美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区,20549
表格
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告 |
截至本财政年度止
或
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
由_至_的过渡期
委托文件编号:
(注册人的确切姓名载于其章程)
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(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区) |
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(国际税务局雇主身分证号码) |
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(主要执行办公室地址) |
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(邮政编码) |
(
(注册人的电话号码,包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券:
每个班级的标题 |
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交易代码 |
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注册的每个交易所的名称 |
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根据该法第12(G)条登记的证券:无
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人,请用复选标记表示。
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。是☐
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告,以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
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☑ |
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加速文件管理器 |
☐ |
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非加速文件服务器 |
☐ |
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规模较小的报告公司 |
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新兴成长型公司 |
如果是一家新兴的成长型公司,用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告,证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编,第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估,该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。
如果证券是根据该法第12(B)条登记的,应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何ffiCER高管在相关恢复期内根据§240.10D-1(B)收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是
注册人的非关联公司持有的普通股的总市值为#美元。
截至2023年2月17日,有
以引用方式并入的文件
注册人为2023年股东年会提交的最终委托书的部分内容将在与本10-K年度报告有关的财政年度结束后120天内提交,通过引用将其并入本10-K年度报告的第三部分。
目录
第一部分 |
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项目1.业务 |
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第1A项。风险因素。 |
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项目1B。未解决的员工评论。 |
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项目2.财产 |
52 |
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项目3.法律诉讼 |
52 |
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第4项矿山安全信息披露 |
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第II部 |
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第5项注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券。 |
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项目6.保留 |
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第七项:管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。 |
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第7A项。关于市场风险的定量和定性披露。 |
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项目8.财务报表和补充数据 |
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第九项会计和财务披露方面的变更和分歧。 |
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第9A项。控制和程序。 |
74 |
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项目9B。其他信息。 |
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项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露. |
75 |
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第三部分 |
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项目10.董事、行政人员和公司治理 |
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第11项.行政人员薪酬 |
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第12项:某些实益所有人的担保所有权和管理层及相关股东事项。 |
76 |
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第十三条某些关系和相关交易,以及董事的独立性。 |
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第14项主要会计费用及服务 |
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第四部分 |
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项目15.物证、财务报表附表 |
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项目16.表格10-K摘要 |
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签名 |
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签名 |
87 |
1
关于前瞻性陈述的警告性声明
Targa Resources Corp.(及其子公司,包括Targa Resources Partners LP(“合伙企业”)、“我们”、“Targa”、“TRGP”或“公司”)的报告、文件和其他公开声明可能不时包含与历史事实无关的陈述。这类声明是“前瞻性声明”。您通常可以通过使用前瞻性陈述,如“可能”、“可能”、“项目”、“相信”、“预期”、“预期”、“估计”、“潜在”、“计划”、“预测”和其他类似词汇,识别符合修订的1933年证券法第27A条和1934年修订的证券交易法第21E条含义的前瞻性陈述。
所有非历史事实的陈述,包括有关我们未来财务状况、业务战略、预算、预计成本和计划以及未来经营的管理目标的陈述,均为前瞻性陈述。
这些前瞻性陈述反映了我们对未来事件的意图、计划、预期、假设和信念,受风险、不确定性和其他因素的影响,其中许多因素是我们无法控制的。可能导致实际结果与前瞻性陈述中明示或暗示的预期大不相同的重要因素包括已知和未知风险。已知的风险和不确定性包括但不限于以下风险和不确定性:
尽管我们认为我们前瞻性陈述的假设是合理的,但任何假设都可能是不准确的,因此,我们不能向您保证本年度报告中包含的前瞻性陈述将被证明是准确的。其中一些可能导致实际结果与前瞻性陈述大不相同的风险和不确定因素在“项目1A”中有更全面的描述。本年度报告中的“风险因素”。除非适用法律另有要求,否则我们没有义务公开更新任何前瞻性陈述或对其提出建议,无论这些变化是由于新信息、未来事件或其他原因造成的。
2
正如能源行业和本年度报告中普遍使用的那样,所确定的术语具有以下含义:
Bbl |
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桶(相当于42美国加仑) |
BBtu |
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十亿英制热量单位 |
Bcf |
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十亿立方英尺 |
BTU |
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英国热量单位,衡量热值的一种单位 |
/d |
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每天 |
FERC |
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联邦能源管理委员会 |
公认会计原则 |
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美国普遍接受的会计原则 |
高尔 |
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美国加仑 |
伦敦银行同业拆借利率 |
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伦敦银行间同业拆借利率 |
液化石油气 |
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液化石油气 |
Mbbl |
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千桶 |
MMbbl |
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百万桶 |
MMBtu |
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百万英热单位 |
MMCF |
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百万立方英尺 |
MMga |
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百万加仑美国 |
NGL(S) |
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天然气液体 |
纽约商品交易所 |
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纽约商品交易所 |
纽交所 |
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纽约证券交易所 |
《独家新闻》 |
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俄克拉荷马州中南部石油省 |
软性 |
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有担保的隔夜融资利率 |
堆栈 |
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更快的趋势,阿纳达科,加拿大和翠鸟 |
VLGC |
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超大型气体运输船 |
3
第一部分
项目1.B有用处。
本10-K表格的以下部分一般指截至2022年12月31日的年度内的业务发展。未包括在本10-K表中的前期业务发展的讨论可在我们的截至2021年12月31日的Form 10-K年度报告.
概述
Targa Resources Corp.(纽约证券交易所代码:TRGP)是特拉华州的一家上市公司,成立于2005年10月。Targa是中游服务的领先提供商,也是北美最大的独立中游基础设施公司之一。我们拥有、运营、收购和开发多元化的国内中游基础设施资产组合。
我们的运营
我们主要从事以下业务:
为了提供这些服务,我们在两个主要部门运营:(I)收集和加工,以及(Ii)物流和运输(也称为下游业务)。
我们的收集和加工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NGL将这些原始天然气加工成可销售天然气的资产;以及用于收集和终止和/或购买和销售原油的资产。采集和加工部门的资产位于得克萨斯州西部和新墨西哥州东南部的二叠纪盆地(包括米德兰盆地、中部盆地和特拉华州盆地);德克萨斯州南部的Eagle Ford页岩;德克萨斯州北部的Barnett页岩;俄克拉何马州的Anadarko、Ardmore和Arkoma盆地(包括勺子和堆叠)和堪萨斯州中南部;北达科他州的Wiliston盆地(包括Bakken和Three Forks Play);以及路易斯安那州墨西哥湾海岸和墨西哥湾的陆上和近海地区。
我们的物流和运输部门包括将混合NGL转化为NGL产品所需的活动和资产,还包括其他资产和增值服务,如NGL和NGL产品的运输、储存、分馏、终止和营销,包括向液化石油气出口商提供的服务,以及支持我们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Grand Prix NGL管道(“Grand Prix”),该管道将我们在二叠纪盆地、俄克拉荷马州南部和德克萨斯州北部的收集和加工基地与我们在德克萨斯州贝尔维尤的下游设施连接起来。我们的下游设施主要位于德克萨斯州的贝尔维尤和加莱纳公园,以及路易斯安那州的查尔斯湖。
其他包括与未被指定为现金流对冲的衍生工具合约有关的未实现按市值计价的收益/损失。
4
下图突出显示了截至2022年12月31日我们更为重要的资产:
5
最新发展动态
为了应对不断增加的产量以及满足生产商和下游客户的基础设施需求,我们的主要扩建项目包括:
二叠纪中部地区的加工扩张
特拉华州二叠纪的加工扩张
分馏膨胀
NGL管道扩建
6
资本投资、收购和资产剥离
于2022年1月,我们完成以9.263亿美元收购石峰基建伙伴公司(“石峰”)在我们的开发公司合资企业(“Devco合资企业”)中的全部权益(“Devco合资企业回购”)。继Devco JV回购后,吾等透过Grand Prix Pipeline LLC(“Grand Prix Pipeline LLC”)拥有大奖赛二叠纪至Mont Belvieu段75%的权益(大奖赛交易前,定义见下文)、位于德克萨斯州Mont Belvieu的Train 6分馏塔100%权益及墨西哥湾快速管道(“GCX”)25%股权(定义见GCX出售前)。Devco合资公司的回购导致我们综合资产负债表上的非控股权益减少了8.579亿美元。
2022年4月,我们完成了对Southcross Energy Operating LLC及其子公司(“Southcross”)的补充性收购,收购价为2.019亿美元(“南得克萨斯收购”),但须按惯例进行成交调整。我们在2022年第四季度支付了大约150万美元的最终净营运资本调整付款。我们收购了一系列互补性的中游基础设施资产和相关合同,这些资产和合同已整合到我们的SouthTX采集和加工业务中,包括我们之前作为对未合并附属公司的投资持有的位于南得克萨斯州的两家合资企业的剩余权益,这两家合资企业从2022年第二季度开始整合。
2022年5月,我们完成了以8.57亿美元将持有GCX 25%股权的Targa GCX管道有限责任公司出售给第三方的交易(“GCX出售”)。作为出售GCX的结果,我们在2022年第二季度确认了出售权益法投资的收益(亏损)4.359亿美元。
2022年7月,我们完成了以约35亿美元现金收购特拉华州Lucid Energy,LLC(“Lucid”)的所有权益(“特拉华州盆地收购”),这取决于惯例的成交调整。我们在2022年第四季度收到了最终净营运资本调整付款约1,140万美元。在特拉华盆地收购中收购的资产主要在新墨西哥州的埃迪县和利亚县拥有和运营约1,050英里的天然气管道和约14亿立方英尺/天的低温天然气处理能力,从而在特拉华盆地提供天然气收集、处理和加工服务。特拉华州盆地收购资产整合到我们的二叠纪特拉华州业务中。
于2023年1月,我们完成以约10.5亿美元现金收购Blackstone Energy Partners于Grand Prix合资公司的25%权益(“Grand Prix交易”)。随着大奖赛交易的完成,我们拥有大奖赛100%的股份,包括代托纳NGL管道。
有关我们的收购和资产剥离的更多详情,请参阅本10-K表格中F-1页开始的附注4-收购和资产剥离以及附注7-在我们的合并财务报表中的非合并关联公司的投资。
普通股回购与优先股赎回
2022年第四季度,我们以加权平均价70.75美元回购了395,798股普通股,总净成本为2,800万美元。在截至2022年12月31日的一年中,我们以加权平均价65.87美元回购了3412,354股普通股,总净成本为2.248亿美元。截至2022年12月31日,我们的5亿美元普通股回购计划剩余1.438亿美元。
2022年5月,我们以每股1,050.00美元的赎回价格赎回了A系列优先股(“A系列优先股”)的所有已发行和流通股,赎回价格为每股8.87美元,即从2022年4月1日至2022年5月3日(但不包括)赎回日的应计和未支付股息。
于赎回后,本公司并无A系列优先股未偿还,而A系列优先股持有人的所有权利亦已终止。请参阅本公司合并财务报表附注11-优先股以作进一步讨论。
7
融资活动
2022年2月,我们与作为行政代理和摆动额度贷款方的美国银行以及其他贷款方(“TRGP Revolver”)签订了一项信贷协议。TRGP Revolver规定了一项循环信贷安排,初始本金总额最高为27.5亿美元,并有权根据TRGP Revolver的条款,在未来将此类最高本金总额增加至多5.0亿美元,包括最高1.00亿美元的周转额度子安排。TRGP Revolver将于2027年2月到期。在加入TRGP Revolver的过程中,我们终止了之前的TRGP优先担保循环信贷安排(“以前的TRGP Revolver”)和合伙企业的高级担保循环信贷安排(“Partnership Revolver”)。2022年2月,TRGP和合伙企业获得了标准普尔金融服务有限责任公司(标准普尔)和惠誉评级公司(惠誉)的企业投资级信用评级,2022年3月,合伙企业获得了穆迪投资者服务公司(穆迪)的企业投资级信用评级。因此,根据TRGP Revolver的规定,TRGP Revolver下的抵押品被解除了担保我们在其下的义务的留置权。由于之前的TRGP Revolver和Partnership Revolver的终止,我们记录了80万美元的损失,原因是债务发行成本的注销。
于2022年3月,该合伙公司赎回所有于2027年到期的未偿还5.375厘优先债券(“5.375厘债券”),并根据TRGP Revolver以可用流动资金赎回。由于赎回5.375%的债券,我们录得1,500万美元的债务清偿亏损,其中包括1,260万美元的保费和2,400,000美元的债务发行成本的撇账。
于2022年4月,本公司完成了(I)2033年到期的4.200厘优先债券本金总额7.5亿美元(“4.200%债券”)及(Ii)2052年到期的4.950厘优先债券本金总额7.5亿美元(“4.950%债券”)的包销公开发售,所得款项净额约15亿美元。发行所得款项净额的一部分用作同时进行的现金投标要约(“三月投标要约”)及其后赎回合伙公司于2026年4月到期的5.875厘优先票据(“5.875厘票据”)的资金,其余款项则用于偿还根据“债务工具协议”尚未偿还的借款。由于3月份的投标要约和随后赎回5.875%债券,我们录得3,380万美元的债务清偿亏损,其中包括支付的2,930万美元的保费和450万美元的债务发行成本的撇账。
于2022年7月,本公司完成公开发售(I)于2027年到期的5.200厘优先债券本金总额7.5亿美元(“5.200%债券”)及(Ii)于2052年到期的6.250厘优先债券本金总额5.00亿美元(“6.250%债券”),所得款项净额约12亿美元。我们用发行的净收益为特拉华盆地收购的一部分提供资金。
于2022年7月,吾等与作为行政代理及贷款方的瑞穗银行有限公司及其他贷款方订立定期贷款协议(“定期贷款安排”)。定期贷款安排提供三年期、15亿美元的无担保定期贷款安排,将于2025年7月到期。我们用所得资金为收购特拉华盆地的一部分提供资金。
2022年7月,我们建立了一个无担保商业票据计划(“商业票据计划”)。根据商业票据计划的条款,我们可以不时发行期限不同的一年以下的无担保商业票据。商业票据计划下的可用金额可不时发行、偿还和重新发行,任何时候未偿还的面值或本金总额不得超过27.5亿美元。我们维持TRGP Revolver下的最低可用借款能力,相当于商业票据计划下未偿还的总金额作为支持。商业票据计划由为TRGP Revolver提供担保的每个子公司提供担保。
于2022年9月,我们修订了合伙企业的应收账款证券化贷款(“证券化贷款”),其中包括将贷款规模从4.0亿美元增加至8.0亿美元,并将贷款终止日期延长至2023年9月1日。
于2023年1月,本公司完成一项包销公开发售,本金总额为(I)2033年到期的6.125厘优先债券本金总额(“6.125厘债券”)及(Ii)于2053年到期的6.500厘优先债券本金总额8.5亿元(“6.500厘债券”),所得款项净额约为17亿美元。我们将发行所得净收益的一部分用于为Grand Prix交易提供资金,其余净收益用于一般企业用途,包括减少TRGP Revolver和商业票据计划下的借款。
有关我们最近与债务相关的交易的更多信息,请参阅我们综合财务报表的附注8-债务义务。
8
组织结构
下图显示了我们截至2023年2月17日的公司结构:
增长动力、竞争优势和战略
虽然我们相信,根据我们的增长动力、竞争优势和以下概述的战略,我们处于有利地位来执行我们的业务战略,但我们的业务存在许多风险和不确定性,这些风险和不确定性可能会阻碍我们执行我们的战略。这些风险包括天然气、天然气和凝析油/原油价格变化的不利影响,这些商品的供应或需求,以及我们无法获得足够的额外供应来弥补产量的自然下降。有关对我们的投资相关风险的更完整描述,请参阅“项目1A”。风险因素。
全面的中游服务组合
我们为天然气和原油生产商提供一整套服务。这些服务对于收集、加工、处理、购买和销售井口天然气以满足管道标准;提取、运输和分馏天然气以销售到石化、工业、商业和出口市场;以及收集和/或购买和销售原油至关重要。我们相信,我们提供这些综合服务的能力为我们在竞争新供应方面提供了优势,因为我们可以提供生产商、营销者和其他人以具有成本效益的基础上将天然气、NGL和原油从井口运往市场所需的基本上所有服务。此外,我们相信,我们在关键战略位置建设和收购资产方面的重大投资,以及我们在运营此类资产方面的专业知识,使我们处于有利地位,能够继续成为中游行业领先的综合服务提供商。
9
我们的运输资产通过将供应与关键市场联系起来,进一步增强了我们在提供跨NGL和天然气价值链的综合中游服务方面的地位。Grand Prix将我们的许多采集和加工地点(包括二叠纪盆地)与我们在德克萨斯州贝尔维尤的下游设施连接起来,后者是美国主要的NGL市场中心。此外,我们整合的Mont Belvieu和Galena Park海运码头资产使我们能够提供原料、分馏、储存、互联码头、冷藏和装船能力,以支持第三方客户的出口。
战略位置和领先的基础设施位置
我们相信,我们的资产不容易复制,位于许多有吸引力的活跃的勘探和生产活动地区,靠近关键市场和物流中心。我们的收集和加工基础设施位于有吸引力的石油和天然气生产盆地,并在这些盆地中处于有利地位。我们收集资产背后的页岩资源活动是由每个活动中特定储油层的石油、凝析油、天然气和天然气生产的经济性推动的,影响我们可用于在我们的系统上收集、加工和/或购买和销售的天然气和原油的数量。生产商继续将钻探活动集中在他们最具吸引力的区域,特别是在二叠纪盆地,我们在那里拥有大量位置良好且相互关联的足迹,受益于我们系统内和周围的钻井活动。
随着这些地区的钻探继续进行,需要运输到市场枢纽和分馏的NGL供应预计将继续增长。对运输、分馏和出口能力的持续需求预计将导致对我们的物流和运输资产提供的其他相关收费服务的需求增加,并提供其他增长机会。我们的采集和加工以及Grand Prix提供的下游业务的连接进一步使我们能够抓住这些增长机会。此外,我们是墨西哥湾沿岸最大的NGL分馏企业之一。我们的分馏资产主要位于主要的NGL市场中心,靠近并连接着NGL产品的主要消费者,包括石化和工业市场。我们的物流资产,包括分馏设施、储油井、我们的低乙烷丙烷脱乙烷塔、我们的Galena Park海运码头和相关的管道系统和互连,包括与许多混合NGL(“混合NGL”或“Y级”)供应管道、储存、互连和外卖管道以及其他运输基础设施的连接。这些资产的位置和互联互通不容易复制,我们有额外的能力来扩大它们的容量。
优质高效资产
我们的收集和处理系统以及物流和运输资产由高质量、维护良好的设施组成,从而实现低成本、高效率的运营。已为加工厂(主要是使用集中控制系统的低温装置)、测量系统(基本上所有电子和电子连接到中央数据库的系统)以及操作和维护管理系统实施先进技术,以管理工单和实施预防性维护计划(计算机化维护管理系统)。这些应用程序允许对我们的运营进行主动管理,从而降低成本并最大限度地减少停机时间。我们在中游行业树立了向客户提供可靠且具成本效益的服务供应商的声誉,我们的设施在安全、高效和可靠的运营方面有着良好的记录。我们将继续寻求新的合同、成本效益和我们资产的运营改善。在过去,这种改进包括新的产量和种植面积承诺,减少燃料气和火炬数量,提高设施产能和天然气回收。我们还将继续优化现有工厂资产,以提高和最大限度地提高产能和生产能力。
除了例行的年度维护费用外,在过去三年中,我们的维护资本支出平均每年约为1.41亿美元。我们相信我们的资产得到了很好的维护,我们专注于继续以谨慎、安全和具有成本效益的方式运营我们的现有资产和新资产。
财务灵活性
我们历来保持着充足的流动性,并通过运营、股权、债务、资产出售和合资企业的现金流组合为我们的增长投资提供资金,以管理我们的杠杆率。对流动性、杠杆和大宗商品价格波动的严格管理,使我们能够灵活地制定长期增长战略,并在派息后以保持良好信用状况的方式配置我们的自由现金流。
经验丰富、长期专注的管理团队
我们目前的执行管理团队拥有在中游能源业务工作的广度和深度经验。我们执行管理团队的某些成员在被Targa收购之前或之后不久就加入了我们的业务。其他管理人员和主要员工在该行业拥有丰富的经验,包括在运营我们现有资产以及开发、批准和建设新资产方面的丰富经验。
10
有吸引力的现金流特征,拥有大量多样化的业务组合,合同有利,收费业务增加
我们相信,我们的战略与我们的高质量资产组合相结合,使我们能够产生有吸引力的现金流。地理、业务和客户的多样性增强了我们的现金流状况。我们根据以收费为主的合同条款,向我们运营区域内的各种客户提供服务。我们的收集和加工分部合同组合的费用利润率越来越高,其驱动因素是:(I)天然气处理和压缩的收益百分比合同中增加的费用,(Ii)结合收益百分比和费用部分的新/修订合同,包括费用下限,以及(Iii)基于费用的天然气收集和加工和原油收集合同。我们收集和加工部分的沿海部分的合同主要是混合合同(有费用下限的液体百分比)或液体百分比合同(根据这一合同,我们获得商定的NGL实际收益的百分比)。
下游业务的合同主要是以费用为基础的(根据数量和合同费率),有很大的按需付费部分。我们的合同组合,以及我们的大宗商品对冲计划,有助于缓解大宗商品价格波动对现金流的影响。
我们已通过达成财务结算的衍生品交易,对冲了与我们预期的部分天然气、天然气和凝析油权益量、未来大宗商品买卖和运输基础风险相关的大宗商品价格风险。我们特意定制了我们的套期保值,以接近特定的NGL产品,并接近我们实际的NGL和残渣天然气输送地点。尽管对冲的程度会有所不同,但我们打算继续通过进行对冲交易来管理我们对大宗商品价格的部分敞口。我们还监控和管理我们的库存水平,以期减少与价格下跌相关的损失。
我们的业务运营
我们的业务分为两个部分:(I)收集和加工,以及(Ii)物流和运输(也称为下游业务)。
收集和处理数据段
我们的收集和加工部门包括天然气的收集、压缩、处理、加工、运输和买卖以及原油的收集、储存、终止和收购和销售。天然气的收集或购买包括将不同油井生产的天然气通过不同直径的收集管道聚集到加工厂。天然气的组成有很大的不同,取决于油田、地层和生产天然气的储集层。天然气的加工包括提取埋藏的天然气和去除水蒸气和其他污染物,以形成(I)可销售的天然气流,通常称为残渣气,和(Ii)混合的天然气流。一旦经过处理,残渣气体就会通过残渣气体管道输送到市场。废气的最终用户包括大型商业和工业客户,以及为个人消费者服务的天然气和电力公用事业。我们将残渣气体直接出售给这些最终用户,或者卖给营销者进入州内或州际管道,这些管道通常位于很近的位置,或者可以随时进入我们的设施。原油的收集或购买包括通过我们的管道收集系统聚合原油产量,这些系统将原油输送到其他管道、铁路和卡车的组合。
我们不断寻求新的天然气和原油供应,以抵消相连油井产量的自然下降,并增加吞吐量。我们通过承包新油井的生产或获取其他公司目前收集的现有产量,在我们的作业区获得额外的天然气和原油供应。对新的天然气和原油供应的竞争主要基于资产的位置、商业条款,包括先前存在的合同、服务水平和市场准入。天然气收集和加工安排和原油收集的商业条款部分受到资本成本的影响,而资本成本受到系统距离供应源的距离和运营成本的影响,运营成本受到运营效率、设施设计和规模经济的影响。
采集和加工部门的资产位于得克萨斯州西部和新墨西哥州东南部的二叠纪盆地(包括米德兰盆地、中部盆地和特拉华州盆地);德克萨斯州南部的Eagle Ford页岩;德克萨斯州北部的Barnett页岩;俄克拉何马州的Anadarko、Ardmore和Arkoma盆地(包括勺子和堆叠)和堪萨斯州中南部;北达科他州的Wiliston盆地(包括Bakken和Three Forks),以及路易斯安那州墨西哥湾沿岸和近海地区的陆上和近海地区。在这一段加工的天然气通过我们的收集系统供应,这些收集系统总共由大约30,900英里长的天然气管道组成,包括50个自有和运营的加工厂。
11
采集和加工部分的业务包括(一)二叠纪中部和二叠纪特拉华(也称为“二叠纪”),(二)南德克萨斯州、北得克萨斯州、南奥克州、西奥克州(也称为“中部”),(三)沿海和(四)荒地,如下所述:
二叠纪米德兰
二叠纪Midland系统由大约7210英里的天然气收集管道和17个加工厂组成,总处理能力为3039MMcf/d,所有这些都位于德克萨斯州西部的二叠纪盆地内。其中11家工厂和大约5,100英里的集输管道属于一家合资企业(“WestTX”),我们拥有该合资企业约72.8%的股权。先锋自然资源公司(Pioneer Natural Resources)是二叠纪盆地的主要生产商,拥有WestTX的剩余权益
系统。
为应对增产和满足生产者的基础设施需求:
特拉华州二叠纪
二叠纪特拉华州系统包括大约7200英里的天然气收集管道和15个加工厂,总生产能力为2670MMcf/d,所有这些都位于得克萨斯州西部和新墨西哥州东南部的特拉华州盆地内。
作为2022年7月特拉华盆地收购的一部分,我们收购了约1,050英里的天然气管道和1.4Bcf/d的低温天然气处理能力,主要是在新墨西哥州的Eddy和Lea县,包括收购时正在建设中的Red Hills VI工厂。红山六号工厂于2022年第三季度末开始运营。
为应对增产和满足生产者的基础设施需求:
南德克萨斯州
南得克萨斯州系统包括大约2100英里的高压和低压集输管道,以及位于鹰滩页岩的三个天然气加工厂,总处理能力为660MMcf/d。南得克萨斯州系统通过Silver Oak I、Silver Oak II和Raptor天然气加工厂处理天然气。
在完成对南得克萨斯州的收购之前,我们与Southcross Energy Partners LLC的一家子公司在南得克萨斯州参与并担任两家合资企业的运营者,其中包括我们在T2 Lasalle Gathering Company LLC(“T2 Lasalle”)的75%股份和我们在T2 Eagle Ford Gathering Company LLC(“T2 Eagle Ford”)的50%股份,以及(“T2合资企业”)。在完成对南得克萨斯的收购后,我们拥有T2合资企业100%的权益。T2 LaSalle拥有约70英里的高压集输管道,T2 Eagle Ford拥有约120英里的高压集输管道。这两条管道一起收集天然气,并将其输送到Silver Oak工厂。T2 Eagle Ford还拥有Silver Oak工厂下游的残渣天然气输送管道。
我们还参与了第三家合资企业(“Carnero合资企业”)在南得克萨斯州与演进过渡基础设施LP(“演变过渡基础设施”)。我们拥有50%的权益,演进过渡基础设施拥有剩余的50%权益。Carnero合资企业拥有并运营Silver Oak II工厂、Raptor工厂和大约50英里的高压
12
收集管道位于德克萨斯州拉萨尔、迪米特和韦伯县,将梅斯奎特能源公司的卡塔琳娜牧场收集系统和科曼奇牧场面积连接到猛禽工厂。
德克萨斯州北部
德克萨斯州北部包括沃斯堡盆地的CHICO收集系统,该系统从巴尼特页岩和大理石瀑布收集天然气,供CHICO工厂加工,处理能力为265MMcf/d。该系统由大约4700英里长的管道组成,收集井口天然气。
SouthOk
SouthOk收集系统位于Ardmore和Anadarko盆地,包括俄克拉荷马州南部的Golden Trend、Shoop和Woodford页岩地区。收集系统由12个县约1600英里长的管道组成。
SouthOk系统包括六个独立的加工厂,总加工能力为710MMcf/d,其中包括:由我们的Centrahoma合资企业拥有的Coalgate、Stonewall、Hickory Hills和Tupelo工厂,以及我们全资拥有的Velma和Velma V-60工厂。我们拥有Centrahoma 60%的股权。Centrahoma剩余的40%所有权权益由MPLX,LP持有。
WestOK
WestOK收集系统位于俄克拉荷马州中北部和堪萨斯州南部的阿纳达科盆地,包括伍德福德页岩和堆叠。收集系统由15个县约6600英里长的管道组成。
WestOK系统的总处理能力为400MMcf/d,拥有两个独立的低温天然气处理厂,称为Waynoka I和Waynoka II设施。
沿海地区
我们的Coastal资产位于路易斯安那州和近海,通过连接到第三方管道或通过我们拥有的管道,收集和处理墨西哥湾中部和西部浅水天然气井生产的天然气,以及墨西哥湾深水陆架和深水生产的天然气。Coastal系统的总处理能力为2,025 MMcf/d,综合分馏能力为11 Mbl/d,由大约1,000英里的陆上收集系统管道和大约200英里的海上收集系统管道组成。这些加工厂包括三个全资拥有并运营的工厂,一个部分拥有并运营的工厂,以及一个部分拥有且未运营的工厂。我们的Coastal工厂可以通过它们相互连接的州际天然气管道进入美国各地的市场。该行业继续对路易斯安那州西部墨西哥湾沿岸的天然气加工能力进行合理化,大部分生产量都流向了效率更高的工厂,如我们的Lowry和Gillis工厂。
荒地
我们的Badland业务位于北达科他州Wiliston盆地的Bakken和Three Forks页岩区,包括约500英里的原油集输管道、Johnsons Corner码头的运营原油存储能力120 MBbl、Alexander码头的运营原油存储能力30 MBbl、New town的运营原油存储能力30 MBbl以及Stanley的运营原油存储能力25 MBbl。巴德兰的资产还包括大约300英里长的天然气收集管道和小密苏里州I-III天然气加工厂,其处理能力为90MMcf/d。此外,Targa还运营着200MMcf/d的小密苏里州4厂(“LM4工厂”),Targa Badland和Hess Midstream Partners LP分别拥有该工厂50%的权益。通过与Blackstone Credit和Blackstone Tactical Opportunities(统称为“Blackstone”)的合资企业,Targa拥有Targa Badland 55%的股份。该合营公司是一间综合附属公司,其财务业绩及相关统计数字按毛额列报。Targa Badland向Blackstone和Targa支付最低季度分销(MQD),Blackstone拥有MQD的优先权利。此外,黑石集团的出资在出售Targa Badland时拥有清算优先权。Targa Badland是一个独立的实体,Targa Badland的资产和信贷不能用于偿还Targa或其其他子公司的债务和其他义务。
下表列出了截至2022年12月31日的年度收集和加工部门的加工厂和相关数量:
13
设施 |
|
过程 |
|
已运营 |
|
%拥有 |
|
|
位置 |
|
正在处理中 |
|
|
种 |
|
|
NGL |
|
||||
二叠纪米德兰 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
整合者(6) |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
72.8 |
|
|
德克萨斯州里根县 |
|
|
150.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
米德基夫(6) |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
72.8 |
|
|
德克萨斯州里根县 |
|
|
70.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
驱动程序(6) |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
72.8 |
|
|
德克萨斯州米德兰县 |
|
|
220.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
本尼达姆(6) |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
72.8 |
|
|
德克萨斯州厄普顿县 |
|
|
45.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
爱德华(6) |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
72.8 |
|
|
德克萨斯州厄普顿县 |
|
|
220.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
水牛城(6) |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
72.8 |
|
|
德克萨斯州马丁县 |
|
|
220.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
乔伊斯(6) |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
72.8 |
|
|
德克萨斯州厄普顿县 |
|
|
220.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
约翰逊(6分) |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
72.8 |
|
|
德克萨斯州米德兰县 |
|
|
220.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
霍普森(6) |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
72.8 |
|
|
德克萨斯州米德兰县 |
|
|
275.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
彭布鲁克(6) |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
72.8 |
|
|
德克萨斯州厄普顿县 |
|
|
275.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
网关(6) |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
72.8 |
|
|
德克萨斯州里根县 |
|
|
275.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
梅特宗 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
德克萨斯州伊里昂县 |
|
|
52.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
英镑 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
德克萨斯州斯特林县 |
|
|
92.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
泰山(7) |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
德克萨斯州马丁县 |
|
|
10.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
高原区 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
德克萨斯州米德兰县 |
|
|
220.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
海姆(8) |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
德克萨斯州里根县 |
|
|
200.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
传统(8) |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
德克萨斯州米德兰县 |
|
|
275.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
总面积 |
|
|
3,039.0 |
|
|
|
2,223.6 |
|
|
|
321.7 |
|
|
特拉华州二叠纪 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
沙丘 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
德克萨斯州克雷恩县 |
|
|
165.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
爱 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
德克萨斯州洛夫县 |
|
|
70.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
瓦胡岛 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
德克萨斯州佩科斯县 |
|
|
60.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
野猫 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
德克萨斯州温克勒县 |
|
|
250.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
猎鹰 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
德克萨斯州卡尔伯森县 |
|
|
275.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
尤妮斯 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
新墨西哥州利县 |
|
|
110.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
纪念碑(9) |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
新墨西哥州利县 |
|
|
85.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
百富勤 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
德克萨斯州卡尔伯森县 |
|
|
275.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
路人 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
新墨西哥州埃迪县 |
|
|
230.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
红山一号 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
新墨西哥州利县 |
|
|
60.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
红山II |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
新墨西哥州利县 |
|
|
200.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
红山三号 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
新墨西哥州利县 |
|
|
200.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
红山四号 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
新墨西哥州利县 |
|
|
230.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
红山五号 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
新墨西哥州利县 |
|
|
230.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
红山六号 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
新墨西哥州利县 |
|
|
230.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
总面积 |
|
|
2,670.0 |
|
|
|
1,536.1 |
|
|
|
193.9 |
|
|
南德克萨斯州 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Silver Oak I |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
德克萨斯州比尔县 |
|
|
200.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
银橡树II |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
50.0 |
|
|
德克萨斯州比尔县 |
|
|
200.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
猛禽 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
50.0 |
|
|
德克萨斯州拉萨尔县 |
|
|
260.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
总面积 |
|
|
660.0 |
|
|
|
276.5 |
|
|
|
31.2 |
|
|
德克萨斯州北部 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
奇科 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
德克萨斯州怀斯县 |
|
|
265.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
总面积 |
|
|
265.0 |
|
|
|
187.0 |
|
|
|
21.2 |
|
|
SouthOk |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Coalgate(10) |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
60.0 |
|
|
俄克拉荷马州科尔县 |
|
|
80.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
石墙 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
60.0 |
|
|
俄克拉荷马州科尔县 |
|
|
200.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
图珀洛 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
60.0 |
|
|
俄克拉荷马州科尔县 |
|
|
120.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
Hickory Hills |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
60.0 |
|
|
俄克拉何马州休斯县 |
|
|
150.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
维尔玛 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
俄克拉何马州斯蒂芬斯县 |
|
|
100.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
维尔玛V-60 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
俄克拉何马州斯蒂芬斯县 |
|
|
60.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
总面积 |
|
|
710.0 |
|
|
|
406.8 |
|
|
|
47.6 |
|
|
WestOK |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
韦诺卡一世 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
俄克拉何马州伍兹县 |
|
|
200.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
韦诺卡二世 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
俄克拉何马州伍兹县 |
|
|
200.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
总面积 |
|
|
400.0 |
|
|
|
208.7 |
|
|
|
14.6 |
|
|
沿海地区 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
吉利斯(11) |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
路易斯安那州卡尔卡西厄教区 |
|
|
180.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
《大湖》(7) |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
路易斯安那州卡尔卡西厄教区 |
|
|
180.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
维斯科 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
76.8 |
|
|
洛杉矶普莱克明斯教区 |
|
|
750.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
劳瑞 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
100.0 |
|
|
卡梅隆·帕里什,洛杉矶 |
|
|
265.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
海知更鸟 |
|
冷冻机 |
|
非运营 |
|
|
1.2 |
|
|
路易斯安那州朱红教区 |
|
|
650.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
总面积 |
|
|
2,025.0 |
|
|
|
537.6 |
|
|
|
32.0 |
|
|
荒地 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
《小密苏里》I-III(12集) |
|
低温/RA |
|
已运营 |
|
|
55.0 |
|
|
新泽西州麦肯齐县 |
|
|
90.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
小密苏里四号 |
|
冷冻机 |
|
已运营 |
|
|
27.5 |
|
|
新泽西州麦肯齐县 |
|
|
200.0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
总面积 |
|
|
290.0 |
|
|
|
134.9 |
|
|
|
16.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
细分市场系统合计 |
|
|
10,059.0 |
|
|
|
5,511.2 |
|
|
|
678.3 |
|
14
物流和运输细分市场
我们的物流和运输部门也被称为我们的下游业务。我们的下游业务包括运输混合NGL并将其转化为NGL产品所需的活动和资产,还包括下文所述的其他资产和增值服务。物流和运输部门包括Grand Prix和相关资产,这些资产通常与我们的收集和加工部门有关,部分由我们提供。这些资产主要位于德克萨斯州的贝尔维尤和加莱纳公园,以及路易斯安那州的查尔斯湖。我们的分馏、管道运输、储存和终端业务包括大约2300英里的公司拥有的管道,用于运输混合的NGL和规格产品。
物流和运输部门还通过美国各地的终端和运输资产运输、分发、购买和销售NGL。我们在阿拉巴马州、亚利桑那州、加利福尼亚州、佛罗里达州、肯塔基州、路易斯安那州、密西西比州、新泽西州、北卡罗来纳州、宾夕法尼亚州、田纳西州、德克萨斯州和华盛顿州的终端设施拥有或销售产品。我们资产的地理多样性为许多NGL客户提供了直接通道,并通过卡车、驳船、轮船、轨道车和第三方拥有的开放式受监管的NGL管道进入市场。
运输管道
我们的主要管道资产是Grand Prix,它将我们在二叠纪盆地、德克萨斯州北部和俄克拉荷马州南部的收集和加工地点(以及第三方地点)连接到我们位于德克萨斯州贝尔维尤的NGL市场中心的分馏和储存设施。Grand Prix通过直径24英寸的管道从二叠纪盆地输送天然气,可扩展至550 MBbl/d,并通过一条不同容量的管道从德克萨斯州北部、俄克拉荷马州南部和中部输送NGL,这两条管道都连接着直径30英寸的管段,进入贝尔维尤山,可扩展至950 MBbl/d。截至2022年12月31日,我们通过Grand Prix合资企业拥有Grand Prix二叠纪至Mont Belvieu段75%的权益。2023年1月,我们宣布并完成收购Grand Prix合资公司剩余25%的权益。
我们正在建设代托纳天然气管道,作为大奖赛的补充。这条管道将从二叠纪盆地输送NGL,并连接到德克萨斯州北部直径30英寸的Grand Prix路段,在那里,容量将被运输到我们位于德克萨斯州Mont Belvieu的NGL市场枢纽的分馏和存储综合体。代托纳天然气管道预计将于2024年底投入使用。
通过我们在Cayenne Pipeline,LLC(“Cayenne”)的50%股权,我们运营Cayenne管道,该管道将混合NGL从路易斯安那州威尼斯的Vesco输送到路易斯安那州托卡市的第三方NGL管道。
分馏
在现场提取后,混合的NGL通常被运输到中央设施进行分馏,在那里混合的NGL被分离成离散的NGL产品:乙烷、乙烷-丙烷混合物、丙烷、正丁烷、异丁烷和天然汽油。
我们相信,在可预见的未来,由于美国德克萨斯州、新墨西哥州、俄克拉何马州和落基山脉等地区页岩和其他页岩技术驱动的资源区块的NGL产量历史上有所增加,以及通过通往蒙大拿州的管道进入的某些其他盆地,将有足够数量的混合NGL可用于商业上可行的分馏
15
Belvieu以及二叠纪盆地、中大陆、东得克萨斯州、南路易斯安那州和墨西哥湾陆架和深水湾等地区传统的NGL生产。
尽管对NGL分馏服务的竞争主要是基于分馏费,但NGL分馏商获得混合NGL和分销NGL产品的能力也是一个重要的竞争因素。这种能力取决于存储基础设施的存在以及进行此类操作所需的供应和市场连接。我们相信,我们物流资产的位置、范围和能力,包括我们的运输和配送系统,使我们能够进入混合NGL的大量来源和大量的最终用途市场。
在我们贝尔维尤山上运营的工厂,我们有8个分馏列车,总运力为843.0 Mbl/d,包括:(1)5个分馏列车,总容量为493.0 Mbl/d,是我们88%拥有的雪松Bayou分馏塔的一部分;(2)Targa全资拥有的110Mbl/d分馏列车6;(3)Train 7,Targa和Williams Companies,Inc.的合资企业,120Mbl/d分馏列车;以及(4)Train 8,Targa拥有80%的股权塔尔加全资拥有的120MBbl/d分馏列车。Train 7的某些与分馏相关的基础设施,如储藏室和盐水处理,由Targa出资,并由Targa 100%拥有。我们的分馏列车与我们现有的墨西哥湾沿岸NGL储存、终点站和运输基础设施完全集成,其中包括与主要石化和工业客户的广泛网络连接,以及我们位于休斯顿船道上加莱纳公园的液化石油气出口终端。
我们还在贝尔维尤运营的设施中建造9号列车,预计将于2024年第二季度开始运营。
我们在路易斯安那州的查尔斯湖还有一个全资拥有和运营的分馏设施,产能为55.0MBbl/d。
除了我们运营的设施外,我们还在GCF持有股权投资,GCF也位于贝尔维尤山上。2021年1月,GCF设施暂时闲置,但可根据当时的市场条件和与我们合作伙伴的协议重新启动。我们于2021年上半年担任GCF的运营者。2023年1月,我们与合作伙伴达成重启全球合作框架的协议。该设施预计将在2024年第一季度投入运营。
我们还在新墨西哥州的莫蒙特和路易斯安那州的吉利斯拥有分馏资产,这些资产包括在我们的采集和加工部门。此外,我们在德克萨斯州的蒙特贝尔维尤拥有一个天然汽油加氢处理机,其处理能力为35.0MBbl/d,可从天然汽油中脱除硫,使客户能够满足严格的燃料含量标准。
下表详细说明了物流和运输部门的分级和处理设施:
设施 |
|
位置 |
|
%拥有 |
|
|
容量 |
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|
2022年吞吐量(MBbl/d) |
|
|||
雪松河口分馏塔(2) |
|
德克萨斯州贝尔维尤山 |
|
|
88.0 |
|
|
|
493.0 |
|
|
|
|
|
列车6分馏塔 |
|
德克萨斯州贝尔维尤山 |
|
|
100.0 |
|
|
|
110.0 |
|
|
|
|
|
列车7分馏塔 |
|
德克萨斯州贝尔维尤山 |
|
|
80.0 |
|
|
|
120.0 |
|
|
|
|
|
列车8分馏塔 |
|
德克萨斯州贝尔维尤山 |
|
|
100.0 |
|
|
|
120.0 |
|
|
|
|
|
查尔斯湖分馏塔(3) |
|
查尔斯湖,洛杉矶 |
|
|
100.0 |
|
|
|
55.0 |
|
|
|
|
|
分馏总数 |
|
|
|
|
|
|
|
898.0 |
|
|
|
731.7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
墨西哥湾沿岸分馏塔(4) |
|
德克萨斯州贝尔维尤山 |
|
|
38.8 |
|
|
|
135.0 |
|
|
|
— |
|
塔尔加LSNG加氢处理机 |
|
德克萨斯州贝尔维尤山 |
|
|
100.0 |
|
|
|
35.0 |
|
|
|
31.6 |
|
NGL存储和终端
一般来说,我们的NGL存储资产在地下油井提供混合NGL、NGL产品和石化产品的仓储,允许在不同时间注入和提取此类产品,以满足供需周期。同样,我们的码头业务提供混合NGL、NGL产品和石化产品在地面储罐中的入/出物流和仓储。我们的NGL地下储存和终端设施服务于单一市场,如丙烷,以及多种产品和市场。例如,Mont Belvieu和Galena Park设施拥有广泛的管道连接,用于混合NGL供应和组份NGL的交付,包括Grand Prix。此外,我们的一些设施还连接到为客户提供服务和产品的海运、铁路和卡车装卸设施。我们向第三方客户收费提供长期和短期的存储和终止服务以及吞吐能力。
16
在整个物流和运输部门,我们在我们的设施中拥有34个储油井,总储气量约为76MMBbl,并运营7个非自有油井。这些油井的使用可能会受到卤水处理能力的限制,这些处理能力用于将NGL从存储中置换出来。
我们运营我们的储存和终端设施,以支持我们在蒙特贝尔维尤和查尔斯湖的关键分馏设施,用于接收混合NGL和储存分级NGL,以服务于石化、炼油厂、出口和供暖客户/市场,以及我们专注于物流的国内批发终端,为供暖市场客户群提供服务。我们的国际出口资产包括我们在蒙特贝尔维尤和德克萨斯州休斯敦附近的加莱纳公园海运码头的设施,这两个设施有能力装载丙烷、丁烷和国际级低乙烷丙烷。这些设施的有效出口能力高达每月15MMBbl,但考虑到丙烷和丁烷的需求组合、容器大小和供应情况以及各种其他因素,我们的有效工作能力估计约为每月12.5MMBbl。我们有能力装载VLGC船,与中小型出口船并列。我们对出口到国际市场的美国NGL(丙烷和丁烷)的需求继续增长,并正在增强我们的装载能力。
下表详细说明了物流和运输部门的NGL存储和终端设施:
设施 |
|
%拥有 |
|
位置 |
|
描述 |
|
2022年的吞吐量(MMga) |
|
|
作业井数 |
|
存储容量(MMBbl) |
|
||
嘉琳娜公园海运码头(1) |
|
100 |
|
德克萨斯州哈里斯县 |
|
NGL导入/导出终端 |
|
|
6,172.0 |
|
|
不适用 |
|
|
0.7 |
|
贝尔维尤山码头和仓库 |
|
100 |
|
德克萨斯州钱伯斯县 |
|
运输和储存终端 |
|
|
29,559.5 |
|
|
22 |
(2) |
|
54.9 |
|
Hackberry终端和存储 |
|
100 |
|
卡梅隆·帕里什,洛杉矶 |
|
存储终端 |
|
|
393.0 |
|
|
12 |
(3) |
|
20.9 |
|
NGL分销与营销
我们销售我们自己的NGL产品,也从其他NGL生产商和营销商那里购买组件NGL产品供转售。我们还购买产品在我们的物流和运输部门转售。
我们一般以每月定价指数减去适用的分馏、运输和营销费用购买混合NGL,并将这些组成产品转售给石化制造商、炼油厂和其他营销和零售公司。这主要是一项实物结算业务,我们通过从合同客户那里购买和销售NGL产品来赚取利润。我们还通过在现货和远期实物市场购买和转售NGL产品来赚取利润率。
国内批发市场营销
我们的国内丙烷批发营销业务主要向主要的跨国零售商、独立零售商和其他最终用户销售丙烷和相关物流服务。我们的丙烷供应主要来自我们的炼油厂/天然气供应合同以及我们拥有或管理的其他物流和运输资产。我们在交货时以固定公布的价格或市场指数出售丙烷,在某些情况下,我们在净收益的基础上赚取利润率。
国内丙烷批发营销业务受到季节性和天气驱动的需求的重大影响,尤其是在冬季,这可能会影响我们所服务市场的丙烷销售价格和数量。
炼油厂服务
在我们的炼油服务业务中,我们通常通过与多个地点的炼油商签订合同安排提供天然气液化平衡服务,以采购和/或销售丙烷和供应丁烷。我们使用我们的商业运输资产(讨论如下),并签订合同,使用我们的物流和运输部门包括的储存、运输和分销资产,以帮助炼油厂客户管理他们的NGL产品需求和生产计划。这既包括炼油厂过程中消耗的原料,也包括其他炼油过程产生的过量液化石油气。在典型的净回购合同下,我们通常保留NGL销售的转售价格的一部分,或者每售出一加仑产品获得固定的最低费用。根据净收入销售合同,根据获得此类供应的成本的某个百分比或每加仑的最低费用,可以赚取寻找和向炼油厂供应天然气原料的费用。
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影响我们炼油厂服务业务结果的关键因素包括生产量、丙烷和丁烷的价格,以及我们提供接收、交付和运输服务以满足炼油厂需求的能力。
商业运输
我们的NGL运输和配送基础设施包括广泛的资产,既支持第三方客户,也支持我们的营销和资产管理业务的交付需求。我们为墨西哥湾沿岸地区的炼油厂和石化公司提供收费运输服务。我们的资产还用于为国内批发分销终端、分馏设施、地下储存设施和管道注入终端提供服务。这些分销资产为我们的客户提供了多种往返运输产品的方式。
截至2022年12月31日,我们租赁和管理606辆轨道车辆和122台拖拉机,拥有6辆真空卡车和2艘增压NGL驳船。
下表详细说明了物流和运输部门的原始NGL、丙烷和丁烷终端设施:
设施 |
|
%拥有 |
|
|
位置 |
|
描述 |
|
吞吐量 |
|
|
可用存储 |
|
|||
格林维尔航站楼 |
|
|
100 |
|
|
密苏里州华盛顿县 |
|
船用丙烷码头 |
|
|
23.8 |
|
|
|
1.5 |
|
大沼泽港码头 |
|
|
100 |
|
|
佛罗里达州布罗沃德县 |
|
船用丙烷码头 |
|
|
22.6 |
|
|
|
1.6 |
|
卡尔弗特市航站楼 |
|
|
100 |
|
|
肯塔基州马歇尔县 |
|
丙烷终端 |
|
|
17.0 |
|
|
|
0.1 |
|
查塔努加码头 |
|
|
100 |
|
|
田纳西州汉密尔顿县 |
|
丙烷终端 |
|
|
11.1 |
|
|
|
0.9 |
|
哈蒂斯堡航站楼(2) |
|
|
50 |
|
|
密苏里州Forrest县 |
|
丙烷终端 |
|
|
255.3 |
|
|
|
179.8 |
|
斯巴达航站楼 |
|
|
100 |
|
|
新泽西州斯巴达县 |
|
丙烷终端 |
|
|
12.2 |
|
|
|
0.2 |
|
泰勒终端 |
|
|
100 |
|
|
德克萨斯州史密斯县 |
|
丙烷终端 |
|
|
11.2 |
|
|
|
0.2 |
|
威诺纳码头 |
|
|
100 |
|
|
亚利桑那州弗拉格斯塔夫县 |
|
丙烷终端 |
|
|
15.3 |
|
|
|
0.3 |
|
鹰湖转载(3) |
|
|
100 |
|
|
佛罗里达州波尔克县 |
|
丙烷转运 |
|
|
8.5 |
|
|
|
— |
|
印第安纳波利斯转运 |
|
|
100 |
|
|
印第安纳州马里恩县 |
|
丙烷转运 |
|
|
— |
|
|
|
0.1 |
|
天然气营销
我们还销售收集和加工部门提供给我们的天然气,在选定的美国市场购买和转售天然气,并管理这些活动的日程安排和物流。
季节性
我们的部分业务受到季节性的影响。我们的下游营销业务可能会受到季节性和天气驱动的需求的重大影响,这可能会影响我们服务的市场中销售的产品的价格和数量,以及我们为满足预期需求而持有的库存水平。见“项目1A”中关于我们的业务受季节性影响的程度的进一步讨论。风险因素。
经营风险与保险
我们受制于中游天然气、NGL和原油业务固有的所有风险。这些风险包括但不限于爆炸、火灾、机械故障、网络攻击、恐怖袭击、产品溢出、天气、自然和通行权维护不足。这些风险可能导致运营资产和其他财产的损坏或毁坏,或可能导致人身伤害、生命损失或环境污染,以及受影响设施的缩减或暂停运营。本公司代表本公司及其附属公司,包括合伙公司,承保一般公众责任、财产、锅炉及机械及业务中断保险,金额为本公司认为适用于此等风险的金额。鉴于目前的保险市场环境,此类保险须支付我们认为合理且不过分的免赔额或自保扣除额。
如果发生未投保、未完全投保或未得到赔偿的重大损失,或一方未能履行其赔偿义务,可能会对我们的运营和财务状况产生实质性的不利影响。虽然我们目前维持我们认为在当前保险业市场条件下是审慎的保险水平和类型,但我们未来无法确保这些水平和类型的保险可能会对我们的业务运营和金融稳定产生负面影响,特别是如果发生未投保的损失。不能保证我们将来能够维持这些水平的保险
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被视为商业合理的费率,特别是我们在岸业务的风暴险和或有业务中断险,以及在当前保险市场环境下可能出现的超额责任险。
竞争
我们在获得新的天然气或原油供应方面面临着激烈的竞争。天然气和原油供应的竞争主要基于收集和加工设施的位置和可用能力、定价安排、声誉、效率、灵活性、处理能力(视情况而定)、可靠性和进入最终用途市场或液体营销中心的机会。我们的收集和加工业务竞争对手是其他天然气采集商和加工商,如主要的州际和州内管道公司、Master Limited合伙企业和石油和天然气生产商。
我们还为大奖赛争夺NGL供应。对NGL供应的竞争主要基于与一条或多条NGL管道相关的收集和处理设施的邻近程度、它们与NGL管道外卖选择的连通性、进入最终用户市场或液体营销中心的机会、定价和合同安排、可用产能、声誉、效率、灵活性和可靠性。我们的NGL管道竞争对手是其他具有NGL运输能力的中游供应商,例如主要的州际和州内管道公司、Master Limited合伙企业以及中游天然气和NGL公司。
此外,在我们的分馏设施中,我们面临着混合NGL供应的竞争。我们在贝尔维尤山地区拥有权益的分馏塔与同样位于德克萨斯州贝尔维尤山上的其他分馏塔争夺大量混合NGL。此外,某些生产商在圈养设施中为自己的账户分离混合NGL。Mont Belvieu分馏塔还在更有限的基础上与堪萨斯州康威的分馏塔以及德克萨斯州、路易斯安那州和新墨西哥州的一些分散的、较小的分馏塔进行竞争。我们的其他分馏设施与贝尔维尤山的分馏塔以及位于路易斯安那州的其他分馏设施竞争混合NGL。我们的客户是混合NGL和NGL产品的重要生产商或NGL产品的消费者,他们可以开发自己的分馏设施来代替使用我们的服务。
我们还通过我们的物流和运输部门为NGL产品进入市场进行竞争。我们的竞争对手包括主要的石油和天然气生产商,他们为自己和他人销售NGL产品。此外,我们还与其他几家NGL营销公司、贸易组织和石化运营商竞争。
人力资本
我们相信,我们的员工是促进我们的资产安全运营和向客户提供服务的基础。我们营造了一个协作、包容和注重安全的工作环境,专注于每天的安全工作。我们寻求为我们的组织寻找合格的内部和外部人才,使我们能够执行我们的战略目标。
截至2022年12月31日,我们雇佣了大约2850名员工,他们主要通过我们的全资子公司支持我们的运营。这些员工都不在集体谈判协议的覆盖范围内,我们认为我们的员工关系良好。
员工健康与安全
安全是我们的核心价值观,从保护我们的员工、承包商和我们运营的社区开始。我们重视人高于一切,并继续致力于将安全和健康作为我们的首要任务。我们相信“零是可以实现的”,我们的目标是运营和交付我们的产品,而不造成任何伤害。我们不断寻求保持和深化我们的安全文化,通过提供一个鼓励员工积极参与的安全工作环境,包括实施安全计划来改善我们的安全文化。
为了保护我们的员工、承包商和周围社区免受工作场所的危害和风险,我们实施并维护了一套集成的政策、实践和控制系统,包括要求完成对所有适用人员的定期详细安全和合规培训。有关员工、承包商和社区安全方面的法律法规的更多信息,请参阅我们下面标题为环境和职业健康与安全事项。
员工体验
我们致力于营造一个让所有员工相互尊重、相互尊重的工作环境。这一承诺延伸到根据能力和经验提供平等的就业和晋升机会。我们认为这是一项基本原则,并在我们的平等就业机会政策和我们的行为准则中进行了定义。我们将继续努力
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通过向几个多元化职位公告板宣传我们的外部空缺职位,并与当地组织合作,确定潜在的候选人来提升和加强我们的员工队伍,以吸引多元化的员工队伍。
员工的人才开发和留住
作为中游基础设施运营商,我们理解培养和培养人才的重要性,以确保现在和未来都有一支技术娴熟、才华横溢的多元化劳动力队伍。我们重视并提供交叉培训和增加责任的机会,包括领导力学习和正式培训。这些努力使我们能够从我们的组织内部招聘,以获得未来的职业和职业机会。
我们的管理层在整个组织中促进正式和非正式的学习和发展。我们通过年度绩效评估程序和全年的非正式会议向员工提供坦率的反馈。
我们提供专注于培养员工技能的发展计划,并通过培训和相关计划帮助提升员工的职业生涯、知识和技能。
为了帮助规划和预测继任需求,我们执行年度继任计划,并与管理层讨论和审查,对于某些级别和职位,还与董事会讨论和审查。此外,我们还监测员工流失率,并与自愿离开公司的员工进行离职访谈,以更好地了解他们离开公司的原因。
对经营的监管
对管道收集和运输服务、天然气、天然气和原油销售以及天然气、天然气和原油运输的监管可能会影响我们业务的某些方面以及我们产品和服务的市场。
《天然气收集和加工规程》
我们的天然气收集业务通常受到我们运营所在州的开放获取、应收费率获取和/或共同购买者法规以及执行规则和条例的约束,这通常要求我们允许管道访问或购买、加工或获取天然气,而不存在不适当的歧视。这些法规、规则和条例限制了我们作为收集和加工设施的所有者决定与谁(以及以什么条件)签订收集或加工天然气的合同的能力。 与位置相似的客户(在每一种情况下,都要遵守每个司法管辖区的限制和要求)。此外,我们运营的州已经对天然气收集活动采取了基于投诉的监管,允许天然气生产商和托运人向州监管机构提出投诉,以努力解决与准入和费率歧视有关的不满。我们无法预测未来是否会对我们提出这样的投诉。如果不遵守国家规定,可能会受到行政处罚、民事处罚,在某些情况下还会受到刑事处罚。
1938年《天然气法案》(下称《天然气法案》)第1(B)条规定,天然气收集设施不受FERC根据《天然气法案》作为天然气公司的监管。我们相信,我们收集系统中的天然气管道符合FERC用来确立管道收集者地位的传统测试,而不受天然气公司的监管。然而,就我们的收集系统买卖天然气而言,这类采集者以天然气买家和卖家的身份,受到第704号订单的约束。见“--操作规则--FERC市场透明度规则”。
天然气、天然气和原油销售
我们买卖天然气、天然气和原油的价格目前不受联邦利率监管,而且在很大程度上也不受州利率监管。然而,对于我们对这些能源商品的实物买卖以及我们进行的任何相关对冲活动,我们必须遵守FERC和/或商品期货交易委员会(“CFTC”)执行的反市场操纵法律和相关法规。见“--运营管理--2005年EP法案”。我们被要求向FERC报告我们部分业务的天然气买卖交易信息,这取决于上一历年的天然气交易量。见“--操作规则--FERC市场透明度规则”。如果我们违反了反市场操纵法律法规,除了民事处罚外,我们还可能受到市场参与者、卖家、特许权使用费所有者和税务当局等相关第三方的损害索赔。
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州际天然气
我们拥有(与先锋公司联合)并运营驱动程序残渣管道,这是一条天然气传输管道,从我们位于德克萨斯州西部的驱动程序处理厂延伸约10英里,一直延伸到与州内和州际天然气传输管道的互联点。我们已经从FERC获得了公共便利性和必要性证书,免除了委员会的某些关税和费率规定。但是,如果我们收到一个善意的如果第三方要求对驾驶员残渣管道提供确定的服务,FERC将重新审查它授予我们的豁免,并要求我们根据其法规申请授权提供“开放访问”运输,这将给我们带来额外的成本。
州际液体
塔尔加天然气管道有限责任公司(“塔尔加天然气管道”)、塔尔加墨西哥湾天然气管道有限责任公司(“塔尔加墨西哥湾沿岸”)和大奖赛合资公司拥有州际天然气管道,这些管道被认为是受FERC根据州际商法(“ICA”)监管的公共运输管道。Targa墨西哥湾沿岸从Targa NGL租赁了德克萨斯州贝尔维尤山和德克萨斯州加莱纳公园之间以及德克萨斯州贝尔维尤山和路易斯安那州查尔斯湖之间的某些管道。这些管道中的每一条都是广泛的混合NGL和纯度NGL管道接收和交付系统的一部分,该系统为国内外出口客户提供服务。
除非有如下所述的豁免,否则ICA要求我们向FERC保持对我们管道上液体跨州运输的关税。这些关税规定了我们提供运输服务的费率以及管理这些服务的规章制度。ICA要求液体管道的关税税率,包括原油管道和成品油管道,是公正、合理和非歧视性的。许多FERC监管的液体管道,包括我们下面讨论的管道,都使用FERC索引方法来更改其费率。根据FERC指数编制方法,FERC每五年审查一次指数公式,以确定是否需要改变方法,如果不需要,则确定下一个五年期间的适当指数。2022年1月20日,FERC在重审其2020年12月17日的命令时发布了一项命令,建立指数水平,其中委员会降低了本五年期间使用的输油管道的石油定价指数系数。因此,计算了2021年7月1日至2022年6月30日的最高水平,以及2022年7月1日至2023年6月30日期间的最高水平,以及目前对塔尔加某些液体管道实施的最终费率,以考虑到适当的指数系数。一些当事人寻求与联邦能源管制委员会重新审理1月20日的命令,但于2022年5月6日被驳回。某些方面已经对1月20日和5月6日的FERC命令提出上诉,上诉仍在DC巡回法庭待决。
2018年7月27日,Targa NGL向FERC提交了一份声明性命令的请愿书,要求批准Targa NGL从俄克拉何马州到德克萨斯州贝尔维尤山运营的大奖赛部分的拟议费率结构和服务条款。2019年3月11日,委员会批准了Targa NGL关于宣告性命令的请愿书(“3月19日命令”),条件包括Targa NGL符合委员会条例的要求,即通过提交宣誓誓章证明至少一个非附属托运人已同意该费率,或通过为初始费率提供服务成本理由来确定初始费率。Targa NGL要求于2019年4月10日重新审理,寻求欧盟委员会批准Targa NGL与关联托运人的合同费率作为结算费率,而不是通过2019年3月命令中描述的方法确定初始费率。2022年12月16日,FERC拒绝了Targa NGL的重审请求。
Targa拥有多条NGL管道,这些管道也被视为公共载体管道,但根据目前的情况,已有资格豁免ICA下适用的FERC监管要求。此外,作为Badland资产一部分的原油管道系统在这样的豁免下运行,但这一豁免取决于FERC的未决程序,如下所述。
然而,如果特定管道的情况发生变化,所有此类豁免都可能被撤销。FERC可以应其他实体的请求或主动声称,这些管道中的一些或全部不再有资格获得豁免。如果FERC确定这些管道中的另一条不再有资格获得豁免,我们可能需要向FERC提交适用管道和交货点的关税,提供运输费用的成本理由,并无不当歧视地向所有潜在托运人提供受监管的服务。例如,2022年12月16日,FERC启动了一项调查,并在FERC案卷编号中建立了听证会程序。或23-2-000,以确定Targa的Badland资产是否继续有资格获得适用的FERC监管要求的豁免,以及Targa是否在该系统上提供司法运输服务。
部落土地
我们在北达科他州的州内天然气管道受到北达科他州的各种法规的约束。此外,美国内政部内的多个联邦机构,特别是联邦土地管理局(“BLM”)、自然资源税务局(原矿产管理处)和印第安人事务局,以及三个附属部落,颁布和执行与贝特霍尔德印第安人保留地业务有关的法规。请参阅下面的“其他州和地方的运营条例”。
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州内天然气
尽管作为NGA下的天然气公司,我们的州内天然气管道不受FERC的监管,但我们的州内管道可能会受到FERC强加的某些报告要求的约束,具体取决于给定年份的天然气购买量或销售量。见“--操作规则--FERC市场透明度规则”。
我们位于德克萨斯州的州际管道受德克萨斯州铁路委员会(RRC)的监管,并被要求向RRC备案关税。根据1978年《天然气政策法案》(NGPA)第311节的规定,其中一些德克萨斯州境内管道还在州际商业中运输天然气。根据NGPA的第311和601条,州际管道可以在州际商业中运输天然气,而不会成为NGA下的“天然气公司”受FERC监管,但必须根据第311条的授权向FERC提交天然气运输的条款和条件,并且这些条款和条件必须是“公平和公平的”。具体地说,在2022年期间,第三方物流南特克斯输电公司。Targa Midland天然气管道有限责任公司、米德兰-二叠纪管道有限责任公司、Targa SouthTex野马传输有限公司和Targa SouthTex传输有限责任公司提供NGPA 311节服务。
我们的路易斯安那州内管道,Targa Louisiana IntraState LLC,以及管道上的费率和服务条款受路易斯安那州自然资源部自然资源保护办公室(DNR)的监管。
我们还运营天然气管道,从我们加工厂的后门延伸到与州内和州际天然气管道的互连。我们认为,根据《天然气法》,这些管道不受FERC的管辖,因为FERC的“末梢”线路豁免。德克萨斯州和路易斯安那州已对州内天然气运输活动采取了基于投诉的监管,允许天然气生产商和托运人向州监管机构提出投诉,以努力解决与管道准入和费率歧视有关的不满。我们收取的州际运输费率被认为是公正和合理的,除非在投诉中提出质疑。还可以向FERC投诉根据NGPA第311条对我们提供服务的管道的费率、条款和条件。我们无法预测未来是否会对我们提出这样的投诉。如果不遵守州或FERC的规定,可能会受到行政、民事和刑事处罚。
国内液体
我们在德克萨斯州运营州内NGL管道,在塔尔加的贝尔维尤山和德克萨斯州的加莱纳公园设施之间输送混合和纯净的NGL流。Grand Prix和Targa NGL提供从德克萨斯州境内的地点到德克萨斯州的其他地点(包括德克萨斯州的贝尔维尤)的混合NGL的运输。此外,我们还在二叠纪盆地运营原油收集管道。关于州内流动,这些管道不受FERC监管,但受RRC费率监管。
我们在路易斯安那州的州内NGL管道从路易斯安那州的加工厂收集我们拥有的混合NGL流,并将这些流输送到路易斯安那州查尔斯湖的吉利斯和查尔斯湖分馏塔。我们将混合和纯净的天然气液流从我们的分馏塔输送到塔尔加拥有的存储设备,并输送到路易斯安那州的其他第三方设施和管道。此外,通过我们在卡宴的50%股权,我们运营卡宴管道,该管道将混合天然气从路易斯安那州威尼斯的威尼斯天然气厂输送到路易斯安那州托卡市的第三方天然气管道。这些管道不受FERC监管或DNR的费率监管。2019年5月9日,路易斯安那州公共服务委员会(LPSC)根据LPSC 2015一般命令(案卷号)批准了Cayenne和Targa下游有限责任公司的某些管道注册申请。R-33390。LPSC法规要求公共运营商管道收取公平合理的费率,而不是无理的歧视。
2005年EP法案
2005年的EP法案修订了NGA,增加了一项反市场操纵条款,规定任何实体从事FERC规定的被禁止行为都是违法的,并进一步赋予FERC额外的民事处罚权力。2005年《环境保护法》赋予联邦环境保护委员会评估民事罚款的权力,最高可达每年根据通货膨胀调整的最高金额,2023年,这相当于违反NGA或NGPA的每一次违规行为每天约150万美元。民事处罚条款适用于在州际商业中从事天然气销售以转售的实体,以及在其他方面受NGA或NGPA约束的实体。2006年,FERC发布了第670号命令,以执行2005年《EP法案》中的反市场操纵条款。第670号命令不适用于仅与州内或其他非管辖范围的销售或收集有关的活动,但适用于提供州际服务的天然气管道和储存公司的活动,以及其他非管辖实体的活动,只要这些活动是在“与”受联邦能源管制委员会管辖的天然气销售、采购或运输有关的情况下进行的,其中包括关于年度天然气交易报告要求的最后规则中的年度报告要求,该规定经后来的重审命令(第704号命令)和第735号命令中的季度报告要求所修订。
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FERC市场透明度规则
根据第704号命令,上一历年实际天然气超过2.2 bcf的批发买家和卖家,包括州际和州内天然气管道、天然气采集器、天然气加工商和天然气营销商,现在必须在每年5月1日报告上一历年批发购买或销售的天然气总量,只要此类交易利用、有助于或可能有助于价格指数的形成。
根据第735号命令,根据《国家天然气法》第311条提供运输服务的州内管道和根据《国家石油法》第1(C)条运营的兴肖管道必须每季度报告更详细的运输和储存交易信息,其中包括:管道根据每份合同收取的费率;每份合同所涵盖的接收点和交付点及区域或区段;托运人有权运输、储存或交付的天然气数量;合同期限;管道与托运人之间是否存在从属关系。按照目前的规定,这条规则不适用于我们的兴肖管道。
可能影响天然气行业的其他提案和程序正在国会、FERC和法院待决。我们无法预测这些或以上监管变化对我们天然气业务的最终影响。我们认为,FERC的任何此类行动对我们的影响都不会与我们竞争的其他中游天然气公司有实质性的不同。
其他州和地方的运营法规
我们的商业活动受到各种州和地方法律法规的约束,以及监管机构根据这些法规发布的命令,涉及范围广泛的各种事项,包括运营、营销、生产、定价、社区知情权、环境保护、安全、海上交通和其他事项。此外,三个附属部落颁布并执行有关贝特霍尔德印第安人保留地业务的规定,我们在该保留地经营我们很大一部分荒地采集和加工资产。三个附属部落是一个主权国家,有权执行某些法律和法规,独立于联邦、州和地方法规。有关联邦、州、部落或地方监管措施对我们业务的潜在影响的更多信息,请参阅“风险因素-与我们业务相关的风险”。
环境和职业健康及安全事宜
我们的业务运营受到许多环境和职业健康与安全法律法规的约束,这些法规可能会在联邦、地区、州、部落和地方各级实施。我们从事的活动涉及(I)收集、压缩、处理、加工、运输和买卖天然气;(Ii)储存、分离、处理、运输和买卖液化石油气和液化天然气产品,包括向液化石油气出口商提供服务;以及(Iii)收集、储存、终止和买卖原油须遵守或可能受到严格的环境监管。我们已经实施了旨在按照现有环境和职业健康安全法律法规的方式监控和实施我们的管道、工厂和其他设施运行的计划和政策,并已经并将继续产生运营和资本支出,其中一些可能是实质性的,以遵守这些法律和法规。从历史上看,我们的环境合规成本对我们的运营结果没有重大不利影响;然而,不能保证此类成本在未来不会产生重大影响,也不能保证此类未来合规成本不会对我们的业务和运营业绩产生重大不利影响。
在这些现有的环境和职业健康与安全法律法规中,更重要的是包括以下美国法律标准,并不时进行修订:
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这些环境和职业健康与安全法律和法规一般限制我们的作业产生的物质的水平,这些物质可能排放到环境空气中,排放到地表水中,以及处置或释放到地表和地下土壤和地下水中。此外,在我们开展业务的美国还有部落、州和地方司法管辖区,这些司法管辖区也有、或正在制定或正在考虑制定类似的环境和职业健康与安全法律和法规,管理许多此类活动。如果我们不遵守这些法律和法规,可能会导致评估制裁,包括行政、民事和刑事罚款或处罚;施加调查、补救和纠正措施义务或招致资本支出;在许可、开发或扩建项目时发生限制、延误或取消;以及发布限制或禁止我们在特定领域的部分或全部活动的禁令。某些环境法还规定了公民诉讼,允许环境组织代替政府采取行动,并起诉经营者涉嫌违反环境法。环境法律和条例产生的最终财务影响既不清楚也不能确定,因为现有标准可能会发生变化,新的标准也在不断演变。
我们拥有、租赁或经营许多多年来一直用于原油和天然气中游服务的物业。此外,我们的一些物业由第三方或以前的所有者或运营商运营,他们对危险物质、废物或石油碳氢化合物的处理和处置不在我们的控制之下。根据CERCLA和RCRA等环境法,我们可能会因补救由我们或之前的所有者或运营商处置或排放的碳氢化合物、危险物质或废物而承担严格的连带责任。我们还可能产生与清理第三方场地相关的费用,如我们将受管制物质送往第三方场地处置或我们向第三方场地运送设备进行清洁,以及对自然资源的损害或与此类第三方场地释放受管制物质有关的其他索赔。
随着时间的推移,环境和职业健康与安全监管的趋势通常是对可能对环境产生不利影响或使工人受伤的活动施加更多限制和限制,因此,未来可能出现的环境或职业健康与安全法律法规的任何变化或执法政策的重新解释,可能会导致更严格或更昂贵的废物管理或处置、污染控制、补救或与职业健康和安全相关的要求,可能对我们的业务、运营结果和财务状况产生重大不利影响。我们可能没有为所有环境和职业健康及安全风险投保或完全投保,并且我们可能无法将因此类风险而增加的合规成本转嫁给我们的客户。我们审查与我们相关的监管和环境问题,并将监管和环境问题视为我们一般风险管理方法的一部分。有关环境和职业健康与安全事项的更多信息,请参阅第一部分第1A项下的以下风险因素。本表格10-K:“我们的运营受到环境法律法规的约束,如果不遵守或意外排放到环境中,可能会导致我们招致重大成本和责任,“我们可能会在遵守严格的职业安全和健康要求方面产生重大成本,”“有关水力压裂的法律和法规可能会导致我们的客户限制、延迟或取消钻探和完成新的油气井和天然气井,这可能会减少我们设施中的天然气、NGL或原油的数量,降低我们资产的利用率,从而对我们的收入产生不利影响。“我们和我们的客户的运营受到气候变化威胁产生的一系列风险(包括物理风险,或应对气候变化的立法或法规),这些风险可能导致运营成本增加,限制可能发生石油和天然气生产的领域,并减少对我们提供的产品和服务的需求,”以及“对环境、社会和治理(ESG)问题的日益关注可能会影响我们的业务。”
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管道安全问题
我们的许多天然气、NGL和原油管道都受到联邦管道和危险材料安全管理局(PHMSA)的监管,PHMSA是美国运输部(DOT)的一个机构,根据1968年修订的天然气管道安全法案(NGPSA)和1979年修订的危险液体管道安全法案(HLPSA),关于原油、NGL和凝析油。NGPSA和HLPSA管理天然气、原油、NGL和凝析油管道设施的设计、安装、测试、建设、运营、更换和管理。根据这些法案,PHMSA颁布了法规,要求管道运营商制定和实施完整性管理计划,以全面评估管道沿线某些相对较高的风险区域,即所谓的高后果区(HCA)和中等后果区(MCAS),并采取额外的安全措施保护这些区域的人员和财产。最近,PHMSA完成了对HCA中管道修复标准的调整,为非HCA中的管道制定了新的标准,并加强了完整性管理评估要求。各州也通过了类似于PHMSA现有法规的法规,并可能建立了类似PHMSA的机构来管理州内收集和传输线路。我们目前估计,在2023年至2025年期间,对我们的天然气和危险液体管道的某些管段实施管道完整性管理计划检查,平均每年成本为410万美元。这一估计不包括维修、补救或预防和减轻措施的成本(如果有的话),这些成本可能是由于检查计划期间发现的情况而被确定为必要的,这些成本可能是实质性的。在这个时候, 我们无法预测遵守适用的管道完整性管理法规的最终成本,因为成本将根据管道完整性检查发现需要进行的任何修复的数量和程度而有很大差异。从历史上看,我们的管道安全合规成本对我们的运营结果没有重大不利影响;然而,不能保证此类成本在未来不会产生重大影响,也不能保证此类未来合规成本不会对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响。见风险因素“我们可能因执行管道完整性计划和相关维修而招致重大成本和责任“以及”与管道安全有关的联邦和州立法和监管倡议,要求使用新的或更严格的安全控制措施或导致更严格地执行适用的法律要求,可能会使我们面临更高的资本成本、运营延误和运营成本“在第1A项下。表格10-K,以进一步讨论管道安全标准,包括完整性管理要求。
财产所有权和通行权
我们的不动产分为两类:(1)我们以手续费拥有的地块;(2)我们的利益来源于租约、地役权、通行权、土地所有者或政府当局允许我们使用这些土地进行运营的地块。我们的工厂和其他主要设施所在的部分土地由我们以费用所有权拥有,我们相信我们对这些土地拥有令人满意的所有权。根据吾等(承租人或承租人)与土地所有人(出租人或出让人)之间的土地租约或地役权,吾等持有本公司厂址及主要设施所在土地的其余部分。吾等及吾等的前任已就该等土地租赁或持有地役权多年,而吾等并无就资产所在土地的所有权提出任何重大挑战,吾等相信吾等对该等土地拥有令人满意的租赁权或地役权。我们不知道任何对任何材料租赁、地役权、通行权、许可证、租赁或许可证的基本费用所有权的挑战,我们相信我们对我们所有的材料租赁、地役权、通行权、许可证、租赁和许可证拥有令人满意的所有权。
公司税务事宜
2020年3月27日,《冠状病毒援助、救济和经济安全法案》颁布。CARE法案为公司纳税人提供了延长的五年净营业亏损(NOL)结转期限,用于支付2018至2020纳税年度产生的亏损。此外,CARE法案允许公司纳税人请求立即退还替代最低税收抵免。我们要求美国国税局(IRS)退还与CARE法案条款相关的约4400万美元现金,并于2020年第二季度收到退款。2022年11月,美国国税局通知我们,它已经完成了对Targa之前根据CARE法案申请的NOL结转和相关退款的审查,没有例外,并已将其报告提交给税务联合委员会。2023年1月,本公司接到通知,税务联合委员会已完成审查,没有例外。
2021年10月6日和2022年4月7日,我们收到美国国税局的通知,表示打算在2019和2020纳税年度审计公司的三家直接和间接全资子公司(Targa Resources Partners LP、Targa Down LLC和Targa Midstream Services LLC),这些子公司被视为合伙企业,用于联邦税收目的。我们正在回应美国国税局关于这些审计的信息要求。此外,2023年1月,我们收到美国国税局的通知,表示打算对本公司的一家间接全资子公司(Targa Badland Holdings LLC)进行审计,该子公司在2020纳税年度被视为合伙企业,用于美国联邦所得税。该公司不知道任何可能导致应税收入调整的潜在审计结果,也不预期与这些审计相关的重大变化。
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2019年(2018年日历年)提交的所有联邦报税表限制法规都已过期。对于德克萨斯州,2018年的申报单(2017日历年)的诉讼时效已经过期。同样,2019年10月15日之前提交的几乎所有2018年州所得税申报单的诉讼时效都已过期。然而,税务机关有能力审查和调整在封闭纳税年度产生的结转属性(例如,净营业亏损),如果在开放纳税年度利用的话。
2022年8月16日,总裁·拜登签署了《爱尔兰共和法》,其中包括引入企业替代最低税,对股票回购征收1%的消费税,并提供税收优惠以促进清洁能源。根据CAMT,“适用公司”的某些财务报表收入将被征收15%的最低税率。在任何课税年度,如在截至该课税年度之前的三个课税年度为止的三个课税年度内,某一法团的“平均年度调整财务报表收入”超过10亿元,则爱尔兰共和军将该法团视为适用的法团。
2022年12月27日,财政部和美国国税局发布了关于CAMT应用的指导意见,在最终规定发布之前,可以依赖该指导意见。根据我们对IRA、CAMT和相关指导的解释,以及一些运营、经济、会计和监管假设,我们预计短期内不会有资格成为“适用公司”,但我们很可能在下一个纳税年度成为适用公司。如果我们成为一家适用的公司,并且我们的CAMT负债大于我们在任何特定纳税年度的常规美国联邦所得税负债,CAMT负债将有效地加速我们未来的美国联邦所得税义务,减少我们在该年度可供分配的现金,但为我们未来一年的常规美国联邦所得税负债提供抵销抵免。因此,我们目前的预期是,CAMT的影响仅限于未来纳税年度的时间差异。鉴于爱尔兰共和军和CAMT的复杂性,我们将继续监测和评估对我们财务报表的潜在未来影响。
按可报告细分市场划分的财务信息
请参阅“综合财务报表”附注24下的“分部信息”,了解按可报告分部列出的财务结果,请参阅“第7项.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--按可报告分部”,以分部讨论我们的财务结果。
可用信息
我们向美国证券交易委员会提交了某些文件,包括我们的Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及对这些报告的所有修订和展示。我们通过我们的网站免费提供此类申请,http://www.targaresources.com,在向美国证券交易委员会备案后,在合理可行的范围内尽快提交。我们的新闻稿和最近的分析师演示文稿也可以在我们的网站上找到。美国证券交易委员会还保留了一个互联网站:http://www.sec.gov其中包含以电子方式提交给美国证券交易委员会的报告、委托书和信息声明以及有关发行人(包括我们)的其他信息。本年度报告中以Form 10-K形式引用的网站上包含的信息不包含在此作为参考。
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第1A项。RISK因子。
我们商业活动的性质使我们面临一定的危险和风险。您应仔细考虑以下风险因素以及本报告中包含的所有其他信息。如果发生以下任何风险,我们的业务、财务状况、现金流和经营结果可能会受到重大不利影响。
汇总风险因素
与我们的运营结果相关的风险
与我们的资本项目和未来增长相关的风险
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与我们的财务状况有关的风险
与我们普通股所有权相关的风险
与我们的负债有关的风险
与监管事项有关的风险
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与我们的运营结果相关的风险
我们的现金流受到天然气、NGL产品和原油的供求以及天然气、NGL、原油和凝析油价格的影响,而大宗商品价格和/或活动水平的下降可能会对我们的运营业绩和财务状况产生不利影响。
我们的运营可能会受到天然气、天然气和原油价格水平以及这些价格之间的关系的影响。天然气、NGL和原油价格一直波动,我们预计这种波动将持续下去。如果我们经历重大的、长期的价格恶化,我们未来的现金流可能会受到实质性的不利影响。天然气、天然气和原油的市场和价格取决于我们无法控制的因素。这些因素包括这些商品的供求情况,它们随着市场和经济状况的变化而波动,以及其他因素,包括:
我们主要的天然气收集和加工安排使我们面临大宗商品价格风险,这是我们的收益百分比安排。根据这些安排,我们一般会处理生产商的天然气,并将按市价出售残渣气体和天然气产品所得收益的协定百分比,或在我们加工设施的后门销售的一定比例的残渣气体和天然气产品,汇给生产商。在一些收益百分比的安排中,我们将残渣气和天然气产品基于指数的价格的一定百分比汇给生产商,减去商定的调整,而不是汇出实际销售收益的一部分。在这类安排下,我们的收入和现金流会随着天然气、天然气和原油价格的波动而增加或减少,视情况而定,只要我们对这些价格的敞口没有对冲。见“项目7A。关于市场风险的定量和定性披露。
石油化工、炼油厂或其他行业或燃料或出口市场对NGL产品的需求减少,或相对于这种需求大幅增加NGL产品供应,可能会对我们的业务、运营业绩和财务状况产生重大不利影响。
我们生产的NGL产品有多种应用,包括取暖燃料、石化原料和炼油混合原料。对NGL产品的需求减少,无论是因为一般的或行业特定的经济状况,新的政府法规,包括爱尔兰共和军,全球竞争,消费者对NGL产品的需求减少(例如,由于汽车和建筑行业活动减少而观察到的石化需求减少),对丙烷或丁烷出口的需求减少,无论是由于价格还是其他原因,来自石油原料的竞争由于定价而加剧
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差异、一些NGL应用或其他原因导致的温和冬季天气可能会导致我们处理的NGL产品数量下降或降低我们对服务收取的费用。此外,NGL产品供应的增加可能会降低我们处理的NGL的价值,并降低实现的利润率。我们的NGL产品及其需求受到以下影响:
乙烷。乙烷通常以纯度乙烷和乙烷-丙烷混合物的形式提供。乙烷主要用于石油化学工业,作为乙烯的原料,乙烯是各种塑料和其他化学产品的基本构件之一。尽管在天然气加工厂,乙烷通常是作为混合天然气液流的一部分提取的,但如果天然气价格相对于天然气产品价格大幅上涨,或者如果对乙烯的需求下降,天然气加工商可能会更有利可图,将乙烷留在天然气流中,从而减少用于分馏和销售的天然气液化气的数量。
丙烷。丙烷被用作生产乙烯和丙烯的石化原料,用作取暖器、发动机和工业
燃料,以及农业应用,如作物干燥。乙烯和丙烯需求的变化可能会对丙烷需求产生不利影响。丙烷作为取暖燃料的需求受天气条件的影响很大。丙烷的销售量越来越多地受到国际出口的推动,这些出口提供了对丙烷产品日益增长的全球需求。在美国国内,丙烷在10月至3月的六个月采暖高峰期达到最高水平。在全球经济增长缓慢和天气较正常温暖的时期,对我们丙烷的需求可能会减少。
正丁烷。正丁烷用于生产异丁烷,作为精炼石油产品的混合成分,作为燃料气(单独或与丙烷混合),以及生产乙烯和丙烯。由于政府监管、原料、产品和经济的变化以及取暖燃料、乙烯和丙烯需求的变化,精炼石油产品的组成发生变化,可能会对正丁烷的需求产生不利影响。丁烷的销售量越来越多地受到国际出口的推动,这些出口提供了对丁烷日益增长的需求。
异丁烷。异丁烷主要用于炼油厂生产烷基化产品,以提高辛烷值。因此,任何减少对车用汽油的需求或对异丁烷生产用于提高辛烷值的烷基化物的需求的行动都可能减少对异丁烷的需求。
天然汽油。天然汽油被用作某些精炼石油产品的调和成分,以及用于生产乙烯和丙烯的原料。政府监管导致的车用汽油强制成分的变化,以及对乙烯和丙烯的需求,可能会对天然汽油的需求产生不利影响。
NGL和由NGL生产的产品也与全球市场的产品竞争。由于上述任何原因,我们进入的市场对乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷或天然汽油的需求减少或供应增加,都可能对我们提供的服务的需求和NGL价格产生不利影响,从而可能对我们的运营业绩和财务状况产生负面影响。
我们经营区域和我们采购天然气供应的其他地区的产量自然下降,这意味着我们的长期成功取决于我们获得新的天然气、天然气和原油供应来源的能力,而这取决于某些我们无法控制的因素。天然气、天然气或原油供应的任何减少都可能对我们的业务和经营业绩产生不利影响。
我们的收集系统与原油和天然气井相连,这些油井的产量会随着时间的推移自然下降,这意味着与这些天然气和原油来源相关的现金流可能也会随着时间的推移而下降。我们的物流资产同样受到我们运营地区以及我们采购NGL的其他地区NGL供应下降的影响。为了维持或提高我们收集系统的吞吐量水平,以及我们加工厂和处理和分馏设施的利用率,我们必须不断获得新的天然气、天然气和原油供应。由于大宗商品价格低迷或其他原因,我们所依赖的产区的天然气或原油产量大幅下降,可能会导致我们收集和加工的天然气或原油、我们运输的天然气或输送到我们分馏设施的天然气产品的数量下降。我们获得更多天然气、天然气和原油来源的能力,部分取决于我们收集系统附近成功钻探和生产活动的水平,部分取决于我们采购天然气和原油供应的其他地区的成功钻探和生产水平。我们无法控制我们作业区域内此类活动的水平、与油井相关的储量数量或油井产量将下降的速度。此外,我们无法控制生产商或他们的钻井、完井或生产决策,这些决策受当前和预测的能源价格、碳氢化合物需求、储量水平、地质考量、政府法规、钻井平台的可用性、其他生产和开发成本以及资金的可用性和成本等因素的影响。
能源价格的波动会极大地影响生产率和第三方对开发新的石油和天然气储备的投资。随着原油和天然气价格下跌,钻探和生产活动普遍减少。原油和天然气价格在历史上一直波动,我们预计这种波动将持续下去。因此,即使新的天然气或原油
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石油储量是在我们的资产服务的地区发现的,生产商可能会选择不开发这些储量。例如,天然气价格较低,加上库存天然气水平较高,可能导致天然气产量减产或关闭,类似于我们在2020年由于新冠肺炎大流行的影响所经历的停产。此外,为了应对大宗商品价格低迷,在2020年至2021年初,许多运营商宣布大幅削减估计的资本支出、钻机数量和完井人员。勘探和生产活动的减少、竞争对手的行动或我们所在地区生产商的关闭可能会阻止我们获得天然气或原油供应,以弥补现有油井产量的自然下降,这可能导致我们设施的产量减少,并降低我们的收集、处理、加工、运输和分馏资产的利用率。
我们的行业竞争激烈,竞争压力的增加可能会对我们的业务和经营业绩产生不利影响。
我们在各自的业务领域与类似的企业竞争。我们的一些竞争对手是大型原油、天然气和天然气公司,它们比我们拥有更多的财政资源和天然气、天然气和原油的供应。其中一些竞争对手可能会扩大或建设收集、加工、储存、码头和运输系统,这将为我们向客户提供的服务带来额外的竞争。此外,作为重要天然气生产商的客户可以开发自己的收集、加工、储存、终端和运输系统,而不是使用我们运营的系统。我们与客户续签或更换现有合同的能力足以维持当前的收入和现金流,这可能会受到我们的竞争对手和客户活动的不利影响。所有这些竞争压力都可能对我们的业务、运营结果和财务状况产生实质性的不利影响。
我们在行业活动频繁的地区运营,这可能会影响我们招聘、培训或留住管理和运营我们业务所需的合格人员的能力。
我们在行业活动迅速增长的地区开展业务。因此,过去几年,由于竞争,这些领域对合格人员的需求,特别是与我们的二叠纪和荒地资产相关的人员,以及吸引和留住这些人员的成本都有所增加,未来可能会大幅增加。此外,我们的竞争对手可能会提供比我们更好的薪酬方案,以吸引和留住合格的人才。
任何延误或无法获得我们继续或完成当前和计划中的发展项目所需的人员,或与雇用、培训或留住合格人员有关的任何成本大幅增加,都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
如果与我们的天然气和原油收集系统、终端和加工设施互连的第三方管道和其他设施部分或全部无法运输天然气、NGL和原油,我们的收入可能会受到不利影响。
我们依赖第三方管道、存储和其他设施,为我们的收集和加工设施提供往返运输选择。由于我们不拥有或运营这些管道或其他设施,它们以目前的方式继续运行不在我们的控制范围之内。如果这些第三方设施中的任何一个部分或全部不可用,或者如果其设施的质量规格发生变化以限制我们使用它们的能力,我们的收入可能会受到不利影响。
我们通常不会获得专门用于我们的收集管道系统的天然气或原油储量的独立评估;因此,未来我们系统的产量可能会低于我们的预期。
由于生产商不愿提供储量信息以及此类评估的费用,我们通常无法获得与我们的收集系统有关的天然气或原油储量的独立评估。因此,我们没有专门用于我们的收集系统的总储量的独立估计,也没有此类储量的预期寿命。如果与我们的收集系统相连的总储量或储量的预计寿命低于我们的预期,并且我们无法确保额外的供应来源,那么未来我们收集系统输送的天然气或原油的数量可能会低于我们的预期。我们系统上的数据量下降可能会对我们的业务、运营结果和财务状况产生实质性的不利影响。
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我们的管道、码头和压缩设施所在的大部分土地都不是我们的,这可能会扰乱我们的运营。
我们并不拥有我们的管道、码头和压缩设施所在的大部分土地,因此,如果我们没有有效的通行权或租约,或者如果该等通行权或租约失效或终止,我们可能会面临更繁琐的条款和/或增加的成本来保留必要的土地使用。我们有时会在一段时间内获得第三方和政府机构拥有的土地的权利。此外,联邦第十巡回上诉法院认为,即使部落拥有分配的土地的极小部分权益,即拥有或一度由印度个人土地所有者拥有的部落土地,也不能谴责对分配的任何利益。因此,在现有管道通行权可能很快失效或终止的情况下,无法谴责这种分配的土地,对管道运营商来说是一个额外的障碍。我们不能保证我们总是能够在不承担巨额费用的情况下续签现有的通行权或获得新的通行权。由于我们无法续签通行权合同或租赁或其他原因而导致我们的不动产权利的任何损失,都可能导致我们停止在受影响土地上的运营,增加与在其他地方继续运营相关的成本,并减少我们的收入。
如果我们失去了任何被任命的高管,我们的业务可能会受到不利影响。
我们的成功有赖于我们指定的执行官员的努力。我们任命的高管负责执行我们的业务战略。中游油气行业对人才的争夺十分激烈。我们可能无法留住现有的被任命的高管,也无法填补因扩张或更替而产生的新职位或空缺。我们还没有与我们指定的任何高管签订雇佣协议。此外,我们不为任何被点名的高管的人寿保险提供“关键人物”人寿保险。失去一名或多名我们指定的高管可能会损害我们的业务,并阻止我们实施业务战略。
气候事件可能会损坏我们的管道和其他设施,限制我们运营业务的能力或增加我们的成本,并对我们所依赖的吞吐量所依赖的客户以及我们从其获得货物的第三方供应商产生不利影响,这些发展可能会导致我们产生重大成本,并对我们的业务和结果产生不利影响 运营状况和财务状况。
我们或我们的客户所在地区的气候事件可能会导致我们的运营和开发活动中断,在某些情况下还会暂停。例如,反常的潮湿天气、长期低于冰点的天气或飓风等破坏性天气模式,可能会因临时停止活动或设备丢失、损坏或无效而造成吞吐量损失。我们对正常气候变化的规划、保险计划和紧急恢复计划可能不足以缓解此类天气条件的影响,而且并非所有此类影响都可以预测、消除或投保。潜在的气候变化可能会产生重大的物理影响,例如风暴、洪水和冬季条件的频率和严重程度增加,并可能对我们的持续运营以及向我们输送天然气以进行加工和产能的石油和天然气勘探和生产客户、向我们供应商品的第三方供应商以及提供保险产品以支付我们的成本或抵消我们产生的任何损害和损失的第三方保险提供商的运营产生不利影响。由于气候变化或其他原因,任何异常或持续的严重气候事件或其频率增加,如冰冻天气或降雨、地震、飓风、干旱或洪水,在我们的石油和天然气勘探和生产客户或我们的第三方供应商的业务或市场区域或市场,都可能对我们的业务、运营业绩和财务状况产生重大不利影响。
我们在墨西哥湾沿岸、近海水域和主要河流过境点的作业可能会受到气候条件变化的不利影响,因为海平面上升、下沉和侵蚀可能会对我们的管道和其他设施造成严重损害,这可能会影响我们提供服务的能力。这些损害可能导致我们的作业泄漏、迁移、释放或泄漏到地表或地下土壤、地表水、地下水或墨西哥湾,并可能导致责任、补救义务或以其他方式对持续作业产生负面影响。此外,海平面上升、下沉和侵蚀过程可能会影响我们在墨西哥湾沿岸作业的石油和天然气勘探和生产客户,他们可能无法使用我们的服务。不利的气候影响,无论是内陆、沿海还是近海,也可能影响我们的第三方供应商,这可能会限制他们向我们提供必要的产品和服务的能力,使我们能够维持管道和其他设施的运营。因此,我们可能会在修复、维护或提高管道基础设施和其他设施的效率方面产生巨额成本。此类成本可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
此外,我们可能会为应对未来气候事件而对我们的设施设备进行风化或升级,从而产生巨大的成本。例如,在德克萨斯州州长格雷格·阿博特指示通过与天气弹性相关的规则后,德克萨斯州铁路委员会于2022年8月通过了天气应急准备标准规则,该规则要求该州电力供应链地图上的关键天然气设施(包括直接为发电服务的天然气管道)(I)经受风化以帮助确保在紧急天气期间的持续运营,(Ii)纠正导致与天气有关的被迫停工的已知问题,以及(Iii)如果设施在紧急天气期间持续与天气有关的被迫停工,请与德克萨斯州铁路委员会联系。德克萨斯州铁路委员会关键基础设施部的检查员于2022年12月1日开始检查。如果在检查时,
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如果我们需要进一步风化或更新某些设施的风化,我们可能会产生巨大的成本来完成任何额外的风化。此外,我们无法控制的问题,如电网可靠性或任何此类天气事件的严重性,可能会破坏我们所做的任何越冬或紧急天气准备工作。此外,我们在德克萨斯州西部和新墨西哥州的业务可能对干旱和用水限制很敏感。
我们的业务涉及许多危险和操作风险,其中一些可能不在保险范围内或完全在保险范围内。如果发生我们没有完全投保的重大事故或事件,如果我们未能收回我们投保的重大事故或事件的所有预期保险收益,或者如果我们未能重建因此类事故或事件而受损的设施,我们的运营和财务业绩可能会受到不利影响。
我们的业务在购买、收集、压缩、处理、加工和/或销售天然气;储存、分馏、处理、运输和销售NGL和NGL产品;以及购买、收集、储存和/或终止原油方面存在许多固有的风险,包括:
这些风险可能导致重大损失,包括人身伤害、生命损失、财产和设备的严重损坏和破坏、污染或其他环境或自然资源破坏,并可能导致我们相关业务的延误、缩减或暂停。影响我们所在地区的自然灾害或其他危险可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。我们没有为我们的业务所固有的所有风险投保全额保险。此外,虽然我们投保了突发和意外发生的环境事故造成的污染保险,但我们可能不会为可能发生的所有环境事故投保,其中一些可能会导致有毒侵权索赔。如果发生没有完全投保的重大事故或事件,如果我们未能收回我们投保的重大事故或事件的所有预期保险收益,或者如果我们未能重建因此类事故或事件而受损的设施,我们的运营和财务状况可能会受到不利影响。此外,我们可能无法以合理的费率维持或获得我们想要的类型和金额的保险。由于市场状况,我们某些保单的保费和免赔额大幅增加,并可能进一步上升。例如,近年来美国墨西哥湾沿岸发生严重飓风后,保险费、免赔额和共同保险要求大幅增加,条款通常不如飓风前可以获得的条款优惠,有些保险无法不惜一切代价获得。
由于生产变化或收集、工厂或管道系统中断而导致的意想不到的产量变化可能会增加我们对大宗商品价格变动的风险敞口。
我们在工厂的尾门或管道集合点销售加工天然气。向天然气营销者和最终用户进行的销售可能会因系统沿线任何地方的销量中断而中断。我们试图平衡销售与加工业务供应的数量,但由于生产变化或收集、工厂或管道系统中断而导致的意外数量变化可能会使我们面临数量失衡,再加上大宗商品价格的变动,可能会对我们的运营收入和现金流产生重大影响。
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由于我们的一些系统老化,我们的部分管道系统可能需要增加维护和维修支出,这些支出或因管道老化或状况导致的收入损失可能对我们的业务和运营结果产生实质性的不利影响。
我们运营的管道系统的一些部分已经服务了几十年 在我们购买它们之前。因此,我们的管道系统可能会发生一些历史事件或潜在问题,我们的执行管理层可能没有意识到,这可能会对我们的业务和运营结果产生重大不利影响。我们的一些管道系统的老化和状况也可能导致维护或维修支出增加,任何与维护和维修活动增加相关的停机时间都可能大幅减少我们的收入。由于我们的管道系统的某些部分的老化或状况而导致的维护和维修支出的任何显著增加或收入损失,都可能对我们的业务和运营结果产生不利影响。
恐怖袭击和恐怖袭击的威胁导致我们的业务成本增加。全球和国内持续的敌对行动可能会对我们的行动结果产生不利影响。
恐怖袭击的长期影响,例如2001年9月11日发生的袭击,以及未来恐怖袭击对整个行业,特别是对我们的威胁,目前尚不清楚。然而,由此产生的与安全相关的法规要求和/或相关业务决策可能会增加我们的成本。我们为防范可能的恐怖袭击而采取的更多安全措施增加了我们的业务成本。围绕全球和国内持续敌对行动的不确定性可能会以不可预测的方式影响我们的行动,包括原油供应和我们产品市场的中断,以及基础设施可能成为恐怖行动的直接目标或间接伤亡。
可归因于恐怖袭击的保险市场的变化可能使我们更难获得某些类型的保险。此外,我们可能获得的保险可能比我们现有的保险范围要昂贵得多,或者保险范围可能会减少或无法获得。恐怖主义或战争导致的金融市场不稳定也可能影响我们筹集资金的能力。
我们面临着来自不同个人和团体对我们管道和设施的运营和扩建的反对。
政府官员、非政府环境组织和团体、土地所有者、部落团体、地方团体和其他倡导者反对运营和扩建我们的管道和设施,我们经历过,而且可能会不时遇到这种情况。在某些情况下,我们遇到反对意见,反对以碳氢化合物为基础的能源供应,而不考虑实际执行情况或财务考虑。对我们运营和扩张的反对可以采取多种形式,包括延迟、拒绝或终止所需的政府许可或批准、有组织的抗议、试图阻止或破坏我们的运营、干预涉及我们资产的监管或行政程序或诉讼或旨在阻止、扰乱、延迟或终止我们资产和业务运营或扩张的其他行动。针对我们的石油和天然气客户采取类似行动可能会导致他们的业务中断或受到限制,这可能会减少对我们服务的需求。任何此类事件限制、延迟或阻止我们或我们客户的业务扩张,中断我们或我们客户的运营所产生的收入,或导致我们或我们的客户进行不在保险范围内的重大支出,都可能对我们的业务、运营结果和财务状况产生不利影响,并减少对我们服务的需求。在联邦和州一级加强对环境正义问题的监管关注,也可能为反对我们的运营的社区提供更多机会来挑战或推迟许可审批过程。
我们可能会因执行管道完整性测试计划和相关维修而产生重大成本和责任。
根据NGPSA和HLPSA的授权,PHMSA制定了规则,要求管道运营商为某些天然气和危险液体管道制定和实施完整性管理计划,这些管道位于管道泄漏或破裂可能影响较高和中等后果风险区域,即HCA和MCAS,这些区域的泄漏可能会产生最严重的不利后果。除其他事项外,这些规定还要求有盖管道的运营商:
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随着2011年《管道安全、监管确定性和创造就业法案》(《2011年管道安全法案》)、2016年《保护我们的管道基础设施和加强安全法案》(《2016年管道安全法案》)和2020年的《保护我们的管道基础设施和加强安全(下称《管道》)法案》在过去十年中的通过,现有的授权要求PHMSA实施更严格的管道安全标准。作为这些立法的结果,PHMSA发布了几项重要的规则制定。例如,最近,在2021年11月,PHMSA发布了一项最终规则,建立了两类新的陆上天然气收集管道-R型和C型-并对以前未受监管的约40万英里的陆上天然气收集管道实施了安全规定,其中包括建立了对逃逸排放的检查和维修标准,将报告要求扩大到所有天然气收集运营商,并对某些大口径和高运行压力的天然气收集管道应用了一套最低安全要求。另外,2021年6月,PHMSA发布了一份咨询公告,建议管道和管道设施运营商更新其检查和维护计划,以消除危险泄漏并将管道设施排放的天然气降至最低。预计PHMSA将与州监管机构一起,于2022年开始对运营商计划进行检查。2022年8月,PHMSA敲定了额外的管道安全规则,其中调整了HCA中管道的修复标准,为非HCA中的管道制定了新的标准,并加强了完整性管理评估要求等项目。2011年《管道安全法》、2016年《管道安全法》和2020年《管道法》中与完整性相关的要求和其他条款, 以及根据PHMSA规则的任何实施,可能需要我们进行更多的资本项目或加速进行完整性或维护计划,并产生更高的运营成本,这可能对我们的运输服务成本以及我们的业务、运营结果和财务状况产生实质性的不利影响。
此外,某些州,包括我们开展业务的德克萨斯州、路易斯安那州、俄克拉何马州、新墨西哥州和北达科他州,已经对某些州内天然气和危险液体管道采用了类似于现有PHMSA法规的法规。我们计划继续我们的管道完整性检查计划,以评估和维护我们的管道的完整性。这些检查的结果可能会导致我们产生材料和意外的资本和运营支出,用于维修或升级被认为是必要的,以确保我们的管道继续安全可靠地运行。
我们面临着网络安全风险。网络事件可能会导致信息被盗、数据损坏、运营中断和/或财务损失。
石油和天然气行业越来越依赖数字技术来开展业务。例如,我们依靠数字技术来运营我们的设施,为我们的客户服务,并记录财务数据。与此同时,包括蓄意攻击在内的网络事件有所增加。2021年5月,美国一条主要成品油管道遭到勒索软件攻击,迫使运营商暂时关闭管道,导致东海岸燃料供应中断。美国政府发布了公开警告,表明能源资产可能是网络安全威胁的具体目标。我们的技术、系统和网络,以及我们的供应商、供应商、客户和其他业务合作伙伴的技术、系统和网络可能成为网络攻击或信息安全漏洞的目标,这些攻击或信息安全漏洞可能导致未经授权发布、收集、监控、误用、丢失或破坏专有信息和其他信息,或可能对我们的业务运营造成不利影响。此外,某些网络事件,如监控,可能会在较长时间内保持不被检测到。我们防范网络安全风险的系统可能还不够。随着网络事件的持续发展,我们可能需要花费额外的资源来加强我们的安全态势和网络安全防御,或者调查和补救网络事件的任何脆弱性或后果。我们对网络攻击的保险范围可能不足以覆盖我们可能因网络事件而遭受的所有损失。
大规模爆发的流行病(如新冠肺炎)或任何其他影响全球能源大宗商品需求的公共卫生危机可能会对我们的业务、财务状况、运营业绩和/或现金流产生重大不利影响。
我们面临着与疾病、流行病和其他公共卫生危机的爆发相关的风险,这些风险超出了我们的控制范围,可能会严重扰乱我们的运营,并对我们的财务状况产生不利影响。除了企业和政府采取的其他行动外,新冠肺炎疫情的影响包括旅行禁令、禁止举办团体活动和集会、关闭某些企业、宵禁、就地避难令和练习社交距离的建议,导致国际和美国经济活动显著而迅速减少。
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自2021年初以来,新冠肺炎疫苗的分发工作取得了进展,许多政府施加的限制被放宽或取消。然而,我们继续监测大流行对我们业务的影响。我们的运营业绩和财务状况已经并可能继续受到新冠肺炎疫情的不利影响。我们的运营和财务业绩受到新冠肺炎影响的程度将取决于各种我们无法控制的因素和后果,例如新冠肺炎病毒更具传染性和危害性的变种的出现、疫情的持续时间和范围、企业和政府针对疫情采取的额外行动,以及抗击病毒的反应的速度和有效性。新冠肺炎,以及疫情引发的地区和全球经济状况的动荡,也可能加剧我们在本文中确定的其他风险因素。虽然新冠肺炎疫情最近在美国的影响有所减轻,但我们无法预测此次大流行或更具传染性和危害性的新冠肺炎变种病毒的持续时间或未来影响,此类影响可能会以我们目前未知或我们目前不认为对我们的业务构成重大风险的方式对我们的业务业绩和财务状况产生实质性不利影响。
与我们的资本项目和未来增长相关的风险
我们扩大或修改现有资产或建设新资产可能不会导致收入增加,并受到监管、环境、政治、法律和经济风险的影响,这些风险可能会对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
建造对现有系统的增建或修改,以及建造新的中游资产,涉及许多我们无法控制的监管、环境、政治和法律不确定性,可能需要大量资本支出。如果我们承担这些项目,它们可能无法如期完成,按预算成本完成,甚至根本不能完成。例如,如果钢管等某些供应的商品价格因征收关税而上涨,那么额外系统的建设可能会推迟或需要更多的资本投资。此外,我们的收入可能不会因为某个项目的资金支出而立即增加。例如,如果我们建造一条新的管道、分馏设施或天然气加工厂,建设可能会持续很长一段时间,在项目完成之前,我们不会获得任何实质性的收入增长。此外,我们可能会修建管道或设施,以捕捉一个没有实现这种增长的地区未来产量的预期增长。由于我们不从事天然气和石油储备的勘探和开发,我们没有储备专业知识,而且在一个地区修建管道或设施之前,我们往往无法获得对该地区潜在储量的第三方估计。在某种程度上,我们在任何建造系统附加物的决策中都依赖于对未来产量的估计,这种估计可能被证明是不准确的,因为在估计未来产量时存在许多固有的不确定性。因此,新的管道或设施可能无法吸引足够的输油量来实现我们预期的投资回报,这可能会对我们的运营业绩和财务状况产生不利影响。此外, 在我们现有的收集和运输资产的基础上建造新的设施,可能需要我们在建造新管道之前获得新的通行权。我们可能无法获得或更新这样的通行权,以便将新的天然气和原油供应与我们现有的集输管道连接起来,或利用其他有吸引力的扩张机会。此外,对于我们来说,获得新的通行权或更新现有的通行权可能会变得更加昂贵。如果续签或获得新通行权的成本增加,我们的现金流可能会受到不利影响。
如果我们不开发增长项目和/或进行收购,以扩大现有资产或以经济上可接受的条件建设新资产,或者未能有效地将开发或收购的资产与我们的资产基础相结合,我们未来的增长将是有限的。此外,我们完成的任何收购都受到重大风险的影响,这些风险可能会对我们的财务状况和运营结果产生不利影响,并降低我们向股东支付股息的能力。此外,我们可能无法实现任何收购的预期结果,与该等收购相关的任何不利条件或事态发展可能会对我们的运营和财务状况产生负面影响。
我们的增长能力在一定程度上取决于我们开发增长项目和/或进行收购的能力,从而增加运营产生的现金。如果我们无法(1)在经济上开发增长型项目或进行增长型收购,或无法(1)在经济上开发增长型项目或确定有吸引力的收购候选者并谈判可接受的收购协议,或(2)以经济上可接受的条件为这些项目或收购获得融资,或(3)成功竞争增长型项目或收购,那么我们未来的增长和向股东返还不断增加的资本的能力可能会受到限制。
任何增长项目或收购都涉及潜在风险,其中包括:
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如果这些风险成为现实,任何增长项目或收购的资产都可能抑制我们的增长,无法提供预期的收益和/或进一步增加意想不到的成本。每当具有不同运营或管理的业务合并时,就会出现挑战,如果我们不能成功地将此类业务(包括特拉华盆地收购和南得克萨斯州收购)与我们的业务整合,我们可能会遇到意想不到的延迟,无法实现增长项目或收购的好处。如果我们完成任何未来的增长项目或收购,我们的资本和运营结果可能会发生重大变化,您可能没有机会评估我们在评估未来增长项目或收购时将考虑的经济、财务和其他相关信息。
我们的增长和收购战略部分基于我们对行业参与者持续剥离能源资产的预期,以及行业扩张创造的新机会。此类资产剥离或经济商业扩张机会的大幅减少将限制我们未来增长项目或收购的机会,并可能对我们的运营和可用于向股东支付现金股息的现金流产生不利影响。
成长型项目可能会增加我们在某一行业或地理区域的集中度,而收购可能会显著扩大我们的规模并使我们运营的地理区域多样化。此外,我们可能无法从未来的任何增长项目或收购中获得预期的效果。
我们可能无法促使我们的合资企业采取或不采取某些行动,除非我们的合资企业的部分或所有参与者同意。
我们参与了几家合资企业,其公司治理结构需要至少多数利益投票才能授权许多基本活动,并需要更大的投票权(有时高达100%)才能授权更重要的活动。除其他外,这些更重要的活动包括大额支出或合同承诺、建造或收购资产、借款或以其他方式筹集资本、进行分配、与合资企业参与者的关联公司进行交易、诉讼和非正常业务过程中的交易。如果没有拥有足够投票权的合资企业参与者的同意,我们可能无法促使我们的任何合资企业采取或不采取某些行动,即使采取或阻止这些行动可能符合我们的最佳利益或特定的合资企业。
此外,在符合某些条件的情况下,任何合资企业所有人都可以出售、转让或以其他方式修改其在合资企业中的所有权权益,无论是在涉及第三方或其他共同所有人的交易中。任何此类交易都可能导致我们与不同或更多的各方合作。
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在我们拥有少数股权和/或不是运营商的情况下,我们可能会与一个或多个合资伙伴一起运营我们的部分业务,这可能会限制我们的运营和公司灵活性。其他合作伙伴或第三方运营商采取的行动可能会对我们的财务状况和运营结果产生实质性影响,我们可能无法实现我们预期从合资企业中获得的好处。
正如在中游行业中常见的那样,我们可能会与一个或多个合资伙伴运营我们的一个或多个物业,在合资伙伴中,我们拥有少数股权和/或与第三方签订合同来控制运营。这些关系可能需要我们共享运营和其他控制权,这样我们可能不再具有完全控制这些物业开发的灵活性。如果我们在这种情况下不及时履行我们的财政承诺,我们的参与权可能会受到不利影响。如果合资伙伴无法或未能支付其应承担的开发成本,或者第三方运营商没有按照我们的预期运营,我们的运营成本可能会增加。我们还可能因合资伙伴或第三方运营商采取的行动而招致责任。我们与对方之间的纠纷可能会导致诉讼或仲裁,这会增加我们的费用,延误或终止项目,并分散我们的高级管理人员和董事的注意力,使他们无法将时间和精力集中在我们的业务上。
与我们的财务状况有关的风险
如果我们不能维持一个有效的内部控制系统,我们可能无法准确地报告我们的财务结果或防止欺诈。此外,会计准则的潜在变化可能会导致我们在未来修改我们的财务结果和披露。
有效的内部控制对于我们提供及时可靠的财务报告和有效防止舞弊是必要的。如果我们不能提供及时可靠的财务报告或防止欺诈,我们的声誉和经营业绩将受到损害。我们继续加强内部控制和财务报告能力。这些改进需要投入大量资源和人员,并制定和维持正式的内部报告程序,以确保我们财务报告的可靠性。我们更新和维护内部控制的努力可能不会成功,我们可能无法在现在或未来对我们的财务流程和报告保持足够的控制,包括未来遵守2002年萨班斯-奥克斯利法案第404条规定的义务。
任何未能保持有效控制或在有效改善我们的内部控制方面遇到的困难,都可能妨碍我们及时可靠地报告我们的财务业绩,并可能损害我们的经营业绩。无效的内部控制也可能导致投资者对我们报告的财务信息失去信心。此外,财务会计准则委员会或美国证券交易委员会可以制定新的会计准则,可能会影响我们被要求记录收入、费用、资产和负债的方式。会计准则或披露要求的任何重大变化都可能对我们的运营结果、财务状况和履行债务的能力产生重大影响。
我们面临客户的信用风险,我们的主要客户的任何重大不付款或不履行义务都可能对我们的现金流和运营结果产生不利影响。
我们的许多客户可能会遇到财务问题,这些问题可能会对他们的信誉产生重大影响,特别是在大宗商品价格低迷的环境下。天然气、天然气和原油价格的下跌可能会对我们一些客户的业务、财务状况、运营结果、信誉、现金流和前景产生不利影响。我们的客户遇到严重的财务问题可能会限制我们收回欠我们的款项的能力,或执行合同安排下的义务的能力。此外,我们的许多客户通过运营现金流、债务或发行股票为其活动提供资金。大宗商品价格下跌导致现金流减少、基于准备金的信贷安排下借款基础减少以及缺乏债务或股权融资可能导致我们客户的流动资金大幅减少,并限制他们支付或履行对我们的债务的能力。此外,我们的一些公共客户的股价下跌可能会使他们面临从公共证券交易所退市的危险,限制他们进入公共资本市场的机会,并进一步限制他们的流动性。此外,我们的一些客户可能杠杆率很高,受到他们自己的运营和监管风险的影响,这增加了他们可能拖欠对我们的义务的风险。如果我们的一个或多个主要客户陷入财务困境或启动破产程序,则根据美国破产法的适用条款,可能需要重新谈判或拒绝与这些客户签订合同。此外,一些破产法院发现,在某些情况下,石油, 天然气和水收集协议不会在管辖法律下与土地产生契约,因此在破产法第11章的诉讼程序中可能会被驳回。特定合同是否被驳回取决于合同的措辞、适用的法律和提起特定破产案件的法院。我们客户遇到的财务问题可能会导致我们的长期资产减值,减少我们的运营现金流,还可能减少或减少他们未来对我们产品和服务的使用,这可能会减少我们的收入。我们的主要客户或衍生品交易对手的任何重大不付款或不履行义务都可能降低我们向股东支付现金股息的能力。
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持续或恶化的通胀问题以及货币政策的相关变化已导致并可能导致我们的商品、服务和人员成本进一步上升,这反过来又导致我们的资本支出和运营成本上升。
美国的通货膨胀率在2021年、2022年和2023年都有所上升。这些通胀压力已经并可能导致我们的商品、服务和人员成本进一步增加,这反过来又导致我们的资本支出和运营成本上升。同样,持续的高通胀导致美国联邦储备委员会(Federal Reserve)和其他央行在2022年多次加息。美国联邦储备委员会(Federal Reserve)已经提高了基准利率,并可能在2023年继续提高基准利率,以努力遏制全美商品和服务成本的通胀压力,这可能会导致资金成本上升,抑制经济增长,这两种因素中的任何一种-或者两者的结合-都可能对我们业务的财务和运营业绩产生负面影响。如果通胀居高不下,如果我们的运营活动增加,我们的运营成本可能会进一步上升,包括服务、劳动力成本和设备。
石油和天然气价格上涨可能会导致材料和服务成本继续上升。我们无法预测通货膨胀率的任何未来趋势,如果通货膨胀率大幅上升,我们无法通过更高的价格和收入来收回更高的成本,这将对我们的业务、财务状况和运营结果产生负面影响。
未来业务环境的变化可能会对我们的服务需求产生负面影响,并可能导致记录的长期资产进一步减值,如果对我们的服务需求产生负面影响,长期资产的额外减值,我们的财务状况和运营结果可能会受到影响。.
当事件或环境变化显示,管理层判断该等资产的账面价值可能无法收回时,我们评估长期资产(包括相关无形资产)的减值。资产回收能力是通过将资产或资产组的账面价值与其预期的未来税前未贴现现金流进行比较来衡量的。这些现金流估计要求我们对未来多年的定价、需求、竞争、运营成本和其他因素做出预测和假设。全球石油和天然气大宗商品价格,尤其是原油价格仍不稳定。商品价格下跌以前对我们的服务需求和我们的市值产生了负面影响,并可能继续产生负面影响。
如果能源行业状况恶化,长期资产有可能在未来一段时间内受损。例如,在2021年第四季度,我们记录了4.523亿美元的非现金税前减值,主要与与我们收集和加工部门的中央业务相关的天然气处理设施和收集系统的部分减值有关。我们未来可能承担的任何额外减值费用都可能对我们的财务报表产生重大影响。我们无法准确预测长期资产减值的金额和时间。有关长期资产减值的进一步讨论,请参阅本年报所载“综合财务报表”附注5--物业、厂房及设备及无形资产。
我们的套期保值活动可能无法有效降低我们现金流的可变性,在某些情况下,可能会增加我们现金流的可变性。此外,我们的对冲可能无法完全保护我们免受基差波动的影响。最后,随着时间的推移,我们预期的股票大宗商品交易量中被对冲的百分比大幅下降。
我们达成的衍生品交易仅与我们的部分权益交易量、未来大宗商品的购买和销售以及运输基础风险有关。因此,我们将继续对未对冲部分构成直接的大宗商品价格风险。我们未来的实际交易量可能显著高于或低于我们在该期间进行衍生品交易时的估计。如果实际金额高于我们的估计,我们将面临比预期更大的大宗商品价格风险。如果实际金额低于受我们的衍生金融工具约束的金额,我们可能被迫满足我们的全部或部分衍生品交易,而不受益于我们出售基础实物商品的现金流。我们的套期保值覆盖的预期权益交易量的百分比随着时间的推移而下降。在一定程度上,如果我们对大宗商品价格风险进行对冲,我们可能会放弃如果大宗商品价格变化对我们有利的话,我们本来会获得的好处。我们用于这些对冲的衍生工具是基于公布的市场价格,这可能高于或低于我们在运营中实现的实际天然气、天然气和凝析油价格。这些定价差异可能很大,可能会对我们最终实现的价格产生实质性影响。市场和经济状况可能会对我们的对冲交易对手履行义务的能力产生不利影响。鉴于金融和大宗商品市场的波动性,我们可能会遭遇对冲交易对手的违约。此外,我们的交易所交易期货受到保证金要求的约束,这导致我们的现金流随着大宗商品价格的波动而变化。
由于这些和其他因素,我们的对冲活动在减少现金流的可变性方面可能并不像我们预期的那样有效,在某些情况下,实际上可能会增加我们现金流的可变性。见“项目7A。关于市场风险的定量和定性披露。
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如果我们不能平衡我们所经营的大宗商品的购买和销售,我们面临的大宗商品价格风险将会增加。
我们可能无法成功地平衡我们所经营的大宗商品的购买和销售。此外,生产商可能无法向我们交付承诺的数量,或者交付的数量超过合同数量,或者购买者可能购买的数量少于合同数量。这些行动中的任何一项都可能导致我们的购买和销售之间的失衡。如果我们的购买和销售不平衡,我们将面临更多的大宗商品价格风险,并可能增加我们的运营收入的波动性。
我们支付的股息金额可能与预期金额不同,可能会出现导致使用资金支付预期股息或投资于我们的业务之间的冲突。
宣布和支付现金股息的金额(如有)的确定将取决于我们的财务状况、经营结果、现金流、我们的资本支出水平、未来的业务前景以及我们的董事会在与管理层磋商后认为相关的任何其他事项。其中许多事项受到我们无法控制的因素的影响,因此,可供我们股东分红的实际现金金额可能与预期金额不同。
此外,随着事件本身的出现或变得合理地可预见,我们的董事会,决定我们的业务战略和我们的股息,可能决定通过利用本来可能用于我们股息的资本来解决这些问题。例如,2020年3月,我们的董事会批准将截至2020年3月31日的季度现金股息减少至每股0.10美元,并在截至2021年9月30日的季度保持这样的股息数额。我们的董事会也可能决定增加我们的股息是适当的。如果我们发行更多普通股或优先股,或者我们产生债务,支付这些额外股票的股息或债务利息可能会增加我们无法维持或增加现金股息水平的风险。
如果我们普通股的股息没有在任何一个会计季度支付,我们的股东将无权在未来收到该季度的股息。
我们普通股股东的股息不是累积的。因此,如果我们普通股的股息没有在任何一个会计季度支付,我们的股东将无权在未来收到该季度的股息。
如果我们的NOL结转有限,我们不产生预期的扣除额,或者税务机关成功挑战我们的某些税务立场,我们未来的纳税义务可能会比预期的更大。
截至2022年12月31日,我们有68亿美元的美国联邦NOL结转,其中一些在2036年至2037年之间到期,而另一些则没有到期日。根据下文讨论的CAMT,我们预计能够利用这些NOL结转并产生扣除,以抵消我们未来应纳税所得额的全部或部分。这一预期是基于我们对我们的收入、资本支出和净营运资本等做出的假设,以及目前的预期,即我们的NOL结转不会受到修订后的1986年国内税法第382条(“第382条”)未来的限制。
第382条一般对公司在经历“所有权变更”(根据第382条确定)时可用于抵销应纳税所得额的NOL金额施加年度限制。所有权变更通常发生在一个或多个股东(或股东群体),他们每个人被认为至少拥有我们股票的5%,他们在滚动的三年期间内,他们的所有权比他们的最低所有权百分比改变了50个百分点以上。如果发生所有权变更,我们结转的NOL的使用将受到第382条规定的年度限制,该限制是通过将所有权变更时我们的股票价值乘以第382条定义的适用的长期免税率来确定的,但须进行某些调整。
虽然我们预计能够利用我们的NOL结转和产生扣减来抵消我们未来应纳税所得额的全部或部分(取决于下面讨论的CAMT),但如果没有按预期产生扣减,我们的一个或多个纳税状况被美国国税局成功质疑(在税务审计或其他方面),或者我们的NOL结转受到第382条规定的未来限制,我们未来的纳税义务可能会比预期的更大。
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税法的变化或其解释,或征收新的或增加的税收可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
美国联邦和州立法定期提出,如果成为法律,将对税法进行重大修改,并可能大幅增加我们的纳税义务,对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生不利影响。例如,2022年8月16日,总裁·拜登将爱尔兰共和军签署为法律,其中包括CAMT等。根据CAMT,“适用公司”的某些财务报表收入将被征收15%的最低税率。在任何课税年度,如在截至该课税年度之前的三个课税年度为止的三个课税年度内,某一法团的“平均年度调整财务报表收入”超过10亿元,则爱尔兰共和军将该法团视为适用的法团。
根据我们目前对利率协议、CAMT及相关指引的解释,以及多项营运、经济、会计及监管假设,我们预期短期内不会成为适用公司,但我们很可能会在下一个课税年度成为适用公司。如果我们成为一家适用的公司,并且我们的CAMT负债大于我们在任何特定纳税年度的常规美国联邦所得税负债,CAMT负债将有效地加速我们未来的美国联邦所得税义务,减少我们在该年度可供分配的现金,但为我们未来一年的常规美国联邦所得税负债提供抵销抵免。因此,我们目前的预期是,CAMT的影响仅限于未来纳税年度的时间差异。
上述分析是基于我们目前对《爱尔兰共和军》、《反腐败公约》和相关指南中所载条款的解释。未来,美国财政部和国税局预计将发布与此类立法相关的法规和额外的解释性指导,如果与我们当前的解释有任何重大差异,可能会导致我们对CAMT适用于我们的分析发生变化。
衍生品立法及其实施法规可能会对我们使用衍生品工具降低商品价格、利率和与我们业务相关的其他风险的影响的能力产生重大不利影响。
2010年7月颁布的《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法》(“多德-弗兰克法案”)确立了对场外衍生品市场和我们等参与该市场的实体的联邦监督和监管。多德-弗兰克法案要求商品期货交易委员会和美国证券交易委员会颁布实施多德-弗兰克法案的规则和法规,这些法规中的大部分已经敲定。
2020年10月,商品期货交易委员会通过了新的规则,将限制某些核心期货和某些实物商品的等值掉期合约的头寸,或与某些实物商品挂钩,但某些例外情况除外。善意的对冲交易。新规则于2020年12月生效,但有担保未来头寸的总体合规日期为2022年1月1日,有担保掉期头寸的总体合规日期为2023年1月1日。我们目前没有遇到任何实质性的障碍,也不希望这些规定会对我们的对冲活动造成实质性的阻碍。
CFTC已指定某些利率互换和信用违约互换进行强制清算,相关规则还将要求我们就涵盖的衍生品活动遵守清算和交易执行要求,或采取措施有资格获得此类要求的豁免。虽然我们有资格获得强制掉期清算要求的最终用户例外,以对冲我们的商业风险,但强制清算和交易执行要求适用于其他市场参与者,如掉期交易商,可能会改变我们用于对冲的掉期的成本和可用性。CFTC和联邦银行业监管机构已通过规定,要求掉期的某些交易对手公布初始保证金和变动保证金。然而,我们目前的对冲活动将有资格获得非金融终端用户豁免保证金要求。
多德-弗兰克法案和任何新法规都可能增加衍生品合约的成本,或者潜在地减少衍生品的可获得性,以防范我们遇到的风险。如果我们因多德-弗兰克法案和实施多德-弗兰克法案的法规而减少对衍生品的使用,我们的运营结果可能会变得更加不稳定,我们的现金流可能更难预测,这可能会对我们计划和资助资本支出的能力产生不利影响。
这些后果中的任何一个都可能对我们、我们的财务状况和我们的运营结果产生实质性的不利影响。
欧洲联盟(“欧盟”)和其他非美国司法管辖区也在实施有关衍生品市场的法规。只要我们与外国司法管辖区的交易对手或与其他业务的交易对手进行掉期交易,使它们受到外国司法管辖区的监管,我们可能会受到此类法规的影响。欧盟和其他非美国司法管辖区通过的实施条例可能会对我们、我们的财务状况和我们的运营结果产生实质性的不利影响。
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与我们普通股所有权相关的风险
未来在公开市场上出售我们的普通股可能会降低我们的股价,我们通过出售股权或可转换证券筹集的任何额外资本可能会稀释您对我们的所有权。
我们或我们的股东可以在随后的公开发行中出售普通股。我们也可以发行普通股或可转换证券的额外股份。截至2022年12月31日,我们有226,042,229股普通股流通股。我们无法预测我们普通股未来发行的规模,也无法预测未来我们普通股的发行和出售将对我们普通股的市场价格产生的影响。大量出售我们的普通股(包括与收购相关的股票),或认为可能发生此类出售,可能会对我们普通股的现行市场价格产生不利影响。
我们修订和重述的公司注册证书以及修订和重述的法律,以及特拉华州的法律,都包含可能阻止收购要约或合并提议的条款,这可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。
我们修订和重述的公司注册证书授权我们的董事会在没有股东批准的情况下发行优先股。如果我们的董事会选择发行优先股,第三方可能更难收购我们。此外,我们修订和重述的公司注册证书以及修订和重述的附例中的一些条款可能会使第三方更难获得对我们的控制权,即使控制权的变更将对我们的股东有利,包括要求:
特拉华州法律禁止我们与任何“有利害关系的股东”进行任何商业合并,这通常意味着,实益拥有我们15%以上股份的股东在自成为有利害关系的股东之日起三年内不能收购我们,除非满足各种条件,如交易得到我们董事会的批准。
我们可能会发行优先股,其条款可能会对我们普通股的投票权或价值产生不利影响。
我们经修订和重述的公司注册证书授权我们无需股东批准而发行一类或多类优先股,这些优先股具有董事会可能决定的指定和权力、优惠,包括关于股息和分配、权利、资格、限制和限制的相对于普通股的优惠。一个或多个类别或系列优先股的条款可能会对我们普通股的投票权或价值产生不利影响。例如,我们可以授予优先股持有者在所有情况下或在特定事件发生时选举一定数量的董事的权利,或否决特定交易的权利。同样,我们可能分配给优先股持有人的回购或赎回权利或清算优先权可能会影响我们普通股的剩余价值。
与我们的负债有关的风险
由于美联储的相关政策或其他原因,利率的持续上升可能会对我们的资金成本产生不利影响,这可能会增加我们的融资成本,降低我们业务的整体盈利能力。
我们对利率上升的风险敞口很大。截至2022年12月31日,我们的总负债为116.104亿美元,不包括840万美元的未摊销折扣和6560万美元的债务发行成本,其中77.844亿美元为固定利率债务,35.987亿美元为浮动利率债务,2.273亿美元为融资租赁负债。根据我们2022年12月31日的债务余额,假设可变利率债务利率变化100个基点,将影响我们的合并年度利息支出3600万美元。在计入3320万美元的信用证后,根据TRGP Revolver,我们还有14亿美元的额外借款能力,根据信用证,借款面临浮动利率的此类增加。由于我们的可变利息债务,我们的由于美联储的相关政策或其他原因,加息可能会对运营结果产生不利影响。
此外,与所有股权投资一样,对我们股权证券的投资也存在一定的风险。作为接受这些风险的交换,投资者可能期望获得比低风险投资更高的回报率。因此,随着利率上升,投资者通过购买政府支持的债务证券获得更高的风险调整后回报率的能力,可能会导致对风险更高的投资的需求普遍相应下降,包括基于收益的股权投资。
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由于投资者寻求其他更有利的投资机会,对我们普通股的需求减少,可能会导致我们普通股的交易价格下降。
我们有大量的债务,这可能会对我们的财政状况造成不利影响,但我们仍然可能承担更多的债务,这可能会共同增加与遵守我们的金融契约相关的风险。
我们有大量的债务。截至2022年12月31日,我们有28亿美元的未偿还TRGP优先无担保票据,不包括840万美元的未摊销折扣和50亿美元的未偿还合伙企业优先无担保票据。在证券化安排下,我们还有8.0亿美元的未偿还资金。此外,我们还有(I)定期贷款安排下15亿美元的未偿还借款,以及(Ii)TRGP Revolver下2.9亿美元的未偿还借款,3320万美元的未偿还信用证,商业票据计划下的10.87亿美元未偿还借款,以及TRGP Revolver下可用的额外借款能力14亿美元。截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度,我们的综合利息支出净额分别为4.461亿美元、3.879亿美元和3.913亿美元。
我们庞大的负债水平增加了我们可能无法产生足够的现金来支付到期的债务本金、利息或与债务有关的其他金额的可能性。这一巨额债务,再加上租赁和其他财务义务以及合同承诺,可能会对我们产生其他重要后果,包括:
我们的长期无担保债务目前被惠誉、穆迪和标普评级。截至2022年12月31日,Targa的优先无担保债务被惠誉评级为“BBB-”,被穆迪评为“Baa3”,被标普评为“BBB-”。未来我们信用评级的任何下调都可能对我们筹集资金的成本产生负面影响,降级也可能对我们有效执行战略的各个方面以及在公开市场获得资本的能力产生不利影响。
我们的国际掉期和衍生工具协会(“ISDA”)协议包含与信用风险相关的或有特征。由于我们的信用评级,担保我们的TRGP Revolver的抵押品被释放后,我们的衍生品头寸不再得到担保。截至2022年12月31日,我们的未偿还净衍生品头寸包含与信用风险相关的或有特征,净负债头寸为2.667亿美元。如果穆迪和标普都将我们的信用评级下调至投资级以下,正如我们的ISDA所定义的那样,我们估计,截至2022年12月31日,根据我们ISDA的条款,我们将被要求向某些交易对手提供3140万美元的抵押品。
我们偿还债务的能力将取决于我们未来的财务和经营业绩,这将受到当前经济状况以及金融、商业、监管和其他因素的影响,其中一些因素是我们无法控制的。如果我们的经营业绩不足以偿还当前或未来的债务,我们将被迫采取行动,如减少或推迟业务活动、投资或资本支出、收购、出售资产、重组或再融资债务,或寻求额外的股本,这些结果可能会对我们发放现金股息的能力产生不利影响。我们可能无法以令人满意的条件影响其中任何一项行动,或者根本无法影响。
我们可能会在未来招致大量的额外债务。TRGP Revolver提供27.5亿美元的可用承诺,并允许我们请求增加高达5.0亿美元的额外承诺。虽然我们的债务协议包含对产生额外债务的限制,但这些限制受到一些重要的限制和例外情况的限制,遵守这些限制而产生的任何债务可能是巨额的。如果我们承担额外的债务,这可能会增加与遵守我们的金融契约相关的风险。
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我们债务协议的条款可能会限制我们目前和未来的运营,特别是我们应对业务变化或采取某些行动的能力,包括向股东支付股息。
管理我们的未偿债务的协议包含,我们未来产生的任何债务很可能包含一些限制性公约,这些公约对我们的经营和财务施加了重大限制,包括对我们从事可能符合我们最佳长期利益的行为的限制。这些协议包括公约,其中包括限制我们以下能力的公约:
此外,我们的某些债务协议要求我们满足并维持特定的财务比率和其他财务状况测试。我们满足这些财务比率和测试的能力可能会受到我们无法控制的事件的影响,我们不能向您保证我们将达到这些比率和测试。
根据我们的债务协议,任何违反这些公约的行为都可能导致违约。一旦发生这种违约事件,适用债务协议项下的所有未清偿款项可被宣布为立即到期和应付,并可终止所有适用的进一步发放信贷的承诺。如果我们无法偿还证券化安排下加速偿还的债务,证券化安排下的贷款人可以对他们获得的抵押品进行抵押,以获得债务。我们已将Targa Receivables LLC的应收账款作为证券化贷款的质押。如果我们债务协议下的债务加速,我们不能向您保证我们将有足够的资产偿还债务。这些债务协议和任何未来融资协议中的经营和财务限制和契诺可能会对我们为未来的经营或资本需求提供资金或从事其他商业活动的能力造成不利影响。
与监管事项有关的风险
我们和我们的客户的运营受到气候变化威胁所产生的一系列风险的影响,这些风险可能导致运营成本增加,限制可能发生石油和天然气生产的地区,并减少对我们提供的产品和服务的需求。
气候变化的威胁继续在美国和其他国家引起相当大的关注。因此,已经提出并可能继续在国际、国家、区域和州各级政府一级提出许多建议,以监测和限制温室气体的排放。因此,我们的业务以及我们的石油和天然气勘探和生产客户的业务都受到与化石燃料的生产和加工以及温室气体排放相关的一系列监管、政治、诉讼和金融风险的影响。
在美国,没有在联邦一级实施全面的气候变化立法,尽管最近的法律,如爱尔兰共和军推进了许多与气候有关的目标。然而,由于美国最高法院认为温室气体排放根据CAA构成污染物,美国环保局通过了规则,除其他外,建立对某些大型固定来源的温室气体排放的建设和运营许可审查,要求监测和年度报告来自
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实施新的污染源性能标准,指导减少石油和天然气部门某些新建、改装或重建设施的甲烷排放,并与交通部一起,对在美国运营的车辆实施温室气体排放限制。此外,2022年8月,爱尔兰共和军签署成为法律,为可再生能源倡议拨出大量联邦资金,并修订联邦清洁空气法,对要求向EPA报告温室气体排放的来源的甲烷排放征收首次费用,包括那些陆上石油和天然气生产以及收集和提升来源类别的来源。甲烷排放费将从2024年开始,每吨甲烷900美元,2025年增加到1200美元,2026年及以后每年定为1500美元。费用的计算是根据爱尔兰共和军确定的某些门槛计算的。法律中的甲烷排放费以及可再生和低碳能源融资条款可能会增加我们和我们客户的运营成本,加速从化石燃料过渡,这反过来可能会减少对我们产品和服务的需求,并对我们的业务和运营结果产生不利影响。
近年来,围绕甲烷排放的监管存在相当大的不确定性。为了回应总裁·拜登2021年11月呼吁环保局重新审查有关甲烷的联邦法规的行政命令,环保局发布了一项拟议的规则,如果最终敲定,将使OOOa分部的现有法规更加严格,并设立OOOb分部,以扩大新的、改造和重建的油气来源的减排要求,包括之前未在OOOa分部监管的某些来源类型。此外,拟议的规则将创建一个新的OOOC子部分,要求各州制定计划,减少现有来源的甲烷和挥发性有机化合物排放,这些计划必须至少与EPA设定的推定标准一样有效。这项拟议的规则将适用于石油和天然气井场的上游和中游设施、天然气收集和增压压缩机站、天然气加工厂以及传输和储存设施。受影响的排放装置或工艺的所有者或操作员必须遵守特定的性能标准,这些标准可能包括使用光学气体成像进行泄漏检测和随后的维修要求、通过捕获和控制系统减少95%的排放、零排放要求、操作和维护要求以及所谓的绿色完井要求。2022年11月,美国环保局发布了一份补充甲烷提案,其中除其他项目外,还提出了具体修订,以加强各州限制现有原油和天然气设施甲烷排放的首个全国性排放指南。该提案还修订了对逃逸排放监测和维修以及设备泄漏和监测调查频率的要求, 建立“超级排放者”应对计划,以及时缓解排放事件,并为使用先进监测提供更多选择,以鼓励部署创新技术来检测和减少甲烷排放。该提案目前正在征求公众意见,预计将于2023年最终敲定;然而,这些要求很可能会受到法律挑战。虽然我们无法预测这些拟议监管要求的最终范围或合规成本,但任何此类要求都有可能增加我们的运营成本,从而可能对我们的财务业绩和现金流产生不利影响。
各州和各州集团也已经通过或正在考虑通过立法、法规或其他监管举措,重点关注联邦政府已经或可能考虑的覆盖领域,包括温室气体排放限额和交易计划、碳税、报告和跟踪计划以及限制排放。在国际层面上,存在联合国发起的《巴黎协定》,这是一项不具约束力的协议,要求各国在2020年后通过各自确定的减排目标每五年限制一次温室气体排放。总裁·拜登在2021年4月宣布了一个新的、更严格的国家确定的减排水平,到2030年,整个经济体的温室气体净排放量将在2005年的基础上减少50%-52%。此外,2021年11月,国际社会再次在格拉斯哥举行的第26届缔约方大会(“COP26”)上发表了多项声明,包括呼吁缔约方取消某些化石燃料补贴,并针对非二氧化碳温室气体采取进一步行动。与此相关的是,在第26次缔约方会议上,美国和欧盟联合宣布启动全球甲烷承诺,100多个国家加入了这一倡议,承诺实现到2030年将全球甲烷排放量在2020年水平上减少至少30%的集体目标,包括在能源部门的“所有可行的削减”。在2022年11月在沙姆沙伊赫举行的第27次缔约方会议上,各国重申了第26次缔约方会议达成的协议,并呼吁各国加快努力,逐步取消低效的化石燃料补贴。美国还宣布,与欧盟和其他伙伴国一起, 它将制定监测和报告甲烷排放的标准,以帮助创造一个低甲烷强度天然气的市场。尽管在缔约方会议第二十七届会议上没有对逐步淘汰或逐步淘汰所有化石燃料作出明确的承诺或时间表,但不能保证各国不会在未来寻求实施这种逐步淘汰。这些行动、命令、承诺、协议以及为履行美国在《巴黎协定》、COP26、COP27或其他国际公约下的承诺而颁布的任何立法或法规的影响目前无法预测,也不清楚可能会通过或实施哪些可能对我们的行动产生不利影响的额外倡议。
政府、科学和公众对温室气体排放引起的气候变化威胁的担忧导致美国的政治风险增加,这可能会限制油井和天然气井的水力压裂,限制在联邦财产上生产天然气期间的燃烧和排放,并禁止或限制在联邦财产上生产矿产的新的或现有的租约。总裁·拜登发布了几项行政命令和战略,重点是应对气候变化,包括可能影响生产成本或石油和天然气需求的项目。拜登政府可能采取的与石油和天然气生产活动有关的其他行动可能包括对建立石油和天然气管道基础设施或允许液化天然气出口设施提出更严格的要求。例如,2022年11月,BLM提出了一项规则,
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将限制从联邦土地上的油井地点燃烧,并允许延迟或拒绝许可,如果BLM发现运营商的甲烷废物最小化计划不足。拜登政府还呼吁修改和限制在联邦土地上进行石油和天然气开发的租赁和许可项目,并一度暂停了联邦石油和天然气租赁活动。美国内政部对联邦租赁计划的全面审查导致待租赁的陆上土地数量减少,特许权使用费费率上升。任何限制或要求修改我们或我们供应商现有业务或未来扩张计划的法规变化都可能减少对我们提供的产品和服务的需求,增加我们的运营成本,并可能对我们的财务状况产生负面影响。
诉讼风险也在增加,一些城市、地方政府和其他原告试图在州或联邦法院对最大的石油和天然气勘探和生产公司提起诉讼,指控这些公司生产导致全球变暖影响的燃料(如海平面上升),从而造成公共滋扰,因此应对道路和基础设施造成破坏,或者声称这些公司意识到气候变化的不利影响已有一段时间,但通过未能充分披露这些影响欺骗了投资者。如果我们成为任何类似诉讼的目标,卷入此类案件可能会产生不利的财务和声誉影响,不利的裁决可能会严重影响我们的运营,并对我们的财务状况造成不利影响。
此外,我们获得资本的途径可能会受到气候变化政策的影响。目前投资于化石燃料能源公司但担心气候变化潜在影响的股东和债券持有人可能会选择在未来将部分或全部投资转移到非化石燃料能源相关行业。向化石燃料能源公司提供融资的机构投资者也变得更加关注有利于风能和太阳能光伏等“清洁”能源的可持续性贷款做法,这使得这些来源更具吸引力,其中一些人可能会选择不为化石燃料能源公司提供资金。美国许多最大的银行已经做出了“净零”碳排放承诺,并宣布它们将评估其投资组合中的融资排放,并采取措施量化和减少这些排放。金融部门的这些和其他事态发展可能导致一些贷款人限制某些行业或公司获得资本或从某些行业或公司撤资,包括石油和天然气行业,或者要求借款人采取更多措施减少温室气体排放。此外,金融机构有可能被要求采取限制向化石燃料部门提供资金的政策。2020年底,美联储宣布加入了绿色金融系统网络(NGFS),这是一个金融监管机构联盟,专注于应对金融部门与气候有关的风险,并于2022年9月, 美国联邦储备委员会(Federal Reserve)宣布,美国有六个国家。最大的银行将参加气候情景分析试点工作,以提高公司和监管机构衡量和管理与气候有关的金融风险的能力。美联储于2023年1月发布了试点工作,旨在分析与气候变化相关的实物风险和过渡风险对银行投资组合中特定资产的影响。虽然我们无法预测这些发展可能带来什么政策,但化石燃料行业可用资本的大幅减少可能会使勘探、开发、生产、运输和加工活动更难获得资金,这可能会影响我们和我们供应商以及客户的业务和运营。此外,2022年3月,美国证券交易委员会发布了一项拟议规则,该规则将建立报告气候风险、目标和指标的框架。最终规则预计将于2023年第二季度发布。虽然这一规则的最终形式和实质及其要求尚不清楚,其对我们业务的最终影响也不确定,但拟议的规则如果最终敲定,可能会导致我们以及我们的供应商和客户在评估和披露气候相关风险方面的法律、会计和财务合规成本增加。如果按照拟议的方式最终敲定,我们还可能面临与根据该规则所作披露有关的更大诉讼风险。此外,加强气候披露要求可能会加速某些利益相关者和贷款人限制或寻求更严格条件的趋势,限制或寻求更严格的条件,限制或寻求更严格的条件,投资于我们能源行业的客户和像我们这样支持能源行业的公司。分开, 美国证券交易委员会还宣布,它正在审查公开申报文件中与气候变化相关的现有披露,如果美国证券交易委员会声称发行人现有的气候披露存在误导性或不足,加大了执法的可能性。
通过和实施任何国际、联邦或州立法、法规或其他监管举措,对石油和天然气部门的温室气体排放实施更严格的标准,或以其他方式限制该部门可能生产石油和天然气或产生温室气体排放的领域,可能会导致合规成本或消费成本增加,从而减少对石油和天然气的需求,从而减少对我们服务和产品的需求。此外,政治、诉讼和金融风险可能会导致我们的石油和天然气客户限制或取消生产活动,因气候变化而导致基础设施损坏的责任,或者削弱他们继续以经济方式运营的能力,这也可能减少对我们的服务和产品的需求。这些发展中的一个或多个可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
最后,地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生具有重大物理影响的气候变化,例如风暴、干旱、洪水、海平面上升和其他极端气候事件的频率和严重程度增加,以及温度和降水模式的长期变化。这些气候变化有可能对我们的资产以及我们的供应商和客户的资产造成实际损害,从而可能对我们的运营和供应链产生不利影响,包括导致与维护或保险我们的资产相关的成本发生变化。此外,气象条件的变化,特别是温度的变化,可能会导致对能源或客户产品的需求量、时间或地点的变化。
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生产。虽然我们对天气条件变化的考虑以及在设计中纳入安全因素的目的是为了减少气候变化和其他事件可能带来的不确定性,但我们减轻这些事件不利影响的能力在一定程度上取决于我们设施的有效性以及我们的灾害准备和应对以及业务连续性规划,而这些可能没有考虑到或准备好应对每一次可能发生的情况。如果气候变化发生任何此类影响,可能会对我们的财务状况和运营结果以及我们客户的财务状况和运营产生不利影响。
利益相关者和市场对ESG问题的关注增加可能会影响我们的业务。
对气候变化的日益关注、社会对公司应对气候变化的更高期望,以及消费者对能源商品替代品的潜在使用,可能会导致成本增加、对客户产品和服务的需求减少、利润减少、调查和诉讼增加,以及对我们的股票价格和进入资本市场的负面影响。例如,对气候变化的日益关注可能导致对我们或我们客户的碳氢化合物产品的需求变化,以及针对我们或那些客户的额外政府调查和私人诉讼。
作为我们加强ESG实践的持续努力的一部分,我们的董事会成立了可持续发展委员会。委员会成员监督管理层ESG政策的实施,并向董事会提供关于将可持续发展融入我们各种业务活动的有效性的见解。我们还任命了一位负责可持续发展的高级副总裁,他直接向我们的首席执行官汇报,并定期向我们的董事会提交有关ESG事项的报告。我们还发布了2021年可持续发展报告,提供了与某些ESG主题相关的最新表现,并设定了某些ESG目标,例如根据One Future目标降低甲烷强度。虽然我们可能会选择现在或未来寻找各种额外的自愿ESG目标,但这些目标是有抱负的。此外,尽管我们的治理监督到位,但我们可能无法充分识别与ESG相关的风险和机会,而且可能无法按照最初设想的方式或时间表实现ESG目标,或者根本无法实现,包括由于与实现这些成果相关的不可预见的成本或技术困难。此外,我们可能做出或采取的与ESG相关的行动或声明有时基于我们目前认为合理的预期、假设或第三方信息,但这些信息随后可能被确定为错误或可能受到误解。此外,在我们选择追求这些目标并能够达到预期目标水平的情况下,这种成就可能是由于达成了各种合同安排,包括购买可能被视为减轻我们ESG影响的各种信用或补偿,而不是我们ESG业绩的实际变化。然而,, 我们不能保证购买有足够的补偿,也不能保证,尽管我们依赖任何信誉良好的第三方注册机构,我们购买的补偿将成功实现它们所代表的减排。尽管我们选择现在或未来追求令人向往的目标,但我们可能会受到来自投资者、贷款人或其他团体的压力,要求我们采取更激进的气候或其他与ESG相关的目标,但我们不能保证,由于潜在成本或技术或操作障碍,我们将能够实现这些目标。
此外,向投资者提供关于公司治理和相关事项的信息的组织已经制定了评级程序,以评估公司对ESG事项的处理方式。此外,我们和我们行业的其他公司发布可持续发展报告,供投资者使用。这样的评级和报告被一些投资者用来为他们的投资和投票决定提供信息。不利的ESG评级可能会导致投资者对我们或我们的客户的负面情绪增加,并导致投资转向其他行业,这可能会对我们的股价和/或我们获得资金的机会和成本产生负面影响。此外,某些机构贷款人可能会基于ESG方面的担忧而决定不向我们或我们客户的公司提供资金,这可能会对我们的财务状况和潜在增长项目获得资金的机会产生不利影响。投资者、贷款人和其他利益相关者越来越关注与环境正义相关的问题,这可能会导致对我们适用的监管流程进行更严格的审查,并增加合规成本。
此外,与ESG事项有关的公开声明,如减排目标、其他环境目标或涉及某些社会问题的其他承诺,正越来越多地受到公众和政府当局的更严格审查,这些审查涉及潜在的“洗绿”风险,即误导性信息或夸大潜在ESG好处的虚假声明。某些非政府组织和其他私人行为者也根据各种证券和消费者保护法提起诉讼,声称某些ESG声明、目标或标准具有误导性、虚假或其他欺骗性。因此,我们可能面临来自私人当事人和政府当局与我们的ESG努力相关的更多诉讼风险。此外,任何针对我们或我们行业内其他人的洗白指控都可能导致进一步的负面情绪和投资转移。此外,我们预计在ESG事项方面,可能会有越来越多的监管、披露相关和其他方面的监管,我们可能会面临越来越高的成本,因为我们试图遵守和引导与ESG相关的监管重点和审查。
我们可能会因遵守更严格的职业安全和健康规定而招致巨额费用。
我们遵守严格的联邦和州法律法规,包括联邦《职业安全与健康法》和类似的州法规,其目的是保护工人的健康和安全,无论是在总体上还是在管道行业内。此外,联邦职业安全与健康管理局(OSHA)的危险通信标准EPA
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联邦超级基金修正案和重新授权法案标题III下的社区知情权法规以及类似的州法规要求保留有关我们运营中使用或生产的危险材料的信息,并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局和公民。我们和我们拥有权益的实体受OSHA过程安全管理条例的约束,该条例旨在防止或最大限度地减少有毒、活性、易燃或爆炸性化学品灾难性泄漏的后果。不遵守这些法律和法规或任何新通过的法律或法规可能会导致评估制裁,包括行政、民事和刑事处罚,施加调查、补救和纠正措施义务,或产生资本支出,其中任何一项都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
限制水力压裂活动的法律、法规和行政命令可能会导致我们的客户限制、推迟或取消钻探和完成新的油气井和天然气井,这可能会减少我们设施中的天然气、NGL或原油的数量,降低我们资产的利用率,从而对我们的收入产生不利影响。
虽然我们不进行水力压裂,但我们的许多石油和天然气勘探和生产客户确实进行了此类活动。水力压裂通常由州石油和天然气委员会监管,但几个联邦机构已经声称拥有监管权力,提出或颁布了管理法规,并进行了与该过程的某些方面相关的调查,包括EPA。
此外,国会还不时考虑通过立法,对水力压裂进行联邦监管。此外,总裁·拜登在2021年1月发布了一项行政命令,暂停发放联邦土地和水域的新租约,以等待对当前石油和天然气做法的研究完成。但在2022年8月,美国地区法院发布了一项永久禁令,阻止了总裁·拜登暂停新租约的命令。有关这一问题的诉讼仍悬而未决。尽管最近出现了这些法律动态,但拜登政府可能会采取进一步的限制措施,限制在联邦土地和水域上的水力压裂活动。许多州通过了法律要求,对水力压裂活动实施了新的或更严格的许可、公开披露或油井建设要求,包括在我们或我们的客户进行运营的州。各国今后可以进一步选择暂停或禁止水力压裂活动。虽然各国政府也可寻求在其管辖范围内通过法令,规范一般钻探活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式,但非政府组织也可寻求通过投票举措来限制水力压裂,例如在科罗拉多州采取的举措。与水力压裂工艺相关的新的或更严格的法律、法规、行政命令或监管或投票倡议可能会导致我们的客户减少使用水力压裂技术的原油和天然气钻探活动,而公众对使用此类技术活动的反对增加可能会导致运营延误、限制、中断或增加诉讼。任何一个或多个这样的发展都可能减少对我们聚会的需求, 加工和分馏服务,并对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大不利影响。
我们的运营受到环境法律法规的约束,如果不遵守或意外排放到环境中,可能会导致我们招致重大成本和责任。
我们的运营受到许多联邦、部落、州和地方环境法律和法规的约束,这些法律和法规涉及职业健康和安全、向环境排放污染物或其他与环境保护有关的问题。这些法律和法规可能会施加许多适用于我们业务的义务,包括在开展受监管的活动之前获取许可证或其他批准;限制可排放到环境中的材料的类型、数量和浓度;限制或禁止在湿地、城市地区、荒野地区和其他保护区等环境敏感地区的建设和运营活动;要求资本支出符合污染控制要求;以及对我们的运营造成的污染追究重大责任。许多政府当局,如环境保护局和环境保护局,以及类似的国家机构,有权强制遵守这些法律和法规以及根据这些法律和法规颁发的许可证和批准,这往往需要采取困难和代价高昂的行动。不遵守这些法律和法规或任何新通过的法律或法规可能会导致对制裁进行评估,包括行政、民事和刑事处罚,施加调查、补救和纠正措施义务或招致资本支出;在批准或执行项目方面发生限制、延误或取消,以及发布命令禁止或限制我们在特定领域的部分或全部业务。某些环境法对清理和修复释放了有害物质、碳氢化合物或废物的场地所需的费用规定了严格的连带责任。, 即使在物质、碳氢化合物或废物已由前身经营者排放的情况下,或在所进行的活动和从中排放的活动符合适用法律的情况下。此外,邻近的土地所有者和其他第三方就据称由噪音、气味或向环境中排放危险物质、碳氢化合物或废物造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。
由于我们处理天然气、天然气、原油和其他石油产品,以及我们在运营中产生的空气排放和与产品相关的排放,与我们的运营相关的环境成本和责任的风险很大。
48
以及由于历史上的行业运营和废物处理做法的结果。例如,从我们的设施中意外泄漏可能会使我们承担因环境清理和修复成本、邻近土地所有者和其他第三方对人身伤害、自然资源和财产损失的索赔以及因违反环境法律或法规而被罚款或处罚的重大责任。
此外,更严格的法律、法规或执法政策可能会显著增加我们的运营或合规成本,以及可能成为必要的任何补救措施的成本。例如,2021年10月,环保局宣布计划重新考虑特朗普政府2020年12月的决定,即保留2015年的地面臭氧标准,而不是使其更加严格,这一决定预计要到2023年才会做出。此外,联邦政府根据《清洁水法》对包括湿地在内的美国水域的适用管辖权范围仍然存在不确定性,因为自2015年以来,奥巴马、特朗普和拜登政府领导下的美国环保局和美国陆军工程兵团(以下简称军团)一直在寻求多项规则制定,以试图确定此类管辖权的范围。最近,在2022年12月,环境保护局和军团发布了基于2015年前法规的最终修订定义,其中包括更新,以纳入最高法院的现有裁决,并承认区域和地理差异。然而,这项新规定已经受到了挑战,德克萨斯州和行业组织于2023年1月18日分别向德克萨斯州联邦法院提起诉讼。此外,环保局和军团已宣布打算制定一项后续规则,进一步修订该定义。司法发展进一步增加了这种不确定性。2022年10月,美国最高法院听取了Sackett诉EPA一案的辩论,该辩论涉及用于确定湿地是否为“美国水域”的法律测试问题。预计最高法院将在2023年发布对此案的意见, 这可能会影响监管定义及其实施。最终规则的实施以及由此导致的《清洁水法》在我们或我们客户开展业务的地区的管辖权范围的扩大,可能会导致项目开发的延误、限制或停止,导致许可时限延长,或者我们和我们的石油及天然气客户的运营的合规支出或缓解成本增加,这可能会降低与我们有业务关系的运营商的天然气或原油产量,进而对我们的业务、运营结果和现金流产生重大不利影响。
另外,根据《清洁水法》可用于某些石油和天然气活动的全国许可证(NWP)12近年来一直受到法律挑战和监管修订。在蒙大拿州联邦地区法院对NWP 12提出法律挑战后,兵团重新发布了石油和天然气管道活动NWP 12,包括对NWP 12使用条件的某些修订;然而,加州北区地区法院2021年10月的一项裁决导致2020年修订《清洁水法》第401条认证程序的规则无效。自那以后,美国最高法院暂停了这一空白,美国环保局提出了一项更新和取代相关法规的规则,并于2022年8月结束了对相关法规的公开评论。虽然军团已经恢复了对这类净额工作许可证的许可决定,但军团建议,作为许可决定过程的一部分,军团将根据需要与认证机构就第401条证书进行协调,这可能会导致许可证延误或以其他方式影响我们或我们客户的运营。此外,2022年3月,军团宣布正在征求利益相关者对12号核电厂的正式审查意见。虽然目前尚不清楚这些行动的全部范围和影响,但如果我们被迫向军团寻求个人许可,我们根据核电厂12号或其他一般许可证获得保险的能力发生任何中断,都可能导致成本增加和项目延误。这反过来可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
联邦、州、部落或地方监管机构对我们某些资产的管辖权特征的改变或这些机构政策的改变可能会导致对我们资产的监管力度增加,这可能(I)导致我们的收入下降,运营费用增加,或(Ii)延迟或增加扩建项目的成本。
除了驱动残留物管道、TPL SouthTex传输公司、Targa Midland天然气管道有限责任公司、米德兰-二叠纪管道有限责任公司、Targa SouthTex野马传输有限公司和Targa SouthTex传输LP,它们都受到NGPA下的FERC监管或NGA下的有限FERC监管,我们的天然气管道运营一般不受FERC监管,但FERC监管仍然影响我们的非FERC管辖业务和这些业务衍生的产品市场,包括特定年份的FERC报告和张贴要求。我们相信,我们收集系统中的天然气管道符合FERC用来确立管道收集者地位的传统测试,而不受天然气公司的监管。然而,FERC监管的传输服务和联邦不受监管的收集服务之间的区别是大量正在进行的诉讼的主题,因此我们收集设施的分类和监管可能会根据FERC、法院或国会未来的决定而改变。我们还运营天然气管道,从我们的一些加工厂延伸到与州内和州际天然气管道的互连。这些设施在业内被称为“工厂尾门”管道,通常在传输压力水平下运行,并可能输送“管道质量”的天然气。由于我们的工厂后挡板管道相对较短,我们将它们视为“末梢”管道,根据天然气法案,这些管道不受FERC的管辖。
49
塔尔加NGL、塔尔加墨西哥湾沿岸和Grand Prix合资公司的管道被认为是公共运输管道,受到FERC根据ICA的监管。ICA要求我们保持向FERC备案的每条未获豁免的塔尔加NGL、塔尔加墨西哥湾沿岸和大奖赛合资共同承运人管道的关税。这些关税规定了我们提供运输服务的费率以及管理这些服务的规章制度。ICA要求,除其他事项外,州际公共运输管道的费率必须是“公正、合理”和非歧视性的。对于已被联邦能源管制委员会给予豁免的管道,如果某一特定管道的情况发生变化,联邦能源管制委员会可应其他实体的请求或其主动主张,断言这种管道不再有资格获得豁免。如果FERC确定其中一条或多条管道不再有资格获得豁免,我们可能需要向FERC提交适用管道的关税,提供运输费用的成本理由,并无不当歧视地向所有潜在托运人提供受监管的服务。在这些管道上运输的管辖权地位的这种变化可能会对我们的业务结果产生不利影响。
根据FERC、法院或国会未来的决定,我们的一些收集设施、运输管道以及买卖交易被归类为FERC-辖区或非辖区的分类可能会发生变化,在这种情况下,我们的运营成本可能会增加,我们可能会受到2005年EP Act下的执法行动的影响。
美国内政部内的多个联邦机构,特别是BLM、自然资源税务局(前身为矿产管理处)和印第安人事务局,以及三个附属部落,颁布和执行与贝特霍尔德要塞印第安人保留地业务有关的法规,我们在该保留地运营着我们大部分的荒地采集和加工资产。三个附属部落是一个主权国家,有权执行某些法律和法规,独立于联邦、州和地方法规。这些部落法律法规包括适用于在美洲原住民部落土地上开展业务的承租人、经营者和承包商的各种税收、费用和其他条件。在部落土地上进行经营的承租人和经营者通常受美洲原住民部落法院制度的约束。上述一个或多个因素可能会增加我们在贝托尔堡印第安人保留地开展业务的成本,并可能对我们在贝特霍尔德要塞印第安人保留地内有效运输产品或在此类土地上开展业务的能力产生不利影响。
FERC的其他法规可能会间接影响我们的业务以及从这些业务派生的产品市场。FERC在其天然气和液体监管活动范围内的政策和做法,包括其关于开放通道运输、天然气质量、费率制定、运力释放和市场中心促进的政策,可能会间接影响天然气和液体市场。近年来,FERC在对州际天然气和液体管道的监管中奉行有利于竞争的政策。然而,我们不能向您保证,FERC将继续这种方法,因为它考虑可能影响获得运输能力的权利的事项,如管道费率和规则和政策。有关本公司运营监管的更多信息,请参阅“项目1.业务-运营监管”。
与管道安全有关的联邦和州立法和监管举措要求使用新的或更严格的安全控制措施,或导致更严格地执行适用的法律要求,可能会使我们面临更高的资本成本、运营延误和运营成本。
过去十年的立法导致了对管道安全的更严格的要求,并要求PHMSA制定和通过法规,对管道运营商施加更多的管道安全要求。特别是,NGPSA和HLPSA近年来得到了2011年《管道安全法》、2016年《管道安全法》和最近的《2020年管道法》的修订。这些法律中的每一项都增加了管道运营商的管道安全义务。2011年《管道安全法》指示颁布扩大完整性管理要求、自动或遥控阀门、超流阀使用、泄漏检测系统安装、材料强度管道测试和核实记录以确认某些州内天然气输送管道的最大允许压力,而2016年《管道安全法》还授权PHMSA在没有事先通知或听证机会的情况下对管道设施所有者和运营者实施紧急措施,以应对构成迫在眉睫的危险的不安全条件或做法。2020年《管道法案》重新授权PHMSA到2023财年,并指示该机构推进几项监管举措,包括责成非农村天然气集输管道以及新建和现有输配管道设施的运营商进行某些泄漏检测和修复计划,并要求设施检查和维护计划与这些法规保持一致。为了进一步推进2020年的《管道法案》,PHMSA分别于2021年11月和2022年8月发布了最终规则,提出了一些额外的要求。有关更多详情,请参阅题为我们可能会因执行管道完整性测试计划和相关维修而招致巨大的成本和责任。
实施新的或增强的安全要求,或PHMSA或任何州机构发布或重新解释与此相关的任何指导意见,可能需要我们安装新的或修改的安全控制措施,进行额外的资本项目或加速实施维护计划,任何或所有这些任务都可能导致运营成本增加,可能对我们的运营结果或财务状况产生不利影响。
50
如果我们未能遵守FERC管理的所有适用的法规、规则、法规和命令,我们可能会受到重罚和罚款。
根据2005年《环境保护法》,FERC有权根据NGA和NGPA对违反NGA或NGPA的行为处以最高罚款,最高金额每年根据通货膨胀进行调整,2023年相当于每次违规每天约150万美元,并有权下令返还与任何违规相关的利润。虽然我们的系统(除驱动残留物管道、TPL SouthTex传输公司、TPL SouthTex管道有限责任公司、Targa Midland天然气管道有限责任公司、米德兰-二叠纪管道有限责任公司、Targa SouthTex野马传输有限公司和Targa SouthTex传输LP)尚未根据NGA或NGPA受到FERC的监管,但FERC已经采用了可能要求我们的某些非FERC管辖设施遵守FERC年度报告和每日计划流量和容量张贴要求的法规。此外,根据ICA,FERC有权对违反ICA的违规行为施加最高罚款,最高金额每年根据通货膨胀进行调整,2023年,每次违规行为每天最高约为15,662美元,如果不遵守ICA和实施ICA的规定,我们可能会承担民事处罚责任。有关本公司运营监管的更多信息,请参阅“项目1.业务-运营监管”。FERC可不时审议或通过与这些事项和其他事项有关的其他规则和立法。
我们正在或可能受到与我们的个人信息处理相关的网络安全和数据隐私法律、法规、诉讼和指令的约束。
我们开展业务的司法管辖区(包括美国)可能有法律规定,我们必须如何应对导致未经授权访问、披露或丢失个人信息的网络事件。此外,管理数据隐私和未经授权披露机密信息的新法律和法规,包括加州最近的立法(除其他外,规定了私人诉讼权利),构成了日益复杂的合规挑战,并可能随着时间的推移提高我们的成本。虽然我们的业务不涉及对个人信息的大规模处理,但我们的业务确实涉及对员工、投资者、承包商、供应商和客户联系人的个人信息的收集、使用和其他处理。随着立法的不断发展和网络事件的不断演变,我们可能需要花费大量资源来继续修改或加强我们的保护措施,以遵守此类立法,并检测、调查和补救网络事件的漏洞。如果我们或我们收购的公司未能遵守此类法律和法规,可能会导致声誉受损、商誉损失、处罚、责任和/或强制要求我们的业务做法发生变化。
51
项目1B。取消解析D工作人员评论。
没有。
项目2.P罗伯茨人。
有关我们物业的描述载于本年报的“项目1.业务”内。
我们的主要行政办公室位于路易斯安那街811号,Suite2100,Houston,Texas 77002,我们的电话号码是7135841000。
项目3.法律法律程序。
2018年12月26日,维多美洲公司(Vitol America Corp.)提起诉讼,这是美国德克萨斯州哈里斯县地区法院(“地区法院”)起诉本公司当时的子公司Targa Channelview LLC(“Targa Channelview”),要求追回支付给Targa Channelview的1.29亿美元、额外的金钱损害赔偿、律师费和费用。Vitol称,Targa Channelview违反了2015年12月27日Targa Channelview与来宝美洲公司之间的原油和凝析油协议(“拆分器协议”),该协议规定Targa Channelview在Targa Channelview拥有的驳船码头附近建造一个原油和凝析油分离器(“拆分器”),以提供拆分器协议预期的服务。2018年1月,维多收购来宝美洲公司,2018年12月23日,维多自愿选择终止拆分器协议,声称Targa Channelview未能及时实现拆分器的启动。Vitol的诉讼还指控Targa Channelview对驳船码头的能力做出了一系列虚假陈述,该码头将为Splitter和Splitter Products加工的原油和凝析油提供服务。Vitol要求退还在Splitter启动之前向Targa Channelview支付的1.29亿美元,以及额外的损害赔偿。在Vitol提起诉讼的同一天,Targa Channelview对Vitol提起诉讼,要求司法裁定Vitol的唯一和唯一补救措施是Vitol自愿终止拆分器协议,因此,Vitol无权退还拆分器协议下的任何先前付款或所称的其他损害赔偿。Targa还要求追回诉讼中的律师费和费用。
2020年10月15日,地区法院在一次长凳审判后,判给Vitol 1.29亿美元(外加利息)。此外,地区法院判给Vitol 1050万美元的损害赔偿金,赔偿Vitol为启动工作而购买的原油的损失和滞期费。该公司向位于德克萨斯州休斯敦的第十四上诉法院提出上诉。
2020年10月,我们出售了Targa Channelview,但根据出售协议,我们保留了与Vitol诉讼相关的责任。2022年9月13日,第十四上诉法院维持了初审法院关于退还Vitol先前付款的部分判决,但修改了判决,删除了Vitol追回与原油损失或滞期费有关的任何损害赔偿的能力。我们已经向德克萨斯州最高法院提交了复审申请,上诉仍在等待中。截至2022年12月31日,该赔偿金的累计利息金额如果应计,将约为4260万美元。
本年度报告第二部分第8项下的合并财务报表附注中的“法律诉讼”标题下的附注18--或有事项提供了本项目所需的补充资料,该附注通过引用并入本项目。
项目4.地雷安全安全披露。
不适用。
52
第II部
项目5.注册人普通股市场,相关股票持股人重要和发行人购买股票证券。
市场信息
我们的普通股在纽约证券交易所上市,代码为“TRGP”。截至2022年12月31日,我们普通股的登记股东有182人。这一数字不包括其股份由其他实体以信托形式持有的股东。实际股东人数多于登记在册的股东人数。截至2023年2月17日,已发行普通股有226,639,398股。
股票表现图表
2022年10月12日,我们被纳入标准普尔500股票指数(标准普尔500指数)。我们用标准普尔500指数取代了纽约证券交易所综合指数(“纽约证券交易所指数”),因为我们认为这个指数是衡量公司业绩的更相关的基准。我们继续在这份2022年年报中展示纽约证交所指数,作为一项过渡措施。
下图比较了自2017年12月31日至2022年12月31日期间,Targa Resources Corp.普通股、纽约证交所指数、标准普尔500指数和Alerian US Midstream Energy Index(简称AMUS指数)持有者的累计总回报。业绩图表是根据以下假设编制的:(I)在期初向我们的普通股和每个指数投资了100美元,(Ii)股息在相关支付日期进行了再投资。此图中包含的股价表现是历史的,不一定代表未来的股价表现。
53
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截至十二月三十一日止的年度: |
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2017 |
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2018 |
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2019 |
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2020 |
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2021 |
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2022 |
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塔尔加资源公司 |
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$ |
100.00 |
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$ |
80.09 |
|
|
$ |
99.46 |
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|
$ |
66.93 |
|
|
$ |
133.87 |
|
|
$ |
192.20 |
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纽约证交所指数 |
|
$ |
100.00 |
|
|
$ |
91.05 |
|
|
$ |
114.28 |
|
|
$ |
122.26 |
|
|
$ |
147.54 |
|
|
$ |
133.75 |
|
标准普尔500指数 |
|
$ |
100.00 |
|
|
$ |
95.62 |
|
|
$ |
125.72 |
|
|
$ |
148.85 |
|
|
$ |
191.58 |
|
|
$ |
156.88 |
|
AMUS指数 |
|
$ |
100.00 |
|
|
$ |
89.09 |
|
|
$ |
102.95 |
|
|
$ |
77.26 |
|
|
$ |
112.04 |
|
|
$ |
145.15 |
|
根据S-K法规第201(E)项的指示7,上述股票表现图表和相关信息仅供参考,并未提交给美国证券交易委员会,因此不应被视为通过引用而并入任何包含本年度报告的文件中。
我们的分红政策
我们打算继续向我们的普通股股东支付季度股息;然而,未来的任何股息支付取决于我们的财务状况、经营结果、现金流、我们的资本支出水平、未来的业务前景以及董事会在与管理层协商后认为相关的任何其他事项。我们债务协议中包含的契约可能会限制股息的支付。有关对我们及其子公司支付股息或分配能力的限制的讨论,请参阅我们合并财务报表中从F-1页开始的10-K表格中的附注8-债务。
近期出售的未注册股权证券
在截至2022年12月31日的年度内,没有出售未登记的股权证券。
Targa Resources Corp或关联买家回购股权
期间 |
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购买的股份总数(%1) |
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每股平均价格 |
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作为公开宣布的计划的一部分购买的股票总数(2) |
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根据该计划可能尚未购买的股份的最高近似美元价值(千)(2) |
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2022年10月1日-2022年10月31日 |
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135,863 |
|
|
$ |
62.51 |
|
|
|
61,845 |
|
|
$ |
167,765 |
|
2022年11月1日-2022年11月30日 |
|
|
165,697 |
|
|
$ |
72.53 |
|
|
|
165,442 |
|
|
$ |
155,763 |
|
2022年12月1日-2022年12月31日 |
|
|
168,511 |
|
|
$ |
71.22 |
|
|
|
168,511 |
|
|
$ |
173,762 |
|
_________________________________
第六项。保留。
54
项目7.管理层对以下问题的讨论和分析财务状况及经营业绩。
以下对我们财务状况和经营结果的讨论和分析应结合我们的综合财务报表和本年度报告第四部分中的附注阅读。本年度报告的其他章节应有助于阅读我们的讨论和分析,包括以下内容:(I)在“项目1.业务-概述”中对我们的业务战略的描述;(Ii)在“项目1.业务-最近的发展”中对最近发展的描述;以及(Iii)在“项目1A”中对影响我们和我们的业务的风险因素的描述。风险因素。未列入本年度报告的关于2020年项目的讨论以及2021年与2020年之间的年度比较见第二部分,项目7。截至2021年12月31日的Form 10-K年度报告中的“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”。
大势与展望
我们预计我们的经营结果将继续受到以下主要趋势的影响:大宗商品价格、产量和对我们产品和服务的需求、合同条款和组合、我们对冲活动的影响、运营和支持资产的成本、动荡的资本市场、竞争和加强监管。这些预期是基于我们所做的假设和我们目前掌握的信息。如果我们对现有信息的基本假设或解释被证明是不正确的,我们的实际结果可能与我们的预期结果大不相同。
大宗商品价格
大宗商品价格以及天然气、天然气和原油价格之间的关系一直存在波动,我们相信这种波动将继续存在。天然气、天然气和原油价格的波动和不确定性影响了生产商的钻井、完井和其他投资决策,并最终影响了对我们系统的供应。见“第1A项。风险因素-我们的现金流受到天然气、NGL产品和原油的供求以及天然气、NGL、原油和凝析油价格的影响,供应、需求或这些价格的下降可能会对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。“
在天然气、天然气和凝析油价格上涨的环境下,我们的运营收入总体上有所改善。我们的加工盈利能力在很大程度上取决于定价以及天然气、天然气和凝析油的供应和市场需求,这两者都超出了我们的控制范围。在大宗商品价格下降的环境下,如果不考虑我们的对冲,我们将实现与平均价格下降成比例的收益百分比合同下的现金流减少。我们从所有业务的收费安排中获得的可观保证金水平,特别是我们的下游业务,与我们的对冲安排相结合,有助于减少我们对大宗商品价格变动的风险敞口。有关我们套期保值活动的更多信息,请参阅“项目7A”。关于市场风险的定量和定性披露--商品价格风险。
下表列出了所列时期内选定的天然气、选定的NGL产品和原油的年度和季度平均行业指数价格:
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天然气$/MMBtu(1) |
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图解Targa NGL$/GAL(2) |
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原油价格/桶(3) |
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2022 |
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|
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第四季度 |
$ |
6.27 |
|
|
$ |
0.72 |
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|
$ |
82.63 |
|
第三季度 |
|
8.19 |
|
|
|
0.94 |
|
|
|
91.64 |
|
第二季度 |
|
7.17 |
|
|
|
1.09 |
|
|
|
108.42 |
|
第一季度 |
|
4.92 |
|
|
|
1.04 |
|
|
|
94.38 |
|
2022年平均水平 |
|
6.64 |
|
|
|
0.95 |
|
|
|
94.27 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
2021 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
第四季度 |
$ |
5.84 |
|
|
$ |
0.94 |
|
|
$ |
77.17 |
|
第三季度 |
|
4.01 |
|
|
|
0.86 |
|
|
|
70.55 |
|
第二季度 |
|
2.83 |
|
|
|
0.66 |
|
|
|
66.06 |
|
第一季度 |
|
2.70 |
|
|
|
0.65 |
|
|
|
57.80 |
|
2021年平均水平 |
|
3.85 |
|
|
|
0.78 |
|
|
|
67.90 |
|
2022年:43%乙烷、32%丙烷、12%正丁烷、4%异丁烷和9%天然汽油
2021年:45%乙烷、31%丙烷、11%正丁烷、4%异丁烷和9%天然汽油
55
对我们服务的数量和需求
能源价格的波动会极大地影响生产率以及第三方在开发和生产新的石油和天然气储备方面的投资。我们的运营受到原油、天然气和天然气价格水平、这些价格之间的关系以及我们客户的相关活动水平的影响。在我们的采集和加工业务中,工厂进口量、原油产量和产能利用率通常受井口产量以及我们在地区的竞争和合同地位以及更广泛地说受原油、天然气和天然气价格对我们业务地区勘探和生产活动的影响所推动。随着原油和天然气价格降至商业可接受水平以下,钻探和生产活动普遍减少。生产商通常根据大宗商品价格基本面将钻探活动集中在某些盆地。我们的资产系统主要位于美国一些最经济的盆地。
影响采集量和加工量的因素也会影响流向我们下游业务的总量。因此,生产者活动的增加将推动对我们中游服务的需求,并可能导致资本支出的增量增长。对运输、分馏和其他收费服务的需求在很大程度上与生产者的活动水平有关。香港对国际出口、仓储和货柜处理服务的需求一直保持相对稳定,因为这些服务的需求是基于多个国内和国际因素。
合同条款、合同组合与商品价格的影响
在我们的所有业务中,特别是在我们的下游业务中,我们受益于我们服务的长期收费安排。我们的采集和加工分部合同组合还包括基于费用的保证金的组成部分,例如费用下限和其他基于费用的服务,以缓解大宗商品价格低迷的影响。我们从收费安排中获得的可观保证金水平,加上我们的对冲安排,有助于减轻我们对大宗商品价格变动的风险敞口。大宗商品价格的波动可能会对我们的盈利能力产生重大影响,特别是那些通过向我们支付收集和处理服务的费用来直接暴露能源价格变化的收益百分比合同(“权益交易量”)。
收集和加工部分的合同条款基于各种因素,包括天然气和原油质量、地理位置、执行合同时的竞争动态和定价环境,以及客户要求。我们的采集和加工合同组合,相应地,我们对原油、天然气和天然气价格的敞口可能会发生变化,原因是生产商的偏好、竞争和产量变化(油井以不同的速度下降或增加)、我们向不同类型合同更常见的地区的扩张以及其他市场因素。
我们下游业务的合同条款和合同组合也会对我们的运营结果产生重大影响。运输和分馏服务由收费合同提供支持,这些合同的费率和条款由NGL供应和运输以及分馏能力驱动。出口服务得到收费合同的支持,这些合同的费率和条款受到全球液化石油气供需基本面的推动。物流和运输部分主要包括收费合同。
我国商品价格套期保值活动的影响
我们已通过达成财务结算的衍生品交易,对冲了与我们预期的部分天然气、天然气和凝析油权益量、未来大宗商品买卖和运输基础风险相关的大宗商品价格风险。这些交易包括掉期、期货和购买的看跌期权(或下限)和看涨期权(或上限),以对冲额外的预期权益商品交易量,而不会产生体积风险。我们打算通过开展衍生品交易,继续管理未来对大宗商品价格的风险敞口。我们积极管理下游业务产品库存和其他营运资金水平,以减少对价格变化的风险敞口。有关我们套期保值活动的更多信息,请参阅“项目7A”。关于市场风险的定量和定性披露--商品价格风险。
运营费用
服务和维修等可变成本可能会影响我们的业绩。继续扩大现有资产还会产生额外的运营费用,这将影响我们的业绩。支持我们运营的员工是特拉华州有限责任公司Targa Resources LLC的员工,Targa Resources LLC是我们的间接全资子公司。
56
动荡的资本市场与竞争
我们不断考虑并参与有关潜在增长项目和收购的讨论,并可能考虑为潜在增长项目和收购提供外部资金。对我们获得资本的任何限制都可能削弱我们执行这一战略的能力。如果这种资本的成本变得过于昂贵,我们开发或获得战略和增值资产的能力可能会受到限制。我们可能无法以令人满意的条件筹集必要的资金,如果有的话。影响我们借贷成本的主要因素包括利率、信用利差、契约、承销或贷款发放费以及我们向贷款人支付的类似费用。这些因素可能会削弱我们执行增长和收购战略的能力。
目前的经济状况以及对资产购买和发展机会的竞争可能会限制我们全面执行增长战略的能力。由于大宗商品价格和更广泛市场的波动性增加,石油和天然气行业公司以有利条件寻求融资和进入资本市场的能力受到了负面影响。我们相信,我们有足够的财政资源和流动性来满足我们在2023年及以后对营运资金、偿债和资本支出的要求。有关我们融资活动的更多信息,请参阅“项目7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--我们的流动性和资本资源”。
加强监管
不同领域的额外监管可能会对我们的运营和财务状况产生实质性影响。例如,加强对生产商使用的水力压裂的监管,以及增加温室气体排放法规,可能会导致生产商的天然气、液化石油气和原油供应减少。请阅读与水力压裂有关的法律法规可能会导致我们的客户限制、推迟或取消钻探和完成新的油气井和天然气井,这可能会减少我们设施中的天然气、NGL或原油的数量,降低我们资产的利用率,从而对我们的收入产生不利影响。, 我们和我们的客户的运营受到气候变化威胁(包括应对气候变化的立法或法规)产生的一系列风险的影响,这些风险可能导致运营成本增加,限制可能发生石油和天然气生产的领域,并减少对我们提供的产品和服务的需求“,以及”增加利益相关者和市场对ESG问题的关注可能会影响我们的业务“在第1A项下。本年度报告的一部分。同样,CFTC即将出台的规则和规定可能会限制我们使用衍生品的能力或增加成本,这可能会给我们的运营结果带来更大的波动性和更少的可预测性。
我们如何评估我们的运营
我们业务的盈利能力取决于以下因素之间的差异:(I)我们从业务中获得的收入,包括服务的收费收入和我们销售的天然气、NGL、原油和凝析油的收入,以及(Ii)与开展业务相关的成本,包括我们购买的井口天然气、原油和混合NGL的成本,以及运营、一般和行政成本,以及我们大宗商品对冲活动的影响。由于大宗商品价格变动往往同时影响收入和成本,我们收入的增加或减少并不一定意味着我们的盈利能力的增加或减少。我们的合同组合、原油、天然气和NGL的现行定价环境、我们的大宗商品对冲计划的影响及其缓解大宗商品价格变动风险的能力以及原油、天然气和NGL系统的吞吐量是决定我们盈利能力的重要因素。我们的盈利能力还受到收集的井口天然气中的NGL含量、我们产品和服务的供求、我们资产的利用以及客户组合变化的影响。
我们的盈利能力也受到收费合同的影响。在基于费用的保证金、下游设施的扩展、继续专注于在我们现有和未来的收集和处理合同中增加基于费用的保证金以及第三方对业务和资产的收购的支持下,我们在管道和收集和加工资产方面的资本支出不断增加,这将继续增加我们基于费用的合同的数量。收集和加工、运输、分馏、储存、终端和原油收集等服务的固定费用与大宗商品市场价格的变化没有直接联系。然而,市场动态的变化,如可获得的大宗商品吞吐量,确实会影响盈利能力。
管理层使用各种财务指标和运营指标来分析我们的业绩。这些指标包括:(1)吞吐量、设施效率和燃料消耗、(2)运营费用、(3)资本支出和(4)以下非GAAP衡量标准:调整后的EBITDA、可分配现金流、调整后的自由现金流和调整后的营业利润率(分部)。
57
吞吐量、设施效率和燃料消耗
我们的盈利能力受到我们增加新的天然气供应来源和原油供应的能力的影响,以抵消与我们的收集和加工系统相连的石油和天然气井现有产量的自然下降。这是通过连接新油井和增加现有生产区的新产量,以及通过获取目前由第三方收集的原油和天然气供应来实现的。同样,我们的盈利能力也受到我们增加混合天然气供应新来源的能力的影响,这些来源通过第三方运输和Grand Prix连接到我们的下游商业分馏设施,有时还连接到我们的出口设施。我们对我们的收集和加工厂产生的天然气进行分级,并从第三方设施获得混合天然气供应的合同。
此外,我们寻求通过限制产量损失、降低燃油消耗和提高效率来增加调整后的营业利润率。随着我们的收集系统广泛使用远程监控功能,我们可以监控我们收集系统沿线的井口或中央传送点接收的气量、我们加工厂入口接收的天然气数量以及我们的加工厂回收的天然气和残留天然气的数量。我们还监测在我们的物流资产中接收、储存、分离和交付的NGL的数量。这些信息通过我们的加工厂和下游业务设施进行跟踪,以确定客户的销售结算和与数量相关的服务费用,并帮助我们提高效率和降低燃油消耗。
作为监控我们运营效率的一部分,我们测量我们收集系统的井口或中央输气点接收的天然气数量与我们的加工厂入口接收的天然气数量之间的差值,以此作为燃料消耗和线路损耗的指标。我们也会追踪加工厂入口处接收到的天然气与工厂出口处产生的天然气和残余气之间的差额,以监测我们设施的燃料消耗和回收情况。我们的原油收集和物流资产以及我们的NGL管道也进行了类似的跟踪。这些流量、回收和油耗测量是我们运营效率分析和安全计划的重要组成部分。
运营费用
运营费用是与特定资产运营相关的成本。劳动力、合同服务、维修和维护以及从价税构成了我们运营费用中最重要的部分。这些费用保持相对稳定,与通过我们系统的业务量无关,但可能会随着系统的扩展而增加,并将根据特定时期内执行的活动范围而波动。
资本支出
我们的资本支出分为成长型资本支出和维护性资本支出。增长的资本支出提高了现有资产的服务能力,延长了资产的使用寿命,增加了现有水平的能力,增加了能力,并降低了成本或增加了收入。维护资本支出是指维持我们现有资产的服务能力所必需的支出,包括更换磨损、陈旧或使用年限已满的系统部件和设备,以及为保持符合环境法律和法规的支出。
与增长和维护项目相关的资本支出受到密切监控。投资回报在资本项目获得批准前进行分析,支出在整个项目开发过程中受到密切监控,随后的运营业绩将与资本投资批准所进行的经济分析中使用的假设进行比较。
非GAAP衡量标准
我们利用非公认会计准则来分析我们的业绩。调整后的EBITDA、可分配现金流、调整后的自由现金流量和调整后的营业利润率(分部)均为非GAAP衡量标准。GAAP衡量标准与这些非GAAP衡量标准最直接的可比性是运营收入(亏损)、可归因于Targa Resources Corp.的净收入(亏损)以及部门营业利润。不应将这些非GAAP衡量标准视为GAAP衡量标准的替代品,它们作为分析工具具有重大局限性。投资者不应孤立地考虑这些措施,也不应将其作为根据GAAP报告的我们业绩分析的替代。此外,由于我们的非公认会计准则计量不包括一些(但不是全部)影响收入和部门营业利润率的项目,而且我们行业内不同公司的定义不同,我们的定义可能无法与其他公司的类似名称计量进行比较,从而降低了它们的实用性。管理层通过审查可比的GAAP衡量标准,了解衡量标准之间的差异,并将这些见解纳入我们的决策过程,来弥补我们的非GAAP衡量标准作为分析工具的局限性。
58
调整后的营业利润率
我们将我们部门的调整后营业利润率定义为收入减去产品购买量和燃料。它受到交易量和大宗商品价格以及我们的合同组合和大宗商品对冲计划的影响。
收集和处理调整后的营业利润率主要包括:
物流和运输调整后的营业利润率主要包括:
公允价值按市价计价对冲未实现变动对调整后营业利润率的影响在其他列报。
我们部门调整后的营业利润率为投资者提供了有用的信息,因为管理层和我们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:
管理层每月审查我们部门的调整后的营业利润率和营业利润率,作为核心的内部管理程序。我们相信,投资者可以获得管理层在评估我们的经营业绩时使用的相同财务指标,从而受益。我们调整后的营业利润率与最直接可比的GAAP衡量标准的对账情况在“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--经营结果--按可报告部分列出”一节中介绍。
调整后的EBITDA
我们将调整后的EBITDA定义为Targa Resources Corp.扣除利息、所得税、折旧和摊销前的净收益(亏损),以及我们认为应该根据我们的核心经营业绩进行调整的其他项目。调整后的EBITDA调节表及其脚注详细说明了调整项目。调整后的EBITDA被我们和我们财务报表的外部使用者(如投资者、商业银行和其他人)用作补充财务指标,以衡量我们的资产产生足够的现金支付利息成本、支持我们的债务和向我们的投资者支付股息的能力。
可分配现金流和调整后的自由现金流
我们将可分配现金流量定义为调整后的EBITDA减去债务的现金利息支出、现金税收(费用)福利和维护资本支出(扣除任何项目成本的报销)。我们将调整后的自由现金流定义为可分配现金流减去增长资本支出,扣除非控股权益的贡献和对未合并关联公司投资的净贡献。可分配现金流和调整后的自由现金流是我们和我们财务报表的外部使用者(如投资者、商业银行和研究分析师)使用的业绩衡量标准,用于评估我们产生现金收益的能力(在偿还债务和为资本支出提供资金后),用于公司目的,如支付股息、偿还债务或赎回其他融资安排。
59
我们的非公认会计准则财务指标
下表将管理层使用的非公认会计准则财务计量与所示期间最直接可比的公认会计准则计量进行了核对。
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
||||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||||
|
(单位:百万) |
|
|||||||
Targa Resources Corp.应占净收益(亏损)与调整后EBITDA、可分配现金流和调整后自由现金流的对账 |
|
|
|
|
|
|
|
||
Targa Resources Corp.的净收益(亏损) |
$ |
|
1,195.5 |
|
|
$ |
|
71.2 |
|
利息(收入)费用净额 |
|
|
446.1 |
|
|
|
|
387.9 |
|
所得税支出(福利) |
|
|
131.8 |
|
|
|
|
14.8 |
|
折旧及摊销费用 |
|
|
1,096.0 |
|
|
|
|
870.6 |
|
长期资产减值准备 |
|
|
— |
|
|
|
|
452.3 |
|
(收益)出售或处置资产的损失 |
|
|
(9.6 |
) |
|
|
|
2.0 |
|
资产减记 |
|
|
9.8 |
|
|
|
|
10.3 |
|
(收益)融资活动损失(1) |
|
|
49.6 |
|
|
|
|
16.6 |
|
出售权益法投资的(收益)损失 |
|
|
(435.9 |
) |
|
|
|
— |
|
与企业收购相关的交易成本(2) |
|
|
23.9 |
|
|
|
|
— |
|
权益(收益)损失 |
|
|
(9.1 |
) |
|
|
|
23.9 |
|
来自未合并关联公司和优先合作伙伴权益的分配,净额 |
|
|
27.2 |
|
|
|
|
116.5 |
|
或有对价的变化 |
|
|
— |
|
|
|
|
0.1 |
|
股权赠与补偿 |
|
|
57.5 |
|
|
|
|
59.2 |
|
风险管理活动 |
|
|
302.5 |
|
|
|
|
116.0 |
|
非控股权益调整(三) |
|
|
15.8 |
|
|
|
|
(89.4 |
) |
调整后的EBITDA |
$ |
|
2,901.1 |
|
|
$ |
|
2,052.0 |
|
债务利息支出(4) |
|
|
(447.6 |
) |
|
|
|
(376.2 |
) |
维护资本支出,净额(5) |
|
|
(168.1 |
) |
|
|
|
(131.7 |
) |
现金税 |
|
|
(6.7 |
) |
|
|
|
(2.7 |
) |
可分配现金流 |
$ |
|
2,278.7 |
|
|
$ |
|
1,541.4 |
|
增长资本支出,净额(5) |
|
|
(1,177.2 |
) |
|
|
|
(407.7 |
) |
调整后自由现金流 |
$ |
|
1,101.5 |
|
|
$ |
|
1,133.7 |
|
60
综合经营成果
下表和讨论汇总了我们的综合运营结果:
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2022 vs. 2021 |
|
||||||
|
(单位:百万) |
|
||||||||||||
收入: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
商品销售 |
$ |
19,066.0 |
|
|
$ |
15,602.5 |
|
|
$ |
3,463.5 |
|
|
22 |
% |
中游服务收费 |
|
1,863.8 |
|
|
|
1,347.3 |
|
|
|
516.5 |
|
|
38 |
% |
总收入 |
|
20,929.8 |
|
|
|
16,949.8 |
|
|
|
3,980.0 |
|
|
23 |
% |
产品采购和燃料 |
|
16,882.1 |
|
|
|
13,729.5 |
|
|
|
3,152.6 |
|
|
23 |
% |
运营费用 |
|
912.8 |
|
|
|
747.0 |
|
|
|
165.8 |
|
|
22 |
% |
折旧及摊销费用 |
|
1,096.0 |
|
|
|
870.6 |
|
|
|
225.4 |
|
|
26 |
% |
一般和行政费用 |
|
309.7 |
|
|
|
273.2 |
|
|
|
36.5 |
|
|
13 |
% |
长期资产减值准备 |
|
— |
|
|
|
452.3 |
|
|
|
(452.3 |
) |
|
(100 |
%) |
其他营业(收入)费用 |
|
0.2 |
|
|
|
12.4 |
|
|
|
(12.2 |
) |
|
(98 |
%) |
营业收入(亏损) |
|
1,729.0 |
|
|
|
864.8 |
|
|
|
864.2 |
|
|
100 |
% |
利息支出,净额 |
|
(446.1 |
) |
|
|
(387.9 |
) |
|
|
(58.2 |
) |
|
15 |
% |
权益收益(亏损) |
|
9.1 |
|
|
|
(23.9 |
) |
|
|
33.0 |
|
|
138 |
% |
融资活动的收益(损失) |
|
(49.6 |
) |
|
|
(16.6 |
) |
|
|
(33.0 |
) |
|
199 |
% |
出售权益法投资所得(损) |
|
435.9 |
|
|
|
— |
|
|
|
435.9 |
|
|
100 |
% |
其他,净额 |
|
(15.1 |
) |
|
|
0.5 |
|
|
|
(15.6 |
) |
NM |
|
|
所得税(费用)福利 |
|
(131.8 |
) |
|
|
(14.8 |
) |
|
|
(117.0 |
) |
NM |
|
|
净收益(亏损) |
|
1,531.4 |
|
|
|
422.1 |
|
|
|
1,109.3 |
|
|
263 |
% |
减去:可归因于非控股权益的净收益(亏损) |
|
335.9 |
|
|
|
350.9 |
|
|
|
(15.0 |
) |
|
(4 |
%) |
Targa Resources Corp.的净收益(亏损) |
|
1,195.5 |
|
|
|
71.2 |
|
|
|
1,124.3 |
|
NM |
|
|
非控制性权益回购溢价,税后净额 |
|
53.2 |
|
|
|
— |
|
|
|
53.2 |
|
|
100 |
% |
A系列优先股的股息 |
|
30.0 |
|
|
|
87.3 |
|
|
|
(57.3 |
) |
|
(66 |
%) |
A系列优先股的等值股息 |
|
215.5 |
|
|
|
— |
|
|
|
215.5 |
|
|
100 |
% |
普通股股东应占净收益(亏损) |
$ |
896.8 |
|
|
$ |
(16.1 |
) |
|
$ |
912.9 |
|
NM |
|
|
财务数据: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
调整后的EBITDA(1) |
$ |
2,901.1 |
|
|
$ |
2,052.0 |
|
|
$ |
849.1 |
|
|
41 |
% |
可分配现金流(1) |
|
2,278.7 |
|
|
|
1,541.4 |
|
|
|
737.3 |
|
|
48 |
% |
调整后的自由现金流(1) |
|
1,101.5 |
|
|
|
1,133.7 |
|
|
|
(32.2 |
) |
|
(3 |
%) |
由于分母较低,所指出的百分比变化过高,因此被认为没有意义。
2022年与2021年相比
商品销售额的增长反映了天然气、天然气和凝析油价格的上涨(31.163亿美元)以及天然气、天然气和凝析油产量的增加(6.159亿美元),但被对冲的不利影响(2.641亿美元)部分抵消。
来自中游服务的费用增加,主要是由于天然气收集和加工费增加,包括收购特拉华州盆地某些资产的影响,以及运输和分馏量,但出口费用下降部分抵消了这一影响。
产品采购和燃料的增加反映了天然气、天然气和凝析油价格的上涨,以及天然气、天然气和凝析油产量的上升。
运营费用的增加主要是由于活动和系统扩张增加,收购了南得克萨斯州和特拉华盆地的某些资产,以及通胀,部分被2021年第一季度影响德克萨斯州、新墨西哥州、俄克拉何马州和路易斯安那州地区的一场大型冬季风暴的影响所抵消。
有关分部的其他信息,请参阅“-运营结果-按可报告分部”。
折旧和摊销费用的增加主要是由于收购了特拉华盆地和南得克萨斯州的某些资产,某些已经或将被闲置的资产的折旧寿命缩短,以及系统扩张对我们资产基础的影响,部分被与2021年第四季度减值资产相关的较低折旧基数所抵消。
一般和行政费用增加的主要原因是薪酬和福利、保险费和专业费用增加。
61
2021年,我们确认了与我们中央业务相关的南得克萨斯州地区资产的非现金税前减值亏损4.523亿美元。见附注5--不动产、厂房和设备及无形资产,以供进一步讨论。
2021年的其他业务(收入)支出主要包括将某些资产减记至其可收回金额。
利息支出净额的增加主要是由于借款净额增加,但部分被强制赎回优先权益的公允价值变化、资本投资增长较快导致的资本化利息增加以及承诺费下降所抵消。
股权收益的增加主要是由于购买我们之前作为对未合并关联公司的投资而持有的德克萨斯州南部两家合资企业的剩余权益所产生的较低亏损,以及来自GCF的较低亏损,但被GCX出售的影响导致的收益减少以及我们对Little MisSouri 4 LLC的投资收益减少部分抵消。见附注7-对未合并联营公司的投资以作进一步讨论。
于2022年期间,合伙公司赎回2027年到期的5.375厘优先票据及2026年到期的5.875厘优先票据。此外,我们终止了之前的TRGP Revolver和Partner Revolver。这些交易导致了融资活动的净亏损。于2021年,合伙企业赎回2025年到期的5.125%优先票据及2023年到期的4.250%优先票据,以及Targa Pipeline Partners LP赎回其2021年到期的4.750%优先票据及2023年到期的5.875%优先票据,导致融资活动出现净亏损。
在2022年期间,我们完成了GCX的出售,从出售权益法投资中获得了收益。进一步讨论见附注4--收购和资产剥离。
所得税支出的增加主要是由于税前账面收入的增加,但被2022年估值免税额的释放比2021年更大、俄克拉何马州和路易斯安那州2021年法定税率变化的影响以及2021年州税收错误的更正部分抵消。
可归因于非控股权益的净收益(亏损)的减少主要是由于Devco合资企业回购,但被分配给Carnero合资企业的非控股权益持有人的2021年减值亏损、分配给Grand Prix合资企业和Centrahoma Processing,LLC的非控股权益持有人的更高收入分配,以及WestTX合资伙伴的非控股权益的增加所部分抵消。
A系列优先股股息减少是由于我们在2022年期间全部赎回了A系列优先股的所有已发行和流通股。见附注11-优先股以作进一步讨论。
运营结果-按可报告的细分市场
我们按可报告部门划分的营业利润率为:
|
|
聚集和 |
|
|
物流与运输 |
|
|
其他 |
|
||||||
|
|
(单位:百万) |
|
||||||||||||
截至的年度: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
2022年12月31日 |
|
$ |
|
1,981.0 |
|
|
$ |
|
1,456.3 |
|
|
$ |
|
(302.4 |
) |
2021年12月31日 |
|
|
|
1,325.3 |
|
|
|
|
1,264.3 |
|
|
|
|
(115.9 |
) |
62
收集和处理数据段
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2022 vs. 2021 |
|
||||||||||
|
(单位:百万,不包括运营统计数据和价格金额) |
|
||||||||||||||||
营业利润率 |
$ |
|
1,981.0 |
|
|
$ |
|
1,325.3 |
|
|
$ |
|
655.7 |
|
|
|
49 |
% |
运营费用 |
|
|
611.8 |
|
|
|
|
476.2 |
|
|
|
|
135.6 |
|
|
|
28 |
% |
调整后的营业利润率 |
$ |
|
2,592.8 |
|
|
$ |
|
1,801.5 |
|
|
$ |
|
791.3 |
|
|
|
44 |
% |
经营统计(1): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
工厂天然气入口,MMCF/d(2)(3) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
二叠纪米德兰(4) |
|
|
2,223.6 |
|
|
|
|
1,928.4 |
|
|
|
|
295.2 |
|
|
|
15 |
% |
特拉华州二叠纪(5) |
|
|
1,536.1 |
|
|
|
|
839.8 |
|
|
|
|
696.3 |
|
|
|
83 |
% |
总二叠纪 |
|
|
3,759.7 |
|
|
|
|
2,768.2 |
|
|
|
|
991.5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
南德克萨斯(6) |
|
|
276.5 |
|
|
|
|
177.7 |
|
|
|
|
98.8 |
|
|
|
56 |
% |
德克萨斯州北部 |
|
|
187.0 |
|
|
|
|
178.9 |
|
|
|
|
8.1 |
|
|
|
5 |
% |
SouthOk(6) |
|
|
406.8 |
|
|
|
|
405.9 |
|
|
|
|
0.9 |
|
|
|
— |
|
WestOK |
|
|
208.7 |
|
|
|
|
212.6 |
|
|
|
|
(3.9 |
) |
|
|
(2 |
%) |
合计中环 |
|
|
1,079.0 |
|
|
|
|
975.1 |
|
|
|
|
103.9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
荒原(6)(7) |
|
|
134.9 |
|
|
|
|
139.8 |
|
|
|
|
(4.9 |
) |
|
|
(4 |
%) |
总字段数 |
|
|
4,973.6 |
|
|
|
|
3,883.1 |
|
|
|
|
1,090.5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
沿海地区 |
|
|
537.6 |
|
|
|
|
587.2 |
|
|
|
|
(49.6 |
) |
|
|
(8 |
%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
总计 |
|
|
5,511.2 |
|
|
|
|
4,470.3 |
|
|
|
|
1,040.9 |
|
|
|
23 |
% |
天然气产量,MBbl/d(3) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
二叠纪米德兰(4) |
|
|
321.7 |
|
|
|
|
277.9 |
|
|
|
|
43.8 |
|
|
|
16 |
% |
特拉华州二叠纪(5) |
|
|
193.9 |
|
|
|
|
114.1 |
|
|
|
|
79.8 |
|
|
|
70 |
% |
总二叠纪 |
|
|
515.6 |
|
|
|
|
392.0 |
|
|
|
|
123.6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
南德克萨斯(6) |
|
|
31.2 |
|
|
|
|
22.2 |
|
|
|
|
9.0 |
|
|
|
41 |
% |
德克萨斯州北部 |
|
|
21.2 |
|
|
|
|
20.1 |
|
|
|
|
1.1 |
|
|
|
5 |
% |
SouthOk(6) |
|
|
47.6 |
|
|
|
|
49.5 |
|
|
|
|
(1.9 |
) |
|
|
(4 |
%) |
WestOK |
|
|
14.6 |
|
|
|
|
16.5 |
|
|
|
|
(1.9 |
) |
|
|
(12 |
%) |
合计中环 |
|
|
114.6 |
|
|
|
|
108.3 |
|
|
|
|
6.3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
荒原(6) |
|
|
16.1 |
|
|
|
|
16.2 |
|
|
|
|
(0.1 |
) |
|
|
(1 |
%) |
总字段数 |
|
|
646.3 |
|
|
|
|
516.5 |
|
|
|
|
129.8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
沿海地区 |
|
|
32.0 |
|
|
|
|
33.9 |
|
|
|
|
(1.9 |
) |
|
|
(6 |
%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
总计 |
|
|
678.3 |
|
|
|
|
550.4 |
|
|
|
|
127.9 |
|
|
|
23 |
% |
原油、荒地、MBbl/d |
|
|
117.6 |
|
|
|
|
140.9 |
|
|
|
|
(23.3 |
) |
|
|
(17 |
%) |
二叠纪原油,MBbl/d |
|
|
29.5 |
|
|
|
|
35.0 |
|
|
|
|
(5.5 |
) |
|
|
(16 |
%) |
天然气销售,BBtu/d(3) |
|
|
2,320.6 |
|
|
|
|
2,207.7 |
|
|
|
|
112.9 |
|
|
|
5 |
% |
NGL销售额,MBbl/d(3) |
|
|
438.7 |
|
|
|
|
394.6 |
|
|
|
|
44.1 |
|
|
|
11 |
% |
凝析油销售,MBbl/d |
|
|
15.5 |
|
|
|
|
14.9 |
|
|
|
|
0.6 |
|
|
|
4 |
% |
平均实现价格--包括套期保值(8): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气,$/MMBtu |
|
|
5.35 |
|
|
|
|
3.27 |
|
|
|
|
2.08 |
|
|
|
64 |
% |
NGL,$/Gal |
|
|
0.75 |
|
|
|
|
0.61 |
|
|
|
|
0.14 |
|
|
|
23 |
% |
凝析油,美元/桶 |
|
|
88.26 |
|
|
|
|
60.02 |
|
|
|
|
28.24 |
|
|
|
47 |
% |
63
下表列出了计入收集和加工部门调整后营业利润率的可归因于我们的股本的已实现大宗商品对冲收益(亏损):
|
|
截至2022年12月31日的年度 |
|
|
截至2021年12月31日的年度 |
|
||||||||||||||||||
|
|
(单位:百万,不包括体积数据和价格金额) |
|
|||||||||||||||||||||
|
|
卷 |
|
|
价格 |
|
|
利得 |
|
|
卷 |
|
|
价格 |
|
|
利得 |
|
||||||
天然气(BBtu) |
|
|
74.8 |
|
|
$ |
(2.13 |
) |
|
$ |
(159.2 |
) |
|
|
76.8 |
|
|
$ |
(1.41 |
) |
|
$ |
(108.0 |
) |
NGL(MMga) |
|
|
717.6 |
|
|
|
(0.30 |
) |
|
|
(213.0 |
) |
|
|
581.5 |
|
|
|
(0.26 |
) |
|
|
(153.1 |
) |
原油(MBbl) |
|
|
2.2 |
|
|
|
(31.73 |
) |
|
|
(69.8 |
) |
|
|
2.1 |
|
|
|
(14.33 |
) |
|
|
(30.1 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(442.0 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(291.2 |
) |
2022年与2021年相比
调整后营业利润率的增加是由于已实现的大宗商品价格上升、天然气进口量增加以及费用增加导致利润率增加,主要是在二叠纪。二叠纪天然气进口量的增加是由于在2022年第三季度收购了特拉华盆地的某些资产、生产商活动增加以及在2022年第三季度增加了Legacy和Red Hills VI工厂。沿海地区销量的下降是由于生产者活动减少所致。
运营费用的增加主要是由于在2022年第二季度和第三季度收购了南得克萨斯州和特拉华州盆地的某些资产,其中包括一次性收购成本。此外,二叠纪产量增加、Legacy和Red Hills VI工厂在2022年第三季度增加以及海姆工厂在2021年第三季度增加,以及通货膨胀的影响导致成本增加。
物流和运输细分市场
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2022 vs. 2021 |
|||||||||
|
(单位:百万,运营统计除外) |
|||||||||||||||
营业利润率 |
$ |
|
1,456.3 |
|
|
$ |
|
1,264.3 |
|
|
$ |
|
192.0 |
|
|
15% |
运营费用 |
|
|
300.2 |
|
|
|
|
273.0 |
|
|
|
|
27.2 |
|
|
10% |
调整后的营业利润率 |
$ |
|
1,756.5 |
|
|
$ |
|
1,537.3 |
|
|
$ |
|
219.2 |
|
|
14% |
经营统计量MBbl/d(1): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
NGL管道运输量(2) |
|
|
488.6 |
|
|
|
|
396.2 |
|
|
|
|
92.4 |
|
|
23% |
分馏体积 |
|
|
731.7 |
|
|
|
|
616.0 |
|
|
|
|
115.7 |
|
|
19% |
出口量(3) |
|
|
314.5 |
|
|
|
|
316.9 |
|
|
|
|
(2.4 |
) |
|
(1%) |
NGL销售 |
|
|
866.3 |
|
|
|
|
834.9 |
|
|
|
|
31.4 |
|
|
4% |
2022年与2021年相比
调整后营业利润率的增加是由于管道运输和分馏利润率上升以及营销利润率上升,但被较低的液化石油气出口利润率部分抵消。管道运输和分馏量受益于更高的供应量,主要来自我们的二叠纪收集和加工系统以及更高的费用。由于有更多的优化机会,营销利润率有所提高。液化石油气出口利润率下降的主要原因是燃料和电力成本上升。
业务费用增加的主要原因是维修和保养费用增加。
其他
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|
|
|
||||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2022 vs. 2021 |
|
|||
|
(单位:百万) |
|
||||||||||
营业利润率 |
|
$ |
(302.4 |
) |
|
$ |
(115.9 |
) |
|
$ |
(186.5 |
) |
调整后的营业利润率 |
|
$ |
(302.4 |
) |
|
$ |
(115.9 |
) |
|
$ |
(186.5 |
) |
其他包含商品衍生活动按市值计价的结果,这些收益/损失与未被指定为现金流量套期保值的衍生合约有关。我们已经签订了衍生工具,以对冲与以下部分相关的商品价格
64
我们未来的商品购销和天然气运输基础风险在我们的物流和运输部门。请参阅“项目7A”中我们的风险管理计划的更多细节。--关于市场风险的定量和定性披露。
我们的流动资金和资本资源
截至2022年12月31日,包括我们的合并合资企业账户在内,我们的综合资产负债表上有2.19亿美元的现金和现金等价物。在综合基础上,我们的流动性和资本资源的主要来源是运营产生的内部现金流、TRGP Revolver、商业票据计划、证券化工具以及进入债务和股权资本市场的借款。我们通过合资企业安排和出售资产的收益来补充这些流动性来源。我们对不良信贷条件的风险敞口包括我们的信贷安排、现金投资、对冲能力、客户业绩风险和交易对手业绩风险。
我们相信,我们的流动性和资本资源来源足以满足我们至少在未来12个月内的预期现金需求,以履行我们的义务。我们产生现金的能力受到许多因素的影响,其中一些因素是我们无法控制的。这些因素包括商品价格和管理运营成本和维护资本支出的持续努力,以及一般经济、财务、竞争、立法、监管和其他因素。有关最近影响我们的流动性和资本资源的因素的其他讨论,请参阅“最近的发展”。
我们的流动资金和资本资源是在统一的基础上管理的。我们有能力利用伙伴关系的流动资金,也有能力向伙伴关系出资。我们宣布的实际股息金额取决于我们的综合财务状况、经营结果、现金流、我们的资本支出水平、未来的业务前景、对我们债务契约的遵守情况以及我们董事会认为相关的任何其他事项。
短期流动性
我们短期流动性的主要来源包括内部产生的现金流、TRGP Revolver下的可用借款,以及我们根据TRGP Revolver、证券化工具、债务和股票发行收益以及合资企业和/或资产出售要求额外承诺增加的权利。基于预期的运营水平以及在没有任何破坏性事件的情况下,我们相信我们的流动性足以为我们的运营、资本支出、季度现金股息和债务提供资金,如下文所述,至少在未来12个月内。
截至2023年2月17日,我们在综合基础上的短期流动性为:
|
|
合并合计 |
|
|
|
|
(单位:百万) |
|
|
手头现金(%1) |
|
$ |
209.5 |
|
证券化机制下的总可获得性 |
|
|
800.0 |
|
TRGP Revolver和商业票据计划下的总可用性 |
|
|
2,750.0 |
|
|
|
|
3,759.5 |
|
|
|
|
|
|
减去:证券化安排下的未偿还借款 |
|
|
(800.0 |
) |
TRGP转账和商业票据计划下的未偿还借款 |
|
|
(432.5 |
) |
《TRGP Revolver》项下的未偿还信用证 |
|
|
(35.2 |
) |
总流动资金 |
|
$ |
2,491.8 |
|
与我们现有安排相关的其他潜在资本资源包括我们有权根据TRGP Revolver要求额外增加5.0亿美元的承诺,但须符合其中的条款。TRGP Revolver将于2027年2月17日到期。
我们的资本资源的一部分被分配给信用证,以满足某些交易对手的信用要求。截至2022年12月31日,根据TRGP Revolver,我们有3320万美元的未偿还信用证。信用证还反映了某些交易对手对我们的财务状况和履行履行义务的能力的看法,以及商品价格和其他因素。
营运资金
营运资本是流动资产超过流动负债的数额。在综合基础上,于任何给定月末,与商品买卖相关的应收账款及应付账款相对平衡,来自客户的应收账款被应付给生产商的工厂结算所抵销。通常导致我们报告的营运资本总额总体变化的因素是:(I)我们的现金状况;(Ii)我们密切管理的液体库存水平和估值;(Iii)与主要增长资本项目相关的应付款和应计项目的变化;(Iv)衍生工具合同当前部分的公允价值变化;(V)每月的波动。
65
(Vi)资产基础或业务运作的重大结构性转变,例如若干有机增长资本项目及收购或资产剥离。
截至2022年12月31日的营运资本与2021年12月31日相比减少了1.814亿美元。减少的主要原因是证券化融资净借款增加,以及与二叠纪增长项目相关的应付账款和应计项目增加,但因NGL库存增加、套期保值活动净资产增加以及商品价格上涨导致应收账款增加而部分抵消。
长期融资
我们的长期融资包括可能通过长期债务、发行普通股、优先股或合资安排筹集资金。我们的大部分债务是固定利率借款;然而,我们面临一些利率变化的风险,主要是由于TRGP Revolver、定期贷款工具、证券化工具下的可变利率借款,以及商业票据计划下的可变利率借款的可能性。我们可能会进行利率对冲,目的是减轻利率变化对现金流的影响。截至2022年12月31日,我们没有任何利率对冲。
到目前为止,我们的债务余额和我们子公司的债务余额并没有对我们的运营、增长能力、偿还或再融资债务的能力产生不利影响。有关我们与债务相关的交易的更多信息,请参阅我们合并财务报表的附注8-债务义务。有关我们利率风险的信息,请参阅“项目7A”。关于市场风险的定量和定性披露--利率风险。
2022年2月,我们进入了TRGP Revolver。TRGP Revolver规定了一项循环信贷安排,初始本金总额最高为27.5亿美元,并有权根据TRGP Revolver的条款,在未来将此类最高本金总额增加至多5.0亿美元,包括最高1.00亿美元的周转额度子安排。TRGP Revolver将于2027年2月到期。在我们加入TRGP Revolver的同时,我们终止了之前的TRGP Revolver和Partner Revolver。2022年2月,TRGP和合伙企业获得了标普和惠誉的企业投资级信用评级,2022年3月,合伙企业获得了穆迪的企业投资级信用评级。因此,根据TRGP Revolver,TRGP Revolver下的抵押品被解除了担保我们在其下的义务的留置权。由于之前的TRGP Revolver和Partnership Revolver的终止,我们记录了80万美元的损失,原因是债务发行成本的注销。
于2022年2月,吾等与若干附属公司订立母公司担保协议,协议各方无条件地共同及个别担保合伙企业及Targa Resources Partners Finance Corporation(连同合伙企业,“合伙企业发行人”)根据各自管理合伙企业发行人优先无抵押票据的契约所承担的所有债务。截至2022年12月31日,合伙企业发行人的优先无担保票据中有50亿美元未偿还。
2022年3月,该合伙公司根据TRGP Revolver赎回了所有具有可用流动资金的5.375%债券。由于赎回5.375厘债券,我们录得1,500万美元的债务清偿亏损,其中包括1,260万美元的保费及2,400,000美元的债务发行成本的撇账。
2022年4月,我们完成了4.200%债券和4.950%债券的包销公开发行,净收益约为15亿美元。发行所得款项净额的一部分用于同时进行的3月份投标要约和随后赎回合伙公司5.875%债券的资金,其余所得款项净额用于偿还TRGP Revolver下的未偿还借款。由于3月份的投标要约和随后赎回5.875%债券,我们录得3,380万美元的债务清偿亏损,其中包括支付的2,930万美元保费和450万美元的债务发行成本的撇账。
2022年4月,该合伙企业修改了证券化融资机制,其中包括将融资终止日期延长至2023年4月19日,并以基于SOFR的利率选项取代基于LIBOR的利率选项,包括期限SOFR和每日简单SOFR。2022年9月,该合伙企业修改了证券化融资机制,其中包括将融资规模从4.0亿美元增加到8.0亿美元,并将融资终止日期延长至2023年9月1日。
2022年5月,我们赎回了A系列优先股的所有已发行和流通股,赎回价格为每股1,050.00美元,外加每股8.87美元,这是从2022年4月1日到2022年5月3日(但不包括)赎回日应计和未支付的股息。于赎回后,本公司并无A系列优先股未偿还,而A系列优先股持有人的所有权利亦已终止。请参阅本表格10-K中从F-1页开始的合并财务报表中的附注11-优先股。
66
2022年7月,我们完成了5.200%债券和6.250%债券的包销公开发行,净收益约为12亿美元。我们用发行的净收益为特拉华盆地收购的一部分提供资金。
2022年7月,我们签订了定期贷款安排。定期贷款安排提供三年期、15亿美元的无担保定期贷款安排,将于2025年7月到期。我们用所得资金为收购特拉华盆地的一部分提供资金。
2022年7月,我们建立了商业票据计划。根据商业票据计划的条款,我们可以不时发行期限不同的一年以下的无担保商业票据。商业票据计划下的可用金额可不时发行、偿还和重新发行,任何时候未偿还的面值或本金总额不得超过27.5亿美元。我们维持TRGP Revolver下的最低可用借款能力,相当于商业票据计划下未偿还的总金额作为支持。商业票据计划由为TRGP Revolver提供担保的每个子公司提供担保。截至2022年12月31日,商业票据计划下的未偿还金额为10亿美元。
2023年1月,我们完成了6.125厘债券及6.500厘债券的包销公开发售,所得款项净额约为17亿元。我们将发行所得净收益的一部分用于为Grand Prix交易提供资金,其余净收益用于一般企业用途,包括减少TRGP Revolver和商业票据计划下的借款。
在未来,我们或合伙企业可以通过赎回通知、现金购买和/或交换其他债务、公开市场购买、私下协商的交易或其他方式,赎回、购买或交换我们和/或合伙企业的某些未偿债务。此类催缴、回购、交换或赎回(如果有的话)将取决于当时的市场状况、我们的流动性要求、合同限制和其他因素。涉及的金额可能很大。
到目前为止,我们的债务余额和我们子公司的债务余额并没有对我们的运营、增长能力、偿还或再融资债务的能力产生不利影响。
遵守债务契诺
截至2022年12月31日,我们和伙伴关系都遵守了我们各种债务协议中包含的契约。
现金流分析
经营活动的现金流
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|
|
|
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2022 |
|
|
2021 |
|
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2022 vs. 2021 |
|
|||
(单位:百万) |
|
|||||||||
$ |
2,380.8 |
|
|
$ |
2,302.9 |
|
|
$ |
77.9 |
|
来自经营活动的现金流的主要驱动因素是(I)销售天然气和天然气向客户收取现金,以及加工、收集、出口、分馏、终止、储存和运输费用,(Ii)支付与购买天然气、天然气和原油有关的金额,(Iii)与主要增长资本项目相关的应付款和应计项目的变化;以及(Iv)支付其他费用,主要是实地运营成本、一般和行政费用以及利息支出。此外,我们使用衍生品工具来管理我们对大宗商品价格风险的敞口。我们所对冲的大宗商品价格的变化,会影响我们的衍生品结算,以及我们对未结算期货合约的保证金要求。
业务提供的现金净额增加的主要原因是商品价格上涨,导致从客户那里收取的收入增加,但产品采购以及燃料和对冲交易的付款增加部分抵消了这一增长。
投资活动产生的现金流
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|
|
|
||||||
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2022 vs. 2021 |
|
|||
(单位:百万) |
|
|||||||||
$ |
(4,149.7 |
) |
|
$ |
(473.2 |
) |
|
$ |
(3,676.5 |
) |
用于投资活动的现金净额增加,主要是由于收购特拉华盆地和收购南得克萨斯的支出。此外,二叠纪建筑活动产生的房地产、厂房和设备支出较高,但被出售GCX的收益部分抵消。有关我们2022年扩建项目的更多细节,请参阅《最近的发展》。
67
融资活动产生的现金流
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||
|
(单位:百万) |
|
|||||
筹资活动来源,净额 |
|
|
|
|
|
||
债务,包括融资成本 |
$ |
4,651.5 |
|
|
$ |
(1,189.1 |
) |
赎回A系列优先股 |
|
(965.2 |
) |
|
|
— |
|
回购非控制性权益 |
|
(926.3 |
) |
|
|
— |
|
分红 |
|
(379.7 |
) |
|
|
(187.5 |
) |
非控制性权益的贡献(分配) |
|
(290.3 |
) |
|
|
(484.2 |
) |
股份回购 |
|
(260.6 |
) |
|
|
(53.2 |
) |
融资活动提供(用于)的现金净额 |
$ |
1,829.4 |
|
|
$ |
(1,914.0 |
) |
由融资活动提供(用于)的现金净额的变化主要是由于2022年的债务净借款,而2021年的债务净偿还被A系列优先股的赎回以及2022年Devco合资企业和普通股中的非控股权益的回购部分抵消。此外,由于我们的普通股股息从每股0.10美元增加到2022年1月的0.35美元,2022年支付了更高的股息。
子公司证券担保综合财务信息汇总
除某些有限的例外情况外,为我们在TRGP Revolver项下的义务提供担保的我们的子公司(“义务集团”)也共同和无条件地全面和无条件地为TRGP和合伙企业发行人的优先票据的支付、商业票据计划下的票据的支付以及我们在定期贷款安排下的义务提供担保。
我们没有为责任集团提供单独的财务报表,而是根据美国证券交易委员会S-X规则第13-01条,提出了以下关于责任集团的综合资产负债表和经营报表的补充摘要资料。
负债集团中所有重要的公司间项目已在补充汇总合并财务信息中删除。责任集团于我们的非担保人附属公司的投资余额已从补充摘要综合财务资料中剔除。负债集团与其他关联方(包括我们的非担保人附属公司(称为“联属公司”))的重大公司间结余及活动,于以下补充综合财务资料中分别列载。
负债集团的综合资产负债表和经营报表汇总信息如下:
综合资产负债表信息摘要 |
|
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|
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|
2022年12月31日 |
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|
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|
(单位:百万) |
|
|
资产 |
|
|||
流动资产 |
|
$ |
1,386.9 |
|
流动资产-附属公司 |
|
|
6.0 |
|
长期资产 |
|
|
10,163.5 |
|
长期资产-附属公司 |
|
|
10.5 |
|
总资产 |
|
$ |
11,566.9 |
|
|
|
|
|
|
负债和所有者权益 |
|
|||
流动负债 |
|
$ |
1,779.3 |
|
流动负债--关联公司 |
|
|
64.2 |
|
长期负债 |
|
|
11,315.6 |
|
Targa Resources Corp.股东权益 |
|
|
(1,592.2 |
) |
总负债和所有者权益 |
|
$ |
11,566.9 |
|
|
|
|
|
|
综合业务报表信息摘要 |
|
|
|
|
|
|
截至的年度 |
|
|
|
|
2022年12月31日 |
|
|
|
|
(单位:百万) |
|
|
收入 |
|
$ |
21,264.0 |
|
营业收入(亏损) |
|
|
205.3 |
|
净收益(亏损) |
|
|
101.6 |
|
A系列优先股的股息 |
|
|
30.0 |
|
68
普通股分红
下表详细说明了我们宣布和/或支付给普通股股东的2022年股息:
截至三个月 |
|
付款日期或 |
|
公共合计 |
|
|
常用量 |
|
|
应计 |
|
|
宣布的普通股每股股息 |
|
||||
(单位:百万,每股除外) |
|
|||||||||||||||||
2022年12月31日 |
|
2023年2月15日 |
$ |
|
80.5 |
|
$ |
|
79.3 |
|
$ |
|
1.2 |
|
$ |
|
0.35000 |
|
2022年9月30日 |
|
2022年11月15日 |
|
|
80.5 |
|
|
|
79.2 |
|
|
|
1.3 |
|
|
|
0.35000 |
|
June 30, 2022 |
|
2022年8月15日 |
|
|
80.7 |
|
|
|
79.3 |
|
|
|
1.4 |
|
|
|
0.35000 |
|
March 31, 2022 |
|
May 16, 2022 |
|
|
81.2 |
|
|
|
79.8 |
|
|
|
1.4 |
|
|
|
0.35000 |
|
优先股息
首轮优先赎回
2022年5月,我们全额赎回了A系列优先股的所有已发行和流通股,赎回价格为每股1,050.00美元,外加每股8.87美元,这是从2022年4月1日到2022年5月3日(但不包括)赎回日应计和未支付的股息。支付的代价9.734亿美元(包括820万美元的未支付股息)与赎回股份的账面净值之间的差额为2.237亿美元,其中2.155亿美元在我们2022年第二季度的综合经营报表中记录为视为股息。于赎回后,本公司并无A系列优先股未偿还,而A系列优先股持有人的所有权利亦已终止。见本公司合并财务报表附注11-优先股。
在2022年5月赎回我们的A系列优先股之前,我们的A系列优先股在每个财政季度末累计支付9.5%的固定股息。在截至2022年12月31日的一年中,我们向优先股东支付了5180万美元的股息。
资本支出
下表详细说明了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度基本建设项目的现金支出:
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||
|
|
(单位:百万) |
|
|||||
资本支出: |
|
|
|
|
|
|
||
增长(1) |
|
$ |
1,219.0 |
|
|
$ |
421.9 |
|
维修(2) |
|
|
175.4 |
|
|
|
138.6 |
|
资本支出总额 |
|
|
1,394.4 |
|
|
|
560.5 |
|
从材料和用品库存转移到财产、厂房和设备 |
|
|
— |
|
|
|
(2.4 |
) |
资本项目应付款和应计项目变动,净额 |
|
|
(60.1 |
) |
|
|
(53.0 |
) |
基本建设项目的现金支出 |
|
$ |
1,334.3 |
|
|
$ |
505.1 |
|
总增长资本支出的增加主要是由于二叠纪的系统扩张,以响应预期的产量增长和更高的活动水平,以及我们下游业务的扩张。总量的增长维修资本支出主要是由于我们不断增长的基础设施占地面积。
随着我们宣布的天然气加工设施目前正在二叠纪地区建设中,加上我们在贝尔维尤山代托纳天然气管道和Train 9分馏塔的建设,我们目前估计2023年我们将投资1.8美元至1.9美元之间已宣布项目的净增长资本支出为10亿美元。未来增长资本支出可能因以下因素而有所不同
69
投资机会。我们预计,扣除非控股权益后,2023年的维护资本支出约为1.75亿美元。
表外安排
截至2022年12月31日,与各种履约义务相关的未偿还担保债券有2.432亿美元。这些措施是为了支持(I)我们运营的监管司法管辖区内的法规和(Ii)交易对手支持所要求的各种履约义务。这些担保债券下的义务通常不会被称为担保债券,因为我们通常遵守基本的履约要求。
我们投资了没有在我们的财务报表中合并的实体。有关我们对这些投资的义务以及我们对相关信用证的义务的信息,请参阅附注7-投资于未合并关联公司和附注8-债务义务。
合同义务
我们相信,我们有足够的流动性为我们的运营提供资金,并履行我们的短期和长期义务。以下是我们未来重大合同义务的摘要:
合同义务: |
|
总计 |
|
|
12个月内 |
|
||||
|
(单位:百万) |
|
||||||||
长期债务债务(1) |
|
$ |
|
10,583.1 |
|
|
$ |
|
— |
|
债务利息(2) |
|
|
|
4,869.6 |
|
|
|
|
570.9 |
|
经营租赁(3) |
|
|
|
47.1 |
|
|
|
|
15.7 |
|
融资租赁(4) |
|
|
|
265.3 |
|
|
|
|
42.5 |
|
土地契约及通行权(五) |
|
|
|
247.6 |
|
|
|
|
6.9 |
|
购买义务(6) |
|
|
|
2,437.8 |
|
|
|
|
1,341.4 |
|
其他长期负债(7) |
|
|
|
133.4 |
|
|
|
|
41.7 |
|
总计 |
|
$ |
|
18,583.9 |
|
|
$ |
|
2,019.1 |
|
关键会计政策和估算
以下讨论的会计政策和估计被管理层认为对理解我们的财务报表至关重要,因为它们的应用需要管理层在评估财务报告中固有的不确定事项时做出最重要的判断。有关我们的关键会计政策和估计的更多信息,请参阅财务报表附注中对我们的会计政策的说明。
商业收购
就业务收购而言,吾等一般按收购日期的估计公允价值确认收购的可识别资产、承担的负债及被收购方的任何非控股权益。当企业收购的成本超过被收购企业的可确认净资产的公允价值时,就会产生商誉。确定公允价值需要管理层的判断,涉及对未来产量、定价和现金流的预测、对可比上市公司的基准分析、折扣率、对客户合同和关系的预期以及其他管理层估计的重大估计和假设的使用。在确定分配给收购资产的估计公允价值、承担的负债和被投资方的任何非控股权益、每项负债的期限以及任何由此产生的商誉时作出的判断可能会对收购后的财务报表产生重大影响。见合并财务报表中的附注4-收购和资产剥离。
70
财产、厂房和设备折旧及无形资产摊销
我们的财产、厂房和设备的折旧是在资产的估计使用年限内使用直线方法计算的。我们对折旧的估计包含了关于我们资产的有用经济寿命和剩余价值的假设。在确定物业、厂房和设备的使用寿命时,我们需要做出各种假设,包括我们对资产的预期使用以及所服务市场对碳氢化合物的供需情况、设施的正常损耗以及维护计划的范围和频率。
我们以与无形资产的预期收益模式非常相似的方式,或在无法轻易确定此类模式的直线基础上,在我们受益于向客户提供的服务的期间内,对无形资产的成本进行摊销。在资产投入使用或收购时,我们认为这些假设是合理的;然而,情况可能会发展,导致我们改变这些假设,这将前瞻性地改变我们的折旧/摊销金额。
长期资产减值,包括无形资产
当事件或环境变化显示我们的资产账面值可能无法收回时,我们评估长期资产(包括无形资产)的减值,包括可能影响我们对资产可回收性评估的估计变化。资产回收能力是通过将资产或资产组的账面价值与其预期的未来税前未贴现现金流进行比较来衡量的。个别资产按相关可识别现金流基本上独立于其他资产和负债现金流的最低水平分组。这些现金流估计要求我们做出与经营和现金流结果、经济过时、商业环境、合同、法律和其他因素相关的判断和假设。
如果账面值超过预期未来未贴现现金流量,我们确认非现金税前减值费用相当于账面净值超过公允价值的部分,由活跃市场的报价或现值技术(如没有报价)确定。用于评估我们长期资产的可回收性和衡量我们资产组的公允价值的估计现金流来自当前的业务计划,该计划使用反映当前环境的近期价格和数量预测以及管理层对长期平均价格和数量的预测来制定。除近期和长期价格假设外,其他主要假设还包括销量预测、运营成本、产生此类成本的时机以及使用适当的终端价值和贴现率。我们对这些预测和假设做出的任何改变都可能导致我们对长期资产的可恢复性评估和对额外减值的确认进行重大修订。
价格风险管理(套期)
我们的净收入和现金流受到大宗商品价格和利率变化引起的波动的影响。为了降低现金流的波动性,我们已签订衍生金融工具,以对冲与我们预期的部分天然气、天然气和凝析油权益量、未来大宗商品买卖和运输基础风险相关的大宗商品价格。
影响我们每个期间经营业绩的因素之一是用于对我们的衍生金融工具进行估值的价格假设,这些假设在资产负债表上以其公允价值反映。我们使用现值法或标准期权估值模型来确定我们的衍生工具的公允价值,并根据基础市场中观察到的商品价格进行假设。我们用来计算衍生工具公允价值的方法或假设的变化可能会对我们的综合财务报表产生重大影响。
近期会计公告
有关将影响我们的近期会计声明的讨论,请参阅我们的合并财务报表中的附注3--重要会计政策。
第7A项。量化与高质关于市场风险的披露。
我们的主要市场风险是我们对大宗商品价格变化的敞口,特别是对天然气、NGL和原油价格的敞口,利率的变化,以及我们的风险管理交易对手和客户的不履行。
71
风险管理
我们评估与我们的商品衍生品合约和贸易信用相关的交易对手风险。我们所有的大宗商品衍生品都是与主要金融机构或主要能源公司合作的。如果这些金融交易对手中的任何一方表现不佳,我们可能无法在大宗商品价格下跌的情况下实现我们的一些对冲的好处,这可能会对我们的运营业绩产生实质性的不利影响。我们将天然气、天然气和凝析油出售给各种买家。贸易债权人的不履行可能导致损失。
原油、天然气和天然气价格波动较大。为了减少我们现金流的变异性,我们已经签订了衍生品工具,以对冲与我们预期的天然气、天然气和凝析油权益数量的一部分、未来大宗商品的购买和销售以及2027年前的运输基础风险相关的大宗商品价格。市场状况也可能影响我们签订未来商品衍生品合约的能力。
商品价格风险
我们收入的一部分来自收益百分比合同,根据这些合同,我们从销售商品的收益中获得一部分作为服务付款。天然气、天然气和原油的价格会随着供求变化、市场不确定性和各种我们无法控制的额外因素而波动。我们监控这些风险,并进行套期保值交易,旨在减轻大宗商品价格波动对我们业务的影响。被指定为套期保值的衍生工具的现金流与被套期保值项目的现金流被归类为同一类别。
我们大宗商品风险管理活动的主要目的是对冲大宗商品价格风险的部分敞口,并减少由于大宗商品价格波动而导致的营运现金流波动。为了减少我们现金流的可变性,截至2022年12月31日,我们已经对冲了与我们预期的(I)我们收集和加工业务中的天然气、天然气和凝析油权益数量的一部分相关的商品价格,这些数量来自我们的收益百分比加工安排,(Ii)我们物流和运输部门未来的商品采购和销售,以及(Iii)我们物流和运输部门的天然气运输基础风险。与未来几年相比,我们对本年度预期股本交易量的较高百分比进行了对冲,对此我们对预期股本交易量的增量较低百分比进行了对冲。我们亦订立商品金融工具,以协助管理我们持续经营的其他与商品相关的短期业务风险,并配合我们物流及运输资产营运所提供的营销机会。对于掉期交易,我们通常会收到特定名义数量的商品的商定固定价格,然后我们根据公布的指数价格向对冲交易对手支付相同数量的浮动价格。由于我们从客户那里获得的基础实物商品销售的浮动指数价格基本相同,这些交易旨在有效地提前锁定所对冲交易量的商定固定价格。为了避免套期保值的交易量大于我们的实际权益交易量, 我们通常会限制掉期的使用,以对冲低于预期成交量的价格。我们利用购买的看跌期权(或下限)和看涨期权(或上限)来对冲额外的预期权益商品交易量,而不会产生体积风险。我们可能会买入与掉期头寸相关的看涨期权,以创造一个具有上行空间的价格下限。我们打算在市场条件允许的情况下,通过使用掉期、套期、购买的看跌期权(或底价)、期货或其他衍生品工具进行衍生品交易,继续管理我们未来对大宗商品价格的风险敞口。
当进入新的对冲时,我们打算使NGL产品组成以及NGL和天然气交付点与我们的实物权益量相匹配。NGL对冲涵盖基于预期权益NGL构成的特定NGL产品。我们认为,这一策略避免了使用原油或其他石油产品的套期保值作为NGL价格的“代理”套期保值所产生的不相关风险。我们的天然气和NGL套期保值的公允价值是基于公布的在不同地点交割的指数价格,这与实际的天然气和NGL交割点非常接近。我们凝析油销售的一部分是使用基于NYMEX西德克萨斯中质轻质低硫原油期货合约的原油对冲。
这些大宗商品价格套期保值大多是根据国际掉期交易商协会的标准表格记录的,该表格带有定制的信贷和法律条款。主要交易对手(或,如果适用,则为其担保人)具有投资级信用评级。虽然我们目前没有义务发布现金、信用证或其他额外抵押品来确保这些对冲,只要我们保持目前的信用评级,我们可能有义务提供抵押品,以确保在我们的信用发生不利变化的情况下,交易对手对我们的信用敞口在对冲期限内因大宗商品价格上涨而增加。购买的卖权(或下限)交易不会使我们的交易对手面临信用风险,因为我们没有义务在进入交易时支付溢价以外的未来付款;然而,我们面临交易对手违约的风险,即交易对手将不履行其在看跌期权交易下的义务的风险。
我们还利用期货交易所的期货合约进行商品价格对冲交易。交易所交易的期货受到交易保证金要求的约束,因此由于天然气、NGL或原油价格上涨,我们可能不得不增加现金保证金。与双边套期保值不同,我们在期货交易所使用期货时不会受到交易对手信用风险的影响。
72
在某些情况下,这些合同可能会使我们面临财务损失的风险。一般来说,我们的套期保值安排为我们提供了对冲交易量的保护,如果价格跌破这些套期保值的价格。如果价格高于套期保值的价格,我们从套期保值交易量上获得的收入将少于在没有套期保值的情况下获得的收入(购买看涨期权除外)。
为了分析与我们的衍生工具相关的风险,我们利用了敏感性分析。敏感性分析基于基础商品价格假设10%的变化来衡量衍生工具的公允价值变化,但不反映相同假设价格变动对相关对冲项目的影响。商品价格变动对衍生工具公允价值的财务报表影响通常会被套期保值项目的相应损益抵销。我们衍生工具的公允价值也受到期权合约市场波动性和用于确定现值的贴现率变化的影响。
下表显示了假设价格变动对截至2022年12月31日我们的衍生工具的估计公允价值的影响:
|
|
公允价值 |
|
|
降价10%的结果 |
|
|
价格上涨10%的结果 |
|
|||
|
|
(单位:百万) |
|
|||||||||
天然气 |
|
$ |
(267.6 |
) |
|
$ |
(185.1 |
) |
|
$ |
(350.1 |
) |
NGL |
|
|
34.2 |
|
|
|
123.1 |
|
|
|
(54.7 |
) |
原油 |
|
|
(22.4 |
) |
|
|
5.7 |
|
|
|
(50.5 |
) |
总计 |
|
$ |
(255.8 |
) |
|
$ |
(56.3 |
) |
|
$ |
(455.3 |
) |
上表包含截至所述日期的所有未偿还衍生工具,以对冲商品价格风险,因我们的股本数量和未来的商品买卖,以及与我们的天然气运输安排相关的基差,我们将面临这些风险。
在截至2022年和2021年12月31日的年度内,由于计入衍生品的交易,我们的营业收入分别减少了754.7百万美元和490.6百万美元。我们风险管理头寸的估计公允价值已从2021年12月31日的3.167亿美元净负债头寸转移到2022年12月31日的2.558亿美元。远期商品价格相对于我们衍生品合约的固定价格有所上升,形成了净负债头寸。
利率风险
我们面临利率变化的风险,这主要是由于TRGP Revolver、商业票据计划、证券化工具和定期贷款工具下的可变利率借款造成的。截至2022年12月31日,我们没有任何利率对冲。然而,我们未来可能会进行利率对冲,目的是减轻利率变化对现金流的影响。如果利率上升,TRGP Revolver、商业票据计划、证券化安排和定期贷款安排的利息支出也将增加。截至2022年12月31日,我们有36亿美元的未偿还浮动利率借款。根据我们2022年12月31日的债务余额,假设可变利率债务利率变化100个基点,将影响我们的合并年度利息支出3600万美元。
交易对手信用风险
我们要承担因交易对手不付款或不履行义务而造成损失的风险。与商品衍生工具相关的信贷风险由报告日期的资产头寸的公允价值(即预期未来收入的公允价值)表示。我们的期货合约信用风险有限,因为它们是通过交易所清算的,每天都有保证金。如果一个或多个交易对手的信誉下降,我们缓解违约风险的能力仅限于同意自愿终止和随后的现金结算或向第三方续签衍生品合同的交易对手。如果交易对手违约,我们可能会蒙受损失,我们的现金收入可能会受到负面影响。我们在国际掉期交易商协会与我们的衍生品交易对手达成的协议中有主要的净额结算条款。这些净额结算拨备使我们能够与同一Targa实体内的相同交易对手净结算资产和负债头寸,并将在2022年12月31日将我们因交易对手信用风险造成的最大损失减少1910万美元。截至2022年12月31日,我们个别交易对手的损失范围将在190万美元至1640万美元之间,具体取决于违约的交易对手。
73
客户信用风险
我们在正常的业务过程中向客户和其他各方提供信贷。我们已经建立了各种程序来管理我们的信用风险,包括进行初始和后续的信用风险分析,设定最高信用额度和条款,并在必要时要求提高信用。我们使用信用增强措施,包括(但不限于)信用证、预付款、父母担保和抵销权来限制信用风险,以确保我们既定的信用标准得到遵守,财务损失减少或降至最低。
我们有一个积极的信贷管理流程,专注于控制因交易对手破产或其他流动性问题而造成的损失敞口。截至2022年12月31日和2021年12月31日,我们的坏账准备分别为220万美元和10万美元。坏账准备的变化主要是由于对特拉华盆地的收购。
在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内,没有客户占我们综合收入的10%或更多。
项目8.财务状况TS和补充数据。
我们的“综合财务报表”,连同我们独立注册会计师事务所的报告,从本年度报告的F-1页开始。
项目9.与Acco的变更和分歧《会计与财务披露》杂志。
没有。
第9A项。控制S和程序。
信息披露控制和程序的评估
管理层在我们首席执行官和首席财务官的参与下,评估了我们的披露控制和程序的设计和有效性,该术语在1934年证券交易法(经修订)下的规则13a-15(E)和15d-15(E)中定义,截至本年度报告涵盖的期间结束时。基于这样的评估,我们的首席执行官和首席财务官得出的结论是,截至2022年12月31日,我们的披露控制和程序有效,可以合理地保证,根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息已(I)在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内记录、处理、汇总和报告,(Ii)积累并传达给管理层,包括我们的首席执行官和首席财务官(视情况而定),以便及时做出有关必要披露的决定。
财务报告的内部控制
本公司管理层财务报告内部控制报告载于本年度报告F-2页,并以引用方式并入本报告。 管理层的结论是,我们对财务报告的内部控制自2022年12月31日起生效。
2022年7月,我们完成了对特拉华州盆地的收购。对特拉华盆地的收购约占截至2022年12月31日的年度总合并收入的2%,约占2022年12月31日总合并资产的10%。管理层对截至2022年12月31日的财务报告内部控制有效性的评估和结论不包括特拉华盆地收购。这一排除是按照美国证券交易委员会指导意见对近期经营情况进行评估的
74
管理层对收购后一年内财务报告的内部控制的评估可能会省略合并。
除上文所述外,在截至2022年12月31日的最近一个财政季度内,我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
项目9B。其他信息。
没有。
项目9C。披露妨碍检查的外国司法管辖区。
没有。
75
第三部分
项目10.董事、执行董事非营利组织与公司治理。
回应这一项目所需的信息将在我们2023年年度股东大会的最终委托书中列出,并通过引用并入本文。
第11项.执行IVE补偿
回应这一项目所需的信息将在我们2023年年度股东大会的最终委托书中列出,并通过引用并入本文。
项目12.某些受益所有者的担保所有权业主和管理层及相关股东事宜。
回应这一项目所需的信息将在我们2023年年度股东大会的最终委托书中列出,并通过引用并入本文。
回应这一项目所需的信息将在我们2023年年度股东大会的最终委托书中列出,并通过引用并入本文。
第14项.本金账户TING费用和服务
回应这一项目所需的信息将在我们2023年年度股东大会的最终委托书中列出,并通过引用并入本文。
76
第四部分
项目15.展品、资金ALI报表明细表
(A)(1)财务报表
我们的综合财务报表列于年度报告第II部分第8项下。有关这些报表和附注的清单,请参阅本年度报告F-1页的“合并财务报表索引”。
(A)(2)财务报表附表
所有附表都被省略,因为它们要么不适用,要么不是必需的,或者其中要求的资料出现在合并财务报表或附注中。
(A)(3)展品
数 |
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描述 |
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2.1 |
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买卖协议,由Lucid Energy Group II Holdings,LLC,Lasso Acquiror LLC和Lucid Energy Group II LLC之间签订,日期为2022年6月16日(合并内容参考Targa Resources Corp.于2022年6月17日提交的当前8-K表格报告的附件2.1(文件号001-34991))。 |
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3.1 |
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修订和重新发布的《Targa Resources Corp.公司注册证书》(参考Targa Resources Corp.于2010年12月16日提交的当前8-K表格报告(文件编号001-34991)的附件3.1并入)。 |
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3.2 |
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Targa Resources Corp.修订和重新发布的公司注册证书(通过引用Targa Resources Corp.于2021年5月26日提交的8-K表格当前报告的附件3.1(文件编号001-34991)并入)。 |
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3.3 |
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Targa Resources Corp.的A系列优先股指定证书,于2016年3月16日提交给特拉华州州务卿(通过引用Targa Resources Corp.于2016年3月17日提交的当前8-K/A表格报告的附件3.1(文件编号001-34991))。 |
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3.4 |
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修订和重订《塔尔加资源公司章程》(通过引用Targa Resources Corp.于2010年12月16日提交的当前8-K表格报告(文件编号001-34991)附件3.2并入)。 |
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3.5 |
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《Targa Resources Corp.修订和重新修订的章程》第一修正案(通过引用Targa Resources Corp.于2016年1月15日提交的当前8-K表格报告(第001-34991号文件)的附件3.1并入)。 |
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3.6 |
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Targa Resources Corp.第二次修订和重新修订的章程(通过引用Targa Resources Corp.2022年5月5日提交的Form 10-Q季度报告(文件号001-34991)附件3.4并入)。 |
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4.1 |
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普通股证书样本(参考Targa Resources Corp.于2010年11月12日提交的S-1/A表格注册声明的附件4.1(文件编号333-169277))。 |
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4.2 |
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登记权利协议,日期为2016年3月16日,由Targa Resources Corp.和附表A所列买方签订(通过参考Targa Resources Corp.于2016年3月17日提交的当前8-K/A报告(文件编号001-34991)的附件4.1并入)。 |
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4.3 |
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日期为2016年3月16日的Targa Resources Corp.与StonePeak Target Holdings,LP和StonePeak Target上层控股有限责任公司于2016年9月13日签订的注册权协议第1号修正案(合并内容参考Targa Resources Corp.于2016年11月4日提交的Form 10-Q季度报告附件4.3(文件编号001-34991))。 |
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4.4 |
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登记权利协议,日期为2016年3月16日,由Targa Resources Corp.及其附表A所列购买人签订(通过参考Targa Resources Corp.于2016年3月17日提交的当前8-K/A表格报告(文件编号001-34991)的附件4.2并入)。 |
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4.5 |
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日期为2016年3月16日的Targa Resources Corp.与StonePeak Target Holdings,LP和StonePeak Target High Holdings LLC于2016年3月16日签订的注册权协议第1号修正案(合并内容参考Targa Resources Corp.于2016年11月4日提交的Form 10-Q季度报告(文件编号001-34991)的附件4.2)。 |
77
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4.6 |
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董事会代表和观察权协议,日期为2016年3月16日,由Targa Resources Corp.和StonePeak Target Holdings LP之间签订(通过引用Targa Resources Corp.于2016年3月17日提交的当前8-K/A报告(文件编号001-34991)的附件4.3并入)。 |
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4.7 |
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Targa Resources Corp.、ComputerShare Inc.和ComputerShare Trust Company,N.A.之间于2016年3月16日签署的认股权证协议(合并内容参考Targa Resources Corp.于2016年3月17日提交的当前8-K/A表格报告(文件编号001-34991)的附件4.4)。 |
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4.8 |
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根据交易法第12条注册的证券说明(通过引用Targa Resources Corp.于2020年2月20日提交的Form 10-K年报(文件号001-34991)的附件4.8并入)。 |
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4.9 |
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Targa Resources Corp.及其某些子公司之间截至2022年2月18日的母公司担保(通过引用Targa Resources Corp.于2022年2月23日提交的当前8-K表格报告(文件编号001-34991)的附件4.1并入)。 |
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4.10 |
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发行人、担保人和作为受托人的美国银行全国协会之间日期为2017年10月17日的契约(通过参考Targa Resources Partners LP于2017年10月17日提交的当前8-K表格报告的附件4.1合并(文件编号001-33303))。 |
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4.11 |
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日期为2017年12月18日的补充契约至日期为2017年10月17日的契约,担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过参考Targa Resources Corp.2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告附件10.66(文件号001-34991)合并)。 |
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4.12
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2018年1月9日至2017年10月17日的补充契约,担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2018年2月16日提交的Form 10-K年度报告附件10.67(文件号001-34991)合并)。 |
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4.13 |
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2018年7月24日至2017年10月17日的补充契约,担保子公司Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他子公司担保人和美国银行全国协会(通过引用2018年8月9日提交的Targa Resources Corp.10-Q季度报告附件10.9(文件编号001-34991)合并)。 |
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4.14 |
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日期为2019年7月19日的补充契约至日期为2017年10月17日的契约,担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用2019年8月9日提交的Targa Resources Corp.的Form 10-Q季度报告附件10.6(文件号001-34991)合并)。 |
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4.15 |
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日期为2020年2月20日的补充契约至日期为2017年10月17日的契约,担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2020年5月7日提交的Form 10-Q季度报告(文件编号001-34991)的附件10.5并入)。 |
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4.16 |
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日期为2020年9月17日的补充契约至日期为2017年10月17日的契约,担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过参考Targa Resources Corp.于2020年11月5日提交的Form 10-Q季度报告(文件编号001-34991)的附件10.6并入)。 |
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4.17 |
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日期为2021年9月17日的补充契约至日期为2017年10月17日的契约,担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2021年11月4日提交的Form 10-Q季度报告(文件号001-34991)附件10.2并入)。 |
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4.18 |
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日期为2021年11月30日的补充契约至日期为2017年10月17日的契约,担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2022年2月24日提交的Form 10-K年度报告附件10.42(文件号001-34991)合并)。 |
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4.19 |
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日期为2022年1月28日的补充契约至日期为2017年10月17日的契约,担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2022年2月24日提交的Form 10-K年度报告附件10.43(文件号001-34991)合并)。 |
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78
4.20 |
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担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他子公司担保人和美国银行全国协会(通过参考Targa Resources Corp.2022年8月4日提交的Form 10-Q季度报告附件10.1(文件号001-34991)合并)。 |
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4.21 |
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担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他子公司担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2022年11月3日提交的Form 10-Q季度报告附件10.1(文件号001-34991)合并)。 |
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4.22 |
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发行人、担保人和美国银行全国协会作为受托人于2019年1月17日签署的契约(通过参考Targa Resources Partners LP于2019年1月23日提交的当前8-K表格报告的附件4.1合并而成(文件编号001-33303))。 |
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4.23 |
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日期为2019年7月19日的补充契约至日期为2019年1月17日的契约,担保子公司Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2019年8月9日提交的Form 10-Q季度报告(文件号001-34991)附件10.8并入)。 |
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4.24 |
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日期为2020年2月20日的补充契约至日期为2019年1月17日的契约,担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.于2020年5月7日提交的Form 10-Q季度报告(文件编号001-34991)的附件10.7并入)。 |
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4.25 |
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日期为2020年9月17日的补充契约至日期为2019年1月17日的契约,担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.于2020年11月5日提交的Form 10-Q季度报告(文件编号001-34991)的附件10.8并入)。 |
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4.26 |
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日期为2021年9月17日的补充契约至日期为2019年1月17日的契约,担保子公司Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.于2021年11月4日提交的Form 10-Q季度报告(文件号001-34991)附件10.4并入)。 |
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4.27 |
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日期为2021年11月30日的补充契约至日期为2019年1月17日的契约,担保子公司Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2022年2月24日提交的Form 10-K年度报告(文件号001-34991)附件10.60并入)。 |
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4.28 |
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日期为2022年1月28日的补充契约至日期为2019年1月17日的契约,担保子公司Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2022年2月24日提交的Form 10-K年度报告附件10.61(文件号001-34991)合并)。 |
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4.29 |
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担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他子公司担保人和美国银行全国协会(通过引用2022年8月4日提交的Targa Resources Corp.10-Q季度报告附件10.2(文件号001-34991)合并为补充契约)。 |
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4.30 |
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担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他子公司担保人和美国银行全国协会(Targa Resources Corp.)于2022年8月2日至2019年1月17日的补充契约(通过引用Targa Resources Corp.于2022年11月3日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.2(文件号001-34991)合并)。 |
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4.31 |
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发行人、担保人和美国银行全国协会作为受托人于2019年11月27日签署的契约(通过参考2019年12月3日提交的Targa Resources Partners LP当前8-K报告的附件4.1合并而成(文件编号001-33303))。 |
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4.32 |
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日期为2020年2月20日的补充契约至日期为2019年11月27日的契约,担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.于2020年5月7日提交的Form 10-Q季度报告(文件编号001-34991)的附件10.8并入)。 |
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79
4.33 |
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日期为2020年9月17日的补充契约至日期为2019年11月27日的契约,担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.于2020年11月5日提交的Form 10-Q季度报告(文件编号001-34991)的附件10.9并入)。 |
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4.34 |
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日期为2021年9月17日的补充契约至日期为2019年11月27日的契约,担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.于2021年11月4日提交的Form 10-Q季度报告(文件号001-34991)附件10.5并入)。 |
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4.35 |
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日期为2021年11月30日的补充契约至日期为2019年11月27日的契约,担保子公司Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2022年2月24日提交的Form 10-K年度报告附件10.67(文件号001-34991)合并)。 |
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4.36 |
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日期为2022年1月28日的补充契约至日期为2019年11月27日的契约,担保子公司Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2022年2月24日提交的Form 10-K年度报告附件10.68(文件号001-34991)合并)。 |
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4.37 |
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担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他子公司担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2022年8月4日提交的Form 10-Q季度报告附件10.3(文件号001-34991)合并)。 |
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4.38 |
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担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他子公司担保人和美国银行全国协会(通过引用2022年11月3日提交的Targa Resources Corp.10-Q季度报告附件10.3(文件号001-34991)合并为2022年8月2日至11月27日的补充契约)。 |
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4.39 |
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发行人、担保人和作为受托人的美国银行全国协会之间日期为2020年8月18日的契约(通过参考Targa Resources Partners LP于2020年8月21日提交的当前8-K表格报告的附件4.1合并(文件编号001-33303))。 |
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4.40 |
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日期为2020年9月17日的补充契约至日期为2020年8月18日的契约,担保子公司Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过参考Targa Resources Corp.于2020年11月5日提交的Form 10-Q季度报告(文件编号001-34991)的附件10.10并入)。 |
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4.41 |
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日期为2021年9月17日的补充契约至日期为2020年8月18日的契约,担保子公司Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2021年11月4日提交的Form 10-Q季度报告(文件号001-34991)附件10.6并入)。 |
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4.42 |
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2021年11月30日至2020年8月18日的补充契约,担保子公司Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2022年2月24日提交的Form 10-K年度报告(文件号001-34991)附件10.73并入)。 |
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4.43 |
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日期为2022年1月28日的补充契约至日期为2020年8月18日的契约,担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2022年2月24日提交的Form 10-K年度报告(文件号001-34991)的附件10.74并入)。 |
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4.44 |
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担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他子公司担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2022年8月4日提交的Form 10-Q季度报告附件10.4(文件号001-34991)合并)。 |
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4.45 |
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担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他子公司担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2022年11月3日提交的Form 10-Q季度报告附件10.4(文件号001-34991)合并)。 |
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80
4.46 |
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发行人、担保人和作为受托人的美国银行全国协会之间日期为2021年2月2日的契约(通过参考Targa Resources Partners LP于2021年2月5日提交的当前8-K表格报告的附件4.1合并(文件编号001-33303))。 |
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4.47 |
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担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他子公司担保人和美国银行全国协会(通过参考Targa Resources Corp.于2021年11月4日提交的Form 10-Q季度报告(文件号001-34991)的附件10.7并入)的补充契约。 |
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4.48 |
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日期为2021年11月30日的补充契约至日期为2021年2月2日的契约,担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2022年2月24日提交的Form 10-K年度报告(文件号001-34991)的附件10.79并入)。 |
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4.49 |
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日期为2022年1月28日的补充契约至日期为2021年2月2日的契约,担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他附属担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2022年2月24日提交的Form 10-K年度报告(文件号001-34991)的附件10.80并入)。 |
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4.50 |
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担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他子公司担保人和美国银行全国协会(通过引用Targa Resources Corp.2022年8月4日提交的Form 10-Q季度报告附件10.5(文件号001-34991)合并为补充契约)。 |
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4.51 |
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担保子公司、Targa Resources Partners LP、Targa Resources Partners Finance Corporation、其他子公司担保人和美国银行全国协会(Targa Resources Corp.)于2022年8月2日至2021年2月2日的补充契约(通过引用Targa Resources Corp.于2022年11月3日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.5(文件号001-34991)合并)。 |
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4.52 |
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由Targa Resources Corp.作为发行人、其中指定的担保人和作为受托人的美国银行信托公司(National Association)之间的契约,日期为2022年4月6日(通过引用Targa Resources Corp.于2022年4月6日提交的当前Form 8-K报告(文件号001-34991)的附件4.1并入)。 |
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4.53 |
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第一补充契约,日期为2022年4月6日,由Targa Resources Corp.作为发行人、其中指定的担保人和作为受托人的美国银行信托公司(通过引用Targa Resources Corp.于2022年4月6日提交的当前Form 8-K报告(文件编号001-34991)的附件4.2并入)。 |
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4.54 |
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附注格式(包括在本文件附件4.53中)(通过引用Targa Resources Corp.于2022年4月6日提交的当前8-K表格报告(第001-34991号文件)的附件4.3并入)。 |
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4.55 |
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第二份补充契约日期为2022年6月22日,由Targa Resources Corp.作为发行人、其中指定的担保人和作为受托人的美国银行信托公司(National Association)作为受托人(通过参考2022年6月22日提交的Targa Resources Corp.的生效后修正案第1号以形成S-3(注册号333-263730)的附件4.9合并而成)。 |
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4.56 |
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第三补充契约,日期为2022年7月7日,由Targa Resources Corp.作为发行人、其中指定的担保人和作为受托人的美国银行信托公司(通过引用Targa Resources Corp.于2022年7月7日提交的当前Form 8-K报告(文件号001-34991)的附件4.2并入)。 |
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4.57 |
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附注格式(包括在本文件附件4.56中)(通过引用Targa Resources Corp.于2022年7月7日提交的当前8-K表格报告(文件编号001-34991)的附件4.3并入)。 |
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4.58 |
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日期为2022年8月2日的第四份补充契约,由Targa Resources Corp.作为发行人、其中指定的担保人和作为受托人的美国银行信托公司(National Association)作为受托人(通过引用Targa Resources Corp.于2022年11月3日提交的Form 10-Q季度报告(文件编号001-34991)的附件10.6合并而成)。 |
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4.59 |
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第五补充契约,日期为2023年1月9日,由Targa Resources Corp.作为发行人、其中指定的担保人和作为受托人的美国银行信托公司(通过引用Targa Resources Corp.于2023年1月9日提交的当前Form 8-K报告(文件编号001-34991)的附件4.2并入)。 |
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4.60 |
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附注格式(包括在本文件附件4.59中)(通过引用Targa Resources Corp.于2023年1月9日提交的当前8-K表格报告(文件编号001-34991)的附件4.3并入)。 |
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81
10.1 |
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Targa Resources Corp.、美国银行、北卡罗来纳州Targa Resources Corp.和签字方之间于2022年2月17日签署的信贷协议(通过引用Targa Resources Corp.于2022年2月23日提交的8-K表格当前报告(文件编号001-34991)的附件10.1而并入)。 |
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10.2+ |
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修订并重新启动Targa Resources Corp.2010年股票激励计划,自2017年5月22日起修订并重述(通过引用Targa Resources Corp.于2017年5月23日提交的当前8-K表格报告(第001-34991号文件)的附件10.1并入)。 |
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10.3+ |
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限制性股票单位协议表格(引用Targa Resources Corp.于2013年7月18日提交的当前8-K表格报告的附件10.1(文件编号001-34991))。 |
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10.4+ |
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限制性股票协议表格(引用Targa Resources Corp.于2013年7月18日提交的当前8-K表格报告的附件10.2(文件编号001-34991))。 |
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10.5+ |
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董事限制性股票协议表格,日期为2018年1月17日(通过引用Targa Resources Corp.于2018年2月16日提交的Form 10-K年报(文件编号001-34991)附件10.13并入)。 |
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10.6+ |
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Targa Resources Corp.2010年股票激励计划下的限制性股票协议表格(通过引用Targa Resources Corp.2016年5月10日提交的Form 10-Q季度报告(文件编号001-34991)的附件10.3并入)。 |
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10.7+ |
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业绩单位授予协议表格,日期为2019年1月17日,根据Targa Resources Corp.2010年股票激励计划(通过引用附件10.19并入Targa Resources Corp.2019年3月1日提交的Form 10-K年报(文件编号001-34991))。 |
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10.8+ |
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Targa Resources Corp.2010年股票激励计划(通过参考Targa Resources Corp.于2020年2月20日提交的Form 10-K年报(文件编号001-34991)的附件10.12并入),截至2020年1月16日的业绩单位授予协议表格。 |
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10.9+ |
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Targa Resources Corp.2010年股票激励计划(通过引用Targa Resources Corp.于2022年2月24日提交的Form 10-K年报(文件编号001-34991)的附件10.12并入),截至2022年1月20日的绩效股单位授予协议表格。 |
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10.10+ |
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绩效股授予协议的总括修正案,日期为2021年12月15日(通过引用附件10.13并入Targa Resources Corp.于2022年2月24日提交的Form 10-K年度报告(文件号001-34991))。 |
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10.11+ |
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Targa Resources Corp.2010年股票激励计划(通过参考Targa Resources Corp.于2020年2月20日提交的Form 10-K年报(文件编号001-34991)附件10.13并入)下的限制性股票单位协议(奖金授予),日期为2020年1月16日。 |
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10.12+ |
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Targa Resources Corp.2010年股票激励计划下的限制性股票单位协议表格,日期为2020年1月16日(通过引用附件10.14并入Targa Resources Corp.于2020年2月20日提交的Form 10-K年度报告(文件编号001-34991))。 |
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10.13+ |
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Targa Resources Corp.2020年年度激励薪酬计划(通过引用Targa Resources Corp.于2020年1月23日提交的当前8-K表格(文件编号001-34991)的附件10.1并入)。 |
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10.14+ |
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Targa Resources Corp.修订和重新启动的股票激励计划的第一修正案(通过引用Targa Resources Corp.于2021年2月18日提交的Form 10-K年度报告的附件10.16(文件号001-34991)并入)。 |
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10.15+ |
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Targa Resources高管变更控制权转让计划(通过引用Targa Resources Corp.2012年1月19日提交的当前8-K表格(文件编号001-34991)附件10.3并入)。 |
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10.16+ |
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《Targa Resources高管变更控制权豁免计划第一修正案》,日期为2015年12月3日(通过引用附件10.1并入Targa Resources Corp.于2015年12月8日提交的当前8-K表格报告(第001-34991号文件))。 |
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10.17 |
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截至2017年10月17日在发行人、担保人和花旗全球市场公司(Citigroup Global Markets Inc.)之间的注册权协议,作为协议的几个初始购买方的代表(通过引用Targa Resources Partners LP目前提交的8-K表格的附件4.2(文件编号001-33303)合并)。 |
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10.18 |
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截至2019年1月17日在发行人、担保人和美林,皮尔斯,芬纳和史密斯公司之间的注册权协议,作为其几个初始购买方的代表(由 |
82
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参考Targa Resources Partners LP目前提交的Form 8-K报告(文件编号001-33303)的附件4.2)。 |
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10.19 |
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截至2019年1月17日的注册权协议,发行人、担保人和美林,皮尔斯,芬纳和史密斯公司作为协议的几个初始购买方的代表(通过引用2019年1月23日提交的Targa Resources Partners LP当前报告8-K表的附件4.3(文件编号001-33303)合并)。 |
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10.20 |
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截至2019年11月27日的注册权协议发行人、担保人和加拿大皇家银行资本市场有限责任公司作为其几个初始购买方的代表(通过引用Targa Resources Partners LP于2019年12月3日提交的当前8-K表格报告(文件编号001-33303)的附件4.2并入。 |
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10.21 |
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截至2020年8月18日的注册权协议发行人、担保人和富国证券有限责任公司作为其几个初始购买方的代表(通过引用Targa Resources Partners LP于2020年8月21日提交的当前8-K表格报告(文件编号001-33303)的附件4.2并入)。 |
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10.22 |
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截至2021年2月2日的注册权协议发行人、担保人和美国银行证券公司作为其几个初始购买方的代表(通过引用Targa Resources Partners LP于2021年2月5日提交的当前8-K表格报告的附件4.2(文件号001-33303)并入)。 |
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10.23+ |
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Targa Resources Investments Inc.与其每一名董事和高级管理人员之间的赔偿协议表(通过参考Targa Resources Corp.于2010年11月8日提交的S-1/A表格注册声明(文件编号333-169277)的附件10.4而并入)。 |
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10.24+ |
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Targa Resources Partners LP于2007年2月14日签署的罗伯特·B·埃文斯赔偿协议(参考Targa Resources Partners LP于2007年4月2日提交的Form 10-K年度报告附件10.11(第001-33303号文件))。 |
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10.25+ |
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Targa Resources Corp.和Laura C.Fulton之间的赔偿协议,日期为2013年2月26日(通过引用附件10.1并入Targa Resources Corp.于2013年3月1日提交的当前8-K表格报告(文件号001-34991))。 |
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10.26+ |
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Targa Resources Corp.和Waters S.Davis,IV之间的赔偿协议,日期为2015年7月23日(通过引用附件10.1并入Targa Resources Corp.于2015年7月24日提交的当前8-K表报告(文件号001-34991))。 |
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10.27+ |
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Targa Resources Corp.和D.Scott Pryor之间的赔偿协议,日期为2015年11月12日(通过引用附件10.1并入Targa Resources Corp.于2015年11月16日提交的当前8-K表报告(文件号001-34991))。 |
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10.28+ |
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Targa Resources Corp.和Patrick J.McDonie之间的赔偿协议,日期为2015年11月12日(通过引用附件10.2并入Targa Resources Corp.于2015年11月16日提交的当前8-K表格报告(文件号001-34991))。 |
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10.29+ |
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Targa Resources Corp.和Clark White之间的赔偿协议,日期为2015年11月12日(通过引用附件10.4并入Targa Resources Corp.于2015年11月16日提交的当前8-K表格报告(第001-34991号文件))。 |
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10.30+ |
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Targa Resources Corp.和Robert B.Evans之间的赔偿协议,日期为2016年3月1日(通过引用附件10.1并入Targa Resources Corp.于2016年3月7日提交的当前8-K表格报告(第001-34991号文件))。 |
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10.31+ |
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Targa Resources Corp.和Robert Muraro之间的赔偿协议,日期为2017年2月22日(通过引用附件10.1并入Targa Resources Corp.于2017年2月27日提交的当前8-K表报告(第001-34991号文件))。 |
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10.32+ |
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Targa Resources Corp.和Beth A.Bowman之间的赔偿协议,日期为2018年9月7日(通过引用附件10.1并入Targa Resources Corp.2018年9月11日提交的当前8-K表报告(文件号001-34991))。 |
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10.33+ |
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Targa Resources Corp.和Julie Boushka之间的赔偿协议,日期为2017年2月22日(通过引用附件10.1并入Targa Resources Corp.2019年3月5日提交的当前8-K表报告(文件号001-34991))。 |
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83
10.34+ |
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Targa Resources Corp.和Jennifer Kneale之间的赔偿协议,日期为2016年7月1日(通过引用附件10.90并入Targa Resources Corp.于2020年2月20日提交的Form 10-K年度报告(文件号001-34991))。 |
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10.35+ |
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Targa Resources Corp.和Lindsey M.Cooksen之间的赔偿协议,日期为2020年6月1日(通过引用附件10.1并入Targa Resources Corp.于2020年6月3日提交的当前8-K表格报告(文件号001-34991))。 |
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10.36 |
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2005年10月31日修订和重新签署的注册权协议(通过引用Targa Resources Corp.于2010年11月12日提交的S-1/A表格注册声明(文件编号333-169277)附件10.1并入)。 |
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10.37 |
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Targa Receivables LLC与Targa Receivables LLC签订的于2013年1月10日签订的《应收款采购协议》,合伙企业作为初始服务商、各种管道采购商不时地与之签约、各种承诺购买者不时地与其签约、各种买方代理与LC参与者、PNC银行、作为管理人的全国协会和LC银行(通过引用Targa Resources Partners LP于2013年1月14日提交的当前8-K报表(文件编号001-33303)附件10.1并入)。 |
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10.38 |
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买卖协议,日期为2013年1月10日,由不时作为发起人的发起人与Targa Receivables LLC之间的买卖协议(通过参考Targa Resources Partners LP于2013年1月14日提交的当前8-K报表附件10.2(文件编号001-33303)并入)。 |
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10.39 |
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Targa Receivables LLC于2013年12月13日签署的《应收账款购买协议第二修正案》,由Targa Receivables LLC作为卖方、合伙企业作为服务机构、各种管道购买者、承诺购买者、买方代理和LC参与方,以及PNC Bank、National Association作为管理人和LC Bank(通过参考Targa Resources Partners LP于2013年12月17日提交的当前8-K表格报告(文件编号001-33303)附件10.1合并而成)。 |
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10.40 |
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Targa Receivables LLC于2015年12月11日签署的《应收账款购买协议第四修正案》,由Targa Receivables LLC作为卖方、合伙企业作为服务机构、各种管道购买者、承诺购买者、买方代理和LC参与方,以及PNC Bank、National Association作为管理人和LC Bank(通过参考Targa Resources Partners LP于2015年12月15日提交的当前8-K表格报告(文件编号001-33303)附件10.1合并而成)。 |
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10.41 |
|
Targa Receivables LLC于2016年12月9日签署的《应收款购买协议第五修正案》,由Targa Receivables LLC作为卖方、合伙企业作为服务机构、各种管道购买者、承诺购买者、买方代理和LC参与方,以及PNC Bank、National Association作为管理人和LC Bank(通过参考Targa Resources Partners LP于2017年1月6日提交的当前8-K表格报告(文件编号001-33303)附件10.1合并而成)。 |
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10.42 |
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Targa Receivables LLC于2018年12月7日提出的第七项应收款购买协议修正案,由Targa Receivables LLC作为卖方、合伙企业作为服务机构、各种管道购买者、承诺购买者、买方代理和LC参与者,以及PNC Bank、National Association作为管理人和LC Bank(通过参考Targa Resources Partners LP于2018年12月10日提交的当前8-K表格报告(文件编号001-33303)的附件10.1合并而成)。 |
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10.43 |
|
Targa Receivables LLC于2019年12月6日签署的《应收账款购买协议第八修正案》,由Targa Receivables LLC作为卖方、合伙企业作为服务机构、各种管道购买者、承诺购买者、买方代理和LC参与方以及PNC Bank、National Association作为管理人和LC Bank(通过引用Targa Resources Corp.于2019年12月10日提交的当前8-K表格报告(文件编号001-34991)附件10.1合并而成)。 |
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10.44 |
|
Targa Receivables LLC作为卖方,Targa Resources Partners LP作为服务机构,各种管道买家、承诺买家、买方代理和LC参与者,以及PNC Bank,National Association,作为管理人和LC Bank(通过引用Targa Resources Corp.于2020年4月24日提交的当前8-K表格报告(文件编号001-34991)的附件10.1并入),于2020年4月22日由Targa Receivables LLC和Targa Receivables LLC签署了第九项应收款采购协议修正案。 |
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10.45 |
|
Targa Receivables LLC作为卖方,Targa Resources Partners LP作为服务机构,各种管道购买者、承诺购买者、购买者代理和LC参与方以及PNC Bank,National Association作为管理人和LC Bank,于2021年4月21日由Targa Receivables LLC及其之间的应收款采购协议第十修正案 |
84
|
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(通过引用Targa Resources Corp.于2021年4月23日提交的当前8-K表格报告的附件10.1(文件编号001-34991))。 |
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10.46 |
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Targa Receivables LLC于2021年12月13日提出的第11项应收款购买协议修正案,由Targa Receivables LLC作为卖方,Targa Resources Partners LP作为服务机构,各种管道买家、承诺买家、买家代理和LC参与者,以及PNC Bank,National Association,作为管理人和LC Bank(通过参考Targa Resources Corp.于2022年2月24日提交的10-K表格年度报告附件10.104(文件编号001-34991)合并)。 |
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10.47 |
|
Targa Receivables LLC作为卖方,Targa Resources Partners LP作为服务机构,各种管道购买者、承诺购买者、买方代理和LC参与者,以及PNC Bank,National Association作为管理人和LC Bank(通过参考Targa Resources Corp.于2022年4月22日提交的当前8-K表格报告(文件编号001-34991)的附件10.1并入),于2022年4月19日由Targa Receivables LLC和Targa Receivables LLC签署了第12项应收款购买协议修正案。 |
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10.48 |
|
Targa Receivables LLC作为卖方,Targa Resources Partners LP作为服务机构,各种管道购买者、承诺购买者、买方代理和LC参与者,以及PNC Bank,National Association,作为管理人和LC Bank(通过引用Targa Resources Corp.于2022年9月6日提交的当前报告8-K表的附件10.1(文件编号001-34991)合并),于2022年9月2日由Targa Receivables LLC签署。 |
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|
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10.49 |
|
Targa Resources Corp.、作为行政代理和贷款人的瑞穗银行有限公司以及其他贷款人之间的定期贷款协议,日期为2022年7月12日(通过引用Targa Resources Corp.2022年7月12日提交的当前Form 8-K报告(文件号001-34991)的附件10.1并入)。 |
|
|
|
10.50 |
|
Targa Receivables LLC作为卖方、合伙企业作为服务商,以及PNC Bank、National Association作为管理人、买方代理和LC银行(通过参考Targa Resources Partners LP于2017年2月24日提交的当前8-K报表附件10.1(文件编号001-33303))提出的承诺增加请求,日期为2017年2月23日。 |
|
|
|
10.51 |
|
2020年12月11日由Targa Receivables LLC提出的增加承付款申请,其中包括作为卖方的Targa Receivables LLC,作为服务商的合伙企业,作为管理人、买方代理和LC银行的PNC银行,以及作为买方代理和LC参与者的全国协会Wells Fargo Bank(通过引用Targa Resources Corp.于2020年12月14日提交的当前8-K报表的附件10.1(文件编号001-34991)合并)。 |
|
|
|
21.1* |
|
Targa Resources Corp.子公司名单 |
|
|
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22.1* |
|
附属担保人名单。 |
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|
23.1* |
|
独立注册会计师事务所同意。 |
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|
|
31.1* |
|
根据1934年《证券交易法》第13a-14(A)/15d-14(A)条颁发首席执行官证书。 |
|
|
|
31.2* |
|
根据1934年《证券交易法》第13a-14(A)/15d-14(A)条颁发首席财务官证书。 |
|
|
|
32.1** |
|
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18编第1350条规定的首席执行官证书。 |
|
|
|
32.2** |
|
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350条对首席财务官的证明。 |
|
|
|
101.INS* |
|
内联XBRL实例文档 |
|
|
|
101.SCH* |
|
内联XBRL分类扩展架构文档 |
|
|
|
101.CAL* |
|
内联XBRL分类扩展计算链接库文档 |
|
|
|
101.DEF* |
|
内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档 |
|
|
|
101.LAB* |
|
内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档 |
|
|
|
101.PRE* |
|
内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档 |
|
|
|
104 |
|
封面交互数据文件(嵌入在内联XBRL文档中)。 |
*随函存档
**随信提供
85
+管理合同或补偿计划或安排
项目16.表格10-K摘要
没有。
86
标牌缝隙
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求,注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。
|
塔尔加资源公司 |
||
|
(注册人) |
||
|
|
|
|
日期:2023年2月22日 |
发信人: |
|
/s/Jennifer R.Kneale |
|
|
|
詹妮弗·R·奈尔 |
|
|
|
首席财务官 |
|
|
|
(首席财务官) |
根据1934年《证券交易法》的要求,本报告已于2023年2月22日以登记人的名义由下列人员签署。
签名 |
|
头衔(Targa Resources Corp.的职位) |
|
|
|
马修·J·梅洛伊 |
|
董事首席执行官兼首席执行官 |
马修·J·梅洛伊 |
|
(首席行政主任) |
|
|
|
/s/Jennifer R.Kneale |
|
首席财务官 |
詹妮弗·R·奈尔 |
|
(首席财务官) |
|
|
|
/s/Julie H.Boushka |
|
高级副总裁与首席会计官 |
朱莉·H·布什卡 |
|
(首席会计主任) |
|
|
|
/s/保罗·W·钟 |
|
董事会主席和董事 |
钟庭耀 |
|
|
|
|
|
贝丝·A·鲍曼 |
|
董事 |
贝丝·A·鲍曼 |
|
|
|
|
|
/s/林赛·M·库克森 |
|
董事 |
林赛·M·库克森 |
|
|
|
|
|
/s/Charles R.Crisp |
|
董事 |
查尔斯·R·克里斯普 |
|
|
|
|
|
沃特斯·S.戴维斯,IV |
|
董事 |
沃特斯·S·戴维斯,IV |
|
|
|
|
|
罗伯特·B·埃文斯 |
|
董事 |
罗伯特·B·埃文斯。 |
|
|
|
|
|
/s/Laura C.Fulton |
|
董事 |
劳拉·C·富尔顿 |
|
|
|
|
|
/s/ 雷内·R·乔伊斯 |
|
董事 |
雷内·R·乔伊斯 |
|
|
|
|
|
/s/ Joe鲍勃·帕金斯 |
|
董事 |
Joe鲍勃·帕金斯 |
|
|
|
|
|
/s/ 小埃尔谢尔·C·雷德。 |
|
董事 |
小埃尔谢尔·C·雷德。 |
|
|
87
合并财务报表索引
塔尔加资源公司。经审计的合并财务报表
管理层关于财务报告内部控制的报告 |
F-2 |
|
|
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID: |
F-3 |
|
|
截至2022年12月31日和2021年12月31日的合并资产负债表 |
F-6 |
|
|
截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的综合业务报表 |
F-7 |
|
|
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的综合全面收益(亏损)表 |
F-8 |
|
|
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的所有者权益和A系列优先股综合变动表 |
F-9 |
|
|
截至2022年、2021年和2020年12月31日的合并现金流量表 |
F-11 |
|
|
合并财务报表附注 |
F-12 |
注1--组织和业务 |
F-12 |
附注2--陈述的依据 |
F-12 |
附注3--重要会计政策 |
F-12 |
附注4-收购和资产剥离 |
F-20 |
附注5--不动产、厂房和设备及无形资产 |
F-23 |
附注6-商誉 |
F-24 |
注7-对未合并关联公司的投资 |
F-25 |
附注8--债务 |
F-27 |
附注9--其他长期负债 |
F-32 |
附注10-租契 |
F-34 |
附注11-优先股 |
F-35 |
附注12--普通股及有关事项 |
F-36 |
附注13-普通股每股收益 |
F-37 |
附注14--衍生工具和对冲活动 |
F-37 |
附注15-公允价值计量 |
F-40 |
附注16--关联方交易 |
F-42 |
附注17--承诺 |
F-43 |
附注18--或有事项 |
F-43 |
附注19--收入 |
F-44 |
附注20--其他业务(收入)支出 |
F-44 |
附注21--所得税 |
F-44 |
附注22-补充现金流量资料 |
F-46 |
附注23--补偿计划 |
F-46 |
附注24-细分市场信息 |
F-48 |
F-1
管理层关于内部的报告对财务报告的控制
管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制。我们对财务报告的内部控制是一个旨在为财务报告的可靠性提供合理保证的程序,并根据公认的会计原则为外部目的编制财务报表。
财务报告内部控制由于其固有的局限性,不能为实现财务报告目标提供绝对保证。财务报告的内部控制是一个涉及人的勤奋和合规的过程,容易因人的失误而出现判断失误和故障。对财务报告的内部控制也可以通过串通或不当的管理凌驾来规避。由于这些限制,财务报告的内部控制可能无法及时防止或发现重大错报。然而,这些固有的限制是财务报告程序的已知特征。因此,有可能在过程中设计保障措施,以减少(尽管不是消除)这一风险。
2022年7月,我们完成了对特拉华州盆地的收购。对特拉华盆地的收购约占截至2022年12月31日的年度总合并收入的2%,约占2022年12月31日总合并资产的10%。管理层对截至2022年12月31日的财务报告内部控制有效性的评估和结论不包括特拉华盆地收购。这一排除符合美国证券交易委员会的指导意见,即管理层在收购后一年的财务报告内部控制评估中可能会省略对最近业务合并的评估。
管理层使用了特雷德韦委员会赞助组织委员会(“COSO”)2013年发表的题为“内部控制--综合框架”的报告中提出的框架,以评估财务报告内部控制的有效性。根据这一评估,管理层得出结论,财务报告的内部控制自2022年12月31日起有效。
截至2022年12月31日,我们对财务报告的内部控制的有效性已由独立注册会计师事务所普华永道会计师事务所审计,其报告载于F-3页。
马修·J·梅洛伊
马修·J·梅洛伊
首席执行官
(首席行政主任)
/s/Jennifer R.Kneale
詹妮弗·R·奈尔
首席财务官
(首席财务官)
F-2
《独立注册会计师报告》艾瑞德会计师事务所
独立注册会计师事务所报告
致Targa Resources Corp.董事会和股东
关于财务报表与财务报告内部控制的几点看法
本公司已审计所附Targa Resources Corp.及其附属公司(“本公司”)截至2022年和2021年12月31日的综合资产负债表, 以及截至2022年12月31日止三个年度内各年度的综合经营表、全面收益(亏损)、所有者权益及A系列优先股变动及现金流量表,包括相关附注(统称为“综合财务报表”)。 我们还审计了公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制,依据内部控制--综合框架 (2013) 由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。
我们认为,上述综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的财务状况, 以及ITS的结果 运营及其智能交通系统 截至2022年12月31日的三个年度的现金流量 符合美利坚合众国普遍接受的会计原则。我们还认为,截至2022年12月31日,本公司在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制,其依据是内部控制--综合框架 (2013) 由COSO发布。
意见基础
本公司管理层负责编制这些综合财务报表,维护对财务报告的有效内部控制,以及对财务报告内部控制的有效性进行评估,包括在随附的管理层财务报告内部控制报告中。我们的责任是根据我们的审计,对公司的合并财务报表和公司对财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所,根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规,我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计,以获得合理的保证,以确定合并财务报表是否没有重大错报,无论是由于错误还是欺诈,以及是否在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制。
我们对合并财务报表的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序,无论是由于错误还是欺诈,以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计,以及评价合并财务报表的整体列报。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制,评估存在重大弱点的风险,以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信,我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
正如管理层关于财务报告内部控制的报告中所述,管理层已将特拉华州Lucid Energy LLC(“特拉华州盆地收购”)排除在2022年12月31日的财务报告内部控制评估之外,因为该公司在2022年期间以收购业务合并的形式收购了该公司。我们还将特拉华盆地收购从我们对财务报告的内部控制审计中剔除。特拉华盆地收购是一家全资子公司,其总资产和总收入不包括在管理层评估和我们对财务报告的内部控制审计之外,分别约占截至2022年12月31日和截至2022年12月31日的年度相关综合财务报表金额的10%和2%。
财务报告内部控制的定义及局限性
F-3
公司对财务报告的内部控制是一个程序,旨在根据公认的会计原则,为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序:(1)与保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关;(2)提供合理保证,即交易被记录为必要的,以便按照公认的会计原则编制财务报表,并且公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行;以及(Iii)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产提供合理保证。
由于其固有的局限性,财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外,对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险,或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会且(I)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露,以及(Ii)涉及我们特别具有挑战性、主观性或复杂判断的当期综合财务报表审计所产生的事项。关键审计事项的沟通不会以任何方式改变我们对合并的意见 财务报表作为一个整体,我们不会通过传达下面的关键审计事项,就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
特拉华州盆地收购--评估客户关系无形资产
如综合财务报表附注4所述,公司以约35亿美元现金完成了对Lucid Energy,LLC(“Lucid”)所有权益的收购(“特拉华盆地收购”)。此次收购产生了18.82亿美元的客户关系无形资产。 客户关系的公允价值是在收购之日根据使用多期超额收益法估计的未来现金流量的现值确定的。管理层在确定客户关系无形资产的公允价值时使用的重要假设包括未来收入、贴现率和客户流失率。
我们决定执行与在特拉华盆地收购的客户关系无形资产估值相关的程序是一项关键审计事项的主要考虑因素是:(I)管理层在制定客户关系无形资产的公允价值估计时的重大判断;(Ii)审计师在执行程序和评估管理层对未来收入、贴现率和客户流失率的重大假设时的高度判断、主观性和努力;以及(Iii)审计工作涉及使用具有专业技能和知识的专业人员。
处理这一问题涉及执行程序和评估审计证据,以形成我们对合并财务报表的总体意见。这些程序包括测试与收购会计有关的控制的有效性,包括控制管理层对收购的客户关系无形资产的估值,以及控制管理层使用的与未来收入、贴现率和客户流失率有关的重大假设的发展。这些程序还包括(I)阅读购买协议;(Ii)测试管理层为客户关系无形资产制定公允价值估计的过程;(Iii)评估多期超额收益法的适当性;(Iv)测试多期超额收益法使用的基础数据的完整性和准确性;以及(V)评估与未来收入、贴现率和客户流失率相关的重大假设的合理性。评估管理层与未来收入相关的重大假设的合理性涉及考虑收购业务过去的表现、与经济和行业预测的一致性,以及这些假设是否与审计其他领域获得的证据一致。拥有专业技能和知识的专业人士被用来协助评估公司多期超额收益法的适当性,以及贴现率和客户流失率的合理性,重大假设。
F-4
/s/
2023年2月22日
自2005年以来,我们一直担任本公司的审计师。
F-5
第一部分--融资AL信息
项目1.融资所有报表。
塔尔加资源公司。
合并B配额单
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2022年12月31日 |
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|
2021年12月31日 |
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|
(单位:百万) |
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资产 |
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流动资产: |
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现金和现金等价物 |
$ |
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$ |
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应收贸易账款,扣除减值准备净额#美元 |
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盘存 |
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来自风险管理活动的资产 |
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其他流动资产 |
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流动资产总额 |
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财产、厂房和设备、净值 |
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无形资产,净额 |
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来自风险管理活动的长期资产 |
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对未合并关联公司的投资 |
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其他长期资产 |
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总资产 |
$ |
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$ |
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负债、A系列优先股和所有者权益 |
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||||||
流动负债: |
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应付帐款 |
$ |
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|
$ |
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||
应计负债 |
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应付分配 |
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应付利息 |
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||
风险管理活动产生的负债 |
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||
经常债务债务 |
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||
流动负债总额 |
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长期债务 |
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||
风险管理活动的长期负债 |
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||
递延所得税,净额 |
|
|
|
|
|
||
其他长期负债 |
|
|
|
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|
||
和或有事项(见附注17和18) |
|
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||
首选A系列 |
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业主权益: |
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Targa Resources Corp.股东权益: |
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普通股($ |
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已发布 杰出的 |
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December 31, 2022 |
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December 31, 2021 |
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||
优先股($ |
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额外实收资本 |
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留存收益(亏损) |
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( |
) |
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( |
) |
累计其他综合收益(亏损) |
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( |
) |
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库存股,按成本计算( |
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( |
) |
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( |
) |
Targa Resources Corp.股东权益总额 |
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非控制性权益 |
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所有者权益总额 |
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总负债、A系列优先股和所有者权益 |
$ |
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$ |
|
请参阅合并财务报表附注。
F-6
塔尔加资源公司。
合并状态运营部
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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|
(单位:百万,每股除外) |
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收入: |
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商品销售 |
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$ |
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$ |
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中游服务收费 |
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总收入 |
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成本和支出: |
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产品采购和燃料 |
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运营费用 |
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折旧及摊销费用 |
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一般和行政费用 |
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长期资产减值准备 |
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其他营业(收入)费用 |
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营业收入(亏损) |
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其他收入(支出): |
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利息支出,净额 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
权益收益(亏损) |
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( |
) |
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融资活动的收益(损失) |
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( |
) |
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( |
) |
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出售权益法投资所得(损) |
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— |
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— |
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其他,净额 |
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( |
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所得税前收入(亏损) |
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所得税(费用)福利 |
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净收益(亏损) |
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( |
) |
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减去:可归因于非控股权益的净收益(亏损) |
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Targa Resources Corp.的净收益(亏损) |
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( |
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非控制性权益回购溢价,税后净额 |
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A系列优先股的股息 |
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A系列优先股的等值股息 |
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普通股股东应占净收益(亏损) |
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( |
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每股普通股净收益(亏损)-基本 |
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每股普通股净收益(亏损)-稀释后 |
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( |
) |
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加权平均流通股-基本 |
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加权平均流通股-稀释 |
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请参阅合并财务报表附注。
F-7
塔尔加资源公司。
C++合并报表综合收益(亏损)
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截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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税前 |
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相关所得税 |
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税后 |
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税前 |
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相关所得税 |
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税后 |
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税前 |
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相关所得税 |
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税后 |
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(单位:百万) |
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净收益(亏损) |
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其他全面收益(亏损): |
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大宗商品对冲合约: |
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公允价值变动 |
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( |
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( |
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( |
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( |
) |
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( |
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和解重新归类为收入 |
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( |
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其他全面收益(亏损) |
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综合收益(亏损) |
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( |
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减去:可归因于非控股权益的综合收益(亏损) |
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Targa Resources Corp.的全面收益(亏损) |
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( |
) |
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请参阅合并财务报表附注。
F-8
塔尔加资源公司。
合并自有变动表职工权益和A系列优先股
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保留 |
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累计 |
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其他内容 |
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收益 |
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其他 |
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财务处 |
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总计 |
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A系列 |
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普通股 |
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已缴入 |
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(累计 |
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全面 |
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股票 |
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非控制性 |
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业主的 |
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择优 |
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股票 |
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金额 |
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|
资本 |
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|
赤字) |
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收入(亏损) |
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股票 |
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金额 |
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利益 |
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权益 |
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库存 |
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(以百万计,但股份以千计) |
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平衡,2019年12月31日 |
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股权赠与补偿 |
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分销等价权 |
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根据补偿计划发行的股票 |
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投标承担预缴税款义务的股票 |
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普通股回购 |
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( |
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( |
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首轮优先股分红 |
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股息--$ |
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— |
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( |
) |
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— |
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— |
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— |
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— |
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( |
) |
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超过留存收益的股息 |
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( |
) |
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— |
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— |
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|
— |
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— |
|
|
视为股息-增加受益转换功能/部分回购A系列优先股 |
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— |
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— |
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( |
) |
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( |
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普通股分红 |
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股息--$ |
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— |
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( |
) |
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( |
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超过留存收益的股息 |
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( |
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— |
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部分回购A系列优先股 |
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( |
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( |
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对非控股权益的分配 |
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( |
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( |
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非控制性权益的贡献 |
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— |
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— |
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|
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— |
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||
对非控制性权益的非现金分配 |
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— |
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— |
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— |
|
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其他全面收益(亏损) |
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( |
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( |
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净收益(亏损) |
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— |
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( |
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( |
) |
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平衡,2020年12月31日 |
|
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( |
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( |
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( |
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会计准则采用的影响 |
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( |
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股权赠与补偿 |
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分销等价权 |
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根据补偿计划发行的股票 |
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投标承担预缴税款义务的股票 |
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( |
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— |
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— |
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( |
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普通股回购 |
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( |
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( |
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首轮优先股分红 |
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股息--$ |
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超过留存收益的股息 |
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普通股分红 |
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股息--$ |
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( |
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— |
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— |
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— |
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|
— |
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( |
) |
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— |
|
超过留存收益的股息 |
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— |
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— |
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( |
) |
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对非控股权益的分配 |
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( |
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( |
) |
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非控制性权益的贡献 |
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其他全面收益(亏损) |
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( |
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( |
) |
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净收益(亏损) |
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|||
平衡,2021年12月31日 |
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$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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) |
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请参阅合并财务报表附注。
F-9
塔尔加资源公司。
所有者权益和A系列优先股综合变动表
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保留 |
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累计 |
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其他内容 |
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收益 |
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其他 |
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财务处 |
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总计 |
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A系列 |
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|||||||||||||
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|
普通股 |
|
|
已缴入 |
|
|
(累计 |
|
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全面 |
|
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股票 |
|
|
非控制性 |
|
|
业主的 |
|
|
择优 |
|
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|
|
股票 |
|
|
金额 |
|
|
资本 |
|
|
赤字) |
|
|
收入(亏损) |
|
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股票 |
|
|
金额 |
|
|
利益 |
|
|
权益 |
|
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库存 |
|
||||||||||
|
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(以百万计,但股份以千计) |
|
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平衡,2021年12月31日 |
|
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$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
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( |
) |
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股权赠与补偿 |
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分销等价权 |
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根据补偿计划发行的股票 |
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投标承担预缴税款义务的股票 |
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普通股回购 |
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( |
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( |
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首轮优先股分红 |
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股息--$ |
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( |
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超过留存收益的股息 |
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等值股息-赎回A系列优先股 |
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— |
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( |
) |
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|
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|
普通股分红 |
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股息--$ |
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( |
) |
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— |
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— |
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— |
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|
— |
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|
( |
) |
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|
超过留存收益的股息 |
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— |
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( |
) |
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赎回A系列优先股 |
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( |
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对非控股权益的分配 |
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( |
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( |
) |
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非控制性权益的贡献 |
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非控制性权益回购,税后净额 |
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( |
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— |
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( |
) |
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( |
) |
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其他全面收益(亏损) |
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净收益(亏损) |
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|||
平衡,2022年12月31日 |
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$ |
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$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
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( |
) |
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$ |
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$ |
|
|
$ |
— |
|
请参阅合并财务报表附注。
F-10
塔尔加资源公司。
合并状态现金流项目
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||
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2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|||
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|
(单位:百万) |
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经营活动的现金流 |
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净收益(亏损) |
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$ |
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|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
||
将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额: |
|
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|
|||
利息支出摊销 |
|
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股权赠与补偿 |
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折旧及摊销费用 |
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长期资产减值准备 |
|
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(收益)出售或处置资产的损失 |
|
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资产减值 |
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资产报废债务的增加 |
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递延所得税支出(福利) |
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未合并关联公司的权益(收益)损失 |
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从未合并关联公司收到的收益的分配 |
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风险管理活动 |
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融资活动的(收益)损失 |
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出售权益法投资的(收益)损失 |
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或有对价的变化 |
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经营性资产和负债的变动,扣除收购: |
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应收账款和其他资产 |
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盘存 |
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应付账款、应计负债和其他负债 |
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应付利息 |
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经营活动提供的净现金 |
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投资活动产生的现金流 |
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房地产、厂房和设备的支出 |
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用于企业收购的支出,扣除收购的现金 |
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用于资产购置的支出,扣除购置的现金 |
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出售资产所得收益 |
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对未合并关联公司的投资 |
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出售权益法投资的收益 |
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未合并关联公司的资本返还 |
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其他,净额 |
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投资活动提供(用于)的现金净额 |
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融资活动产生的现金流 |
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债务义务: |
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信贷安排下的借款收益 |
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偿还信贷安排 |
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借入商业票据的收益 |
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商业票据的偿还 |
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定期贷款安排下的借款所得款项 |
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应收账款证券化贷款项下的借款收益 |
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偿还应收账款证券化贷款 |
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发行优先票据所得款项 |
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优先票据的赎回 |
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融资租赁本金支付 |
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与融资安排相关而招致的费用 |
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股份回购 |
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非控制性权益的贡献 |
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优先股的赎回 |
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对非控股权益的分配 |
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回购非控制性权益 |
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赎回A系列优先股 |
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部分回购A系列优先股 |
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分配给合伙单位持有人 |
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支付给普通股和A系列优先股股东的股息 |
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融资活动提供(用于)的现金净额 |
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现金和现金等价物净变化 |
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期初现金及现金等价物 |
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期末现金和现金等价物 |
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请参阅合并财务报表附注。
F-11
塔尔加资源公司。
合并后的注释财务报表
除在每个脚注披露中注明的情况外,这些脚注披露的表格数据中所列的美元金额以百万美元为单位。
注1-组织ON和OPERATION
我们的组织
Targa Resources Corp.(纽约证券交易所代码:TRGP)拥有、运营、收购和开发国内中游基础设施互补资产的多元化投资组合。
在本年度报告中,除文意另有所指外,凡提及“我们”、“本公司”、“Targa”或“TRGP”,均指本公司的综合业务及营运。TRGP控制着Targa Resources Partners LP的普通合伙人,并拥有代表Targa Resources Partners LP有限合伙人权益的所有未偿还普通单位,在本文中称为“合伙企业”。塔尔加根据公认会计准则合并了合伙企业及其子公司,并根据美国证券交易委员会的规则和规定编制了随附的合并财务报表。Targa的合并财务报表包括与合伙企业合并财务报表的差额。最值得注意的区别是:
我们的运营
本公司主要从事以下业务:
有关我们业务部门的某些财务信息,请参阅附注24-部门信息。
注2--基数演示文稿的
这些随附的财务报表和相关附注显示了我们截至2022年、2022年和2021年12月31日的综合财务状况,以及截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度的运营结果、综合收益(亏损)、现金流和所有者权益变化。我们已根据公认会计准则编制这些合并财务报表。所有重大的公司间余额和交易都已在合并中冲销。以往期间的某些数额已重新分类,以符合本年度的列报方式。
注3--意义重大会计政策
合并政策
我们的综合财务报表包括我们控制的所有实体的账目以及我们在某些天然气收集和加工设施的账户中的比例权益,我们在这些账户中拥有不可分割的权益,并负责我们按比例分摊的设施成本和开支。我们受控子公司的第三方所有权权益在我们综合资产负债表的权益部分作为非控股权益列示,但未分割权益所有权的情况除外。在我们的综合经营报表和综合全面收益(亏损)报表中,非控制性权益反映了将结果归因于第三方投资者。所有公司间余额和交易均已在合并中冲销。
F-12
截至2022年12月31日,我们的合并合资企业包括:
收集和处理数据段
物流和运输细分市场
我们将权益会计方法应用于我们对被投资人的经营和财务政策有重大影响的投资,但不行使控制权。当有证据表明我们的投资的账面价值不再可收回时,我们就评估我们的股权投资的减值。价值损失的证据可能包括,但不一定限于,没有能力收回投资的账面价值,或权益法被投资人无法维持能够证明投资账面价值合理的盈利能力。当一项股权投资的估计公允价值低于其账面价值且价值损失被确定为非暂时性时,我们在综合经营报表中确认账面价值超过估计公允价值的部分在权益收益(亏损)中确认为非现金税前减值损失。
截至2022年12月31日,我们对未合并附属公司的投资包括:
收集和处理数据段
物流和运输细分市场
预算的使用
按照公认会计准则编制财务报表要求管理层作出估计和假设,以影响这些财务报表和附注中报告的金额。估计和判断是基于作出这种估计和判断时可获得的信息。事实和情况的变化可能导致订正估计数,实际结果可能与这些估计数大不相同。估计及判断被用于(其中包括)(I)估计未开单收入、产品采购及营运及一般及行政成本应计项目,(Ii)制定公允价值假设,包括估计未来现金流量及折现率,(Iii)分析长期资产的可能减值,(Iv)估计资产的使用年期,(V)估计或有、担保及赔偿,以及(Vi)估计可强制赎回优先权益的赎回价值。
现金和现金等价物
现金和现金等价物包括所有手头现金、活期存款和短期、高流动性投资,这些投资很容易转换为现金,原始到期日为三个月或更短。
F-13
坏账准备
应收账款的估计损失通过坏账准备计提。我们通过各种程序估计坏账准备,包括广泛审查交易对手的贸易应收账款余额、评估经济事件和状况、我们与交易对手的历史经验、交易对手的财务状况以及逾期应收账款的金额和年龄。
我们不断评估自己收回欠款的能力。如果在合同到期日之前没有收到全额付款,则应收账款被视为逾期。我们的评估程序还包括进行账户对账、纠纷解决和付款确认。
当任何交易对手的财务状况发生变化、情况发展或获得更多信息时,可能需要调整我们的津贴。
盘存
我们的库存主要由NGL产品库存组成,采用平均成本法,以成本或可变现净值中较低的一个进行估值。大部分NGL产品库存按月周转,但部分库存,主要是丙烷,在年内获得并持有,以满足我们客户预期的采暖季节需求。在正常运营条件下无法实物或合同销售的商品库存(“闲置库存”)计入房地产、厂房和设备。
产品交易所
NGL产品的交换是为了满足交换各方的时间和后勤需求。根据交换协议接收和交付的数量被记录为库存。如果收货地点和交货地点在不同的市场,可能会开出汇兑差额或欠汇兑差额。汇兑差额记为应收账款或应计负债。
气体处理不平衡
与某些天然气厂运营平衡协议有关的天然气和/或天然气供应过剩或供应不足的数量,按月记录为存货或按产生不平衡时的加权平均价格计算的应付价格。应收存货不平衡按平均成本法按成本或可变现净值中较低者计价;应付存货不平衡按重置成本计价。这些失衡要么通过当前的套现结算解决,要么通过调整未来天然气或天然气的接收或交付来解决。
衍生工具
我们利用衍生工具来管理因能源大宗商品价格波动而导致的现金流波动。就资产负债表分类而言,我们按合约分析衍生工具的公允价值,并按交易对手按总额呈报相关公允价值及任何相关抵押品。被指定为套期保值的衍生工具的现金流量与被套期保值项目的现金流量在同一财务报表行项目中确认。
我们正式记录了套期保值工具和被套期保值项目之间的所有关系,以及它的风险管理目标和进行对冲的策略。这些文件包括套期保值工具和被套期保值项目的具体识别、被套期保值风险的性质以及评估套期保值工具有效性的方式。于对冲开始时及持续进行时,吾等评估对冲交易中所使用的衍生工具在抵销可归因于对冲风险的现金流变动方面是否非常有效。
我们按公允价值记录所有衍生工具,但我们采用正常购买和正常销售选择的工具除外。
F-14
下表汇总了我们衍生工具的会计处理,以及对我们合并财务报表的影响:
识别与测量 |
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衍生处理 |
资产负债表 |
收益表 |
正常购买和正常销售 |
公允价值未记录 |
在实际交付或接收数量时确认的收益 |
按市值计价 |
按公允价值记录 |
目前在收益中确认的公允价值变动 |
现金流对冲 |
按公允价值记录,公允价值变动在累计其他全面收益(“AOCI”)中递延。 |
当预测的交易发生时,衍生工具的收益/损失从AOCI重新分类为收益 |
当一项对冲工具终止、不再有效或预测的交易不再可能发生时,我们将按预期原则停止进行对冲会计。在AOCI中与现金流对冲相关的递延收益和亏损将继续递延,直到预测的交易发生为止。如果被套期保值的预期交易很可能不会发生,套期保值工具的递延收益或亏损立即被重新归类为收益。
物业、厂房及设备
财产、厂房和设备按购置成本减去累计折旧入账。折旧是在资产的估计使用年限内使用直线方法计算的。在确定物业、厂房和设备的使用寿命时,我们需要做出各种假设,包括我们对资产的预期使用以及所服务的市场对碳氢化合物的供应和需求、设施的正常损耗以及维护计划的范围和频率。在处置或报废财产、厂房和设备时,任何收益或损失都记录在运营中。
日常维护和维修的支出在发生时计入费用。对增加现有服务潜力或防止环境污染的资产进行翻新的支出,在该资产或主要资产组成部分的剩余使用年限内资本化和折旧。与资产建设直接相关的某些成本,包括内部人工成本、利息和工程成本,都是资本化的。
长期资产减值准备
当事件或环境变化显示我们的资产账面值可能无法收回时,我们评估长期资产(包括无形资产)的减值,包括可能影响我们对资产可回收性评估的估计变化。资产回收能力是通过将资产或资产组的账面价值与其预期的未来税前未贴现现金流进行比较来衡量的。个别资产按相关可识别现金流基本上独立于其他资产和负债现金流的最低水平分组。这些现金流估计要求我们做出与经营和现金流结果、经济过时、商业环境、合同、法律和其他因素相关的判断和假设。
如果账面值超过预期未来未贴现现金流量,我们确认非现金税前减值亏损,相当于账面净值超过公允价值的部分,公允价值由活跃市场的报价或现值技术(如没有报价)确定。用于评估我们长期资产的可回收性和衡量我们资产组的公允价值的估计现金流来自当前的业务计划,该计划使用反映当前环境的近期价格和数量预测以及管理层对长期平均价格和数量的预测来制定。除近期和长期价格假设外,其他主要假设还包括销量预测、运营成本、产生此类成本的时机以及使用适当的终端价值和贴现率。我们对这些预测和假设做出的任何改变都可能导致我们对长期资产的可恢复性评估和对额外减值的确认进行重大修订。我们认为,我们用于确定公允价值的估计和模型与市场参与者使用的类似。
商誉
商誉是当收购成本超过被收购企业可确认净资产的公允价值时产生的剩余无形资产。商誉不需摊销,但至少每年进行减值测试。这项测试要求我们将商誉归属于适当的报告单位,该单位是一个运营部门或低于一个运营部门的一个级别(也称为组成部分)。我们在每年11月30日或任何有减值指标的时候评估减值商誉。在我们进行商誉减值测试之前,我们完成了对我们长期资产的账面价值的审查,包括物业、厂房和设备以及其他无形资产。如果确定账面价值不可收回,我们将根据我们关于财产、厂房和设备的政策减少长期资产的账面价值。
F-15
作为商誉减值测试的一部分,我们可能会首先评估定性因素,以确定是否有必要进行定量商誉减值测试。如果我们选择绕过这一定性评估或确定需要进行商誉减值测试,我们的年度商誉减值测试将通过比较报告单位的公允价值及其账面金额(包括归属商誉)来进行。我们在综合经营报表中确认减值损失,并在综合资产负债表中因账面金额超过报告单位公允价值的金额而相应减少商誉。商誉减值损失不会超过分配给该报告单位的商誉总额。此外,在计量商誉时,吾等会考虑任何可扣税商誉对申报单位账面金额的所得税影响(如适用)。
无形资产
我们的无形资产包括长期合同下的生产商承诺以及与业务和资产收购相关的客户关系。这些收购的无形资产的公允价值是在收购之日根据估计的未来现金流量的现值确定的。我们以与无形资产的预期收益模式非常相似的方式,或在无法轻易确定此类模式的直线基础上,在我们受益于向客户提供的服务的期间内,对我们的资产成本进行摊销。
资产报废债务
资产报废债务(“ARO”)是与有形长期资产的报废相关的法律义务,这些资产是由于其收购、建设、开发和/或正常运营而产生的。当存在根据现有或颁布的法律、法规、书面或口头合同或通过法律解释进行清算的法定义务时,我们记录负债并为每个预期ARO的现值增加标的资产的基准。
我们的债务是根据贴现现金流(“DCF”)估计的。随着时间的推移,ARO负债作为期间成本增加到其现值,资本化金额在资产各自的使用年限内折旧。我们至少每年都会检讨预计的ARO时间和金额,并将修订反映为负债账面金额和相关资产基础的增减。在结算时,我们会将记录金额与实际结算成本之间的任何差额确认为损益。
发债成本
与发行长期债务有关的成本和任何原始发行的折扣或溢价均递延,并在相关债务期限内计入利息支出。与循环信贷安排和商业票据相关的债务发行成本作为其他长期资产列报,与预定期限的长期债务债务相关的债务发行成本在综合资产负债表中减去长期债务的账面金额。债务回购、赎回和债务清偿的收益或损失包括任何相关的未摊销债务发行成本。
应收账款证券化安排
出售或贡献合伙企业的应收账款证券化融资(“证券化融资”)项下的若干应收账款所得款项,在我们的财务报表中被视为抵押借款。证券化贷款项下的收益和偿还在我们的综合现金流量表中反映为融资活动的现金流量。
环境负债和其他或有损失
当损失是可能且可合理估计时,我们应对或有损失承担责任,包括因索赔、评估、诉讼、罚款、罚款和其他来源而产生的环境补救费用。
所得税
我们向美国财政部和许多州提交了许多所得税申报单。我们被要求在我们经营的每个司法管辖区估算我们的所得税。这一过程包括估计我们当前的实际应付税款和相关税收支出,以及评估因某些项目(如折旧)在税收和会计目的上的不同处理而产生的暂时性差异。这些差异可能导致递延税项资产和负债,这些资产和负债在我们的综合资产负债表内按司法管辖区按净额报告。我们根据适用于预定时间差异冲销期间的法定税率报告这些时间差异。
F-16
我们评估从未来的应税收入中收回递延税项资产的可能性。如果我们认为部分或全部递延税项资产很有可能(超过50%的可能性)不会变现,我们就建立估值准备金。估值免税额的任何变动都会影响我们的所得税拨备和在作出此类决定的期间的净收入。我们考虑了所有可用的证据,以确定根据证据的权重,我们是否需要估值津贴。所使用的证据包括关于我们当前财务状况的信息以及我们在本年度和前几年的经营结果,以及关于未来几年的所有现有信息,包括我们预期的未来业绩、递延税项负债的冲销和税务筹划战略。
分红
已宣布的优先股息和普通股股息计入留存收益的减少额,只要留存收益在上一季度结束时可用,任何超出的部分都记为额外实缴资本的减少额。
可强制赎回的优先权益
强制性可赎回优先权益代表我们的合资伙伴于两间合资企业的权益,已计入本公司综合资产负债表的其他长期负债,而该等具有多个赎回日期或不确定赎回日期的权益已按报告日期的估计赎回价值呈报。这些时间点价值并不代表最终将在未来赎回的金额。赎回价值的变动已计入利息支出,净额计入我们的综合经营报表。
自2022年9月1日起,我们赎回了我们的合资伙伴在
于赎回前,合营公司合共持有$
综合收益
收入确认
我们的营业收入主要来自以下活动:
我们与商业对手方有多种类型的合同,其中许多合同包含带有和解条款的嵌入式费用,这些费用从Targa支付的销售价格中扣除,以换取大宗商品。这种合同中的对手方的商业关系本质上是供应商而不是客户的关系,因此,这种合同被排除在主题606中的收入确认指导的规定之外,与客户签订合同的收入。在这些供应型合同上实现的任何现金流入或费用都报告为产品采购和燃料的减少。
因此,我们的收入是根据与被指定为客户的各方签订的合同中规定的对价来衡量的。当我们通过将商品或服务的控制权转移给客户来履行履行义务时,我们就会确认收入。我们征收的销售税和其他税,既是针对创收活动征收的,也是与创收活动同时征收的,不包括在收入中。
我们通常在我们的综合经营报表中以毛收入为基础报告销售收入,因为我们通常在我们接收和控制商品的交易中担任主体。然而,涉及与同一交易对手购买和销售库存的买卖交易,在法律上是或有或有的,或者在相互考虑的情况下,以及我们不控制商品而是充当供应商的代理的其他情况,在合并净额基础上报告为单一收入交易。
F-17
我们的商品销售合同通常包含多个履约义务,因此,转让给客户的每个不同的商品单位都是一个单独的履约义务。根据这种合同,收入在每个单位转移给客户的时间点确认,因为客户当时能够直接使用商品,并基本上从商品中获得所有剩余利益。在某些情况下,可以确定客户在转让时接受和消费每个单位的利益。根据这类合同,我们有一个单一的履约义务,由一系列不同的商品单位组成;在这种情况下,收入使用单位交付产出法随着时间的推移而确认,因为每个不同的单位都被转移给客户。我们的大宗商品销售合同通常以市场指数定价,但也可能以固定价格定价。当我们的销售额按市场指数定价时,我们应用可变对价的分配例外,并在将市场价格转移给客户时将市场价格分配给每个不同的单位。我们商品销售合同中的固定价格通常代表独立的销售价格,因此,当每个不同的单位转移到客户手中时,我们按固定价格确认收入。
我们的服务合同通常包含单一的履约义务。我们执行的基本活动被认为是集成服务的输入,不可分离,因为这些活动组合在一起是成功转移客户已签约并期望获得的单一整体服务所必需的。因此,这类合同中的基本活动不被视为不同的服务。然而,在某些情况下,客户可能会签订额外的不同服务合同,因此可能会存在额外的履行义务。在这种情况下,交易价格根据多个履行义务的相对独立销售价格分配给多个履行义务。我们服务合同中的履约义务是适用服务在合同有效期内的一系列不同的天数(基本上是可随时待命的服务),据此,我们使用基于时间流逝的进度产出方法(即服务的每一天)来确认随时间推移的收入。这种产出方法是适当的,因为它直接关系到迄今为止转移给客户的服务价值,相对于合同承诺的剩余服务天数。
我们服务合同的交易价格通常由可变对价组成,这主要取决于交付和服务的商品的数量和构成。可变对价通常与我们履行服务的努力相称,而可变报酬的条款具体涉及我们为满足不同服务的每一天所做的努力。因此,可变对价通常不是在合同开始时估计的,而是适用可变对价的分配例外情况,即可变对价分配给服务的每一天,并在提供服务的每一天确认为收入。当我们有权以商品的形式进行非现金对价时,与对价形式相关的变异性(市场价格)和形式以外的原因(数量和构成)与服务相关,因此,我们在与实物商品相关的数量、组合和市场价格已知的时间点计量非现金对价。这导致在提供服务时根据商品的市场价格确认收入。此外,如果交易价格包括固定部分(即固定容量预留费),固定部分在合同期限内以直线方式按比例确认,因为每一天服务已经过去,这与为履行义务选择的进度产出方法是一致的。
我们的客户通常按月计费,如果商品的最终交付和销售是在月底之前完成的,并且付款通常在
我们有一些长期合同安排,根据这些安排,我们得到了考虑,但尚未满足确认收入的所有条件。这些安排导致递延收入,将在提供业绩的期间确认。
合同资产
我们将我们的合同资产归类为应收账款,因为我们通常有权无条件地获得在报告期末出售的商品或提供的服务的付款。
F-18
基于股份的薪酬
我们以限制性股票、限制性股票单位和绩效股票单位的形式向员工和非员工董事发放基于股份的薪酬。我们的股权分类奖励的薪酬支出按授予日的公允价值记录。补偿费用在每项奖励的必要服务期内确认为一般费用和行政费用,没收在发生时确认。我们可以购买为履行员工在既得奖励上的预扣税款义务而发行的部分股票。这些股份按成本计入库存股,支付的现金在我们的合并现金流量表中被归类为融资活动。所有与股票薪酬相关的超额税项优惠和税项亏空在我们的综合经营报表中确认为所得税优惠或费用,行使或既得奖励的税收影响在其发生的报告期内作为独立项目处理。超额税收优惠被归类为经营活动。
每股收益
普通股每股基本收益(亏损)是根据已发行普通股和既有限制性股票、限制性股票单位和业绩单位的加权平均数之和计算的。稀释每股收益包括优先股、非既得限制性股票、限制性股票单位和业绩股单位的任何稀释效果。稀释效应是通过应用(I)可转换优先股的IF转换方法和(Ii)未归属股票奖励的库藏股方法来计算的。
租契
我们确认生效日期的所有租约(短期租约除外)如下:
我们在一开始就确定一项安排是租约还是包含租约。初始期限为12个月或以下的租赁被视为短期租赁,不包括在资产负债表中。使用权资产及租赁负债于开始日期根据租赁期内未来租赁付款的现值确认。使用权资产还包括任何租赁预付款,不包括租赁奖励。由于本公司的大部分租约不提供隐含利率,我们使用递增借款利率作为贴现率来计算我们租赁负债的现值。适用的贴现率是根据截至该日的所有现有租约采用日的可用信息以及所有后续租约的租约开始日期确定的。
我们的租赁安排可能包括基于指数或市场费率的可变租赁付款,也可能基于业绩。对于基于指数或市场费率的可变租赁付款,我们根据开始日期的信息估计并应用费率。基于业绩的可变租赁付款不包括在使用权资产和租赁负债的计算中,并在我们的综合经营报表中确认,当这种可变租赁付款的意外情况得到解决时。我们的租赁条款可能包括延长或终止租赁的选项。这些期权计入我们的使用权资产和负债的计量中,前提是我们确定我们合理地确定将行使该期权。
近期会计公告
最近采用的会计公告
企业合并中取得的收入、合同、资产和负债
2021年10月,财务会计准则委员会(FASB)发布了会计准则更新(ASU)2021-08,企业合并(主题805):从与客户的合同中核算合同资产和合同负债。本次更新中的修订要求应用会计准则编码606,与客户的合同收入(“ASC 606”),以确认和计量在企业合并中获得的与客户的合同所产生的合同资产和合同负债。这些修正案在财政年度和这些年度内的过渡期生效,从2022年12月15日之后开始,允许及早通过。然而,选择提前采用的实体必须将修订应用于包括过渡期在内的会计年度内发生的所有业务合并。我们于2022年4月1日初步通过了修正案,并已于2022年将其应用于企业合并。我们按照ASC 606的规定,通过确认与客户签订的合同中的合同责任,对特拉华盆地收购进行了修订,具体定义见附注4-收购和资产剥离。
F-19
最近发布的尚未采用的会计声明
供应商财务计划
2022年9月,FASB发布了ASU 2022-04,负债-供应商融资计划(子主题405-50)。此次更新中的修订要求每年和中期披露未完成的供应商融资计划的关键条款,并对相关义务进行前滚。这些修订不影响供应商财务计划义务的确认、计量或财务报表列报。这些修正案在2022年12月15日之后开始的财政年度有效,但前滚要求除外,该要求在2023年12月15日之后开始的财政年度有效。我们已经评估了修订对我们综合财务报表的影响,并将从截至2023年3月31日的季度报告Form 10-Q开始披露所需的信息。
Note 4 – 收购和资产剥离
收购
Devco合资企业
2018年2月,我们成立了
于2022年1月,我们行使Devco合资公司的认购权,并完成以#美元收购StonePeak于Devco合资公司的所有权益。
后续事件
2023年1月9日,我们完成了对Blackstone Energy Partners
南得克萨斯收购
于2022年4月,我们完成对Southcross Energy Operating LLC及其附属公司(“Southcross”)的收购,收购价为1美元
特拉华州盆地收购
2022年7月,我们完成了从Riverstone Holdings LLC和高盛资产管理公司(Goldman Sachs Asset Management)手中收购Lucid Energy Delware,LLC(“Lucid”)的所有权益,价格约为$
F-20
季2022年。我们用(I)美元为这次收购提供资金。
在特拉华盆地收购中收购的资产在特拉华盆地提供天然气收集、处理和加工服务,通过拥有和运营
特拉华盆地的收购在根据ASC805的收购方法下进行了说明,企业合并,除其他事项外,要求购入的资产和假定在购置日按公允价值入账的负债。收购资产和负债的估值采用公允价值方法和假设,包括对未来产量、商品价格和其他现金流的预测、市场参与者假设(例如贴现率和退出倍数)、对客户合同和关系的预期、有形资产重置成本和其他管理估计。收购资产及承担负债的公允价值计量基于市场上无法观察到的投入,因此代表第3级投入,定义见附注15-公允价值计量。这些投入需要在估值时作出判断和估计。
下表汇总了根据分配给购置的资产和承担的负债的最终公允价值分配的购置价(单位:百万):
现金和现金等价物 |
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应收贸易账款,扣除减值准备(1) |
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其他流动资产 |
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财产、厂房和设备、净值 |
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无形资产,净额 |
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其他长期资产 |
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流动负债 |
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其他长期负债 |
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收购价 |
$ |
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财产、厂房和设备的价值采用成本法确定,主要包括收集和处理资产,这些资产将在估计的加权平均使用年限内按直线折旧。
无形资产的价值由客户关系组成,客户关系代表与客户的长期合同的估计价值,这种关系将以与无形资产在估计使用年限内的预期收益模式非常相似的方式摊销。
有形资产和无形资产的公允价值是公允价值等级中的第三级计量。无形资产的公允价值是通过采用贴现现金流量法确定的,该折现率约为
F-21
自收购之日起,可归因于收购特拉华盆地收购的资产和负债的运营结果已包括在我们的综合财务报表中,作为我们在特拉华州二叠纪采集和加工部门运营的一部分。2022年8月1日至2022年12月31日期间应占资产的收入和净收入为#美元。
未经审计的备考财务信息
以下未经审计的备考摘要显示了截至2022年12月31日和2021年12月31日的综合经营业绩,就好像特拉华盆地的收购发生在2021年1月1日一样。未经审计的备考财务信息仅供参考,并不一定表明我们的经营结果,如果交易在报告的期间开始时完成,它也不一定表明未来的结果。
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截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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收入 |
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净收益(亏损) |
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汇总的未经审计的备考信息是在应用我们的会计政策后计算的,反映了对以下方面的调整:
资产剥离
出售德克萨斯州Channelview的资产
2020年10月,我们完成了对德克萨斯州Channelview资产的出售,价格约为$
出售Targa GCX管道有限责任公司
2022年5月,我们完成了对Targa GCX管道有限责任公司的出售,该公司举行了
有关南得克萨斯州收购和GCX出售的进一步讨论,请参阅附注7-对未合并附属公司的投资。
F-22
附注5--物业、厂房及物业设备和无形资产
财产、厂房和设备及无形资产
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2022年12月31日 |
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2021年12月31日 |
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估计可用寿命(年数) |
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收集系统 |
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加工和分馏设施 |
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终端机和储存设施 |
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运输资产 |
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其他财产、厂房和设备 |
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土地 |
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在建工程 |
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融资租赁使用权资产 |
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财产、厂房和设备 |
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累计折旧、摊销和减值 |
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财产、厂房和设备、净值 |
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无形资产 |
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累计摊销和减值 |
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无形资产,净额 |
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在编制本公司2020年综合财务报表期间,本公司确认了某些收集管道,由于这些资产处于非活跃状态,因此不应将其作为先前收购的一部分进行价值分配。本公司并不认为这项错误对其先前发出的任何受影响期间的历史综合财务报表有重大影响,因此并未对历史财务报表作出调整。该公司在2020年减记了这些资产,并确认了#美元的非现金损失
截至2022年12月31日、2021年和2020年的每一年度的折旧费用为
无形资产
无形资产包括在特拉华盆地收购中获得的客户关系,以及在之前的业务组合中获得的客户合同和客户关系。这些收购的无形资产的公允价值是在收购之日根据估计未来现金流量的现值确定的。这些资产的摊销费用记录在我们从向客户提供的服务中受益的期间。
截至2022年、2021年及2020年12月31日止的每个年度,我们无形资产的摊销费用为$
我们无形资产的变化如下:
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2022年12月31日 |
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2021年12月31日 |
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期初余额 |
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来自特拉华州盆地收购的额外收入 |
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减损 |
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摊销 |
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期末余额 |
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长期资产减值准备
当事件或环境变化显示我们的长期资产(包括无形资产)的相关账面金额可能无法收回时,我们会审核及评估该等资产的减值,包括可能对我们的资产可收回评估产生影响的我们估计的变动。
F-23
2021
在2021年第四季度,我们记录了一笔非现金税前减值费用$
2020
在2020年第一季度,我们记录了一笔非现金税前减值费用$
对于上文讨论的2021年和2020年减值评估,我们通过使用折现估计现金流量来计量未贴现未来净现金流量不足以收回账面净值的每个资产组的减值损失,从而确定公允价值。
用于评估我们长期资产的可回收性和衡量我们资产组的公允价值的估计现金流来自当前的业务计划,该计划使用反映当前环境的近期价格和数量预测以及管理层对长期平均价格和数量的预测来制定。除近期和长期价格假设外,其他主要假设还包括销量预测、运营成本、产生此类成本的时机以及使用适当的终端价值和贴现率。我们认为,我们用于确定公允价值的估计和模型与市场参与者使用的类似。
我们长期资产的公允价值计量部分基于市场上无法观察到的重大投入(如上所述),因此属于第三级计量。使用的重要的不可观察的输入包括贴现率和终端价值的确定。我们利用的加权平均贴现率为
我们可能会在未来确定更多触发事件,这将需要对我们长期资产的账面价值的可回收性进行额外评估,并可能导致未来的减值。
Note 6 – 商誉
截至2022年12月31日,我们拥有
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2022年12月31日 |
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2021年12月31日 |
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二叠纪米德兰 |
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特拉华州二叠纪 |
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商誉 |
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这些报告单位的未来现金流和由此产生的公允价值对原油、天然气和天然气价格的变化很敏感。自收购之日起大宗商品价格大幅下跌的直接和间接影响可能会导致这些报告单位的公允价值低于其账面价值,并可能导致商誉减值。
如附注3-重大会计政策所述,我们至少每年于11月30日评估减值商誉,或根据事件或情况变化而认为有需要时更频繁地评估减值商誉。对于我们2022年、2021年和2020年的年度评估,
F-24
我们进行了定性评估,结果显示二叠纪米德兰和二叠纪特拉华报告单位的公允价值不太可能低于其账面价值,因此,没有必要进行商誉减值量化测试。除其他事项外,我们的定性评估考虑了二叠纪米德兰和二叠纪特拉华报告单位的整体财务业绩和未来前景、行业和市场考虑因素以及其他相关的实体具体事件。
用于评估商誉减值的公允价值计量基于市场上无法观察到的投入,因此代表第三级投入,定义见附注15-公允价值计量。这些投入需要在估值时作出重要的判断和估计。
附注7-投资于未合并的附属公司
我们对未合并关联公司的投资包括以下内容:
收集和处理数据段
物流和运输细分市场
这些合资协议的条款不能为我们提供在合并财务报表中合并它们所需的控制程度,但确实为我们提供了采用权益会计方法所需的重大影响力。
2022年4月,我们完成了对南得克萨斯州的收购。在完成对南德克萨斯的收购之前,我们有
2022年5月,我们完成了GCX的出售。在出售GCX之前,我们拥有一家
F-25
下表显示了与我们在未合并附属公司的投资相关的活动:
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2019年12月31日的余额 |
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权益收益(亏损) |
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现金分配 |
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处置/ |
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投稿 |
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2020年12月31日余额 |
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GCX |
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《小密苏里4》 |
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T2鹰福特 |
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T2 LaSalle |
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GCF |
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卡宴 |
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总计 |
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2020年12月31日余额 |
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权益收益(亏损) |
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现金分配 |
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处置/ |
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投稿 |
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2021年12月31日的余额 |
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GCX |
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《小密苏里4》 |
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T2鹰福特 |
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T2 LaSalle |
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GCF(1) |
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卡宴 |
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总计 |
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2021年12月31日的余额 |
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权益收益(亏损) |
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现金分配 |
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处置/ |
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投稿 |
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2022年12月31日的余额 |
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GCX |
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《小密苏里4》 |
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GCF(1) |
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T2 Eagle Ford(2) |
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T2 LaSalle(2) |
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卡宴 |
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本公司截至2021年12月31日止年度之权益亏损包括本公司于T2合营公司投资之账面值减值影响。由于标的资产的当前和预期未来使用率下降,我们确定,表明我们的投资价值下降的因素不是暂时的。作为评估的结果,我们记录了非现金税前减值损失#美元。
F-26
注8-de英国电信的义务
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2022年12月31日 |
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2021年12月31日 |
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当前: |
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合伙企业应收账款证券化融资到期 (1) |
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融资租赁负债 |
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经常债务债务 |
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长期: |
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定期贷款工具,浮动利率,到期 |
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TRGP高级循环信贷安排,浮动利率,到期 (2) |
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TRGP发行的优先无担保票据: |
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未摊销折扣 |
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合伙企业发行的优先无抵押票据:(3) |
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债务发行成本,扣除摊销后净额 |
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融资租赁负债 |
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长期债务 |
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债务总额 |
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不可撤销备用信用证:(2) |
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TRGP优先循环信贷安排项下的未偿还信用证 |
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合伙企业项下未付信用证高级 |
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下表显示了截至本年度的浮动利率债务的利率范围和加权平均利率2022年12月31日:
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所产生的利率范围 |
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产生的加权平均利率 |
TRGP旋转器和商业票据计划 |
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证券化工具 |
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定期贷款安排 |
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遵守债务契诺
截至2022年12月31日,我们遵守了各种债务协议中包含的契约。
于2022年2月,吾等与若干附属公司订立母公司担保协议,协议各方无条件地共同及个别担保合伙企业及Targa Resources Partners Finance Corporation(连同合伙企业,“合伙企业发行人”)根据各自管理合伙企业发行人优先无抵押票据的契约所承担的所有债务。截至2022年12月31日,美元
F-27
债务义务
合伙企业的应收账款证券化安排
2022年4月,该合伙企业修改了证券化融资机制,除其他事项外,将融资终止日期延长至
证券化融资机制提供高达$
TRGP信贷协议
2022年2月,本公司与作为行政代理、抵押品代理和摆动额度贷款人的美国银行以及其他贷款方签订了TRGP Revolver。TRGP Revolver规定了一项循环信贷安排,初始本金总额最高可达$
2022年2月,TRGP和合伙企业获得了标准普尔金融服务有限责任公司(S&P)和惠誉评级公司(Fitch Ratings Inc.)的企业投资级信用评级,2022年3月,合伙企业获得了穆迪投资者服务公司(穆迪)的企业投资级信用评级。因此,根据TRGP Revolver的规定,TRGP Revolver下的抵押品被解除了担保我们在其下的义务的留置权。
循环信贷安排以公司的选择权计息:(A)基本利率,是美国银行最优惠利率中最高的,即联邦基金利率加
公司需要支付相当于适用费率的承诺费,费率范围为
TRGP Revolver项下的义务基本上由本公司的所有重大全资国内子公司担保,包括由合伙企业担保。
TRGP Revolver要求公司在截至确定日期的四个会计季度期间的每个季度的最后一天确定的合并资金负债与合并调整后EBITDA的比率(“综合杠杆率”)不超过
TRGP Revolver限制了公司在违约或违约事件(如TRGP Revolver中所定义)存在或将由此类分配导致的情况下向股东支付股息的能力。此外,TRGP Revolver包含各种契约,这些契约可能会限制公司产生债务、授予留置权、进行投资、偿还或修改某些其他债务的条款、合并或合并、出售资产以及与关联公司进行交易的能力。
定期贷款安排
2022年7月,我们签订了定期贷款安排。定期贷款安排规定
F-28
吾等于定期贷款融资项下的责任,基本上由本公司所有全资拥有的境内受限制附属公司(包括合伙企业)担保。
定期贷款安排要求公司维持一个综合杠杆率(定义见定期贷款安排),在每个季度的最后一天确定,在确定日期结束的四个财政季度期间,不超过
定期贷款安排限制了公司向股东派发股息的能力,如果违约事件(如定期贷款安排中的定义)存在或将因这种分配而产生。此外,定期贷款安排包含各种契诺,这些契诺可能会限制本公司产生附属公司债务、授予留置权、进行投资、合并或合并以及与关联公司进行交易的能力。
商业票据计划
2022年7月,我们建立了商业票据计划。
TRGP的高级无担保票据
我们发行的所有优先无抵押票据(“TRGP票据”)与我们现有和未来的优先债务具有同等地位,包括根据TRGP Revolver、商业票据计划和定期贷款安排发行的债务,并优先于我们未来的任何次级债务的偿付权利。TRGP票据由我们为TRGP Revolver提供担保的某些子公司无条件担保。每个担保与担保人现有和未来的所有无担保优先债务以及优先债务的其他无担保担保具有同等的偿还权。就担保该等债务的资产价值而言,该等票据及担保实际上较本公司或任何担保人的任何有担保债务为次,并在结构上从属于不担保该票据的附属公司的所有债务及其他债务。所有发行的TRGP债券的利息每半年支付一次。
管理TRGP票据的契约限制了(I)我们和我们子公司产生留置权的能力,以及(Ii)TRGP合并或合并或向另一家公司出售、租赁、转让或以其他方式处置其全部或几乎所有资产的能力。这些公约有一些重要的例外情况和限制条件。
我们可于适用的票面赎回日期前的任何时间赎回全部或部分TRGP票据,赎回价格相等于本金加适用的整笔溢价,另加应计及未付利息,赎回日期见各系列的契据。在适用的面值赎回日期后,TRGP债券可按相当于面值的价格赎回,另加赎回日的应计及未付利息,具体价格见各系列的契约。
未来,我们可能会通过赎回通知、现金购买和/或交换其他债务、公开市场购买、私下谈判交易或其他方式赎回、购买或交换某些未偿债务。此类催缴、回购或交换(如果有的话)将取决于当时的市场状况、我们的流动性要求、合同限制和其他因素。涉及的金额可能很大。
F-29
合伙企业的高级无担保票据
合伙企业优先无担保票据的所有发行都与现有和未来的优先债务相同。它们对我们未来的任何次级债务具有优先偿还权,并由合伙企业和合伙企业的受限制子公司无条件担保。在担保债务的抵押品价值的范围内,这些票据实际上从属于TRGP Revolver和证券化融资机制下的所有担保债务,证券化融资机制以根据该融资机制质押的应收账款作为担保。所有发行的高级无担保票据的利息每半年支付一次。
合伙企业的优先无担保票据和相关契约协议限制了(I)合伙企业及其某些子公司产生留置权的能力,以及(Ii)合伙企业合并或合并或将其全部或几乎所有资产出售、租赁、转让或以其他方式处置给另一家公司的能力。这些公约有一些重要的例外情况和限制条件。
合伙企业可在高级无抵押票据到期前的任何时间全部或部分赎回,赎回价格相当于本金加适用的全额溢价,外加应计未付利息和清算损害赔偿金(如有),直至赎回日期,如有的话,按每个系列的契约规定。
合伙企业还可以赎回最多
在未来,我们或合伙企业可以通过赎回通知、现金购买和/或交换其他债务、公开市场购买、私下协商的交易或其他方式来赎回、购买或交换我们和合伙企业的某些未偿债务。此类催缴、回购或交换(如果有的话)将取决于当时的市场状况、我们的流动性要求、合同限制和其他因素。涉及的金额可能很大。
优先无抵押票据发行
2020年8月,该伙伴关系发布了#美元
2021年2月,该伙伴关系发布了#美元
2022年4月,我们完成了(I)美元的包销公开发行
2022年7月,我们完成了承销的公开发行
F-30
条件。这个
债务回购与清偿
在2020年上半年,伙伴关系在公开市场回购了一部分未偿还的优先票据,支付了#美元。
在2020年8月要约的同时,合伙企业开始了8月的投标要约,在某些条款和条件的限制下,以现金购买我们的任何和所有未偿还的
2020年11月,伙伴关系赎回了美元
在2021年2月发售的同时,合伙企业开始了2月份的投标报价,以在某些条款和条件下赎回我们尚未赎回的任何和所有
此外,Targa Pipeline Partners LP(“TPL”)赎回了所有未偿还的TPL 4.750%的2021年到期优先票据和TPL
合伙企业赎回了所有未偿还的
2022年2月,在加入TRGP Revolver的同时,我们终止了之前的TRGP Revolver和Partner Revolver。由于先前的TRGP Revolver和伙伴关系Revolver终止,我们记录了#美元的损失
合伙企业赎回了所有未偿还的
与之同时
F-31
下表汇总了我们的合并业务报表中包含的债务回购和清偿的影响:
|
|
2022 |
|
|
2021 |
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2020 |
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|||
赎回时所付面值的折扣(溢价): |
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第三方物流附注 |
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$ |
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$ |
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$ |
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优先债券2025年到期,息率5.125 |
|
|
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( |
) |
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|
||
优先债券2024年到期,息率6.750 |
|
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|
|
|
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|
( |
) |
||
优先债券2026年到期,息率5.875 |
|
|
( |
) |
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|
||
优先债券2027年到期,息率5.375 |
|
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( |
) |
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|
||
优先债券2028年到期,息率5.000 |
|
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|
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|||
优先债券2027年到期,息率6.500 |
|
|
|
|
|
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|
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|||
优先债券2029年到期,息率6.875 |
|
|
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|
|
|
|
|
|
|||
优先债券2030年到期,息率5.500 |
|
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债务发行费用的核销: |
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以前的TRGP革命者和伙伴关系革命者 |
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( |
) |
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优先债券2025年到期,息率5.125 |
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( |
) |
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( |
) |
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优先债券2023年到期,息率4.250 |
|
|
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( |
) |
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||
优先债券2023年到期,息率5.250 |
|
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( |
) |
||
优先债券2024年到期,息率6.750 |
|
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( |
) |
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优先债券2026年到期,息率5.875 |
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( |
) |
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|
( |
) |
|
优先债券2027年到期,息率5.375 |
|
|
( |
) |
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|
|
( |
) |
|
优先债券2028年到期,息率5.000 |
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|
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( |
) |
||
优先债券2027年到期,息率6.500 |
|
|
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( |
) |
||
优先债券2029年到期,息率6.875 |
|
|
|
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( |
) |
||
优先债券2030年到期,息率5.500 |
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( |
) |
||
融资活动的收益(损失) |
|
$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
|
$ |
|
下表显示了我们的未偿债务的合同预定到期日2022年12月31日,在接下来的五年里,以及此后总共:
|
|
债务预定到期日 |
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|
总计 |
|
|
2023 |
|
|
2024 |
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2025 |
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2026 |
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2027 |
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此后 |
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TRGP旋转器和商业票据计划 |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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TRGP高级无担保票据 |
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定期贷款安排 |
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合伙企业的高级无担保票据 |
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证券化工具 |
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总计 |
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$ |
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|
$ |
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$ |
|
|
$ |
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$ |
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|
$ |
|
后续事件
2023年1月,我们完成了(I)美元的包销公开发行
注9--其他长期负债
其他长期负债包括下列债务:
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2022年12月31日 |
|
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2021年12月31日 |
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||
递延收入 |
|
$ |
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|
$ |
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||
资产报废债务 |
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经营租赁负债 |
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|
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||
其他负债 |
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|
|
||
其他长期负债总额 |
|
$ |
|
|
$ |
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F-32
递延收入
截至2022年12月31日和2021年12月31日的递延收入为
递延收入包括在2015年天然气收集和加工协议修正案(“天然气合同修正案”)中收到的非货币对价。我们使用代表第二级公允价值计量的重要其他可见投入来计量转移给我们的集合资产的估计公允价值。2017年12月,我们收到了进一步修改天然气收集和加工协议条款的金钱考虑。与这些修订相关的递延收入将在2035年协议期限结束时确认。
递延收入还包括从客户那里收到的帮助施工的捐款,其收入在预期合同期限内确认。
在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度,我们确认了
下表显示了递延收入的组成部分:
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2022年12月31日 |
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2021年12月31日 |
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||
拆分器协议 |
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$ |
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|
$ |
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||
天然气合同修正案 |
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援建捐款(1) |
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— |
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|
其他 |
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递延收入总额 |
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$ |
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|
$ |
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下表显示了递延收入的变化:
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2022 |
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2021 |
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期初余额 |
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$ |
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$ |
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加法 |
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已确认收入 |
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( |
) |
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( |
) |
期末余额 |
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$ |
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$ |
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资产报废债务
我们的ARO主要涉及某些天然气收集管道和加工设施以及NGL管道。
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2022 |
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2021 |
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期初 |
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$ |
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$ |
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||
新增内容(1) |
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— |
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吸积费用 |
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现金流估计的变化 |
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( |
) |
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期末 |
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$ |
|
|
$ |
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F-33
Note 10 – L轻松
我们有不可取消的经营租赁,主要与我们的办公设施、铁路资产、土地、仓库和航站楼资产相关。我们有主要与变电站、压缩机、拖拉机和车辆相关的融资租赁。我们的租约剩余的租约条款为
融资租赁和经营性租赁的使用权资产和负债余额及其在综合资产负债表中的位置如下:
|
|
|
|
十二月三十一日, |
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资产负债表位置 |
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2022 |
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2021 |
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使用权资产 |
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营业租赁,毛收入 |
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$ |
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融资租赁,毛额(1) |
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租赁负债 |
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当前: |
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经营租约 |
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$ |
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$ |
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融资租赁(1) |
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非当前: |
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经营租约 |
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$ |
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$ |
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|||
融资租赁(1) |
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|
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|
|
经营租赁成本和短期租赁成本包括在我们的综合经营报表中的运营费用或一般和行政费用中,具体取决于租赁的性质。融资租赁成本计入折旧和摊销费用以及利息费用,在我们的综合经营报表中为净额。租赁费用的构成如下:
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截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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租赁费 |
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经营租赁成本 |
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$ |
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短期租赁成本 |
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可变租赁成本 |
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融资租赁成本 |
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使用权资产摊销 |
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利息支出 |
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总租赁成本 |
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$ |
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与我们的租约相关的其他补充信息如下:
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截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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为计入租赁负债的金额支付的现金 |
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经营租赁的经营现金流 |
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$ |
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融资租赁的营运现金流 |
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融资租赁的现金流融资 |
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经营租赁和融资租赁的加权平均剩余租赁期限为
下表列出了截至12月31日不可取消租赁项下我们的租赁负债的到期日。2022:
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经营租约 |
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融资租赁 |
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2023 |
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$ |
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2024 |
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2025 |
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2026 |
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2027 |
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此后 |
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未贴现现金流合计 |
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扣除计入的利息 |
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( |
) |
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$ |
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F-34
Note 11 – P转介股票
优先股
在2022年5月赎回之前,我们的首轮优先股的清算价值为$
在清算中支付股息和分配方面,A系列优先股优先于普通股流通股。A系列优先股持有人一般只有在某些情况下才有表决权,但某些例外情况除外,其中包括:
A系列优先股不符合作为责任工具的资格 因为它是不可强制赎回的。然而,由于美国证券交易委员会S-X规则第5-02-27条不允许对控制权条款变更进行概率评估,我们的A系列优先股必须在我们的综合资产负债表中以负债和股东权益之间的夹层权益的形式列示,因为控制权变更事件虽然不被认为是很有可能发生的,但可能会迫使公司赎回A系列优先股。最多
优先股部分赎回
2020年12月,我们回购了
优先股赎回
2022年5月,我们赎回了A系列所有已发行和已发行的优先股,赎回价格为$
优先股分红
在截至2022年12月31日的年度内,我们支付了
F-35
公开发行普通股
于二零一七年五月九日,吾等根据二零一六年五月货架(“二零一七年五月EDA”)订立股权分销协议,根据该协议,吾等可选择透过我们的销售代理出售合共金额高达$
于2018年9月20日,吾等于2016年5月货架项下(“2018年9月EDA”)订立股权分销协议,根据该协议,吾等可透过我们的销售代理选择出售合共达$
2019年5月,我们提交了(I)2019年5月货架,(Ii)继续2017年ATM计划的新招股说明书补充材料,以及(Iii)继续2018年ATM计划的新招股说明书补充材料。
2022年3月,我们向美国证券交易委员会提交了一份S-3表格的通用货架登记声明,其中登记了不时在一个或多个产品中发行和销售某些债务和股权证券的情况(“2022年3月货架”)。2022年3月的货架将于2025年3月到期。
2020年、2021年和,
普通股回购计划
在2020年10月,我们的董事会批准了一项股份回购计划(“股份回购计划”),回购金额最高可达$
在截至2022年12月31日的年度,我们回购了
普通股分红
2022年1月,我们宣布将普通股股息增加到#美元。
下表详细说明了我们宣布和/或支付给普通股股东的股息截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度:
截至三个月 |
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付款日期或 |
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公共合计 |
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常用量 |
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应计 |
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宣布的普通股每股股息 |
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(单位:百万,每股除外) |
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2022 |
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2022年12月31日 |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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2022年9月30日 |
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June 30, 2022 |
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March 31, 2022 |
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2021 |
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2021年12月31日 |
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$ |
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$ |
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$ |
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2021年9月30日 |
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June 30, 2021 |
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March 31, 2021 |
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2020 |
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2020年12月31日 |
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$ |
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$ |
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$ |
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2020年9月30日 |
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June 30, 2020 |
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March 31, 2020 |
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F-36
下表列出了计算每股普通股基本净收入和稀释后净收入时使用的净收入和加权平均流通股的对账情况:
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截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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(单位:百万,每股除外) |
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Targa Resources Corp.的净收益(亏损) |
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$ |
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$ |
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$ |
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) |
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减去:非控股权益回购溢价,税后净额(1) |
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— |
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— |
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减去:A系列优先股股息(2) |
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减去:被视为A系列优先股息(3) |
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— |
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基本每股收益的普通股股东应占净收益(亏损) |
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$ |
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( |
) |
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$ |
( |
) |
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加权平均流通股-基本 |
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非归属股票奖励的稀释效应(4) |
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— |
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|
— |
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加权平均流通股-稀释 |
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每股普通股可用净收益(亏损)-基本 |
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$ |
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$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
每股普通股可用净收益(亏损)-稀释后 |
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$ |
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
以下可能的普通股等价物不包括在每股摊薄收益的确定中,因为纳入这些股票将是反稀释的(在加权平均基础上以百万计):
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
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2022 |
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2021 |
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|
2020 |
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|||
未归属的限制性股票奖励 |
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— |
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首选A系列(1) |
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不E 14-衍生工具和套期保值活动
我们大宗商品风险管理活动的主要目的是管理我们对大宗商品价格风险的敞口,并减少由于大宗商品价格波动而导致的运营现金流的波动。我们已签订衍生品工具,以对冲与我们预期的(I)天然气、天然气和凝析油权益数量的一部分相关的大宗商品价格风险,这些权益来自我们的收集和加工业务中的收益百分比加工安排,(Ii)我们物流和运输部门未来的大宗商品采购和销售,以及(Iii)我们物流和运输部门的天然气运输基础风险。与上述(I)及(Ii)相关的对冲仓位将于商品价格下跌期间有利而于商品价格上升期间不利变动,并主要就会计目的被指定为现金流量对冲。
对冲通常与NGL产品构成和我们实物权益交易量的NGL交货点相匹配。我们的天然气对冲是特定输气点和Henry Hub的混合体。NGL套期保值可以作为特定的NGL套期保值交易,也可以作为乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和天然汽油的篮子进行交易,这取决于我们预期的公平NGL组成。我们认为,这种方法避免了使用原油或其他石油产品的套期保值作为NGL价格的“代理”套期保值所产生的不相关风险。我们的天然气和NGL套期保值是使用公布的指数价格结算的,在不同的地点交割。
我们使用基于NYMEX西德克萨斯中质轻质低硫原油期货合约的原油对冲来对冲部分凝析油权益交易量,该期货合约与凝析油的价格大致相同。如果NYMEX期货的走势与我们基础凝析油权益交易量的销售价格不完全相同,这将使我们面临市场差异风险。
我们亦订立衍生工具,以协助管理其他与商品有关的短期业务风险,并把握市场机会。我们没有将这些衍生品指定为套期保值,并将公允价值和现金结算的变化记录为当期收入。
F-37
在…2022年12月31日,我们的商品衍生品合约的名义成交量为:
商品 |
仪表 |
单位 |
2023 |
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2024 |
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2025 |
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2026 |
|
2027 |
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天然气 |
掉期 |
MMBtu/d |
|
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|
|
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|||||
天然气 |
基差互换 |
MMBtu/d |
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|||||
NGL |
掉期 |
Bbl/d |
|
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|
|
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|
|
|||||
NGL |
期货 |
Bbl/d |
|
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|
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|
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|
|||||
凝析油 |
掉期 |
Bbl/d |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
我们的衍生品合约受净额结算安排的约束,该安排允许我们的签约子公司与同一Targa实体内的同一交易对手进行现金净额结算,以抵消资产和负债头寸。主要净额结算拨备使我们因交易对手信用风险造成的最大损失减少了$
|
|
|
|
截至2022年12月31日的公允价值 |
|
|
截至2021年12月31日的公允价值 |
|
||||||||||
|
|
资产负债表 |
|
导数 |
|
|
导数 |
|
|
导数 |
|
|
导数 |
|
||||
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|
位置 |
|
资产 |
|
|
负债 |
|
|
资产 |
|
|
负债 |
|
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指定为对冲工具的衍生工具 |
|
|
|
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|
|
|
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商品合同 |
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当前 |
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$ |
( |
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$ |
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$ |
( |
) |
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|
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长期的 |
|
|
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( |
) |
|
|
|
|
|
( |
) |
||
指定为对冲工具的衍生工具总额 |
|
|
|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
||
未被指定为对冲工具的衍生工具 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
商品合同 |
|
当前 |
|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
||
|
|
长期的 |
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
( |
) |
||
未被指定为对冲工具的衍生品总额 |
|
|
|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
||
当前总头寸 |
|
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$ |
|
|
$ |
( |
) |
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$ |
|
|
$ |
( |
) |
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长期总头寸 |
|
|
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|
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|
( |
) |
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|
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|
|
( |
) |
||
总衍生品 |
|
|
|
$ |
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$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
F-38
在我们的综合资产负债表上报告衍生品的净额预计影响如下:
|
|
|
总演示文稿 |
|
|
预计净额列报 |
|
||||||||||||||
2022年12月31日 |
|
资产 |
|
|
负债 |
|
|
抵押品 |
|
|
资产 |
|
|
负债 |
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||||||
当前位置 |
|
|
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|
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|
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||||||
|
有抵销头寸或抵押品的交易对手 |
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$ |
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$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
|||
|
没有抵销头寸的交易对手--资产 |
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|
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
— |
|
||
|
没有抵销头寸的交易对手--负债 |
|
|
— |
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|
|
( |
) |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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长期头寸 |
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|
||||||
|
有抵销头寸或抵押品的交易对手 |
|
|
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|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|||
|
没有抵销头寸的交易对手--资产 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
不抵销头寸-负债 |
|
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— |
|
|
|
( |
) |
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|
— |
|
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|
— |
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|
|
( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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总导数 |
|
|
|
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|
|
|
|
|
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|
|
|
|
|
||||||
|
有抵销头寸或抵押品的交易对手 |
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|
|
|
|
( |
) |
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|
|
|
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|
|
( |
) |
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|
没有抵销头寸的交易对手--资产 |
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|
|
|
|
— |
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|
|
— |
|
|
|
|
|
|
— |
|
||
|
没有抵销头寸的交易对手--负债 |
|
|
— |
|
|
|
( |
) |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
( |
) |
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|
|
$ |
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|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
总演示文稿 |
|
|
预计净额列报 |
|
||||||||||||||
2021年12月31日 |
|
资产 |
|
|
负债 |
|
|
抵押品 |
|
|
资产 |
|
|
负债 |
|
||||||
当前位置 |
|
|
|
|
|
|
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|
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|
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||||||
|
有抵销头寸或抵押品的交易对手 |
|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
|||
|
没有抵销头寸的交易对手--资产 |
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
— |
|
||
|
不抵销头寸-负债 |
|
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— |
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|
( |
) |
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|
— |
|
|
|
— |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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长期头寸 |
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有抵销头寸或抵押品的交易对手 |
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( |
) |
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— |
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( |
) |
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没有抵销头寸的交易对手--资产 |
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— |
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— |
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|
— |
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没有抵销头寸的交易对手--负债 |
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— |
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( |
) |
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— |
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— |
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( |
) |
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( |
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总导数 |
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有抵销头寸或抵押品的交易对手 |
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( |
) |
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( |
) |
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没有抵销头寸的交易对手--资产 |
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— |
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— |
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|
— |
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没有抵销头寸的交易对手--负债 |
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— |
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|
( |
) |
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— |
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|
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— |
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( |
) |
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$ |
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|
$ |
( |
) |
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$ |
|
|
$ |
|
|
$ |
( |
) |
我们的一些套期保值是通过经纪商执行的期货合约,这些经纪商通过交易所清算套期保值。我们向经纪商支付保证金,保证金的金额足以支付我们未平仓期货头寸的公允价值。保证金存款被视为抵押品,位于我们综合资产负债表的其他流动资产内,不会抵销我们衍生工具的公允价值。除期货合约外,吾等的衍生工具乃根据国际掉期及衍生工具协会(“ISDA”)协议执行,该协议管限与吾等交易对手之间的关键条款。我们的ISDA协议包含与信用风险相关的或有特征。随着担保我们的TRGP Revolver的抵押品的释放,我们的衍生品头寸不再得到担保。截至2022年12月31日,我们拥有未偿还的净衍生工具头寸,其中包含与信用风险相关的或有特征,其净负债头寸为$
我们衍生工具的公允价值(视乎工具类型而定)是通过使用现值法或标准期权估值模型以及根据相关市场观察到的商品价格假设而厘定的。我们衍生工具的估计公允价值为净负债$
F-39
下表反映了在保监处记录的金额,以及从保监处重新分类为收入的金额。
现金流中的衍生工具 |
|
衍生工具保单确认的损益(有效部分) |
|
|||||||||
对冲关系 |
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|||
商品合同 |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
收益(亏损)从保监处重新分类为收益(有效部分) |
|
|||||||||
损益位置 |
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2022 |
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|
2021 |
|
|
2020 |
|
|||
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
根据截至2022年12月31日的估值,我们预计将大宗商品对冲相关的递延收益重新分类为$
我们的综合收益也受到对不符合对冲会计资格或未被指定为套期保值的衍生工具使用按市值计价的会计方法的影响。这些工具的公允价值变动记录在资产负债表和收益中,而不是递延到预期的交易结算。
衍生品未被指定 |
|
确认损益的地点 |
|
在衍生工具收益中确认的收益(损失) |
|
|||||||||
作为套期保值工具 |
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衍生品收益 |
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2022 |
|
|
2021 |
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2020 |
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商品合同 |
|
收入 |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
见项目7A。关于市场风险的定量和定性披露,附注15-公允价值计量和附注24-与衍生工具和对冲活动相关的额外披露的分类信息。
注意事项15-公允价值计量
根据公认会计原则,我们的综合资产负债表反映了金融资产和负债(“金融工具”)的多种计量方法。衍生金融工具在我们的综合资产负债表中按公允价值报告。其他金融工具在我们的综合资产负债表中按历史成本或摊余成本报告。以下是关于金融工具公允价值计量的其他定性和定量披露。
衍生金融工具的公允价值
我们的衍生工具包括与某些交易对手进行财务结算的商品掉期、期货、期权合约和固定价格远期商品合约。我们使用现值法或标准期权估值模型来确定衍生工具合约的公允价值,并根据基础市场中观察到的商品价格进行假设。我们在呈报的所有期间均一贯应用这些估值技术,并相信我们已就所持有的衍生工具合约类别获得最准确的资料。
我们衍生工具的公允价值对天然气、NGL和原油远期定价的变化非常敏感。截至2022年12月31日的衍生品净负债为$
其他金融工具的公允价值
由于其现金或近现金性质,包括在营运资本内的其他金融工具(即现金及现金等价物、应收账款、应付账款)的账面价值接近其公允价值。长期债务主要是账面价值可能与公允价值大不相同的另一种金融工具。我们为我们的长期债务确定了补充公允价值披露如下:
F-40
公允价值层次结构
我们在每个资产负债表报告日对金融资产和负债的公允价值计量的投入进行分类,采用三级公允价值层次结构,对计量公允价值时使用的重要投入进行优先排序:
下表按公允价值层次分类显示了(1)按公允价值计入我们综合资产负债表的金融工具计量,以及(2)其他金融工具的补充公允价值披露:
|
|
2022年12月31日 |
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|
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携带 |
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公允价值 |
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||||||||||||||
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价值 |
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总计 |
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1级 |
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2级 |
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3级 |
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在本署登记的金融工具 |
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摘自商品衍生合约(1) |
|
$ |
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$ |
|
|
$ |
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|
$ |
|
|
$ |
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摘自商品衍生合约(1) |
|
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在本署登记的金融工具 |
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现金和现金等价物 |
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TRGP旋转器和商业票据计划 |
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TRGP高级无担保票据 |
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定期贷款安排 |
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合伙企业的高级无担保票据 |
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证券化工具 |
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2021年12月31日 |
|
|||||||||||||||||
|
|
携带 |
|
|
公允价值 |
|
||||||||||||||
|
|
价值 |
|
|
总计 |
|
|
1级 |
|
|
2级 |
|
|
3级 |
|
|||||
在本署登记的金融工具 |
|
|
|
|
|
|
|
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商品衍生品合约的资产(1) |
|
$ |
|
|
$ |
|
|
$ |
|
|
$ |
|
|
$ |
|
|||||
商品衍生产品合约的负债(1) |
|
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在本署登记的金融工具 |
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现金和现金等价物 |
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合伙企业的高级无担保票据 |
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证券化工具 |
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|
|
|
|
有关我们综合资产负债表中包含的第3级公允价值计量的其他信息
我们使用第3级投入按公允价值报告我们的某些掉期和期权合约,这是由于此类衍生品在衍生品资产或负债的整个期限内没有可观察到的市场价格或隐含波动率。对于既包括可观察到的投入又包括不可观察到的投入的估值,如果不可观察到的投入被确定为对整体投入重要,则整个估值被归类为3级。这包括使用指示性报价进行估值的衍生品,其合同期限延伸至不可观测期间。这些掉期的公允价值是使用贴现现金流量估值技术确定的,估值模型的主要输入是远期商品基准曲线,并基于可观测或公开的数据来源,并在不可见价格时进行外推。
我们3级衍生品的公允价值计量中使用的重大不可观察的输入是(I)远期天然气液体定价曲线,其中衍生品条款的很大一部分超出了可用远期定价,以及(Ii)由于天然气液体期权交易不活跃而无法观察到的隐含波动率。截至2022年12月31日和2021年12月31日,我们有过
F-41
按公允价值非经常性基础计量的资产和负债
非金融资产及负债,如长期资产,于收购时或有减值指标时按公允价值按非经常性基础计量。于截至2021年12月31日止年度内,我们录得非现金税前减值$
上述技术可能产生的公允价值计算可能不能指示或反映未来的公允价值。此外,虽然我们相信我们的估值技术与其他市场参与者是适当和一致的,但使用不同的技术或假设来确定某些金融和非金融资产和负债的公允价值可能会导致在报告日期进行不同的公允价值计量。
与未合并关联公司的交易
下表汇总了与未合并附属公司的交易:
|
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GCF |
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T2合资企业(1) |
|
|
卡宴 |
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|
GCX(2) |
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|
《小密苏里4》 |
|
|
总计 |
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||||||
2022: |
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收入 |
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$ |
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|||
产品采购和燃料 |
|
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( |
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运营费用 |
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一般和行政费用 |
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2021: |
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收入 |
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产品采购和燃料 |
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运营费用 |
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一般和行政费用 |
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2020: |
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收入 |
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产品采购和燃料 |
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运营费用 |
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一般和行政费用 |
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( |
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) |
与Targa Resources Partners LP的关系
我们为伙伴关系提供一般、行政和其他服务,与伙伴关系的现有资产和从第三方获得的资产相关。合伙企业与作为合伙企业普通合伙人的我们之间的合伙协议规定了代表合伙企业产生的费用的报销。
支持合伙企业运营的员工是我们的员工。伙伴关系偿还我们支付的某些业务费用,包括分配给伙伴关系资产的业务人员的补偿和福利,以及为伙伴关系的利益提供各种一般和行政服务。我们为合伙企业履行集中的企业职能,如法律、会计、财务、保险、风险管理、健康、安全和环境、信息技术、人力资源、信贷、工资、内部审计、税务、工程和营销。
F-42
注意事项17--承诺
与某些合同债务有关的未来不可撤销承付款列于下五个财政年度的每一年及以后的汇总情况:
|
总而言之 |
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2023 |
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2024 |
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2025 |
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2026 |
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2027 |
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此后 |
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土地用地和通行权(1) |
$ |
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$ |
|
|
$ |
|
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$ |
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$ |
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$ |
|
|
$ |
|
上述不可取消承付款项下发生的费用总额为:
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2022 |
|
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2021 |
|
|
2020 |
|
|||
土地用地和通行权 |
$ |
|
|
$ |
|
|
$ |
|
Note 18 –或有事件
法律诉讼
我们和合伙企业是我们正常业务过程中出现的各种法律、行政和监管程序的当事方。我们和合作伙伴也是与政府环境机构提起的各种诉讼的当事方,这些机构包括但不限于美国环境保护局、德克萨斯州环境质量委员会、俄克拉何马州环境质量部、新墨西哥州环境部、路易斯安那州环境质量部和北达科他州环境质量部,这些机构对涉嫌违反环境法规的行为实施金钱制裁,包括空气排放、向环境排放和报告缺陷,这些行为与我们的一些设施在正常业务过程中发生的事件有关。
在……上面
在……上面
F-43
Note 19 –收入
分配给剩余履约义务的固定对价
下表列出了在本报告所述期间终了时与未履行履约有关的最低收入估计数,其中包括主要可归因于具有最低数量承诺额的合同的固定对价,并可计算保证数额的收入。这些合同主要包括收集和加工、分馏、出口、终止和储存协议,其余合同条款如下
|
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在此之后 |
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自2022年12月31日起确认的固定对价 |
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$ |
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$ |
|
|
$ |
|
根据我们选择适用的可选豁免,上表所列数额不包括(1)符合分配例外情况的可变对价和(2)最初预期期限为一年或更短时间的合同的剩余履约义务。
关于我们的收入确认政策的更多信息,请参阅附注3-重要会计政策,有关分类收入的披露,请参阅附注24-分部信息。
不E 20--其他业务(收入)支出
其他营业(收入)费用由以下各项组成:
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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(收益)出售或处置业务及资产的损失(1) |
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$ |
( |
) |
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$ |
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$ |
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资产减记(2) |
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其他 |
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其他营业(收入)费用总额 |
|
$ |
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$ |
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$ |
|
附注21-国际镍有限公司我的税
所示期间联邦和州所得税规定的组成部分如下:
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2022 |
|
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2021 |
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|
2020 |
|
|||
当期费用(福利) |
$ |
|
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$ |
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$ |
( |
) |
||
递延费用(福利) |
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( |
) |
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所得税支出(福利)合计 |
$ |
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$ |
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$ |
( |
) |
截至我们的递延所得税资产和负债2022年12月31日和2021年12月31日包含与某些类型成本相关的确认差异,具体如下:
|
2022 |
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2021 |
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递延税项资产: |
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净营业亏损 |
$ |
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$ |
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不允许的业务利息费用结转 |
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减值准备前的递延税项资产 |
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估值免税额 |
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( |
) |
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( |
) |
递延税项资产 |
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递延税项负债: |
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投资(1) |
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( |
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物业、厂房和设备 |
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( |
) |
其他 |
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( |
) |
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( |
) |
递延税项负债 |
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( |
) |
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( |
) |
递延税项净资产(负债) |
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
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||
递延税项净资产(负债) |
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联邦制 |
$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
状态 |
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( |
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( |
) |
长期递延税项负债净额 |
$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
F-44
2020年3月27日,《冠状病毒援助、救济和经济安全法案》颁布。
2019年(2018年日历年)提交的所有联邦报税表限制法规都已过期。对于德克萨斯州,2018年的申报单(2017日历年)的诉讼时效已经过期。同样,2019年10月15日之前提交的几乎所有2018年州所得税申报单的诉讼时效都已过期。然而,税务机关有能力审查和调整在封闭纳税年度产生的结转属性(例如,NOL),如果在开放纳税年度使用的话。
在编制公司2021年合并财务报表期间,公司发现了与2020年国家税收拨备有关的错误。本公司并不认为这些错误对其先前发布的任何受影响期间的历史综合财务报表有重大影响,因此并未对历史财务报表进行调整。2021年,公司记录了额外的美元
截至2022年12月31日,我们的NOL结转总额为$
以下是我们按美国法定所得税税前所得税率计算的所得税拨备(福利)与我们的综合经营报表中所示时期的所得税拨备之间的对账:
所得税对账: |
2022 |
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2021 |
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2020 |
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|||
所得税前收入(亏损) |
$ |
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$ |
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$ |
( |
) |
||
减去:可归因于非控股权益的净收入 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
Targa Resources Corp.所得税前收入 |
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( |
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联邦法定所得税率 |
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% |
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% |
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关于联邦所得税的规定 |
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) |
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估值免税额 |
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( |
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( |
) |
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州所得税,扣除联邦税收优惠后的净额 |
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CARE法案NOL结转 |
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国税拨备纠错 |
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恢复拨备 |
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法定所得税率的变动 |
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永久性调整 |
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股票薪酬缺口/(意外之财) |
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其他,净额 |
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( |
) |
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( |
) |
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所得税拨备(福利) |
$ |
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$ |
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$ |
( |
) |
我们没有发现任何不确定的税收状况。我们相信,我们的所得税申报头寸和扣除额将在审计后保持不变,预计不会有任何将对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响的调整。所以呢,
2022年8月16日,总裁·拜登签署了2022年《降低通货膨胀率法案》(以下简称《爱尔兰共和军》),其中引入了企业替代性最低税(简称CAMT),征收了
F-45
2022年12月27日,财政部和美国国税局发布了关于CAMT应用的指导意见,在最终规定发布之前,可以依赖该指导意见。根据我们对IRA、CAMT和相关指导的解释,以及一些运营、经济、会计和监管假设,我们预计短期内不会有资格成为“适用公司”,但我们很可能在下一个纳税年度成为适用公司。如果我们成为一家适用的公司,并且我们的CAMT负债大于我们在任何特定纳税年度的常规美国联邦所得税负债,CAMT负债将有效地加速我们未来的美国联邦所得税义务,减少我们在该年度可供分配的现金,但为我们未来一年的常规美国联邦所得税负债提供抵销抵免。因此,我们目前的预期是,CAMT的影响仅限于未来纳税年度的时间差异。鉴于爱尔兰共和军和CAMT的复杂性,我们将继续监测和评估未来对我们财务报表的潜在影响。
后续事件
2023年1月,美国国税局通知我们,它完成了对Targa的NOL结转和之前根据CARE法案要求的相关退款的审查,没有任何例外。
此外,在2023年1月,我们收到美国国税局的通知,表示打算对本公司的一家间接全资子公司(Targa Badland Holdings LLC)进行审计,该子公司在2020纳税年度被视为合伙企业。
注22-S补充现金流信息
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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现金: |
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已支付利息,扣除资本化利息后的净额(1) |
$ |
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$ |
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$ |
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已缴(已收)所得税,净额 |
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非现金投资活动: |
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积压商品库存变动情况 |
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( |
) |
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( |
) |
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$ |
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应计资本支出对不动产、厂房和设备的影响,净额 |
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从材料和用品库存转移到财产、厂房和设备 |
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由于修订的现金流估计数和增加,ARO负债及财产、厂房和设备发生变化 |
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非现金融资活动: |
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对非控股权益的非现金分配(2) |
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$ |
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— |
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$ |
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— |
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应计分派对非控制权益的变动 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
与股份补偿安排下未归属股权奖励的应计股息有关的所有者权益的减少 |
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A系列优先股的等值股息增值 |
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因确认使用权资产而产生的租赁负债: |
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经营租赁 |
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融资租赁(3) |
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附注23--Co赔偿计划
2010年塔尔加资源公司股票激励计划
2010年12月,我们通过了针对公司雇员、顾问和非雇员董事的Targa Resources Corp.2010年股票激励计划(“2010 TRGP计划”)。2017年5月,对2010年TRGP计划进行了修订和重述。该计划下的普通股法定股份总额为
除非另有说明,以下所列奖励的补偿成本按授予日期公允价值减去所产生的没收后的相关归属期间的费用确认。
F-46
限制性股票奖-限制性股票使接受者有权获得现金股息。未归属限制性股票的股息将在宣布并记录为短期或长期负债时应计,取决于股息支付前的剩余时间,并在奖励归属时以现金支付。一旦发行,限制性股票奖励将包括在我们普通股的流通股中。塔尔加董事会薪酬委员会(“薪酬委员会”)将我们的普通股授予我们的外部董事。2022年、2021年和2020年,我们发布了
限制性股票单位奖-限制性股票单位(“RSU”)类似于限制性股票,不同之处在于普通股的股票在RSU归属之前不会发行。归属期限通常不同于至
红利流转中的限制性股票单位-2020年和2019年,我们授予
下表汇总了所示年度2010年TRGP计划下的限制性股票和RSU(以股份和美元表示)。
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数 |
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加权平均 |
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截至2021年12月31日的未偿还债务 |
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授与 |
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被没收 |
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( |
) |
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既得 |
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( |
) |
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|
在2022年12月31日未偿还 |
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|
|
绩效份额单位
During 2022, 2021 and 2020,我们同意
PSU的归属取决于若干与服务相关的条件以及本公司相对于特定上市中游公司(“LTIP同业集团”)成员在指定期间衡量的总股东回报(“TSR”)的满足程度。对于2020年、2021年和2022年授予的PSU,TSR业绩系数由补偿委员会根据三年累计业绩期间的相对TSR确定。薪酬委员会为业绩期间确定一个指导性业绩百分比,然后薪酬委员会可酌情减少或增加这一百分比。受赠人将获得相当于授予的目标数量乘以TSR业绩系数的PSU数量,并将通过发行公司普通股来结算已授予的PSU。当奖励归属时,股息等价权的价值将以现金支付。
根据授予日的公允价值,股权结算的PSU的补偿成本被确认为履约期的一项支出。如果发生没收,补偿成本将会降低。公允价值是使用包含同行排名的模拟股价计算的。在执行期内,与以权益结算的多用途单位有关的债务应计为业主权益的减少。我们使用蒙特卡罗模拟模型和历史波动率假设评估授出日期公允价值,预期期限为
F-47
下表汇总了2010年TRGP计划下以份额和美元表示的各年度的特别服务单位。
|
|
数 |
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加权平均 |
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截至2021年12月31日的未偿还债务 |
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$ |
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授与 |
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被没收 |
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( |
) |
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既得 |
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( |
) |
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在2022年12月31日未偿还 |
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股票补偿费用
根据我们的计划,股票薪酬支出总计为$
2022年、2021年和2020年基于股票的奖励的公允价值为$
关于我们的股权薪酬计划,我们认识到$
后续事件
2023年1月,赔偿委员会根据2010年TRGP计划作出以下裁决。
2023年1月,
2023年1月,
2023年1月,
Targa 401(K)计划
我们有一项401(K)计划,根据该计划,我们
附注24-细分市场信息
我们的业务是在
我们的收集和加工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NGL将这些原始天然气加工成可销售天然气的资产;以及用于收集和终止和/或购买和销售原油的资产。采集和加工部门的资产位于得克萨斯州西部和新墨西哥州东南部的二叠纪盆地(包括米德兰盆地、中部盆地和特拉华州盆地);德克萨斯州南部的Eagle Ford页岩;德克萨斯州北部的Barnett页岩;俄克拉何马州的Anadarko、Ardmore和Arkoma盆地(包括勺子和堆叠)和堪萨斯州中南部;北达科他州的Wiliston盆地(包括Bakken和Three Forks Play);以及路易斯安那州墨西哥湾海岸和墨西哥湾的陆上和近海地区。
F-48
我们的物流和运输部门包括将混合NGL转化为NGL产品所需的活动和资产,还包括其他资产和增值服务,如NGL和NGL产品的运输、储存、分馏、终止和营销,包括向液化石油气出口商提供的服务,以及支持我们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Grand Prix,它将我们在二叠纪盆地、俄克拉荷马州南部和德克萨斯州北部的收集和加工基地与我们在德克萨斯州贝尔维尤的下游设施连接起来。相关资产一般与我们的收集和加工部门有关,部分由我们提供,主要位于德克萨斯州的贝尔维尤和加莱纳公园,以及路易斯安那州的查尔斯湖。
其他包括与未被指定为现金流对冲的衍生工具合约有关的未实现按市值计价的收益/损失。部门间交易的取消反映在公司和取消列中。
下表显示了可报告的细分市场信息:
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截至2022年12月31日的年度 |
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采集和处理 |
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物流与运输 |
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其他 |
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公司 |
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总计 |
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收入 |
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商品销售 |
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中游服务收费 |
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部门间收入 |
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商品销售 |
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中游服务收费 |
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其他财务信息: |
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总资产(2) |
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商誉 |
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资本支出 |
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|
$ |
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|
|
截至2021年12月31日的年度 |
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|
采集和处理 |
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物流与运输 |
|
|
其他 |
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|
公司 |
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|
总计 |
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|||||
收入 |
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|||||
商品销售 |
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( |
) |
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— |
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|||
中游服务收费 |
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— |
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( |
) |
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|||
部门间收入 |
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商品销售 |
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( |
) |
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中游服务收费 |
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( |
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( |
) |
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收入 |
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( |
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( |
) |
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|||
营业利润率(1) |
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( |
) |
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||||
其他财务信息: |
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总资产(2) |
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商誉 |
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— |
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||
资本支出 |
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|
|
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— |
|
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|
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|
F-49
|
|
截至2020年12月31日的年度 |
|
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|
|
采集和处理 |
|
|
物流与运输 |
|
|
其他 |
|
|
公司 |
|
|
总计 |
|
|||||
收入 |
|
|
|
|
|
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|||||
商品销售 |
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— |
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||||
中游服务收费 |
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— |
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|
|
— |
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|
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|
|||
|
|
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|
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|
|
|
— |
|
|
|
|
||||
部门间收入 |
|
|
|
|
|
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|
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|
|
|
|
|
|||||
商品销售 |
|
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
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|
( |
) |
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|
— |
|
||
中游服务收费 |
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— |
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( |
) |
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|
— |
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— |
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( |
) |
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收入 |
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|
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|
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( |
) |
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||||
营业利润率(1) |
|
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|
|
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|
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|
|
|
|
|
|||||
其他财务信息: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
总资产(2) |
|
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|
|
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|
|
$ |
|
|
$ |
|
|
$ |
|
|||||
商誉 |
|
$ |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
|
||
资本支出 |
|
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|
|
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|
|
$ |
— |
|
|
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|
|
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|
下表显示了我们按产品和服务分类的各时期的综合收入:
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|||
商品销售情况: |
|
|
|
|
|
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|
|||
从与客户的合同中确认的收入: |
|
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|||
天然气 |
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NGL |
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凝析油和原油 |
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石油产品 |
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— |
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|
|
— |
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|
|
|
|
|
|
|||
非客户收入: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
衍生工具活动--对冲 |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
衍生品交易--非对冲(1) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
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|
商品销售总额 |
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|
|||
|
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|
|
|
|
|
|
|||
中游服务费: |
|
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|
|
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|
|
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|
|||
从与客户的合同中确认的收入: |
|
|
|
|
|
|
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|
|||
采集和处理 |
|
|
|
|
|
|
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|||
NGL运输、分馏和服务 |
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|
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|
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|||
储存、终止和输出 |
|
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|
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|
|
|
|||
其他 |
|
|
|
|
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|
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|
|
|||
中游服务收费总额 |
|
|
|
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|
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|||
总收入 |
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|
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|
|
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F-50
下表显示了本报告期间可报告部门营业利润率与所得税前收入(亏损)的对账情况:
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
||||||||||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
|
2020 |
|
|||||
可报告部门运营的对账 |
|
|
|
|
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|
|
|||
收集和处理营业利润率 |
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|||
物流和运输运营利润率 |
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其他营业利润率 |
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( |
) |
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( |
) |
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|
折旧及摊销费用 |
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( |
) |
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|
( |
) |
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|
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( |
) |
一般和行政费用 |
|
|
( |
) |
|
|
|
( |
) |
|
|
|
( |
) |
长期资产减值准备 |
|
|
— |
|
|
|
|
( |
) |
|
|
|
( |
) |
利息支出,净额 |
|
|
( |
) |
|
|
|
( |
) |
|
|
|
( |
) |
权益收益(亏损) |
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
|
|
||
出售或处置资产所得(损) |
|
|
|
|
|
|
( |
) |
|
|
|
( |
) |
|
资产减记 |
|
|
( |
) |
|
|
|
( |
) |
|
|
|
( |
) |
融资活动的收益(损失) |
|
|
( |
) |
|
|
|
( |
) |
|
|
|
|
|
出售权益法投资所得(损) |
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
|
— |
|
|
其他,净额 |
|
|
( |
) |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
所得税前收入(亏损) |
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
( |
) |
F-51