Targa gagne sa vie dans l'espace qui sépare le puits de pétrole de l'acheteur final. Son activité comporte deux moitiés. La première collecte le gaz brut qui remonte avec le pétrole, au moyen de canalisations posées à travers les champs, et le traite dans des usines de traitement.
Deux choses sortent de ces usines. D'une part, du gaz ordinaire, prêt pour le pipeline, que Targa vend à des fournisseurs d'énergie, des industriels et des négociants. D'autre part, un mélange de liquides comme le propane et le butane.
La seconde moitié transporte ce mélange jusqu'à la côte du golfe du Mexique. Là, des usines de fractionnement, c'est-à-dire des installations qui séparent le mélange en ses différents produits, le transforment en marchandises qui peuvent être stockées, vendues sur le marché intérieur ou chargées sur des navires à destination d'acheteurs étrangers.
Prenons un producteur de pétrole du Permien. Il ne peut pas vendre son gaz tant que quelqu'un ne l'a pas collecté ; il paie donc Targa pour ce service. Parfois il verse une redevance ; parfois il laisse Targa conserver une part du prix obtenu pour le gaz.
Le bénéfice de Targa correspond à l'écart entre ce qu'elle encaisse et ce qu'elle paie, y compris le gaz qu'elle achète. Les prix font bouger les deux côtés de cet écart. Nous en déduisons que le bénéfice dépend davantage des volumes qui transitent par le réseau que des prix. Les contrats qui rémunèrent Targa par une part du produit des ventes font exception : ils l'exposent aux prix, et ne sont que partiellement couverts.
Targa continue d'étendre son réseau. En janvier 2026, elle a déboursé $1,2 milliard pour Stakeholder Midstream, ajoutant environ 480 miles de gazoducs dans le Permien. Chacune de ces canalisations ne rapporte que tant que les puits alentour continuent de produire.