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证券化机构成员2023-12-310001389170TRGP：黑石能源合作伙伴会员2023-01-012023-01-310001389170TRGP: Splitter协议成员2023-12-310001389170TRGP: 四年级会员TRGP：TargaResourcesPartnersLP 会员SRT：天然气储备会员US-GAAP: basisswap 成员2024-01-012024-03-310001389170US-GAAP：非指定成员US-GAAP：其他流动负债成员US-GAAP：大宗商品合同成员2024-03-3100013891702023-01-012023-03-310001389170US-GAAP：非指定成员美国通用会计准则：销售会员US-GAAP：大宗商品合同成员2023-01-012023-03-310001389170美国公认会计准则：信用风险成员2024-03-310001389170US-GAAP：额外实收资本会员2023-01-012023-03-310001389170TRGP：收集和处理成员2023-01-012023-03-310001389170TRGP：TargaResourcesPartnersLP 会员TRGP: 证券化机构成员2024-03-310001389170TRGP：2027 年 7 月到期的高级无担保票据会员美国公认会计准则：无担保债务成员2024-01-012024-03-310001389170TRGP：TargaResourcesPartnersLP 会员美国公认会计准则：无担保债务成员TRGP：2029 年 1 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1 级会员US-GAAP：公允价值公允价值披露的估算记住美国公认会计准则：无担保债务成员2024-03-310001389170US-GAAP：运营部门成员TRGP：企业非细分市场和跨细分市场淘汰会员2023-03-310001389170美国公认会计准则：现金流对冲会员US-GAAP：大宗商品合同成员2023-01-012023-03-310001389170TRGP：TargaResourcesPartnersLP 会员TRGP: TermLoanFacilityMemberSRT: 最低成员2024-03-310001389170US-GAAP：运营部门成员TRGP: 物流和运输会员2023-01-012023-03-310001389170TRGP：TargaResourcesPartnersLP 会员美国公认会计准则：无担保债务成员TRGP：2027 年 7 月到期的高级无担保票据 OneMeber2023-01-012023-12-310001389170TRGP：TargaResourcesPartnersLP 会员美国公认会计准则：无担保债务成员TRGP：2029 年 1 月到期的高级无担保票据成员2024-03-310001389170US-GAAP：运营部门成员US-GAAP：军人2024-01-012024-03-310001389170美国通用会计准则：Landmember2024-03-310001389170美国公认会计准则：现金流对冲会员US-GAAP：大宗商品合同成员2024-01-012024-03-310001389170US-GAAP：公允价值输入 1 级会员US-GAAP：公允价值公允价值披露的估算记住TRGP: 证券化机构成员2024-03-310001389170US-GAAP：公允价值公允价值披露的估算记住2024-03-310001389170US-GAAP：军人2023-01-012023-03-310001389170TRGP：TargaResourcesPartnersLP 会员SRT：天然气储备会员TRGP: 三年级会员US-GAAP: basisswap 成员2024-01-012024-03-310001389170US-GAAP：其他资本化房地产厂房和设备成员SRT: 最低成员2024-03-310001389170US-GAAP：被指定为对冲工具成员US-GAAP：其他流动资产成员US-GAAP：大宗商品合同成员2023-12-310001389170US-GAAP：运营部门成员TRGP：收集和处理成员2024-03-310001389170US-GAAP：运输设备成员2024-03-310001389170TRGP: 物流和运输会员US-GAAP：产品会员US-GAAP：分段间消除成员2024-01-012024-03-310001389170US-GAAP：运营部门成员US-GAAP：所有其他细分市场成员2023-03-310001389170US-GAAP：循环信贷机制成员TRGP：TRGPS高级循环信贷额度成员2024-03-310001389170US-GAAP：循环信贷机制成员TRGP：商业票据计划成员2024-03-310001389170TRGP: VitolAmericasCorp 成员2023-12-310001389170TRGP：TargaResourcesPartnersLP 会员美国公认会计准则：无担保债务成员TRGP：2027 年 7 月到期的高级无担保票据 OneMeber2024-03-310001389170US-GAAP：后续活动成员2024-04-012024-04-300001389170TRGP：其他延期收入会员2023-12-310001389170TRGP: 物流和运输会员US-GAAP：军人US-GAAP：分段间消除成员2024-01-012024-03-310001389170US-GAAP：循环信贷机制成员US-GAAP：信用证会员2024-03-310001389170TRGP：高级无担保票据将于2029年3月到期成员美国公认会计准则：无担保债务成员2023-12-310001389170美国公认会计准则：无担保债务成员TRGP：高级无担保票据将于 2052 年 7 月到期成员2024-01-012024-03-310001389170US-GAAP：其他流动负债成员TRGP：没有抵消仓位的交易对手会员2024-03-310001389170TRGP：2027 年 7 月到期的高级无担保票据会员美国公认会计准则：无担保债务成员2023-12-310001389170US-GAAP：循环信贷机制成员TRGP：TRGPS高级循环信贷额度成员2023-12-310001389170US-GAAP：产品会员TRGP：企业非细分市场和跨细分市场淘汰会员US-GAAP：分段间消除成员2024-01-012024-03-310001389170TRGP: TermLoanFacilityMemberUS-GAAP：公允价值输入三级会员US-GAAP：公允价值公允价值披露的估算记住2024-03-310001389170TRGP：TargaResourcesPartnersLP 会员美国公认会计准则：无担保债务成员TRGP：2029 年 1 月到期的高级无担保票据成员2023-12-310001389170US-GAAP：被指定为对冲工具成员2024-03-310001389170TRGP: TermLoanFacilityMember2024-03-310001389170US-GAAP：公允价值输入 1 级会员TRGP: TermLoanFacilityMemberUS-GAAP：公允价值公允价值披露的估算记住2023-12-310001389170US-GAAP：额外实收资本会员2024-01-012024-03-310001389170TRGP：援助施工成员的捐款2023-12-310001389170TRGP：TargaResourcesPartnersLP 会员美国公认会计准则：无担保债务成员TRGP：2027 年 7 月到期的高级无担保票据 OneMeber2024-01-012024-03-310001389170TRGP: TRGPS高级无担保票据会员US-GAAP：持有申报金额的公允价值披露记住2023-12-310001389170美国公认会计准则：无担保债务成员TRGP：高级无担保票据将于 2033 年 2 月到期成员2024-01-012024-03-310001389170SRT: 最大成员TRGP：TargaResourcesPartnersLP 会员TRGP: 证券化机构成员2024-03-310001389170TRGP：高级无担保票据将于 2053 年 2 月到期成员美国公认会计准则：无担保债务成员2024-03-310001389170US-GAAP：其他非流动负债成员TRGP：没有抵消仓位的交易对手会员2024-03-310001389170TRGP：TargaResourcesPartnersLP 会员TRGP：应收账款证券化机制将于 2024 年 8 月到期成员TRGP：应收账款证券化机制成员2024-01-012024-03-310001389170US-GAAP：大宗商品合同成员2024-01-012024-03-310001389170US-GAAP：公允价值公允价值披露的估算记住US-GAAP：公允价值输入二级会员TRGP: 证券化机构成员2023-12-310001389170US-GAAP：累积的其他综合收入成员2023-01-012023-03-310001389170US-GAAP：公允价值输入 1 级会员US-GAAP：公允价值公允价值披露的估算记住2023-12-310001389170US-GAAP：其他流动资产成员2023-12-310001389170US-GAAP：美国国债普通股会员2023-01-012023-03-310001389170TRGP：TRGPrevolver和商业票据计划成员US-GAAP：公允价值输入 1 级会员US-GAAP：公允价值公允价值披露的估算记住2024-03-310001389170US-GAAP：公允价值公允价值披露的估算记住2023-12-310001389170US-GAAP：军人2024-01-012024-03-310001389170US-GAAP：运营部门成员US-GAAP：所有其他细分市场成员2023-01-012023-03-310001389170TRGP：持有抵消头寸的交易对手或抵押会员US-GAAP：其他流动资产成员2024-03-310001389170US-GAAP：运营部门成员TRGP: 物流和运输会员US-GAAP：产品会员2024-01-012024-03-310001389170SRT：天然气液化合物储备会员TRGP：TargaResourcesPartnersLP 会员TRGP: 五年级会员US-GAAP: SWAP 会员2024-01-012024-03-3100013891702023-01-012023-12-310001389170美国通用会计准则：普通股成员2023-12-310001389170SRT: 最大成员US-GAAP：天然气输送和配送设备成员2024-03-310001389170US-GAAP：其他流动负债成员2023-12-310001389170TRGP：TargaResourcesPartnersLP 会员美国公认会计准则：无担保债务成员TRGP：将于 2032 年 1 月到期的高级无担保票据成员2024-03-310001389170US-GAAP：产品会员US-GAAP：分段间消除成员TRGP：收集和处理成员2023-01-012023-03-3100013891702024-03-310001389170TRGP: 物流和运输会员US-GAAP：分段间消除成员2024-01-012024-03-310001389170US-GAAP：天然气收集和处理设备成员2024-03-310001389170US-GAAP：公允价值公允价值披露的估算记住US-GAAP：公允价值输入二级会员TRGP: 证券化机构成员2024-03-310001389170US-GAAP：运营部门成员TRGP：收集和处理成员2023-01-012023-03-310001389170TRGP：高级无担保票据将于 2053 年 2 月到期成员美国公认会计准则：无担保债务成员2024-01-012024-03-310001389170US-GAAP：限制性股票成员2023-01-012023-03-310001389170US-GAAP：在建会员2023-12-310001389170TRGP：高级无担保票据将于 2053 年 2 月到期成员美国公认会计准则：无担保债务成员2023-01-012023-12-310001389170US-GAAP：累积的其他综合收入成员2023-03-310001389170TRGP：高级无担保票据将于 2053 年 2 月到期成员美国公认会计准则：无担保债务成员2023-12-310001389170US-GAAP：天然气输送和配送设备成员2023-12-310001389170TRGP：企业非细分市场和跨细分市场淘汰会员2023-01-012023-03-310001389170TRGP：TargaResourcesPartnersLP 会员美国公认会计准则：无担保债务成员TRGP：高级无担保票据将于2030年3月到期成员2024-03-310001389170US-GAAP：炼油设备会员SRT: 最低成员2024-03-310001389170美国通用会计准则：Landmember2023-12-310001389170US-GAAP：非控股权益成员2023-12-310001389170US-GAAP：公允价值公允价值披露的估算记住US-GAAP：公允价值输入二级会员2023-12-310001389170TRGP：企业非细分市场和跨细分市场淘汰会员US-GAAP：军人US-GAAP：分段间消除成员2024-01-012024-03-3100013891702024-04-01US-GAAP：固定价格合同成员2024-03-310001389170TRGP：持有抵消头寸的交易对手或抵押会员US-GAAP：其他非流动负债成员2024-03-310001389170US-GAAP：运营部门成员US-GAAP：产品会员TRGP：收集和处理成员2024-01-012024-03-310001389170SRT：天然气液化合物储备会员TRGP：TargaResourcesPartnersLP 会员TRGP: 三年级会员美国公认会计准则：未来会员2024-01-012024-03-310001389170US-GAAP：运输设备成员2023-12-310001389170US-GAAP：其他非流动负债成员2024-03-310001389170TRGP：商业票据计划成员2024-03-310001389170TRGP：持有抵消头寸的交易对手或抵押会员US-GAAP：其他非流动资产成员2024-03-310001389170TRGP：TRGPrevolver和商业票据计划成员US-GAAP：持有申报金额的公允价值披露记住2024-03-310001389170US-GAAP：非指定成员2024-03-310001389170TRGP：高级无担保票据将于 2052 年 4 月到期成员美国公认会计准则：无担保债务成员2024-01-012024-03-310001389170US-GAAP：非控股权益成员2024-03-310001389170TRGP：高级无担保票据将于2029年3月到期成员美国公认会计准则：无担保债务成员2024-03-310001389170US-GAAP：留存收益会员2022-12-310001389170US-GAAP：公允价值输入三级会员US-GAAP：公允价值公允价值披露的估算记住2023-12-310001389170TRGP：企业非细分市场和跨细分市场淘汰会员US-GAAP：分段间消除成员2024-01-012024-03-310001389170TRGP：TargaResourcesPartnersLP 会员美国公认会计准则：无担保债务成员TRGP：将于 2032 年 1 月到期的高级无担保票据成员2024-01-012024-03-310001389170SRT：天然气储备会员2023-01-012023-03-310001389170SRT: 最低成员2024-03-310001389170TRGP：2027 年 7 月到期的高级无担保票据会员美国公认会计准则：无担保债务成员2024-03-310001389170SRT: 最低成员US-GAAP：运输设备成员2024-03-310001389170SRT: 最大成员TRGP：TRGPrevolver和商业票据计划成员2024-03-310001389170US-GAAP：被指定为对冲工具成员US-GAAP：其他流动资产成员US-GAAP：大宗商品合同成员2024-03-310001389170US-GAAP：公允价值公允价值披露的估算记住US-GAAP：公允价值输入二级会员2024-03-310001389170US-GAAP：天然气输送和配送设备成员2024-03-310001389170US-GAAP：非指定成员US-GAAP：其他非流动负债成员US-GAAP：大宗商品合同成员2023-12-310001389170US-GAAP：额外实收资本会员2022-12-310001389170TRGP：将于 2031 年 2 月到期的高级无担保票据成员TRGP：TargaResourcesPartnersLP 会员美国公认会计准则：无担保债务成员2023-01-012023-12-310001389170TRGP: 中游服务其他会员2023-01-012023-03-310001389170TRGP：金融租赁权使用资产会员2023-12-310001389170TRGP：罗伯特·穆拉成员2024-02-282024-02-280001389170TRGP：TRGPrevolver和商业票据计划成员US-GAAP：公允价值输入 1 级会员US-GAAP：公允价值公允价值披露的估算记住2023-12-310001389170TRGP：TargaResourcesPartnersLP 会员TRGP: TermLoanFacilityMember2024-03-310001389170US-GAAP：被指定为对冲工具成员US-GAAP：其他非流动资产成员US-GAAP：大宗商品合同成员2024-03-31xbrli: pureutr: bblxbrli: sharesUTR: mmBTUTRGP: 分段iso4217: 美元xbrli: sharesTRGP: 衍生物iso4217: 美元

美国

证券交易委员会

华盛顿特区 20549

表格 10-Q


☑		根据1934年《证券交易法》第13条或第15（d）条提交的季度报告

在截至的季度期间 3月31日 2024

要么


☐		根据1934年《证券交易法》第13或15（d）条提交的过渡报告

在从 _____ 到 _____ 的过渡时期

委员会文件号： 001-34991

TARGA 资源公司

（注册人章程中规定的确切名称）


特拉华		20-3701075
（公司或组织的州或其他司法管辖区）		（美国国税局雇主识别号）

路易斯安那街 811 号, 2100 套房, 休斯顿, 德州		77002
（主要行政办公室地址）		（邮政编码）

(713) 584-1000

（注册人的电话号码，包括区号）

根据该法第12（b）条注册的证券：



每个课程的标题	交易符号	注册的交易所名称
普通股	TRGP	纽约证券交易所

用复选标记表明注册人（1）在过去的12个月中（或注册人需要提交此类报告的较短期限）是否提交了1934年《证券交易法》第13或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去的90天中是否受此类申报要求的约束。是的 ☑ 没有 ☐

用复选标记表明注册人在过去 12 个月（或注册人必须提交此类文件的较短期限）内是否以电子方式提交了根据 S-T 法规（本章第 232.405 条）第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。是的 ☑ 没有 ☐

用复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型申报公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中 “大型加速申报人”、“加速申报公司”、“小型申报公司” 和 “新兴成长型公司” 的定义。


大型加速文件管理器	☑	加速过滤器	☐
非加速过滤器	☐	规模较小的申报公司	☐
		新兴成长型公司	☐

如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）条规定的任何新的或修订的财务会计准则。☐

用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。是的 ☐ 没有 ☑

截至 2024 年 4 月 26 日，有 221,716,505 注册人的已发行普通股，面值0.001美元。


第一部分—财务信息

第 1 项。财务报表		4

截至2024年3月31日和2023年12月31日的合并资产负债表		4

截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月的合并运营报表		5

截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月的综合收益（亏损）合并报表		6

截至2024年和2023年3月31日的三个月所有者权益变动合并报表		7

截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月的合并现金流量表		9

合并财务报表附注		10

第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析		24

第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露		37

第 4 项。控制和程序		39

第二部分——其他信息

第 1 项。法律诉讼		40

第 1A 项。风险因素		40

第 2 项。未注册的股权证券销售和所得款项的使用		40

第 3 项。优先证券违约		40

第 4 项。矿山安全披露		41

第 5 项。其他信息		41

第 6 项。展品		41

签名

签名		42

关于前瞻性陈述的警示性陈述

Targa Resources Corp.（及其子公司，包括Targa Resources Partners LP（“合伙企业”）、“我们”、“我们的”、“Targa”、“TRGP” 或 “公司”）的报告、文件和其他公开公告可能不时包含与历史事实不直接或完全相关的陈述。此类陈述是 “前瞻性陈述”。您通常可以通过使用前瞻性陈述来识别经修订的1933年《证券法》第27A条和经修订的1934年《证券交易法》第21E条所指的前瞻性陈述，例如 “可能”、“可能”、“项目”、“相信”、“预期”、“预期”、“估计”、“潜力”、“计划”、“预测” 和其他类似词语。

所有非历史事实陈述的陈述，包括有关我们未来财务状况、业务战略、预算、预计成本以及管理层未来运营计划和目标的陈述，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，并受风险、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。可能导致实际业绩与前瞻性陈述中表达或暗示的预期存在重大差异的重要因素包括已知和未知的风险。已知风险和不确定性包括但不限于以下风险和不确定性：

•

围绕我们的资产进行原油和天然气钻探的水平和成功，我们在将天然气供应与我们的收集和处理系统连接方面的成功，将石油供应连接到我们的集水系统，将天然气液体供应连接到我们的物流和运输设施，以及我们在将我们的设施与运输服务和市场连接方面的成功；

•

其他有大量碳氢化合物生产的国家采取的行动;

•

天然气、液化天然气、原油和其他大宗商品价格、利率和对我们服务的需求变化的时间和范围；

•

我们通过内部增长资本项目或收购实现增长的能力，以及此类资产的成功整合和未来表现；

•

业务发展工作的时机和成功与否；

•

我们及时获得和维持必要的执照、许可证和其他批准的能力；

•

行业变化，包括整合的影响、竞争的变化以及减少化石燃料使用和用替代能源替代石油和天然气的努力；

•

各种潜在因素导致大宗商品价格波动下行，这些因素可能导致我们业务领域的活动减少；

•

我们在风险管理活动方面的成功，包括使用衍生工具对冲商品价格风险；

•

一般经济、市场和商业状况；

•

疾病爆发、流行病或任何其他公共卫生危机的影响；

•

天气和其他自然现象及相关影响;

•

我们进入资本市场的能力，这将取决于总体市场状况，包括提高利率的影响、进一步加息的可能性、相关的美联储政策和潜在的经济衰退、我们的信用评级和杠杆水平以及对普通股、优先票据和商业票据的需求；

•

我们的交易中需要不时公布的抵押品金额；

•

与我们进行各种交易的交易对手的信誉水平；

•

银行和资本市场混乱的影响，包括银行和金融服务公司缺乏流动资金渠道所造成的影响；

•

法律和法规的变化，特别是在税收、安全和环境保护方面；以及

•

我们在截至2023年12月31日止年度的10-K表年度报告（“年度报告”）以及我们不时向美国证券交易委员会（“SEC”）提交的报告和注册声明中描述的风险。

尽管我们认为我们的前瞻性陈述所依据的假设是合理的，但任何假设都可能不准确，因此，我们无法向您保证，截至2024年3月31日的季度10-Q表季度报告（“季度报告”）中包含的前瞻性陈述将被证明是准确的。我们的年度报告中更全面地描述了其中一些风险和不确定性，这些风险和不确定性可能导致实际业绩与此类前瞻性陈述存在重大差异。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建议任何前瞻性陈述的任何变化，无论这些变化是由于新信息、未来事件还是其他原因造成的。

正如能源行业和本季度报告中普遍使用的术语一样，已确定的术语具有以下含义：


Bbl		桶（等于 42 美制加仑）
bBTU		十亿英国热量单位
Bcf		十亿立方英尺
但是		英国热量单位，衡量热值的指标
/d		每天
FERC		联邦能源监管委员会
GAAP		美利坚合众国普遍接受的会计原则
gal		美制加仑
液化石油气		液化石油气
mbbL		千桶
mmbBL		百万桶
mmBTU		百万英制热单位
mmcf		百万立方英尺
mmGal		百万美制加仑
NGL (s)		液态天然气
NYMEX		纽约商品交易所
纽约证券交易所		纽约证券交易所
独家报道		俄克拉荷马州中南部石油省
软弱		有担保的隔夜融资利率
堆栈		Sooner Trend、Anadarko、加拿大人和翠鸟

第一部分 — 财务信息

第 1 项。财务报表。

TARGA 资源公司

合并资产负债表


	2024 年 3 月 31 日			2023年12月31日
	（未经审计）
	（以百万计）
资产
流动资产：
现金和现金等价物	$	109.9		$	141.7
贸易应收账款，扣除美元备抵后的净额2.5百万和美元2.5截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日，为百万人		1,483.7			1,471.0
库存		224.5			371.5
来自风险管理活动的资产		72.6			111.9
其他流动资产		82.3			98.5
流动资产总额		1,973.0			2,194.6
财产、厂房和设备，净额		16,282.8			15,806.4
无形资产，净额		2,257.3			2,350.6
来自风险管理活动的长期资产		17.1			33.3
对未合并关联公司的投资		152.2			146.3
其他长期资产		163.7			140.6
总资产	$	20,846.1		$	20,671.8

负债和所有者权益
流动负债：
应付账款	$	1,709.5		$	1,574.9
应计负债		295.9			281.7
应付利息		186.2			229.6
风险管理活动产生的负债		76.8			54.0
当前的债务负债		546.1			620.7
流动负债总额		2,814.5			2,760.9
长期债务		12,509.9			12,333.2
风险管理活动产生的长期负债		39.8			16.8
递延所得税，净额		600.2			535.8
其他长期负债		304.1			415.1
突发事件（见附注12）
所有者权益：
塔尔加资源公司股东权益：
普通股 ($)0.001面值， 450,000,000截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日授权的股份）		0.2			0.2
已发行未付款
2024 年 3 月 31 日 241,259,940 222,150,320
2023 年 12 月 31 日 240,095,699 222,611,259
额外的实收资本		3,073.4			3,058.8
留存收益（赤字）		654.1			492.0
累计其他综合收益（亏损）		33.9			85.6
库存股，按成本计算（19,109,620截至 2024 年 3 月 31 日的股票以及 17,484,440截至 2023 年 12 月 31 日的股票）		(1,057.7	)		(896.9	)
塔尔加资源公司股东权益总额		2,703.9			2,739.7
非控股权益		1,873.7			1,870.3
所有者权益总额		4,577.6			4,610.0
负债和所有者权益总额	$	20,846.1		$	20,671.8

见合并财务报表附注。

TARGA 资源公司

合并运营报表


	截至3月31日的三个月
	2024			2023
	（未经审计）
	（以百万计，每股金额除外）
收入：
大宗商品的销售	$	3,953.0		$	4,025.0
来自中游服务的费用		609.4			495.5
总收入		4,562.4			4,520.5
成本和支出：
产品购买和燃料		3,218.0			3,019.0
运营费用		278.0			258.2
折旧和摊销费用		340.5			324.8
一般和管理费用		86.5			82.4
其他运营（收入）支出		—			(0.6	)
运营收入（亏损）		639.4			836.7
其他收入（支出）：
利息支出，净额		(228.6	)		(168.0	)
股权收益（亏损）		2.8			(0.2	)
其他，净额		1.7			(3.0	)
所得税前收入（亏损）		415.3			665.5
所得税（费用）补助		(82.7	)		(110.3	)
净收益（亏损）		332.6			555.2
减去：归属于非控股权益的净收益（亏损）		57.4			58.2
归属于塔加资源公司的净收益（亏损）		275.2			497.0
回购非控股权益的溢价，扣除税款		—			490.7
归属于普通股股东的净收益（亏损）	$	275.2		$	6.3

普通股每股净收益（亏损）——基本	$	1.23		$	0.03
普通股每股净收益（亏损）——摊薄	$	1.22		$	0.03
加权平均已发行股票——基本		222.8			226.4
加权平均已发行股票——摊薄		223.7			229.3

见合并财务报表附注。

TARGA 资源公司

综合收益（亏损）合并报表


	截至3月31日的三个月
	2024									2023
	税前			相关所得税			税后			税前			相关所得税			税后
	（未经审计）
	（以百万计）
净收益（亏损）							$	332.6								$	555.2
其他综合收益（亏损）：
大宗商品套期保值合约：
公允价值的变化	$	(70.3	)	$	16.1			(54.2	)	$	83.9		$	(18.6	)		65.3
和解重新归类为收入		3.2			(0.7	)		2.5			(45.2	)		10.0			(35.2	)
其他综合收益（亏损）		(67.1	)		15.4			(51.7	)		38.7			(8.6	)		30.1
综合收益（亏损）								280.9									585.3
减去：归属于非控股权益的综合收益（亏损）								57.4									58.2
归属于Targa Resources Corp的综合收益（亏损）							$	223.5								$	527.1

见合并财务报表附注。

TARGA 资源公司

所有者权益变动综合报表


								已保留			累积的
						额外		收益			其他			财政部								总计
	普通股					已付款		（累计			全面			股票					非控制性			业主的
	股票			金额		资本		赤字）			收入（亏损）			股票		金额			兴趣爱好			股权
	（未经审计）
	（以百万计，除千股外）
余额，2023 年 12 月 31 日		222,611		$	0.2	$	3,058.8	$	492.0		$	85.6			17,484	$	(896.9	)	$	1,870.3		$	4,610.0
股权补助的补偿		—			—		14.6		—			—			—		—			—			14.6
股息等值权利		—			—		—		(0.7	)		—			—		—			—			(0.7	)
根据补偿计划发行的股票		1,165			—		—		—			—			—		—			—			—
为预扣税义务而投标的股票		(440	)		—		—		—			—			440		(36.5	)		—			(36.5	)
回购普通股		(1,186	)		—		—		—			—			1,186		(123.7	)		—			(123.7	)
回购普通股的消费税		—			—		—		—			—			—		(0.6	)		—			(0.6	)
普通股分红
股息-美元0.50每股		—			—		—		(112.4	)		—			—		—			—			(112.4	)
对非控股权益的分配		—			—		—		—			—			—		—			(55.8	)		(55.8	)
来自非控股权益的出资		—			—		—		—			—			—		—			1.8			1.8
其他综合收益（亏损）		—			—		—		—			(51.7	)		—		—			—			(51.7	)
净收益（亏损）		—			—		—		275.2			—			—		—			57.4			332.6
余额，2024 年 3 月 31 日		222,150		$	0.2	$	3,073.4	$	654.1		$	33.9			19,110	$	(1,057.7	)	$	1,873.7		$	4,577.6

见合并财务报表附注。

TARGA 资源公司

所有者权益变动综合报表


									已保留			累积的
						额外			收益			其他		财政部								总计
	普通股					已付款			（累计			全面		股票					非控制性			业主的
	股票			金额		资本			赤字）			收入（亏损）		股票		金额			兴趣爱好			股权
	（未经审计）
	（以百万计，除千股外）
余额，2022 年 12 月 31 日		226,042		$	0.2	$	3,702.3		$	(626.8	)	$	54.7		11,897	$	(464.7	)	$	2,316.5		$	4,982.2
股权补助的补偿		—			—		15.0			—			—		—		—			—			15.0
股息等值权利		—			—		(1.3	)		—			—		—		—			—			(1.3	)
根据补偿计划发行的股票		1,267			—		—			—			—		—		—			—			—
为预扣税义务而投标的股票		(449	)		—		—			—			—		449		(33.8	)		—			(33.8	)
回购普通股		(724	)		—		—			—			—		724		(52.0	)		—			(52.0	)
普通股分红
股息-美元0.35每股		—			—		—			(79.3	)		—		—		—			—			(79.3	)
股息超过留存收益		—			—		(79.3	)		79.3			—		—		—			—			—
对非控股权益的分配		—			—		—			—			—		—		—			(56.1	)		(56.1	)
来自非控股权益的出资		—			—		—			—			—		—		—			0.2			0.2
回购非控股权益，扣除税款		—			—		(490.7	)		—			—		—		—			(457.3	)		(948.0	)
其他综合收益（亏损）		—			—		—			—			30.1		—		—			—			30.1
净收益（亏损）		—			—		—			497.0			—		—		—			58.2			555.2
余额，2023 年 3 月 31 日		226,136		$	0.2	$	3,146.0		$	(129.8	)	$	84.8		13,070	$	(550.5	)	$	1,861.5		$	4,412.2

见合并财务报表附注。

TARGA 资源公司

合并现金流量表


	截至3月31日的三个月
	2024			2023
	（未经审计）
	（以百万计）
来自经营活动的现金流
净收益（亏损）	$	332.6		$	555.2
为将净收益（亏损）与经营活动提供的净现金进行对账而进行的调整：
利息支出的摊销		3.7			3.2
股权补助的补偿		14.6			15.0
折旧和摊销费用		340.5			324.8
出售或处置资产的（收益）亏损		(1.1	)		(1.5	)
资产减记		1.0			0.9
增加资产报废债务		1.6			1.6
递延所得税支出（福利）		79.8			106.0
未合并关联公司的权益（收益）亏损		(2.8	)		0.2
从未合并的关联公司获得的收益的分配		5.6			1.4
风险管理活动		22.0			(175.7	)
扣除收购后的运营资产和负债的变化：
应收账款和其他资产		39.8			440.8
库存		147.0			237.5
应付账款、应计负债和其他负债		(64.5	)		(292.7	)
应付利息		(43.4	)		(46.9	)
经营活动提供的净现金		876.4			1,169.8
来自投资活动的现金流
不动产、厂房和设备支出		(669.8	)		(475.7	)
出售资产的收益		0.9			0.2
对未合并关联公司的投资		(9.4	)		(6.2	)
未合并关联公司的资本回报		0.7			1.2
其他，净额		(0.3	)		(0.3	)
由（用于）投资活动提供的净现金		(677.9	)		(480.8	)
来自融资活动的现金流
债务义务：
信贷额度的还款		—			(290.0	)
商业票据借款的收益		14,025.0			14,526.8
商业票据的还款		(13,840.0	)		(15,230.5	)
应收账款证券化机制下的借款收益		25.0			—
应收账款证券化融资的还款		(100.0	)		(96.0	)
发行优先票据的收益		—			1,717.1
融资租赁的本金支付		(10.8	)		(9.4	)
与融资安排有关的费用		—			(4.1	)
回购股票		(160.2	)		(85.8	)
来自非控股权益的出资		1.8			0.2
对非控股权益的分配		(53.2	)		(47.3	)
回购非控股权益		(1.3	)		(1,091.9	)
支付给普通股股东的股息		(116.6	)		(85.3	)
由（用于）融资活动提供的净现金		(230.3	)		(696.2	)
现金和现金等价物的净变动		(31.8	)		(7.2	)
现金及现金等价物，期初		141.7			219.0
现金及现金等价物，期末	$	109.9		$	211.8

见合并财务报表附注。

TARGA 资源公司

合并财务报表附注

（未经审计）

除非在每份脚注披露的背景下另有说明，否则这些脚注披露中的表格数据中列报的美元金额均以百万美元为单位。

注1 — 组织和运营

我们的组织

Targa Resources Corp.（纽约证券交易所代码：TRGP）是一家特拉华州上市公司，成立于2005年10月。Targa是领先的中游服务提供商，也是北美最大的独立基础设施公司之一。我们拥有、运营、收购和开发多元化的互补性国内中游基础设施资产组合。

在本季度报告中，除非上下文另有要求，否则提及 “我们”、“我们的”、“公司”、“Targa” 或 “TRGP” 均指我们的合并业务和运营。TRGP控制并拥有代表Targa Resources Partners LP中有限合伙人权益的所有未偿还普通股的普通合伙人，此处称为 “合伙企业”。Targa根据公认会计原则合并合伙企业及其子公司，随附的合并财务报表是根据美国证券交易委员会的规章制度编制的。Targa的合并财务报表包括与合伙企业合并财务报表的差异。最值得注意的区别是：

•

纳入TRGP优先循环信贷额度和定期贷款额度；

•

纳入TRGP优先票据；

•

纳入TRGP商业票据；以及

•

出于美国联邦所得税的目的，TRGP被视为公司的影响。

我们的运营

该公司主要从事以下业务：

•

收集、压缩、处理、加工、运输、购买和销售天然气；

•

运输、储存、分馏、处理、购买和销售液化天然气和液化天然气产品，包括向液化石油气出口商提供的服务；以及

•

收集、储存、终端以及购买和销售原油。

有关我们业务部门的某些财务信息，请参阅附注16 — 分部信息。

注2 — 列报基础

随附的未经审计的合并财务报表是根据10-Q表的说明编制的，不包括GAAP要求的所有信息和披露。因此，这些信息应与年度报告中包含的合并财务报表和附注一起阅读。此处提供的信息反映了所有调整，管理层认为，这些调整属于正常反复性质，被认为是公允陈述所报告的中期业绩所必需的。在合并中，所有重要的公司间余额和交易均已清除。以往各期的某些金额已重新分类，以符合本年度的列报方式。截至2024年3月31日的三个月的经营业绩不一定代表截至2024年12月31日的财年的预期业绩。

附注3 — 重要会计政策

我们遵循的会计政策载于年度报告附注3——合并财务报表附注的重要会计政策。除了下述更新外，在截至2024年3月31日的三个月中，我们的会计政策没有重大更新或修订。

最近发布的会计公告尚未通过

对可报告的细分市场披露的改进

2023年11月，财务会计准则委员会（“FASB”）发布了《2023-07年会计准则更新》（“ASU”），《分部报告》（主题280）：对应报告的分部披露的改进。除其他事项外，本更新中的修正案要求公共实体每年和中期披露定期向首席运营决策者（“CODM”）提供的重大分部支出，并包含在每项报告的细分市场损益衡量标准中。此外，修正案要求每年披露CODM的所有权和地位，以及该个人如何使用报告的分部损益衡量标准来评估分部业绩和如何分配资源。

这些修正案对2023年12月15日之后开始的财政年度以及2024年12月15日之后的财政年度内的过渡期有效，允许提前通过。修正案中要求的披露可追溯适用于财务报表中列报的所有前期。我们正在评估修正案对合并财务报表的影响，并预计将在截至2024年12月31日的10-K表年度报告中披露从截至2024年12月31日的10-K表年度报告开始的财政年度以及截至2025年3月31日的季度10-Q表季度报告开始的过渡期的必要信息。

所得税披露的改进

2023年12月，财务会计准则委员会发布了亚利桑那州立大学2023-09年《所得税（主题740）：所得税披露的改进》。除其他事项外，本更新中的修正案要求公共实体每年和临时披露（i）税率对账中的所得税的特定类别，以及（ii）对联邦、州和外国税缴纳的所得税进行分类。

这些修正案在2024年12月15日之后的财政年度内有效，允许提前通过。修正案必须具有前瞻性适用性，并允许追溯适用。我们正在评估修正案对合并财务报表的影响，并预计将从截至2025年12月31日止年度的10-K表年度报告中开始披露所需信息。

附注4 — 收购

2023 年 1 月，我们完成了对黑石能源合作伙伴的收购 25大奖赛合资企业（“大奖赛交易”）的利息百分比，总对价为美元1.05 十亿美元现金，最后收盘调整为美元41.9 百万。大奖赛交易结束后，我们拥有 100大奖赛利息的百分比。我们所有权权益的变动被计为代表收购非控股权益的股权交易。扣除税款后的赎回价格超过账面金额的金额为美元490.7 百万美元，计入回购非控股权益的溢价，导致归属于普通股股东的净收益（亏损）减少。

附注5 — 财产、厂房和设备及无形资产


	2024 年 3 月 31 日			2023年12月31日			估计使用寿命（以年为单位）
收集系统	$	10,961.3		$	10,858.3		5到 20
处理和分馏设施		8,346.6			8,285.5		5到 25
终端和存储设施		1,408.3			1,403.9		5到 25
运输资产		3,366.0			3,294.0		10到 50
其他不动产、厂房和设备		440.4			430.5		3到 50
土地		184.7			185.0		—
在建工程		1,928.5			1,456.1		—
融资租赁使用权资产		348.1			351.9		5到 14
财产、厂房和设备		26,983.9			26,265.2
累计折旧、摊销和减值		(10,701.1	)		(10,458.8	)
财产、厂房和设备，净额	$	16,282.8		$	15,806.4

无形资产		4,378.0			4,378.0		10到 20
累计摊销和减值		(2,120.7	)		(2,027.4	)
无形资产，净额	$	2,257.3		$	2,350.6

在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，折旧费用为美元247.2 百万和美元228.8 分别为百万。

无形资产

无形资产包括先前业务合并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的未来现金流的现值确定的。归属于这些资产的摊销费用是在我们从向客户提供的服务中受益的时期内记录的。

在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，摊销费用为美元93.3 百万和美元96.0 分别为百万。

无形资产的估计年度摊销费用约为 $373.2 百万，美元326.0 百万，美元279.8 百万，美元252.2 百万和美元234.0 从2024年到2028年，每年分别为100万英镑。

附注6 — 债务义务


	2024 年 3 月 31 日			2023年12月31日
当前：
合伙企业应收账款证券化融资，将于2024年8月到期 (1)	$	500.0		$	575.0
融资租赁负债		46.1			45.7
当前的债务负债		546.1			620.7

长期：
定期贷款额度，浮动利率，2025年7月到期		500.0			500.0
TRGP 优先循环信贷额度，浮动利率，2027 年 2 月到期 (2)		360.0			175.0
TRGP发行的高级无抵押票据：
5.200固定利率百分比，2027 年 7 月到期		750.0			750.0
6.150固定利率百分比，2029 年 3 月到期		1,000.0			1,000.0
4.200% 固定利率，2033 年 2 月到期		750.0			750.0
6.125% 固定利率，2033 年 3 月到期		900.0			900.0
6.500% 固定利率，2034 年 3 月到期		1,000.0			1,000.0
4.950% 固定利率，于 2052 年 4 月到期		750.0			750.0
6.250% 固定利率，2052 年 7 月到期		500.0			500.0
6.500% 固定利率，2053 年 2 月到期		850.0			850.0
未摊销的折扣		(29.7	)		(29.5	)
合伙企业发行的优先无抵押票据：(3)
6.500固定利率百分比，2027 年 7 月到期		705.2			705.2
5.000固定利率百分比，2028 年 1 月到期		700.3			700.3
6.875固定利率百分比，2029 年 1 月到期		679.3			679.3
5.500固定利率百分比，2030 年 3 月到期		949.6			949.6
4.875% 固定利率，2031 年 2 月到期		1,000.0			1,000.0
4.000% 固定利率，2032 年 1 月到期		1,000.0			1,000.0
		12,364.7			12,179.9
减去摊销后的债务发行成本		(87.8	)		(90.8	)
融资租赁负债		233.0			244.1
长期债务		12,509.9			12,333.2
债务总额	$	13,056.0		$	12,953.9
不可撤销的备用信用证：(2)
TRGP优先循环信贷额度下未清的信用证	$	32.5		$	22.3

(1)

截至 2024 年 3 月 31 日，该伙伴关系有 $500.0 低于其美元数百万的合格应收账款600.0 百万应收账款证券化工具 (“证券化工具”), 由此产生了 $100.0 百万的可用性。

(2)

我们维持无抵押商业票据计划（“商业票据计划”），通过维持美元以下的最低可用借款能力来支持该计划的借款2.75 十亿TRGP优先循环信贷额度（“TRGP Revolver”），相当于商业票据计划下未偿还的总金额。截至 2024 年 3 月 31 日，TRGP 左轮手枪已经不未偿还的借款，商业票据计划有 $360.0 百万笔未偿借款，结果约为 $2.4 扣除未偿信用证后，有数十亿美元的可用流动资金。

(3)

W我们为合伙企业所有未偿还的优先无抵押票据提供担保。

下表显示了截至2024年3月31日的三个月中，我们的浮动利率债务产生的利率范围和加权平均利率：


	产生的利率范围	产生的加权平均利率
TRGP 左轮手枪和商业票据计划	5.9% - 6.2%	6.0%
证券化设施	6.3% - 6.4%	6.3%
定期贷款机制	6.7% - 6.8%	6.8%

遵守债务契约

截至2024年3月31日，我们遵守了各种债务协议中包含的契约。

附注7 — 其他长期负债

其他长期负债包括以下内容：


	2024 年 3 月 31 日		2023年12月31日
递延收入	$	119.1	$	248.8
资产报废债务		104.6		103.0
经营租赁负债		76.6		56.5
其他负债		3.8		6.8
其他长期负债总额	$	304.1	$	415.1

递延收入

我们有某些长期合同安排，我们已收到对价，但尚无法将其确认为收入。一旦收入确认的所有条件都得到满足，由此产生的递延收入将予以确认。

截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日，递延收入为 $119.1 百万和美元248.8 分别为百万。截至 2023 年 12 月 31 日的递延收入包括 $129.0 作为与建造和运营原油和凝析油分离器有关的协议（“分拆协议”）的一部分，Vitol美国控股公司的子公司Vitol Americas Corp.（“Vitol”）（前身为Noble Americas Corp.）在2016年、2017年和2018年收到了数百万笔款项。2018年12月，维托尔选择终止分裂者协议。根据2024年4月的一项法律裁决，美元129.0 截至2024年3月31日，来自Vitol的百万笔款项在合并资产负债表上被重新归类为应计负债。更多细节见附注12——意外开支。

递延收入包括2015年天然气收集和处理协议修正案中收到的非货币对价，以及与我们的系统连接的设施的其他施工活动收到的对价。递延收入还包括从客户那里收到的建筑援助捐款，这些捐款的收入将在预期的合同期限内确认。

下表显示了递延收入的组成部分：


	2024 年 3 月 31 日		2023年12月31日
施工援助捐款	$	86.9	$	86.4
天然气合同修正案		29.2		29.8
分拆协议		—		129.0
其他		3.0		3.6
递延收入总额	$	119.1	$	248.8

下表显示了递延收入的变化：


截至2023年12月31日的余额	$	248.8
补充		3.6
重新归类为应计负债		(129.0	)
确认的收入		(4.3	)
截至 2024 年 3 月 31 日的余额	$	119.1

附注8 — 普通股及相关事项

普通股回购计划

2020 年 10 月，我们的董事会批准了一项股票回购计划（“2020 年股票回购计划”），回购金额不超过 $500.0 我们的百万股已发行普通股。在2023年第二季度，我们用尽了2020年的股票回购计划。

2023 年 5 月，我们的董事会批准了一项股票回购计划（“2023 年股票回购计划”），回购金额不超过 $1.0 我们已发行的十亿股普通股。在截至2024年3月31日的三个月中，我们回购了 1,186,444 我们的普通股股票，加权平均每股价格为美元104.26 总净成本为 $123.7 百万。在截至2023年3月31日的三个月中，我们回购了 724,140 我们的普通股股票，加权平均每股价格为美元71.82 总净成本为 $52.0 百万。

截至 2024 年 3 月 31 日，有 $646.4 2023 年股票回购计划还剩下数百万美元。根据2023年股票回购计划，我们没有义务回购任何特定金额或数量的股份，并可能随时终止该计划。

普通股分红

2024年4月，我们宣布将普通股股息提高至美元0.75 每股普通股，或 $3.00 每股普通股按年计算，自2024年第一季度起生效。

下表详细列出了截至2024年3月31日的三个月中我们向普通股股东申报和/或支付的股息：


三个月已结束	付款日期或待付款	共计已申报分红		普通金额已支付的股息或待付款		分红开启基于股份的奖励		普通股每股申报的股息
（以百万计，每股金额除外）

2024 年 3 月 31 日	2024年5月15日	$	168.1	$	166.3	$	1.8	$	0.75000
2023年12月31日	2024年2月15日		112.8		111.6		1.2		0.50000

附注9——普通股每股收益

2023年3月，薪酬委员会修订了限制性股票单位授予协议，该协议适用于限制性股票单位奖励（“RSU”），该奖励在限制性股票单位授予之日起三年内归属。该修正案导致每季度向RSU持有人支付现金股息，从2023年5月支付的普通股股息开始。由于修订后的限制性股票单位和某些四年期留存奖励与公司普通股所有者共享不可没收的股息，因此它们被视为参与证券。

我们使用两类方法计算每股收益。收益根据当期支付的股息金额加上未分配收益的分配（以每种证券参与收益为限）分配给普通股和分红证券。

下表列出了用于计算每股普通股基本净收益和摊薄后净收益的净收益和加权平均已发行股票的对账情况：


	截至3月31日的三个月
	2024		2023
	（以百万计，每股金额除外）
归属于塔加资源公司的净收益（亏损）	$	275.2	$	497.0
减去：回购非控股权益的溢价，扣除税款 (1)		—		490.7
归属于普通股股东的净收益（亏损）		275.2		6.3
减去：基于分红股份的收益 (2)		2.2		—
分配给普通股股东的每股基本收益的净收益（亏损）	$	273.0	$	6.3

加权平均已发行股票——基本		222.8		226.4
未归属股票奖励的稀释作用		0.9		2.9
加权平均已发行股票——摊薄		223.7		229.3

普通股每股可获得的净收益（亏损）——基本	$	1.23	$	0.03
普通股每股可用净收益（亏损）——摊薄	$	1.22	$	0.03

(1)

代表在大奖赛交易中支付的保费。参见附注 4 — 收购。

(2)

代表公司归属于参与证券的已分配和未分配收益。将参与证券重新分配给归属于普通股股东的摊薄净收益的稀释效果并不重要。

以下潜在的普通股等价物不包括在摊薄后的每股收益的确定范围内，因为纳入此类股票会产生反稀释作用（按加权平均值以百万计）：


	截至3月31日的三个月
	2024		2023
未归属的限制性股票奖励		1.1		0.1

附注10 — 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的大宗商品价格风险敞口，减少因大宗商品价格波动而导致的运营现金流波动。我们签订了衍生工具，以对冲与我们在收集和加工业务中预期的部分资产交易量相关的大宗商品价格风险，这些风险来自收益百分比处理安排，（ii）物流和运输板块的未来大宗商品购买和销售，（iii）物流和运输板块的天然气运输基础风险。与上述（i）和（ii）相关的对冲头寸在大宗商品价格下跌期间将有利变动，而在大宗商品价格上涨时期，与上述（i）和（ii）相关的套期头寸将出现不利变化，出于会计目的，主要被指定为现金流套期保值。

套期保值通常与我们的实物资产量的液化天然气产品构成和液化天然气交割点相匹配。我们的天然气套期保值混合了特定的天然气输送点和 Henry Hub。根据我们的预期净资产构成，液化天然气套期保值可以作为特定的液化天然气套期保值进行交易，也可以作为一篮子乙烷、丙烷、普通丁烷、异丁烷和天然汽油进行交易。我们认为，这种方法可以避免因使用原油或其他石油产品的套期保值作为液化天然气价格的 “代理” 套期保值而产生的不相关风险。我们的天然气和液化天然气套期保值使用公布的指数价格结算，在不同地点交割。

我们使用原油套期保值对冲部分凝析油股权交易量，这些套期保值基于纽约商品交易所西德克萨斯中质轻质低硫原油期货合约，该合约近似于凝析油的实际价格。如果纽约商品交易所期货的波动与标的冷凝油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。

我们还开设衍生工具，以帮助管理其他与大宗商品相关的短期业务风险并利用市场机会。我们没有将这些衍生品指定为套期保值，也没有将公允价值和现金结算对收入的变化记录为当期收益。

截至2024年3月31日，我们的大宗商品衍生品合约的名义交易量为：


大宗商品	乐器	单位	2024		2025		2026		2027
天然气	互换	mmbtu/D		100,136		63,156		29,623		—
天然气	基础互换	mmbtu/D		437,909		257,082		152,500		65,000
NGL	互换	bbl/d		29,563		21,354		8,768		—
NGL	期货	bbl/d		8,585		4,682		—		—
冷凝水	互换	bbl/d		4,442		3,447		1,881		—

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实体内的同一个交易对手进行净现金结算抵消资产和负债头寸。主净额结算准备金使我们因交易对手信用风险而造成的最大损失减少了美元35.2 截至 2024 年 3 月 31 日，百万人。归因于我们个人交易对手的损失范围介于 $ 之间0.1 百万和美元7.3 百万，视违约对手而定。我们在合并资产负债表上按毛额记录衍生资产和负债，不考虑主净额结算安排的影响。

假设我们按净额报告了受主净额结算协议约束的衍生品，以下附表反映了我们的衍生工具的公允价值及其在合并资产负债表中的位置以及预计报告：


		截至2024年3月31日的公允价值					截至2023年12月31日的公允价值
	资产负债表	衍生物		衍生物			衍生物		衍生物
	地点	资产		负债			资产		负债
被指定为对冲工具的衍生品
商品合约	当前	$	67.1	$	(36.8	)	$	103.5	$	(16.4	)
	长期		16.4		(12.9	)		29.0		(3.0	)
被指定为对冲工具的衍生品总额		$	83.5	$	(49.7	)	$	132.5	$	(19.4	)
未指定为对冲工具的衍生品
商品合约	当前	$	5.5	$	(40.0	)	$	8.4	$	(37.6	)
	长期		0.7		(26.9	)		4.3		(13.8	)
未指定为套期保值工具的衍生品总额		$	6.2	$	(66.9	)	$	12.7	$	(51.4	)
当前位置总计		$	72.6	$	(76.8	)	$	111.9	$	(54.0	)
长期头寸总额			17.1		(39.8	)		33.3		(16.8	)
衍生品总数		$	89.7	$	(116.6	)	$	145.2	$	(70.8	)

按净额报告衍生品对合并资产负债表的预计影响如下：


		总表现								Pro Forma 网络演示
2024 年 3 月 31 日		资产		责任			抵押品			资产		责任
当前职位
	拥有抵消头寸或抵押品的交易对手	$	72.6	$	(70.4	)	$	11.5		$	25.6	$	(11.9	)
	没有抵消头寸的交易对手——资产		—		—			—			—		—
	没有抵消头寸的交易对手——负债		—		(6.4	)		—			—		(6.4	)
			72.6		(76.8	)		11.5			25.6		(18.3	)
长期职位
	拥有抵消头寸或抵押品的交易对手		17.1		(36.1	)		5.2			3.1		(16.9	)
	没有抵消头寸的交易对手——资产		—		—			—			—		—
	没有抵消头寸的交易对手——负债		—		(3.7	)		—			—		(3.7	)
			17.1		(39.8	)		5.2			3.1		(20.6	)
衍生品总额
	拥有抵消头寸或抵押品的交易对手		89.7		(106.5	)		16.7			28.7		(28.8	)
	没有抵消头寸的交易对手——资产		—		—			—			—		—
	没有抵消头寸的交易对手——负债		—		(10.1	)		—			—		(10.1	)
		$	89.7	$	(116.6	)	$	16.7		$	28.7	$	(38.9	)

		总表现								Pro Forma 网络演示
2023年12月31日		资产		责任			抵押品			资产		责任
当前职位
	拥有抵消头寸或抵押品的交易对手	$	111.7	$	(54.0	)	$	3.6		$	69.2	$	(7.9	)
	没有抵消头寸的交易对手——资产		0.2		—			—			0.2		—
	没有抵消头寸的交易对手——负债		—		—			—			—		—
			111.9		(54.0	)		3.6			69.4		(7.9	)
长期职位
	拥有抵消头寸或抵押品的交易对手		31.7		(16.8	)		(0.1	)		17.0		(2.2	)
	没有抵消头寸的交易对手——资产		1.6		—			—			1.6		—
	没有抵消头寸的交易对手——负债		—		—			—			—		—
			33.3		(16.8	)		(0.1	)		18.6		(2.2	)
衍生品总额
	拥有抵消头寸或抵押品的交易对手		143.4		(70.8	)		3.5			86.2		(10.1	)
	没有抵消头寸的交易对手——资产		1.8		—			—			1.8		—
	没有抵消头寸的交易对手——负债		—		—			—			—		—
		$	145.2	$	(70.8	)	$	3.5		$	88.0	$	(10.1	)

我们的一些套期保值是通过经纪人执行的期货合约，这些经纪人通过交易所清算套期保值。我们在经纪商处维持保证金存款，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，位于我们合并资产负债表上的其他流动资产中，不能抵消我们的衍生工具的公允价值。除期货合约外，我们的衍生工具是根据国际掉期和衍生品协会协议（“ISDA”）执行的，该协议规定了与交易对手的关键条款。我们的ISDA包含与信用风险相关的偶然特征。在为我们的TRGP Revolver提供担保的抵押品释放后，我们的衍生头寸不再安全。截至2024年3月31日，我们的未偿净衍生品头寸包含与信用风险相关的或有特征，净负债头寸为美元31.1 百万。由于我们的信用评级，我们没有被要求发布与这些头寸相关的任何抵押品。根据我们的ISDA的定义，如果穆迪投资者服务公司和标准普尔金融服务有限责任公司将我们的信用评级下调至投资等级低一个等级，我们估计，从2024年3月31日起，我们将不根据我们的 ISDA 的条款，无需向任何交易对手提供抵押品。

根据工具的类型，我们的衍生工具的公允价值是通过使用现值方法或标准期权估值模型确定的，该模型基于基础市场观察到的对大宗商品价格的假设。我们的衍生工具的估计公允价值为净负债为美元26.9 截至 2024 年 3 月 31 日，百万人。估计的公允价值是扣除基于违约概率的信用风险调整后的净值，如交易对手信用违约掉期利率的市场报价所示。对所有报告期而言，信用风险调整都无关紧要。我们通过交易所清算的期货合约每天都有保证金，不需要任何信用调整。

下表反映了其他综合收益（“OCI”）中记录的金额以及在所示期间从OCI重新分类为收入的金额：


	OCI 中确认的收益（损失）衍生物（有效部分）
现金流中的衍生品	截至3月31日的三个月
对冲关系	2024			2023
商品合约	$	(70.3	)	$	83.9


	收益（亏损）从 OCI 重新分类为收入（有效部分）
	截至3月31日的三个月
收益（亏损）地点	2024			2023
收入	$	(3.2	)	$	45.2

根据截至2024年3月31日的估值，我们预计将对与大宗商品套期保值相关的递延收益重新归类为美元36.4 截至2026年底，累计其他综合收益（亏损）中已计入所得税前收益，其中百万美元32.8 未来十二个月将对数百万的收益进行重新分类。

对于不符合套期保值会计资格或未被指定为套期保值的衍生工具，使用按市值计价的方法也影响了我们的合并收益。这些工具公允价值的变化记录在资产负债表上并通过收益进行记录，而不是推迟到预期的交易结算之后。由于标的商品价格指数的变化，对金融资产和负债（“金融工具”）使用按市值计价的会计可能会导致非现金收益波动。在截至2024年3月31日的三个月中，与我们的头寸相比，未实现的按市值计价的亏损主要归因于天然气远期基础价格的不利变动。


	收益（亏损）地点	衍生品收入中确认的收益（亏损）
未指定衍生品	在收入中确认	截至3月31日的三个月
作为对冲工具	衍生品	2024			2023
商品合约	收入	$	(31.9	)	$	178.0

有关衍生工具和套期保值活动的其他披露，请参阅附注11——公允价值计量和附注16——分部信息。

附注11 — 公允价值计量

根据公认会计原则，我们的合并资产负债表反映了金融工具的多种衡量方法。衍生金融工具在我们的合并资产负债表上按公允价值报告。其他金融工具在我们的合并资产负债表上按历史成本或摊销成本报告。以下是有关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特定交易对手进行财务结算的商品互换、期货、期权合约和固定价格远期商品合约。我们使用现值方法或标准期权估值模型确定衍生工具的公允价值，并根据基础市场观察到的对大宗商品价格进行假设。我们一直将这些估值技术应用于本报告的所有时期，我们相信我们已经获得了有关我们持有的衍生工具类型的最准确的信息。

我们的衍生工具的公允价值对天然气、液化天然气和原油远期定价的变化很敏感。截至2024年3月31日，衍生品的净负债头寸为美元26.9 百万，反映了经交易对手信用风险调整后的我们预计未来通过衍生工具收到或支付的金额的现值。如果将天然气、液化天然气和原油的远期定价提高10％，则结果将是反映净负债的公允价值137.9 百万。如果天然气、液化天然气和原油的远期定价下降10％，则结果将是反映净资产的公允价值84.2 百万。

其他金融工具的公允价值

由于其现金或近现金性质，营运资本中包含的其他金融工具（即现金和现金等价物、应收账款、应付账款）的账面价值近似于其公允价值。长期债务主要是账面价值可能与公允价值有很大差异的另一种金融工具。我们确定了长期债务的补充公允价值披露如下：

•

TRGP Revolver、商业票据、证券化融资和定期贷款机制以账面价值为基础，账面价值近似于公允价值，因为其利率基于现行市场利率；以及

•

TRGP优先无抵押票据和合伙企业的优先无抵押票据基于债务交易得出的市场报价。

公允价值层次结构

我们在每个资产负债表报告日使用三级公允价值层次结构对金融资产和负债公允价值衡量的投入进行分类，该层次结构优先考虑用于衡量公允价值的重要投入：

•

级别 1 — 可观察的输入，例如活跃市场的报价；

•

第 2 级 — 活跃市场中除报价之外的投入，我们可以直接或间接地观察这些投入，以确定相关结算周期内的市场流动性；以及

•

第 3 级 — 不可观察的输入，其中几乎没有或根本没有市场数据，因此我们必须制定自己的假设。

下表显示了按公允价值层次结构类别分列的（i）我们的合并资产负债表中按公允价值计算的金融工具衡量标准，以及（ii）其他金融工具的补充公允价值披露：


	2024 年 3 月 31 日
	携带		公允价值
	价值		总计		第 1 级		第 2 级		第 3 级
我们记录的金融工具按公允价值计算的合并资产负债表：
来自大宗商品衍生合约的资产 (1)	$	86.6	$	86.6	$	—	$	86.6	$	—
大宗商品衍生合约的负债 (1)		113.5		113.5		—		113.5		—
我们记录的金融工具按账面价值计算的合并资产负债表：
现金和现金等价物		109.9		109.9		—		—		—
TRGP 左轮手枪和商业票据计划		360.0		360.0		—		360.0		—
TRGP 高级无抵押票据		6,470.3		6,555.0		—		6,555.0		—
定期贷款机制		500.0		500.0		—		500.0		—
合伙企业的优先无抵押票据		5,034.4		4,907.3		—		4,907.3		—
证券化设施		500.0		500.0		—		500.0		—


	2023年12月31日
	携带		公允价值
	价值		总计		第 1 级		第 2 级		第 3 级
我们记录的金融工具按公允价值计算的合并资产负债表：
来自大宗商品衍生合约的资产 (1)	$	144.6	$	144.6	$	—	$	144.6	$	—
大宗商品衍生合约的负债 (1)		70.2		70.2		—		70.2		—
我们记录的金融工具按账面价值计算的合并资产负债表：
现金和现金等价物		141.7		141.7		—		—		—
TRGP 左轮手枪和商业票据计划		175.0		175.0		—		175.0		—
TRGP 高级无抵押票据		6,470.5		6,598.7		—		6,598.7		—
定期贷款机制		500.0		500.0		—		500.0		—
合伙企业的优先无抵押票据		5,034.4		4,945.1		—		4,945.1		—
证券化设施		575.0		575.0		—		575.0		—

(1)

本表中衍生品合约的公允价值与附注10——衍生工具和套期保值活动中披露的合并资产负债表列报方式不同。上述公允价值反映了每份衍生品合约的整体价值，而合并资产负债表的列报基于预计未来结算的个人到期日。因此，出于合并资产负债表分类的目的，将个人合约分为当期和长期部分时，可以同时具有资产和负债状况。

有关合并资产负债表中包含的有关3级公允价值计量的其他信息

我们历来使用三级投入按公允价值报告某些掉期和期权合约，因为此类衍生品在衍生资产或负债的整个期限内都没有可观测的市场价格或隐含的波动率。对于同时包含可观测和不可观测输入的估值，如果确定不可观测的输入对整体投入很重要，则整个估值将归入第三级。这包括使用指示性报价进行估值的衍生品，其合约期限延伸到不可观察的时期。

这些互换的公允价值是使用基于大宗商品远期曲线的贴现现金流估值技术确定的。对于这些衍生品，估值模型的主要输入是大宗商品远期曲线，该曲线基于可观测或公开的数据来源，在没有可观测价格时推断。

我们的三级衍生品公允价值衡量中使用的重要不可观察的输入是远期液化天然气定价曲线，该衍生品期限的很大一部分超出了可用的远期定价。截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日，我们有不归类为 3 级的衍生合约。

附注 12 — 意外开支

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。我们和伙伴关系还是政府环境机构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署、德克萨斯州环境质量委员会、俄克拉荷马州环境质量部、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（包括空气排放、向环境排放和报告缺陷）实行金钱制裁，与我们的某些设施在正常业务过程中发生的事件有关。

开启 2018年12月26日，维托尔向德克萨斯州哈里斯县第80地方法院（“地方法院”）对当时是该公司（“Targa Channelview”）子公司的Targa Channelview LLC提起诉讼，要求追回美元129.0 向Targa Channelview支付了数百万美元的款项，额外的金钱赔偿，律师费和费用。维托尔声称Targa Channelview违反了《分裂者协议》，该协议规定Targa Channelview在Targa Channelview拥有的驳船码头附近建造一座原油和冷凝水分离器（“分离器”），以提供分拆协议所设想的服务。2018年1月，维托尔收购了Noble Americas Corp.，2018年12月23日，维托尔自愿选择终止分离协议，声称Targa Channelview未能及时实现Splitter的启动。维托尔的诉讼还指控Targa Channelview对驳船码头的能力进行了一系列虚假陈述，该驳船码头将提供大量的原油和冷凝水，供Splitter和Splitter产品处理。Vitol 寻求退货 $129.0 在Splitter启动之前，向Targa Channelview支付了数百万美元的款项，并支付了额外的赔偿金。在维托尔提起诉讼的同一天，Targa Channelview对维托尔提起诉讼，要求司法裁定维托尔的唯一和排他性的补救措施是维托尔自愿终止分裂协议，因此，Vitol无权退还先前根据分拆协议支付的任何款项或所谓的其他损害赔偿。Targa还要求追回其律师费和诉讼费用。

开启 2020年10月15日，地方法院判决 Vitol $129.0 法官审理后获得百万美元（加上利息）。此外，地方法院判决 Vitol $10.5 对于维托尔为创业活动购买的原油的损失和滞期费，赔偿了数百万美元。该公司向德克萨斯州休斯敦第十四上诉法院对该裁决提出上诉。2020年10月，我们出售了Targa Channelview，但根据出售协议，我们保留了与维托尔诉讼相关的负债。2022年9月13日，第十四上诉法院维持了初审法院关于退还维托尔先前付款的部分判决，但修改了判决，取消了维托尔追回与原油损失或滞期费有关的任何损害赔偿的能力。我们向德克萨斯州最高法院提交了复审申请，但于2023年10月20日被驳回。然后，我们向德克萨斯州最高法院提交了复审申请，但于2024年4月19日被驳回。根据2024年4月的裁决，美元129.0 截至2024年3月31日，Vitol的百万笔款项已从合并资产负债表上的其他长期负债重新归类为应计负债。此外，奖励的累积利息 $54.9 在截至2024年3月31日的三个月的合并运营报表中，净利息支出为百万美元。见附注7——其他长期负债。

2023年7月24日，我们收到了新墨西哥州环境部空气质量局的违规通知，内容涉及特拉华州Lucid Energy, LLC在2021年8月1日至2022年6月30日期间涉嫌违反航空许可证。我们随后于2022年7月在特拉华盆地收购中收购了该实体，其资产现已并入该公司的全资子公司塔尔加北特拉华有限责任公司。我们一直在与新墨西哥州环境部合作以解决此问题。尽管此事仍在进行中，管理层无法预测其最终结果，但此事的解决可能会导致

罚款或超过美元的罚款0.3 百万。我们预计与该事项有关的任何支出不会对我们的合并财务报表产生重大影响。

开启 2023 年 10 月 26 日，我们在一项诉讼中收到了最终判决，该诉讼指控违反了与2021年2月的冬季大风暴有关的合同。判给我们的赔偿金约为 $6.9 百万，不包括判决前的利息。双方都在对判决提出上诉。

我们也是另外两起违约案件的被告，这些案件与2021年2月冬季大风暴期间发生的不可抗力事件有关。我们认为，发生部分损失的可能性是合理的，尽管无法预测这些案件的最终结果，但我们估计，所有这些案件造成的潜在损失的总范围可能在美元之间0 和 $10.0 总共一百万。我们打算继续大力为这些案件辩护。

附注 13 — 收入

分配给剩余履约义务的固定对价

下表列出了报告期末与未履行的履约义务相关的估计最低收入，由固定对价组成，主要归因于最低数量承诺的合同，可以计算出有保障的收入金额。这些合同主要包括收集和加工、分馏、出口、终端和储存协议，其余合同条款包括 1 到 15 年份。


	2024		2025		2026 年及以后
固定对价将从 2024 年 3 月 31 日起予以确认	$	379.2	$	432.4	$	2,406.1

根据我们选择申请的可选豁免，上表中列出的金额不包括 (i) 满足分配例外情况的可变对价以及 (ii) 最初预期期限为一年或更短的合同的剩余履约义务。

有关分类收入的披露，请参阅附注16——分部信息。

附注14 — 所得税

我们使用预估的年度有效税率记录所得税，并在特定事件发生时对其进行离散识别。截至2024年3月31日的三个月，我们的有效税率低于美国公司的法定税率 21％主要是由于分配给公司无需纳税的非控股权益的收入以及超额的免税股票补偿。截至2023年3月31日的三个月的有效税率低于美国公司的法定税率 21％主要是由于除了分配给公司不可纳税的非控股权益的收入外，我们还发放了部分州税收估值补贴。

我们会定期评估递延所得税资产的可变现税收优惠，并根据对我们认为不符合变现标准的递延所得税资产金额的估计，记录估值补贴（如果需要）。截至2024年3月31日和2023年12月31日，我们的估值补贴为美元7.1 百万。

我们在美国和各州司法管辖区纳税，并接受税务机关的定期审计和审查。截至2024年3月31日，美国国税局（“国税局”）目前正在对某些因美国联邦所得税目的被视为合伙企业的全资和合并子公司的2019年、2020年和2021年应纳税年度的审查进行中。我们正在回应国税局就这些审计提出的信息请求。我们不知道有任何可能导致应纳税所得额调整的潜在审计结果，也预计不会发生与这些审计相关的重大变化。

附注15 — 补充现金流信息


	截至3月31日的三个月
	2024		2023
现金：
已付利息，扣除资本化利息 (1)	$	268.2	$	211.6
已缴所得税（已收到），净额		0.3		0.1
非现金投资活动：
应计资本支出对不动产、厂房和设备的影响，净额	$	54.4	$	(21.4	)
非现金融资活动：
非控股权益应计分配的变化	$	2.6	$	8.8

(1)

重大项目的利息资本化为 $16.2 百万和美元6.7 截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，为百万美元。

注释 16 — 分段信息

我们在... 运营二主要细分市场：（i）收集和加工，以及（ii）物流和运输（也称为下游业务）。我们的应报告的细分市场包括根据所提供产品和服务的性质汇总的运营细分市场。

我们的采集和加工部门包括用于收集和/或购买和出售油气井生产的天然气、去除杂质并通过开采液化天然气将这种原始天然气加工成可销售天然气的资产；以及用于收集、终止和/或购买和销售原油的资产。采集和加工板块的资产位于西德克萨斯州的二叠纪盆地和新墨西哥州东南部（包括米德兰、中部和特拉华盆地）；南德克萨斯州的伊格尔福特页岩；北德克萨斯州的巴尼特页岩；俄克拉荷马州的阿纳达科、阿德莫尔和阿科马盆地（包括SCOOP和STACK）和堪萨斯州中南部；北部的威利斯顿盆地（包括巴肯和三河）Forks Plays）；以及路易斯安那州墨西哥湾沿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液化天然气转化为液化天然气产品所需的活动和资产，还包括其他资产和增值服务，例如液化天然气和液化天然气产品的运输、储存、分馏、终端和营销，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大奖赛，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蒙特贝尔维尤的下游设施连接起来。相关资产通常与我们的采集和加工部门相连并部分供应，除管道和小型码头外，主要位于德克萨斯州的贝尔维尤山和加莱纳公园以及路易斯安那州的查尔斯湖。

其他包含与未被指定为现金流套期保值的衍生合约相关的未实现按市值计价的收益/亏损。分部间交易的取消反映在公司和冲销栏中。

下表显示了可报告的区段信息：


	截至2024年3月31日的三个月
	收集和处理			物流和运输		其他			企业和淘汰			总计
收入
大宗商品的销售	$	272.7		$	3,702.4	$	(22.1	)	$	—		$	3,953.0
来自中游服务的费用		413.3			196.1		—			—			609.4
		686.0			3,898.5		(22.1	)		—			4,562.4
细分市场间收入
大宗商品的销售		1,130.6			46.9		—			(1,177.5	)		—
来自中游服务的费用		(1.8	)		6.9		—			(5.1	)		—
		1,128.8			53.8		—			(1,182.6	)		—
收入	$	1,814.8		$	3,952.3	$	(22.1	)	$	(1,182.6	)	$	4,562.4
营业利润率 (1)	$	556.4		$	532.1	$	(22.1	)
其他财务信息：
总资产 (2)	$	12,815.6		$	7,870.1	$	3.1		$	157.3		$	20,846.1
善意	$	45.2		$	—	$	—		$	—		$	45.2
资本支出	$	435.0		$	293.6	$	—		$	1.1		$	729.7


	截至2023年3月31日的三个月
	收集和处理		物流和运输		其他		企业和淘汰			总计
收入
大宗商品的销售	$	287.9	$	3,561.3	$	175.8	$	—		$	4,025.0
来自中游服务的费用		320.4		175.1		—		—			495.5
		608.3		3,736.4		175.8		—			4,520.5
细分市场间收入
大宗商品的销售		1,347.0		78.2		—		(1,425.2	)		—
来自中游服务的费用		0.5		10.8		—		(11.3	)		—
		1,347.5		89.0		—		(1,436.5	)		—
收入	$	1,955.8	$	3,825.4	$	175.8	$	(1,436.5	)	$	4,520.5
营业利润率 (1)	$	538.4	$	529.1	$	175.8
其他财务信息：
总资产 (2)	$	12,199.9	$	6,558.4	$	4.2	$	263.0		$	19,025.5
善意	$	45.2	$	—	$	—	$	—		$	45.2
资本支出	$	269.5	$	176.6	$	—	$	8.2		$	454.3

(1)

营业利润率是通过从收入中减去产品购买以及燃料和运营费用来计算的。

(2)

“公司和免除” 栏中的资产主要包括与税收相关的资产、现金、预付账款和循环信贷额度的债务发行成本。

下表显示了我们在报告所述期间按产品和服务分列的合并收入：


	截至3月31日的三个月
	2024			2023
大宗商品的销售：
从与客户签订的合同中确认的收入：
天然气	$	494.6		$	816.1
NGL		3,356.3			2,864.5
冷凝水和原油		137.2			121.2
		3,988.1			3,801.8
非客户收入：
衍生活动-对冲		(3.2	)		45.2
衍生活动-非对冲 (1)		(31.9	)		178.0
		(35.1	)		223.2
大宗商品的总销售额		3,953.0			4,025.0

中游服务费用：
从与客户签订的合同中确认的收入：
收集和处理		405.9			315.5
液化天然气运输、分馏和服务		63.0			56.1
存储、终端和导出		125.7			108.8
其他		14.8			15.1
中游服务的总费用		609.4			495.5

总收入	$	4,562.4		$	4,520.5

(1)

代表未根据ASC 815指定为对冲工具的衍生活动。

下表显示了所列期间应申报分部营业利润率与所得税前收入（亏损）的对账情况：


	截至3月31日的三个月
	2024			2023
应申报分部运营情况的对账所得税前利润率（亏损）：
收集和处理营业利润率	$	556.4		$	538.4
物流和运输营业利润率		532.1			529.1
其他营业利润率		(22.1	)		175.8
折旧和摊销费用		(340.5	)		(324.8	)
一般和管理费用		(86.5	)		(82.4	)
其他营业收入（支出）		—			0.6
利息支出，净额		(228.6	)		(168.0	)
股权收益（亏损）		2.8			(0.2	)
其他，净额		1.7			(3.0	)
所得税前收入（亏损）	$	415.3		$	665.5

第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析。

以下对我们财务状况和经营业绩的讨论和分析应与管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析一起阅读，这些讨论和分析载于我们截至2023年12月31日止年度的10-K表年度报告（“年度报告”），以及截至2024年3月31日的季度10-Q表季度报告（“季度报告”）中包含的未经审计的合并财务报表和附注。

概述

Targa Resources Corp.（纽约证券交易所代码：TRGP）是一家特拉华州上市公司，成立于2005年10月。Targa是领先的中游服务提供商，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互补性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：

•

收集、压缩、处理、加工、运输、购买和销售天然气；

•

运输、储存、分馏、处理、购买和销售液化天然气和液化天然气产品，包括向液化石油气出口商提供的服务；以及

•

收集、储存、终端以及购买和销售原油。

为了提供这些服务，我们在两个主要领域开展业务：（i）收集和加工，以及（ii）物流和运输（也称为下游业务）。

我们的物流和运输部门包括将混合液化天然气转化为液化天然气产品所需的活动和资产，还包括其他资产和增值服务，例如液化天然气和液化天然气产品的运输、储存、分馏、终端和营销，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蒙特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山和加莱纳公园以及路易斯安那州的查尔斯湖。

其他包含与未被指定为现金流套期保值的衍生合约相关的未实现按市值计价的收益/亏损。

最近的会计公告

有关将影响我们的近期会计声明的讨论，请参阅合并财务报表附注3——重要会计政策中包含的 “近期会计声明”。

我们如何评估我们的运营

我们业务的盈利能力是以下两者之间差异的函数：（i）我们从运营中获得的收入，包括来自服务的收费收入以及我们出售的天然气、液化天然气、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、原油和混合液化天然气的成本以及运营、一般和管理成本以及大宗商品套期保值的影响活动。由于大宗商品价格的变动往往会影响收入和成本，因此仅收入的增加或减少并不一定表示我们盈利能力的增加或下降。我们的合约组合、原油、天然气和液化天然气的当前定价环境、我们的大宗商品套期保值计划的影响及其减少大宗商品价格变动风险敞口的能力，以及我们系统中的原油、天然气和液化天然气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采集的井口天然气中的液化天然气含量、我们产品和服务的供需、资产利用率以及客户组合变化的影响。

我们的盈利能力还受到收费合同的影响。在收费利润率的支撑下，我们在管道以及收集和处理资产方面的资本支出不断增加，下游设施的扩张，继续专注于增加现有和未来的收集和处理合同的收费利润，以及第三方对业务和资产的收购，将继续增加收费合同的数量。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关系。尽管如此，市场动态的变化，例如可用大宗商品吞吐量，确实会影响盈利能力。

管理层使用各种财务指标和运营衡量标准来分析我们的业绩。其中包括：（i）吞吐量、设施效率和燃料消耗，（ii）运营费用，（iii）资本支出以及（iv）以下非公认会计准则指标：调整后的息税折旧摊销前利润、调整后的运营现金流、调整后的自由现金流和调整后的营业利润率（分部）。

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和原油供应来源的能力的影响，以抵消与我们的采集和处理系统相连的石油和天然气井现有量的自然下降。这是通过连接新油井和增加现有产量以及捕获第三方目前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能否向下游业务分馏设施，有时还包括出口设施增加新的混合液化天然气供应来源的影响，这些来源通过第三方运输和大奖赛相连。我们对收集和加工厂产生的液化天然气进行分馏处理，并与第三方设施签订混合液化天然气供应合同。

此外，我们寻求通过限制体积损失、减少燃料消耗和提高效率来增加调整后的营业利润率。通过我们的采集系统广泛使用远程监控功能，我们可以监控采集系统沿线井口或中央输送点的接收量、加工厂入口接收的天然气量以及我们的加工厂回收的液化天然气和残留天然气量。我们还监控我们的物流资产中接收、储存、分馏和交付的液化天然气的数量。这些信息通过我们的加工厂和下游业务设施进行跟踪，以确定客户结算的销售额和与批量相关的服务费用，并帮助我们提高效率和降低燃料消耗。

作为监控运营效率的一部分，我们测量采集系统的井口或中央输送点接收的天然气量与处理厂入口接收的天然气量之间的差异，以此作为燃料消耗和管线损耗的指标。我们还跟踪加工厂入口处接收的天然气量与该工厂出口产生的液化天然气和残留气体之间的差异，以监控我们设施的燃料消耗和回收率。对我们的原油采集和物流资产以及我们的液化天然气管道也进行了类似的跟踪。这些体积、回收率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、维修和保养税以及从价税构成了我们运营支出中最重要的部分。这些费用保持相对稳定，不受我们系统的流量影响，但可能会随着系统的扩展和通货膨胀而增加，并且将根据特定时期内开展的活动范围而波动。

资本支出

我们的资本支出被归类为增长资本支出和维护资本支出。增长资本支出可以提高现有资产的服务能力，延长资产的使用寿命，在现有水平上提高容量，增加能力，降低成本或增加收入。维护资本支出是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、过时或使用寿命已到期的系统部件和设备，以及为遵守环境法律和法规而产生的支出。

与增长和维护项目相关的资本支出受到密切监控。在资本项目获得批准之前对投资回报进行分析，在整个项目开发过程中密切监控支出，并将随后的运营业绩与资本投资批准的经济分析中使用的假设进行比较。

非公认会计准则指标

我们使用非公认会计准则指标来分析我们的业绩。调整后的息税折旧摊销前利润、调整后的运营现金流、调整后的自由现金流和调整后的营业利润率（分部）均为非公认会计准则衡量标准。与这些非公认会计准则指标最直接可比的GAAP指标是运营收入（亏损）、归属于Targa Resources Corp. 的净收益（亏损）和该细分市场的营业利润率。这些非公认会计准则指标不应被视为GAAP指标的替代方案，并且作为分析工具具有重要的局限性。投资者不应孤立地考虑这些指标，也不应将其作为对我们根据公认会计原则报告的业绩分析的替代品。此外，由于我们的非公认会计准则指标不包括影响收入和细分市场营业利润率的部分（但不是全部）项目，并且我们行业内不同公司的定义不同，因此我们的定义可能无法与其他公司的类似标题的指标进行比较，从而降低了它们的效用。管理层通过审查可比的GAAP指标，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，来弥补我们作为分析工具的非公认会计准则指标的局限性。

调整后的营业利润率

我们将各细分市场的调整后营业利润率定义为收入减去产品购买和燃料。它受交易量和大宗商品价格以及我们的合约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：

•

与天然气和原油的收集、处理和加工相关的服务费；以及

•

出售天然气、凝析油、原油和液化天然气的收入，减去生产者结算、燃料和运输以及我们的股票量套期保值结算。

物流和运输调整后的营业利润率主要包括：

•

服务费（包括某些费率中包含的能源成本转移）；

•

系统产品的收益和损失；以及

•

液化天然气和天然气的销售，减去液化天然气和天然气的采购、燃料、第三方运输成本和净库存变化。

其他报告了按市值计价的套期保值未实现的公允价值变动对调整后的营业利润率的影响。

我们细分市场的调整后营业利润率为投资者提供了有用的信息，因为管理层和财务报表的外部用户（包括投资者和商业银行）将其用作补充财务指标，用于评估：

•

我们资产的财务表现，不考虑融资方式、资本结构或历史成本基础；

•

与中游能源领域其他公司相比，我们的经营业绩和资本回报率，不考虑融资或资本结构；以及

•

资本支出项目和收购的可行性以及另类投资机会的总体回报率.

作为核心内部管理流程，管理层每月审查各细分市场的调整后营业利润率和营业利润率。我们认为，投资者将受益于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。调整后的营业利润率与最直接可比的GAAP指标的对账情况显示在 “管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析——经营业绩——按可报告细分市场划分” 下。

调整后 EBITDA

我们将调整后的息税折旧摊销前利润定义为不计利息、所得税、折旧和摊销以及我们认为应根据核心经营业绩进行调整的其他项目之前，归属于塔尔加资源公司的净收益（亏损）。调整后的息税折旧摊销前利润对账表及其脚注详细说明了调整项目。调整后的息税折旧摊销前利润被我们和财务报表的外部用户（例如投资者、商业银行和其他机构）用作补充财务指标，以衡量我们的资产产生足以支付利息成本、支持债务和向投资者支付股息的现金的能力。

调整后的运营现金流和调整后的自由现金流

我们将调整后的运营现金流定义为调整后的息税折旧摊销前利润减去债务的现金利息支出和现金税（支出）收益。我们将调整后的自由现金流定义为调整后的运营现金流减去维护资本支出（扣除任何项目成本报销）和增长资本支出，扣除非控股权益缴款和对未合并关联公司投资的缴款。调整后的运营现金流和调整后的自由现金流是我们和财务报表的外部用户（例如投资者、商业银行和研究分析师）使用的绩效指标，用于评估我们产生现金收益（在偿还债务和融资资本支出后）用于公司用途的能力，例如支付股息、退还债务或赎回其他融资安排。

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指标与所示时期内最直接可比的GAAP指标进行了对比：


	截至3月31日的三个月
	2024			2023
	（以百万计）
归属于Targa Resources Corp. 的净收益（亏损）与调整后的息税折旧摊销前利润、调整后的运营现金流和调整后的自由现金流的对账
归属于塔加资源公司的净收益（亏损）	$	275.2		$	497.0
利息（收入）支出，净额		228.6			168.0
所得税支出（福利）		82.7			110.3
折旧和摊销费用		340.5			324.8
出售或处置资产的（收益）亏损		(1.1)	)		(1.5)	)
资产减记		1.0			0.9
股权（收益）损失		(2.8	)		0.2
来自未合并关联公司的分配		6.3			2.6
股权补助的补偿		14.6			15.0
风险管理活动		22.0			(175.7)	)
非控股权益调整 (1)		(0.8)	)		(1.0)	)
调整后 EBITDA	$	966.2		$	940.6
债务利息支出 (2)		(224.9)	)		(165.1)	)
现金税		(2.9	)		(4.3)	)
调整后的运营现金流	$	738.4		$	771.2
维护资本支出，净额 (3)		(49.8)	)		(41.8	)
增长资本支出，净额 (3)		(685.8)	)		(415.4)	)
调整后的自由现金流	$	2.8		$	314.0

(1)

折旧和摊销费用的非控股权益部分。

(2)

不包括利息支出的摊销。截至2024年3月31日的三个月包括与拆分协议裁决相关的5,490万美元利息支出。

(3)

表示扣除非控股权益出资后的资本支出，包括对未合并关联公司投资的出资。

合并经营业绩

下表和讨论是我们合并经营业绩的摘要：


	截至3月31日的三个月
	2024			2023			2024 年与 2023
	（以百万计）
收入：
大宗商品的销售	$	3,953.0		$	4,025.0		$	(72.0)	)		(2)	%)
来自中游服务的费用		609.4			495.5			113.9			23	%
总收入		4,562.4			4,520.5			41.9			1	%
产品购买和燃料		3,218.0			3,019.0			199.0			7	%
运营费用		278.0			258.2			19.8			8	%
折旧和摊销费用		340.5			324.8			15.7			5	%
一般和管理费用		86.5			82.4			4.1			5	%
其他运营（收入）支出		—			(0.6)	)		0.6			100	%
运营收入（亏损）		639.4			836.7			(197.3)	)		(24)	%)
利息支出，净额		(228.6)	)		(168.0)	)		(60.6)	)		36	%
股权收益（亏损）		2.8			(0.2	)		3.0		NM
其他，净额		1.7			(3.0	)		4.7			157	%
所得税（费用）补助		(82.7)	)		(110.3)	)		27.6			25	%
净收益（亏损）		332.6			555.2			(222.6)	)		(40	%)
减去：归属于非控股权益的净收益（亏损）		57.4			58.2			(0.8)	)		(1)	%)
归属于塔加资源公司的净收益（亏损）		275.2			497.0			(221.8)	)		(45)	%)
回购非控股权益的溢价，扣除税款		—			490.7			(490.7)	)		(100)	%)
归属于普通股股东的净收益（亏损）	$	275.2		$	6.3		$	268.9		NM
财务数据：
调整后的息税折旧摊销前利润 (1)	$	966.2		$	940.6		$	25.6			3	%
调整后的运营现金流 (1)		738.4			771.2			(32.8)	)		(4)	%)
调整后的自由现金流 (1)		2.8			314.0			(311.2)	)		(99)	%)

(1)

调整后的息税折旧摊销前利润、调整后的经营现金流和调整后的自由现金流是非公认会计准则的财务指标，在 “管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析——我们如何评估运营” 中进行了讨论。

NM 由于分母较低，所注意到的百分比变化过高，因此被认为没有意义。

截至2024年3月31日的三个月，与截至2023年3月31日的三个月相比

大宗商品销售的下降反映了天然气和液化天然气价格的下降（5.89亿美元）、套期保值的不利影响（2.584亿美元）和凝析油量的减少（740万美元），但部分被液化天然气和天然气产量的增加（7.593亿美元）以及凝析油价格的上涨（2340万美元）所抵消。

中游服务费用的增加主要是由于更高的天然气收集和加工费以及更高的出口量。

产品购买量和燃料的增加反映了液化天然气和天然气产量的增加以及凝析油价格的上涨，但部分被天然气和液化天然气价格的下降所抵消。

运营费用的增加主要是由于活动增加和系统扩展导致的租金和劳动力成本增加。

有关分部的更多信息，请参阅 “—运营业绩—按可报告的分区划分”。

折旧和摊销费用的增加主要是由于系统扩张对我们资产基础的影响，但部分被某些资产的折旧寿命缩短所抵消，这些资产在2023年第二季度闲置，随后在2023年第三季度关闭。

净利息支出的增加是由于确认了与分割协议相关的2024年法律裁决的累计利息和更高的借款，但部分被资本化利息的增加所抵消。有关法律裁决的其他信息，请参阅附注12——意外开支。

所得税支出的减少主要是由于税前账面收入减少。

扣除税款后回购非控股权益的溢价是由于在2023年收购了黑石能源合作伙伴在大奖赛合资企业中的25％权益（“大奖赛交易”）。

运营业绩——按可报告的细分市场划分

按可报告细分市场划分，我们的营业利润率为：


	收集和处理		物流和运输		其他
	（以百万计）
三个月已结束：
2024 年 3 月 31 日	$	556.4	$	532.1	$	(22.1)	)
2023 年 3 月 31 日		538.4		529.1		175.8

收集和处理部分


	截至3月31日的三个月
	2024			2023		2024 年与 2023
		（以百万计，运营统计数据和价格金额除外）
营业利润率	$		556.4	$	538.4	$	18.0		3	%
运营费用			188.1		181.4		6.7		4	%
调整后的营业利润率	$		744.5	$	719.8	$	24.7		3	%
运营统计 (1)：
工厂天然气入口，mmcf/D (2) (3)
二叠纪米德兰 (4)			2,746.1		2,348.6		397.5		17	%
特拉华州二叠纪			2,648.9		2,495.1		153.8		6	%
二叠纪总量			5,395.0		4,843.7		551.3		11	%

南德克萨斯州 (5)			304.9		355.9		(51.0)	)	(14)	%)
北德克萨斯州			184.5		195.5		(11.0)	)	(6)	%)
SouthOk (5)			357.2		383.9		(26.7)	)	(7)	%)
WestOK			210.1		204.1		6.0		3	%
中央总部			1,056.7		1,139.4		(82.7)	)	(7)	%)

荒地 (5) (6)			127.1		131.8		(4.7)	)	(4)	%)
总字段			6,578.8		6,114.9		463.9		8	%

沿海			524.7		509.2		15.5		3	%

总计			7,103.5		6,624.1		479.4		7	%
液化天然气产量，mbbl/d (3)
二叠纪米德兰 (4)			392.8		335.0		57.8		17	%
特拉华州二叠纪			307.0		320.8		(13.8)	)	(4)	%)
二叠纪总量			699.8		655.8		44.0		7	%

南德克萨斯州 (5)			28.9		38.4		(9.5)	)	(25)	%)
北德克萨斯州			21.9		23.0		(1.1)	)	(5)	%)
SouthOk (5)			28.1		38.8		(10.7	)	(28)	%)
WestOK			11.7		13.1		(1.4)	)	(11)	%)
中央总部			90.6		113.3		(22.7)	)	(20)	%)

荒地 (5)			14.6		15.4		(0.8)	)	(5)	%)
总字段			805.0		784.5		20.5		3	%

沿海			39.1		36.2		2.9		8	%

总计			844.1		820.7		23.4		3	%
原油，荒地，mbbl/d			94.4		110.6		(16.2	)	(15)	%)
原油，二叠纪，mbl/d			27.6		25.5		2.1		8	%
天然气销售，BBTU/d (3)			2,650.5		2,572.5		78.0		3	%
液化天然气销售额，mbl/d (3)			498.8		459.1		39.7		9	%
冷凝水销量，mbbl/d			19.1		19.8		(0.7)	)	(4)	%)
平均已实现价格 (7)：
天然气，美元/百万英热单位			1.50		2.63		(1.13	)	(43)	%)
NGL，美元/加仑			0.48		0.52		(0.04)	)	(8)	%)
冷凝水，美元/桶			77.22		66.34		10.88		16	%

(1)

分部运营统计数据包括分部间金额的影响，这些金额已从合并列报中删除。对于显示的所有销量统计数据，分子是该期间的总销售量，分母是该期间的日历天数。

(2)

工厂天然气入口代表我们对流经位于天然气处理厂入口的仪表的天然气量的不可分割利益，而非荒地。

(3)

工厂天然气入口量和液化天然气总产量包括生产商的实物获取量，而天然气销售和液化天然气销售不包括生产商的实物获取量。

(4)

二叠纪米德兰包括在西德克萨斯州的业务，我们拥有其中 72.8% 的不可分割权益，以及我们100％拥有的其他工厂。WestTx不可分割权益资产的经营业绩在我们报告的财务报告中按净比例列报。

(5)

运营包括非我们全资拥有的设施。

(6)

荒地天然气入口代表井口总量，包括小密苏里四号工厂处理的塔尔加水量。

(7)

扣除费用后的平均已实现价格包括归因于我们股票交易量的已实现大宗商品对冲收益/亏损的影响。价格是使用商品销售总额加上对冲收益/亏损作为分子，总销售量作为分母（扣除费用）计算得出的。

下表列出了归因于我们股票交易量的已实现大宗商品对冲收益（亏损），这些收益包含在采集和加工板块调整后的营业利润率中：


	截至2024年3月31日的三个月								截至2023年3月31日的三个月
	（以百万计，体积数据和价格金额除外）
	音量已解决		价格点差 (1)			获得（损失）			音量已解决		价格点差 (1)			获得（损失）
天然气 (bbTU)		14.4	$	1.27		$	18.3			19.7	$	1.35		$	26.5
液化天然气 (mmGal)		134.1		0.01			1.7			184.1		0.05			9.5
原油 (mbbL)		0.4		(7.25)	)		(2.9	)		0.6		(4.67)	)		(2.8	)
						$	17.1							$	33.2

(1)

价差是合约衍生工具定价与相应已结算大宗商品交易价格之间的差额。

截至2024年3月31日的三个月，与截至2023年3月31日的三个月相比

调整后营业利润率的增长是由于二叠纪天然气入口量的增加和费用的增加，但天然气和液化天然气价格的下降部分抵消了这一点。二叠纪天然气入口量的增加归因于2023年第一季度增加了Legacy II工厂，2023年第二季度增加了中途岛工厂，2023年第四季度增加了格林伍德和Wildcat II工厂，以及生产商活动持续强劲。中部地区的天然气入口量下降的主要原因是SouthTx的销量减少以及2024年第一季度生产商活动减少。

运营费用的增加主要是由于二叠纪产量的增加以及Legacy II、Midway、Greenwood和Wildcat II工厂的增加。

物流和运输板块


	截至3月31日的三个月
	2024		2023		2024 年与 2023
	（以百万计，运营统计数据除外）
营业利润率	$	532.1	$	529.1	$	3.0	1%
运营费用		90.0		76.5		13.5	18%
调整后的营业利润率	$	622.1	$	605.6	$	16.5	3%
运行统计数据 mbl/d (1)：
液化天然气管道运输量 (2)		717.8		536.8		181.0	34%
分馏量		797.2		758.8		38.4	5%
出口量 (3)		439.0		373.4		65.6	18%
液化天然气销售额		1,227.6		1,007.6		220.0	22%

(1)

分部运营统计数据包括分部间金额，这些金额已从合并列报中删除。对于显示的所有销量统计数据，分子是该期间的总销售量，分母是该期间的日历天数。

(2)

表示获得运输利润的混合液化天然气的总量。

(3)

出口量是指在我们的加利纳公园海运码头向第三方客户交付的、运往国际市场的液化天然气产品的数量。

截至2024年3月31日的三个月，与截至2023年3月31日的三个月相比

调整后营业利润率的增长是由于管道运输和分馏利润率的提高以及液化石油气出口利润率的增加，这在很大程度上被去年季节性优化机会增加所带来的营销利润率下降所抵消。管道运输和分馏量主要受益于供应量的增加，这主要来自我们的二叠纪收集和处理系统以及更高的费用。液化石油气出口利润率因销量增加而增加，原因是该公司受益于2023年第三季度完成的出口扩张，休斯敦船舶航道允许夜间船舶过境。

运营费用的增加是由于系统容量的增加、更高的维修和维护以及更高的薪酬和福利。

其他


	截至3月31日的三个月
	2024			2023		2024 年与 2023
	（以百万计）
营业利润率	$	(22.1)	)	$	175.8	$	(197.9	)
调整后的营业利润率	$	(22.1)	)	$	175.8	$	(197.9	)

其他包含与未被指定为现金流套期保值的衍生品合约相关的按市值计价收益/亏损的大宗商品衍生品活动的结果。我们已经签订了衍生工具，以对冲与未来部分大宗商品购买和销售以及物流和运输领域天然气运输基础风险相关的大宗商品价格。有关我们风险管理计划的更多详情，请参阅 “第 3 项——关于市场风险的定量和定性披露”。

我们的流动性和资本资源

截至2024年3月31日，包括我们的合并合资企业账户，我们的合并资产负债表上有1.099亿美元的现金及现金等价物。我们认为，我们的现金状况、经营活动产生的现金流、分红后的自由现金流以及信贷额度的剩余借款能力（将在下文 “短期流动性” 中讨论）足以使我们能够管理日常现金需求和预期债务，如下文将进一步讨论。我们的流动性和资本资源在合并的基础上进行管理。

综合而言，我们能否为运营融资，包括为资本支出和收购提供资金、履行债务义务、再融资或偿还债务、满足抵押品要求以及支付董事会宣布的股息，将取决于我们未来的现金产生能力。我们产生现金的能力受多种因素的影响，其中一些因素是我们无法控制的。其中包括商品价格和持续管理运营成本和维护资本支出的努力，以及总体经济、金融、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更多讨论，请参阅 “近期动态”。

综合而言，我们的主要流动性和资本资源来源是内部产生的运营现金流、27.5亿美元的TRGP优先循环信贷额度（“TRGP循环信贷额度”）下的借款、无抵押商业票据计划（“商业票据计划”）、合伙企业的应收账款证券化工具（“证券化工具”）以及债务和股权资本市场准入。我们通过合资安排和资产出售收益来补充这些流动性来源。我们面临的不利信贷条件包括我们的信贷额度、现金投资、对冲能力、客户绩效风险和交易对手履约风险。

短期流动性

截至2024年3月31日，我们的合并短期流动性为：


	合并总计
	（以百万计）
手头现金 (1)	$	109.9
证券化机制下的总可用性		600.0
TRGP Revolver 和商业票据计划下的总可用性		2,750.0
		3,459.9

减去：证券化机制下的未偿借款		(500.0	)
TRGP Revolver 和商业票据计划下的未偿借款		(360.0)	)
TRGP Revolver 下的未清信用证		(32.5	)
总流动性	$	2,567.4

(1)

包括我们的合并合资账户中持有的现金。

与现有安排相关的其他潜在资本资源包括我们有权要求根据TRGP Revolver额外增加5亿美元的承诺额，但须遵守其中的条款。TRGP 左轮手枪将于 2027 年 2 月 17 日到期。

我们的部分资本资源分配给信用证，以满足某些交易对手的信贷要求。截至2024年3月31日，TRGP Revolver下有3,250万美元的未偿信用证。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约义务的能力以及大宗商品价格和其他因素的看法。

营运资金

营运资金是流动资产超过流动负债的金额。综合而言，在任何给定月底，与大宗商品销售和购买相关的应收账款和应付账款相对平衡，来自客户的应收账款被应付给生产者的工厂结算所抵消。通常导致我们报告的营运资金总额出现总体波动的因素是：（i）我们的现金状况；（ii）我们密切管理的液体库存水平以及液体估值；（iii）与重大增长资本项目相关的应付账款和应计账款的变化；（iv）衍生品合约当前部分公允价值的变化；（v）证券化机制下借款的每月波动；以及（vi）我们的资产基础或业务运营的重大结构性变化，例如某些有机增长资本项目以及收购或资产剥离。

截至2024年3月31日，营运资金与2023年12月31日相比减少了2.752亿美元。下降的主要原因是液化天然气库存减少、液化天然气价格和数量上涨导致的产品购买量和应付燃料的增加、2024年与分割协议相关的法律裁决将负债从长期重新归类为流动负债，以及套期保值活动的净负债减少，但被证券化基金净借款的减少部分抵消。

根据我们的预期运营水平，在没有任何干扰性事件的情况下，我们认为，我们的内部产生的现金流、TRGP Revolver下的可用借款、商业票据计划、证券化融资以及债券和股权发行以及合资企业和/或资产出售的收益，应为至少未来十二个月的运营、资本支出、长期债务、抵押品要求和季度现金分红提供足够的资金。

长期融资

我们的长期融资包括可能通过长期债务债务、发行普通股、优先股或合资安排筹集资金。

将来，我们或合伙企业可能会通过赎回电话、现金购买和/或交换其他债务、公开市场购买、私下协商交易或其他方式来赎回、购买或交换我们和/或合伙企业的某些未偿债务。此类看涨、回购、交易所或赎回（如果有）将取决于当前的市场状况、我们的流动性要求、合同限制和其他因素。所涉金额可能很大。

迄今为止，我们的债务余额和子公司的债务余额并未对我们的运营、增长能力或偿还或再融资债务的能力产生不利影响。

有关我们的债务义务的信息，请参阅附注6——合并财务报表的债务义务。有关我们的利率风险的信息，请参阅 “第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露——利率风险。”

遵守债务契约

截至2024年3月31日，我们和合伙企业都遵守了各种债务协议中包含的契约。

现金流分析

来自经营活动的现金流


截至3月31日的三个月
2024		2023		2024 年与 2023
（以百万计）
$	876.4	$	1,169.8	$	(293.4)	)

经营活动现金流的主要驱动因素是：（i）通过销售液化天然气和天然气向客户收取现金，以及加工、收集、出口、分馏、终端、储存和运输的费用；（ii）与购买液化天然气、天然气和原油相关的款项的支付；（iii）与主要增长资本项目相关的应付账款和应计账款的变化；以及（iv）其他开支的支付，主要是外勤业务费用、一般和管理费用以及利息支出。此外，我们使用衍生工具来管理我们的大宗商品价格风险敞口。我们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存款要求。

运营提供的净现金减少主要是由于客户收款减少和对冲交易结算减少，但被产品购买和燃料付款的减少所抵消。

来自投资活动的现金流


截至3月31日的三个月
2024			2023			2024 年与 2023
（以百万计）
$	(677.9)	)	$	(480.8)	)	$	(197.1)	)

用于投资活动的净现金的增加主要是由于2024年不动产、厂房和设备支出增加，主要与二叠纪地区和德克萨斯州贝尔维尤山的建筑活动有关。

来自融资活动的现金流


	截至3月31日的三个月
	2024			2023
	（以百万计）
融资活动来源，净额
债务，包括融资成本	$	99.2		$	613.9
回购非控股权益		(1.3)	)		(1,091.9	)
分红		(116.6)	)		(85.3)	)
来自非控股权益（分配）的缴款		(51.4)	)		(47.1)	)
回购股票		(160.2)	)		(85.8)	)
由（用于）融资活动提供的净现金	$	(230.3)	)	$	(696.2)	)

用于融资活动的净现金减少是由于非控股权益的回购减少，这主要是由于2023年大奖赛交易造成的，但部分被债务借款减少、普通股回购的增加以及2024年支付的股息增加所抵消。

子公司证券担保综合财务信息汇总

为我们在TRGP Revolver下的义务提供担保的子公司（“义务集团”）还共同和单独地为TRGP优先票据的支付提供全面和无条件的担保，但某些有限的例外情况除外。

根据美国证券交易委员会第S-X条例第13-01条，我们没有为债务集团提供单独的财务报表，而是提供了以下补充汇总的债权集团合并资产负债表和运营报表信息。

补充汇总的合并财务信息中删除了义务集团中所有重要的公司间项目。债权集团在我们非担保子公司的投资余额未包括在补充汇总的合并财务信息中。义务集团与其他关联方（包括我们的非担保子公司（称为 “关联公司”）的重要公司间余额和活动在以下补充汇总财务信息中单独列报。

截至最近一期末，承付集团的合并资产负债表和运营报表信息汇总如下：


合并资产负债表信息汇总
	2024 年 3 月 31 日		2023年12月31日
	（以百万计）
资产
流动资产	$	766.5	$	966.3
流动资产-关联公司		10.0		11.2
长期资产		15,528.5		15,267.6
总资产	$	16,305.0	$	16,245.1

负债和所有者权益
流动负债	$	2,256.7	$	2,107.9
流动负债——关联公司		34.8		26.2
长期负债		13,432.0		13,278.8
塔尔加资源公司股东权益		581.5		832.2
负债和所有者权益总额	$	16,305.0	$	16,245.1

合并运营报表信息汇总
	三个月已结束		已结束的年份
	2024 年 3 月 31 日		2023年12月31日
	（以百万计）
收入	$	4,448.6	$	15,737.0
营业收入（亏损）		499.4		2,134.2
净收益（亏损）		192.2		1,100.1

普通股分红

下表详细列出了截至2024年3月31日的三个月中我们申报和/或支付的普通股股息：


三个月已结束	付款日期或待付款	共计已申报分红		普通金额已支付的股息或待付款		分红开启基于股份的奖励		普通股每股申报的股息
（以百万计，每股金额除外）

2024 年 3 月 31 日	2024年5月15日	$	168.1	$	166.3	$	1.8	$	0.75000
2023年12月31日	2024年2月15日		112.8		111.6		1.2		0.50000

我们未来申报的实际股息金额取决于我们合并的财务状况、经营业绩、现金流、资本支出水平、未来业务前景、债务契约的遵守情况以及董事会认为相关的任何其他事项。

资本支出

下表详细列出了截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月资本项目的现金支出：


	截至3月31日的三个月
	2024			2023
	（以百万计）
资本支出：
成长 (1)	$	677.9		$	410.3
保养 (2)		51.8			44.0
资本支出总额		729.7			454.3
资本项目应付账款和应计费用变动，净额		(59.9)	)		21.4
资本项目的现金支出	$	669.8		$	475.7

(1)

截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，扣除非控股权益出资，包括对未合并关联公司投资的出资，增长资本支出分别为6.858亿美元和4.154亿美元。

(2)

截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，扣除非控股权益出资后的维护资本支出分别为4,980万美元和4,180万美元。

增长资本支出总额的增加主要是由于二叠纪地区的系统扩张，以应对预期的产量增长和更高的活动水平，以及下游业务的扩张。维护资本支出总额的增加主要是由于我们的基础设施覆盖范围不断扩大。

我们宣布在二叠纪地区增建天然气加工设施，加上我们在蒙特贝尔维尤建造的代托纳液化天然气管道和9、10和11号列车分馏厂，我们目前估计，到2024年，我们将为已宣布的项目投资23亿至25亿美元的净增长资本支出。未来的增长资本支出可能会因投资机会而异。我们预计，扣除非控股权益后，2024年的维护资本支出将约为2.25亿美元。

资产负债表外安排

截至2024年3月31日，与各种履约义务相关的未偿担保债券为8,710万美元。这些规定旨在支持（i）我们运营所在监管司法管辖区的法规所要求的各种履约义务，以及（ii）交易对手支持。这些担保债券下的债务通常不被称为债务，因为我们通常遵守基本的业绩要求。

第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露。

我们的主要市场风险是我们面临的大宗商品价格变动，尤其是天然气、液化天然气和原油价格变动、利率变动以及风险管理交易对手和客户不履行义务的风险。

风险管理

我们评估与我们的大宗商品衍生合约和贸易信贷相关的交易对手风险。我们所有的大宗商品衍生品均来自主要金融机构或主要能源公司。如果这些金融交易对手中的任何一个表现不佳，我们可能无法意识到在较低的大宗商品价格下进行一些套期保值的好处，这可能会对我们的经营业绩产生重大不利影响。我们将天然气、液化天然气和冷凝水出售给各种购买者。贸易债权人不履行义务可能会导致损失。

原油、液化天然气和天然气价格波动不定。为了减少现金流的可变性，我们订立了衍生工具，以对冲与2027年之前的部分预期天然气、液化天然气和凝析油股票交易量、未来大宗商品购买和销售以及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大宗商品衍生品合约的能力。

大宗商品价格风险

我们的部分收入来自收益百分比合同，根据该合同，我们将出售大宗商品的部分收益作为服务付款。天然气、液化天然气和原油的价格会因供应、需求、市场不确定性以及我们无法控制的各种其他因素的变化而波动。我们会监控这些风险，并进行套期保值交易，以减轻大宗商品价格波动对我们业务的影响。来自被指定为套期保值的衍生工具的现金流与来自被套期保值的衍生工具的现金流归入同一类别。

我们大宗商品风险管理活动的主要目的是对冲部分大宗商品价格风险敞口，减少由于大宗商品价格波动而导致的运营现金流波动。为了减少现金流的可变性，截至2024年3月31日，我们对大宗商品价格进行了套期保值，该价格与部分预期（i）因收益百分比处理安排而产生的采集和加工业务中的天然气、液化天然气和凝析油股权交易量，（ii）物流和运输板块未来的大宗商品购买和销售，以及（iii）物流和运输板块的天然气运输基础风险。与未来几年相比，我们对冲了本年度预期股票交易量的更高百分比，为此，我们对冲了预期股票交易量中较低的百分比。我们还订立大宗商品金融工具，以帮助管理我们持续运营中其他与大宗商品相关的短期业务风险，并结合我们在物流和运输资产运营中可获得的营销机会。对于掉期，我们通常会获得特定名义数量的大宗商品的商定固定价格，并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浮动指数价格与出售标的实物大致相同，因此这些交易旨在有效地提前锁定对冲交易量的商定固定价格。为了避免套期保值交易量超过我们的实际股票交易量，我们通常限制使用掉期来对冲低于预期股票交易量的价格。我们利用购买的看跌期权（或下限）和看涨期权（或上限）来对冲额外的预期股票大宗商品交易量，而不会造成交易量风险。我们可能会买入与掉期头寸相关的看涨期权，以创造一个有上行空间的下限。我们打算继续管理未来的大宗商品价格敞口，在市场条件允许的情况下，使用掉期、项圈、买入的看跌期权（或下限）、期货或其他衍生工具进行衍生品交易。

在进入新的套期保值时，我们通常打算将液化天然气的产品构成以及液化天然气和天然气的交割点与我们的实物资产交易量相匹配。根据预期的净资产构成，液化天然气套期保值涵盖特定的液化天然气产品。我们认为，这种策略避免了使用原油或其他石油产品的套期保值作为液化天然气价格的 “代理” 套期保值所带来的不相关风险。我们的天然气和液化天然气套期保值的公允价值基于公布的不同地点交割的指数价格，该价格与天然气和液化天然气的实际交割点非常接近。我们的部分凝析油销售使用原油套期保值进行套期保值，这些套期保值基于纽约商品交易所的西德克萨斯中质轻质低硫原油期货合约。

这些大宗商品价格套期保值中的大多数是根据国际互换和衍生品协会（“ISDA”）的标准表格记录的，其中包含定制的信贷和法律条款。主要交易对手（或其担保人，如果适用）具有投资级信用评级。尽管只要我们维持目前的信用评级，我们目前就没有义务出示现金、信用证或其他额外抵押品来担保这些套期保值，但如果我们的信誉发生不利变化，交易对手的信贷敞口因大宗商品价格上涨而在对冲期限内增加，我们可能有义务存入抵押品以担保套期。购买的看跌期权（或下限）交易不会使我们的交易对手面临信用风险，因为除了为进行交易而支付的溢价外，我们没有义务在未来还款；但是，我们面临交易对手违约的风险，即交易对手无法履行看跌期权交易下的义务的风险。

我们还使用期货交易所的期货合约进行大宗商品价格对冲交易。交易所交易的期货受交易所保证金要求的约束，因此，由于天然气、液化天然气或原油价格上涨，我们可能不得不增加现金存款。与双边套期保值不同，在期货交易所使用期货时，我们不受交易对手信用风险的影响。

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。通常，如果价格跌至设定套期保值的价格以下，我们的套期保值安排为我们提供了对冲交易量的保护。如果价格上涨超过套期保值的价格，我们从套期保值交易量中获得的收入将少于在没有套期保值的情况下获得的收入（购买的看涨期权除外）。

为了分析与我们的衍生工具相关的风险，我们使用灵敏度分析。敏感度分析根据基础大宗商品价格的假设变动10％来衡量我们的衍生工具公允价值的变化，但并未反映同样的假设价格变动将对相关套期保值项目产生的影响。大宗商品价格变动产生的财务报表对衍生工具公允价值的影响通常会被套期保值会计项下的相应收益或亏损所抵消。我们的衍生工具的公允价值还受到期权合约市场波动率和用于确定现值的贴现率变化的影响。

下表显示了截至2024年3月31日假设价格变动对我们衍生工具估计公允价值的影响：


	公允价值			降价 10% 的结果		10% 价格上涨的结果
	（以百万计）
天然气	$	(7.4	)	$	24.0	$	(38.8)	)
液化天然气		(2.3)	)		54.7		(59.3)	)
原油		(17.2	)		5.5		(39.8)	)
总计	$	(26.9)	)	$	84.2	$	(137.9)	)

上表包含截至所述日期为对冲大宗商品价格风险而未偿还的所有衍生工具，由于我们的股票交易量和未来的大宗商品买入和销售以及与天然气运输安排相关的基差异，我们面临着大宗商品价格风险。

由于交易记作衍生品，在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，我们的营业收入分别增加（减少）了3510万美元和2.232亿美元。我们风险管理头寸的估计公允价值已从2023年12月31日的7,440万美元净资产头寸变为2024年3月31日的2690万美元的净负债头寸。相对于我们的衍生品合约的固定价格，远期大宗商品价格有所上涨，从而形成了净负债头寸。

利率风险

我们面临利率变动的风险，这主要是TRGP Revolver、商业票据计划、证券化机制和定期贷款机制下的浮动利率借款造成的。截至2024年3月31日，我们没有任何利率套期保值。但是，我们将来可能会进行利率套期保值，以减轻利率变化对现金流的影响。随着利率的提高，TRGP Revolver、商业票据计划、证券化机制和定期贷款机制的利息支出也将增加。截至2024年3月31日，我们有14亿美元的未偿浮动利率借款。根据我们2024年3月31日的债务余额，假设我们的浮动利率债务利率变动100个基点将使我们的合并年利息支出减少1,360万美元。

交易对手信用风险

我们面临因交易对手不付款或不履行义务而遭受损失的风险。与大宗商品衍生工具相关的信用风险敞口由报告日资产头寸的公允价值（即预期未来收入的公允价值）表示。我们的期货合约的信用风险有限，因为它们是通过交易所清算的，并且每天都有保证金。如果一个或多个交易对手的信誉下降，我们缓解不履约风险的能力仅限于交易对手同意自愿终止和随后的现金结算，或者将衍生合约更新给第三方。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。我们在与衍生品交易对手的ISDA协议中有主净额结算条款。这些净额结算条款使我们能够净结算同一个Targa实体中相同交易对手的资产和负债头寸，并将使截至2024年3月31日因交易对手信用风险而造成的最大损失减少3520万美元。截至2024年3月31日，归因于我们个人交易对手的亏损范围将在10万美元至730万美元之间，具体取决于违约交易对手。

有关我们的套期保值活动的更多信息，请参阅附注10——衍生工具和套期保值活动和附注11——合并财务报表的公允价值衡量。

客户信用风险

我们在正常业务过程中向客户和其他方提供信贷。我们已经制定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，以及在必要时要求增强信贷。我们使用信用增强措施，包括（但不限于）信用证、预付款、育儿担保和抵消权来限制信用风险，以确保我们既定的信贷标准得到遵守，财务损失得到缓解或最小化。

我们有活跃的信贷管理流程，侧重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2024年3月31日和2023年12月31日，我们的信贷损失准备金均为250万美元。

在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，没有任何客户占我们合并收入的10％或以上。

第 4 项。控制和程序。

评估披露控制和程序

管理层在首席执行官兼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，截至本季度报告所涉期末，经修订的1934年《证券交易法》（“交易法”）第13a-15（e）条和第15d-15（e）条对该术语进行了定义。根据此类评估，我们的首席执行官兼首席财务官得出结论，截至2024年3月31日，我们的披露控制和程序的设计和运作是有效的，可以合理地保证我们在根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息（i）在美国证券交易委员会规则和表格规定的时间内记录、处理、汇总和报告，以及（ii）积累并传达给包括首席执行官在内的管理层首席执行官兼首席财务官酌情设立官员，以便及时就所需的披露作出决定。

财务报告内部控制的变化

在截至2024年3月31日的季度中，我们对财务报告的内部控制没有发生任何变化，这些变化对我们的财务报告内部控制产生了重大影响，也没有合理地可能产生重大影响。

第二部分 — 其他信息

第 1 项。法律诉讼。

2018年12月26日，Vitol Americas Corp.（“Vitol”）在德克萨斯州哈里斯县第80地方法院（“地方法院”）对当时的公司（“Targa Channelview”）的子公司Targa Channelview LLC提起诉讼，要求追回向Targa Channelview支付的1.29亿美元款项、额外的金钱赔偿、律师费和费用。维托尔声称，Targa Channelview违反了Targa Channelview与Noble Americas Corp. 于2015年12月27日达成的原油和凝析油协议（“分离协议”），该协议规定Targa Channelview在Targa Channelview拥有的驳船码头附近建造原油和凝析油分离器（“分离器”），以提供分离器协议所规定的服务。2018年1月，维托尔收购了Noble Americas Corp.，2018年12月23日，维托尔自愿选择终止分离协议，声称Targa Channelview未能及时实现Splitter的启动。维托尔的诉讼还指控Targa Channelview对驳船码头的能力进行了一系列虚假陈述，该驳船码头将提供大量的原油和冷凝水，供Splitter和Splitter产品处理。维托尔要求退还Splitter启动前向Targa Channelview支付的1.29亿美元款项，并要求赔偿额外的赔偿。在维托尔提起诉讼的同一天，Targa Channelview对维托尔提起诉讼，要求司法裁定维托尔的唯一和排他性的补救措施是维托尔自愿终止分裂协议，因此，Vitol无权退还先前根据分拆协议支付的任何款项或所谓的其他损害赔偿。Targa还要求追回其律师费和诉讼费用。

2020年10月15日，地方法院在法庭审理后判给维托尔1.29亿美元（加上利息）。此外，地方法院裁定维托尔赔偿1,050万澳元的赔偿金，以补偿维托尔为初创企业购买的原油的损失和滞期费。该公司向德克萨斯州休斯敦第十四上诉法院对该裁决提出上诉。2020年10月，我们出售了Targa Channelview，但根据出售协议，我们保留了与维托尔诉讼相关的负债。2022年9月13日，第十四上诉法院维持了初审法院关于退还维托尔先前付款的部分判决，但修改了判决，取消了维托尔追回与原油损失或滞期费有关的任何损害赔偿的能力。我们向德克萨斯州最高法院提交了复审申请，但于2023年10月20日被驳回。然后，我们向德克萨斯州最高法院提交了复审申请，但于2024年4月19日被驳回。截至2024年3月31日，该奖励的累计利息金额为5,490万美元。

本季度报告第一部分第1项所列合并财务报表附注中的 “法律诉讼” 标题下的附注12 “意外开支” 中提供了本项目所需的其他信息，该附注以引用方式纳入本项目。

第 1A 项。风险因素。

有关我们的风险因素的深入讨论，请参阅 “第一部分——第1A项。我们的年度报告中的 “风险因素”。所有这些风险和不确定性都可能对我们的业务、财务状况和/或经营业绩产生不利影响。

第 2 项。未注册的股权证券销售和所得款项的使用。

未注册股权证券的近期销售。

没有。

Targa Resources Corp或附属买方回购股权。


时期	购买的股票总数 (1)		每股平均价格		作为公开宣布计划的一部分购买的股票总数 (2)		根据该计划可能购买的股票的最大近似美元价值（以千计）(2)
2024 年 1 月 1 日-2024 年 1 月 31 日		527,679	$	83.01		117,880	$	760,083
2024 年 2 月 1 日-2024 年 2 月 29 日		14,319	$	87.90		—	$	760,083
2024 年 3 月 1 日-2024 年 3 月 31 日		1,083,182	$	106.31		1,068,564	$	646,384

(1)

包括根据我们的2023年股票回购计划购买的1,186,444股股票，以及我们为履行限制性股票限制失效而产生的某些高管、董事和主要员工的预扣税义务而预扣的438,736股股票。

(2)

2023 年 5 月，我们董事会批准了 2023 年股票回购计划，以回购我们高达 10 亿美元的已发行普通股。根据2023年股票回购计划，我们没有义务回购任何特定金额或数量的股份，并可能随时终止该计划。

第 3 项。优先证券违约。

不适用。

第 4 项。矿山安全披露。

不适用。

第 5 项。其他信息。

规则 10b-5 交易计划。

开启 2024年2月28日, 罗伯特·穆拉罗，我们的首席商务官, 采用第10b5-1条的交易安排，旨在满足第10b5-1（c）条中关于最多出售商品的肯定抗辩 47,500 我们的普通股股份，直到 2025年2月3日.

第 6 项。展品。


数字		描述

3.1		经修订和重述的塔加资源公司注册证书（参照塔尔加资源公司于2010年12月16日提交的8-K表最新报告（文件编号001-34991）附录3.1纳入）。

3.2		Targa Resources Corp. 经修订和重述的公司注册证书修正证书（参照塔尔加资源公司于2021年5月26日提交的8-K表最新报告（文件编号001-34991）附录3.1纳入）。

3.3		Targa Resources Corp. A系列优先股指定证书，于2016年3月16日向特拉华州国务卿提交（参照Targa Resources Corp. 2016年3月17日提交的表格8-K/A最新报告（文件编号001-34991）附录3.1合并）。

3.4		Targa Resources Corp. 第三次修订和重述的章程（参照塔加资源公司于2023年12月12日提交的8-K表最新报告（文件编号001-34991）附录3.1纳入）。

4.1		普通股证书样本（参照塔尔加资源公司于2010年11月12日提交的S-1/A表格注册声明（文件编号333-169277）附录4.1纳入）。


10.1		根据塔尔加资源公司2010年股票激励计划，截至2024年1月18日的限制性股票单位协议表格（参照塔尔加资源公司2024年2月15日提交的10-K表年度报告（文件编号001-34991）附录10.12纳入。

10.2		塔加资源公司2010年股票激励计划下的限制性股票单位协议表格（参照塔尔加资源公司于2024年2月15日提交的10-K表年度报告（文件编号001-34991）附录10.13纳入。

22.1*		附属担保人名单。

31.1*		根据 2002 年《萨班斯-奥克斯利法案》第 302 条进行认证。

31.2*		根据 2002 年《萨班斯-奥克斯利法案》第 302 条进行认证。

32.1**		根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18条第1350条对首席执行官进行认证。

32.2**		根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18条第1350节对首席财务官进行认证。

101.INS*		内联 XBRL 实例文档 — 实例文档不出现在交互式数据文件中，因为其 XBRL 标签嵌入在 Inline XBRL 文档中

101.SCH*		带有嵌入式 Linkbase 文档的内联 XBRL 分类扩展架构

104*		本截至2024年3月31日的季度10-Q表季度报告的封面，格式为行内XBRL（包含在附录101的附件中）。

* 随函提交

** 随函提供

+ 管理合同或补偿计划或安排

签名

根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使经正式授权的下列签署人代表其签署本报告。


	塔格资源公司
	（注册人）

日期：2024 年 5 月 2 日	来自：	//詹妮弗 R. Kneale
		詹妮弗·R·克内尔
		首席财务官
		（首席财务官）