Targa Resources Corp. a annoncé les résultats consolidés de ses bénéfices et de sa production pour le quatrième trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2017. Pour le trimestre, la société a déclaré des revenus totaux de 2 702,8 millions de dollars contre 2 012,6 millions de dollars il y a un an. Le résultat d'exploitation est de 113,5 millions de dollars contre une perte d'exploitation de 97,6 millions de dollars il y a un an. Le bénéfice net s'est élevé à 299,2 millions de dollars, contre une perte nette de 140,6 millions de dollars un an plus tôt. Le bénéfice net attribuable à la société s'est élevé à 283,1 millions de dollars, contre une perte nette attribuable à la société de 150,8 millions de dollars l'année précédente. Le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires s'est élevé à 253,5 millions de dollars, contre une perte nette attribuable aux actionnaires ordinaires de 179,6 millions de dollars l'année précédente. L'EBITDA ajusté s'est élevé à 328,4 millions de dollars, contre 297,6 millions de dollars un an plus tôt. Les dépenses en capital se sont élevées à 518,9 millions de dollars, contre 165,6 millions de dollars l'année précédente. Pour l'année, la société a enregistré des revenus totaux de 8 814,9 millions de dollars, contre 6 690,9 millions de dollars l'année précédente. La perte d'exploitation s'élève à 122,4 millions de dollars, contre un bénéfice d'exploitation de 55,8 millions de dollars un an plus tôt. Le bénéfice net s'est élevé à 104,2 millions de dollars, contre une perte nette de 159,1 millions de dollars un an plus tôt. Le bénéfice net attribuable à la société s'est élevé à 54,0 millions de dollars, contre une perte nette attribuable à la société de 187,3 millions de dollars l'année précédente. La perte nette attribuable aux actionnaires ordinaires s'est élevée à 63,4 millions de dollars, contre 278,1 millions de dollars un an plus tôt. L'EBITDA ajusté s'est élevé à 1 139,8 millions de dollars, contre 1 064,9 millions de dollars l'année précédente. Les dépenses en capital se sont élevées à 1 506,5 millions de dollars, contre 592,1 millions de dollars l'année précédente. Pour le trimestre, la société a déclaré que le volume de pétrole brut recueilli dans les Badlands, en MBbl/j, était de 119,8 contre 103,5 MBbl/j un an plus tôt. Pétrole brut collecté, Permian, MBbl/j : 45,1. La production de gaz naturel à l'usine, en MMcf/j, a été de 3 637,3 contre 3 331,9 MMcf/j l'année précédente. La production brute de LGN, en MBbl/j, a été de 375,6 contre 305,3 MBbl/j l'année précédente. Pour l'année, la société a déclaré que le volume de pétrole brut recueilli dans les Badlands a été de 113,6 MBbl/j, contre 105,2 MBbl/j l'année précédente. Pétrole brut recueilli, Permian, 29,8 MBbl/j. La production de gaz naturel à l'usine, en MMcf/j, a été de 3 473,7 contre 3 399,6 MMcf/j l'année précédente. La production brute de LGN, en MBbl/j, a été de 333,2 contre 305,4 MBbl/j l'année précédente. La société a fourni des prévisions de bénéfices et de production pour l'année 2018. Pour l'année, la société estime que l'EBITDA ajusté se situera entre 1 225 millions et 1 325 millions de dollars. La société estime que les dépenses d'investissement de croissance nettes de 2018 s'élèvent à environ 1,6 milliard de dollars, sur la base des projets actuellement annoncés et d'autres dépenses identifiées. La société s'attend à ce que des projets d'investissement de croissance supplémentaires soient identifiés tout au long de l'année, ce qui augmenterait les dépenses d'investissement de croissance nettes de 2018. Les dépenses d'investissement nettes de maintenance pour 2018 sont estimées à environ 120 millions de dollars. La société prévoit un bénéfice net attribuable à la société de 18,0 millions de dollars contre 118,0 millions de dollars, des charges d'intérêts nettes de 260,0 millions de dollars contre 260,0 millions de dollars et des charges d'amortissement de 890,0 millions de dollars à 890,0 millions de dollars. La société estime que les volumes d'entrée de gaz naturel sur le terrain en 2018 se situeront en moyenne entre 3 150 millions de pieds cubes par jour (MMcf/j) et 3 350 MMcf/j, le point médian représentant une augmentation de 18 % par rapport aux volumes d'entrée de gaz naturel moyens sur le terrain en 2017.