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sAndTransportationMember2020-01-012020-09-300001389170美国-GAAP：所有其他部门成员2020-01-012020-09-300001389170Trgp:CorporateNonSegmentAndInterSegmentEliminationMember2020-01-012020-09-300001389170US-GAAP：运营细分市场成员Trgp:CorporateNonSegmentAndInterSegmentEliminationMember2020-01-012020-09-300001389170SRT：天然天然气储备成员2021-07-012021-09-300001389170SRT：天然天然气储备成员2020-07-012020-09-300001389170SRT：天然天然气储备成员2021-01-012021-09-300001389170SRT：天然天然气储备成员2020-01-012020-09-300001389170SRT：天然气体液体储备成员2021-07-012021-09-300001389170SRT：天然气体液体储备成员2020-07-012020-09-300001389170SRT：天然气体液体储备成员2021-01-012021-09-300001389170SRT：天然气体液体储备成员2020-01-012020-09-300001389170美国-GAAP：石油和凝析成员2021-07-012021-09-300001389170美国-GAAP：石油和凝析成员2020-07-012020-09-300001389170美国-GAAP：石油和凝析成员2021-01-012021-09-300001389170美国-GAAP：石油和凝析成员2020-01-012020-09-300001389170TRGP：Petroleum ProductsMember2020-07-012020-09-300001389170TRGP：Petroleum ProductsMember2020-01-012020-09-300001389170US-GAAP：DesignatedAsHedgingInstrumentMember2021-07-012021-09-300001389170US-GAAP：DesignatedAsHedgingInstrumentMember2020-07-012020-09-300001389170US-GAAP：DesignatedAsHedgingInstrumentMember2021-01-012021-09-300001389170US-GAAP：DesignatedAsHedgingInstrumentMember2020-01-012020-09-300001389170美国-GAAP：非指定成员2021-07-012021-09-300001389170美国-GAAP：非指定成员2020-07-012020-09-300001389170美国-GAAP：非指定成员2021-01-012021-09-300001389170美国-GAAP：非指定成员2020-01-012020-09-300001389170Trgp：GatheringAndProcessingFeesMember2021-07-012021-09-300001389170Trgp：GatheringAndProcessingFeesMember2020-07-012020-09-300001389170Trgp：GatheringAndProcessingFeesMember2021-01-012021-09-300001389170Trgp：GatheringAndProcessingFeesMember2020-01-012020-09-300001389170Trgp:NGLTransportationFractionationAndServicesMember2021-07-012021-09-300001389170Trgp:NGLTransportationFractionationAndServicesMember2020-07-012020-09-300001389170Trgp:NGLTransportationFractionationAndServicesMember2021-01-012021-09-300001389170Trgp:NGLTransportationFractionationAndServicesMember2020-01-012020-09-300001389170Trgp：StorageTerminalingAndExportMember2021-07-012021-09-300001389170Trgp：StorageTerminalingAndExportMember2020-07-012020-09-300001389170Trgp：StorageTerminalingAndExportMember2021-01-012021-09-300001389170Trgp：StorageTerminalingAndExportMember2020-01-012020-09-300001389170TrGP：中流服务其他成员2021-07-012021-09-300001389170TrGP：中流服务其他成员2020-07-012020-09-300001389170TrGP：中流服务其他成员2021-01-012021-09-300001389170TrGP：中流服务其他成员2020-01-012020-09-30

美国

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或15(D)条规定的季度报告

在截至本季度末的季度内2021年9月30日

或

☐

根据1934年证券交易所法令第13或15(D)条提交的过渡报告

由_至_的过渡期

委托文件编号：001-34991

塔尔加资源公司(Targa Resources Corp.)

(注册人的确切姓名载于其章程)

特拉华州		20-3701075
(注册成立或组织的州或其他司法管辖区)		(国际税务局雇主识别号码)

路易斯安那街811号, 套房：2100, 休斯敦, 德克萨斯州		77002
(主要行政办公室地址)		(邮政编码)

(713) 584-1000

(注册人电话号码，包括区号)

根据该法第12(B)条登记的证券：


每节课的标题	交易代码	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条或第15(D)条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。是 ☑*☐

用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或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条例第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是 ☑*☐

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。参见“交易法”第12b-2条中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。

大型加速文件管理器	☑	加速的文件管理器	☐
非加速文件服务器	☐	规模较小的新闻报道公司	☐
		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选择不使用延长的过渡期来遵守根据交易法第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是空壳公司(如交易法第12b-2条所定义)。☐*☑

截至2021年10月29日，有228,971,730注册人的普通股，面值0.001美元，已发行。

第一部分-财务信息

项目1.财务报表		4

截至2021年9月30日和2020年12月31日的合并资产负债表		4

截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月的综合营业报表		5

截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月的综合全面收益(损失表)		6

截至三个月和九个月的所有者权益和A系列优先股综合变动表 2021年9月30日和2020年9月30日		7

截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月合并现金流量表		11

合并财务报表附注		12

第二项：管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析		28

项目3.关于市场风险的定量和定性披露		44

项目4.控制和程序		47

第二部分-其他资料

项目1.法律诉讼		48

第1A项。风险因素		48

第二项未登记的股权证券销售和收益的使用		48

项目3.高级证券违约		49

项目4.矿山安全信息披露		49

项目5.其他信息		49

项目6.展品		49

签名

签名		51

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(“合作伙伴”或“TRP”)、“我们”、“Targa”、“TRC”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没有直接或完全相关的陈述。这样的陈述是“前瞻性陈述”。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年证券交易法第21E条含义的前瞻性陈述。

所有不是历史事实的陈述，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，都是前瞻性陈述。

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，会受到风险、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因素包括但不限于以下风险和不确定因素：

•

围绕我们资产的原油和天然气钻探的水平和成功，我们成功地将天然气供应连接到我们的收集和加工系统，向我们的收集系统提供石油供应，以及向我们的物流和物流供应天然气液体供应交通运输设施，以及我们在将设施与运输服务和市场连接方面的成功；

•

天然气、天然气液体、原油和其他商品价格、利率和对我们服务的需求变化的时间和程度；

•

我们进入资本市场的能力，这将取决于一般市场状况、合伙企业的信用评级和我们的债务义务，以及对我们的普通股和合伙企业优先票据的需求；

•

疾病爆发、流行病(如新冠肺炎)或任何其他公共卫生危机的影响；

•

在我们的交易中需要不时过账的抵押品金额；

•

我们在风险管理活动方面取得成功，包括使用衍生品工具对冲大宗商品价格风险；

•

与我公司进行各种交易的交易对手的信用水平；

•

法律法规的变化，特别是在税收、安全和环境保护方面；

•

天气和其他自然现象以及相关影响；

•

行业变化，包括合并和竞争变化的影响；

•

我们有能力及时获得和维护必要的许可证、许可证和其他批准；

•

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

•

一般经济、市场和商业状况；以及

•

我们在截至2020年12月31日的10-K表格年度报告(“年度报告”)以及我们不时提交给美国证券交易委员会(“证券交易委员会”)的报告和注册声明中所描述的风险。

尽管我们认为前瞻性陈述背后的假设是合理的，但任何假设都可能是不准确的，因此，我们不能向您保证，本Form 10-Q季度报告(以下简称“季度报告”)中包含的截至2021年9月30日的季度报告(“季度报告”)中包含的前瞻性陈述将被证明是准确的。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我们的年度报告中有更全面的描述。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向其提供任何建议，无论这些变化是由于新信息、未来事件或其他原因造成的。

正如能源行业和本季度报告中通常使用的那样，确定的术语具有以下含义：

BBL		桶(相当于42加仑)
BBtu		十亿英制热量单位
Bcf		十亿立方英尺
BTU		英制热量单位，衡量热值的一种单位
/d		每天一次
公认会计原则		美国公认的会计原则
高尔		美国加仑
液化气		液化石油气
Mbbl		千桶
MMbbl		百万桶
MMBtu		百万英热单位
MMCF		百万立方英尺
MMga		百万加仑美国
NGL(S)		天然气液体
纽约商品交易所		纽约商品交易所(New York Mercantile Exchange)
纽交所		纽约证券交易所
《独家新闻》		俄克拉荷马州中南部石油省
堆叠		更快的趋势，阿纳达科，加拿大和翠鸟

第一部分-财务信息

第一项财务报表

塔尔加资源公司(Targa Resources Corp.)

综合资产负债表

	2021年9月30日			2020年12月31日
	(未经审计)
	(单位：百万)
资产
流动资产：
现金和现金等价物	$	228.6		$	242.8
应收贸易账款，扣除津贴净额#美元3.6百万美元和$0.12021年9月30日和2020年12月31日		1,291.0			862.8
盘存		316.8			181.5
来自风险管理活动的资产		82.7			85.5
其他流动资产		74.2			87.7
流动资产总额		1,993.3			1,460.3
财产、厂房和设备、净值		11,922.4			12,173.6
无形资产，净额		1,284.2			1,382.4
来自风险管理活动的长期资产		13.4			49.3
对未合并附属公司的投资		674.6			714.0
其他长期资产		84.8			96.1
总资产	$	15,972.7		$	15,875.7

负债、A系列优先股和所有者权益
流动负债：
应付帐款	$	1,652.3		$	833.8
应计负债		240.2			186.4
应付分配		71.0			115.4
应付利息		79.9			132.6
风险管理活动产生的负债		472.3			142.6
经常债务义务		352.6			368.6
流动负债总额		2,868.3			1,779.4
长期债务		6,434.1			7,387.1
风险管理活动的长期负债		151.2			43.4
递延所得税，净额		78.7			152.1
其他长期负债		290.8			309.1
或有事项(见附注13)
首选A系列9.5股票百分比，$1,000每股清算优先权，(1,200,000授权股份，919,300已发行和已发行股份)，扣除折价后的净额(见附注7)		749.7			301.4
业主权益：
Targa Resources Corp.股东权益：
普通股($0.001面值，450,000,000授权股份)		0.2			0.2
已发布杰出的
2021年9月30日--日本，日本236,086,963 228,962,972
2020年12月31日--日本，中国，日本，日本，中国234,792,888 228,061,853
优先股($0.001指定A系列优先股后的面值：98,800,000授权股份，不是已发行及已发行股份)		—			—
额外实收资本		4,299.7			4,839.9
留存收益(亏损)		(1,508.7	)		(1,893.5	)
累计其他综合收益(亏损)		(442.1	)		(141.8	)
库存股，按成本计算(7,123,991截至2021年9月30日的股票和6,731,035截至2020年12月31日的股票)		(164.0	)		(150.9	)
Targa Resources Corp.股东权益总额		2,185.1			2,653.9
非控制性权益		3,214.8			3,249.3
业主权益总额		5,399.9			5,903.2
总负债、A系列优先股和所有者权益	$	15,972.7		$	15,875.7

请参阅合并财务报表附注。

塔尔加资源公司(Targa Resources Corp.)

合并业务报表

	截至9月30日的三个月，						截至9月30日的9个月，
	2021			2020			2021			2020
	(未经审计)
	(单位：百万，每股除外)
收入：
商品销售	$	4,118.1		$	1,840.8		$	10,577.3		$	4,900.8
中游服务收费		341.6			274.3			930.9			786.7
总收入		4,459.7			2,115.1			11,508.2			5,687.5
成本和费用：
产品采购和燃料		3,614.7			1,322.9			9,159.8			3,405.1
运营费用		189.4			162.2			545.3			506.8
折旧及摊销费用		222.8			203.7			650.9			647.3
一般和行政费用		67.3			58.6			192.4			180.6
长期资产减值		—			—			—			2,442.8
其他营业(收入)费用		(1.0	)		72.2			3.4			73.8
营业收入(亏损)		366.5			295.5			956.4			(1,568.9	)
其他收入(费用)：
利息支出，净额		(91.0	)		(97.7	)		(284.2	)		(292.4	)
权益收益(亏损)		14.3			18.6			38.9			54.1
融资活动的收益(损失)		—			(13.7	)		(16.6	)		47.4
其他，净额		0.2			1.4			0.3			2.2
所得税前收入(亏损)		290.0			204.1			694.8			(1,757.6	)
所得税(费用)福利		(2.0	)		(31.9	)		(23.5	)		286.6
净收益(亏损)		288.0			172.2			671.3			(1,471.0	)
减去：可归因于非控股权益的净收益(亏损)		105.8			102.9			286.5			116.5
可归因于Targa Resources Corp.的净收益(亏损)		182.2			69.3			384.8			(1,587.5	)
A系列优先股的股息		21.8			22.9			65.5			68.8
A系列优先股的等值股息		—			9.5			—			27.7
普通股股东应占净收益(亏损)	$	160.4		$	36.9		$	319.3		$	(1,684.0	)

普通股每股净收益(亏损)-基本	$	0.70		$	0.16		$	1.40		$	(7.22	)
每股普通股净收益(亏损)-稀释后	$	0.66		$	0.16		$	1.38		$	(7.22	)
加权平均流通股-基本		228.8			233.4			228.6			233.2
加权平均流通股-稀释		276.4			233.8			231.6			233.2

请参阅合并财务报表附注。

塔尔加资源公司(Targa Resources Corp.)

综合全面收益表(损益表)

	截至9月30日的三个月，
	2021									2020
	税前			相关所得税			税后			税前			相关所得税		税后
	(未经审计)
	(单位：百万)
净收益(亏损)							$	288.0							$	172.2
其他全面收益(亏损)：
大宗商品对冲合约：
公允价值变动	$	(294.7	)	$	71.2			(223.5	)	$	(128.7	)	$	31.7		(97.0	)
和解重新分类为收入		100.4			(24.6	)		75.8			(19.2	)		3.8		(15.4	)
其他综合收益(亏损)		(194.3	)		46.6			(147.7	)		(147.9	)		35.5		(112.4	)
综合收益(亏损)								140.3								59.8
减去：可归因于非控股权益的综合收益(亏损)								105.8								102.9
塔尔加资源公司(Targa Resources Corp.)的全面收益(亏损)							$	34.5							$	(43.1	)

	截至9月30日的9个月，
	2021									2020
	税前			相关所得税			税后			税前			相关所得税		税后
	(未经审计)
	(单位：百万)
净收益(亏损)							$	671.3							$	(1,471.0	)
其他全面收益(亏损)：
大宗商品对冲合约：
公允价值变动	$	(698.9	)	$	167.1			(531.8	)	$	(102.6	)	$	23.5		(79.1	)
和解重新分类为收入		303.8			(72.3	)		231.5			(139.4	)		35.2		(104.2	)
其他综合收益(亏损)		(395.1	)		94.8			(300.3	)		(242.0	)		58.7		(183.3	)
综合收益(亏损)								371.0								(1,654.3	)
减去：可归因于非控股权益的综合收益(亏损)								286.5								116.5
塔尔加资源公司(Targa Resources Corp.)的全面收益(亏损)							$	84.5							$	(1,770.8	)

请参阅合并财务报表附注。

塔尔加资源公司(Targa Resources Corp.)

所有者权益和A系列优先股综合变动表

									留用			累计
						其他内容			收益			其他			财务处								总计			系列A
	普通股					已缴入			(累计			全面			股票					非控制性			业主的			择优
	股票			金额		资本			赤字)			收益(亏损)			股票		金额			利益			权益			库存
	(未经审计)
	(以百万为单位，但股票以千为单位除外)
余额，2021年6月30日		228,655		$	0.2	$	4,330.8		$	(1,690.9	)	$	(294.4	)		7,016	$	(159.5	)	$	3,210.3		$	5,396.5		$	749.7
股权赠与补偿		—			—		14.7			—			—			—		—			—			14.7			—
分销等价权		—			—		(1.1	)		—			—			—		—			—			(1.1	)		—
根据补偿计划发行的股票		416			—		—			—			—			—		—			—			—			—
投标代扣代缴税款的股份和单位		(108	)		—		—			—			—			108		(4.5	)		—			(4.5	)		—
首轮优先股股息
股息-$23.75每股		—			—		—			(21.8	)		—			—		—			—			(21.8	)		—
超过留存收益的股息		—			—		(21.8	)		21.8			—			—		—			—			—			—
普通股分红
股息-$0.10每股		—			—		—			(22.9	)		—			—		—			—			(22.9	)		—
超过留存收益的股息		—			—		(22.9	)		22.9			—			—		—			—			—			—
对非控股权益的分配		—			—		—			—			—			—		—			(110.4	)		(110.4	)		—
非控股权益的贡献		—			—		—			—			—			—		—			9.1			9.1			—
其他综合收益(亏损)		—			—		—			—			(147.7	)		—		—			—			(147.7	)		—
净收益(亏损)		—			—		—			182.2			—			—		—			105.8			288.0			—
平衡，2021年9月30日		228,963		$	0.2	$	4,299.7		$	(1,508.7	)	$	(442.1	)		7,124	$	(164.0	)	$	3,214.8		$	5,399.9		$	749.7

请参阅合并财务报表附注。

塔尔加资源公司(Targa Resources Corp.)

所有者权益和A系列优先股综合变动表

									留用			累计
						其他内容			收益			其他			财务处								总计			系列A
	普通股					已缴入			(累计			全面			股票					非控制性			业主的			择优
	股票			金额		资本			赤字)			收益(亏损)			股票		金额			利益			权益			库存
	(未经审计)
	(以百万为单位，但股票以千为单位除外)
平衡，2020年6月30日		233,177		$	0.2	$	4,949.1		$	(1,996.4	)	$	21.6			1,116	$	(56.9	)	$	3,351.5		$	6,269.1		$	297.0
股权赠与补偿		—			—		16.4			—			—			—		—			—			16.4			—
分销等价权		—			—		1.9			—			—			—		—			—			1.9			—
根据补偿计划发行的股票		453			—		—			—			—			—		—			—			—			—
投标代扣代缴税款的股份和单位		(112	)		—		—			—			—			112		(2.1	)		—			(2.1	)		—
首轮优先股股息
股息-$23.75每股		—			—		—			(22.9	)		—			—		—			—			(22.9	)		—
超过留存收益的股息		—			—		(22.9	)		22.9			—			—		—			—			—			—
视为股息-增加受益转换功能		—			—		(9.5	)		—			—			—		—			—			(9.5	)		9.5
普通股分红
股息-$0.10每股		—			—		—			(23.3	)		—			—		—			—			(23.3	)		—
超过留存收益的股息		—			—		(23.3	)		23.3			—			—		—			—			—			—
对非控股权益的分配		—			—		—			—			—			—		—			(113.1	)		(113.1	)		—
非控股权益的贡献		—			—		—			—			—			—		—			7.7			7.7			—
对非控制性权益的非现金分配		—			—		—			—			—			—		—			27.5			27.5			—
其他综合收益(亏损)		—			—		—			—			(112.4	)		—		—			—			(112.4	)		—
净收益(亏损)		—			—		—			69.3			—			—		—			102.9			172.2			—
平衡，2020年9月30日		233,518		$	0.2	$	4,911.7		$	(1,927.1	)	$	(90.8	)		1,228	$	(59.0	)	$	3,376.5		$	6,211.5		$	306.5

请参阅合并财务报表附注。

塔尔加资源公司(Targa Resources Corp.)

所有者权益和A系列优先股综合变动表

									留用			累计
						其他内容			收益			其他			财务处								总计			系列A
	普通股					已缴入			(累计			全面			股票					非控制性			业主的			择优
	股票			金额		资本			赤字)			收益(亏损)			股票		金额			利益			权益			库存
	(未经审计)
	(以百万为单位，但股票以千为单位除外)
平衡，2020年12月31日		228,062		$	0.2	$	4,839.9		$	(1,893.5	)	$	(141.8	)		6,731	$	(150.9	)	$	3,249.3		$	5,903.2		$	301.4
采用会计准则的影响(见附注3)		—			—		(448.3	)		—			—			—		—			—			(448.3	)		448.3
股权赠与补偿		—			—		44.6			—			—			—		—			—			44.6			—
分销等价权		—			—		(2.4	)		—			—			—		—			—			(2.4	)		—
根据补偿计划发行的股票		1,294			—		—			—			—			—		—			—			—			—
投标代扣代缴税款的股份和单位		(393	)		—		—			—			—			393		(13.1	)		—			(13.1	)		—
首轮优先股股息
股息-$71.25每股		—			—		—			(65.5	)		—			—		—			—			(65.5	)		—
超过留存收益的股息		—			—		(65.5	)		65.5			—			—		—			—			—			—
普通股分红
股息-$0.30每股		—			—		—			(68.6	)		—			—		—			—			(68.6	)		—
超过留存收益的股息		—			—		(68.6	)		68.6			—			—		—			—			—			—
对非控股权益的分配		—			—		—			—			—			—		—			(334.2	)		(334.2	)		—
非控股权益的贡献		—			—		—			—			—			—		—			13.2			13.2			—
其他综合收益(亏损)		—			—		—			—			(300.3	)		—		—			—			(300.3	)		—
净收益(亏损)		—			—		—			384.8			—			—		—			286.5			671.3			—
平衡，2021年9月30日		228,963		$	0.2	$	4,299.7		$	(1,508.7	)	$	(442.1	)		7,124	$	(164.0	)	$	3,214.8		$	5,399.9		$	749.7

请参阅合并财务报表附注。

塔尔加资源公司(Targa Resources Corp.)

所有者权益和A系列优先股综合变动表

									留用			累计
						其他内容			收益			其他			财务处								总计			系列A
	普通股					已缴入			(累计			全面			股票					非控制性			业主的			择优
	股票			金额		资本			赤字)			收益(亏损)			股票		金额			利益			权益			库存
	(未经审计)
	(以百万为单位，但股票以千为单位除外)
余额，2019年12月31日		232,844		$	0.2	$	5,221.2		$	(339.6	)	$	92.5			1,010	$	(53.5	)	$	3,522.1		$	8,442.9		$	278.8
股权赠与补偿		—			—		49.5			—			—			—		—			—			49.5			—
分销等价权		—			—		(3.5	)		—			—			—		—			—			(3.5	)		—
根据补偿计划发行的股票		892			—		—			—			—			—		—			—			—			—
投标代扣代缴税款的股份和单位		(218	)		—		—			—			—			218		(5.5	)		—			(5.5	)		—
首轮优先股股息
股息-$71.25每股		—			—		—			(68.8	)		—			—		—			—			(68.8	)		—
超过留存收益的股息		—			—		(68.8	)		68.8			—			—		—			—			—			—
视为股息-增加受益转换功能		—			—		(27.7	)		—			—			—		—			—			(27.7	)		27.7
普通股分红
股息-$1.11每股		—			—		—			(259.0	)		—			—		—			—			(259.0	)		—
超过留存收益的股息		—			—		(259.0	)		259.0			—			—		—			—			—			—
对非控股权益的分配		—			—		—			—			—			—		—			(322.9	)		(322.9	)		—
非控股权益的贡献		—			—		—			—			—			—		—			33.3			33.3			—
对非控制性权益的非现金分配		—			—		—			—			—			—		—			27.5			27.5			—
其他综合收益(亏损)		—			—		—			—			(183.3	)		—		—			—			(183.3	)		—
净收益(亏损)		—			—		—			(1,587.5	)		—			—		—			116.5			(1,471.0	)		—
平衡，2020年9月30日		233,518		$	0.2	$	4,911.7		$	(1,927.1	)	$	(90.8	)		1,228	$	(59.0	)	$	3,376.5		$	6,211.5		$	306.5

请参阅合并财务报表附注。

塔尔加资源公司(Targa Resources Corp.)

合并现金流量表

	截至9月30日的9个月，
	2021			2020
	(未经审计)
	(单位：百万)
经营活动的现金流
净收益(亏损)	$	671.3		$	(1,471.0	)
对净收益(亏损)与经营活动提供的现金净额进行调整：
利息支出摊销		7.8			8.5
股权赠与补偿		44.6			49.5
折旧及摊销费用		650.9			647.3
长期资产减值		—			2,442.8
资产报废债务的增加		3.0			2.6
递延所得税费用(福利)		21.5			(269.8	)
未合并关联公司的权益(收益)损失		(38.9	)		(54.1	)
分配从未合并关联公司获得的收益		64.5			65.5
风险管理活动		55.6			(214.2	)
(收益)出售或处置业务和资产的损失		(1.7	)		58.0
资产减值		5.0			13.5
融资活动的(收益)损失		16.6			(47.4	)
营业资产和负债变动情况：
应收账款和其他资产		(359.8	)		168.7
盘存		(128.0	)		(115.8	)
应付账款、应计负债和其他负债		839.1			(158.0	)
应付利息		(52.7	)		(30.4	)
经营活动提供的净现金		1,798.8			1,095.7
投资活动的现金流
房地产、厂房和设备的支出		(321.6	)		(803.1	)
出售业务和资产的收益		7.9			135.9
对未合并附属公司的投资		(0.6	)		(2.2	)
未合并关联公司的资本返还		14.5			10.7
其他，净额		0.2			4.7
用于投资活动的净现金		(299.6	)		(654.0	)
融资活动的现金流
债务义务：
信贷安排下的借款收益		620.0			1,460.0
偿还信贷安排		(1,455.0	)		(1,360.0	)
应收账款证券化贷款项下的借款收益		570.0			476.4
偿还应收账款证券化贷款		(580.0	)		(596.4	)
发行优先票据所得款项		1,000.0			1,000.0
赎回优先票据		(1,132.0	)		(831.0	)
融资租赁本金支付		(9.4	)		(9.3	)
与融资安排相关而招致的费用		(9.6	)		(9.6	)
根据补偿计划回购股份和单位		(13.1	)		(5.5	)
非控股权益的贡献		13.2			33.3
对非控股权益的分配		(377.3	)		(310.6	)
分配给合伙单位持有人		—			(8.4	)
支付给普通股和A系列优先股股东的股息		(140.2	)		(336.7	)
融资活动提供(用于)的现金净额		(1,513.4	)		(497.8	)
现金和现金等价物净变化		(14.2	)		(56.1	)
期初现金和现金等价物		242.8			331.1
期末现金和现金等价物	$	228.6		$	275.0

请参阅合并财务报表附注。

塔尔加资源公司(Targa Resources Corp.)

合并财务报表附注

(未经审计)

除了在每个脚注披露的上下文中注明的情况外，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-组织和运营

本组织

Targa Resources Corp.(“TRC”)是特拉华州的一家上市公司，成立于2005年10月。我们的普通股在纽约证券交易所上市，代码是“TRGP”。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。

在本季度报告中，除文意另有所指外，所提及的“我们”、“本公司”或“塔尔加”意指我们的合并业务和运营。TRC控制着Targa Resources Partners LP的普通合伙人，并拥有代表Targa Resources Partners LP有限合伙人利益的所有未偿还普通单位，这里称为“合伙”或“TRP”。

我们通过我们在Targa Resources Partners LP(“合伙企业”或“TRP”)的直接和间接子公司开展业务。Targa将TRP及其子公司合并为GAAP。我们的合并财务报表与TRP的合并财务报表没有实质性差异。最值得注意的区别是：

•

列入真相与和解委员会循环信贷安排(虽然我们在财务报表中合并了该伙伴关系的债务，但我们没有义务就该伙伴关系的债务支付利息或债务)；

•

纳入A系列优先股(“A系列优先股”)；以及

•

为了美国联邦所得税的目的，TRC作为公司对待的影响。

我们的运营

本公司主要从事以下业务：

•

集采、压缩、加工、加工、运输、购销天然气；

•

运输、储存、分离、处理和买卖液化石油气和液化石油气产品，包括向液化石油气出口商提供的服务；以及

•

收集、储存、终止和买卖原油。

有关我们业务部门的某些财务信息，请参阅附注17-部门信息。

注2--陈述依据

随附的未经审计的综合财务报表是根据10-Q表的说明编制的，不包括公认会计准则要求的所有信息和披露。因此，这些信息应与我们年度报告中包含的综合财务报表和附注一起阅读。本文提供的信息反映了管理层认为对报告的中期结果进行公允陈述所需的所有调整。所有公司间余额和交易均已在合并中冲销。截至2021年9月30日的三个月和九个月的经营业绩不一定表明截至2021年12月31日的年度可能预期的业绩。

前几期的某些金额已重新分类，以符合本年度的列报方式。从2021年开始，我们在综合运营报表中将以前包含在运营费用中的某些燃料和电力成本重新分类为产品采购和燃料，以更好地反映这些成本与我们的创收活动的直接关系，并与我们对业务绩效的评估保持一致。在截至2021年9月30日的三个月和九个月里，我们对美元进行了重新分类14.3百万美元和$49.2燃料和电力成本分别为100万美元。在截至2020年9月30日的3个月和9个月，我们对美元进行了重新分类19.7百万美元和$58.3燃料和电力成本分别为100万美元。

附注3-重要会计政策

我们遵循的会计政策载于年报附注3-合并财务报表附注的重要会计政策。除下列更新外，在截至2021年9月30日的9个月内，我们的会计政策没有重大更新或修订。

近期会计公告

最近采用的会计声明

可转换债券和股权工具

2020年8月，财务会计准则委员会(FASB)发布了会计准则更新(ASU)2020-06，债务-带有转换和其他期权的债务(分主题470-20)以及衍生品和对冲- 实体自有权益中的合同(小题815-40)：可转换票据和实体自有权益中的合同的会计。中的修正案此次更新通过减少可独立于主要合同确认的会计模型和嵌入式转换功能的数量，简化了可转换债务工具和可转换优先股的会计处理。这些修订还提高了透明度，改善了可转换工具和每股收益指引的披露。这些修正案在财政年度和这些年度内的过渡期(从2021年12月15日之后开始)有效，并允许提前采用。此更新允许使用修改后的追溯或完全追溯的采用方法。

在修改后的追溯基础上，我们提前通过了修正案，从2021年1月1日起生效。采用这项措施对公司的主要影响是取消了受益转换会计模式，这导致将A系列优先股作为单一会计单位列报，而没有区分受益转换功能和相应的折扣。因此，在通过时，A系列优先股的账面价值反映为#美元。749.7百万美元，这是基于净收益的初始相对公允价值分配#美元的分配额。787.1100万，减去2020年12月回购部分的账面价值。采用对留存收益(赤字)没有影响，相反，采用的影响通过以前包括受益转换功能的额外实收资本流动。此外，采纳还消除了可归因于受益转换功能的相应折扣，因此，不再需要增加折扣作为被视为股息。ASU的其他方面对我们的合并财务报表没有实质性影响。

附注4--不动产、厂房和设备以及无形资产

	2021年9月30日			2020年12月31日			估计可用寿命(以年为单位)
收集系统	$	9,279.7		$	9,216.1		5至20
加工和分馏设施		6,365.1			6,276.8		5至25
终端和储存设施		1,313.5			1,555.1		5至25
运输资产		2,628.4			2,567.7		10%至50%
其他财产、厂房和设备		355.3			32.4		3%至50%
土地		160.8			160.8		—
在建工程正在进行中		263.1			324.3		—
融资租赁使用权资产		55.2			51.8
财产、厂房和设备		20,421.1			20,185.0
累计折旧、摊销和减值		(8,498.7	)		(8,011.4	)
财产、厂房和设备、净值	$	11,922.4		$	12,173.6

无形资产		2,643.5			2,643.5		10至20
累计摊销和减值		(1,359.3	)		(1,261.1	)
无形资产，净额	$	1,284.2		$	1,382.4

在截至2021年9月30日的三个月和九个月内，折旧费用为$190.2百万美元和$552.7分别为百万美元。在截至2020年9月30日的三个月和九个月内，折旧费用为$168.5百万美元和$538.5分别为百万美元。

长期资产减值

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，我们会审核和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化。

2020年第一季度，由于严重影响需求和供应的因素，全球大宗商品价格下跌。随着新冠肺炎疫情的蔓延，导致旅行和其他限制措施在全球范围内实施，对大宗商品的需求下降。此外，2020年第一季度末某些主要产油国增产带来的供应冲击也是大宗商品价格大幅下跌的重要原因。大宗商品价格下跌导致一些国内生产商迅速做出反应，包括大幅削减资本预算，以及随之而来的钻探活动和停产。因此，我们确定了主要在我们的收集和处理部门报告的某些资产组存在减值指标，并记录了#美元的非现金税前减值。2,442.8主要与与我们的中央业务相关的某些天然气处理设施和收集系统的部分减值以及我们沿海业务的全部减值有关的百万欧元(包括无形资产减值)。我们2020年第一季度的减值评估预测，整个中大陆和墨西哥湾地区的天然气产量将继续下降。账面价值调整计入我们综合经营报表中长期资产的减值。

我们通过使用折现估计现金流量来衡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来确定公允价值。

用于评估我们长期资产的可恢复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，这些计划是根据反映当前环境的近期价格和交易量预测以及管理层对长期平均价格和交易量的预测而制定的。除了近期和长期的价格假设外，其他关键假设还包括销量预测、运营成本、产生此类成本的时间以及使用适当的终端价值和贴现率。我们相信，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3级计量。使用的重要的不可观察的输入包括贴现率和终值的确定。我们使用的加权平均贴现率为14.0得出2020年第一季度减值资产组的公允价值时的百分比。加权平均贴现率和终端价值反映了管理层对市场参与者将利用的投入的最佳估计。

虽然大宗商品价格仍然不稳定，与新冠肺炎影响相关的不确定性仍在继续，但我们整个作业区以前在2020年上半年关闭的油井已经基本恢复生产。在2020年剩余时间或2021年前9个月没有确定任何损害指标。

我们可能会在未来确定更多的触发事件，这将需要对我们长期资产的账面价值的可恢复性进行额外的评估，并可能导致未来的减值。

无形资产

无形资产包括在以前的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量的现值确定的。这些资产的摊销费用在我们受益于向客户提供的服务期间记录。

作为上述触发事件和分析的结果，在2020年第一季度，我们确认非现金税前减值亏损$208.6与某些无形客户关系相关的百万欧元，其未贴现的未来净现金流不足以收回账面净值。

无形资产的年度摊销费用估计约为#美元。130.9百万，$122.7百万，$117.5百万，$113.7百万美元和$110.62021年至2025年每年分别为100万。

我们无形资产的变化如下：

	2021年9月30日
2020年12月31日的余额	$	1,382.4
摊销		(98.2	)
2021年9月30日的余额	$	1,284.2

附注5--债务义务

	2021年9月30日			2020年12月31日
当前：
合伙企业的义务：(1)
应收账款证券化融资到期2022年4月 (2)	$	340.0		$	350.0
第三方物流注意到，4¾固定利率百分比，到期2021年11月 (3)		—			6.5
		340.0			356.5
融资租赁负债		12.6			12.1
经常债务义务		352.6			368.6

长期：
TRC义务：
TRC高级担保循环信贷安排，浮动利率，到期2023年6月 (4)		—			555.0
合伙企业的义务：(1)
高级担保循环信贷安排，浮动利率，到期 2023年6月 (5)		—			280.0
高级无担保票据：
4¼固定利率百分比，到期2023年11月 (6)		—			583.9
5⅛固定利率百分比，到期2025年2月		—			481.0
5⅞固定利率百分比，到期2026年4月		963.2			963.2
5⅜固定利率百分比，到期2027年2月		468.1			468.1
6½固定利率百分比，到期2027年7月		705.2			705.2
5%固定利率，到期2028年1月		700.3			700.3
6⅞固定利率百分比，到期2029年1月		679.3			679.3
5½固定利率百分比，到期2030年3月		949.6			949.6
4⅞%固定利率，到期2031年2月		1,000.0			1,000.0
4%固定利率，到期2032年1月		1,000.0			—
第三方物流注意到，5⅞固定利率百分比，到期2023年8月 (3)		—			48.1
未摊销保费		—			0.2
		6,465.7			7,413.9
债务发行成本，扣除摊销后的净额		(46.3	)		(45.5	)
融资租赁负债		14.7			18.7
长期债务		6,434.1			7,387.1
债务总额	$	6,786.7		$	7,755.7
不可撤销备用信用证：
TRC资深会员项下未付信用证 *有担保的信贷安排(4)	$	—		$	—
合伙企业项下未付信用证高级 *有担保的循环信贷安排(5)		48.8			44.4
	$	48.8		$	44.4

(1)	虽然我们在财务报表中合并了合伙企业的债务，但我们没有义务就合伙企业的债务支付利息或债务。

(2)	截至2021年9月30日，该合作伙伴关系拥有340.0百万美元以下的合格应收账款400.0百万美元应收账款证券化贷款(“证券化贷款”)，产生$60.0百万可用性。在2021年第二季度，该伙伴关系修改了证券化融资机制，将融资规模从1美元增加到1美元。350.0百万至$400.0在当前大宗商品价格的情况下，更紧密地符合我们对借款需求的预期，并将贷款终止日期延长至2022年4月21日.

(3)	“第三方物流”是指塔尔加管道合作伙伴有限责任公司(Targa Pipeline Partners LP)。

(4)	截至2021年9月30日，在TRC的$670.0百万优先担保循环信贷安排(“TRC Revolver”)为$670.0百万美元。

(5)	截至2021年9月30日，根据合作伙伴关系的$2.210亿美元的优先担保循环信贷安排(“TRP Revolver”)$2,151.2百万美元。

(6)	2021年5月17日，伙伴关系赎回了所有剩余的未偿还债务4¼%优先债券将于2023年到期。

下表显示了截至2021年9月30日的9个月内浮动利率债务产生的利率区间和加权平均利率：

	发生的利率范围	已发生的加权平均利率
TRC旋转器	1.9% - 1.9%	1.9%
TRP旋转器	1.6% - 1.9%	1.8%
合伙企业的证券化安排	1.1% - 1.8%	1.3%

遵守债务契诺

截至2021年9月30日，我们遵守了各种债务协议中包含的契约。

优先无抵押票据的发行和赎回

2021年2月，该伙伴关系发行了#美元。1.0十亿美元的本金总额42032年到期的优先票据百分比，净收益约为$991百万美元。这个42032年到期的高级债券的条款和条款与我们其他系列的高级债券基本相同。发行所得款项净额的一部分用于支付同时进行的现金投标要约(“2月投标要约”)和随后的合伙企业5⅛2025年到期的优先债券百分比(“5⅛%票据“)，其余部分用于偿还TRP Revolver和TRC Revolver项下的借款。由于2月份的投标要约和随后的赎回5⅛%注释，我们因债务清偿而录得亏损#美元14.9百万美元，其中包括$12.5已支付保费100万美元，并注销#美元2.4上百万美元的债券发行成本。

此外，第三方物流赎回了所有未偿还的第三方物流。4¾2021年到期的高级票据百分比和第三方物流5⅞2021年2月22日到期的2023年到期的优先债券(统称为“第三方物流债券”)，并根据TRP Revolver获得可用流动资金。由于赎回第三方物流债券，我们因债务清偿而录得收益#美元。0.2百万美元。

合伙企业赎回了所有未偿还的4¼%2023年到期的优先债券(“4.4%优先债券”)于2021年5月17日在TRP Revolver下拥有可用流动资金。由于赎回4.4%的优先债券，我们录得因债务清偿而录得的亏损#美元。1.9百万美元。

我们或合伙企业可以通过现金购买和/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，注销或购买合伙企业的各种未偿债务系列。此类回购或交换(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。.

合同义务

下表汇总了实施上述清偿债务后债务工具的偿付义务：

	按期到期付款
			少于						多过
	总计		1年		1-3年		3-5年		5年

长期债务义务(1)	$	6,465.7	$	—	$	—	$	963.2	$	5,502.5
债务利息(2)		2,547.3		359.4		707.3		674.6		806.0
	$	9,013.0	$	359.4	$	707.3	$	1,637.8	$	6,308.5

(1)	代表所示期间合并债务的预定未来到期日。

(2)	代表债务的利息支出，基于固定债务利率和2021年9月30日浮动债务的现行利率。

附注6--其他长期负债

其他长期负债包括递延收入、资产报废债务和经营租赁负债。

递延收入

我们有一些长期合约安排，但我们已收到对价，但仍未能确认为收入。一旦收入确认的所有条件都满足，由此产生的递延收入将予以确认。

截至2021年9月30日和2020年12月31日的递延收入为美元165.8百万美元和$168.5分别为100万美元，其中包括$129.0维多美国控股有限公司(Vitol US Holding Co.)的子公司Vitol America Corp.(“Vitol”)(前身为Noble America Corp.)在2016年、2017年和2018年分别从Vitol America Corp.(“Vitol”)(前身为来宝美洲公司)收到了数百万美元的付款，这是与原油和凝析油分离器的建设和运营相关的协议(“Splitter协议”)的一部分。2018年12月，维多选择终止拆分协议。拆分协议规定，如果Vitol选择终止，前三笔年度付款是我们的，Vitol对此表示异议。与拆分协议递延收入相关的收入确认时间取决于目前与Vitol的诉讼结果。递延收入还包括在2015年天然气收集和加工协议修正案中收到的非货币对价，以及为与我们的系统连接的设施的其他建设活动收到的对价。有关相关诉讼的进一步详情，请参阅第II部分--第1项：法律诉讼。

注7-优先股

优先股股息

截至2021年9月30日，我们累计优先股息为$21.8我们的首轮优先付款为百万美元，这笔钱将支付给2021年11月12日。在截至2021年9月30日的三个月和九个月内，我们支付了21.8百万美元和$65.5分别向优先股股东派发百万股息。

优先股赎回或回购

根据A系列优先股的条款，我们可以在未来赎回全部或部分A系列优先股，或者在私下协商的交易中回购A系列优先股。此类赎回或回购(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。

附注8--普通股及相关事项

普通股分红

下表详细说明了我们在截至2021年9月30日的9个月中宣布和/或支付给普通股股东的股息：

截至三个月	付款日期或待付款		公用事业合计宣布派息			公用量派发股息或派发股息待付款			累计股息：(1)			宣布的普通股每股股息
(单位：百万，每股除外)
2021年9月30日	2021年11月15日	$		23.3	$		22.9	$		0.4	$		0.10000
2021年6月30日	2021年8月16日			23.3			22.9			0.4			0.10000
2021年3月31日	2021年5月14日			23.3			22.9			0.4			0.10000
2020年12月31日	2021年2月16日			23.3			22.9			0.4			0.10000

(1)	表示归属时应支付的限制性股票和限制性股票单位的应计股息。

注9--伙伴关系单位及相关事项

分配

我们有权在每个季度从合作伙伴共同单位的可用现金中获得所有合作伙伴分配。

下表详细说明了合伙企业在截至2021年9月30日的9个月内申报和支付的分配情况：

截至三个月	付款日期或须付款日期		总分发			分发到塔尔加资源公司(Targa Resources Corp.)
2021年9月30日	2021年11月11日	$		45.6	$		45.6
2021年6月30日	2021年8月12日			45.5			45.5
2021年3月31日	2021年5月12日			47.0			47.0
2020年12月31日	2021年2月11日			54.3			47.6

投稿

对该合伙企业的所有资本捐助将继续分配。98%给有限责任合伙人，并且2%给普通合伙人；但是，不会为这些捐款发放任何单位。在截至2021年9月30日的9个月里，我们总共赚了$46.0为该伙伴关系提供了100万美元的捐款。

注10-普通股每股收益

下表列出了用于计算基本和稀释后每股普通股净收入的净收入和加权平均流通股的对账：

	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的9个月，
	2021		2020		2021		2020
	(单位：百万，每股除外)
可归因于Targa Resources Corp.的净收益(亏损)	$	182.2	$	69.3	$	384.8	$	(1,587.5	)
减去：A系列优先股的股息		21.8		22.9		65.5		68.8
减去：A系列优先股的等值股息		—		9.5		—		27.7
基本每股收益为普通股股东应占净收益(亏损)	$	160.4	$	36.9	$	319.3	$	(1,684.0	)

加权平均流通股-基本		228.8		233.4		228.6		233.2
未归属股票奖励的稀释效应		3.3		0.4		3.0		—
A系列优先股的稀释效应(1)		44.3		—		—		—
加权平均流通股-稀释		276.4		233.8		231.6		233.2

每股普通股可用净收益(亏损)-基本	$	0.70	$	0.16	$	1.40	$	(7.22	)
每股普通股可用净收益(亏损)-稀释后	$	0.66	$	0.16	$	1.38	$	(7.22	)

以下潜在普通股等价物被排除在稀释后每股收益的确定之外，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9月30日的三个月，				截至9月30日的9个月，
	2021		2020		2021		2020
未归属的限制性股票奖励		—		2.8		0.3		2.5
A系列优先股(1)		—		46.5		44.3		46.5

(1)	首轮优先股没有强制兑换日，但可在我们选择的情况下兑换10较清盘优先权于当日或之前溢价%2022年3月16日对于一个5此后的清算优先权的溢价%。如果A系列优先股在2028年3月16日之前没有赎回，投资者有权将A系列优先股转换为TRC普通股。

附注11-衍生工具及对冲活动

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。我们已经签订了衍生工具，以对冲与我们预期的以下部分相关的大宗商品价格风险：(I)我们收集和加工业务中的天然气、天然气和凝析油权益，这是由收益百分比加工安排产生的；(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)相关的对冲仓位将在商品价格下跌时有利，而在商品价格上升时不利，主要指定为会计用途的现金流对冲。

对冲通常与我们实物权益量的NGL产品构成和NGL交货点相匹配。我们的天然气套期保值是特定输气点和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NGL组成。我们相信，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。

我们使用基于纽约商品交易所(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，这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成交量的销售价格不完全相等，这将使我们面临市场差异化风险。

我们还签订衍生品工具，以帮助管理其他与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，并将公允价值和现金结算的变化记录为当期收入。

截至2021年9月30日，我们大宗商品衍生品合约的名义交易量为：

商品	仪表	单位	2021		2022		2023		2024		2025
天然气	掉期	MMBtu/d		188,998		131,613		59,250		16,421		7,479
天然气	基差互换	MMBtu/d		483,779		308,740		250,000		225,000		110,041
NGL	掉期	Bbl/d		39,568		29,424		12,557		2,186		—
NGL	期货	Bbl/d		45,315		740		—		—		—
凝析油	掉期	Bbl/d		5,029		3,853		2,155		265		—

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。我们在综合资产负债表上按毛数记录衍生资产和负债，不考虑主要净额结算安排的影响。

以下时间表反映了我们衍生工具的公允价值及其在我们综合资产负债表上的位置，以及预计报告(假设我们按净额计算报告了受总净额协议约束的衍生工具)：

		截至2021年9月30日的公允价值					公允价值截至2020年12月31日
	资产负债表	导数		导数			导数		导数
	位置	资产		负债			资产		负债
指定为对冲工具的衍生工具
商品合约	当前	$	36.1	$	(464.3	)	$	24.2	$	(140.2	)
	长期的		0.2		(148.3	)		5.1		(43.4	)
指定为对冲工具的衍生工具总额		$	36.3	$	(612.6	)	$	29.3	$	(183.6	)
未被指定为对冲工具的衍生工具
商品合约	当前	$	46.6	$	(8.0	)	$	61.3	$	(2.4	)
	长期的		13.2		(2.9	)		44.2		—
总资产衍生品未被指定为新的对冲工具		$	59.8	$	(10.9	)	$	105.5	$	(2.4	)
当前总头寸		$	82.7	$	(472.3	)	$	85.5	$	(142.6	)
长期总头寸			13.4		(151.2	)		49.3		(43.4	)
总导数		$	96.1	$	(623.5	)	$	134.8	$	(186.0	)

在我们的综合资产负债表上报告衍生品在净基础上的预计影响如下：

		总演示文稿							预计净额列报
2021年9月30日		资产		负债			抵押品		资产		负债
当前位置
	有抵销头寸或抵押品的交易对手	$	75.9	$	(338.2	)	$	27.0	$	10.9	$	(246.2	)
	没有抵销头寸的交易对手-资产		6.8		—			—		6.8		—
	没有抵销头寸的交易对手-负债		—		(134.1	)		—		—		(134.1	)
			82.7		(472.3	)		27.0		17.7		(380.3	)
长期头寸
	有抵销头寸或抵押品的交易对手		13.4		(106.9	)		—		3.4		(96.9	)
	没有抵销头寸的交易对手-资产		—		—			—		—		—
	没有抵销头寸的交易对手-负债		—		(44.3	)		—		—		(44.3	)
			13.4		(151.2	)		—		3.4		(141.2	)
总导数
	有抵销头寸或抵押品的交易对手		89.3		(445.1	)		27.0		14.3		(343.1	)
	没有抵销头寸的交易对手-资产		6.8		—			—		6.8		—
	没有抵销头寸的交易对手-负债		—		(178.4	)		—		—		(178.4	)
		$	96.1	$	(623.5	)	$	27.0	$	21.1	$	(521.5	)

		总演示文稿							预计净额列报
2020年12月31日		资产		负债			抵押品		资产		负债
当前位置
	有抵销头寸或抵押品的交易对手	$	81.1	$	(142.0	)	$	29.8	$	15.7	$	(46.8	)
	没有抵销头寸的交易对手-资产		4.4		—			—		4.4		—
	没有抵销头寸的交易对手-负债		—		(0.6	)		—		—		(0.6	)
			85.5		(142.6	)		29.8		20.1		(47.4	)
长期头寸
	有抵销头寸或抵押品的交易对手		37.8		(42.5	)		—		14.6		(19.3	)
	没有抵销头寸的交易对手-资产		11.5		—			—		11.5		—
	没有抵销头寸的交易对手-负债		—		(0.9	)		—		—		(0.9	)
			49.3		(43.4	)		—		26.1		(20.2	)
总导数
	有抵销头寸或抵押品的交易对手		118.9		(184.5	)		29.8		30.3		(66.1	)
	没有抵销头寸的交易对手-资产		15.9		—			—		15.9		—
	没有抵销头寸的交易对手-负债		—		(1.5	)		—		—		(1.5	)
		$	134.8	$	(186.0	)	$	29.8	$	46.2	$	(67.6	)

我们与大多数此类对冲交易相关的付款义务由担保TRP Revolver的抵押品中的优先留置权担保，该抵押品的付款权与给予合伙企业高级担保贷款人的留置权同等。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。我们在经纪商处存有保证金，保证金的数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上的其他流动资产内，不会与我们衍生工具的公允价值相抵销。

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基于基础市场观察到的商品价格假设来确定的。我们衍生工具的估计公允价值为净负债(#美元)。527.4)截至2021年9月30日，100万。估计公允价值是根据交易对手信用违约掉期利率的市场报价所显示的违约概率经信用风险调整后的净值。信用风险调整在所有提交的期间都是无关紧要的。我们通过交易所结算的期货合约每天都有保证金，不需要任何信用调整。

下表反映了在其他全面收益(下称“保监处”)中记录的金额，以及从保监处重新分类为收入的金额。

	损益(损益)在国际保险业保险公司(OCI)获得确认。衍生品交易(有效部分)
现金流中的衍生工具	截至9月30日的三个月，						截至9月30日的9个月，
套期保值关系	2021			2020			2021			2020
商品合约	$	(294.7	)	$	(128.7	)	$	(698.9	)	$	(102.6	)

	损益(损益)从保险公司重新归类为收入分配(有效部分)
	截至9月30日的三个月，					截至9月30日的9个月，
损益位置	2021			2020		2021			2020
收入	$	(100.4	)	$	19.2	$	(303.8	)	$	139.4

根据截至2021年9月30日的估值，我们预计将大宗商品对冲相关的递延损失(美元)重新分类。581.7)截至2025年底，累计其他全面收益(亏损)中的100万计入所得税前收益，($433.7)百万美元的损失将在未来12个月内重新分类。

我们的综合收益也受到对不符合套期保值会计或未被指定为套期保值的衍生工具使用按市价计价会计方法的影响。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。由于基础商品价格指数的变化，对金融工具使用按市值计价的会计方法可能会导致非现金收益波动。

在截至2021年9月30日的三个月里，未实现的按市值计价的收益主要是由于天然气远期价格与我们的头寸相比出现了有利的变动。在截至2021年9月30日的9个月里，未实现的按市值计价的亏损主要是由于天然气远期价格与我们的头寸相比出现了不利的变动。

	损益位置	在衍生工具收益中确认的收益(损失)
衍生品未被指定	在以下日期的收入中确认	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的9个月，
作为套期保值工具	衍生品	2021		2020		2021			2020
商品合约	收入	$	16.7	$	90.0	$	(24.8	)	$	197.9

有关衍生工具和套期保值活动的额外披露，请参阅附注12-公允价值计量和附注17-分部信息。

附注12-公允价值计量

根据公认会计准则，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上按公允价值报告。其他金融工具在我们的综合资产负债表上按历史成本或摊余成本报告。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金融结算的商品掉期、期货、期权合约和与某些交易对手的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品合约的公允价值，并根据基础市场上观察到的商品价格进行假设。我们在呈报的所有期间一直应用这些估值技术，我们相信我们已获得有关我们持有的衍生工具合约类型的最准确资料。

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。这些衍生品截至2021年9月30日的财务状况，净负债头寸为($527.4)百万美元，反映经交易对手信用风险调整后的现值，反映我们预期未来在衍生品合约上收到或支付的金额的现值。如果天然气、天然气和原油的远期定价增加10%，结果将是反映净负债($)的公允价值。676.5)百万。如果天然气、天然气和原油的远期定价下降10%，结果将是反映净负债($)的公允价值。378.3)百万。

其他金融工具的公允价值

由于其现金或近现金性质，计入营运资本的其他金融工具(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有很大差异的另一种金融工具。我们为长期债务确定的补充公允价值披露如下：

•

这个TRC左轮手枪、TRP旋转枪和合作伙伴的S生态化F可访问性按账面价值计算，而账面价值接近公允价值，因为它们的利率是根据当时的市场利率计算的；以及

•

该合伙企业的优先无担保票据是基于从债务交易中获得的报价市场价格。

公允价值层次

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：

•

级别1-可观察到的投入，如活跃市场的报价；

•

第二级-活跃市场的报价以外的投入，我们可以直接或间接观察到市场在相关结算期内具有流动性；以及

•

第三级--很少或根本没有市场数据的不可观察的投入，因此我们必须发展我们自己的假设。

下表按公允价值层次分类显示了(1)包括在我们合并资产负债表中的按公允价值计量的金融工具和(2)其他金融工具的补充公允价值披露：

	2021年9月30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按公允价值计算的合并资产负债表：
来自商品衍生合约的资产	$	96.1	$	96.1	$	—	$	96.1	$	—
商品衍生品合约的负债		623.5		623.5		—		623.4		0.1
在本署登记的金融工具账面价值合并资产负债表：
现金和现金等价物		228.6		228.6		—		—		—
TRC旋转器		—		—		—		—		—
TRP旋转器		—		—		—		—		—
合伙企业的高级无担保票据		6,465.7		6,909.8		—		6,909.8		—
合伙企业的证券化安排		340.0		340.0		—		340.0		—

	2020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按公允价值计算的合并资产负债表：
来自商品衍生合约的资产	$	134.8	$	134.8	$	—	$	134.8	$	—
商品衍生品合约的负债		186.0		186.0		—		185.8		0.2
在本署登记的金融工具账面价值合并资产负债表：
现金和现金等价物		242.8		242.8		—		—		—
TRC旋转器		555.0		555.0		—		555.0		—
TRP旋转器		280.0		280.0		—		280.0		—
合伙企业的高级无担保票据		6,585.4		7,036.8		—		7,036.8		—
合伙企业的证券化安排		350.0		350.0		—		350.0		—

有关我们合并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了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性。对于既包括可观察到的投入又包括不可观测的投入的估值，如果不可观测的投入被确定为对整体投入具有重大意义，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的时期。

这些掉期的公允价值是使用基于远期商品基准曲线的贴现现金流估值技术来确定的。对于这些衍生品，估值模型的主要输入是远期商品基差曲线，该曲线基于可观察到的或公开的数据来源，并在没有可观察到的价格时进行外推。

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投入是(I)远期天然气液体定价曲线，其中很大一部分衍生品的条款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。3级衍生工具的公允价值变动与远期基差曲线的10%变动(价格无法观察到)相关，这一变动无关紧要。截至2021年9月30日，我们有一衍生品合约，分类为3级。

下表汇总了我们在公允价值层次中被归类为第三级的金融工具的公允价值变化：

	商品
	衍生品合约
	资产(负债)
平衡，2020年12月31日	$	(0.2	)
新的3级衍生工具		—
转出第3层(1)		0.2
未实现收益(损失)计入保险单		(0.1	)
余额，2021年9月30日	$	(0.1	)

(1)	转让涉及NGL产品的长期场外掉期，对于这些产品，可观察到的市场价格基本上可以在整个期限内获得。

非经常性基础上按公允价值计量的资产和负债

非金融资产和负债(如长期资产)在减值时按公允价值非经常性计量。在2020年第一季度，我们记录的非现金税前减值为2,442.8百万美元。减值费用主要与与我们的中央业务相关的某些气体处理设施和收集系统的部分受损以及我们的沿海业务的全部受损有关。有关估值技术的披露，请参阅附注4--财产、厂房和设备以及无形资产。

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报告日的公允价值计量有所不同。

附注13--或有事项

法律程序

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人。我们和合作伙伴也是与政府环境机构提起的各种诉讼的参与方，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(包括空气排放、向环境排放和报告缺陷)的行为实施金钱制裁，这些行为与我们的正常业务过程中发生的某些设施发生的事件有关。有关与诉讼事项有关的或有事项的进一步详情，请参阅第二部分--第1项：法律诉讼。

附注14-收入

分配给剩余履约义务的固定对价

下表列出了与报告期末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量的合同的固定对价，可以为这些合同计算保证数额的收入。这些合同主要由收集和加工、分馏、出口、终止和储存协议组成，其余合同条款为1至18年份.

			2021				2022				2023年及以后
自2021年9月30日起确认的固定对价			$	125.9			$	450.5			$	2,612.3

根据我们选择适用的可选豁免，上表中列出的金额不包括(I)满足分配例外的可变对价和(Ii)最初预期期限为一年或更短时间的合同的剩余履约义务。

为与分类收入有关的披露，见附注17 -细分市场信息。

附注15--所得税

该公司使用估计的年度有效税率记录所得税，并在具体事件发生时予以离散确认。我们定期评估递延税项资产的可实现税后收益，如果需要，我们会根据我们认为不符合更有可能实现的标准的递延税项资产金额的估计，记录递延税项资产的可实现税后福利。

截至2021年9月30日，我们的估值津贴为$105.4100万美元，减少了$88.8百万美元，从2020年12月31日起。更改估值免税额后，我们的递延税项净额为#美元。78.7百万美元。

随着我们开始实现持续盈利，我们将更多地考虑对未来应税收入的预测，以确定这些预测是否为实现我们的递延税项资产提供了足够的应税收入来源，并可能导致我们的估值津贴在未来12个月发生变化。我们将继续根据当前和预期收益等因素评估新的估值和津贴，并进行相应调整。

附注16-补充现金流量资料

	截至9月30日的9个月，
	2021			2020
现金：
支付的利息，扣除资本化利息后的净额(1)	$	327.8		$	315.9
已缴(已收)所得税，净额		1.2			(44.4	)
非现金投资活动：
应计资本支出对房地产、厂房和设备的影响，净额		(7.5	)		(194.7	)
从材料和用品库存转移到财产、厂房和设备		2.4			1.9
非现金融资活动：
应计分派对非控制权益的变动		(43.1	)		3.9

(1)	主要项目资本化的利息为#美元。2.7百万美元和$31.1截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月为100万。

注17-细分市场信息

我们在二主要部门：(I)收集和加工，以及(Ii)物流和运输(也称为下游业务)。我们的可报告部门包括根据所提供的产品和服务的性质汇总的运营部门。

我们的收集和加工部门包括用于收集和/或购买和销售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。收集和加工部门的资产位于德克萨斯州西部和新墨西哥州东南部的二叠纪盆地(包括米德兰盆地、中部盆地和特拉华州盆地)；德克萨斯州南部的鹰福特页岩；德克萨斯州北部的巴尼特页岩；俄克拉何马州的阿纳达科、阿德莫尔和阿科马盆地(包括勺子和堆叠)和堪萨斯州中南部；北达科他州的威利斯顿盆地(包括巴肯和三叉河)；以及陆上和

我们的物流和运输部门包括将混合NGL转换为NGL产品所需的活动和资产，还包括其他资产和增值服务，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销活动。物流和运输部门还包括Grand Prix NGL管道(“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地点与我们在德克萨斯州蒙特贝尔维尤(Mont Belvieu)的下游设施以及我们在墨西哥湾快速管道有限责任公司(GCX)的股权连接起来，这是一条天然气管道，连接德克萨斯州西部的Waha枢纽和其他接收点，包括我们的许多米德兰盆地加工设施，并连接到德克萨斯州南部的Agua Dulce和其他交付相关资产，包括这些管道，通常由我们的收集和处理部门连接并部分供应，除了管道和较小的码头外，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。

其他包含与未被指定为现金流对冲的衍生品合约相关的按市值计价的损益。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：

	截至2021年9月30日的三个月
	采集和处理		物流与运输		其他		公司和淘汰			总计
收入
商品销售	$	156.2	$	3,948.4	$	13.5	$	—		$	4,118.1
中游服务收费		205.3		136.3		—		—			341.6
		361.5		4,084.7		13.5		—			4,459.7
部门间收入
商品销售		1,786.0		108.3		—		(1,894.3	)		—
中游服务收费		0.6		11.5		—		(12.1	)		—
		1,786.6		119.8		—		(1,906.4	)		—
收入	$	2,148.1	$	4,204.5	$	13.5	$	(1,906.4	)	$	4,459.7
营业利润率(1)	$	361.4	$	280.7	$	13.5	$	—		$	655.6
其他财务信息：
总资产(2)	$	8,560.6	$	7,180.5	$	42.3	$	189.3		$	15,972.7
商誉	$	45.2	$	—	$	—	$	—		$	45.2
资本支出	$	98.0	$	16.8	$	—	$	2.7		$	117.5

(1)	营业利润率的计算方法是从收入中减去产品采购量和燃料。

(2)	公司和抵销一栏中的资产主要包括与税收相关的资产、现金、预付费用和循环信贷安排的债务发行成本。

	截至2020年9月30日的三个月
	采集和处理		物流与运输		其他		公司和淘汰			总计
收入
商品销售	$	135.7	$	1,616.5	$	88.6	$	—		$	1,840.8
中游服务收费		126.2		148.1		—		—			274.3
		261.9		1,764.6		88.6		—			2,115.1
部门间收入
商品销售		611.9		37.4		—		(649.3	)		—
中游服务收费		1.7		8.5		—		(10.2	)		—
		613.6		45.9		—		(659.5	)		—
收入	$	875.5	$	1,810.5	$	88.6	$	(659.5	)	$	2,115.1
营业利润率(1)	$	261.0	$	280.4	$	88.6	$	—		$	630.0
其他财务信息：
总资产(2)	$	8,929.4	$	6,841.2	$	78.2	$	203.3		$	16,052.1
商誉	$	45.2	$	—	$	—	$	—		$	45.2
资本支出	$	63.6	$	69.0	$	—	$	4.0		$	136.6

(1)	营业利润率的计算方法是从收入中减去产品采购量和燃料。

(2)	公司和抵销一栏中的资产主要包括与税收相关的资产、现金、预付费用和循环信贷安排的债务发行成本。

	截至2021年9月30日的9个月
	采集和处理		物流与运输		其他			公司和淘汰			总计
收入
商品销售	$	446.2	$	10,186.7	$	(55.6	)	$	—		$	10,577.3
中游服务收费		496.7		434.2		—			—			930.9
		942.9		10,620.9		(55.6	)		—			11,508.2
部门间收入
商品销售		3,940.4		283.5		—			(4,223.9	)		—
中游服务收费		2.8		27.0		—			(29.8	)		—
		3,943.2		310.5		—			(4,253.7	)		—
收入	$	4,886.1	$	10,931.4	$	(55.6	)	$	(4,253.7	)	$	11,508.2
营业利润率(1)	$	938.2	$	920.5	$	(55.6	)	$	—		$	1,803.1
其他财务信息：
总资产(2)	$	8,560.6	$	7,180.5	$	42.3		$	189.3		$	15,972.7
商誉	$	45.2	$	—	$	—		$	—		$	45.2
资本支出	$	265.4	$	42.0	$	—		$	9.1		$	316.5

(1)	营业利润率的计算方法是从收入中减去产品采购量和燃料。

(2)	公司和抵销一栏中的资产主要包括与税收相关的资产、现金、预付费用和循环信贷安排的债务发行成本。

	截至2020年9月30日的9个月
	采集和处理		物流与运输		其他		公司和淘汰			总计
收入
商品销售	$	512.9	$	4,172.0	$	215.9	$	—		$	4,900.8
中游服务收费		354.5		432.2		—		—			786.7
		867.4		4,604.2		215.9		—			5,687.5
部门间收入
商品销售		1,444.3		140.1		—		(1,584.4	)		—
中游服务收费		4.9		23.8		—		(28.7	)		—
		1,449.2		163.9		—		(1,613.1	)		—
收入	$	2,316.6	$	4,768.1	$	215.9	$	(1,613.1	)	$	5,687.5
营业利润率(1)	$	753.7	$	806.0	$	215.9	$	—		$	1,775.6
其他财务信息：
总资产(2)	$	8,929.4	$	6,841.2	$	78.2	$	203.3		$	16,052.1
商誉	$	45.2	$	—	$	—	$	—		$	45.2
资本支出	$	218.0	$	375.5	$	—	$	16.8		$	610.3

(1)	营业利润率的计算方法是从收入中减去产品采购量和燃料。

(2)	公司和抵销一栏中的资产主要包括与税收相关的资产、现金、预付费用和循环信贷安排的债务发行成本。

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9月30日的三个月，					截至9月30日的9个月，
	2021			2020		2021			2020
商品销售情况：
从与客户的合同中确认的收入：
天然气	$	916.1		$	351.1	$	2,371.3		$	893.9
NGL		3,185.0			1,312.9		8,278.4			3,382.0
凝析油和原油		100.7			54.4		256.2			217.8
石油产品		—			13.2		—			69.8
		4,201.8			1,731.6		10,905.9			4,563.5
非客户收入：
衍生工具活动-对冲		(100.4	)		19.2		(303.8	)		139.4
衍生工具活动--非对冲(1)		16.7			90.0		(24.8	)		197.9
		(83.7	)		109.2		(328.6	)		337.3
商品销售总额		4,118.1			1,840.8		10,577.3			4,900.8

中游服务费：
从与客户的合同中确认的收入：
采集和处理		201.3			123.7		485.7			347.1
NGL运输、分馏和服务		45.8			43.8		138.5			116.7
储存、终止和导出		87.7			96.6		273.1			285.5
其他		6.8			10.2		33.6			37.4
中游服务收费总额		341.6			274.3		930.9			786.7

总收入	$	4,459.7		$	2,115.1	$	11,508.2		$	5,687.5

(1)	代表未根据ASC 815指定为套期保值工具的衍生工具活动。

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：

	截至9月30日的三个月，						截至9月30日的9个月，
	2021			2020			2021			2020
可报告部门运营的对账所得税前利润率(损益)：
收集和处理营业利润率	$	361.4		$	261.0		$	938.2		$	753.7
物流运输营业利润率		280.7			280.4			920.5			806.0
其他营业利润率		13.5			88.6			(55.6	)		215.9
折旧及摊销费用		(222.8	)		(203.7	)		(650.9	)		(647.3	)
一般和行政费用		(67.3	)		(58.6	)		(192.4	)		(180.6	)
长期资产减值		—			—			—			(2,442.8	)
利息支出，净额		(91.0	)		(97.7	)		(284.2	)		(292.4	)
权益收益(亏损)		14.3			18.6			38.9			54.1
出售或处置业务和资产的损益		1.5			(58.0	)		1.7			(58.0	)
资产减记		(0.5	)		(13.5	)		(5.0	)		(13.5	)
融资活动的收益(损失)		—			(13.7	)		(16.6	)		47.4
其他，净额		0.2			0.7			0.2			(0.1	)
所得税前收入(亏损)	$	290.0		$	204.1		$	694.8		$	(1,757.6	)

第二项：管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。

以下对我们财务状况和经营结果的讨论和分析应与管理层在截至2020年12月31日的10-K表格年度报告(“年度报告”)中包含的对财务状况和经营结果的讨论和分析以及本10-Q表格季度报告中包含的未经审计的综合财务报表及其注释一起阅读。

概述

塔尔加资源公司(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：

•

集采、压缩、加工、加工、运输、购销天然气；

•

运输、储存、分离、处理和买卖液化石油气和液化石油气产品，包括向液化石油气出口商提供的服务；以及

•

收集、储存、终止和买卖原油。

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)。

其他包含与未指定为现金流对冲的衍生品合约相关的未实现按市值计价的损益。

最新发展动态

二叠纪米德兰加工区扩张

2020年11月，我们宣布将一座现有的低温天然气加工厂从我们的北得克萨斯系统(“长角牛工厂”)转移到我们的二叠纪米德兰系统。该工厂于2021年迁至得克萨斯州里根县并安装，作为一个新的200MMcf/d低温天然气加工厂(“海姆工厂”)。海姆工厂于2021年第三季度开始运营，加工二叠纪盆地的天然气生产。

2021年8月，为了应对不断增加的产量和满足生产商的基础设施需求，我们宣布在米德兰盆地新建一个250MMcf/d的低温天然气加工厂(“遗留工厂”)。遗留工厂预计将于2022年第四季度开始运营。

2021年11月，我们宣布将为我们在二叠纪米德兰的下一个潜在天然气厂订购长期铅产品，以满足我们生产商未来的基础设施需求，因为我们希望在传统工厂之外提高产量。

资本配置

2021年11月，我们宣布了资本配置战略的更新，包括2021年第四季度，我们打算向董事会建议将我们的普通股股息提高到每股0.35美元或每股年化1.40美元。最初建议增加的每股普通股股息预计将于2021年第四季度生效，并于2022年2月支付。我们预计将继续简化我们的资本结构，方法是在2022年1月以约9.25亿美元的价格从石峰基础设施伙伴公司附属的投资工具中回购我们在开发公司合资企业中的权益，并在2022年3月赎回我们的A系列优先股(“A系列优先股”)的流通股，同时继续投资于我们的核心综合战略中的增值增长机会，同时随着时间的推移，一旦赎回价格下降，我们将赎回A系列优先股(“A系列优先股”)的流通股，同时继续投资于我们的核心综合战略中的增值增长机会。我们还可以根据我们现有的5亿美元授权股份回购计划(“股份回购计划”)机会性地回购普通股。

融资活动

2021年2月，该合伙公司发行了10亿美元的4%优先债券，2032年到期，净收益约为9.91亿美元。发行所得款项净额的一部分用于支付同时进行的现金投标要约(“二月投标要约”)和随后赎回合伙公司2025年到期的5⅛%优先债券(“5⅛%债券”)的资金，其余部分用于偿还合伙企业的高级担保循环信贷安排(“TRP Revolver”)和我们的高级担保循环信贷安排(“TRC Revolver”)。由于2月份的投标报价和随后5⅛%债券的赎回，我们记录了1,490万美元的债务清偿亏损，其中包括支付的1,250万美元的保费和240万美元的债务发行成本的冲销。

此外，Targa Pipeline Partners LP(“TPL”)在TRP Revolver项下以可用流动资金赎回了2021年到期的所有未偿还TPL 475%优先债券和2023年到期的TPL 5⅞%优先债券(统称为“TPL债券”)。由于赎回第三方物流债券，我们因债务清偿而录得20万美元的收益。

该合伙公司于2021年5月17日以TRP Revolver项下的可用流动资金赎回所有于2023年到期的4.5%未偿还优先债券(“4.25%债券”)。由于赎回4%的债券，我们录得因债务清偿而录得190万元的亏损。

我们或合作伙伴可通过现金购买和/或交换其他债务、公开市场购买、私下协商交易或其他方式偿还或购买各种系列的未偿债务。此外，根据A系列优先股的条款，我们可能在未来赎回全部或部分A系列优先股，或在私下协商的交易中回购A系列优先股。此类回购、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。

2021年4月21日，我们修订了合伙企业的应收账款证券化安排(以下简称“证券化安排”)，将安排规模从3.5亿美元增加到4.0亿美元，以更紧密地符合我们在当前大宗商品价格下的借款需求预期，并将安排终止日期延长至2022年4月21日。

有关我们的债务相关交易的更多信息，请参见我们合并财务报表的附注5-债务义务。

新冠肺炎大流行

2020年至2021年期间，新冠肺炎在全球范围内的传播导致大宗商品市场大幅波动。我们目前在潜在劳动力、供应链或客户关系中断方面没有遇到任何实质性问题。尽管在开发、分发和管理各种新冠肺炎疫苗方面取得了重大进展，但新冠肺炎相关的干扰和其他影响仍然存在重大不确定性。因此，我们无法确定这些事件可能在多大程度上对我们未来的财务状况、运营和/或现金流产生实质性影响。

冬季天气的影响

2021年2月，在一场大的冬季风暴期间，美国中部地区经历了前所未有的寒冷气温，扰乱了生产运营、中游基础设施和许多其他服务。这种极端天气导致大宗商品价格大幅波动，Targa在德克萨斯州、俄克拉何马州和路易斯安那州的运营短期中断，包括

减少了进入我们系统的吞吐量，并对我们的一些交易对手的运营和财务状况产生了不利影响。虽然有些公司y所有设施都经历了临时停电，所有设施都因为恢复全面运营，不会造成任何长期影响或与e天气事件，吞吐量已恢复到风暴前的水平。全面的财务影响这个冬季暴风雨仍然存在不确定，因为它受到最近提议的监管变化以及潜在客户和交易对手风险的影响。进一步讨论见“项目1A”。风险因素.”

公司税务事宜

美国国税局于2019年4月3日通知我们，它将审查Targa 2014年、2015年和2016年的联邦所得税申报单(表格1120)。国税局在没有提出任何调整的情况下完成了审查，税务联合委员会无一例外地批准了国税局的调查结果。税务联合委员会给Targa发了一封日期为2021年2月23日的闭幕信。结束信实际上结束了美国国税局对Targa 2014年、2015年和2016年联邦所得税申报单的审计。

FERC管理事项

在……上面2020年12月17日，FERC发布了一项设立指数水平的命令，设立产成品生产者价格指数加0.78%的指数水平，从2021年7月1日开始，到2026年6月30日结束的五年内(“2020年12月命令”)。2021年5月14日，FERC发布了一个修订的石油定价指数因子，利用2020年12月命令中建立的石油定价指数因子，导致2021年7月1日至2022年6月30日的指数年变化为负百分比。这意味着某些输油管道的运费上限可能会降低，如果实际运费高于这个上限，运费必须降低到等于或低于适用的上限。然而，我们的一些流水线费率，包括大奖赛流水线有限责任公司的所有费率(“大奖赛合资公司”)塔尔加天然气管道有限责任公司和塔尔加墨西哥湾沿岸天然气管道有限责任公司的某些费率已经多年没有调整，因此，这些管道提高了费率，使其与适用的新最高限额持平。塔尔加NGL管道公司LLC系统的某些费率被降低到与最高水平相同的水平。然而，2020年12月命令的重审请求已向FERC提交，这些请求仍悬而未决，重审的目的是延长FERC必须审查这些请求的时间。FERC的指数率方法在下一个五年的指数率期限内的最终应用将基于这些重新审理请求的结果，FERC指数水平的任何变化都可能影响我们根据FERC输油管道指数调整的费率可能提供的任何运输服务的相关收入。

近期会计公告

有关将影响我们的最新会计声明的讨论，请参阅合并财务报表中附注3-重要会计政策中的“最新会计声明”。

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)我们从运营中获得的收入，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；(Ii)与我们运营相关的成本，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。由于大宗商品价格的变动往往会同时影响收入和成本，因此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减轻大宗商品价格波动风险的能力，以及我们系统上原油、天然气和NGL吞吐量的大小，都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。我们在管道和收集加工方面不断增长的资本支出资产在收费保证金的支撑下，我们下游设施的扩张，继续专注于增加我们的收费保证金现有未来的采集和加工合同，以及第三方对业务和资产的收购将继续增加我们以收费为基础的合同数量。收集加工、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、设施效率和燃油消耗；(2)运营费用；(3)资本支出；(4)以下非GAAP衡量标准：调整后的毛利率、调整后的营业利润率、调整后的EBITDA、可分配现金流和调整后的自由现金流。

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，以及通过捕获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NGL进行分级，并从第三方设施承包混合NGL供应。

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提高调整后的营业利润率。由于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井口或中心传送点接收的气量、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NGL和残余天然气的数量。我们还监控通过我们的物流资产接收、储存、分离和交付的NGL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，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。我们亦会追踪加工厂入口处所接收的天然气与该加工厂出口所产生的天然气和残余气之间的差额，以监察我们设施的耗油量和回收情况。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是我们运营费用中最重要的部分。这些费用保持相对稳定，与我们系统中的业务量无关，但可能会随着系统的扩展而增加，并会根据特定时间段内执行的活动范围而波动。

资本支出

我们的资本支出分为增长型资本支出和维护性资本支出。不断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，提高了现有水平的能力，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，包括更换系统组件和设备，这些组件和设备已磨损、过时或已满其使用寿命，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关注。投资回报在资本项目获得批准之前进行分析，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。调整后的毛利率、调整后的营业利润、调整后的EBITDA、可分配现金流和调整后的自由现金流都是非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毛利率、运营收入(亏损)和可归因于TRC的净收入(亏损)。这些非GAAP指标不应被视为可比GAAP指标的替代品，作为分析工具有重要的局限性。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品。此外，由于我们的非GAAP衡量标准排除了一些(但不是全部)影响净收入的项目，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衡量标准相比较，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。

调整后的毛利率

我们将调整后的毛利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。

收集和处理分部调整后的毛利主要包括：

•

与天然气、原油收集、处理、加工有关的手续费；

•

销售天然气、凝析油、原油和NGL的收入减去生产商付款、天然气和原油购买以及我们的股权交易量对冲结算。

物流和运输部门调整后的毛利率主要包括：

•

服务费(包括计入费率的能源成本转嫁)；

•

系统产品损益；以及

•

NGL和天然气销售减少，NGL和天然气采购、燃料、第三方运输成本和净库存变动。

公允价值按市值计价对冲未实现变动对调整后毛利率的影响在其他报告。

调整后的运营保证金

我们将调整后的营业利润率定义为调整后的毛利率减去营业费用。调整后的营业利润率是衡量我们业务核心盈利能力的重要业绩指标。调整后的毛利率和调整后的营业利润率为投资者提供了有用的信息，因为它们被管理层和我们财务报表的外部使用者(包括投资者和商业银行)用作补充财务措施。要评估，请执行以下操作：

•

不考虑融资方式、资本结构或历史成本基础的资产财务业绩；

•

我们的经营业绩和资本回报率与中游能源行业的其他公司相比，不考虑融资或资本结构；

•

资本支出项目和收购的可行性，以及替代投资机会的总体回报率。

管理层每月审查业务部门调整后的毛利率和营业利润率，将其作为核心的内部管理流程。我们相信投资者效益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EBITDA

我们将调整后的EBITDA定义为扣除利息、所得税、折旧和摊销及其他费用前可归因于TRC的净收益(亏损)项目我们认为应该根据我们的核心运营业绩进行调整。调整项目详见调整后的EBITDA对帐表及其脚注。调整后的EBITDA是我们和我们财务报表的外部使用者(如投资者、商业银行和其他人)使用的一项补充财务指标，用来衡量我们资产产生足以支付利息成本、支持我们的债务和向我们的投资者支付股息的现金的能力。

可分发现金流和调整后的自由现金流

我们将可分配现金流定义为调整后的EBITDA减去对TRP优先有限合伙人的分配、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)。首选的单位伙伴关系于2015年10月发行的债券已于2020年12月赎回，不再未偿还。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，扣除非控股利息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)用来评估我们产生现金收益(在偿还债务和为资本支出提供资金后)的能力，用于公司目的的业绩衡量标准，如支付股息、偿还债务或赎回其他融资安排。

我们的非GAAP财务指标

下表将管理层使用的非GAAP财务指标与所示期间最直接可比的GAAP指标进行了协调：

	截至9月30日的三个月，					截至9月30日的9个月，
	2021			2020		2021			2020
	(单位：百万)
营业收入(亏损)与调整后营业利润率的对账
营业收入(亏损)	$	366.5		$	295.5	$	956.4		$	(1,568.9	)
折旧及摊销费用		222.8			203.7		650.9			647.3
一般和行政费用		67.3			58.6		192.4			180.6
长期资产减值		—			—		—			2,442.8
(收益)出售或处置业务和资产的损失		(1.5	)		58.0		(1.7	)		58.0
资产减记		0.5			13.5		5.0			13.5
其他，净额		—			0.7		0.1			2.3
调整后的营业利润率	$	655.6		$	630.0	$	1,803.1		$	1,775.6

	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的9个月，
	2021		2020		2021		2020
	(单位：百万)
毛利与调整后毛利的对账
毛利率	$	622.2	$	588.5	$	1,697.5	$	1,635.1
折旧及摊销费用		222.8		203.7		650.9		647.3
调整后的毛利率	$	845.0	$	792.2	$	2,348.4	$	2,282.4

	截至9月30日的三个月，							截至9月30日的9个月，
	2021			2020			2021				2020
	(单位：百万)
调整后EBITDA、可分配现金流和调整后自由现金流对应归因于TRC的净收益(亏损)
可归因于TRC的净收益(亏损)	$	182.2		$	69.3		$		384.8		$	(1,587.5	)
可归因于TRP优先有限合伙人的收入		—			2.8				—			8.4
利息(收入)费用净额		91.0			97.7				284.2			292.4
所得税费用(福利)		2.0			31.9				23.5			(286.6	)
折旧及摊销费用		222.8			203.7				650.9			647.3
长期资产减值		—			—				—			2,442.8
(收益)出售或处置业务和资产的损失		(1.5	)		58.0				(1.7	)		58.0
资产减记		0.5			13.5				5.0			13.5
(收益)融资活动损失(1)		—			13.7				16.6			(47.4	)
权益(收益)损失		(14.3	)		(18.6	)			(38.9	)		(54.1	)
来自未合并关联公司和优先合作伙伴权益的分配，净额		28.2			28.2				88.4			81.6
股权赠与补偿		14.7			16.4				44.6			49.5
风险管理活动		(12.6	)		(88.3	)			55.6			(214.2	)
遣散费和相关福利		—			—				—			6.5
非控股权益调整(二)		(7.1	)		(9.2	)			(31.6	)		(211.7	)
TRC调整后的EBITDA	$	505.9		$	419.1		$		1,481.4		$	1,198.5
分配给TRP优先有限合伙人		—			(2.8	)			—			(8.4	)
债务利息支出(3)		(91.6	)		(98.2	)			(285.8	)		(289.5	)
维修资本支出		(31.1	)		(27.3	)			(78.4	)		(67.7	)
维修资金支出的非控制性利益调整		1.5			3.9				5.5			1.6
现金税		(0.8	)		—				(2.0	)		44.4
可分配现金流	$	383.9		$	294.7		$		1,120.7		$	878.9
增长资本支出，净额(4)		(86.7	)		(105.4	)			(227.9	)		(518.5	)
调整后的自由现金流	$	297.2		$	189.3		$		892.8		$	360.4

(1)	债务回购或提前清偿债务的损益。

(2)	折旧和摊销费用中的非控制性利息部分(包括长期资产减值对非控制性权益的影响)，扣除非控制性权益的非现金增值。

(3)	不包括利息支出的摊销。

(4)	代表增长资本支出，扣除非控股权益的贡献和对未合并附属公司投资的净贡献。

综合运营结果

下表和讨论汇总了我们的综合运营结果：

	截至9月30日的三个月，												截至9月30日的9个月，
	2021			2020			2021年与2020年						2021			2020			2021年与2020年
	(单位：百万)
收入：
商品销售	$	4,118.1		$	1,840.8		$	2,277.3			124	%	$	10,577.3		$	4,900.8		$	5,676.5			116	%
中游服务收费		341.6			274.3			67.3			25	%		930.9			786.7			144.2			18	%
总收入		4,459.7			2,115.1			2,344.6			111	%		11,508.2			5,687.5			5,820.7			102	%
产品采购和燃料(1)		3,614.7			1,322.9			2,291.8			173	%		9,159.8			3,405.1			5,754.7			169	%
运营费用(1)		189.4			162.2			27.2			17	%		545.3			506.8			38.5			8	%
折旧及摊销费用		222.8			203.7			19.1			9	%		650.9			647.3			3.6			1	%
一般和行政费用		67.3			58.6			8.7			15	%		192.4			180.6			11.8			7	%
长期资产减值		—			—			—			—			—			2,442.8			(2,442.8	)		(100	%)
其他营业(收入)费用		(1.0	)		72.2			(73.2	)		(101	%)		3.4			73.8			(70.4	)		(95	%)
营业收入(亏损)		366.5			295.5			71.0			24	%		956.4			(1,568.9	)		2,525.3			161	%
利息支出，净额		(91.0	)		(97.7	)		6.7			7	%		(284.2	)		(292.4	)		8.2			3	%
权益收益(亏损)		14.3			18.6			(4.3	)		(23	%)		38.9			54.1			(15.2	)		(28	%)
融资活动的收益(损失)		—			(13.7	)		13.7			100	%		(16.6	)		47.4			(64.0	)		(135	%)
其他，净额		0.2			1.4			(1.2	)	NM				0.3			2.2			(1.9	)	NM
所得税(费用)福利		(2.0	)		(31.9	)		29.9			94	%		(23.5	)		286.6			(310.1	)		(108	%)
净收益(亏损)		288.0			172.2			115.8			67	%		671.3			(1,471.0	)		2,142.3			146	%
减去：可归因于非控股权益的净收益(亏损)		105.8			102.9			2.9			3	%		286.5			116.5			170.0			146	%
可归因于Targa Resources Corp.的净收益(亏损)		182.2			69.3			112.9			163	%		384.8			(1,587.5	)		1,972.3			124	%
A系列优先股的股息		21.8			22.9			(1.1	)		(5	%)		65.5			68.8			(3.3	)		(5	%)
A系列优先股的等值股息		—			9.5			(9.5	)		(100	%)		—			27.7			(27.7	)		(100	%)
普通股股东应占净收益(亏损)	$	160.4		$	36.9		$	123.5		NM			$	319.3		$	(1,684.0	)	$	2,003.3			119	%
财务数据：
调整后的EBITDA(2)	$	505.9		$	419.1		$	86.8			21	%	$	1,481.4		$	1,198.5		$	282.9			24	%
可分配现金流(2)		383.9			294.7			89.2			30	%		1,120.7			878.9			241.8			28	%
调整后的自由现金流(2)		297.2			189.3			107.9			57	%		892.8			360.4			532.4			148	%

(1)	从2021年开始，我们将以前包含在运营费用中的某些燃料和电力成本重新分类为产品采购和燃料，以更好地反映这些成本与我们的创收活动的直接关系，并与我们对业务绩效的评估保持一致。

(2)	调整后的EBITDA、可分配现金流量和调整后的自由现金流量是非GAAP财务指标，将在“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--我们如何评估我们的经营”中讨论。

NM	由于分母较低，注意到的百分比变化不成比例地高，因此被认为是没有意义或实质性的。

截至2021年9月30日的三个月与截至2020年9月30日的三个月

商品销售额的增长反映了NGL、天然气和凝析油价格的上涨(22.59亿美元)以及NGL和天然气产量的增加(2.266亿美元)，但部分被对冲的不利影响(1.928亿美元)所抵消。

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上升，但部分被较低的终端和储存费所抵消。

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，以及天然气和天然气产量的上升。

运营费用较高，主要原因是劳动力成本增加以及维修和维护费用增加，这主要是因为活动水平增加和系统扩展。

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以前投入使用的主要增长资本项目整整一个季度的折旧，包括在得克萨斯州贝尔维尤山上增加分馏列车，以及在二叠纪盆地增加加工厂和相关基础设施。折旧和摊销费用的增加被2020年10月出售德克萨斯州Channelview的资产部分抵消。

一般和行政费用增加的主要原因是补偿和福利增加以及保险费用增加。

2020年的其他运营(收入)支出主要包括与我们在德克萨斯州Channelview的资产账面价值减少有关的亏损，这与2020年10月出售某些资产并将其减记至其可收回金额有关。

利息支出净额的减少主要是由于净借款减少，但部分被资本化利息减少所抵消。增长较低的资本投资所致.

在2020年第三季度，合伙企业赎回了2024年到期的6.75%优先票据，导致融资活动净亏损1370万美元。

所得税支出减少的主要原因是，与2020年相比，2021年估值免税额的释放幅度更大。

A系列优先股股息减少是由于我们在2020年12月部分回购了A系列优先股。

A系列优先股的等值股息减少是由于采用了会计准则更新2020-06，债务-带有转换和其他期权的债务(分主题470-20)和衍生工具和套期保值-实体自有股权的合同(分主题815-40)：实体自有股权的可转换工具和合同的会计，它不再需要与受益转换功能相关的折价增加作为被视为股息。

截至2021年9月30日的9个月与截至2020年9月30日的9个月相比

商品销售额的增长反映了NGL、天然气和凝析油价格的上涨(58.4亿美元)以及NGL和天然气产量的增加(6.505亿美元)，但部分被石油产品、原油营销和凝析油产量下降(1.48亿美元)以及对冲的不利影响(6.66亿美元)所抵消。

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上升，但部分被较低的终端和储存费所抵消。

产品采购和燃料的增加反映了NGL、天然气和凝析油价格的上涨以及NGL和天然气产量的增加，但石油产品、原油营销和凝析油产量的下降部分抵消了这一增长。

运营费用较高，主要是因为劳动力成本增加，维修和维护增加，以及从价税增加，主要是因为活动水平增加和系统扩展。

有关分部的其他信息，请参阅“-运营结果-按可报告分部”。

一般和行政费用的增加主要是由于薪酬和福利增加以及保险费用增加，但部分被专业费用的减少所抵消。

于2020年，我们确认了24.428亿美元的非现金税前减值费用，主要与与我们的中央业务相关的某些天然气处理设施和收集系统的部分减值以及我们沿海业务的全部减值有关。

利息支出净额的减少主要是由于净借款减少，但部分被增长资本投资减少导致的资本化利息减少所抵消。

股票收益下降的主要原因是我们在墨西哥湾分馏塔和卡宴管道有限责任公司的投资收益下降，但被Little Missouri 4 LLC(“Little Missouri 4”)的增长部分抵消。

在2021年期间，该伙伴关系赎回了5%的⅛债券、第三方公共部门债券和4.4%的债券，导致融资活动净亏损1,660万美元。2020年，伙伴关系在公开市场回购了部分未偿还优先票据，从融资活动中获得4740万美元的净收益。

所得税支出的增加主要是由于税前账面收入的增加，但估值免税额的减少部分抵消了这一增长。

非控股权益的净收入增加主要是由于2020年第一季度分配给非控股权益持有人的减值亏损以及分配给Grand Prix合资公司非控股权益持有人的更高收入。可归因于非控股权益的净收入增长部分被2020年12月赎回合伙企业优先股的影响所抵消。

A系列优先股股息减少是由于我们在2020年12月部分回购了A系列优先股。

运营结果-按可报告细分市场划分

我们按可报告部门划分的营业利润率为：

	聚集和正在处理中		物流与运输		其他			总计
	(单位：百万)
截至三个月：
2021年9月30日	$	361.4	$	280.7	$	13.5		$	655.6
2020年9月30日		261.0		280.4		88.6			630.0

截至9个月：
2021年9月30日	$	938.2	$	920.5	$	(55.6	)	$	1,803.1
2020年9月30日		753.7		806.0		215.9			1,775.6

收集和处理数据段

	截至9月30日的三个月，										截至9月30日的9个月，
	2021			2020		2021年与2020年					2021		2020		2021年与2020年
		(单位：百万，不包括运营统计数据和价格金额)
营业利润率	$		361.4	$	261.0	$	100.4		38	%	$	938.2	$	753.7	$	184.5		24	%
运营费用(1)			122.8		102.1		20.7		20	%		343.1		313.6		29.5		9	%
调整后的毛利率(1)	$		484.2	$	363.1	$	121.1		33	%	$	1,281.3	$	1,067.3	$	214.0		20	%
经营统计(2)：
工厂天然气入口，MMCF/d(3)，(4)
二叠纪米德兰(5)			2,109.2		1,811.5		297.7		16	%		1,900.7		1,722.1		178.6		10	%
特拉华州二叠纪			842.7		758.1		84.6		11	%		805.9		712.4		93.5		13	%
总二叠纪			2,951.9		2,569.6		382.3					2,706.6		2,434.5		272.1

南德克萨斯州			180.5		233.6		(53.1	)	(23	%)		184.0		261.5		(77.5	)	(30	%)
德克萨斯州北部			180.7		197.8		(17.1	)	(9	%)		179.2		206.3		(27.1	)	(13	%)
SouthOk			420.6		386.9		33.7		9	%		402.6		463.3		(60.7	)	(13	%)
WestOK			219.4		233.6		(14.2	)	(6	%)		211.6		258.7		(47.1	)	(18	%)
合计中环			1,001.2		1,051.9		(50.7	)				977.4		1,189.8		(212.4	)

荒原(6)			135.2		137.0		(1.8	)	(1	%)		137.8		136.1		1.7		1	%
总字段数			4,088.3		3,758.5		329.8					3,821.8		3,760.4		61.4

沿海地区			527.1		522.8		4.3		1	%		598.3		672.9		(74.6	)	(11	%)

总计			4,615.4		4,281.3		334.1		8	%		4,420.1		4,433.3		(13.2	)	—
天然气产量，MBbl/d(4)
二叠纪米德兰(5)			307.3		253.0		54.3		21	%		274.8		247.6		27.2		11	%
特拉华州二叠纪			119.8		105.3		14.5		14	%		109.3		97.1		12.2		13	%
总二叠纪			427.1		358.3		68.8					384.1		344.7		39.4

南德克萨斯州			24.2		29.2		(5.0	)	(17	%)		22.6		28.7		(6.1	)	(21	%)
德克萨斯州北部			21.0		23.7		(2.7	)	(11	%)		20.2		24.5		(4.3	)	(18	%)
SouthOk			52.1		45.9		6.2		14	%		48.8		54.6		(5.8	)	(11	%)
WestOK			15.7		19.3		(3.6	)	(19	%)		16.2		21.2		(5.0	)	(24	%)
合计中环			113.0		118.1		(5.1	)				107.8		129.0		(21.2	)

荒地			16.2		17.0		(0.8	)	(5	%)		16.0		16.3		(0.3	)	(2	%)
总字段数			556.3		493.4		62.9					507.9		490.0		17.9

沿海地区			28.0		32.5		(4.5	)	(14	%)		34.5		41.5		(7.0	)	(17	%)

总计			584.3		525.9		58.4		11	%		542.4		531.5		10.9		2	%
原油、荒地、MBbl/d			140.8		146.4		(5.6	)	(4	%)		138.7		160.4		(21.7	)	(14	%)
二叠纪原油，MBbl/d			34.1		44.6		(10.5	)	(24	%)		35.3		45.3		(10.0	)	(22	%)
天然气销售，bBtu/d(4)			2,319.9		2,032.3		287.6		14	%		2,162.5		2,079.3		83.2		4	%
NGL销售额，MBbl/d(4)			412.6		389.5		23.1		6	%		384.7		406.0		(21.3	)	(5	%)
凝析油销售量，MBbl/d			15.4		13.6		1.8		13	%		15.3		16.1		(0.8	)	(5	%)
平均实现价格--包括套期保值(7)：
天然气，$/MMBtu			3.51		1.34		2.17		162	%		2.85		1.10		1.75		159	%
NGL，$/GAL			0.69		0.29		0.40		138	%		0.56		0.24		0.32		133	%
凝析油，美元/桶			64.41		43.49		20.92		48	%		56.86		38.56		18.30		47	%

(1)	从2021年开始，我们将以前包含在运营费用中的某些燃料和电力成本重新分类为产品采购和燃料，以更好地反映这些成本与我们的创收活动的直接关系，并与我们对业务绩效的评估保持一致。

(2)	分部经营统计数据包括已从合并列报中剔除的分部间金额的影响。对于提供的所有数量统计数据，分子是本季度的总销量，分母是本季度的日历天数。

(3)	工厂天然气入口代表我们对流经天然气加工厂(Badland除外)入口处的仪表的天然气流量的不可分割的兴趣。

(4)	工厂天然气进口量和NGL总产量包括生产商实物产量，而天然气销售和NGL销售不包括生产商实物产量。

(5)	二叠纪米德兰包括在WestTX的业务，我们拥有其中72.8%的股份，以及我们100%拥有的其他工厂。WestTX不可分割利息资产的经营业绩在我们报告的财务报表中按比例净额列示。

(6)	巴德兰天然气入口代表总井口体积，包括在小密苏里州4号工厂加工的塔加体积。

(7)	平均已实现价格包括可归因于我们的权益数量的已实现商品对冲收益/亏损的影响。价格是以商品销售总额加上套期保值损益为分子，以销售总量为分母来计算的。

下表列出了已实现的大宗商品套期保值收益。 (损失)可归因于我们的权益交易量，这些权益交易量包括在调整后的毛利率：这个采集和处理段：

	截至2021年9月30日的三个月								截至2020年9月30日的三个月
	(单位：百万，体积数据和价格量除外)
	卷已解决		价格跨页(1)			利得 (亏损)			卷已解决		价格跨页(1)		利得 (亏损)
天然气(BBtu)		20.5	$	(1.52	)	$	(31.2	)		17.5	$	0.20	$	3.5
NGL(MMgal)		150.4		(0.35	)		(52.4	)		126.4		0.08		10.5
原油(MBbl)		0.5		(18.80	)		(9.4	)		0.5		16.75		8.0
						$	(93.0	)					$	22.0

(1)	价差是合约衍生工具定价与相应结算商品交易价格之间的差额。

	截至2021年9月30日的9个月								截至2020年9月30日的9个月
	(单位：百万，体积数据和价格量除外)
	卷已解决		价格跨页(1)			利得 (亏损)			卷已解决		价格跨页(1)		利得 (亏损)
天然气(BBtu)		56.6	$	(1.01	)	$	(57.2	)		50.6	$	0.55	$	27.7
NGL(MMgal)		420.0		(0.24	)		(99.3	)		322.1		0.15		49.7
原油(MBbl)		1.6		(11.38	)		(18.2	)		1.4		19.72		27.7
						$	(174.7	)					$	105.1

(1)	价差是合约衍生工具定价与相应结算商品交易价格之间的差额。

截至2021年9月30日的三个月与截至2020年9月30日的三个月

调整后毛利率的增加是由于已实现的商品价格上涨和天然气进口量增加导致利润率增加，主要是二叠纪的利润率增加，但中部地区的利润率下降部分抵消了这一影响。在二叠纪，天然气进口量增加，原因是产量和生产商活动增加，以及分别在2020年第三季度和2021年第三季度增加了Gateway和Heim工厂。在荒地和沿海地区，天然气进口量相对持平，而在中部地区，天然气进口量下降是由于产量下降和生产商活动持续低迷。由于产量下降，荒地和二叠纪的原油总量减少。

运营费用较高，原因是二叠纪活动水平增加，以及Gateway和Heim工厂分别在2020年和2021年第三季度增加，导致劳动力成本、材料和化学品增加。

截至2021年9月30日的9个月与截至2020年9月30日的9个月相比

调整后毛利率的增加是由于实现的大宗商品价格上涨和天然气进口量增加导致利润率上升，主要是在二叠纪，但部分被2021年第一季度与主要冬季风暴相关的短期运营中断和影响所抵消。在二叠纪，天然气进口量增加，原因是产量增加，生产商活动增加，2020年增加了百富勤和Gateway工厂，2021年第三季度增加了海姆工厂。在荒地地区，天然气进口量相对持平，而中部和沿海地区的天然气进口量下降是由于生产商活动持续低迷。由于产量下降，荒地和二叠纪的原油总量减少。

运营费用较高，原因是二叠纪的活动水平增加，百富勤和Gateway工厂在2020年增加，海姆工厂在2021年第三季度增加，这导致劳动力成本和材料增加。

物流和运输细分市场

	截至9月30日的三个月，								截至9月30日的9个月，
	2021		2020		2021年与2020年				2021		2020		2021年与2020年
(单位：百万，不包括运营统计数据和价格金额)
营业利润率	$	280.7	$	280.4	$	0.3		—	$	920.5	$	806.0	$	114.5	14%
运营费用(1)		67.3		61.7		5.6		9%		204.1		196.8		7.3	4%
调整后的毛利率(1)	$	348.0	$	342.1	$	5.9		2%	$	1,124.6	$	1,002.8	$	121.8	12%
运行统计量MBbl/d(2)：
管道吞吐量(3)		416.5		300.9		115.6		38%		383.8		273.0		110.8	41%
分馏量		662.0		589.5		72.5		12%		617.5		598.0		19.5	3%
出口量(4)		293.2		308.5		(15.3	)	(5%)		305.7		277.2		28.5	10%
NGL销售		857.3		724.1		133.2		18%		881.1		721.6		159.5	22%

(1)	从2021年开始，我们将以前包含在运营费用中的某些燃料和电力成本重新分类为产品采购和燃料，以更好地反映这些成本与我们的创收活动的直接关系，并与我们对业务绩效的评估保持一致。

(2)	分部经营统计数据包括已从合并列报中删除的分部间金额。对于所提供的所有数量统计，分子是该期间的总销售量，分母是该期间的日历天数。

(3)	管道吞吐量代表大奖赛向贝尔维尤山输送的混合NGL总量。

(4)	出口量是指运往国际市场的加莱纳公园海运码头交付给第三方客户的NGL产品数量。

截至2021年9月30日的三个月与截至2020年9月30日的三个月

调整后毛利率的增长主要是由于管道运输和分馏量增加，但部分被液化石油气出口量下降和营销利润率下降所抵消。管道运输和分馏量受益于供应量的增加，主要来自我们的二叠纪收集和加工系统。液化石油气出口量较低，原因是2021年第三季度完成的维修和维护导致短期装载能力下降。由于优化机会减少，营销利润率下降。

运营费用较高，主要是因为维修和维护增加，系统吞吐量费用增加，以及主要由于系统扩展而增加的从价税，但部分抵消了降低成本措施和2020年出售德克萨斯州Channelview资产的影响。

截至2021年9月30日的9个月与截至2020年9月30日的9个月相比

调整后毛利率的增长主要是由于管道运输和分馏量增加，受益于我们二叠纪收集和加工系统的供应量增加，但部分被2021年第一季度与重大冬季风暴相关的短期运营中断和影响所抵消。其他驱动因素包括更多的优化机会和更高的液化石油气出口量带来的更高的营销利润率，但部分被较低的液化石油气出口终端费用所抵消。

其他

	截至9月30日的三个月，							截至9月30日的9个月，
	2021		2020		2021年与2020年			2021			2020		2021年与2020年
	(单位：百万)
营业利润率	$	13.5	$	88.6	$	(75.1	)	$	(55.6	)	$	215.9	$	(271.5	)
毛利率	$	13.5	$	88.6	$	(75.1	)	$	(55.6	)	$	215.9	$	(271.5	)

其他包含商品衍生品活动与未被指定为现金流对冲的衍生品合约相关的按市值计价损益的结果。我们已订立衍生工具，以对冲与我们物流及运输部门部分未来商品买卖及天然气运输基准风险相关的商品价格。有关我们的风险管理计划的更多详细信息，请参阅“第三项--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2021年9月30日，包括我们的合并合资账户在内，我们的合并资产负债表上有2.286亿美元的“现金和现金等价物”。我们相信，我们的现金状况、我们经营活动的现金流、派息后的自由现金流以及我们信贷安排的剩余借款能力(以下在“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，如下所述。

我们的流动性和资本资源是在统一的基础上管理的。我们有能力获得合伙企业的流动资金，但受合伙企业协议规定的限制和合伙企业债务协议契约中包含的任何限制的限制，也有能力向合伙企业出资，受我们债务协议契约中包含的任何限制的约束。

在合并的基础上，我们为我们的业务融资的能力，包括为资本支出和收购提供资金、履行我们的债务义务、再融资或偿还债务、满足我们的抵押品要求以及支付董事会宣布的股息的能力，将取决于我们未来产生现金的能力。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。这些因素包括大宗商品价格和正在进行的管理运营成本和维护资本支出的努力，以及一般经济、财务、竞争、立法、监管和其他因素。有关近期影响我们流动性和资本资源的因素的更多讨论，请参阅“最近的发展”。

我们有权获得合伙企业对其股权进行的全部分配。我们宣布的实际分派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。

如果合伙企业违约或面临违约威胁，合伙企业的债务协议可能会限制或禁止支付分配款项。如果合伙企业不能向我们进行分配，我们的能力可能会受到限制，或者无法支付我们的普通股或A系列优先股的股息。此外，只要我们的A系列优先股中的任何一股是流通股，就存在某些普通股分配限制。

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、TRC Revolver、TRP Revolver和合作伙伴的证券化工具下的借款，以及进入债务和股权资本市场的机会。我们通过合资安排和出售资产的收益来补充这些流动性来源。对于涉及碳氢化合物生产、运输和其他油气相关服务的公司来说，资本市场已经并可能继续经历波动。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。

短期流动性

截至2021年10月29日，我们在综合基础上的短期流动性为：

	2021年10月29日
	TRC		色氨酸			整合总计
	(单位：百万)
手头现金(%1)	$	26.4	$	280.7		$	307.1
TRC Revolver下的总可用性		670.0		—			670.0
TRP Revolver下的总可用性		—		2,200.0			2,200.0
合伙企业证券化机制下的总可获得性		—		400.0			400.0
		696.4		2,880.7			3,577.1

减去：TRC Revolver下的未偿还借款		—		—			—
TRP Revolver下的未偿还借款		—		—			—
合伙企业证券化贷款项下的未偿还借款		—		(400.0	)		(400.0	)
TRP项目下的未偿还信用证(TRP Revolver)		—		(48.8	)		(48.8	)
总流动资金	$	696.4	$	2,431.9		$	3,128.3

_________________________________

(1)	包括我们合资公司合并账户中持有的现金。

与我们现有安排相关的其他潜在资本资源包括：

•

根据真相与和解委员会的条款，我们要求额外承诺2亿美元的权利有所增加。TRC Revolver将于2023年6月29日到期。

•

根据TRP Revolver的条款，我们要求额外承诺5亿美元的权利有所增加。TRP Revolver将于2023年6月29日到期。

2021年4月21日，我们修改了合伙企业的证券化融资机制，将融资规模从3.5亿美元增加到4.0亿美元，以更紧密地符合我们在当前大宗商品价格下的借款需求预期，并将融资终止日期延长至2022年4月21日。

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。这些信用证反映了惠誉(Fitch)、穆迪(Moody‘s)和标普(S&P)授予我们的非投资级地位，也反映了某些交易对手对我们的财务状况和履行我们履约义务的能力以及大宗商品价格和其他因素的看法。

周转金

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和应付账款相对平衡，来自客户的应收账款被应付给生产商的工厂结算所抵消。导致我们报告的营运资本总额总体变化的典型因素是：(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项和应计项目的变化；(Iv)衍生工具合同当前部分的公允价值变化；(V)合伙企业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和收购或资产剥离。

截至2021年9月30日的营运资金减少5.559亿美元与2020年12月31日相比。减少的主要原因是，由于商品价格上涨和我们衍生产品合约的当前负债状况增加，应支付的产品购买量增加，但被商品价格上涨和NGL库存增加导致的应收账款增加部分抵消。

基于我们的预期运营水平，在没有任何破坏性事件的情况下，我们相信，我们的内部产生的现金流、TRC Revolver、TRP Revolver和合伙企业的证券化工具下的借款、债务和股权发行的收益，以及合资企业和/或资产出售，应该会为我们的运营、资本支出、长期债务义务、抵押品要求和季度现金股息提供足够的资源，至少在未来12个月内。

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。

2019年，我们完成了将Targa Badland LLC 45%的权益出售给GSO Capital Partners和Blackstone Tactical Opportunities的交易。Targa Badland LLC是一个独立的实体，Targa Badland LLC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。

2021年2月，该合伙公司发行了本金总额10亿美元、2032年到期的4%优先债券(“4%债券”)，净收益约为9.91亿美元。发行所得款项净额的一部分用于支付2月份的投标报价和随后5%⅛债券的赎回款项，其余用于偿还Trp Revolver和Trc Revolver项下的借款。由于2月份的投标报价和随后5⅛%债券的赎回，我们记录了1,490万美元的债务清偿亏损，其中包括支付的1,250万美元的保费和240万美元的债务发行成本的冲销。

此外，第三方物流于2021年2月22日以TRP Revolver项下的可用流动资金赎回了所有未偿还的第三方物流债券。由于赎回第三方物流债券，我们因债务清偿而录得20万美元的收益。

该合伙企业于2021年5月17日以TRP Revolver项下的可用流动资金赎回了所有未偿还的4.4%债券。由于赎回4%的债券，我们录得因债务清偿而录得190万元的亏损。

我们或合伙企业可以通过现金购买和/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注销或购买各种系列的未偿债务。此外，根据A系列优先股的条款，我们可能会在未来赎回全部或部分A系列优先股，或者在私下协商的交易中回购A系列优先股。此类回购、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。

2021年4月21日，我们修改了证券化融资机制，将融资规模从3.5亿美元增加到4.0亿美元，以更紧密地符合我们在当前大宗商品价格下的借款需求预期，并将融资终止日期延长至2022年4月21日。

到目前为止，我们的债务余额和我们子公司的债务余额没有对我们的运营、增长能力、偿还或再融资债务的能力产生不利影响。有关我们的债务相关交易的更多信息，请参阅附注5-我们合并财务报表的债务义务。关于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”。

遵守债务契诺

截至2021年9月30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。

现金流量

经营活动的现金流

截至9月30日的9个月，
2021		2020		2021年与2020年
(单位：百万)
$	1,798.8	$	1,095.7	$	703.1

来自经营活动的现金流的主要驱动因素是(I)从销售NGL和天然气中向客户收取现金，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NGL、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，主要是现场运营成本、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。

与2020年相比，2021年运营提供的净现金增加，主要是因为从客户那里收取的收入增加，但部分抵消了产品购买以及燃料和对冲交易支付的增加。

投资活动的现金流

截至9月30日的9个月，
2021			2020			2021年与2020年
(单位：百万)
$	(299.6	)	$	(654.0	)	$	354.4

与2020年相比，2021年用于投资活动的现金减少，主要原因是房地产、厂房和设备支出减少4.815亿美元，原因是德克萨斯州贝尔维尤(Mont Belvieu)额外的分馏列车(统称为7号和8号列车)完工，液化石油气出口扩张，俄克拉荷马州中央大奖赛扩建项目，以及Gateway和Peregine工厂以及2020年二叠纪盆地的更多加工厂和相关基础设施，部分被出售业务和资产的128.0美元收益增加所抵消

融资活动的现金流

	截至9月30日的9个月，
	2021			2020
	(单位：百万)
筹资活动来源，净额
债务，包括融资成本	$	(996.0	)	$	130.1
来自非控制性权益的贡献(对非控制性权益的分配)		(364.1	)		(277.3	)
股息和分配		(140.2	)		(345.1	)
其他		(13.1	)		(5.5	)
融资活动提供(用于)的现金净额	$	(1,513.4	)	$	(497.8	)

在……里面2021，用于融资活动的现金净额主要是由于偿还债务，包括偿还债务TRP Revolver和TRC Revolver下的借款而赎回5⅛%债券，第三方物流票据和4.25%的票据，对非控股权益的净分配以及向我们的普通股和A系列优先股股东支付的股息，部分被借款所抵消，包括发行4%的债券。

2020年，用于融资活动的净现金主要是由于向我们的普通股和A系列优先股股东支付股息，以及向非控股权益净分配，但部分被未偿债务净增加所抵消。我们的未偿还债务由于我们的信贷安排下的净借款而增加，但部分被赎回和回购该伙伴关系的部分未偿还优先票据所抵消。

普通股分红

下表详细说明了我们宣布和/或支付的截至2021年9月30日的9个月的普通股股息：

截至三个月	付款日期或待付款		公用事业合计宣布派息			公用量派发股息或派发股息待付款			累计股息：(1)			宣布的普通股每股股息
(单位：百万，每股除外)
2021年9月30日	2021年11月15日	$		23.3	$		22.9	$		0.4	$		0.10000
2021年6月30日	2021年8月16日			23.3			22.9			0.4			0.10000
2021年3月31日	2021年5月14日			23.3			22.9			0.4			0.10000
2020年12月31日	2021年2月16日			23.3			22.9			0.4			0.10000

(1)	表示归属时应支付的限制性股票和限制性股票单位的应计股息。

优先股股息

我们的A系列优先股的清算价值为每股1,000美元，并在每个财季结束后45天内每季度支付9.5%的固定股息。

在截至2021年9月30日的9个月里，向首轮优先股的持有者支付了6550万美元的现金股息。截至2021年9月30日，我们的首轮优先股应计现金股息为2180万美元，将于2021年11月12日支付。

资本支出

下表详细说明了截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月的资本项目现金支出：

	截至9月30日的9个月，
	2021			2020
	(单位：百万)
资本支出：
增长(1)	$	238.1		$	542.6
维修(2)		78.4			67.7
资本支出总额		316.5			610.3
从材料和用品库存转移到财产、厂房和设备		(2.4	)		(1.9	)
资本项目应付款和应计项目净额变动		7.5			194.7
基本建设项目的现金支出	$	321.6		$	803.1

(1)	在截至2021年9月30日和2020年9月30日的9个月里，扣除非控股权益贡献(包括对未合并附属公司投资的净贡献)的增长资本支出分别为2.279亿美元和5.185亿美元。

(2)	在截至2021年和2020年9月30日的9个月里，扣除非控股权益的净贡献，维护资本支出分别为7290万美元和6610万美元。

我们目前估计，到2021年，我们将为已宣布的项目投资约3.5亿至4.5亿美元的净增长资本支出。根据投资机会的不同，未来的增长资本支出可能会有所不同。我们预计2021年扣除非控股权益后的维护资本支出约为1.2亿美元。

与截至2020年9月30日的9个月相比，截至2021年9月30日的9个月的总增长资本支出有所下降，原因是增长资本投资支出减少，因为我们的主要项目有很大一部分于2020年开始全面服务，包括7号和8号列车、液化石油气出口扩张、俄克拉荷马州中部大奖赛扩建项目、Gateway和百富勤工厂以及二叠纪盆地的额外加工厂和相关基础设施。与截至2020年9月30日的9个月相比，截至2021年9月30日的9个月的总维护资本支出更高，这主要是由于维护项目的时间安排。

表外安排

截至2021年9月30日，与各种履约义务相关的未偿还担保债券为6570万美元。这些都是为了支持(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行义务。这些担保债券下的义务通常不会被称为担保债券，因为我们通常遵守潜在的履约要求。

第三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，以及我们客户的不良表现。

风险管理

我们评估与我们的商品衍生品合约和商业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主要的金融机构或主要的能源公司。如果这些金融交易对手中的任何一个没有表现，我们可能无法在较低的大宗商品价格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、NGL和天然气价格波动较大。为了降低我们现金流的可变性，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交易量的一部分相关的大宗商品价格。未来商品购销和运输基础风险一直到2025年。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的百分比合同，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都会随着供求变化、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在同一类别。

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运营现金流波动。为了降低我们现金流的可变性，截至2021年9月30日，我们已经对冲了与我们预期的(I)天然气、NGL和凝析油权益数量的一部分相关的大宗商品价格，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。与未来几年相比，我们对冲了本年度预期股本交易量的较高百分比，为此，我们对冲了预期股本交易量的增量较低百分比。我们还签订商品金融工具，以帮助管理我们正在进行的业务中与商品相关的其他短期业务风险，并与我们在以下业务中提供的营销机会相结合我们的物流和运输资产。对于掉期交易，我们通常会收到指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超过我们的实际权益交易量，我们通常会限制掉期的使用，以对冲低于预期权益交易量的价格。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、套圈、购买的看跌期权(或下限)、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产品构成以及NGL和天然气交付点与我们的实物权益数量大致匹配。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纽约商品交易所(NYMEX)西德克萨斯中质轻质低硫原油期货合约的原油套期保值进行对冲的。

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)拥有投资级信用评级。我们与几乎所有这些套期保值交易相关的支付义务，以及由于大宗商品价格相对于套期保值中规定的固定价格上涨而产生的任何额外信用风险，均以担保合伙企业优先担保债务的抵押品中的优先留置权作为担保，该抵押品的优先抵押权与给予合伙企业优先担保贷款人的留置权同等。在没有《多德-弗兰克法案》(Dodd-Frank Act)产生的联邦法规的情况下，只要这一优先留置权仍然有效，我们预计在任何时候都没有义务张贴现金、信用证或其他额外抵押品来确保这些对冲，即使交易对手在对冲期间因大宗商品价格上涨或因为我们的信誉发生了变化而增加了对我们信用的风险敞口。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套期保值交易。交易所交易的期货受到交易保证金要求的约束，因此我们可能不得不增加现金保证金，因为天然气、NGL或原油价格上涨。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。

在某些情况下，这些合同可能使我们面临财务损失的风险。一般而言，如果价格跌破这些套期保值的价格，我们的套期保值安排会为我们提供套期保值交易量的保护。如果价格升至套期保值价格以上，我们从套期保值成交量上获得的收入将少于在没有套期保值的情况下(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%的变化来衡量我们衍生工具的公允价值变化，但不反映同样的假设价格变动对相关对冲项目的影响。*商品价格变化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所抵消。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我们截至2021年9月30日的衍生品工具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
天然气	$	(140.3	)	$	(93.7	)	$	(186.9	)
NGLS		(334.8	)		(251.2	)		(418.4	)
原油，原油		(52.3	)		(33.4	)		(71.2	)
总计	$	(527.4	)	$	(378.3	)	$	(676.5	)

上表包含截至所述日期的所有未偿还衍生工具，用于对冲大宗商品价格风险，由于我们的股本数量和未来的大宗商品买卖，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。

我们的营业收入增加(减少)了(8370万美元)，$109.2百万截至2021年和2020年9月30日的三个月，以及截至2021年和2020年9月30日的九个月，分别为(328.6美元)和3.373亿美元，原因是交易计入衍生品。我们风险管理头寸的估计公允价值已从2021年12月31日的净负债头寸(5,120万美元)转为2021年9月30日的净负债头寸(527.4美元)。远期商品价格相对于我们衍生品合约的固定价格走势不利，形成了这一净负债头寸。

利率风险

我们面临利率变化的风险，这主要是由于TRC Revolver、TRP Revolver和Securitiization Facility下的可变利率借款造成的。截至2021年9月30日，我们没有任何利率对冲。然而，我们未来可能会进入利率对冲，目的是减轻利率变化对现金流的影响。在利率上升的程度上，TRC Revolver、TRP Revolver和证券化工具的利息支出也将增加。截至2021年9月30日，该合伙企业在证券化工具下有3.4亿美元的未偿还浮动利率借款，我们在TRP Revolver和TRC Revolver下没有借款。根据我们2021年9月30日的债务余额，假设我们的可变利率债务利率变化100个基点，将影响合作伙伴关系和我们的合并年度利息支出340万美元。

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的资产头寸公允价值(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，我们减轻不履行风险的能力仅限于同意自愿终止并随后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的协议中有主要的净额结算条款。这些净额结算条款使我们能够与同一Targa实体内的相同交易对手净结算资产和负债头寸，并将在2021年9月30日之前将我们因交易对手信用风险造成的最大损失减少910万美元。截至2021年9月30日，我们单个交易对手的损失范围将在940万美元至1080万美元之间，具体取决于违约的交易对手。

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敞口，包括执行初始和后续信用风险分析，设定最高信用限额和条款，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，财务损失被减轻或降至最低。

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2021年9月30日和2020年12月31日，我们的坏账拨备分别为360万美元和10万美元。在截至2021年9月30日的三个月和九个月里，坏账准备的变化并不重要。

在截至2021年9月30日的三个月和九个月内，没有客户占我们合并收入的10%或更多。在截至2020年9月30日的三个月中，没有客户占我们综合收入的10%或更多。在截至2020年9月30日的9个月中，向Petredec(Europe)Limited提供的商品和中游服务费用的销售额约占我们综合收入的10%。

第四项控制措施和程序。

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，这一术语在1934年证券交易法(经修订)下的规则13a-15(E)和15d-15(E)中定义，截至本季度报告所涵盖的期间结束时，我们的信息披露控制程序和程序的设计和有效性已在规则13a-15(E)和15d-15(E)中定义。基于这样的评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2021年9月30日，该系统的设计和运行。我们的披露控制和程序有效地提供了合理的保证，确保(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、汇总和报告根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息，(Ii)积累并传达给管理层，包括首席执行官和首席财务官(视情况而定)，以便及时做出有关要求披露的决定。

中的更改内部对财务报告的控制：

那里本季度内，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最近一个会计季度的财务报告内部控制产生重大影响的变化。

第二部分-其他资料

第1项法律诉讼

2018年12月26日，维多美洲公司(Vitol America Corp.)提起诉讼，美国德克萨斯州哈里斯县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指控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(“Splitter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(“Splitter”)，以提供Splitter协议设想的服务。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产品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的唯一和排他性补救措施是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，地区法院经过长凳审判，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，以赔偿Vitol为启动工作而购买的原油的损失和滞期费。该公司已对该裁决提出上诉，该上诉目前正在得克萨斯州休斯敦的第十四上诉法院待决。

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。

本季度报告第I部分第1项下的合并财务报表附注中的“法律诉讼”标题下的附注13--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。

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”。除下文讨论的风险因素外，我们的年度报告中还包含“风险因素”。所有这些风险和不确定性，包括下面讨论的风险，都可能对我们的业务、财务状况和/或经营结果产生不利影响。

天气可能会限制我们经营业务的能力，并可能对我们的经营业绩产生不利影响。

我们业务所在地区的天气可能会造成中断，在某些情况下会暂停我们的业务和发展活动。反常的潮湿天气、长时间低于冰点的天气或飓风可能会因临时停止活动或丢失或损坏设备而导致吞吐量损失。例如，最近2021年2月的冬季风暴对Targa的运营以及一些能源公司(包括我们的一些交易对手)的运营和财务状况造成了不利影响。由于冬季风暴，某些公司已根据商业协议宣布不可抗力，或已违约(或可能违约)付款义务。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未来这种天气条件的影响，而且并不是所有这些影响都可以预测、消除或投保。一些预报员预计，潜在的气候变化可能会产生重大的物理影响，例如风暴、洪水和其他气候事件的频率和严重性增加，并可能对我们的业务产生实质性的不利影响。任何异常或持续的恶劣天气或其频率增加，如冰冻天气或降雨、地震、飓风、干旱或洪水，无论是由于气候变化或其他原因，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。

第二项股权证券的未登记销售和所得资金的使用。

最近出售的未注册证券。

没有。

Targa Resources Corp.或关联买家回购股权。

期间	购买的股份总数(%1)		每股平均价格		作为公开宣布的计划的一部分购买的股票总数(2)		根据该计划可能尚未购买的股份的最大近似美元价值(以千为单位)(2)
2021年7月1日-2021年7月31日		273	$	42.11		—	$	408,499.4
2021年8月1日-2021年8月31日		107,719	$	42.13		—	$	408,499.4
2021年9月1日-2021年9月30日		—	$	—		—	$	408,499.4

(1)	代表我们为履行某些高级管理人员、董事和关键员工在限制性股票限制失效时产生的预扣税款义务而预扣的股票。

(2)	2020年第四季度，我们的董事会批准了股票回购计划，回购最多5亿美元的已发行普通股。我们可以随时终止股票回购计划，并且没有义务回购任何特定金额或数量的股票。

第3项高级证券违约

不适用。

第四项矿山安全信息披露

不适用。

第5项其他资料

不适用。

第六项展品

数		描述

3.1		修订和重新发布的《塔尔加资源公司注册证书》(通过引用2010年12月16日提交的塔尔加资源公司当前8-K报表的附件3.1(第001-34991号文件)并入)。

3.2		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(第001-34991号文件)并入)。

3.3		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(文件号001-34991)合并而成)。(Targa Resources Corp.的A系列优先股指定证书于2016年3月16日提交给特拉华州国务卿(通过引用Targa Resources Corp.于2016年3月17日提交的8-K/A表格当前报告的附件3.1合并而成)。

3.4		修订和重新修订了《塔尔加资源公司章程》(通过参考塔尔加资源公司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)。

3.5		修订和重新修订的《塔尔加资源公司章程第一修正案》(通过参考塔尔加资源公司2016年1月15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)。

4.1		普通股证书样本(参考2010年11月12日提交的Targa Resources Corp.的S-1/A表格注册声明的附件4.1(文件编号333-169277))。

10.1*		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(U.S.Bank National Association)之间的2021年9月17日至2016年10月6日的补充契约。

10.2*		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(U.S.Bank National Association)于2021年9月17日至2017年10月17日的补充契约。

10.3*		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(U.S.Bank National Association)于2021年9月17日至2018年4月12日的补充契约。

10.4*		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(U.S.Bank National Association)于2021年9月17日至2019年1月17日的补充契约。

数		描述

10.5*		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(U.S.Bank National Association)于2021年9月17日至2019年11月27日的补充契约。

10.6*		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(U.S.Bank National Association)于2021年9月17日至2020年8月18日的补充契约。

10.7*		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(U.S.Bank National Association)于2021年9月17日至2021年2月2日的补充契约。

31.1*		根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条的认证。

31.2*		根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条的认证。

32.1**		根据2002年萨班斯-奥克斯利法案(Sarbanes-Oxley Act)第906节通过的美国法典第18编第1350条对首席执行官的认证。

32.2**		根据2002年萨班斯-奥克斯利法案(Sarbanes-Oxley Act)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-实例文档不会显示在交互式数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中

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.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

101.DEF*		内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档

104*		本季度报告的封面为截至2021年9月30日的Form 10-Q，格式为内联XBRL(包含在附件101中)。

在此提交

随信提供

签名

根据1934年证券交易法的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的签名人代表其签署。

	塔尔加资源公司(Targa Resources Corp.)
	(注册人)

日期：2021年11月4日	由以下人员提供：	/s/Jennifer R.Kneale
		詹妮弗·R·奈尔
		首席财务官
		(首席财务官)