Targa Resources z rekordowymi wynikami w II kwartale 2026 roku

Targa Resources Corp. (NYSE: TRGP) odnotowała w II kwartale 2026 roku rekordowe wyniki finansowe. Zysk netto przypisany spółce wyniósł 764,6 mln USD, wobec 629,1 mln USD rok wcześniej. Skorygowana EBITDA, czyli zysk przed odsetkami, podatkami, amortyzacją i wybranymi pozycjami niegotówkowymi, wzrosła do 1 603,1 mln USD z 1 163,0 mln USD w II kwartale 2025 roku.

Najważniejsze wydarzenia w kwartale:

• Skorygowana EBITDA wzrosła o 38% rok do roku i o 14% w porównaniu z I kwartałem 2026 roku.
• Spółka odnotowała rekordowe wolumeny gazu ziemnego doprowadzanego do instalacji w regionie Permian, transportu i frakcjonowania płynów gazu ziemnego (NGL) oraz eksportu LPG.
• Uruchomiono instalację frakcjonowania NGL Train 11 oraz rozbudowę rurociągu Delaware Express NGL.
• Pod koniec II kwartału, przed terminem, rozpoczęła działalność nowa instalacja przetwarzania East Driver w regionie Permian Midland.
• Targa szacuje, że całoroczna skorygowana EBITDA w 2026 roku znajdzie się w górnej części przedziału od 5,7 mld USD do 5,9 mld USD.
• Spółka nadal szacuje, że nakłady netto na rozwój wyniosą w 2026 roku około 4,5 mld USD.

16 lipca 2026 roku Targa zadeklarowała kwartalną dywidendę pieniężną w wysokości 1,25 USD na akcję zwykłą. W ujęciu rocznym daje to 5,00 USD na akcję. Dywidenda za II kwartał jest o 25% wyższa od dywidendy zadeklarowanej za II kwartał 2025 roku. Łączna kwota dywidend, wynosząca około 268 mln USD, zostanie wypłacona 14 sierpnia 2026 roku posiadaczom wszystkich pozostających w obrocie akcji zwykłych, którzy byli zarejestrowani jako akcjonariusze na koniec dnia 31 lipca 2026 roku.

W II kwartale Targa odkupiła 308 102 akcje własne po średniej ważonej cenie 259,93 USD za akcję. Łączny koszt netto skupu wyniósł 80 mln USD. Na 30 czerwca 2026 roku w ramach programów skupu akcji pozostało spółce 1 239 mln USD do wykorzystania.

Wyniki w porównaniu z I kwartałem 2026 roku

Skorygowana EBITDA wzrosła w ujęciu kwartalnym o 14%, do rekordowych 1 603,1 mln USD. Na poprawę wpłynęły przede wszystkim wyższa marża handlowa w segmencie logistyki i transportu (Logistics and Transportation, L&T), rekordowe wolumeny w regionie Permian w segmencie zbierania i przetwarzania (Gathering and Processing, G&P) oraz rekordowe wolumeny transportu rurociągami NGL, frakcjonowania NGL i eksportu LPG w segmencie L&T.

W segmencie G&P wzrost skorygowanej marży operacyjnej wynikał przede wszystkim z rekordowych wolumenów gazu ziemnego doprowadzanego do instalacji w regionie Permian. Efekt ten częściowo zniwelowały niższe ceny gazu ziemnego. Wolumeny gazu doprowadzanego do instalacji w regionie Permian wzrosły o ponad 450 mln stóp sześciennych dziennie (MMcf/d), mimo tymczasowych ograniczeń produkcji przez część klientów będących producentami w reakcji na ujemne ceny gazu ziemnego w punkcie Waha w II kwartale.

W segmencie L&T wyższa skorygowana marża operacyjna była efektem wzrostu marży handlowej oraz rekordowych wolumenów transportu rurociągami NGL, frakcjonowania NGL i eksportu LPG. Marża handlowa zwiększyła się dzięki większej liczbie możliwości optymalizacji. Na wolumeny transportu i frakcjonowania NGL wpłynęły przede wszystkim wyższe dostawy z systemów G&P w regionie Permian oraz uruchomienie instalacji Train 11 na początku II kwartału 2026 roku. Marża na eksporcie LPG wzrosła dzięki większym wolumenom i wyższym opłatom.

Zadłużenie i płynność

Na 30 czerwca 2026 roku całkowite skonsolidowane zadłużenie Targa wynosiło 19 578 mln USD. Kwota ta uwzględniała pomniejszenie o 128 mln USD kosztów emisji długu oraz 39 mln USD niezamortyzowanego dyskonta. Na zadłużenie składały się:

• 17 900 mln USD niezabezpieczonych obligacji uprzywilejowanych,
• 600 mln USD wykorzystane w ramach programu emisji krótkoterminowych papierów komercyjnych,
• 451 mln USD wykorzystane w ramach instrumentu sekurytyzacji należności,
• 794 mln USD zobowiązań z tytułu leasingu finansowego.

Łączna płynność grupy wynosiła około 3,2 mld USD. Obejmowała 2,9 mld USD dostępne w ramach kredytu odnawialnego TRGP, 149 mln USD w ramach instrumentu sekurytyzacji należności oraz 132 mln USD środków pieniężnych.

W lipcu 2026 roku Targa zmieniła warunki instrumentu sekurytyzacji należności. Między innymi wydłużyła termin zakończenia instrumentu do 30 lipca 2027 roku oraz zwiększyła jego limit finansowania do 800 mln USD.

Postęp prac nad projektami rozwojowymi

W segmencie G&P spółka uruchomiła pod koniec II kwartału nową instalację East Driver w regionie Permian Midland. Obiekt rozpoczął działalność przed terminem. Budowa instalacji Copperhead, Yeti, Yeti II, Roadrunner III i Copperhead II w regionie Permian Delaware nadal trwa. Projekty segmentu G&P są realizowane zgodnie z harmonogramem.

W segmencie L&T w II kwartale uruchomiono instalację frakcjonowania NGL Train 11 w Mont Belvieu w Teksasie oraz rozbudowę rurociągu Delaware Express NGL. Trwa budowa instalacji Train 12 i Train 13 w Mont Belvieu, rurociągu Speedway NGL, projektu rozbudowy eksportu LPG GPMT oraz śródbasenowych rurociągów gazu resztkowego Bull Run, Buffalo Run i Forza. Projekty segmentu L&T również przebiegają zgodnie z harmonogramem.

Prognozy na 2026 rok

Po mocnych wynikach w pierwszych dwóch kwartałach Targa szacuje, że całoroczna skorygowana EBITDA w 2026 roku znajdzie się w górnej części przedziału od 5,7 mld USD do 5,9 mld USD. Na podwyższenie prognozy wpłynęło przede wszystkim utrzymanie wysokiej marży handlowej i marży z optymalizacji, szczególnie w I i II kwartale, a także dalszy wzrost wolumenów obsługiwanych przez zintegrowane aktywa spółki w całym roku.

Targa nadal zakłada, że nakłady netto na rozwój wyniosą około 4,5 mld USD. Prognoza nakładów netto na utrzymanie aktywów pozostała bez zmian i wynosi około 250 mln USD w 2026 roku.

Skonsolidowane wyniki finansowe

Wszystkie kwoty w poniższych danych podano w mln USD.

| Pozycja | II kw. 2026 | II kw. 2025 | Zmiana | I półrocze 2026 | I półrocze 2025 | Zmiana | |---|---:|---:|---:|---:|---:|---:| | Sprzedaż surowców | 3 592,9 | 3 636,3 | -1% | 6 937,5 | 7 520,7 | -8% | | Opłaty za usługi midstream | 847,2 | 623,8 | +36% | 1 597,3 | 1 300,9 | +23% | | Przychody ogółem | 4 440,1 | 4 260,1 | +4% | 8 534,8 | 8 821,6 | -3% | | Zakupy produktów i paliwo | 2 302,0 | 2 436,0 | -6% | 4 696,5 | 5 693,8 | -18% | | Koszty działalności operacyjnej | 354,1 | 323,6 | +9% | 687,8 | 627,2 | +10% | | Koszty amortyzacji | 453,1 | 373,7 | +21% | 879,1 | 741,3 | +19% | | Koszty ogólnego zarządu | 108,1 | 95,0 | +14% | 215,9 | 189,5 | +14% | | Pozostałe przychody/koszty operacyjne | -11,7 | -1,8 | n/m | -25,9 | -7,1 | +265% | | Zysk z działalności operacyjnej | 1 234,5 | 1 033,6 | +19% | 2 081,4 | 1 576,9 | +32% | | Koszty odsetkowe netto | -236,6 | -218,4 | +8% | -464,2 | -415,5 | +12% | | Udział w zyskach/stratach jednostek | 7,8 | 5,1 | +53% | 16,4 | 10,6 | +55% | | Pozostałe pozycje netto | -0,8 | 1,0 | n/m | -17,4 | 1,3 | n/m | | Podatek dochodowy | -227,2 | -184,1 | +23% | -351,1 | -256,3 | +37% | | Zysk netto | 777,7 | 637,2 | +22% | 1 265,1 | 917,0 | +38% | | Zysk przypisany udziałom niekontrolującym | 13,1 | 8,1 | +62% | 20,9 | 17,4 | +20% | | Zysk netto przypisany Targa Resources Corp. | 764,6 | 629,1 | +22% | 1 244,2 | 899,6 | +38% | | Premia przy odkupieniu udziałów niekontrolujących, po opodatkowaniu | — | — | — | — | 70,5 | -100% | | Zysk netto przypisany akcjonariuszom zwykłym | 764,6 | 629,1 | +22% | 1 244,2 | 829,1 | +50% | | Skorygowana EBITDA | 1 603,1 | 1 163,0 | +38% | 3 005,8 | 2 341,5 | +28% | | Skorygowany przepływ pieniężny z działalności operacyjnej | 1 371,0 | 934,4 | +47% | 2 550,9 | 1 904,4 | +34% | | Skorygowany wolny przepływ pieniężny | 205,3 | -9,6 | n/m | 433,2 | 318,6 | +36% |

W II kwartale sprzedaż surowców pozostała na zbliżonym poziomie. Niższe ceny gazu ziemnego zmniejszyły ją o 784,8 mln USD, a niekorzystny wpływ transakcji zabezpieczających wyniósł 291,6 mln USD. Efekty te zostały w dużej mierze zrównoważone przez wyższe ceny NGL i kondensatu, które zwiększyły sprzedaż o 597,8 mln USD, oraz przez wyższe wolumeny NGL, gazu ziemnego i kondensatu, które dodały 435,2 mln USD.

Wzrost opłat za usługi midstream wynikał głównie z wyższych opłat za zbieranie i przetwarzanie gazu, wyższych opłat za transport i frakcjonowanie NGL oraz większych wolumenów eksportowych.

Spadek kosztów zakupu produktów i paliwa był związany z niższymi cenami gazu ziemnego. Częściowo zniwelowały go wyższe ceny NGL oraz większe wolumeny NGL i gazu ziemnego.

Wzrost kosztów działalności operacyjnej wynikał przede wszystkim z wyższych kosztów pracy i utrzymania, częściowo związanych z rozbudową systemów oraz przejęciem wybranych aktywów w basenie Permian. Wzrost ten częściowo ograniczyły niższe koszty wynajmu sprężarek.

Wyższe koszty amortyzacji były przede wszystkim efektem przejęcia wybranych aktywów w basenie Permian, większej amortyzacji aktywów z tytułu praw do użytkowania w ramach leasingu finansowego oraz wpływu rozbudowy systemów na bazę aktywów spółki.

Koszty ogólnego zarządu wzrosły głównie z powodu wyższych wynagrodzeń i świadczeń pracowniczych. Zmiana pozostałych przychodów i kosztów operacyjnych wynikała przede wszystkim z niższych kosztów likwidacji aktywów. Wyższy podatek dochodowy był związany ze wzrostem wyniku księgowego przed opodatkowaniem.

W pierwszych sześciu miesiącach 2026 roku spadek sprzedaży surowców odzwierciedlał niższe ceny gazu ziemnego i NGL, które zmniejszyły sprzedaż o 1 309,2 mln USD, oraz niekorzystny wpływ transakcji zabezpieczających w wysokości 244,1 mln USD. Częściowo zrekompensowały to wyższe wolumeny NGL, gazu ziemnego i kondensatu, zwiększające sprzedaż o 899,6 mln USD, oraz wyższe ceny kondensatu, które dodały 70,5 mln USD.

Wzrost opłat za usługi midstream w pierwszym półroczu wynikał głównie z wyższych opłat za zbieranie i przetwarzanie gazu, wyższych opłat za transport i frakcjonowanie NGL oraz większych wolumenów eksportowych.

Spadek kosztów zakupu produktów i paliwa odzwierciedlał niższe ceny gazu ziemnego i NGL. Efekt ten częściowo zniwelowały większe wolumeny NGL i gazu ziemnego.

Wzrost kosztów działalności operacyjnej był przede wszystkim związany z wyższymi kosztami pracy i utrzymania oraz podatkami, częściowo wynikającymi z rozbudowy systemów. Wpływ ten częściowo ograniczyły niższe koszty wynajmu sprężarek.

Wyższe koszty amortyzacji wynikały głównie z przejęcia wybranych aktywów w basenie Permian, większej amortyzacji aktywów z tytułu praw do użytkowania w ramach leasingu finansowego oraz wpływu rozbudowy systemów na bazę aktywów spółki. Koszty ogólnego zarządu wzrosły przede wszystkim z powodu wyższych wynagrodzeń i świadczeń pracowniczych.

W przypadku pozycji, dla których podstawa obliczenia była niska, wskazana zmiana procentowa jest nieproporcjonalnie wysoka i dlatego uznaje się ją za niemiarodajną.