– моментальные уведомления о рынке акций
– моментальные уведомления о рынке акций
HOUSTON, May 05, 2022 (GLOBE NEWSWIRE) -- Targa Resources Corp. (NYSE: TRGP) (“TRGP,” the “Company” or “Targa”) today reported first quarter 2022 results.
First Quarter 2022 Financial Results
First quarter 2022 net income attributable to Targa Resources Corp. was $88.0 million compared to $146.4 million for the first quarter of 2021.
The Company reported adjusted earnings before interest, income taxes, depreciation and amortization, and other non-cash items (“adjusted EBITDA”) of $625.8 million for the first quarter of 2022 compared to $515.7 million for the first quarter of 2021.
On April 14, 2022, Targa declared a quarterly dividend of $0.35 per share of its common stock for the first quarter of 2022, or $1.40 per share on an annualized basis. Total cash dividends of approximately $80 million will be paid on May 16, 2022 on all outstanding shares of common stock to holders of record as of the close of business on April 29, 2022. Also, on April 14, 2022, Targa declared a quarterly cash dividend of $23.75 per share of its Series A Preferred Stock (“Series A Preferred”) for the first quarter of 2022. Total cash dividends of approximately $22 million were paid on May 2, 2022 on all outstanding shares of Series A Preferred to holders of record as of the close of business on April 25, 2022.
The Company reported distributable cash flow and adjusted free cash flow for the first quarter of 2022 of $494.6 million and $373.2 million, respectively.
First Quarter 2022 - Sequential Quarter over Quarter Commentary
Targa reported first quarter 2022 adjusted EBITDA of $625.8 million, representing a 10 percent increase when compared to the fourth quarter of 2021. The sequential increase in adjusted EBITDA was primarily attributable to the repurchase of the Company’s development company joint ventures (“DevCo JVs”) in January 2022 and higher Permian volumes across Targa’s Gathering and Processing (“G&P”) and Logistics and Transportation (“L&T”) systems, partially offset by the sale of Targa’s equity interest in Gulf Coast Express Pipeline LLC (“GCX”) in February 2022. In the G&P segment, favorable adjusted operating margin attributable to higher Permian natural gas inlet volumes and higher realized natural gas liquids (“NGL”) and condensate prices was offset by the impact of winter weather across Targa’s systems during the first quarter of 2022 and lower realized natural gas prices. In the L&T segment, higher pipeline transportation and fractionation volumes, partially offset by lower LPG export volumes and lower marketing margin, drove the sequential increase in segment adjusted operating margin. NGL pipeline transportation and fractionation volumes achieved record levels during the first quarter primarily due to higher supply volumes from Targa’s Permian G&P systems and third parties. Marketing margin was lower due to fewer optimization opportunities. Lower operating and G&A expenses were attributable to lower compensation expense and contract labor.
Capitalization and Liquidity
The Company’s total consolidated debt as of March 31, 2022 was $7,248.7 million, net of $41.3 million of debt issuance costs, with $5,997.6 million of outstanding Targa Resources Partners LP’s (the “Partnership”) senior notes, $995.0 million outstanding under the Company’s $2.75 billion senior revolving credit facility (the “TRGP Revolver”), $270.0 million outstanding under the Partnership’s accounts receivable securitization facility (the “Securitization Facility”), and $27.4 million of finance lease liabilities.
Total consolidated liquidity as of March 31, 2022 was approximately $2.0 billion, including $1.7 billion available under the TRGP Revolver, $135.9 million of cash, and $130.0 million available under the Securitization Facility.
Financing Update
In March 2022, the Partnership redeemed all of its outstanding 5.375% Senior Notes due 2027 (the “5.375% Notes”) with available liquidity under the TRGP Revolver. The Company recorded a loss due to debt extinguishment of $15.0 million, comprised of $12.6 million of premiums paid and a write-off of $2.4 million of debt issuance costs.
In April 2022, Targa completed an underwritten public offering of (i) $750.0 million in aggregate principal amount of the Company’s 4.200% Senior Notes due 2033 (the “4.200% Notes”) and (ii) $750.0 million in aggregate principal amount of 4.950% Senior Notes due 2052 (the “4.950% Notes”), resulting in net proceeds of approximately $1.5 billion. A portion of the net proceeds from the issuance was used to fund the concurrent cash tender offer (the “March Tender Offer”) and the subsequent redemption payment of the Partnership’s 5.875% Senior Notes due 2026 (the “5.875% Notes”), with the remainder of the net proceeds used for repayment of outstanding borrowings under the TRGP Revolver. As a result of the March Tender Offer and the subsequent redemption of the 5.875% Notes, the Company will record a loss due to debt extinguishment of $33.5 million in the second quarter of 2022.
In April 2022, the Partnership amended its Securitization Facility to, among other things, extend the facility termination date to April 19, 2023 and replace the London interbank offered rate-based interest rate option with Secured Overnight Financing Rate (“SOFR”) based interest rate options, including term SOFR and daily simple SOFR.
Capital Investments and Divestitures
Targa’s estimate for 2022 net growth capital expenditures remains unchanged between $700 million to $800 million, based on announced projects and other identified spending, including the Legacy I, Legacy II and Midway plants in its Permian region.
In January 2022, Targa closed on the purchase of all of Stonepeak Infrastructure Partners’ (“Stonepeak”) interests in its DevCo JVs for $926.3 million.
In February 2022, Targa announced that it executed agreements to sell Targa GCX Pipeline LLC, which held Targa’s 25 percent equity interest in GCX, for approximately $857 million. Targa expects to receive the full proceeds from the sale in the second quarter of 2022 as the customary call right period has now expired.
In April 2022, Targa closed on the acquisition of Southcross Energy Operating LLC and its subsidiaries in South Texas for a purchase price of approximately $200 million. Targa acquired a portfolio of complementary midstream infrastructure assets and associated contracts that have been integrated in its SouthTX Gathering and Processing operations.
Common Share Repurchases and Preferred Stock Redemption
In the first quarter of 2022, Targa repurchased 737,799 shares of its common stock at a weighted average price of $67.37 for a total net cost of $49.7 million. There was $318.8 million remaining under the Company’s $500 million authorized common share repurchase program as of March 31, 2022.
In May 2022, Targa redeemed in full all of the Company’s issued and outstanding shares of Series A Preferred. Following the redemption, the Company has no Series A Preferred outstanding and all rights of the holders of shares of Series A Preferred were terminated.
2022 Operational and Financial Expectations
Targa’s estimate for 2022 average Permian natural gas inlet volumes to increase 12 percent to 15 percent over its 2021 average Permian natural gas inlet volumes remains unchanged and would drive incremental volumes through its L&T systems.
As the underlying fundamentals of Targa’s businesses continue to strengthen, Targa continues to expect that if prices average around current levels for 2022, the Company would exceed the top end of its previously disclosed full year 2022 adjusted EBITDA guidance range. In February 2022, the Company disclosed that it estimated full year adjusted EBITDA to be between $2.3 billion and $2.5 billion, which assumed NGL composite barrel prices average $0.85 per gallon, crude oil prices average $75 per barrel and Waha natural gas prices average $3.75 per million British Thermal Units (“MMbtu”) for 2022. Please see the section of this release entitled “Non-GAAP Financial Measures” for a discussion of forward-looking estimated adjusted EBITDA and a reconciliation of such measure to its most directly comparable GAAP financial measure.
An earnings supplement presentation and an updated investor presentation are available under Events and Presentations in the Investors section of the Company’s website at www.targaresources.com/investors/events.
Conference Call
The Company will host a conference call for the investment community at 11:00 a.m. Eastern time (10:00 a.m. Central time) on May 5, 2022 to discuss its first quarter results. The conference call can be accessed via webcast under Events and Presentations in the Investors section of the Company’s website at www.targaresources.com/investors/events, or by going directly to https://edge.media-server.com/mmc/p/wassgyck. A webcast replay will be available at the link above approximately two hours after the conclusion of the event.Targa Resources Corp. – Consolidated Financial Results of Operations
| Three Months Ended March 31, | ||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 vs. 2021 | ||||||||||||
| (In millions) | ||||||||||||||
| Revenues: | ||||||||||||||
| Sales of commodities | $ | 4,566.2 | $ | 3,367.7 | $ | 1,198.5 | 36 | % | ||||||
| Fees from midstream services | 392.9 | 265.0 | 127.9 | 48 | % | |||||||||
| Total revenues | 4,959.1 | 3,632.7 | 1,326.4 | 37 | % | |||||||||
| Product purchases and fuel | 4,204.1 | 2,836.3 | 1,367.8 | 48 | % | |||||||||
| Operating expenses | 183.5 | 171.1 | 12.4 | 7 | % | |||||||||
| Depreciation and amortization expense | 209.1 | 216.2 | (7.1 | ) | (3 | %) | ||||||||
| General and administrative expense | 67.1 | 61.4 | 5.7 | 9 | % | |||||||||
| Other operating (income) expense | (0.5 | ) | 3.6 | (4.1 | ) | (114 | %) | |||||||
| Income (loss) from operations | 295.8 | 344.1 | (48.3 | ) | (14 | %) | ||||||||
| Interest expense, net | (93.6 | ) | (98.4 | ) | 4.8 | 5 | % | |||||||
| Equity earnings (loss) | 5.6 | 11.8 | (6.2 | ) | (53 | %) | ||||||||
| Gain (loss) from financing activities | (15.8 | ) | (14.7 | ) | (1.1 | ) | 7 | % | ||||||
| Other, net | (0.5 | ) | 0.1 | (0.6 | ) | NM | ||||||||
| Income tax (expense) benefit | (22.9 | ) | (15.0 | ) | (7.9 | ) | 53 | % | ||||||
| Net income (loss) | 168.6 | 227.9 | (59.3 | ) | (26 | %) | ||||||||
| Less: Net income (loss) attributable to noncontrolling interests | 80.6 | 81.5 | (0.9 | ) | (1 | %) | ||||||||
| Net income (loss) attributable to Targa Resources Corp. | 88.0 | 146.4 | (58.4 | ) | (40 | %) | ||||||||
| Premium on repurchase of noncontrolling interests, net of tax | 53.1 | — | 53.1 | 100 | % | |||||||||
| Dividends on Series A Preferred Stock | 21.8 | 21.8 | — | — | ||||||||||
| Net income (loss) attributable to common shareholders | $ | 13.1 | $ | 124.6 | $ | (111.5 | ) | (89 | %) | |||||
| Financial data: | ||||||||||||||
| Adjusted EBITDA (1) | $ | 625.8 | $ | 515.7 | $ | 110.1 | 21 | % | ||||||
| Distributable cash flow (1) | 494.6 | 397.4 | 97.2 | 24 | % | |||||||||
| Adjusted free cash flow (1) | 373.2 | 336.4 | 36.8 | 11 | % | |||||||||
| (1) | Adjusted EBITDA, distributable cash flow and adjusted free cash flow are non-GAAP financial measures and are discussed under “Non-GAAP Financial Measures.” |
| NM | Due to a low denominator, the noted percentage change is disproportionately high and as a result, considered not meaningful or material. |
Three Months Ended March 31, 2022 Compared to Three Months Ended March 31, 2021
The increase in commodity sales reflects higher NGL, natural gas and condensate prices ($1,385.7 million) and higher natural gas volumes ($20.3 million), partially offset by lower NGL volumes ($20.2 million) and the unfavorable impact of hedges ($188.0 million).
The increase in fees from midstream services is primarily due to higher gas gathering and processing fees, transportation and fractionation fees and export volumes.
The increase in product purchases and fuel reflects higher NGL, natural gas and condensate prices and higher natural gas volumes, partially offset by lower NGL volumes.
The increase in operating expenses was due to higher labor and maintenance costs primarily due to increased activity and system expansions, partially offset by lower taxes and the reduction in expense from a major winter storm that affected regions across Texas, New Mexico, Oklahoma and Louisiana during the first quarter of 2021.
See “—Review of Segment Performance” for additional information on a segment basis.
The decrease in depreciation and amortization expense is primarily due to a lower depreciable base associated with assets that were impaired during the fourth quarter of 2021.
The increase in general and administrative expense is primarily due to higher insurance costs and professional fees.
The decrease in interest expense, net is primarily due lower net borrowings and an increase in capitalized interest resulting from higher growth capital investments.
The decrease in equity earnings is primarily due to lower earnings from the Company’s investments in GCX DevCo JV and the Badlands, partially offset by lower losses from the Company’s investments in Gulf Coast Fractionators, T2 Eagle Ford Gathering Company L.L.C. and T2 LaSalle Gathering Company L.L.C. Lower equity earnings from the Company’s investments in GCX DevCo JV were due to the DevCo JV Repurchase in 2022.
During 2022, the Company terminated its previous TRGP senior secured revolving credit facility and the Partnership’s senior secured revolving credit facility and the Partnership redeemed the 5.375% Notes, resulting in a net loss from financing activities. During 2021, the Partnership redeemed its 5.125% Senior Notes due 2025, the Targa Pipeline Partners LP (“TPL”) 4.750% Senior Notes due 2021 and the TPL 5.875% Senior Notes due 2023, resulting in a net loss from financing activities.
The increase in income tax expense is primarily due to a smaller release of the valuation allowance in 2022 compared to 2021, partially offset by a decrease in pre-tax book income.
During the first quarter of 2022, the Company closed on the purchase of all of Stonepeak’s interests in the DevCo JVs for $926.3 million. The change in the Company’s ownership interests was accounted for as an equity transaction representing the acquisition of noncontrolling interests resulting in a $53.1 million premium on repurchase of noncontrolling interests, net of tax. Review of Segment Performance
The following discussion of segment performance includes inter-segment activities. The Company views segment operating margin and adjusted operating margin as important performance measures of the core profitability of its operations. These measures are key components of internal financial reporting and are reviewed for consistency and trend analysis. For a discussion of adjusted operating margin, see “Non-GAAP Financial Measures ― Adjusted Operating Margin.” Segment operating financial results and operating statistics include the effects of intersegment transactions. These intersegment transactions have been eliminated from the consolidated presentation.
The Company operates in two primary segments: (i) Gathering and Processing; and (ii) Logistics and Transportation.
Gathering and Processing Segment
The Gathering and Processing segment includes assets used in the gathering and/or purchase and sale of natural gas produced from oil and gas wells, removing impurities and processing this raw natural gas into merchantable natural gas by extracting NGLs; and assets used for the gathering and terminaling and/or purchase and sale of crude oil. The Gathering and Processing segment's assets are located in the Permian Basin of West Texas and Southeast New Mexico (including the Midland, Central and Delaware Basins); the Eagle Ford Shale in South Texas; the Barnett Shale in North Texas; the Anadarko, Ardmore, and Arkoma Basins in Oklahoma (including the SCOOP and STACK) and South Central Kansas; the Williston Basin in North Dakota (including the Bakken and Three Forks plays); and the onshore and near offshore regions of the Louisiana Gulf Coast and the Gulf of Mexico.
The following table provides summary data regarding results of operations of this segment for the periods indicated:
| Three Months Ended March 31, | ||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 vs. 2021 | ||||||||||||
| (In millions, except operating statistics and price amounts) | ||||||||||||||
| Operating margin | $ | 397.6 | $ | 275.1 | $ | 122.5 | 45 | % | ||||||
| Operating expenses | 116.6 | 105.5 | 11.1 | 11 | % | |||||||||
| Adjusted operating margin | $ | 514.2 | $ | 380.6 | $ | 133.6 | 35 | % | ||||||
| Operating statistics (1): | ||||||||||||||
| Plant natural gas inlet, MMcf/d (2),(3) | ||||||||||||||
| Permian Midland (4) | 2,075.1 | 1,658.3 | 416.8 | 25 | % | |||||||||
| Permian Delaware | 977.0 | 737.6 | 239.4 | 32 | % | |||||||||
| Total Permian | 3,052.1 | 2,395.9 | 656.2 | |||||||||||
| SouthTX (5) | 162.1 | 176.4 | (14.3 | ) | (8 | %) | ||||||||
| North Texas | 175.3 | 175.4 | (0.1 | ) | — | |||||||||
| SouthOK (5) | 407.3 | 375.2 | 32.1 | 9 | % | |||||||||
| WestOK | 202.5 | 202.7 | (0.2 | ) | — | |||||||||
| Total Central | 947.2 | 929.7 | 17.5 | |||||||||||
| Badlands (5) (6) | 125.0 | 134.9 | (9.9 | ) | (7 | %) | ||||||||
| Total Field | 4,124.3 | 3,460.5 | 663.8 | |||||||||||
| Coastal | 602.1 | 652.6 | (50.5 | ) | (8 | %) | ||||||||
| Total | 4,726.4 | 4,113.1 | 613.3 | 15 | % | |||||||||
| NGL production, MBbl/d (3) | ||||||||||||||
| Permian Midland (4) | 300.8 | 237.0 | 63.8 | 27 | % | |||||||||
| Permian Delaware | 129.8 | 96.5 | 33.3 | 35 | % | |||||||||
| Total Permian | 430.6 | 333.5 | 97.1 | |||||||||||
| SouthTX (5) | 20.3 | 17.6 | 2.7 | 15 | % | |||||||||
| North Texas | 19.2 | 19.2 | — | — | ||||||||||
| SouthOK (5) | 50.5 | 43.8 | 6.7 | 15 | % | |||||||||
| WestOK | 14.9 | 16.1 | (1.2 | ) | (7 | %) | ||||||||
| Total Central | 104.9 | 96.7 | 8.2 | |||||||||||
| Badlands (5) | 14.7 | 15.5 | (0.8 | ) | (5 | %) | ||||||||
| Total Field | 550.2 | 445.7 | 104.5 | |||||||||||
| Coastal | 37.1 | 40.0 | (2.9 | ) | (7 | %) | ||||||||
| Total | 587.3 | 485.7 | 101.6 | 21 | % | |||||||||
| Crude oil, Badlands, MBbl/d | 122.7 | 136.2 | (13.5 | ) | (10 | %) | ||||||||
| Crude oil, Permian, MBbl/d | 30.6 | 34.9 | (4.3 | ) | (12 | %) | ||||||||
| Natural gas sales, BBtu/d (3) | 2,126.3 | 1,956.0 | 170.3 | 9 | % | |||||||||
| NGL sales, MBbl/d (3) | 424.8 | 349.0 | 75.8 | 22 | % | |||||||||
| Condensate sales, MBbl/d | 14.4 | 15.2 | (0.8 | ) | (5 | %) | ||||||||
| Average realized prices - inclusive of hedges (7): | ||||||||||||||
| Natural gas, $/MMBtu | 4.09 | 2.51 | 1.58 | 63 | % | |||||||||
| NGL, $/gal | 0.79 | 0.46 | 0.33 | 72 | % | |||||||||
| Condensate, $/Bbl | 75.72 | 46.80 | 28.92 | 62 | % | |||||||||
______________________
| (1) | Segment operating statistics include the effect of intersegment amounts, which have been eliminated from the consolidated presentation. For all volume statistics presented, the numerator is the total volume sold during the period and the denominator is the number of calendar days during the period. |
| (2) | Plant natural gas inlet represents the Company’s undivided interest in the volume of natural gas passing through the meter located at the inlet of a natural gas processing plant, other than Badlands. |
| (3) | Plant natural gas inlet volumes and gross NGL production volumes include producer take-in-kind volumes, while natural gas sales and NGL sales exclude producer take-in-kind volumes. |
| (4) | Permian Midland includes operations in WestTX, of which the Company owns 72.8%, and other plants that are owned 100% by the Company. Operating results for the WestTX undivided interest assets are presented on a pro-rata net basis in the Company’s reported financials. |
| (5) | Operations include facilities that are not wholly owned by the Company. |
| (6) | Badlands natural gas inlet represents the total wellhead volume and includes the Targa volumes processed at the Little Missouri 4 plant. |
| (7) | Average realized prices include the effect of realized commodity hedge gain/loss attributable to the Company’s equity volumes. The price is calculated using total commodity sales plus the hedge gain/loss as the numerator and total sales volume as the denominator. |
The following table presents the realized commodity hedge gain (loss) attributable to the Company’s equity volumes that are included in the adjusted operating margin of the Gathering and Processing segment:
| Three Months Ended March 31, 2022 | Three Months Ended March 31, 2021 | ||||||||||||||||||||||
| (In millions, except volumetric data and price amounts) | |||||||||||||||||||||||
| Volume Settled | Price Spread (1) | Gain (Loss) | Volume Settled | Price Spread (1) | Gain (Loss) | ||||||||||||||||||
| Natural gas (BBtu) | 17.5 | $ | (1.78 | ) | $ | (31.2 | ) | 18.0 | $ | (0.72 | ) | $ | (12.8 | ) | |||||||||
| NGL (MMgal) | 170.4 | (0.46 | ) | (78.0 | ) | 122.7 | (0.19 | ) | (22.9 | ) | |||||||||||||
| Crude oil (MBbl) | 0.5 | (39.40 | ) | (19.7 | ) | 0.5 | (4.00 | ) | (2.2 | ) | |||||||||||||
| $ | (128.9 | ) | $ | (37.9 | ) | ||||||||||||||||||
______________________
| (1) | The price spread is the differential between the contracted derivative instrument pricing and the price of the corresponding settled commodity transaction. |
Three Months Ended March 31, 2022 Compared to Three Months Ended March 31, 2021
The increase in adjusted operating margin was due to higher realized commodity prices, natural gas inlet volumes and fees predominantly in the Permian. The increase in natural gas inlet volumes in the Permian was attributable to higher production, higher producer activity and the addition of the Heim plant during the third quarter of 2021. Prior year natural gas inlet volumes were impacted by the short-term operational disruption associated with a major winter storm that affected regions across Texas, New Mexico, Oklahoma and Louisiana, which reduced the Company’s Permian and Central region volumes during the first quarter of 2021. In the Badlands, the decrease in volumes was attributable to lower production and the impact of winter weather, while lower volumes in the Coastal region were due to lower production and continued low producer activity.
Operating expenses were higher due to increased activity levels in the Permian and the addition of the Heim plant in the third quarter of 2021, which resulted in increased labor costs, materials and chemicals.
Logistics and Transportation Segment
The Logistics and Transportation segment includes the activities and assets necessary to convert mixed NGLs into NGL products and also includes other assets and value-added services such as transporting, storing, fractionating, terminaling, and marketing of NGLs and NGL products, including services to LPG exporters and certain natural gas supply and marketing activities in support of the Company’s other businesses. The Logistics and Transportation segment also includes Grand Prix NGL Pipeline, which connects the Company’s gathering and processing positions in the Permian Basin, Southern Oklahoma and North Texas with the Company’s Downstream facilities in Mont Belvieu, Texas. The associated assets are generally connected to and supplied in part by the Company’s Gathering and Processing segment and, except for the pipelines and smaller terminals, are located predominantly in Mont Belvieu and Galena Park, Texas, and in Lake Charles, Louisiana.
The following table provides summary data regarding results of operations of this segment for the periods indicated:
| Three Months Ended March 31, | |||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 vs. 2021 | |||||||||||||
| (In millions, except operating statistics) | |||||||||||||||
| Operating margin | $ | 352.1 | $ | 348.7 | $ | 3.4 | 1 | % | |||||||
| Operating expenses | 66.9 | 65.8 | 1.1 | 2 | % | ||||||||||
| Adjusted operating margin | $ | 419.0 | $ | 414.5 | $ | 4.5 | 1 | % | |||||||
| Operating statistics MBbl/d (1): | |||||||||||||||
| NGL pipeline transportation volumes (2) | 459.7 | 342.5 | 117.2 | 34 | % | ||||||||||
| Fractionation volumes | 702.8 | 545.8 | 157.0 | 29 | % | ||||||||||
| Export volumes (3) | 340.8 | 283.3 | 57.5 | 20 | % | ||||||||||
| NGL sales | 872.8 | 827.3 | 45.5 | 5 | % | ||||||||||
______________________
| (1) | Segment operating statistics include intersegment amounts, which have been eliminated from the consolidated presentation. For all volume statistics presented, the numerator is the total volume sold during the period and the denominator is the number of calendar days during the period. |
| (2) | Represents the total quantity of mixed NGLs that earn a transportation margin. |
| (3) | Export volumes represent the quantity of NGL products delivered to third-party customers at the Company’s Galena Park Marine Terminal that are destined for international markets. |
Three Months Ended March 31, 2022 Compared to Three Months Ended March 31, 2021
The increase in adjusted operating margin was primarily due to higher pipeline transportation and fractionation volumes and higher LPG export volumes, partially offset by lower marketing margin. Pipeline transportation and fractionation volumes benefited from higher supply volumes primarily from the Company’s Permian Gathering and Processing systems. Prior year Downstream system volumes were impacted by the short-term operational disruption and impacts associated with a major winter storm that affected regions across Texas, New Mexico, Oklahoma and Louisiana, which reduced our Permian and Central region volumes during the first quarter of 2021. Higher optimization margin attributable to the winter storm resulted in higher marketing margin in the first quarter of 2021.
Operating expenses were slightly higher due to higher repairs and maintenance.
| Three Months Ended March 31, | |||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 vs. 2021 | |||||||||
| (In millions) | |||||||||||
| Operating margin | $ | (178.3 | ) | $ | 1.5 | $ | (179.8 | ) | |||
| Adjusted operating margin | $ | (178.3 | ) | $ | 1.5 | $ | (179.8 | ) | |||
Other contains the results of commodity derivative activity mark-to-market gains/losses related to derivative contracts that were not designated as cash flow hedges. The Company has entered into derivative instruments to hedge the commodity price associated with a portion of the Company’s future commodity purchases and sales and natural gas transportation basis risk within the Company’s Logistics and Transportation segment.
About Targa Resources Corp.
Targa Resources Corp. is a leading provider of midstream services and is one of the largest independent midstream infrastructure companies in North America. The Company owns, operates, acquires and develops a diversified portfolio of complementary domestic midstream infrastructure assets and its operations are critical to the efficient, safe and reliable delivery of energy across the United States and increasingly to the world. The Company’s assets connect natural gas and NGLs to domestic and international markets with growing demand for cleaner fuels and feedstocks. The Company is primarily engaged in the business of: gathering, compressing, treating, processing, transporting, and purchasing and selling natural gas; transporting, storing, fractionating, treating, and purchasing and selling NGLs and NGL products, including services to LPG exporters; and gathering, storing, terminaling, and purchasing and selling crude oil.
Targa is a FORTUNE 500 company and is included in the S&P 400.
For more information, please visit the Company’s website at www.targaresources.com.
Non-GAAP Financial Measures
This press release includes the Company’s non-GAAP financial measures: adjusted EBITDA, distributable cash flow, adjusted free cash flow and adjusted operating margin (segment). The following tables provide reconciliations of these non-GAAP financial measures to their most directly comparable GAAP measures.
The Company utilizes non-GAAP measures to analyze the Company’s performance. Adjusted EBITDA, distributable cash flow, adjusted free cash flow and adjusted operating margin (segment) are non-GAAP measures. The GAAP measure most directly comparable to these non-GAAP measures are income (loss) from operations, Net income (loss) attributable to Targa Resources Corp. and segment operating margin. These non-GAAP measures should not be considered as an alternative to GAAP measures and have important limitations as analytical tools. Investors should not consider these measures in isolation or as a substitute for analysis of the Company’s results as reported under GAAP. Additionally, because the Company’s non-GAAP measures exclude some, but not all, items that affect income and segment operating margin, and are defined differently by different companies within the Company’s industry, the Company’s definitions may not be comparable with similarly titled measures of other companies, thereby diminishing their utility. Management compensates for the limitations of the Company’s non-GAAP measures as analytical tools by reviewing the comparable GAAP measures, understanding the differences between the measures and incorporating these insights into the Company’s decision-making processes.
Adjusted Operating Margin
The Company defines adjusted operating margin for the Company’s segments as revenues less product purchases and fuel. It is impacted by volumes and commodity prices as well as by the Company’s contract mix and commodity hedging program.
Gathering and Processing adjusted operating margin consists primarily of:
Logistics and Transportation adjusted operating margin consists primarily of:
The adjusted operating margin impacts of mark-to-market hedge unrealized changes in fair value are reported in Other.
Adjusted operating margin for the Company’s segments provides useful information to investors because it is used as a supplemental financial measure by management and by external users of the Company’s financial statements, including investors and commercial banks, to assess:
Management reviews adjusted operating margin and operating margin for the Company’s segments monthly as a core internal management process. The Company believes that investors benefit from having access to the same financial measures that management uses in evaluating the Company’s operating results. The reconciliation of the Company’s adjusted operating margin to the most directly comparable GAAP measure is presented under “Review of Segment Performance.”
Adjusted EBITDA
The Company defines adjusted EBITDA as Net income (loss) attributable to Targa Resources Corp. before interest, income taxes, depreciation and amortization, and other items that the Company believes should be adjusted consistent with the Company’s core operating performance. The adjusting items are detailed in the adjusted EBITDA reconciliation table and its footnotes. Adjusted EBITDA is used as a supplemental financial measure by the Company and by external users of the Company’s financial statements such as investors, commercial banks and others to measure the ability of the Company’s assets to generate cash sufficient to pay interest costs, support the Company’s indebtedness and pay dividends to the Company’s investors.
Distributable Cash Flow and Adjusted Free Cash Flow
The Company defines distributable cash flow as adjusted EBITDA less cash interest expense on debt obligations, cash tax (expense) benefit and maintenance capital expenditures (net of any reimbursements of project costs). The Company defines adjusted free cash flow as distributable cash flow less growth capital expenditures, net of contributions from noncontrolling interest and net contributions to investments in unconsolidated affiliates. Distributable cash flow and adjusted free cash flow are performance measures used by the Company and by external users of the Company’s financial statements, such as investors, commercial banks and research analysts, to assess the Company’s ability to generate cash earnings (after servicing the Company’s debt and funding capital expenditures) to be used for corporate purposes, such as payment of dividends, retirement of debt or redemption of other financing arrangements.
The following table presents a reconciliation of Net income (loss) attributable to Targa Resources Corp. to adjusted EBITDA, distributable cash flow and adjusted free cash flow for the periods indicated:
| Three Months Ended March 31, | |||||||
| 2022 | 2021 | ||||||
| (In millions) | |||||||
| Reconciliation of Net income (loss) attributable to Targa Resources Corp. to Adjusted EBITDA, Distributable Cash Flow and Adjusted Free Cash Flow | |||||||
| Net income (loss) attributable to Targa Resources Corp. | $ | 88.0 | $ | 146.4 | |||
| Interest (income) expense, net | 93.6 | 98.4 | |||||
| Income tax expense (benefit) | 22.9 | 15.0 | |||||
| Depreciation and amortization expense | 209.1 | 216.2 | |||||
| (Gain) loss on sale or disposition of assets | (1.0 | ) | — | ||||
| Write-down of assets | 0.5 | 3.5 | |||||
| (Gain) loss from financing activities (1) | 15.8 | 14.7 | |||||
| Equity (earnings) loss | (5.6 | ) | (11.8 | ) | |||
| Distributions from unconsolidated affiliates and preferred partner interests, net | 12.5 | 33.3 | |||||
| Compensation on equity grants | 13.5 | 15.0 | |||||
| Risk management activities | 178.2 | (1.5 | ) | ||||
| Noncontrolling interests adjustments (2) | (1.7 | ) | (13.5 | ) | |||
| Adjusted EBITDA | $ | 625.8 | $ | 515.7 | |||
| Interest expense on debt obligations (3) | (91.7 | ) | (98.8 | ) | |||
| Maintenance capital expenditures, net (4) | (37.7 | ) | (19.0 | ) | |||
| Cash taxes | (1.8 | ) | (0.5 | ) | |||
| Distributable Cash Flow | $ | 494.6 | $ | 397.4 | |||
| Growth capital expenditures, net (4) | (121.4 | ) | (61.0 | ) | |||
| Adjusted Free Cash Flow | $ | 373.2 | $ | 336.4 | |||
______________________
| (1) | Gains or losses on debt repurchases or early debt extinguishments. |
| (2) | Noncontrolling interest portion of depreciation and amortization expense. |
| (3) | Excludes amortization of interest expense. |
| (4) | Represents capital expenditures, net of contributions from noncontrolling interests and includes net contributions to investments in unconsolidated affiliates. |
The following table presents a reconciliation of estimated net income of the Company to estimated adjusted EBITDA for 2022:
| 2022E | |||
| (In millions) | |||
| Reconciliation of Estimated Net Income attributable to Targa Resources Corp. to | |||
| Estimated Adjusted EBITDA | |||
| Net income attributable to Targa Resources Corp. | $ | 1,260.0 | |
| Interest expense, net | 350.0 | ||
| Income tax expense | 270.0 | ||
| Depreciation and amortization expense | 880.0 | ||
| (Gain) loss on sale of assets | (440.0 | ) | |
| Equity (earnings) loss | — | ||
| Distributions from unconsolidated affiliates and preferred partner interests, net | 45.0 | ||
| Compensation on equity grants | 55.0 | ||
| Noncontrolling interests adjustments (1) | (20.0 | ) | |
| Estimated Adjusted EBITDA | $ | 2,400.0 | |
______________________
| (1) | Noncontrolling interest portion of depreciation and amortization expense. |
Forward-Looking Statements
Certain statements in this release are “forward-looking statements” within the meaning of Section 27A of the Securities Act of 1933, as amended, and Section 21E of the Securities Exchange Act of 1934, as amended. All statements, other than statements of historical facts, included in this release that address activities, events or developments that the Company expects, believes or anticipates will or may occur in the future, are forward-looking statements. These forward-looking statements rely on a number of assumptions concerning future events and are subject to a number of uncertainties, factors and risks, many of which are outside the Company’s control, which could cause results to differ materially from those expected by management of the Company. Such risks and uncertainties include, but are not limited to, weather, political, economic and market conditions, including a decline in the price and market demand for natural gas, natural gas liquids and crude oil, the impact of pandemics such as COVID-19, commodity price volatility due to ongoing conflict in Ukraine, actions by the Organization of the Petroleum Exporting Countries (“OPEC”) and non-OPEC oil producing countries, the timing and success of business development efforts, and other uncertainties. These and other applicable uncertainties, factors and risks are described more fully in the Company’s filings with the Securities and Exchange Commission, including its most recent Annual Report on Form 10-K, and any subsequently filed Quarterly Reports on Form 10-Q and Current Reports on Form 8-K. The Company does not undertake an obligation to update or revise any forward-looking statement, whether as a result of new information, future events or otherwise.
Contact the Company's investor relations department by email at InvestorRelations@targaresources.com or by phone at (713) 584-1133.
Sanjay LadVice President, Finance & Investor Relations
Jennifer KnealeChief Financial Officer
ХЬЮСТОН, 05 мая 2022 года (GLOBE NEWSWIRE) -- Targa Resources Corp. (NYSE: TRGP) (“TRGP”, “Компания” или “Targa”) сегодня сообщила о результатах за первый квартал 2022 года.
Финансовые результаты за Первый квартал 2022 года
Чистая прибыль за первый квартал 2022 года, относящаяся к Targa Resources Corp. составил 88,0 млн долларов по сравнению с 146,4 млн долларов за первый квартал 2021 года.
Компания сообщила о скорректированной прибыли до вычета процентов, налогов на прибыль, износа и амортизации и других неденежных статей (“скорректированная EBITDA”) в размере 625,8 млн долларов США за первый квартал 2022 года по сравнению с 515,7 млн долларов США за первый квартал 2021 года.
14 апреля 2022 года Targa объявила о ежеквартальных дивидендах в размере 0,35 доллара на акцию своих обыкновенных акций за первый квартал 2022 года, или 1,40 доллара на акцию в годовом исчислении. Общая сумма денежных дивидендов в размере около 80 миллионов долларов США будет выплачена 16 мая 2022 года по всем размещенным обыкновенным акциям владельцам записей по состоянию на закрытие бизнеса 29 апреля 2022 года. Кроме того, 14 апреля 2022 года Targa объявила о ежеквартальном денежном дивиденде в размере 23,75 доллара на акцию своих привилегированных акций серии А (“Привилегированные акции серии А”) за первый квартал 2022 года. Общая сумма денежных дивидендов в размере около 22 миллионов долларов США была выплачена 2 мая 2022 года по всем размещенным акциям серии А, привилегированным держателям записей, по состоянию на закрытие бизнеса 25 апреля 2022 года.
Компания сообщила о распределяемом денежном потоке и скорректированном свободном денежном потоке за первый квартал 2022 года в размере 494,6 млн долларов и 373,2 млн долларов соответственно.
Первый квартал 2022 года - Последовательный комментарий Квартал за кварталом
Targa сообщила, что скорректированная EBITDA за первый квартал 2022 года составила 625,8 миллиона долларов, что на 10 процентов больше по сравнению с четвертым кварталом 2021 года. Последовательный рост скорректированной EBITDA был в основном обусловлен выкупом совместных предприятий девелоперской компании (“DevCo JVs”) в январе 2022 года и увеличением объемов пермского производства в системах сбора и переработки (“G&P”) и логистики и транспортировки (“L&T”) Targa, частично компенсируется продажей доли участия Targa в Gulf Coast Express Pipeline LLC (“GCX”) в феврале 2022 года. В сегменте G&P благоприятная скорректированная операционная маржа, обусловленная более высокими объемами поступления пермского природного газа и более высокими ценами на сжиженный природный газ (“ШФЛУ”) и конденсат, была компенсирована воздействием зимних погодных условий на системы Targa в первом квартале 2022 года и более низкими ценами на природный газ. В сегменте L&T увеличение объемов трубопроводной транспортировки и фракционирования, частично компенсируемое снижением объемов экспорта сжиженного газа и снижением маркетинговой маржи, привело к последовательному увеличению скорректированной операционной прибыли сегмента. Объемы транспортировки и фракционирования ШФЛУ по трубопроводам достигли рекордных уровней в течение первого квартала, в основном благодаря увеличению объемов поставок со стороны пермских нефтегазовых систем Targa и третьих сторон. Маркетинговая маржа была ниже из-за меньшего количества возможностей оптимизации. Более низкие операционные расходы и расходы на НИОКР были связаны с более низкими компенсационными расходами и контрактной рабочей силой.
Капитализация и Ликвидность
Общий консолидированный долг Компании по состоянию на 31 марта 2022 года составлял 7 248,7 млн долларов США, за вычетом расходов на выпуск долговых обязательств в размере 41,3 млн долларов США, из которых 5 997,6 млн долларов - непогашенные старшие облигации Targa Resources Partners LP (“Партнерство”), 995,0 млн долларов - непогашенные облигации Компании. $старшая возобновляемая кредитная линия на сумму 2,75 миллиарда долларов (“TRGP Revolver”), задолженность в размере 270,0 миллионов долларов по программе секьюритизации дебиторской задолженности Партнерства (“Механизм секьюритизации”) и обязательства по финансовой аренде на сумму 27,4 миллиона долларов.
Общая консолидированная ликвидность по состоянию на 31 марта 2022 года составляла примерно 2,0 миллиарда долларов, в том числе 1,7 миллиарда долларов, доступных в рамках TRGP Revolver, 135,9 миллиона долларов наличными и 130,0 миллиона долларов, доступных в рамках Механизма секьюритизации.
Обновленная информация о финансировании
В марте 2022 года Партнерство погасило все свои непогашенные Старшие облигации на 5,375% с погашением в 2027 году (“Облигации на 5,375%”) с доступной ликвидностью в рамках TRGP Revolver. Компания зафиксировала убыток из-за погашения долга в размере 15,0 млн. долларов США, состоящий из выплаченных премий в размере 12,6 млн. долларов США и списания расходов на выпуск долга в размере 2,4 млн. долларов США.
В апреле 2022 года Targa завершила андеррайтинговое публичное размещение (i) $750,0 млн в общей основной сумме 4,200%-ных облигаций Компании с погашением в 2033 году (“4,200%-ные облигации”) и (ii) $750,0 млн в общей основной сумме 4,950%-ных облигаций с погашением в 2052 году (“4,950% банкнот”), в результате чего чистая выручка составила примерно 1,5 миллиарда долларов. Часть чистой выручки от выпуска была использована для финансирования одновременного предложения о проведении тендера наличными (“Мартовское тендерное предложение”) и последующего погашения 5,875%-ных облигаций Партнерства с погашением в 2026 году (“5,875%-ные облигации”), а остальная часть чистой выручки была использована для погашения непогашенных заимствований по программе TRGP Revolver. В результате мартовского тендерного предложения и последующего погашения 5,875% Облигаций Компания зафиксирует убыток из-за погашения долга в размере 33,5 млн долларов во втором квартале 2022 года.
В апреле 2022 года Партнерство внесло изменения в свой Механизм секьюритизации, чтобы, среди прочего, продлить дату прекращения действия механизма до 19 апреля 2023 года и заменить опцион на процентную ставку, предлагаемую Лондонским межбанком, на основе процентной ставки с гарантированной ставкой финансирования Овернайт (“SOFR”), включая срочный SOFR и ежедневный простой SOFR.
Капитальные вложения и отчуждение активов
Оценка Targa на 2022 год чистых капитальных затрат на рост остается неизменной в пределах от 700 до 800 миллионов долларов США, исходя из объявленных проектов и других выявленных расходов, включая заводы Legacy I, Legacy II и Midway в Пермском регионе.
В январе 2022 года Targa закрыла сделку по покупке всех долей Stonepeak Infrastructure Partners (“Stonepeak”) в своих совместных предприятиях DevCo за 926,3 миллиона долларов.
В феврале 2022 года Targa объявила, что заключила соглашения о продаже Targa GCX Pipeline LLC, которой принадлежало 25% акций Targa в GCX, примерно за 857 миллионов долларов. Targa рассчитывает получить всю выручку от продажи во втором квартале 2022 года, поскольку обычный период права на звонок уже истек.
В апреле 2022 года Targa закрыла сделку по приобретению Southcross Energy Operating LLC и ее дочерних компаний в Южном Техасе по цене покупки примерно в 200 миллионов долларов. Targa приобрела портфель дополнительных активов инфраструктуры среднего потока и связанных с ними контрактов, которые были интегрированы в ее операции по сбору и обработке данных в Южной Африке.
Выкуп обыкновенных акций и Выкуп привилегированных акций
В первом квартале 2022 года Targa выкупила 737 799 своих обыкновенных акций по средневзвешенной цене 67,37 доллара США на общую чистую стоимость 49,7 миллиона долларов. По состоянию на 31 марта 2022 года в рамках утвержденной программы выкупа обыкновенных акций Компании на сумму 500 миллионов долларов оставалось 318,8 миллиона долларов.
В мае 2022 года Targa полностью выкупила все выпущенные и находящиеся в обращении привилегированные акции Компании серии А. После выкупа у Компании нет Привилегированных акций Серии А в обращении, и все права владельцев Привилегированных акций Серии А были прекращены.
Операционные и финансовые ожидания на 2022 год
Оценка Targa на 2022 год, согласно которой средние объемы ввода пермского природного газа увеличатся на 12-15 процентов по сравнению со средними объемами ввода пермского природного газа в 2021 году, остается неизменной и приведет к увеличению объемов через ее системы L&T.
Поскольку фундаментальные показатели бизнеса Targa продолжают укрепляться, Targa продолжает ожидать, что, если средние цены на 2022 год будут находиться на текущем уровне, Компания превысит верхний предел своего ранее раскрытого прогнозного диапазона скорректированной EBITDA на весь 2022 год. В феврале 2022 года Компания сообщила, что, по ее оценкам, скорректированная EBITDA за весь год составит от 2,3 млрд до 2,5 млрд долларов, что предполагает средние цены на баррель NGL composite в среднем 0,85 доллара за галлон, цены на сырую нефть в среднем 75 долларов за баррель и цены на природный газ Waha в среднем 3,75 доллара за миллион британских тепловых единиц (“MMBtu”) на 2022 год. Пожалуйста, ознакомьтесь с разделом этого выпуска, озаглавленным “Финансовые показатели, не относящиеся к GAAP”, для обсуждения прогнозной расчетной скорректированной EBITDA и сверки такого показателя с наиболее непосредственно сопоставимым финансовым показателем GAAP.
Презентация дополнения к доходу и обновленная презентация для инвесторов доступны в разделе Мероприятия и презентации в разделе для инвесторов на веб-сайте Компании по адресу www.targaresources.com/investors/events .
Конференц-связь
Компания проведет телефонную конференцию для инвестиционного сообщества в 11:00 утра по восточному времени (10:00 утра по центральному времени) 5 мая 2022 года, чтобы обсудить результаты своего первого квартала. Доступ к конференц-звонку можно получить через веб-трансляцию в разделе "Мероприятия и презентации" в разделе "Инвесторы" веб-сайта Компании по адресу www.targaresources.com/investors/events , или перейдя непосредственно к https://edge.media-server.com/mmc/p/wassgyck . Повтор веб-трансляции будет доступен по ссылке выше примерно через два часа после завершения мероприятия.Targa Resources Corp. – Консолидированные финансовые результаты деятельности
| Three Months Ended March 31, | ||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 vs. 2021 | ||||||||||||
| (In millions) | ||||||||||||||
| Revenues: | ||||||||||||||
| Sales of commodities | $ | 4,566.2 | $ | 3,367.7 | $ | 1,198.5 | 36 | % | ||||||
| Fees from midstream services | 392.9 | 265.0 | 127.9 | 48 | % | |||||||||
| Total revenues | 4,959.1 | 3,632.7 | 1,326.4 | 37 | % | |||||||||
| Product purchases and fuel | 4,204.1 | 2,836.3 | 1,367.8 | 48 | % | |||||||||
| Operating expenses | 183.5 | 171.1 | 12.4 | 7 | % | |||||||||
| Depreciation and amortization expense | 209.1 | 216.2 | (7.1 | ) | (3 | %) | ||||||||
| General and administrative expense | 67.1 | 61.4 | 5.7 | 9 | % | |||||||||
| Other operating (income) expense | (0.5 | ) | 3.6 | (4.1 | ) | (114 | %) | |||||||
| Income (loss) from operations | 295.8 | 344.1 | (48.3 | ) | (14 | %) | ||||||||
| Interest expense, net | (93.6 | ) | (98.4 | ) | 4.8 | 5 | % | |||||||
| Equity earnings (loss) | 5.6 | 11.8 | (6.2 | ) | (53 | %) | ||||||||
| Gain (loss) from financing activities | (15.8 | ) | (14.7 | ) | (1.1 | ) | 7 | % | ||||||
| Other, net | (0.5 | ) | 0.1 | (0.6 | ) | NM | ||||||||
| Income tax (expense) benefit | (22.9 | ) | (15.0 | ) | (7.9 | ) | 53 | % | ||||||
| Net income (loss) | 168.6 | 227.9 | (59.3 | ) | (26 | %) | ||||||||
| Less: Net income (loss) attributable to noncontrolling interests | 80.6 | 81.5 | (0.9 | ) | (1 | %) | ||||||||
| Net income (loss) attributable to Targa Resources Corp. | 88.0 | 146.4 | (58.4 | ) | (40 | %) | ||||||||
| Premium on repurchase of noncontrolling interests, net of tax | 53.1 | — | 53.1 | 100 | % | |||||||||
| Dividends on Series A Preferred Stock | 21.8 | 21.8 | — | — | ||||||||||
| Net income (loss) attributable to common shareholders | $ | 13.1 | $ | 124.6 | $ | (111.5 | ) | (89 | %) | |||||
| Financial data: | ||||||||||||||
| Adjusted EBITDA (1) | $ | 625.8 | $ | 515.7 | $ | 110.1 | 21 | % | ||||||
| Distributable cash flow (1) | 494.6 | 397.4 | 97.2 | 24 | % | |||||||||
| Adjusted free cash flow (1) | 373.2 | 336.4 | 36.8 | 11 | % | |||||||||
| (1) | Adjusted EBITDA, distributable cash flow and adjusted free cash flow are non-GAAP financial measures and are discussed under “Non-GAAP Financial Measures.” |
| NM | Due to a low denominator, the noted percentage change is disproportionately high and as a result, considered not meaningful or material. |
Три месяца, закончившихся 31 марта 2022 года, По сравнению с тремя месяцами, закончившимися 31 марта 2021 года
Увеличение продаж сырьевых товаров отражает более высокие цены на ШФЛУ, природный газ и конденсат (1385,7 млн. долларов США) и увеличение объемов природного газа (20,3 млн. долларов США), что частично компенсируется снижением объемов ШФЛУ (20,2 млн. долларов США) и неблагоприятным влиянием хеджирования (188,0 млн. долларов США).
Увеличение сборов за услуги по транспортировке газа в основном связано с увеличением сборов за сбор и переработку газа, сборов за транспортировку и фракционирование, а также объемов экспорта.
Увеличение закупок продуктов и топлива отражает повышение цен на ШФЛУ, природный газ и конденсат, а также увеличение объемов природного газа, что частично компенсируется снижением объемов ШФЛУ.
Увеличение операционных расходов было вызвано увеличением затрат на рабочую силу и техническое обслуживание, в первую очередь из-за увеличения активности и расширения системы, частично компенсированного снижением налогов и сокращением расходов из-за сильного зимнего шторма, который затронул регионы в Техасе, Нью-Мексико, Оклахоме и Луизиане в течение первого квартала 2021 года.
Дополнительную информацию по сегментам см. в разделе “Обзор эффективности сегмента”.
Снижение расходов на износ и амортизацию в первую очередь связано с более низкой амортизируемой базой, связанной с активами, которые были обесценены в четвертом квартале 2021 года.
Увеличение общих и административных расходов связано в первую очередь с более высокими расходами на страхование и профессиональные сборы.
Снижение процентных расходов, нетто, в первую очередь обусловлено снижением чистых заимствований и увеличением капитализированных процентов в результате более высоких темпов роста капитальных вложений.
Снижение прибыли от акционерного капитала в первую очередь обусловлено снижением прибыли от инвестиций Компании в совместное предприятие GCX DevCo и Badlands, частично компенсируемое снижением убытков от инвестиций Компании в Фракционирующие установки на побережье Мексиканского залива, T2 Eagle Ford Gathering Company L.L.C. и T2 LaSalle Gathering Company L.L.C. Снижение прибыли от инвестиций в акционерный капитал Инвестиции компании в GCX DevCo JV были обусловлены выкупом DevCo JV в 2022 году.
В течение 2022 года Компания прекратила свою предыдущую возобновляемую кредитную линию с высоким обеспечением TRGP и возобновляемую кредитную линию с высоким обеспечением Партнерства, и Партнерство погасило Облигации на 5,375%, что привело к чистому убытку от финансовой деятельности. В течение 2021 года Партнерство погасило свои Старшие облигации на 5,125% с погашением в 2025 году, Старшие облигации Targa Pipeline Partners LP (“TPL”) на 4,750% с погашением в 2021 году и Старшие облигации TPL на 5,875% с погашением в 2023 году, что привело к чистому убытку от финансовой деятельности.
Увеличение расходов по налогу на прибыль в первую очередь связано с меньшим высвобождением оценочного резерва в 2022 году по сравнению с 2021 годом, что частично компенсируется снижением балансового дохода до налогообложения.
В течение первого квартала 2022 года Компания завершила сделку по покупке всех долей Stonepeak в совместных предприятиях DevCo за 926,3 миллиона долларов. Изменение доли участия Компании было учтено как сделка с долевым участием, представляющая собой приобретение неконтролирующих долей участия, в результате чего была получена премия в размере 53,1 млн. долларов США за выкуп неконтролирующих долей участия за вычетом налогов. Обзор результатов деятельности сегмента
Следующее обсуждение эффективности сегмента включает в себя межсегментную деятельность. Компания рассматривает операционную маржу сегмента и скорректированную операционную маржу как важные показатели эффективности основной прибыльности своей деятельности. Эти показатели являются ключевыми компонентами внутренней финансовой отчетности и проверяются на предмет согласованности и анализа тенденций. Обсуждение скорректированной операционной маржи см. в разделе “Финансовые показатели, не относящиеся к GAAP ― Скорректированная операционная маржа”. Операционные финансовые результаты сегмента и операционная статистика включают в себя результаты межсегментных операций. Эти межсегментные операции были исключены из консолидированной отчетности.
Компания работает в двух основных сегментах: (i) Сбор и переработка; и (ii) Логистика и транспортировка.
Сегмент сбора и обработки данных
Сегмент сбора и переработки включает активы, используемые для сбора и/или покупки и продажи природного газа, добываемого из нефтяных и газовых скважин, удаления примесей и переработки этого сырого природного газа в товарный природный газ путем извлечения ШФЛУ; и активы, используемые для сбора и переработки и/или покупки и продажи сырой нефти. Активы сегмента сбора и переработки расположены в Пермском бассейне Западного Техаса и Юго-восточной части Нью-Мексико (включая бассейны Мидленд, Сентрал и Делавэр); сланцы Игл-Форд в Южном Техасе; сланцы Барнетт в Северном Техасе; бассейны Анадарко, Ардмор и Аркома в Оклахоме (включая СКУП и СТЭК) и Юг Центрального Канзаса; бассейн Уиллистона в Северной Дакоте (включая заливы Баккен и Три Форкс); а также прибрежные и прибрежные районы побережья Мексиканского залива Луизианы и Мексиканского залива.
В следующей таблице представлены сводные данные о результатах деятельности этого сегмента за указанные периоды:
| Three Months Ended March 31, | ||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 vs. 2021 | ||||||||||||
| (In millions, except operating statistics and price amounts) | ||||||||||||||
| Operating margin | $ | 397.6 | $ | 275.1 | $ | 122.5 | 45 | % | ||||||
| Operating expenses | 116.6 | 105.5 | 11.1 | 11 | % | |||||||||
| Adjusted operating margin | $ | 514.2 | $ | 380.6 | $ | 133.6 | 35 | % | ||||||
| Operating statistics (1): | ||||||||||||||
| Plant natural gas inlet, MMcf/d (2),(3) | ||||||||||||||
| Permian Midland (4) | 2,075.1 | 1,658.3 | 416.8 | 25 | % | |||||||||
| Permian Delaware | 977.0 | 737.6 | 239.4 | 32 | % | |||||||||
| Total Permian | 3,052.1 | 2,395.9 | 656.2 | |||||||||||
| SouthTX (5) | 162.1 | 176.4 | (14.3 | ) | (8 | %) | ||||||||
| North Texas | 175.3 | 175.4 | (0.1 | ) | — | |||||||||
| SouthOK (5) | 407.3 | 375.2 | 32.1 | 9 | % | |||||||||
| WestOK | 202.5 | 202.7 | (0.2 | ) | — | |||||||||
| Total Central | 947.2 | 929.7 | 17.5 | |||||||||||
| Badlands (5) (6) | 125.0 | 134.9 | (9.9 | ) | (7 | %) | ||||||||
| Total Field | 4,124.3 | 3,460.5 | 663.8 | |||||||||||
| Coastal | 602.1 | 652.6 | (50.5 | ) | (8 | %) | ||||||||
| Total | 4,726.4 | 4,113.1 | 613.3 | 15 | % | |||||||||
| NGL production, MBbl/d (3) | ||||||||||||||
| Permian Midland (4) | 300.8 | 237.0 | 63.8 | 27 | % | |||||||||
| Permian Delaware | 129.8 | 96.5 | 33.3 | 35 | % | |||||||||
| Total Permian | 430.6 | 333.5 | 97.1 | |||||||||||
| SouthTX (5) | 20.3 | 17.6 | 2.7 | 15 | % | |||||||||
| North Texas | 19.2 | 19.2 | — | — | ||||||||||
| SouthOK (5) | 50.5 | 43.8 | 6.7 | 15 | % | |||||||||
| WestOK | 14.9 | 16.1 | (1.2 | ) | (7 | %) | ||||||||
| Total Central | 104.9 | 96.7 | 8.2 | |||||||||||
| Badlands (5) | 14.7 | 15.5 | (0.8 | ) | (5 | %) | ||||||||
| Total Field | 550.2 | 445.7 | 104.5 | |||||||||||
| Coastal | 37.1 | 40.0 | (2.9 | ) | (7 | %) | ||||||||
| Total | 587.3 | 485.7 | 101.6 | 21 | % | |||||||||
| Crude oil, Badlands, MBbl/d | 122.7 | 136.2 | (13.5 | ) | (10 | %) | ||||||||
| Crude oil, Permian, MBbl/d | 30.6 | 34.9 | (4.3 | ) | (12 | %) | ||||||||
| Natural gas sales, BBtu/d (3) | 2,126.3 | 1,956.0 | 170.3 | 9 | % | |||||||||
| NGL sales, MBbl/d (3) | 424.8 | 349.0 | 75.8 | 22 | % | |||||||||
| Condensate sales, MBbl/d | 14.4 | 15.2 | (0.8 | ) | (5 | %) | ||||||||
| Average realized prices - inclusive of hedges (7): | ||||||||||||||
| Natural gas, $/MMBtu | 4.09 | 2.51 | 1.58 | 63 | % | |||||||||
| NGL, $/gal | 0.79 | 0.46 | 0.33 | 72 | % | |||||||||
| Condensate, $/Bbl | 75.72 | 46.80 | 28.92 | 62 | % | |||||||||
______________________
| (1) | Segment operating statistics include the effect of intersegment amounts, which have been eliminated from the consolidated presentation. For all volume statistics presented, the numerator is the total volume sold during the period and the denominator is the number of calendar days during the period. |
| (2) | Plant natural gas inlet represents the Company’s undivided interest in the volume of natural gas passing through the meter located at the inlet of a natural gas processing plant, other than Badlands. |
| (3) | Plant natural gas inlet volumes and gross NGL production volumes include producer take-in-kind volumes, while natural gas sales and NGL sales exclude producer take-in-kind volumes. |
| (4) | Permian Midland includes operations in WestTX, of which the Company owns 72.8%, and other plants that are owned 100% by the Company. Operating results for the WestTX undivided interest assets are presented on a pro-rata net basis in the Company’s reported financials. |
| (5) | Operations include facilities that are not wholly owned by the Company. |
| (6) | Badlands natural gas inlet represents the total wellhead volume and includes the Targa volumes processed at the Little Missouri 4 plant. |
| (7) | Average realized prices include the effect of realized commodity hedge gain/loss attributable to the Company’s equity volumes. The price is calculated using total commodity sales plus the hedge gain/loss as the numerator and total sales volume as the denominator. |
В следующей таблице представлена реализованная прибыль (убыток) от хеджирования товаров, относящаяся к объемам собственного капитала Компании, которые включены в скорректированную операционную маржу сегмента сбора и переработки:
| Three Months Ended March 31, 2022 | Three Months Ended March 31, 2021 | ||||||||||||||||||||||
| (In millions, except volumetric data and price amounts) | |||||||||||||||||||||||
| Volume Settled | Price Spread (1) | Gain (Loss) | Volume Settled | Price Spread (1) | Gain (Loss) | ||||||||||||||||||
| Natural gas (BBtu) | 17.5 | $ | (1.78 | ) | $ | (31.2 | ) | 18.0 | $ | (0.72 | ) | $ | (12.8 | ) | |||||||||
| NGL (MMgal) | 170.4 | (0.46 | ) | (78.0 | ) | 122.7 | (0.19 | ) | (22.9 | ) | |||||||||||||
| Crude oil (MBbl) | 0.5 | (39.40 | ) | (19.7 | ) | 0.5 | (4.00 | ) | (2.2 | ) | |||||||||||||
| $ | (128.9 | ) | $ | (37.9 | ) | ||||||||||||||||||
______________________
| (1) | The price spread is the differential between the contracted derivative instrument pricing and the price of the corresponding settled commodity transaction. |
Три месяца, закончившихся 31 марта 2022 года, По сравнению с тремя месяцами, закончившимися 31 марта 2021 года
Увеличение скорректированной операционной прибыли было обусловлено более высокими ценами на реализованные сырьевые товары, объемами поставок природного газа и сборами, преимущественно в Пермском крае. Увеличение объемов поступления природного газа в Пермский регион было связано с увеличением добычи, увеличением активности производителей и вводом в эксплуатацию завода Heim в третьем квартале 2021 года. На объемы поставок природного газа в прошлом году повлияли кратковременные сбои в работе, связанные с сильным зимним штормом, который затронул регионы в Техасе, Нью-Мексико, Оклахоме и Луизиане, что привело к сокращению объемов поставок Компании в Пермском и Центральном регионах в первом квартале 2021 года. В Бесплодных землях снижение объемов было обусловлено снижением производства и воздействием зимних погодных условий, в то время как более низкие объемы в Прибрежном регионе были обусловлены снижением производства и сохраняющейся низкой активностью производителей.
Операционные расходы были выше из-за увеличения уровня активности в Пермском крае и добавления завода Heim в третьем квартале 2021 года, что привело к увеличению затрат на рабочую силу, материалы и химикаты.
Сегмент логистики и транспорта
Сегмент логистики и транспортировки включает в себя деятельность и активы, необходимые для преобразования смешанного ШФЛУ в продукты из ШФЛУ, а также включает в себя другие активы и услуги с добавленной стоимостью, такие как транспортировка, хранение, фракционирование, переработка и сбыт ШФЛУ и продуктов из ШФЛУ, включая услуги экспортерам сжиженного газа и определенные виды деятельности по поставке и сбыту природного газа в поддержка других бизнесов Компании. Сегмент логистики и транспортировки также включает трубопровод Grand Prix NGL, который соединяет пункты сбора и переработки нефти Компании в Пермском бассейне, Южной Оклахоме и Северном Техасе с перерабатывающими предприятиями Компании в Мон-Бельвье, штат Техас. Связанные активы, как правило, подключены к сегменту сбора и переработки и частично снабжаются сегментом Компании и, за исключением трубопроводов и небольших терминалов, расположены преимущественно в Мон-Бельвье и Галена-Парке, штат Техас, и в Лейк-Чарльз, штат Луизиана.
В следующей таблице представлены сводные данные о результатах деятельности этого сегмента за указанные периоды:
| Three Months Ended March 31, | |||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 vs. 2021 | |||||||||||||
| (In millions, except operating statistics) | |||||||||||||||
| Operating margin | $ | 352.1 | $ | 348.7 | $ | 3.4 | 1 | % | |||||||
| Operating expenses | 66.9 | 65.8 | 1.1 | 2 | % | ||||||||||
| Adjusted operating margin | $ | 419.0 | $ | 414.5 | $ | 4.5 | 1 | % | |||||||
| Operating statistics MBbl/d (1): | |||||||||||||||
| NGL pipeline transportation volumes (2) | 459.7 | 342.5 | 117.2 | 34 | % | ||||||||||
| Fractionation volumes | 702.8 | 545.8 | 157.0 | 29 | % | ||||||||||
| Export volumes (3) | 340.8 | 283.3 | 57.5 | 20 | % | ||||||||||
| NGL sales | 872.8 | 827.3 | 45.5 | 5 | % | ||||||||||
______________________
| (1) | Segment operating statistics include intersegment amounts, which have been eliminated from the consolidated presentation. For all volume statistics presented, the numerator is the total volume sold during the period and the denominator is the number of calendar days during the period. |
| (2) | Represents the total quantity of mixed NGLs that earn a transportation margin. |
| (3) | Export volumes represent the quantity of NGL products delivered to third-party customers at the Company’s Galena Park Marine Terminal that are destined for international markets. |
Три месяца, закончившихся 31 марта 2022 года, По сравнению с тремя месяцами, закончившимися 31 марта 2021 года
Увеличение скорректированной операционной маржи произошло в основном за счет увеличения объемов трубопроводной транспортировки и фракционирования, а также увеличения объемов экспорта сжиженного газа, что частично компенсировалось снижением маркетинговой маржи. Объемы трубопроводного транспорта и фракционирования выиграли от увеличения объемов поставок, главным образом за счет пермских систем сбора и переработки нефти. В предыдущем году на объемах системы нижнего течения повлияли кратковременные сбои в работе и последствия, связанные с сильным зимним штормом, который затронул регионы в Техасе, Нью-Мексико, Оклахоме и Луизиане, что привело к сокращению объемов в Пермском и Центральном регионах в течение первого квартала 2021 года. Более высокая маржа оптимизации, связанная с зимним штормом, привела к увеличению маркетинговой маржи в первом квартале 2021 года.
Операционные расходы были несколько выше из-за более высоких затрат на ремонт и техническое обслуживание.
| Three Months Ended March 31, | |||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 vs. 2021 | |||||||||
| (In millions) | |||||||||||
| Operating margin | $ | (178.3 | ) | $ | 1.5 | $ | (179.8 | ) | |||
| Adjusted operating margin | $ | (178.3 | ) | $ | 1.5 | $ | (179.8 | ) | |||
Прочее содержит результаты деятельности по производным финансовым инструментам - рыночные прибыли/убытки, связанные с контрактами на производные финансовые инструменты, которые не были определены как хеджирование денежных потоков. Компания заключила производные инструменты для хеджирования цены на сырьевые товары, связанной с частью будущих закупок и продаж сырьевых товаров Компании, а также с риском, связанным с транспортировкой природного газа, в сегменте логистики и транспортировки Компании.
О Targa Resources Corp.
Targa Resources Corp. является ведущим поставщиком услуг midstream и одной из крупнейших независимых инфраструктурных компаний midstream в Северной Америке. Компания владеет, управляет, приобретает и развивает диверсифицированный портфель дополнительных активов внутренней инфраструктуры среднего потока, и ее деятельность имеет решающее значение для эффективной, безопасной и надежной доставки энергии по всей территории Соединенных Штатов и во все большей степени по всему миру. Активы Компании обеспечивают поставки природного газа и ШФЛУ на внутренний и международный рынки в условиях растущего спроса на экологически чистое топливо и сырье. Компания в основном занимается: сбором, сжатием, обработкой, переработкой, транспортировкой, а также покупкой и продажей природного газа; транспортировкой, хранением, фракционированием, обработкой, покупкой и продажей ШФЛУ и продуктов из ШФЛУ, включая услуги экспортерам сжиженного газа; а также сбором, хранением, транспортировкой, закупкой и продажа сырой нефти.
Targa входит в список FORTUNE 500 и входит в S&P 400.
Для получения дополнительной информации, пожалуйста, посетите веб-сайт компании по адресу www.targaresources.com .
Финансовые показатели, Не относящиеся к ОПБУ
В этом пресс-релизе представлены финансовые показатели Компании, не относящиеся к GAAP: скорректированная EBITDA, распределяемый денежный поток, скорректированный свободный денежный поток и скорректированная операционная маржа (сегмент). В нижеследующих таблицах представлена сверка этих финансовых показателей, не относящихся к GAAP, с их наиболее непосредственно сопоставимыми показателями GAAP.
Компания использует показатели, не относящиеся к GAAP, для анализа результатов деятельности Компании. Скорректированная EBITDA, распределяемый денежный поток, скорректированный свободный денежный поток и скорректированная операционная маржа (сегмент) не являются показателями GAAP. Показатель GAAP, наиболее непосредственно сопоставимый с этими показателями, не относящимися к GAAP, - это доход (убыток) от операций, чистый доход (убыток), относящийся к Targa Resources Corp. и операционная маржа сегмента. Эти показатели, не относящиеся к GAAP, не следует рассматривать в качестве альтернативы показателям GAAP и имеют важные ограничения в качестве аналитических инструментов. Инвесторы не должны рассматривать эти показатели изолированно или в качестве замены анализа результатов Компании, представленных в соответствии с GAAP. Кроме того, поскольку показатели Компании, не относящиеся к GAAP, исключают некоторые, но не все статьи, влияющие на прибыль и операционную маржу сегмента, и определяются разными компаниями в отрасли Компании по-разному, определения Компании могут быть несопоставимы с аналогичными показателями других компаний, что снижает их полезность. Руководство компенсирует ограничения показателей Компании, не относящихся к GAAP, в качестве аналитических инструментов, анализируя сопоставимые показатели GAAP, понимая различия между показателями и включая эти выводы в процессы принятия решений Компании.
Скорректированная Операционная Маржа
Компания определяет скорректированную операционную маржу для сегментов Компании как выручку за вычетом закупок продуктов и топлива. На это влияют объемы и цены на сырьевые товары, а также структура контрактов Компании и программа хеджирования сырьевых товаров.
Сбор и обработка скорректированной операционной прибыли состоит в основном из:
Скорректированная операционная маржа в области логистики и транспорта состоит в основном из:
Влияние скорректированной операционной маржи на нереализованные изменения справедливой стоимости при хеджировании на рынке отражается в разделе "Прочие".
Скорректированная операционная маржа по сегментам Компании предоставляет полезную информацию инвесторам, поскольку она используется в качестве дополнительного финансового показателя руководством и внешними пользователями финансовой отчетности Компании, включая инвесторов и коммерческие банки, для оценки:
Руководство ежемесячно пересматривает скорректированную операционную маржу и операционную маржу для сегментов Компании в качестве основного внутреннего процесса управления. Компания считает, что инвесторы выигрывают от доступа к тем же финансовым показателям, которые руководство использует при оценке операционных результатов Компании. Сверка скорректированной операционной прибыли Компании с наиболее непосредственно сопоставимым показателем GAAP представлена в разделе “Обзор результатов деятельности сегмента”.
Скорректированный показатель EBITDA
Компания определяет скорректированную EBITDA как чистую прибыль (убыток), относящуюся к Targa Resources Corp. до вычета процентов, налогов на прибыль, износа и амортизации и других статей, которые, по мнению Компании, должны быть скорректированы в соответствии с основными операционными показателями Компании. Корректирующие статьи подробно описаны в таблице сверки скорректированной EBITDA и в сносках к ней. Скорректированный показатель EBITDA используется в качестве дополнительного финансового показателя Компанией и внешними пользователями финансовой отчетности Компании, такими как инвесторы, коммерческие банки и другие, для оценки способности активов Компании генерировать денежные средства, достаточные для оплаты процентных расходов, поддержки задолженности Компании и выплаты дивидендов акционерам Компании. инвесторы.
Распределяемый Денежный поток и Скорректированный Свободный Денежный поток
Компания определяет распределяемый денежный поток как скорректированный показатель EBITDA за вычетом процентных расходов по долговым обязательствам, налоговых (расходных) выплат и капитальных затрат на техническое обслуживание (за вычетом любых возмещений затрат по проекту). Компания определяет скорректированный свободный денежный поток как распределяемый денежный поток за вычетом капитальных затрат на рост, за вычетом взносов от неконтролирующей доли участия и чистых взносов на инвестиции в неконсолидированные дочерние компании. Распределяемый денежный поток и скорректированный свободный денежный поток - это показатели эффективности, используемые Компанией и внешними пользователями финансовой отчетности Компании, такими как инвесторы, коммерческие банки и аналитики, для оценки способности Компании генерировать денежные доходы (после обслуживания долга Компании и финансирования капитальных затрат), которые будут используется для корпоративных целей, таких как выплата дивидендов, погашение долга или погашение других финансовых соглашений.
В следующей таблице представлена сверка чистой прибыли (убытка), относящейся к Targa Resources Corp. к скорректированной EBITDA, распределяемому денежному потоку и скорректированному свободному денежному потоку за указанные периоды:
| Three Months Ended March 31, | |||||||
| 2022 | 2021 | ||||||
| (In millions) | |||||||
| Reconciliation of Net income (loss) attributable to Targa Resources Corp. to Adjusted EBITDA, Distributable Cash Flow and Adjusted Free Cash Flow | |||||||
| Net income (loss) attributable to Targa Resources Corp. | $ | 88.0 | $ | 146.4 | |||
| Interest (income) expense, net | 93.6 | 98.4 | |||||
| Income tax expense (benefit) | 22.9 | 15.0 | |||||
| Depreciation and amortization expense | 209.1 | 216.2 | |||||
| (Gain) loss on sale or disposition of assets | (1.0 | ) | — | ||||
| Write-down of assets | 0.5 | 3.5 | |||||
| (Gain) loss from financing activities (1) | 15.8 | 14.7 | |||||
| Equity (earnings) loss | (5.6 | ) | (11.8 | ) | |||
| Distributions from unconsolidated affiliates and preferred partner interests, net | 12.5 | 33.3 | |||||
| Compensation on equity grants | 13.5 | 15.0 | |||||
| Risk management activities | 178.2 | (1.5 | ) | ||||
| Noncontrolling interests adjustments (2) | (1.7 | ) | (13.5 | ) | |||
| Adjusted EBITDA | $ | 625.8 | $ | 515.7 | |||
| Interest expense on debt obligations (3) | (91.7 | ) | (98.8 | ) | |||
| Maintenance capital expenditures, net (4) | (37.7 | ) | (19.0 | ) | |||
| Cash taxes | (1.8 | ) | (0.5 | ) | |||
| Distributable Cash Flow | $ | 494.6 | $ | 397.4 | |||
| Growth capital expenditures, net (4) | (121.4 | ) | (61.0 | ) | |||
| Adjusted Free Cash Flow | $ | 373.2 | $ | 336.4 | |||
______________________
| (1) | Gains or losses on debt repurchases or early debt extinguishments. |
| (2) | Noncontrolling interest portion of depreciation and amortization expense. |
| (3) | Excludes amortization of interest expense. |
| (4) | Represents capital expenditures, net of contributions from noncontrolling interests and includes net contributions to investments in unconsolidated affiliates. |
В следующей таблице представлена сверка расчетной чистой прибыли Компании с расчетной скорректированной EBITDA на 2022 год:
| 2022E | |||
| (In millions) | |||
| Reconciliation of Estimated Net Income attributable to Targa Resources Corp. to | |||
| Estimated Adjusted EBITDA | |||
| Net income attributable to Targa Resources Corp. | $ | 1,260.0 | |
| Interest expense, net | 350.0 | ||
| Income tax expense | 270.0 | ||
| Depreciation and amortization expense | 880.0 | ||
| (Gain) loss on sale of assets | (440.0 | ) | |
| Equity (earnings) loss | — | ||
| Distributions from unconsolidated affiliates and preferred partner interests, net | 45.0 | ||
| Compensation on equity grants | 55.0 | ||
| Noncontrolling interests adjustments (1) | (20.0 | ) | |
| Estimated Adjusted EBITDA | $ | 2,400.0 | |
______________________
| (1) | Noncontrolling interest portion of depreciation and amortization expense. |
Прогнозные заявления
Некоторые заявления в этом выпуске являются “прогнозными заявлениями” по смыслу раздела 27A Закона о ценных бумагах 1933 года с поправками и Раздела 21E Закона о ценных бумагах и биржах 1934 года с поправками. Все заявления, кроме заявлений об исторических фактах, включенные в этот релиз, которые касаются действий, событий или событий, которые, по мнению Компании, будут или могут произойти в будущем, являются заявлениями прогнозного характера. Эти прогнозные заявления основаны на ряде допущений относительно будущих событий и подвержены ряду неопределенностей, факторов и рисков, многие из которых находятся вне контроля Компании, что может привести к тому, что результаты будут существенно отличаться от ожидаемых руководством Компании. Такие риски и неопределенности включают, но не ограничиваются ими, погодные, политические, экономические и рыночные условия, включая снижение цен и рыночного спроса на природный газ, сжиженный природный газ и сырую нефть, влияние пандемий, таких как COVID-19, волатильность цен на сырьевые товары из-за продолжающегося конфликта в Украине, действия Организации стран-экспортеров нефти (“ОПЕК”) и нефтедобывающих стран, не входящих в ОПЕК, сроки и успех усилий по развитию бизнеса и другие факторы неопределенности. Эти и другие применимые неопределенности, факторы и риски более подробно описаны в заявках Компании в Комиссию по ценным бумагам и биржам, включая ее последний Годовой отчет по форме 10-K, а также любые последующие Ежеквартальные отчеты по Форме 10-Q и Текущие отчеты по Форме 8-K. Компания не берет на себя обязательств по обновлению или пересмотру каких-либо прогнозных заявлений, будь то в результате новой информации, будущих событий или иным образом.
Свяжитесь с отделом по связям с инвесторами Компании по электронной почте по адресу InvestorRelations@targaresources.com или по телефону (713) 584-1133.
Санджай ЛадВайс, Президент по финансам и связям с инвесторами
Дженнифер Кнелечиф Финансовый директор
Показать большеПоказать меньше
