
运营费用的增加主要是由于人工和维护成本以及税收增加，这与系统扩展以及公司在德克萨斯州Mont Belvieu的部分设施的计划周转有关。
有关以分部为基础的更多信息，请参阅“—分部业绩回顾”。
折旧和摊销费用的增加主要是由于系统扩展对公司资产基础的影响。
利息支出净额增加主要是由于2025年借款增加。
所得税费用的增加主要是由于税前账面收入的增加以及分配给公司不应课税的非控制性权益的收入减少。
归属于非控制性权益的净利润减少主要是由于在2025年第一季度收购了Targa Badlands LLC的剩余会员权益（“Badlands交易”）以及在2024年第四季度收购了Cedar Bayou Fractionators，L.P.的剩余会员权益（“CBF收购”）。
截至2025年6月30日止六个月对比截至2024年6月30日止六个月
商品销售额的增长反映了天然气价格上涨（5.037亿美元）、NGL数量增加（1.338亿美元）以及套期保值的有利影响（3440万美元），但被凝析油价格下降（4160万美元）以及天然气和凝析油量下降（2930万美元）部分抵消。
来自中游服务的费用增加主要是由于更高的天然气收集和处理费以及更高的出口量，部分被较低的运输和分馏费所抵消。较低的运输和分馏费是由于该公司位于德克萨斯州Mont Belvieu的部分设施计划进行周转。
产品采购量和燃料的增加反映了天然气价格上涨和NGL数量增加，但部分被天然气数量减少所抵消。
运营费用的增加主要是由于人工和维护成本以及税收增加，这与系统扩展以及公司在德克萨斯州Mont Belvieu的部分设施的计划周转有关。
有关以分部为基础的更多信息，请参阅“—分部业绩回顾”。
折旧和摊销费用的增加主要是由于系统扩展对公司资产基础的影响。
利息支出净额增加主要是由于2025年借款增加，部分被2024年与分割器协议相关的法律裁决的累计利息确认所抵消。
所得税费用的增加主要是由于税前账面收入的增加以及分配给公司不应课税的非控制性权益的收入减少。
归属于非控股权益的净利润减少主要是由于2025年第一季度的Badlands交易和2024年第四季度的CBF收购。
回购非控股权益的溢价，税后净额是由于2025年的Badlands交易。
分部业绩回顾
以下关于分部业绩的讨论包括分部间活动。公司将分部营业利润率和调整后营业利润率视为经营核心盈利能力的重要绩效衡量指标。这些措施是内部财务报告的关键组成部分，并经过审查以进行一致性和趋势分析。有关调整后营业利润率的讨论，请参见“Non-GAAP财务指标——调整后营业利润率”。分部经营财务业绩和经营统计包括分部间交易的影响。这些分部间交易已从综合列报中消除。
该公司经营两个主要部门：（i）收集和加工；（ii）物流和运输。
收集和处理部分
收集和处理部门包括用于收集和/或购买和销售从油气井生产的天然气、去除杂质并通过提取NGLs将这些原始天然气加工成可销售天然气的资产；以及用于收集和终端和/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和新墨西哥州东南部的二叠纪盆地（包括米德兰、中部和特拉华盆地）；德克萨斯州南部的Eagle Ford页岩；德克萨斯州北部的Barnett页岩；俄克拉荷马州的阿纳达科、阿德莫尔和阿科马盆地（包括SCOOP和STACK）和堪萨斯州中南部；北达科他州的威利斯顿盆地（包括巴肯和三叉区）；以及路易斯安那州墨西哥湾沿岸的陆上和近近海区域。
下表提供了有关所示期间该分部业务结果的汇总数据：
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|
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至6月30日的三个月， |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至6月30日的六个月， |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2025 |
|
|
2024 |
|
|
2025年对比2024年 |
|
|
2025 |
|
|
2024 |
|
|
2025年对比2024年 |
|
|
|
（单位：百万，经营统计和价格金额除外） |
|
营业利润率 |
$ |
|
587.6 |
|
|
$ |
|
572.6 |
|
|
$ |
|
15.0 |
|
|
|
3 |
% |
|
$ |
|
1,189.8 |
|
|
$ |
|
1,128.9 |
|
|
$ |
|
60.9 |
|
|
|
5 |
% |
营业费用 |
|
|
219.4 |
|
|
|
|
205.7 |
|
|
|
|
13.7 |
|
|
|
7 |
% |
|
|
|
427.6 |
|
|
|
|
393.7 |
|
|
|
|
33.9 |
|
|
|
9 |
% |
调整后营业利润率 |
$ |
|
807.0 |
|
|
$ |
|
778.3 |
|
|
$ |
|
28.7 |
|
|
|
4 |
% |
|
$ |
|
1,617.4 |
|
|
$ |
|
1,522.6 |
|
|
$ |
|
94.8 |
|
|
|
6 |
% |
运营统计（1）： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
工厂天然气入口，MMcF/d（2）（3） |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
二叠纪米德兰（4） |
|
|
3,106.2 |
|
|
|
|
2,866.4 |
|
|
|
|
239.8 |
|
|
|
8 |
% |
|
|
|
3,046.3 |
|
|
|
|
2,806.3 |
|
|
|
|
240.0 |
|
|
|
9 |
% |
二叠纪特拉华州 |
|
|
3,171.8 |
|
|
|
|
2,805.1 |
|
|
|
|
366.7 |
|
|
|
13 |
% |
|
|
|
3,096.5 |
|
|
|
|
2,727.0 |
|
|
|
|
369.5 |
|
|
|
14 |
% |
二叠纪总数 |
|
|
6,278.0 |
|
|
|
|
5,671.5 |
|
|
|
|
606.5 |
|
|
|
11 |
% |
|
|
|
6,142.8 |
|
|
|
|
5,533.3 |
|
|
|
|
609.5 |
|
|
|
11 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
南德州 |
|
|
381.5 |
|
|
|
|
339.4 |
|
|
|
|
42.1 |
|
|
|
12 |
% |
|
|
|
338.5 |
|
|
|
|
322.2 |
|
|
|
|
16.3 |
|
|
|
5 |
% |
北德州 |
|
|
172.6 |
|
|
|
|
191.8 |
|
|
|
|
(19.2 |
) |
|
|
(10 |
%) |
|
|
|
172.1 |
|
|
|
|
188.1 |
|
|
|
|
(16.0 |
) |
|
|
(9 |
%) |
绍索克（5） |
|
|
322.2 |
|
|
|
|
361.5 |
|
|
|
|
(39.3 |
) |
|
|
(11 |
%) |
|
|
|
320.1 |
|
|
|
|
359.3 |
|
|
|
|
(39.2 |
) |
|
|
(11 |
%) |
WestOK |
|
|
210.0 |
|
|
|
|
215.1 |
|
|
|
|
(5.1 |
) |
|
|
(2 |
%) |
|
|
|
205.1 |
|
|
|
|
212.6 |
|
|
|
|
(7.5 |
) |
|
|
(4 |
%) |
中央合计 |
|
|
1,086.3 |
|
|
|
|
1,107.8 |
|
|
|
|
(21.5 |
) |
|
|
(2 |
%) |
|
|
|
1,035.8 |
|
|
|
|
1,082.2 |
|
|
|
|
(46.4 |
) |
|
|
(4 |
%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
荒地（5）（6） |
|
|
130.9 |
|
|
|
|
143.9 |
|
|
|
|
(13.0 |
) |
|
|
(9 |
%) |
|
|
|
133.9 |
|
|
|
|
135.5 |
|
|
|
|
(1.6 |
) |
|
|
(1 |
%) |
总字段 |
|
|
7,495.2 |
|
|
|
|
6,923.2 |
|
|
|
|
572.0 |
|
|
|
8 |
% |
|
|
|
7,312.5 |
|
|
|
|
6,751.0 |
|
|
|
|
561.5 |
|
|
|
8 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
沿海 |
|
|
398.8 |
|
|
|
|
467.0 |
|
|
|
|
(68.2 |
) |
|
|
(15 |
%) |
|
|
|
398.8 |
|
|
|
|
495.8 |
|
|
|
|
(97.0 |
) |
|
|
(20 |
%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
合计 |
|
|
7,894.0 |
|
|
|
|
7,390.2 |
|
|
|
|
503.8 |
|
|
|
7 |
% |
|
|
|
7,711.3 |
|
|
|
|
7,246.8 |
|
|
|
|
464.5 |
|
|
|
6 |
% |
NGL生产，MBBL/d（3） |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
二叠纪米德兰（4） |
|
|
450.1 |
|
|
|
|
424.1 |
|
|
|
|
26.0 |
|
|
|
6 |
% |
|
|
|
439.9 |
|
|
|
|
408.4 |
|
|
|
|
31.5 |
|
|
|
8 |
% |
二叠纪特拉华州 |
|
|
406.7 |
|
|
|
|
364.5 |
|
|
|
|
42.2 |
|
|
|
12 |
% |
|
|
|
386.8 |
|
|
|
|
335.7 |
|
|
|
|
51.1 |
|
|
|
15 |
% |
二叠纪总数 |
|
|
856.8 |
|
|
|
|
788.6 |
|
|
|
|
68.2 |
|
|
|
9 |
% |
|
|
|
826.7 |
|
|
|
|
744.1 |
|
|
|
|
82.6 |
|
|
|
11 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
南德州 |
|
|
39.8 |
|
|
|
|
42.2 |
|
|
|
|
(2.4 |
) |
|
|
(6 |
%) |
|
|
|
34.3 |
|
|
|
|
35.6 |
|
|
|
|
(1.3 |
) |
|
|
(4 |
%) |
北德州 |
|
|
21.3 |
|
|
|
|
23.5 |
|
|
|
|
(2.2 |
) |
|
|
(9 |
%) |
|
|
|
21.1 |
|
|
|
|
22.7 |
|
|
|
|
(1.6 |
) |
|
|
(7 |
%) |
绍索克（5） |
|
|
43.0 |
|
|
|
|
43.5 |
|
|
|
|
(0.5 |
) |
|
|
(1 |
%) |
|
|
|
38.1 |
|
|
|
|
35.8 |
|
|
|
|
2.3 |
|
|
|
6 |
% |
WestOK |
|
|
16.1 |
|
|
|
|
15.5 |
|
|
|
|
0.6 |
|
|
|
4 |
% |
|
|
|
15.6 |
|
|
|
|
13.6 |
|
|
|
|
2.0 |
|
|
|
15 |
% |
中央合计 |
|
|
120.2 |
|
|
|
|
124.7 |
|
|
|
|
(4.5 |
) |
|
|
(4 |
%) |
|
|
|
109.1 |
|
|
|
|
107.7 |
|
|
|
|
1.4 |
|
|
|
1 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
荒地（5） |
|
|
16.6 |
|
|
|
|
18.0 |
|
|
|
|
(1.4 |
) |
|
|
(8 |
%) |
|
|
|
16.5 |
|
|
|
|
16.3 |
|
|
|
|
0.2 |
|
|
|
1 |
% |
总字段 |
|
|
993.6 |
|
|
|
|
931.3 |
|
|
|
|
62.3 |
|
|
|
7 |
% |
|
|
|
952.3 |
|
|
|
|
868.1 |
|
|
|
|
84.2 |
|
|
|
10 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
沿海 |
|
|
31.6 |
|
|
|
|
34.4 |
|
|
|
|
(2.8 |
) |
|
|
(8 |
%) |
|
|
|
32.2 |
|
|
|
|
36.7 |
|
|
|
|
(4.5 |
) |
|
|
(12 |
%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
合计 |
|
|
1,025.2 |
|
|
|
|
965.7 |
|
|
|
|
59.5 |
|
|
|
6 |
% |
|
|
|
984.5 |
|
|
|
|
904.8 |
|
|
|
|
79.7 |
|
|
|
9 |
% |
原油、荒地、MBBL/d |
|
|
90.3 |
|
|
|
|
99.1 |
|
|
|
|
(8.8 |
) |
|
|
(9 |
%) |
|
|
|
98.7 |
|
|
|
|
96.8 |
|
|
|
|
1.9 |
|
|
|
2 |
% |
原油、二叠纪、MBBL/d |
|
|
26.2 |
|
|
|
|
27.9 |
|
|
|
|
(1.7 |
) |
|
|
(6 |
%) |
|
|
|
27.6 |
|
|
|
|
27.7 |
|
|
|
|
(0.1 |
) |
|
|
— |
|
天然气销量，BBTU/d（3） |
|
|
2,819.5 |
|
|
|
|
2,843.5 |
|
|
|
|
(24.0 |
) |
|
|
(1 |
%) |
|
|
|
2,706.7 |
|
|
|
|
2,747.0 |
|
|
|
|
(40.3 |
) |
|
|
(1 |
%) |
NGL销量，MBBL/d（3） |
|
|
606.4 |
|
|
|
|
569.7 |
|
|
|
|
36.7 |
|
|
|
6 |
% |
|
|
|
588.4 |
|
|
|
|
534.3 |
|
|
|
|
54.1 |
|
|
|
10 |
% |
凝析油销量，MBBL/d |
|
|
20.1 |
|
|
|
|
21.2 |
|
|
|
|
(1.1 |
) |
|
|
(5 |
%) |
|
|
|
19.1 |
|
|
|
|
20.1 |
|
|
|
|
(1.0 |
) |
|
|
(5 |
%) |
平均实现价格（7）： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气，美元/百万英热单位 |
|
|
1.01 |
|
|
|
|
0.10 |
|
|
|
|
0.91 |
|
|
NM |
|
|
|
|
1.59 |
|
|
|
|
0.78 |
|
|
|
|
0.81 |
|
|
|
104 |
% |
NGL，$/gal |
|
|
0.41 |
|
|
|
|
0.44 |
|
|
|
|
(0.03 |
) |
|
|
(7 |
%) |
|
|
|
0.46 |
|
|
|
|
0.46 |
|
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
凝析油，$/bbl |
|
|
63.79 |
|
|
|
|
72.83 |
|
|
|
|
(9.04 |
) |
|
|
(12 |
%) |
|
|
|
67.80 |
|
|
|
|
74.91 |
|
|
|
|
(7.11 |
) |
|
|
(9 |
%) |
(1)
分部经营统计包括分部间金额的影响，已从综合列报中剔除。对于所提供的所有成交量统计数据，分子是该期间售出的总成交量，分母是该期间的日历天数。
(2)
工厂天然气入口代表公司对2024年期间天然气通过位于天然气加工厂入口的计价器（Badlands除外）的量的不可分割的权益。
(3)
工厂天然气进口量和总NGL生产量包括生产商实物量，而天然气销售和NGL销售不包括生产商实物量。
(4)
Permian Midland包括WestTX的业务，其中公司拥有72.8%的未分割权益，以及公司100%拥有的其他工厂。WestTX未分割权益资产的经营业绩在公司报告的财务中按比例净额列报。
(6)
Badlands天然气进口代表总井口量，包括在Little Missouri 4工厂处理的Targa量。
(7)
扣除费用后的平均实现价格包括归属于公司权益数量的已实现商品对冲损益的影响。价格以商品销售总额加上套期保值损益为分子，销售总额为分母，扣除费用后计算得出。
下表列出了归属于公司权益数量的已实现商品套期保值收益（损失），这些收益（损失）计入了采集和加工部门的调整后营业利润率：
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至2025年6月30日止三个月 |
|
|
截至2024年6月30日止三个月 |
|
|
|
（以百万计，体积数据和价格金额除外） |
|
|
|
成交量
已解决 |
|
|
价格
价差（1） |
|
|
增益
（亏损） |
|
|
成交量
已解决 |
|
|
价格
价差（1） |
|
|
增益
（亏损） |
|
天然气（BBTU） |
|
|
7.4 |
|
|
$ |
2.095 |
|
|
$ |
15.5 |
|
|
|
10.5 |
|
|
$ |
2.581 |
|
|
$ |
27.1 |
|
NGL（MMGal） |
|
|
83.6 |
|
|
|
(0.005 |
) |
|
|
(0.4 |
) |
|
|
112.0 |
|
|
|
0.046 |
|
|
|
5.1 |
|
原油（MBBL） |
|
|
0.7 |
|
|
|
7.714 |
|
|
|
5.4 |
|
|
|
0.4 |
|
|
|
(11.250 |
) |
|
|
(4.5 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
20.5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
27.7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至2025年6月30日止六个月 |
|
|
截至2024年6月30日止六个月 |
|
|
|
（以百万计，体积数据和价格金额除外） |
|
|
|
成交量
已解决 |
|
|
价格
价差（1） |
|
|
增益
（亏损） |
|
|
成交量
已解决 |
|
|
价格
价差（1） |
|
|
增益
（亏损） |
|
天然气（BBTU） |
|
|
15.1 |
|
|
$ |
1.517 |
|
|
$ |
22.9 |
|
|
|
26.2 |
|
|
$ |
1.733 |
|
|
$ |
45.4 |
|
NGL（MMGal） |
|
|
181.2 |
|
|
|
(0.038 |
) |
|
|
(7.0 |
) |
|
|
246.1 |
|
|
|
0.028 |
|
|
|
6.8 |
|
原油（MBBL） |
|
|
1.4 |
|
|
|
4.357 |
|
|
|
6.1 |
|
|
|
0.9 |
|
|
|
(8.222 |
) |
|
|
(7.4 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
22.0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
44.8 |
|
(1)
价差是合约衍生工具定价与相应结算商品交易价格之间的差值。
截至2025年6月30日止三个月对比截至2024年6月30日止三个月
调整后营业利润率的增长主要是由于二叠纪天然气进口量增加，部分被其他地区的进口量减少所抵消。二叠纪天然气进口量增加的原因是2024年第二季度增加了Roadrunner II工厂、2024年第四季度增加了Greenwood II工厂、2025年第一季度增加了Bull Moose工厂，以及持续强劲的生产商活动。
运营费用的增加主要是由于更高的产量和在二叠纪增加的多个工厂。
截至2025年6月30日止六个月对比截至2024年6月30日止六个月
调整后营业利润率的增长主要是由于二叠纪天然气进口量增加。二叠纪天然气进口量增加的原因是2024年第二季度增加了Roadrunner II工厂、2024年第四季度增加了Greenwood II工厂、2025年第一季度增加了Bull Moose工厂，以及持续强劲的生产商活动。
运营费用的增加主要是由于更高的产量和在二叠纪增加的多个工厂。
物流运输板块
物流和运输分部包括将混合NGLs转换为NGL产品所需的活动和资产，还包括其他资产和增值服务，例如NGLs和NGL产品的运输、储存、分馏、终端以及营销，包括向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营销活动。物流和运输部门还包括Targa的NGL管道系统，该系统将公司在二叠纪盆地、俄克拉荷马州南部和德克萨斯州北部的收集和加工位置与公司在德克萨斯州Mont Belvieu的下游设施连接起来。该公司的下游工厂主要位于德克萨斯州的Mont Belvieu和Galena Park，以及路易斯安那州的查尔斯湖。
下表提供了有关所示期间该分部业务结果的汇总数据：
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|
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|
|
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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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|
|
|
|
2025 |
|
|
2024 |
|
|
2025年对比2024年 |
|
2025 |
|
|
2024 |
|
|
2025年对比2024年 |
|
（百万，经营统计除外） |
营业利润率 |
$ |
|
632.4 |
|
|
$ |
|
547.7 |
|
|
$ |
|
84.7 |
|
|
15% |
|
$ |
|
1,279.1 |
|
|
$ |
|
1,079.8 |
|
|
$ |
|
199.3 |
|
|
18% |
营业费用 |
|
|
105.4 |
|
|
|
|
85.4 |
|
|
|
|
20.0 |
|
|
23% |
|
|
|
200.9 |
|
|
|
|
175.4 |
|
|
|
|
25.5 |
|
|
15% |
调整后营业利润率 |
$ |
|
737.8 |
|
|
$ |
|
633.1 |
|
|
$ |
|
104.7 |
|
|
17% |
|
$ |
|
1,480.0 |
|
|
$ |
|
1,255.2 |
|
|
$ |
|
224.8 |
|
|
18% |
运营统计MBBL/d（1）： |
|
|
|
|
|
|
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NGL管道运输量 |
|
|
961.2 |
|
|
|
|
783.5 |
|
|
|
|
177.7 |
|
|
23% |
|
|
|
902.7 |
|
|
|
|
750.6 |
|
|
|
|
152.1 |
|
|
20% |
分馏体积 |
|
|
969.1 |
|
|
|
|
902.2 |
|
|
|
|
66.9 |
|
|
7% |
|
|
|
974.5 |
|
|
|
|
849.7 |
|
|
|
|
124.8 |
|
|
15% |
出口量 |
|
|
423.1 |
|
|
|
|
394.1 |
|
|
|
|
29.0 |
|
|
7% |
|
|
|
435.3 |
|
|
|
|
416.6 |
|
|
|
|
18.7 |
|
|
4% |
NGL销售 |
|
|
1,151.1 |
|
|
|
|
1,018.4 |
|
|
|
|
132.7 |
|
|
13% |
|
|
|
1,168.6 |
|
|
|
|
1,123.0 |
|
|
|
|
45.6 |
|
|
4% |
(1)
分部经营统计包括分部间金额，已从综合列报中剔除。对于所提供的所有成交量统计数据，分子是该期间售出的总成交量，分母是该期间的日历天数。
截至2025年6月30日止三个月对比截至2024年6月30日止三个月
调整后营业利润率的增加是由于更高的管道运输和分馏利润率，以及更高的液化石油气出口利润率。管道运输和分馏量受益于供应量增加，这主要是由于公司的二叠纪收集和处理系统、2024年第二季度增加的9号列车整整一个季度的运营、Daytona NGL管道在2024年第三季度的在役以及2024年第四季度增加的10号列车。尽管该公司位于德克萨斯州Mont Belvieu的部分设施计划进行周转，但分馏量仍较高。液化石油气出口利润率因数量和费用增加而增加。
运营费用的增加主要是由于计划中的周转和系统扩展。
截至2025年6月30日止六个月对比截至2024年6月30日止六个月
调整后营业利润率的增加是由于更高的管道运输和分馏利润率，以及更高的液化石油气出口利润率。管道运输和分馏量受益于供应量增加，这主要是由于公司的二叠纪收集和处理系统、2024年第二季度增加的9号列车整整一个季度的运营、Daytona NGL管道在2024年第三季度的在役以及2024年第四季度增加的10号列车。尽管该公司位于德克萨斯州Mont Belvieu的部分设施计划进行周转，但分馏量仍较高。液化石油气出口利润率因数量和费用增加而增加。
运营费用的增加主要是由于系统扩展和计划的周转。
其他
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至6月30日的三个月， |
|
|
|
|
|
截至6月30日的六个月， |
|
|
|
|
|
|
2025 |
|
|
2024 |
|
|
2025年对比2024年 |
|
|
2025 |
|
|
2024 |
|
|
2025年对比2024年 |
|
|
|
（百万） |
|
营业利润率 |
|
$ |
280.5 |
|
|
$ |
(46.6 |
) |
|
$ |
327.1 |
|
|
$ |
31.7 |
|
|
$ |
(68.7 |
) |
|
$ |
100.4 |
|
调整后营业利润率 |
|
$ |
280.5 |
|
|
$ |
(46.6 |
) |
|
$ |
327.1 |
|
|
$ |
31.7 |
|
|
$ |
(68.7 |
) |
|
$ |
100.4 |
|
其他包含与未指定为现金流量套期保值的衍生品合约相关的商品衍生品活动按市值计价收益/损失的结果。公司已订立衍生工具，以对冲公司物流和运输分部内与公司未来部分商品购销和天然气运输基差风险相关的商品价格。
关于Targa Resources Corp.
Targa Resources Corp.是一家领先的中游服务提供商，是北美最大的独立基础设施公司之一。该公司拥有、运营、收购和开发具有互补性的国内基础设施资产的多元化投资组合，其运营对于高效、安全和可靠地向美国各地以及越来越多地向世界输送能源至关重要。随着对清洁燃料和原料的需求不断增长，该公司的资产将天然气和NGLs连接到国内和国际市场。该公司主要从事的业务有：收集、压缩、处理、加工、运输以及购销天然气；运输、储存、分馏、处理以及采购和销售NGLs和NGL产品，包括为液化石油气出口商提供服务；以及收集、储存、终端以及采购和销售原油。
Targa是一家财富500强公司，被纳入了标普 500指数。
欲了解更多信息，请访问公司网站www.targaresources.com。
非GAAP财务指标
本新闻稿包括公司的非GAAP财务指标：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（分部）。下表提供了这些非GAAP财务指标与其最直接可比的GAAP指标的对账。
该公司利用非公认会计准则衡量标准来分析公司的业绩。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（分部）是非公认会计准则衡量指标。与这些非GAAP衡量标准最直接可比的GAAP衡量标准是运营收入（亏损）、归属于Targa Resources Corp.的净利润（亏损）以及部门营业利润率。这些非GAAP衡量标准不应被视为GAAP衡量标准的替代方案，作为分析工具具有重要局限性。投资者不应孤立地考虑这些措施，也不应替代根据公认会计原则报告的公司业绩分析。此外，由于公司的非GAAP衡量标准排除了一些但不是全部影响收入和分部营业利润率的项目，并且公司行业内不同公司的定义不同，因此公司的定义可能无法与其他公司类似标题的衡量标准进行比较，从而降低了它们的效用。管理层通过审查可比较的GAAP衡量标准、了解衡量标准之间的差异并将这些见解纳入公司决策过程来弥补公司非GAAP衡量标准作为分析工具的局限性。
调整后营业利润率
该公司将公司部门的调整后营业利润率定义为收入减去产品采购和燃料。它受到数量和商品价格以及公司合约组合和商品对冲计划的影响。
收集和加工调整后的营业利润率主要包括：
•
与天然气、原油收集、处理、加工有关的服务费；以及
•
销售天然气、凝析油、原油和NGLs的收入减去生产商结算、燃料和运输以及公司的权益数量对冲结算。
物流和运输调整后营业利润率主要包括：
•
NGL和天然气销售，减去NGL和天然气采购，燃料，第三方运输成本和库存净额的变化。
按市值对冲未实现公允价值变动的调整后营业利润率影响在其他报告。
公司分部的调整后营业利润率为投资者提供了有用的信息，因为管理层和公司财务报表的外部用户（包括投资者和商业银行）将其用作补充财务措施，以评估：
•
公司资产的财务表现，不考虑融资方式、资本结构或历史成本基础；
•
公司相对于中游能源领域其他公司的经营业绩和资本回报率，不考虑融资或资本结构；和
•
资本支出项目和收购的可行性以及另类投资机会的整体回报率。
管理层每月审查公司分部的调整后营业利润率和营业利润率，作为核心内部管理流程。公司认为，投资者受益于获得管理层在评估公司经营业绩时使用的相同财务措施。公司调整后营业利润率与最直接可比的GAAP衡量标准的对账情况在“分部业绩回顾”中列示。
经调整EBITDA
公司将调整后EBITDA定义为归属于Targa Resources Corp.的扣除利息、所得税、折旧及摊销前的净利润（亏损）以及公司认为应根据公司核心经营业绩进行调整的其他项目。调整项目详见调整后EBITDA调节表及其脚注。调整后的EBITDA被公司和公司财务报表的外部用户如投资者、商业银行和其他机构用作补充财务计量，以衡量公司资产产生足以支付利息成本的现金、支持公司负债和向公司投资者支付股息的能力。
调整后的运营现金流和调整后的自由现金流
该公司将调整后的经营现金流定义为调整后的EBITDA减去债务债务的现金利息支出和现金税（费用）收益。该公司将调整后的自由现金流定义为调整后的运营现金流减去维护资本支出（扣除项目成本的任何补偿）和增长资本支出，扣除非控股权益的贡献，包括对未合并附属公司投资的贡献。调整后的经营现金流和调整后的自由现金流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）用来评估公司产生现金收益（在偿还公司债务和为资本支出提供资金后）用于公司目的的能力的业绩衡量标准，例如支付股息、偿还债务或赎回其他融资安排。
下表将管理层使用的非GAAP财务指标与所示期间最直接可比的GAAP指标进行了核对：
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至6月30日的三个月， |
|
|
截至6月30日的六个月， |
|
|
2025 |
|
|
2024 |
|
|
2025 |
|
|
2024 |
|
|
（百万） |
|
归属于Targa Resources Corp.的净利润（亏损）与调整后EBITDA、调整后经营活动现金流和调整后自由现金流的对账 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
归属于Targa Resources Corp.的净利润（亏损） |
$ |
629.1 |
|
|
$ |
298.5 |
|
|
$ |
899.6 |
|
|
$ |
573.7 |
|
利息（收入）支出，净额 |
|
218.4 |
|
|
|
176.0 |
|
|
|
415.5 |
|
|
|
404.6 |
|
所得税费用（收益） |
|
184.1 |
|
|
|
94.3 |
|
|
|
256.3 |
|
|
|
177.1 |
|
折旧和摊销费用 |
|
373.7 |
|
|
|
348.6 |
|
|
|
741.3 |
|
|
|
689.1 |
|
出售或处置资产的（收益）损失 |
|
(0.7 |
) |
|
|
(0.6 |
) |
|
|
(1.2 |
) |
|
|
(1.6 |
) |
资产减记 |
|
9.6 |
|
|
|
0.3 |
|
|
|
11.6 |
|
|
|
1.2 |
|
融资活动（收益）损失 |
|
— |
|
|
|
0.8 |
|
|
|
0.6 |
|
|
|
0.8 |
|
权益（收益）损失 |
|
(5.1 |
) |
|
|
(2.9 |
) |
|
|
(10.6 |
) |
|
|
(5.6 |
) |
来自未合并关联公司的分配 |
|
6.2 |
|
|
|
5.9 |
|
|
|
11.1 |
|
|
|
12.2 |
|
股权授予的补偿 |
|
17.1 |
|
|
|
15.1 |
|
|
|
34.7 |
|
|
|
29.7 |
|
风险管理活动 |
|
(280.5 |
) |
|
|
46.6 |
|
|
|
(31.7 |
) |
|
|
68.8 |
|
非控制性权益调整（1） |
|
2.5 |
|
|
|
1.7 |
|
|
|
5.7 |
|
|
|
0.8 |
|
诉讼费用（2） |
|
8.6 |
|
|
|
— |
|
|
|
8.6 |
|
|
|
— |
|
经调整EBITDA |
$ |
1,163.0 |
|
|
$ |
984.3 |
|
|
$ |
2,341.5 |
|
|
$ |
1,950.8 |
|
债务的利息支出（3） |
|
(214.3 |
) |
|
|
(172.4 |
) |
|
|
(407.5 |
) |
|
|
(397.3 |
) |
现金税 |
|
(14.3 |
) |
|
|
(3.4 |
) |
|
|
(29.6 |
) |
|
|
(6.3 |
) |
调整后的经营现金流 |
$ |
934.4 |
|
|
$ |
808.5 |
|
|
$ |
1,904.4 |
|
|
$ |
1,547.2 |
|
维护资本支出，净额（4） |
|
(58.9 |
) |
|
|
(52.8 |
) |
|
|
(106.2 |
) |
|
|
(102.7 |
) |
增长资本支出，净额（4） |
|
(885.1 |
) |
|
|
(798.7 |
) |
|
|
(1,479.6 |
) |
|
|
(1,484.5 |
) |
调整后自由现金流 |
$ |
(9.6 |
) |
|
$ |
(43.0 |
) |
|
$ |
318.6 |
|
|
$ |
(40.0 |
) |
(1)
表示与公司拥有非控制性权益的子公司相关的调整，包括折旧和摊销费用以及Targa的WestTX合资企业内某些工厂的收益，不受非控制性权益会计的约束。
(2)
诉讼费用包括与2021年2月主要冬季风暴导致的诉讼相关的费用，公司认为这些费用超出了公司业务的正常过程和/或不反映公司正在进行的核心业务。公司可能会不时产生此类费用，公司认为排除此类费用是有用的，因为公司认为这些费用并不反映公司正在进行的核心业务，并且由于此类诉讼所依据的索赔通常具有单一性。
(3)
不包括利息费用摊销。截至2024年6月30日的三个月和六个月，分别包括与2015年12月27日Targa Channelview LLC（当时公司的子公司）与Noble Americas Corp之间的原油和凝析油协议（“分割者协议”）相关的2024年法律裁决的利息支出90万美元和5580万美元。
(4)
表示资本支出，扣除非控制性权益的贡献，包括对未合并关联公司投资的贡献。
下表列出了2025年公司估计净收入与估计调整后EBITDA的对账：
|
|
|
|
|
2025E |
|
|
（百万） |
|
归属于Targa Resources Corp.的预计净利润的调节 |
|
|
估计调整后EBITDA |
|
|
归属于Targa Resources Corp.的净利润 |
$ |
1,830.0 |
|
利息支出，净额 |
|
865.0 |
|
所得税费用 |
|
485.0 |
|
折旧和摊销费用 |
|
1,510.0 |
|
股权收益 |
|
(22.0 |
) |
来自未合并关联公司的分配 |
|
26.0 |
|
股权授予的补偿 |
|
70.0 |
|
风险管理及其他 |
|
(17.0 |
) |
非控制性权益调整（1） |
|
3.0 |
|
估计调整后EBITDA |
$ |
4,750.0 |
|
(1)
表示与公司拥有非控制性权益的子公司相关的调整，包括折旧和摊销费用以及Targa的WestTX合资企业内某些工厂的收益，不受非控制性权益会计的约束。
监管FD披露
公司使用以下任何一种方式来遵守FD条例规定的披露义务：新闻稿、SEC文件、公开电话会议或我们的网站。该公司经常在其网站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分销渠道以进行重大披露。
前瞻性陈述
本新闻稿中的某些陈述属于经修订的1933年《证券法》第27A条和经修订的1934年《证券交易法》第21E条含义内的“前瞻性陈述”。除历史事实陈述外，本新闻稿中包含的所有涉及公司预期、相信或预期将会或可能在未来发生的活动、事件或发展的陈述均为前瞻性陈述，包括关于我们预计的财务业绩、资本支出和支付未来股息的陈述。这些前瞻性陈述依赖于有关未来事件的一些假设，并受到许多不确定性、因素和风险的影响，其中许多超出了公司的控制范围，这可能导致结果与公司管理层的预期存在重大差异。此类风险和不确定因素包括但不限于其他碳氢化合物产量、天气、政治、经济和市场状况显著的国家采取的行动，包括天然气、天然气液体和原油的价格和市场需求下降、我们完成资本项目和业务发展努力的时机和成功、我们系统的数量预期增长、重大公共卫生危机的影响、持续或新的全球冲突导致的商品价格波动、银行和资本市场中断的影响、法律和法规的变化，特别是在税收、关税和国际贸易以及其他不确定因素方面。这些和其他适用的不确定性、因素和风险在公司提交给美国证券交易委员会的文件中有更全面的描述，包括其最近的10-K表格年度报告，以及随后提交的10-Q表格季度报告和8-K表格当前报告。公司不承担更新或修改任何前瞻性陈述的义务，无论是由于新信息、未来事件或其他原因。
Targa投资者关系
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(713) 584-1133