管理层的讨论与分析

2024年2月15日

本管理层的讨论和分析(MD&A)包含帮助读者做出关于TC Energy Corporation(TC Energy)的投资决策的信息。它讨论了我们截至2023年12月31日的年度的业务、运营、财务状况、风险和其他因素。

本MD&A还应与我们根据美国公认会计准则编制的2023年12月31日同期经审计的综合财务报表和附注一起阅读。

目录

关于本文档

在本MD&A中，我们、我们、我们和TC Energy这四个术语指的是TC Energy Corporation及其子公司。未在文件中定义的缩略语和缩略语在第134页的词汇表中定义。除非另有说明，否则所有信息均截至2024年2月15日，所有金额均以加元表示。

前瞻性信息

我们披露前瞻性信息，以帮助读者了解管理层对我们未来计划和财务前景的评估，以及我们整体的未来前景。

前瞻性陈述是基于某些假设和我们今天所知道和期望的，通常包括诸如预期，期望，相信，可能，将，应该，估计或其他类似的词。

本MD&A中的前瞻性陈述包括有关以下内容的信息：

·我们的财务和运营业绩，包括我们子公司的业绩

·对增长和业务扩张的战略和目标的预期，包括收购

·预期现金流和未来融资选择，以及投资组合管理

·在预期完成将我们的液体管道业务剥离为一家独立的上市公司的拟议交易后，对新的液体管道公司南弓公司的期望，包括其管理和信用评级

·对正在进行和未来交易的规模、结构、时间、条件和结果的预期，包括拟议的剥离交易和我们的资产剥离计划

·预期股息增长

·预期获得资金的机会和成本

·预期能源需求水平

·计划项目的预期成本和时间表，包括在建和正在开发的项目

·预期资本支出、合同债务、承付款和或有负债，包括环境补救费用

·预期的监管过程和结果

·与我们的温室气体减排目标相关的声明

·法律诉讼的预期结果，包括仲裁和保险索赔

·未来税收和会计改革的预期影响

·我们的可持续发展报告和温室气体减排计划中所载的承诺和目标

·预期的行业、市场和经济状况，包括它们对我们的客户和供应商的影响。

前瞻性陈述不能保证未来的业绩。实际事件和结果可能会有很大的不同，因为与我们的业务相关的假设、风险或不确定因素，或在本MD&A日期之后发生的事件。

我们的前瞻性信息基于以下关键假设，并受以下风险和不确定性的影响：

假设

·实现收购、资产剥离、拟议的剥离交易和能源过渡的预期收益

·监管决定和结果

·计划内和计划外停电以及管道、电力和存储资产的使用

·我们资产的完整性和可靠性

·预计建造成本、时间表和完工日期

·进入资本市场，包括投资组合管理

·预期的行业、市场和经济状况，包括这些对我们的客户和供应商的影响

·通货膨胀率、商品和劳动力价格

·利息、税收和外汇汇率

·套期保值的性质和范围。

风险和不确定性

·实现收购、资产剥离、拟议的剥离交易和能源过渡的预期收益

·拟议剥离交易的条款、时间和完成情况，包括及时收到所有必要的批准和税务裁决

·市场或其他条件不再有利于完成拟议的剥离交易

·在拟议的剥离交易之前或之后的一段时间内业务中断

·我们是否有能力成功地实施我们的战略优先事项，包括Focus项目，以及它们是否会产生预期的效益

·我们有能力实施与股东价值最大化相一致的资本分配战略

·我们的管道、发电和存储资产的运营业绩

·在我们的管道业务中销售的容量和实现的费率

·因工厂可用而产生的发电能力付款和发电资产收入

·供应池内的产量水平

·建设和完成资本项目

·劳动力、设备和材料的成本、可用性和通货膨胀压力

·商品的供应和市场价格

·以竞争性条件进入资本市场

·利息、税收和外汇汇率

·交易对手的表现及信贷风险

·监管决定和法律程序的结果，包括仲裁和保险索赔

·我们有效预测和评估政府政策和法规变化的能力，包括与环境有关的政策和法规

·我们实现有形资产价值和合同回收的能力

·我们经营的业务中的竞争

·意外或不寻常的天气

·公民不服从行为

·网络安全和技术发展

·可持续性相关风险

·能源转型对我们业务的影响

·北美以及全球的经济状况

·全球卫生危机，如流行病和流行病，以及与之相关的影响。

您可以在本MD&A以及我们提交给加拿大证券监管机构和美国证券交易委员会的其他报告中阅读有关这些因素和其他因素的更多信息。

由于实际结果可能与前瞻性信息大不相同，您不应过度依赖前瞻性信息，也不应将面向未来的信息或财务展望用于超出预期目的的任何事情。我们不会因新信息或未来事件而更新我们的前瞻性陈述，除非法律要求我们这样做。

了解更多信息

您可以在我们的年度信息表和其他披露文件中找到有关TC Energy的更多信息，这些文件可在SEDAR+(www.sedarplus.ca)上获得。

非GAAP衡量标准

本MD&A引用以下非GAAP衡量标准：

·可比EBITDA

·可比息税前利润

·可比收益

·普通股每股可比收益

·运营产生的资金

·业务产生的可比资金

·净资本支出。

这些措施不具有公认会计原则所规定的任何标准化含义，因此可能无法与其他实体提出的类似措施相比较。除另有说明外，本次MD&A中关于影响可比收益的因素的讨论与影响普通股净收益(亏损)的因素是一致的。在整个MD&A中，关于影响可比息税折旧及摊销前收益(可比EBITDA)和可比息税前收益(可比EBIT)的因素的讨论与影响分部收益的因素是一致的，除非另有说明。

可比指标

我们通过调整特定项目的某些GAAP衡量指标来计算可比指标，我们认为这些项目意义重大，但不能反映我们在这一时期的基本业务。除本文另有描述外，这些可比指标是在不同时期的一致基础上计算的，并在适用的情况下针对每个时期的特定项目进行调整。

我们在报告可比衡量标准时不对特定项目进行调整的决定是主观的，是经过仔细考虑后做出的。具体项目可能包括：

·出售资产或持有待售资产的收益或损失

·所得税退税、估值免税额和因立法和已颁布税率的变化而产生的调整

·墨西哥租赁和某些合同资产净投资的预期信贷损失准备金

·法律、合同、破产和其他和解

·商誉、厂房、财产和设备、股权投资和其他资产的减值

·收购、整合和重组成本

·与Bruce Power为退休后福利投资的基金的风险管理活动有关的未实现公允价值调整

·与金融和商品价格风险管理活动有关的衍生品公允价值变动的未实现损益。

我们从可比计量中剔除与金融和大宗商品价格风险管理活动相关的衍生工具公允价值变动带来的未实现收益和损失。这些衍生品通常提供了有效的经济对冲，但不符合对冲会计的标准。公允价值变动，包括与Bruce Power有关的公允价值变动中我们所占的比例，计入净收入。由于这些金额不能准确反映将在结算时实现的损益，我们不认为它们反映了我们的基本业务。

2023年第三季度，我们宣布计划通过拟议的剥离我们的液体管道业务(剥离交易)，将其拆分成两家独立的、投资级的上市公司。设立了离职管理办公室，以指导两个实体之间的成功协调和治理，包括拟订离职协议和过渡服务协议。与剥离交易相关的液体管道业务分离成本包括与分离活动相关的内部成本、法律、税务、审计和其他咨询费用，这些费用在我们的液体管道和公司部门的业绩中确认。这些项目被排除在可比措施之外，因为我们认为它们不反映我们正在进行的基本业务。

在2023年第二季度，我们为与MilePost 14事件相关的环境补救费用增加了一笔金额。我们已有适当的保单，我们相信大部分环境补救费用仍有资格在我们现有的保险范围内获得追讨。我们预计这些保险收益的一部分将来自我们全资拥有的专属自保保险子公司，这对TC Energy 2023年第二季度的综合财务业绩的净收入造成了影响。这一数额已被排除在可比指标之外，因为它不能反映我们正在进行的基本业务。

2023年第一季度，TransCanada管道有限公司(TCPL)与Huasteca天然气运输公司(TGNH)达成了一项无担保循环信贷安排。应收和应付贷款在合并时被注销；然而，由于每个实体报告其财务业绩的货币不同，反映应收和应付贷款换算为TC Energy报告货币的净收益会受到影响。由于金额不能准确反映结算时将实现的情况，从2023年第二季度开始，我们从可比计量中剔除了应收贷款的未实现汇兑损益以及相应的应付贷款的未实现汇兑损益。

2022年，我们启动了Focus项目，以确定提高安全、生产率和成本效益的机会，迄今已确定了一系列广泛的机会，预计将改善长期的安全和财务业绩。已经实施了某些倡议，我们预计在2023年之后将继续设计和实施更多的倡议，预期未来将实现提高安全性、生产率和成本效益方面的好处。从2023年开始，我们确认了工厂运营成本和其他费用，主要与外部咨询和遣散费的Focus项目成本有关，其中一些无法通过监管和商业收费结构收回。这些数额没有计入可比指标，因为它们不能反映我们正在进行的基本业务。

在2022年第一季度全额偿还之前，我们从可比计量中剔除了从关联公司应收比索计价贷款的未实现汇兑损益，以及相应比例的德克萨斯州南部汇兑损益，因为这些金额没有准确反映结算时将实现的损益。这些数额在每个报告期内相互抵销，因此对净收入没有影响。

下表列出了我们的非GAAP衡量标准与其最直接可比的GAAP衡量标准：

可比EBITDA和可比EBIT

可比EBITDA代表经某些特定项目调整的分段收益(亏损)，不包括折旧和摊销费用。我们使用可比EBITDA作为衡量我们持续运营收益的指标，因为它是我们业绩的有用指标，也是在综合基础上列报的。可比息税前利润代表经特定项目调整的分段收益(亏损)，是评估每个分部趋势的有效工具。有关分段收益(亏损)的对账，请参阅每个业务部门的财务结果部分。

可比收益和普通股可比收益

可比收益是指在合并基础上普通股股东应占收益，经特定项目调整。可比收益由分段收益(亏损)、利息支出、AFUDC、汇兑收益(亏损)、净利息收入和其他、所得税(费用)回收、可归因于非控股权益的净(收入)亏损和经特定项目调整的优先股股息组成。关于普通股的净收益(亏损)和每股普通股的净收益(亏损)的对账，请参阅财务要点部分。

运营产生的资金和运营产生的可比资金

营运所产生的资金反映营运营运资金变动前营运所提供的现金净额。营运资本变动的组成部分在我们2023年合并财务报表的附注30营运营运资本变动中披露。我们相信，运营产生的资金是衡量我们综合运营现金流的有用指标，因为它排除了营运资本余额的波动，营运资本余额不一定反映同期的基本运营，并用于提供对我们业务现金生成能力的一致衡量。业务产生的可比资金根据上述具体项目的现金影响进行了调整。请参阅财务状况一节，以对账至业务部门提供的现金净额。

资本支出净额

资本支出净额是指资本支出，包括增长项目、维护资本支出、对股权投资的贡献和正在开发的项目，并对归因于我们控制的实体的非控股权益的部分进行了调整。我们使用净资本支出，因为我们认为它是用于资本再投资的现金流的有用衡量标准。

关于我们的业务

拥有70多年经验的TC Energy在负责任地开发和可靠运营北美能源基础设施方面处于领先地位，包括天然气和液体管道、发电和天然气储存设施。

三大核心业务

我们经营三项核心业务-天然气管道、液体管道以及电力和能源解决方案。为了提供与我们如何制定业务管理决策和如何评估业务绩效相一致的信息，我们的结果反映在五个运营部门：加拿大天然气管道、美国天然气管道、墨西哥天然气管道、液体管道以及电力和能源解决方案。我们还有一个由公司和行政职能组成的公司部门，为TC Energy的业务部门提供治理、融资和其他支持。

年份一览表

1：有关分段收益与可比EBITDA对账的更多信息，请参阅每个业务部门的财务业绩部分。

我们的战略

我们的愿景是通过安全地生产、储存和输送人们每天所需的能源，成为当今和未来北美首屈一指的能源基础设施公司。我们的目标是开发、建设和安全运营一系列基础设施资产，使我们无论能源转型的速度和方向如何，在经济周期的所有时间点都能实现繁荣。我们是一支解决能源问题的团队，致力于通过天然气、核能和抽水发电等低碳能源解决方案，以安全、可靠、可靠和负担得起的方式提供这种能源。

我们的业务包括天然气和原油运输、储存和交付系统，以及发电资产。这些长期基础设施资产覆盖所有北美战略走廊，以我们保守的风险偏好为基础，并得到长期商业安排和/或费率监管的支持。我们的资产产生可预测和可持续的现金流和收益，为我们的低风险、类似公用事业的商业模式提供基石。我们的长期战略是由几个关键信念驱动的：

·天然气将继续在北美能源未来发挥关键作用，并支持全球温室气体减排

·原油仍将是燃料组合的重要组成部分

·支持电网稳定的可靠、按需能源的需求将显著增加

·鉴于开发新的绿地线性能源基础设施，尤其是管道方面的挑战，现有的基础设施资产将变得更有价值。

2023年7月27日，我们宣布计划通过剥离交易分拆为两家独立的投资级上市公司，2023年11月8日，我们沟通表示，新的液体管道业务的名称将是South Bow Corporation。除了股东和法院的批准外，剥离交易还需要获得加拿大和美国税务当局的有利税收裁决，获得必要的监管批准，以及满足其他惯常的成交条件。我们预计剥离交易将于2024年下半年完成。

分配可比息税前利润1

1如需按业务部门分配分段收益，请参阅我们2023年合并财务报表的附注5，分段信息。

我们的资产组合将继续发展，以与北美的能源组合保持一致。我们预计，随着世界迈向低碳未来，在平衡能源安全和可负担性需求的同时，资本配置将发生以下变化：

·天然气管道将继续吸引煤改气和液化天然气出口带动的资本

·电力和能源解决方案在我们投资组合中的权重预计将随着时间的推移逐步增长，主要是核能和抽水发电。对新兴技术的有节制的投资将发展与我们核心业务互补的能力，而不会承担重大的大宗商品价格、体积或技术风险

·液体管道业务的分离将使其能够寻求增长机会，以获取增量价值。

我们战略的主要组成部分

我们的竞争优势

对安全、可靠、有保障和负担得起的能源解决方案的需求变得越来越重要。数十年的能源基础设施业务经验、严谨的项目管理方法和成熟的资本分配模式使我们保持了稳固的竞争地位，因为我们始终专注于我们的目标-提供人们现在和未来所需的能源。我们将通过以下方式安全、负责、协作和诚信地做到这一点：

·强有力的领导和管治：我们对商业道德、企业风险管理、竞争行为、运营能力和战略发展，以及监管、法律、商业、利益相关者和融资支持等方面保持严格的管治

·高质量的产品组合：支持我们愿景的战略优势是我们广泛的资产足迹和具有高准入门槛的特许经营权。我们的低风险资产组合规模足以提供必要且极具竞争力的基础设施服务，使我们能够在业务周期的各个阶段最大限度地实现投资的全生命周期价值。我们有五个现有的特许经营业务-从WCSB运输天然气;从阿巴拉契亚盆地运输天然气;将天然气进口到墨西哥;将原油出口到美国中西部和墨西哥湾沿岸市场;以及通过布鲁斯电力公司在安大略省的核业务。这些平台不仅提供了多元化的投资组合，还将TC Energy定位为能源基础设施领域的领导者。我们的协同足迹支持分子和电子，使我们能够灵活地将资金分配到天然气，电气化或其他新兴低碳技术，这些技术与我们的核心业务相辅相成

·有纪律的行动：我们的员工在设计、建造和运营能源基础设施方面具有很高的技能，专注于卓越的运营，并致力于健康、安全、可持续性和环境，适合当今的环境以及不断发展的能源行业

·财务定位：我们展现出一贯强劲的财务业绩、长期稳定性和盈利能力，以及严格的资本投资方法。我们可以获得大量具有价格竞争力的资金来支持新的投资，同时保持财务灵活性，包括资产剥离，以在所有市场条件下为我们的运营提供资金。我们提供股息收入和增长的平衡。此外，我们继续保持业务和公司结构的简单性和可理解性

·已证明的适应能力：我们在将政策和技术变化转化为机会方面有着长期的记录-例如，当墨西哥从燃料油转向天然气时重新进入墨西哥，响应页岩气革命逆转管道流动，将未充分利用的加拿大主线管道能力从天然气重新用于原油服务，安装电力压缩和/或将天然气压缩转换为电气化，如加拿大和美国的Valhara North和Berland River(VNBR)和WR项目，以及目前通过拟议的安大略省抽水蓄能项目评估电网规模、灵活和清洁能源存储的发展

·对可持续性的承诺：我们着眼于长远，管理我们与环境、土著群体、社区成员和土地所有者的互动。我们的目标是与所有利益攸关方就可持续发展相关主题进行透明的沟通。我们在我们的可持续发展年度报告中公布了我们在全公司范围内的温室气体排放强度，并在2023年发布了关于甲烷排放披露可靠性的报告和与气候相关的游说，以提供更多透明度和洞察力，了解我们与气候相关的目标和努力。我们继续根据各种标准评估我们的减排目标和长期减排计划的主要组成部分，包括政策、法规、商业和经济发展、我们资本循环计划的结果以及拟议的液体管道业务剥离。与我们的承诺声明保持一致，并整合到我们的2023年可持续发展报告中，我们更新的可持续发展承诺反映了与我们的业务和利益相关者最相关的重要主题。我们继续专注于我们的九个可持续发展承诺，以及相关的指标和目标，包括到2050年实现运营净零排放的定位，以帮助确保我们的业务为长期成功做好准备

·公开沟通：我们认真处理与客户、供应商、监管机构和其他利益相关者的关系，并为投资者提供清晰、坦诚的沟通，以建立信任和支持。

我们的风险偏好

以下是我们的风险理念概述：

2023年财务亮点

我们使用的某些财务指标在公认会计原则下没有标准化的含义，因为我们认为它们提高了我们在不同报告期之间比较结果的能力，并增强了对我们经营业绩的了解。它们被称为非GAAP衡量标准，可能无法与其他公司提供的类似衡量标准相比较。

可比EBITDA、可比收益、每股可比普通股收益和运营产生的可比资金都是非GAAP衡量标准。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第23页和第88页，以及每个业务部门的财务结果部分，以便与最直接可比较的GAAP衡量标准进行对账。

1关于分段收益(亏损)的其他信息，这是公认会计准则最直接的可比性衡量标准，可在第11页找到。

2资本支出反映与我们的资本支出、发展中的资本项目和对股权投资的贡献相关的现金流量。关于构成总资本支出的财务报表行项目，请参阅我们的2023年合并财务报表的附注5，分段信息。

3已列入合并现金流量表的筹资活动一节。

4 12月31日。

合并结果

2023年归属于普通股的净收入为28亿美元或每股2. 75美元（2022年-6亿美元或每股0. 64美元; 2021年-18亿美元或每股1. 87美元），较2022年增加22亿美元或每股2. 11美元。截至2023年12月31日止年度较2022年大幅增加，以及2022年归属于普通股的净收入较2021年大幅减少12亿美元或每股1.23美元，主要是由于下文所述特定项目的净影响。所有年份的每股普通股净收入也反映了已发行普通股的影响，包括2021年第一季度为收购TC PipeLines，LP而发行的普通股。

以下特定项目在归属于普通股的净收入（亏损）中确认，并不包括在可比盈利中：

2023

·与我们在Coastal GasLink Pipeline Limited的股权投资有关的税后减值支出为19亿美元 Coastal GasLink LP（Coastal GasLink LP）有关其他资料，请参阅我们2023年综合财务报表附注8“Coastal GasLink”

·由于FERC行政法法官对Keystone的初步决定，税后费用为5200万美元， 2023年2月，涉及一项与2018年至2022年确认的金额有关的收费相关投诉，其中包括一次性税前费用5700万美元，并包括应计税前结转费用1000万美元

·4800万美元与Focus Project成本有关的税后费用。有关更多信息，请参阅公司-重大事件部分

·TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的税后未实现外汇损失为4 400万美元

·与MilePost 14事件有关的3600万美元税后应计保险费用。有关更多信息，请参阅液体管道-重大事件部分

·由于与剥离交易相关的液体管道业务分离成本，税后费用为3400万美元。有关更多信息，请参阅液体管道-重大事件部分

·Keystone XL管道项目税后资产的保存和其他费用为1400万美元，不能作为Keystone XL资产减值费用的一部分应计

·对TGNH在墨西哥租赁和某些合同资产的净投资的预期信贷损失准备金进行税后追回5500万美元

·税后收回1800万美元，涉及美国最低退税对2021年Keystone XL资产减值费用和其他费用的净影响，以及出售Keystone XL项目资产的收益，但被与终止活动相关的合同和法律义务估计数的调整部分抵消。

2022

·与我们对Coastal GasLink LP的股权投资有关的26亿美元税后减值费用

·与五大湖有关的5.31亿美元税后商誉减值费用

·1.96亿美元的所得税支出，用于解决与墨西哥前几年所得税分摊有关的问题

·1.14亿美元税后预期信贷损失准备金，与TGNH对墨西哥租赁和某些合同资产的净投资有关

·2000万美元税后费用，原因是CER于2022年12月就Keystone发布的决定，涉及与2021年和2020年反映的金额有关的通行费投诉

·Keystone XL管道项目税后资产的保存和其他费用为1900万美元，不能作为Keystone XL资产减值费用的一部分应计

·500万美元的税后支出，与美国最低税额对2021年Keystone XL资产减值费用和其他费用的净影响有关，但被出售Keystone XL项目资产的收益以及对与终止活动相关的合同和法律义务估计数的调整部分抵消。

2021

·21亿美元的税后资产减值费用，扣除预期的合同回收以及其他合同和法律义务，与2021年1月总统许可证被撤销后终止Keystone XL管道项目有关

·作为自愿退休方案的一部分发生的过渡期付款的税后支出4800万美元

·Keystone XL管道项目税后资产的保存和其他费用为3700万美元，不能作为Keystone XL资产减值费用的一部分应计，以及Keystone XL项目级信贷安排终止前的利息支出

·与出售Northern Courier剩余15%的权益有关的1900万美元税后收益

·700万美元的税后回收主要来自与2020年4月出售的安大略省天然气发电厂相关的IESO的某些成本。

有关更多信息，请参阅本MD&A的每个业务部门的财务结果部分和财务状况部分。

所有年度的净收入包括Bruce Power为退休后福利和与其风险管理活动相关的衍生品投资的基金的公允价值调整比例份额的未实现收益和亏损，以及我们风险管理活动变化的未实现收益和亏损，我们将所有这些项目与上述项目一起剔除，以获得可比收益。可归因于普通股的净收益(亏损)与可比收益的对账如下表所示。

普通股应占净收益(亏损)与可比收益的对账

可比EBITDA与可比收益

可比EBITDA指经上述特定项目调整的分段收益(亏损)，不包括折旧和摊销费用。有关我们与可比EBITDA对账的更多信息，请参阅每个业务部门的财务业绩部分。

可比EBITDA-2023年与2022年

2023年可比EBITDA比2022年增加10.87亿美元，主要是由于以下净结果：

·来自加拿大天然气管道的EBITDA增加，主要是因为NGTL系统的直通成本和费率基础收益增加，以及Coastal GasLink的收益增加，这与在达到某些里程碑时确认2亿美元的奖励付款有关

·电力和能源解决方案EBITDA增加，主要原因是Bruce Power的贡献增加，原因是合同价格更高，计划停电天数减少，折旧费用减少，但被整个部门业务开发活动的增加部分抵消

·美国天然气管道以美元计价的EBITDA增加，这是由于投入使用的增长项目带来的增量收益，从2022年8月起提高运费导致ANR的净收益增加，与我们的美国天然气营销业务相关的更高的实现利润率，部分被反映出系统利用率增加的运营成本增加以及与我们的矿业权业务相关的大宗商品价格下降所抵消

·由于Keystone管道系统的产量增加，以及美元走强对我们以美元计价业务的换算产生的外汇影响，液体管道的EBITDA增加

·墨西哥天然气管道以美元计价的EBITDA较高，主要与Villa de Reyes和Tula管道的某些部分有关，这些管道于2022年第三季度和2023年第三季度投入商业服务，部分抵消了来自Sur de Texas的股权收益下降，主要是由于比索计价的财务敞口和更高的利息支出

·在我们以美元计价的业务中，美元走强对加元等值可比EBITDA的积极外汇影响。如第84页所述，与2022年相比，以美元计价的可比EBITDA增加了1.42亿美元，2023年折算为加元的平均汇率为1.35，而2022年为1.30。有关更多信息，请参阅外汇部分。

可比EBITDA-2022年与2021年

2022年可比EBITDA比2021年增加5.33亿美元，主要是由于以下净结果：

·电力和能源解决方案EBITDA增加，主要是因为Bruce Power的贡献增加，因为合同价格更高，实现的电价更高，以及天然气存储和其他方面的贡献增加，这是2022年实现的价差增加的结果

·美国天然气管道以美元计价的EBITDA增加，这主要是由于投入使用的增长项目带来的增量收益，我们矿业权业务的大宗商品价格上涨，以及哥伦比亚天然气公司的净收益增加，这主要是由于从2021年2月起提高运输费

·来自加拿大天然气管道的EBITDA增加，主要是由于更高的直通成本和更高的费率基础收益对NGTL系统的影响；以及更低的直通成本，部分被加拿大主线更高的奖励收益所抵消

·墨西哥天然气管道的EBITDA较高，主要与雷耶斯别墅和图拉管道的某些部分有关，这些管道于2022年第三季度投入商业服务

·由于Keystone管道系统美国墨西哥湾沿岸部分费率较低和签约量减少，液体管道的EBITDA减少，液体营销活动的贡献减少，美元走强对我们以美元计价业务的换算产生外汇影响

·在我们以美元计价的业务中，美元走强对加元等值可比EBITDA的积极外汇影响。如第84页所述，与2021年相比，以美元计价的可比EBITDA减少了6300万美元；然而，2022年以加元计算的平均汇率为1.30，而2021年为1.25。有关更多信息，请参阅外汇部分。

由于我们加拿大利率管制管道中的某些成本(包括所得税、财务费用和折旧)的流转处理，这些成本的变化影响了我们的可比EBITDA，尽管对净收入没有重大影响。

可比收益-2023年与2022年

2023年的可比收益为3.73亿美元，每股普通股收益比2022年高0.22美元，主要是以下因素的净结果：

·上述可比EBITDA的变化

·利息支出增加，主要是由于长期债务发行，扣除到期日，2023年美元较2022年走强的外汇影响，以及我们长期债务利率上升

·所得税支出增加，原因是应缴纳所得税的可比收益增加、墨西哥外汇敞口、较低的外国税率差异，部分被较低的直通所得税和较低的墨西哥通胀调整所抵消

·较高的折旧和摊销，反映扩建设施和新项目投入使用以及收购福卢瓦纳风电场和蓝云风电场(德克萨斯州风电场)，但因墨西哥TGNH资产的折旧费用停止计入租赁而部分抵消

·可归因于非控股权益的净收入增加，主要是由于出售哥伦比亚天然气传输有限责任公司(哥伦比亚天然气)和哥伦比亚海湾传输有限责任公司(哥伦比亚海湾)40%的非控股股权以及收购德克萨斯风电场的净影响

·AFUDC较高，主要是由于东南门户管道项目，以及AFUDC重新启动TGNH在建资产，部分抵消了投入使用的项目

·利息收入和其他收入增加，因为短期投资赚取了更高的利息

·管理我们在墨西哥净负债的外汇敞口的活动的影响，部分被用于管理我们对美元计价收入的汇率波动净敞口的衍生品所抵消，以及我们以比索计价的净货币负债对美元的重新估值。

可比收益-2022年与2021年

2022年的可比收益为1.37亿美元，每股普通股收益比2021年高0.04美元，主要是以下因素的净结果：

·上述可比EBITDA的变化

·用于管理我们对美元计价收入的汇率波动净敞口的衍生品的影响，以及我们以比索计价的净货币负债对美元的重估，部分被管理我们在墨西哥的净负债的外汇敞口的活动所抵消

·利息支出增加，主要原因是短期借款、长期债务和次级票据发行的利率上升(扣除到期日)，以及2022年美元走强对外汇的影响

·利息收入和其他收入减少，原因是2022年7月29日偿还了Sur de Texas合资企业的附属公司间应收贷款

·AFUDC较高，主要是因为AFUDC重新启动了TGNH在建资产，但被资本支出减少和项目投入使用的影响部分抵消

·更高的折旧和摊销，反映了2022年投入使用的新资产和美元走强

·在2021年3月收购TC管道的所有未完成的公共单位后，可归因于非控股权益的净收入减少，有限责任公司并非由TC Energy实益拥有

·所得税支出减少，主要原因是流转所得税和较高的外国税率差异，部分抵消了应纳税和其他各种估值免税额的较高收入

·由于2022年和2021年优先股的赎回，优先股股息较低。

可比普通股每股收益反映了2023年和2022年发行的普通股的稀释效应，以及2021年3月为收购TC管道，LP剩余所有权权益而发行的普通股的影响。有关更多信息，请参阅财务状况部分。

现金流

2023年业务提供的现金净额为73亿美元，比2022年高出14%，主要原因是周转资金变动的数额和时机，以及业务产生的资金增加。2023年运营产生的80亿美元可比资金比2022年高出9%，主要是由于可比收益增加和我们股票投资业务活动的分配增加。

用于投资活动的资金

资本支出1

1资本支出反映与我们的资本支出、发展中的资本项目和对股权投资的贡献相关的现金流量。关于构成总资本支出的财务报表行项目，请参阅我们的2023年合并财务报表的附注5，分段信息。

2023年和2022年，我们分别在资本项目上投资了123亿美元和90亿美元，以实现现有资产的保值和优化，并在高需求领域开发新的互补性资产。我们在2023年和2022年的总资本支出分别包括对我们的股权投资的41亿美元和22亿美元的贡献，主要与Coastal GasLink LP和Bruce Power有关。

收购

2023年，我们以2.24亿美元收购了德克萨斯风电场100%的B类会员权益，之后进行了调整。

出售资产所得收益

2023年，我们完成了向其合资伙伴Motiva Enterprises出售Port Neches Link LLC 20.1%股权的交易，总收益为2500万美元。

2021年，我们完成了对北方快递剩余15%股权的出售，总收益为3500万美元。

资产负债表

我们继续保持稳健的财务状况，同时在2023年使我们的总资产增长107亿美元。截至2023年12月31日，普通股股东权益和非控股权益占我们资本结构的37%(2022-35%)，而以次级票据和优先股形式的其他附属资本占额外13%(2022-14%)。有关更多信息，请参阅财务状况部分。

分红

在截至2024年3月31日的季度里，我们将已发行普通股的季度股息增加了3.2%，至每股普通股0.96美元，这相当于每股普通股的年度股息为3.84美元。这是我们连续第24年增加普通股的股息，与我们以年均3%至5%的速度增加普通股股息的目标是一致的。

股息再投资和购股计划

根据DRP，TC Energy的普通股和优先股的合格持有人可以将他们的股息再投资，并支付可选的现金支付，以获得额外的TC Energy普通股。从2022年8月31日至2023年7月31日，在特定时期内，以低于市场价2%的价格从国库发行普通股。2023年，普通股股东在DRP中的参与率约为39%(2022年至33%)，导致7.37亿美元(2022年至6.07亿美元)的普通股根据该计划进行了再投资。

从2023年7月27日宣布的股息开始，根据TC Energy DRP购买的普通股将以加权平均收购价的100%在公开市场上获得。

支付的现金股利

展望

可比EBITDA和可比收益

我们2024年的可比EBITDA和可比普通股收益展望没有考虑剥离交易的影响，因为它取决于TC Energy股东的批准、法院的批准、有利的税收裁决、其他监管机构的批准以及其他常规成交条件的满足。

我们预计2024年可比EBITDA将高于2023年，主要原因如下：

·NGTL系统的增长得益于扩展方案的推进

·布鲁斯动力6号机组于2023年9月恢复服务的全年影响

·预计将于2024年投入使用的新项目，以及2023年投入使用的项目的全年影响。

由于以下因素的净影响，我们2024年的可比普通股每股收益预计将低于2023年：

·由于2023年出售了哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司40%的非控股股权，可归因于非控股权益的净收入增加

·上述可比EBITDA增加

·东南门户管道相关的AFUDC较高。

我们继续关注能源市场的发展、我们的建设项目、监管程序和我们的资产剥离计划，以确定对上述前景的任何潜在影响。

综合资本支出

2023年，我们在有担保的资本计划和正在开发的项目上产生了约124亿美元的资本支出。在对非控股权益进行调整之前，我们预计2024年将产生约85亿至90亿美元的资本支出总额，包括资本化利息，用于增长项目、维护资本支出、对股权投资的贡献和正在开发的项目。考虑到可归因于我们控制的实体的非控股权益的资本支出，我们预计2024年的净资本支出约为80亿至85亿美元。

我们2024年资本计划的大部分预计将专注于推进安全项目，包括东南门户管道、美国天然气管道项目、海岸天然气管道项目、布鲁斯电力主要部件更换(MCR)计划和正常过程维护资本支出。

有关2024年预期收益和资本支出的更多详细信息，请参阅每个业务部分的展望部分。

资本计划

我们正在根据我们的资本计划开发高质量的项目。这些寿命长的基础设施资产得到了与信誉良好的交易对手和/或受监管的商业模式的长期商业安排的支持，预计将产生显着的收益和现金流增长。此外，这些项目中的许多预计将推进我们的目标，即减少我们自己和我们客户的碳足迹。

我们的资本计划由大约310亿美元的担保项目组成，这些项目代表了商业支持的承诺项目，这些项目要么正在建设中，要么处于或准备开始许可阶段。

我们业务的三年维护资本支出包括在安全项目表中。我们受监管的加拿大和美国天然气管道的维护资本支出将添加到费率基础上，我们有机会在此基础上赚取回报，并通过当前或未来的通行费收回这些支出，这与我们在这些管道上的产能资本项目类似。我们液体管道业务的通行费安排为回收维护资本支出提供了保障。

在2023年期间，我们投入使用了约53亿美元的项目，其中包括天然气管道产能资本项目以及布鲁斯动力6号机组MCR，该项目已于2023年9月14日宣布商业运营。此外，还产生了大约22亿美元的维护和现代化资本支出。

由于天气、市场状况、路线改进、土地征用、许可条件、时间表和监管许可的时间安排等因素，以及其他潜在的限制和不确定因素，包括劳动力和材料的通胀压力，所有项目都可能受到成本和时间的调整。金额不包括资本化利息和AFUDC(如适用)。

有担保的项目

下表所述的估计和发生的项目成本包括100%与我们拥有或部分拥有并完全合并的实体内的项目有关的资本支出，以及我们在股权投资中为项目提供资金的股权缴款份额，主要是Coastal Gaslink和Bruce Power。

1上述估计项目成本代表我们在项目预期合作伙伴权益贡献中的份额。机械完工于2023年11月实现。Coastal GasLink管道的商业投入使用将在LNG加拿大设施的工厂调试活动完成并收到LNG加拿大的通知后进行。有关更多信息，请参阅加拿大天然气管道-重大事件部分。

2包括与我们的哥伦比亚天然气现代化计划相关的100%资本支出，以及由于其离散性质和监管恢复的时机，我们整个美国天然气管道足迹的某些大型维护项目。有关更多信息，请参阅美国天然气管道-重大事件部分。

3我们正在与CFE合作完成Villa de Reyes管道的剩余部分，预计2024年下半年投入商业使用。有关更多信息，请参阅墨西哥天然气管道-重大事件部分。

4根据2022年签署的合同估算项目成本，作为TC Energy和CFE之间TGNH战略联盟的一部分。我们继续与CFE一起评估图拉管道的开发和完成情况，这取决于未来的FID和最新的成本估计。有关更多信息，请参阅墨西哥天然气管道-重大事件部分。

5反映在资产管理方案、其他寿命延长项目和递增上调倡议下的投资额。有关更多信息，请参阅电力和能源解决方案-重要事件部分。

6包括所有部门的不可收回的维护资本支出，主要包括我们在Bruce Power和其他资产的维护资本支出中的比例份额。

7反映2023年12月31日美国/加拿大的汇率为1.32。

正在开发的项目

除了我们的担保项目外，我们还在我们的每个业务部门追求处于不同发展阶段的优质项目组合。除非另有说明，在开发中的项目在时间和估计项目成本方面有更大的不确定性，需要得到公司和监管部门的批准。虽然每个业务部门也有额外的重点领域，用于进一步的持续业务发展活动和增长机会，但我们将在资本分配框架内评估新的机会，以适应我们的年度资本支出参数。随着这些项目取得进展并达到必要的里程碑，它们将列入担保项目表。

加拿大天然气管道

我们继续专注于优化现有加拿大天然气管道资产的利用率和价值，包括走廊内扩建、提供与液化天然气出口终端的连接、与不断增长的页岩气供应的连接，以及支持我们降低温室气体排放强度的其他机会。

美国天然气管道

快递市场项目

项目正在开发中，预计将更换、升级和扩建某些美国天然气管道设施，同时减少我们主要输送市场管道系统部分的排放。增强的设施预计将提高我们系统的可靠性，并允许根据长期合同提供额外的运输服务，以满足美国中西部和大西洋中部地区日益增长的需求，同时减少温室气体的直接排放。

其他机会

我们目前正在进行各种项目，包括压缩更换，同时进一步推动我们的机队、发电和最不发达国家的电气化，扩大我们的现代化计划和现有系统的走廊内扩展机会。这些项目预计将提高我们系统的可靠性，重点是更清洁的能源。

我们正在我们的美国天然气管道足迹范围内积极开发RNG运输枢纽。这些枢纽旨在为RNG来源提供对现有能源运输基础设施的集中访问，如农场、废水处理设施和垃圾填埋场。我们认为，这些枢纽的发展是朝着加快甲烷捕获项目和同时减少温室气体排放迈出的重要一步。

我们还在开发多个输送项目，将天然气供应与设施连接起来，以满足全球对北美液化天然气日益增长的需求。

墨西哥天然气管道

2022年8月4日，我们宣布与墨西哥国有电力公司CFE建立战略联盟，以加快墨西哥中部和东南部地区天然气基础设施的发展。

液体管道

我们仍然专注于通过寻找解决方案来实现我们液体资产的价值最大化，为我们的客户提供灵活和量身定制的解决方案。我们继续寻求通过扩大供应和交付市场之间的连接来优化我们现有资产的方法。我们正在寻求有选择的增长机会，为我们的业务增加增量价值，并进行扩张，以利用我们现有基础设施的潜力。我们在方法上保持纪律，并将对我们的业务发展活动进行战略性定位，以抓住我们风险偏好范围内的机会。

电力和能源解决方案

布鲁斯·鲍尔

延寿计划

要继续布鲁斯电力公司的寿命延长计划，将需要我们按比例投资5号、7号和8号机组的MCR计划成本，以及2033年后继续存在的剩余资产管理计划成本，从而将3至8号机组和布鲁斯电力公司场地的寿命延长至2064年。5号、7号和8号机组的准备工作正在进行中，未来的MCR投资将取决于每个机组的独立决定，每个机组都有可供Bruce Power和IESO使用的特定出口坡道。我们预计将花费约40亿美元用于布鲁斯电力MCR计划成本中我们按比例分摊的5、7和8号机组以及2027年后剩余的资产管理计划成本，以及下文讨论的增量升级计划。

提升计划

布鲁斯电力公司的2030项目的目标是到2033年实现7000兆瓦的现场峰值发电量，以支持气候变化目标和未来的清洁能源需求。2030项目的重点是持续的资产优化、创新和利用新技术，其中可能包括与存储和其他形式的能源的整合，以增加场地的峰值产出。项目2030分三个阶段安排，前两个阶段已完全获准实施。第一阶段于2019年开始，预计将增加150兆瓦的产量，第二阶段于2022年初开始，目标是再增加200兆瓦的产量。

安大略省抽水蓄能

与我们未来的合作伙伴Saugeen Ojibway Nation一起，我们继续推进安大略省抽水蓄能项目(OPSP)，这是一个位于安大略省米福德附近的能源储存设施，旨在通过抽水蓄能工艺向安大略省电力系统提供1,000兆瓦灵活、清洁的能源。推进OPSP的下一步措施包括：

·与能源部(该部)和安大略省能源局合作，在2024年7月之前建立一个潜在的长期收入框架

·向该部提供估计开发成本和时间表的细目，之后该部将提出在45天内继续进行开发前工作的建议

·与IESO谈判成本回收协议，以收回与开发前工作相关的符合条件的审慎支出。IESO应在提交概算后60天内向该部提交后续报告

·提供进一步的信息，以协助安大略省政府评估《京都议定书》的社会和经济效益。

为OPSP的开发费用提供资金的最终决定有待内阁批准和部长指示IESO执行与我们的协议。

一旦投入使用，该项目将储存可用的零排放能源，并在需求高峰期向安大略省提供这些能源，从而使该省现有的零排放发电的价值最大化。

OPSP仍有待我们的董事会和Saugeen Ojibway Nation的批准。建设将于本十年后半期开始，本世纪30年代初投入使用，但需获得监管和公司批准。

峡谷溪抽水蓄能电站

我们正在利用位于艾伯塔省欣顿附近的一个退役煤矿的现有场地基础设施，开发一个抽水蓄能项目，预计发电量为75兆瓦。该设施预计将为艾伯塔省电网提供长达37小时的按需、灵活、清洁能源和辅助服务。该项目已获得艾伯塔省公用事业委员会的批准，并根据《邓维根水电发展法》(艾伯塔省)要求获得艾伯塔省政府的水电项目批准。

阿尔伯塔碳网

2021年6月，我们宣布与Pembina Pipeline Corporation合作，共同开发一个世界级的系统，该系统建成后，预计每年能够输送和封存超过20百万吨二氧化碳。作为一个开放式系统，艾伯塔省碳网格（ACG）旨在成为艾伯塔省新兴的碳捕获利用和储存行业的支柱。于二零二二年十月，ACG与阿尔伯塔省政府订立碳封存评估协议，以进一步评估阿尔伯塔省其中一个最大的关注区（AOI），以安全储存工业排放的碳。ACG继续推进评估AOI适用性所需的评估计划，包括推进和完成钻井和测试活动，以支持申请封存许可证所需的详细测量、监测和验证计划的制定。

其他碳捕获

我们正在与Minnkota Power Cooperative（Minnkota）、三菱重工和Kiewit合作开展下一代碳捕获和储存技术项目Tundra。苔原项目将是我们在美国的第一个碳捕获和封存项目，每年从Minnkota的Milton R.年轻的发电站Tundra项目建成后，预计将成为北美最大的燃烧后碳捕获项目，并将支持该地区继续进行基荷、可靠的发电。2023年12月，美国能源部和清洁能源示范办公室宣布为苔原项目提供高达3. 5亿美元的资金。

氢气轮毂

我们正在推进多种制氢机会，以潜在地服务于美国和加拿大的长途运输、发电、大型工业和供暖客户。我们相信，对氢等新兴技术的适度投资将有助于我们通过能源转型扩大我们的能力，专注于补充我们核心业务的机会，以及我们可以获得有利和战略一致的商业安排，如费率监管和/或长期合同。

天然气管道业务

我们的天然气管道网络将天然气从供应盆地输送到加拿大、美国和墨西哥的当地分销公司、发电厂、工业设施、互连管道、液化天然气出口终端和其他企业。我们的管道网络接入大多数主要供应盆地，并通过以下方式输送超过25%的大陆每日天然气需求：

·全资拥有的天然气管道-64，207公里（39，896英里）

部分拥有的天然气管道-29，372公里（18，251英里）。

除了我们的天然气管道外，我们还监管美国的天然气储存设施，总工作气体容量为532 Bcf，使我们成为北美主要市场最大的天然气储存和相关服务供应商之一。

我们的天然气管道业务分为三个经营分部，代表其地理多样性： 加拿大天然气管道、美国天然气管道和墨西哥天然气管道。

战略

我们的战略是以安全可靠的方式优化现有天然气管道系统的价值，同时应对北美天然气流动模式的变化。我们还寻求新的渠道机会，为我们的业务增加增值。

我们的重点领域包括：

·主要是在走廊内扩建和延长我们现有的重要北美天然气管道足迹

·连接新兴和不断增长的工业和发电市场以及最不发达国家

·扩大我们在北美主要地区的系统，并开发新项目，为运营和拟建的液化天然气出口终端提供连接

·与加拿大和美国不断增长的页岩气和其他供应的联系

·降低我们的能源消耗，从而降低总体温室气体排放强度。

这些地区中的每一个在满足北美天然气供需的运输要求方面都发挥着关键作用。

我们的天然气管道系统使能源转换成为可能。天然气是一种可靠、高效的能源，正在取代燃煤发电，同时支持整个北美可再生能源的间歇性。为了支持我们的温室气体排放强度降低目标，我们继续提高运营效率，并将可持续性因素纳入我们围绕新项目、现代化、维护、电气化和增强泄漏检测的决策。此外，越来越多的RNG客户正在连接到我们的系统。我们的商业模式提供社会经济效益，因为我们与土著社区、社区组织、土地所有者和其他利益攸关方密切合作，符合我们的价值观和可持续发展承诺。

最近的亮点

加拿大天然气管道

·2023年投入使用的资本项目约为28亿美元，主要涉及NGTL系统和NGTL系统/Foothills West Path扩建，以及维护资本支出

·2023年第四季度机械完成沿海天然气连接管道项目

·CER于2023年第四季度批准了VNBR项目

·在NGTL系统和加拿大主线上实现了创纪录的吞吐量。

美国天然气管道

·2023年投入使用的资本项目约为16亿美元，包括北巴哈Xpress项目，以及现代化和维护资本支出

·批准另外16亿美元的资本项目，包括ANR的哈特兰项目和北部边境的Bison Xpress项目

·以53亿美元(39亿美元)的收益出售哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司40%的非控股股权，交易于2023年10月4日完成

·ANR、哥伦比亚湾和托斯卡罗拉费率案件和解获得FERC批准

·我们的多条管道实现了创纪录的吞吐能力。

墨西哥天然气管道

·东南门户管道项目正在按照计划的里程碑进展，并于2023年底开始在韦拉克鲁斯和塔巴斯科的所有设施和设施以及海上管道铺设

·雷耶斯别墅管道的横向段于2023年第三季度投入商业服务

·2023年12月，TGNH和CFE从墨西哥联邦经济竞争委员会(COFESS)获得了有利的合并裁决，并确定，鉴于CFE将不拥有TGNH的控股权，拟议中的少数CFE参股TGNH不需要有利的交叉参与意见。TGNH和CFE随后要求CRE确认不需要交叉参与许可，因为CFE将不会拥有TGNH的控股权

·管道的总体利用率继续增加。

了解我们的天然气管道业务

天然气管道将天然气从主要供应来源输送到使用天然气来满足其能源需求的地点或市场。

我们的天然气管道业务在北美建立、拥有和运营天然气管道网络，将天然气生产与互联、终端市场和液化天然气出口终端连接起来。该网络包括主要在高压下运输天然气的地下管道，充当泵的压缩机站，以沿管道输送大量天然气，计量站记录在接收地点进入网络并在输送地点离开网络的天然气数量，以及受监管的天然气存储设施，这些设施为客户提供服务，并帮助维持管道系统的整体平衡。

我们的主要管道系统

第39页的天然气管道地图显示了我们在北美连接主要供应源和市场的广泛管道网络。地图上显示的亮点包括：

加拿大天然气管道

NGTL和Foothills系统：这些是我们为WCSB提供的天然气收集和运输系统，将加拿大西部的大部分天然气生产连接到国内和出口市场。我们处于有利地位，可以连接不列颠哥伦比亚省东北部和艾伯塔省西北部不断增长的供应。我们对新管道设施的资本计划是由这两个供应区推动的，以及对艾伯塔省内部公司运输煤炭、油砂开发和石化原料发电的日益增长的需求，以及到我们在皇后和艾伯塔省/不列颠哥伦比亚省交付地点的主要出口点的需求。NGTL系统也处于有利地位，可以通过未来系统的延伸或扩建或未来与该地区服务的其他管道的连接，将WCSB供应与加拿大西海岸的液化天然气出口设施连接起来。

加拿大主线：这条管道向加拿大大草原、安大略省、魁北克、加拿大马里泰姆等地区的市场以及五大湖、中西部、墨西哥湾沿岸和美国东北部等美国市场供应天然气，途径是WCSB，并通过互联互通方式从阿巴拉契亚盆地输送到加拿大。

美国天然气管道

哥伦比亚天然气：这是我们为阿巴拉契亚盆地提供的天然气运输系统，该盆地包括马塞卢斯页岩和尤蒂卡页岩，这两个页岩是北美最大的天然气页岩。与我们在WCSB的足迹类似，我们的哥伦比亚天然气资产处于有利地位，可以将不断增长的供应连接到该地区的市场。该系统还与其他管道互连，这些管道提供进入美国东北部、中西部、大西洋沿岸和墨西哥湾南部关键市场的通道，以及墨西哥湾对天然气日益增长的需求，以满足液化天然气出口。我们拥有60%的股权，是这条管道的运营商。

ANR：这个管道系统将美国中西部和南部的供应池和市场连接到墨西哥湾。这包括将德克萨斯州、俄克拉何马州、阿巴拉契亚盆地和墨西哥湾的供应连接到威斯康星州、密歇根州、伊利诺伊州和俄亥俄州的市场。此外，ANR在其东南主线上具有双向能力，并将阿巴拉契亚盆地生产的天然气输送到美国墨西哥湾沿岸地区的客户。

哥伦比亚湾：该管道系统通过与哥伦比亚天然气公司和其他管道的互联，将不断增长的阿巴拉契亚盆地供应输送到美国墨西哥湾沿岸的各个市场和液化天然气出口终端。我们拥有60%的股权，是这条管道的运营商。

其他美国天然气管道：我们拥有为美国主要市场提供服务的十条全资或部分拥有的天然气管道的所有权权益。

墨西哥天然气管道

德克萨斯州南部：这条海上管道将天然气从德克萨斯州输送到墨西哥东部和中部地区的电力和工业市场。2023年，这条管道平均输送的天然气约占墨西哥通过管道进口天然气总量的17%。我们拥有60%的股权，是这条管道的运营商。

西北系统：Topolobampo和Mazatlán管道组成了我们的墨西哥西北系统。该系统贯穿奇瓦瓦州和锡那罗亚州，向发电厂和工业设施供应天然气，将天然气输送到该国以前无法获得的地区。

TGNH系统：该系统位于墨西哥中部地区，由现有的塔马祖查莱管道、图拉管道、雷耶斯别墅管道和东南门户管道组成，这些管道的部分已投入使用或正在建设中。该系统供应或将供应韦拉克鲁斯、塔巴斯科、圣路易斯波托西、奎尔塔罗和伊达尔戈的几个发电厂和工业设施。它与上游管道互通，这些管道从德克萨斯州的Agua Dulce和Waha枢纽输送供应。

瓜达拉哈拉：这条双向管道将曼萨尼洛附近的进口液化天然气供应和瓜达拉哈拉附近的大陆天然气供应连接到科利马州和哈利斯科州的发电厂和工业客户。

规管使用费及收回成本

我们的天然气管道一般由加拿大的CER、美国的FERC和墨西哥的CRE监管。这些实体负责管理管道基础设施的建设、运营和报废。

加拿大、美国和墨西哥的监管机构允许我们通过收取服务费来收回运营网络的成本。这些通行费通常包括投资于资产或利率基数的资本的回报，以及通过折旧随着时间的推移恢复利率基数。其他通常通过通行费收回的成本包括并购、税收和债务利息。监管机构审查我们的成本，以确保它们是合理和谨慎的，并批准提供合理机会收回这些成本的通行费。

营商环境和战略重点

北美天然气管道网络的开发是为了将不同的供应地区与国内市场连接起来，并满足液化天然气出口设施的需求。这一基础设施的使用和增长受到天然气供应地点和相对成本变化以及市场位置和需求水平变化的影响。

我们有大量的管道足迹，服务于北美两个最多产的供应区-WCSB和阿巴拉契亚盆地。我们的管道还从其他重要盆地采购天然气，包括落基山脉、威利斯顿、海恩斯维尔、费耶特维尔和阿纳达科盆地，以及墨西哥湾。我们预计北美天然气产量的持续增长将满足不断增长的国内市场的需求，特别是在发电和受益于相对较低的天然气价格的工业部门。此外，预计北美的供应将受益于墨西哥天然气需求的增加以及通过液化天然气出口进入国际市场的日益增多。我们预计，到2027年，北美天然气需求(包括液化天然气出口)约为135 bcf/d，较2022年水平增加约28 bcf/d。

随着世界转向温室气体排放较低的燃料来源，我们认为，未来五到十年燃煤发电的进一步淘汰和出口需求的增长将为天然气发电的基本负荷发电提供增长机会。我们预计，天然气需求的预期增长，加上WCSB、陆上墨西哥湾沿岸、阿巴拉契亚和二叠纪盆地等关键产区的预期增长，将为管道基础设施公司提供投资机会，以建设新设施或提高现有足迹的利用率。我们现有系统和资产的现代化，以及天然气管道系统能源消耗的脱碳，预计将提供持续的额外资本投资机会，满足我们的风险偏好，同时支持我们的温室气体排放强度降低目标。

不断变化的需求

充足的天然气供应支持了需求的增加，特别是在以下领域：

·天然气发电

·全球液化天然气出口

·石化和工业设施

·艾伯塔省的油砂。

天然气生产商继续扩大向全球市场销售天然气的机会，包括将天然气供应连接到美国墨西哥湾沿岸以及加拿大、美国和墨西哥东西海岸正在运营和拟建的液化天然气出口终端。对墨西哥天然气出口增加的原因是CFE需要服务于现有市场，并需要管道服务于新的地区。我们认为，天然气是墨西哥关键的能源过渡燃料。

总体而言，我们预测未来天然气需求将大幅增长，以支持经济增长和工业负荷增长，支持工业和发电使用较低温室气体排放密集型燃料的转换，以及液化天然气出口前景。这些新市场的增加创造了需求，为我们提供了更多机会来建设新的管道基础设施，并增加现有管道的吞吐量。

大宗商品价格

我们天然气管道业务的盈利能力并不直接与大宗商品价格挂钩，因为我们是大宗商品的运输商，运输通行费也不与天然气价格挂钩。然而，大宗商品的周期性供需性质以及相关定价可能会对我们的业务产生间接影响，生产商可能会选择加快或推迟天然气储备的开发，或者，在需求方面，需要天然气的项目可能会根据市场或价格状况而加快或推迟。

更多竞争

供需水平和地点的变化导致在整个北美提供运输服务的竞争加剧。我们分布广泛的天然气管道足迹，特别是在富含液体和低成本的WCSB和阿巴拉契亚盆地，这两个地区都与北美需求中心相连，使我们处于强大的竞争地位。现有管道受益于基础基础设施提供的连通性和规模经济，以及现有的通行权和业务协同效应，因为选址和允许新管道建设和扩建面临越来越多的挑战。我们已经并将继续提供有竞争力的服务，以满足不断增长的供应和北美需求，目前包括通过液化天然气出口进入全球市场。

战略重点

我们的管道输送北美数百万个人和企业所依赖的天然气，以满足他们的能源需求。我们专注于抓住天然气供应增长和连接新市场带来的机遇，同时满足现有市场对天然气日益增长的需求。我们还专注于使我们的现有资产适应不断变化的天然气流动和动态，并支持我们的企业级可持续发展承诺和目标，包括降低温室气体排放强度。

2024年，我们将继续专注于执行我们现有的资本计划，包括在墨西哥的东南门户管道的进展建设，对NGTL系统的投资，以及在美国完成和启动新的管道项目。我们将继续关注资本纪律，继续寻求下一波增长机会。我们的目标是使我们所有的项目按时和在预算内投入使用，同时确保我们的人民、环境和受这些设施的建设和运营影响的公众的安全。

我们的营销实体将补充我们的天然气管道业务，并通过在我们的管道走廊内为天然气客户管理天然气供应和管道运输能力的采购，产生不受监管的收入。

我们是以下所有天然气管道和受监管的天然气储存资产的运营商，易洛魁除外。

1设施和部分管道未在地图上显示。

2在施工和/或最终设计考虑过程中，最终管道长度可能会发生变化。

3包括压缩机站改造、增加和/或扩建项目，不增加管道长度。

加拿大天然气管道

了解我们的加拿大天然气管道

加拿大天然气管道业务受各种联邦和省级政府机构的监管。CER对我们受监管的加拿大天然气省际管道系统具有管辖权，而省级监管机构对完全在一个省内运行的管道系统具有管辖权。我们所有主要的加拿大天然气管道资产均受CER监管，但Coastal GasLink管道除外，该管道于2023年第四季度完成机械完工，并受BC能源监管机构（前BC石油和天然气委员会）监管。

对于其监管的省际天然气管道，CER批准符合公共利益的收费、设施和服务，并为管道提供合理的机会来收回其运营管道的成本。总收费中包括我们对资产的投资回报，称为股本回报。股权通常占所认定的资本结构的40%，其余60%为债务。通常，通行费是根据提供服务的成本，包括融资成本，除以预测的数量。成本或实际运输量的任何差异都可能导致收入的过度收集或收集不足，通常会在下一年计算该时期的通行费时进行调整。然而，股本回报率将继续按核证的排减量核准的比率赚取。

经CER批准后，我们和我们的客户还可以建立结算安排，这些安排可能包含与典型的收费设定过程不同的元素。解决办法可以包括较长的期限和机制，如奖励协议，这可能对实际实现的股本回报率产生影响。例子包括在确定收入要求时固定OM&A组件，其中差异由管道帐户或管道和托运人共享。

NGTL系统在2020-2024年的五年收入要求结算下运营，其中包括对某些运营成本的激励机制，以及如果收费低于指定水平，则有机会提高折旧率。加拿大主线根据2021-2026年主线结算运营，其中包括降低成本和增加收入的激励措施。

重大事件

沿海GasLink

全长670公里(416英里)的Coastal GasLink管道项目成功地实现了机械完工，完成了所需的调试活动，并准备在2023年第四季度向LNG加拿大设施输送天然气。这些里程碑使Coastal GasLink LP有权从LNG Canada获得2亿美元的奖励付款。根据Coastal GasLink LP合作伙伴之间的合同条款，这笔款项将全额计入作为项目开发商的TC Energy，并于2024年2月12日通过现金分配结算。本公司于截至2023年12月31日止年度的综合收益表中确认奖励付款为权益投资收入(亏损)，并于综合资产负债表中记入相应的应收账款。

到2024年，Coastal GasLink LP将继续进行建设后填海活动。Coastal GasLink LP还继续寻求收回成本，包括涉及Coastal GasLink LP索赔的某些仲裁程序以及对Coastal GasLink LP的某些索赔的抗辩。这些索赔尚未最终确定，但我们预计这些诉讼程序可能会导致收回成本。有关这些程序的更多信息，请参阅我们的2023年合并财务报表附注32，承付款、或有事项和担保。该项目仍在按部就班地进行，估计费用约为145亿美元。

Coastal GasLink管道的商业投入使用将在LNG加拿大设施的工厂调试活动完成并收到LNG加拿大的通知后进行。一旦投入使用，这条管道将把天然气从不列颠哥伦比亚省道森克里克地区的接收点输送到不列颠哥伦比亚省基蒂马特附近的LNG加拿大天然气液化设施。管道上的运输服务由与五个LNG加拿大参与者各自签订的25年期TSA(带有续签条款)支撑。我们持有Coastal GasLink LP 35%的股权，Coastal GasLink LP是拥有这条管道的合伙实体，已与其签订了开发、建设和运营管道的合同。

2022年，Coastal GasLink LP与LNG Canada、TC Energy和Coastal GasLink LP的其他合作伙伴签署了最终协议(统称为2022年7月的协议)，修改了现有的项目协议，以处理和解决有关Coastal GasLink管道项目某些已发生和预期成本的争议。项目成本由包括我们在内的Coastal GasLink LP合作伙伴提供的现有项目级信贷安排和股权出资提供资金。从2023年开始，为管道建设提供资金直至完工所需的股权融资最初是通过TC Energy和Coastal GasLink LP之间的次级贷款协议提供的。Coastal GasLink LP从这笔贷款中提取的资金将在Coastal GasLink管道投入使用之日之后，在知道最终项目成本后，由Coastal GasLink LP合作伙伴(包括我们)从向合伙企业的股权出资中偿还。我们预计，根据合同条款，除某些条件外，所需的额外股本捐款将主要由我们提供资金，但不会导致我们35%的所有权发生变化。截至2023年12月31日，该附属贷款协议下的承诺能力为33.75亿美元，从中提取了25.2亿美元。

预计额外的股本捐款将主要由我们提供资金，这是2023年前三个季度我们股权投资价值下降的一个指标。因此，我们完成了估值评估，并得出结论，我们的投资存在非临时性减值，导致我们在Coastal GasLink LP的投资在截至2023年12月31日的年度产生了21亿美元(税后19.43亿美元)的税前减值费用。减值费用反映了截至2023年9月30日的9个月次级贷款变化的净影响，以及TC Energy在Coastal GasLink LP利率衍生品上未实现收益和亏损的比例份额以及股权投资的其他变化。次级贷款的减值导致未实现的、未确认的非应税资本损失。截至2023年12月31日确认的累计税前减值费用为51.48亿美元(税后为45.86亿美元)。有关更多信息，请参阅我们2023年合并财务报表的附注8，Coastal GasLink。

截至2023年12月31日，我们股权投资的账面价值为2.94亿美元。除暂时性减值外，并无其他指标显示这项投资存在暂时性减值，2023年第四季度亦未确认任何减值费用。

NGTL系统和丘陵

在截至2023年12月31日的一年中，NGTL系统和Foothills分别投入了约20亿美元和8亿美元的产能项目。下面列出了大量运力计划的详细信息。

2021年NGTL系统扩展计划

2021年NGTL系统扩展计划包括344公里(214英里)的新管道、三个新的压缩机组和相关设施，预计将为NGTL系统增加1.59pJ/d(1.45Bcf/d)的增量容量。扩建项目的建设接近完成，估计该项目的资本成本为36亿美元。截至2023年12月31日，该项目价值34亿美元的设施已投入使用，其中包括申报合同所需的所有设施。

2022年NGTL系统扩展计划

2022年NGTL系统扩建计划于2023年完成，包括约166公里(103英里)的新管道、一台压缩机机组和相关设施，并提供约773TJ/d的增量产能，以满足公司接收和盆地内交付的要求，最低期限为八年。该项目的资本成本为14亿美元，所有资产都投入使用。

NGTL系统/Foothills West Path交付计划

NGTL系统/Foothills West Path交付方案是NGTL系统和Foothills系统的多年扩展，以促进与GTN管道系统连接的增量合同出口能力。合并的NGTL系统和Foothills项目包括大约107公里(66英里)的管道和相关设施，并以275 TJ/d(258 MMcf/d)的新公司服务合同为基础，合同期限超过30年。该项目的资本成本为16亿美元，所有剩余资产将于2023年投入使用。

2023年NGTL系统盆地内扩张

NGTL系统盆地内扩建包括23公里(14英里)的新管道和两个新的压缩机站，并以约255 TJ/d(238MMcf/d)的新公司服务合同为基础，合同期限为15年。扩建工程的资本成本估计为5亿美元。建设活动于2022年开始，管道于2023年底投入使用，压缩机站的建设正在进行中，预计将于2024年第二季度投入使用。

瓦尔哈拉北部和伯兰河项目

VNBR项目将满足总体系统需求，并将迁移供应与主要需求市场连接起来，在NGTL系统上提供约428TJ/d(400MMcf/d)的增量能力，预计将有助于降低整个系统的温室气体排放强度。该项目估计资本成本为6亿美元，包括大约33公里(21英里)的新管道、一个新的无排放电动压缩机机组和相关设施。2023年12月21日，我们获得了CER的批准，可以建设、拥有和运营VNBR项目，预计2026年第二季度投入使用。

财务业绩

以下是可比EBITDA和可比EBIT(我们的非GAAP衡量标准)与分段收益(亏损)(最直接可比的GAAP衡量标准)的对账。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第11页。

1包括Foothills，Ventures LP，Great Lake Canada的业绩和我们与TQM和Coastal GasLink投资相关的收入比例份额，以及与我们的加拿大天然气管道相关的一般、行政和业务开发成本。

加拿大天然气管道2023年分段亏损比2022年减少14亿美元。加拿大天然气管道2022年分段亏损为14亿美元，而2021年分段收益为14亿美元。与我们对Coastal GasLink LP的股权投资相关的2023年税前减值费用21亿美元(2022-30亿美元)已确认，这已从我们的可比EBITDA和可比EBIT的计算中剔除。有关更多信息，请参阅我们2023年合并财务报表的附注8，Coastal GasLink。

我们的费率管制加拿大天然气管道的净收入和可比EBITDA主要受我们批准的ROE、投资基础、视为普通股权益的水平和激励收益的影响。折旧、财务费用和所得税的变化也影响可比EBITDA，但对净收入没有重大影响，因为它们在流转的基础上几乎完全在收入中收回。

净收益和平均投资基数

2023年NGTL系统的净收入较2022年增加62百万元，2022年则较2021年增加77百万元，主要由于系统持续扩展导致平均投资基数增加。NGTL系统根据2020-2024年收入要求结算运行，其中包括40%视为普通股的10.1%的批准ROE。该结算为NGTL系统提供了在通行费低于指定水平时提高折旧率的机会，并为某些运营成本提供了激励机制，其中与预计金额的差异与我们的客户共享。

加拿大主线的净收入于二零二三年较二零二二年增加7百万元，而于二零二二年较二零二一年增加1，000万元，主要由于奖励收益增加。加拿大主线根据2021-2026年主线和解协议运营，其中包括40%视为普通股的10.1%的批准ROE，以及在与客户的利益分享机制下降低成本和增加管道收入的激励措施。

可比EBITDA

2023年加拿大天然气管道的可比EBITDA较2022年增加5. 29亿加元，主要是由于以下因素的净影响：

·更高的流通财务费用，折旧和所得税，以及NGTL系统更高的费率基础收益

·Coastal GasLink的收益与在达到某些里程碑时确认2亿美元的奖励付款有关，部分被收入确认时间导致的开发费收入减少所抵消。有关更多信息，请参阅加拿大天然气管道-重大事件部分

·更高的流动折旧，财务费用和更高的激励收益，部分被加拿大主线的较低流动所得税所抵消。

2022年加拿大天然气管道的可比EBITDA较2021年增加1. 31亿元，主要由于以下因素的净影响：

·更高的流动财务费用和折旧，以及NGTL系统的费率基础收益增加

·较低的流动折旧，部分被较高的流动所得税和财务费用以及加拿大干线的奖励收益增加所抵消

·由于收入确认的时间安排，沿海天然气管道开发费收入较低。

折旧及摊销

与2022年相比，2023年的折旧和摊销增加了1. 27亿美元，原因是NGTL系统投入使用的扩建设施的折旧增加，以及加拿大主线的折旧增加，原因是根据2021-2026年主线结算条款，资产投入使用的部分折旧率较高。折旧和摊销是 与2021年相比，2022年减少2800万加元，原因是加拿大干线的一段在2021年已完全折旧，部分被投入使用的扩建设施导致NGTL系统折旧增加所抵消。

展望

可比EBITDA和可比收益

加拿大费率管制管道的净收入受到投资基础、ROE和认定资本结构变化以及CER批准的收费结算条款的影响。根据目前的监管模式，加拿大受费率管制的天然气管道的收益不会受到天然气商品价格短期波动、吞吐量变化或合同产能水平变化的重大影响。

2024年加拿大天然气管道可比EBITDA预计将与2023年一致，主要是由于NGTL系统的持续增长，因为我们推进了扩展计划，扩展和扩大供应设施，加强艾伯塔省的交付设施，并在我们的主要边境交付地点提供增量服务，以响应系统上的公司服务请求;由2023年确认的海岸燃气联动奖励金所抵销，以实现若干里程碑。由于我们加拿大费率管制管道的某些成本的流通处理，这些成本的变化可能会影响我们的可比EBITDA，尽管对可比收益没有重大影响。我们预计2024年NGTL系统和加拿大干线的可比收益将与2023年保持一致。

资本支出

2023年，我们在加拿大天然气管道业务中花费了26亿美元用于增长项目和维护资本支出。我们预计2024年将产生约12亿美元，主要用于NGTL系统扩建项目和维护资本支出，所有这些都将立即反映在投资基础和相关收益中。

我们亦于2023年向Coastal GasLink LP投资30亿元，并预期于2024年投资9亿元。有关更多信息，请参阅加拿大天然气管道-重大事件部分。

美国天然气管道

了解我们的美国天然气管道部门

美国州际天然气管道业务受联邦、州和地方政府机构的监管。然而，联邦能源管理委员会对我们的美国州际天然气业务拥有全面的管辖权。FERC批准的最高运输费率是基于成本的，旨在收回管道的投资，运营费用和我们的投资者的合理回报。在美国，我们有能力与托运人签订协议或折扣费率的合同。

FERC不要求美国州际管道每年计算费率，也不允许收集或退还未来几年实际和预期收入和成本之间的差异。美国监管与加拿大监管环境的这种差异使我们的美国管道面临利率情况之间预期和实际成本和收入差异的风险。如果收入不再提供合理的机会来收回我们的成本，我们可以向联邦能源管理委员会申请重新确定费率，但须遵守任何有效的暂停。同样，如果FERC或我们的托运人认为投资的资本回报不公平或不合理，他们可以提起诉讼以降低费率。

与加拿大类似，我们也可以与我们的美国托运人建立结算安排，最终需经FERC批准。在我们或托运人可以申请费率审查之前，在一段时间内暂停费率案件是解决方案的常见方式，因为它们为托运人提供了费率方面的确定性，消除了与所有各方频繁费率诉讼相关的成本，并可以为管道降低成本提供激励。

PHMSA合规法规

我们的大多数美国天然气管道系统都受到联邦管道安全法规和PHMSA颁布和管理的规定的约束。PHMSA最近并将继续制定影响管道系统运营和维护诸多方面的新规则。PHMSA的优先事项通常由立法决定，立法受到众多利益相关者的影响，并从最近的行业事件和利益相关者的优先事项中吸取教训。当PHMSA实施新规则时，TC Energy寻求在未来费率案件和现代化解决方案中收回这些规则所导致的额外支出。

重大事件

哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司的货币化

于2023年10月4日，我们成功完成向Global Infrastructure Partners（GIP）出售哥伦比亚天然气及哥伦比亚海湾40%非控股股权，所得款项为53亿元（39亿美元）。哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司由一个新成立的GIP实体持有。在股权出售结束前，于2023年8月8日，Columbia Pipelines Operating Company LLC及Columbia Pipelines Holding Company LLC分别发行46亿美元及10亿美元的长期高级无担保债务。发行所得款项净额用于偿还与TC Energy实体的现有公司间债务，并用于降低杠杆率。请参阅财务状况部分了解更多信息。

我们继续拥有哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司的控股权，我们仍然是这些管道的运营商。TC Energy和GIP将各自通过内部产生的现金流、哥伦比亚实体内的债务融资或TC Energy和GIP的比例贡献，为其在年度维护、现代化和批准的增长资本支出中的比例份额提供资金。

ANR第4节费率案例

ANR与客户达成和解协议，于2022年8月生效，并于2023年4月获得FERC批准。作为和解协议的一部分，在2025年11月1日之前暂停任何进一步的利率变化。ANR必须在2028年8月1日之前申请新的利率。和解协议还包括从2024年8月起与某些现代化项目相关的额外税率上调。2023年第二季度，先前应计的税率退还负债，包括利息，已退还给客户。

哥伦比亚湾利率结算

2023年7月7日，哥伦比亚湾提交了一项无争议的利率和解协议，该协议将设定哥伦比亚湾新的追索权利率，自2024年3月1日起生效，并暂停利率至2027年2月28日。修订后的费率预计不会对我们的美国天然气管道部门可比收益产生重大影响。哥伦比亚湾必须在2029年3月1日之前申请新的利率。

斯特拉斯堡VB线

2023年7月25日，弗吉尼亚州斯特拉斯堡的81号州际公路旁，哥伦比亚天然气公司的天然气管道发生破裂。实施了紧急反应程序，不久之后就隔离了受影响的管道段。没有报道称这起事件涉及人员伤亡，周围建筑也没有受到重大破坏。自2023年7月28日以来，管道一直按照PHMSA的纠正行动令(CAO)在减压下运行，我们正在根据CAO与PHMSA合作，尽快使系统恢复正常运行。根本原因故障分析(RCFA)结果表明，哥伦比亚天然气管道系统中类似的管道段位置需要进一步测试；然而，我们预计VB线Strasburg事件或额外测试不会对我们的财务业绩产生实质性影响。

北巴哈快报

2023年6月，北巴哈Xpress项目投入使用，这是一个扩建项目，旨在扩大产能，满足客户对我们北巴哈管道日益增长的需求。该项目的资本成本约为1亿美元。

Bison Xpress项目

2023年第三季度，我们批准了Bison Xpress项目，这是我们北部边界和Bison系统的一个扩建项目，将更换和升级某些设施，并提供从巴肯盆地到夏延枢纽的交货点的急需的生产出口。该项目预计将于2026年投入使用。预计项目总成本为4亿美元，其中我们的份额为2亿美元，相当于我们在北方边界的50%股权投资和Bison的100%所有权。

GTN XPress项目

2023年10月，FERC提供了一份证书订单，批准了我们的GTN Xpress项目。GTN XPRESS项目是对GTN系统的扩展，该系统将提供由中国国家天然气集团公司系统/Foothills West Path交付计划提供便利的增量合同出口能力的运输。预计投入使用日期为2024年，预计项目成本为1亿美元。

VR和WR项目

2023年11月和12月，FERC分别提供了一份证书令，批准我们的VR和WR项目。VR项目将提供从弗吉尼亚州格林斯维尔县到弗吉尼亚州诺福克的递送点的增量能力。预计投入使用日期为2025年底，估计项目成本为7亿美元。WR项目将为我们在威斯康星州的ANR系统上的多个交货点提供主线能力。预计投入使用日期为2025年底，项目成本估计为8亿美元。

弗吉尼亚电气化项目

2024年2月，弗吉尼亚电气化扩建项目投入使用，资本成本约为1亿美元。该项目通过转换为电力压缩来更换和升级某些设施，降低了我们哥伦比亚天然气系统部分地区的温室气体排放强度。

心脏地带项目

2024年2月，我们批准了哈特兰项目，这是我们的ANR系统的一个扩建项目，预计将增加容量并提高系统可靠性。哈特兰项目涉及管道环路、压缩机设施的增加以及升级，投入使用后，将增加ANR在中西部地区的整体市场份额。预计投入使用日期为2027年底，项目成本估计为9亿美元。

财务业绩

以下是可比EBITDA和可比EBIT(我们的非GAAP衡量标准)与分段收益(亏损)(最直接可比的GAAP衡量标准)的对账。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第11页。

下表反映了我们拥有或部分拥有并完全合并的资产的可比EBITDA的100%，以及我们拥有股权但未合并的资产的股权收入。

1包括非控股权益。有关更多信息，请参阅公司-财务结果部分。

2反映了在2021年3月收购TC管道后，GTN和五大湖的可比EBITDA的100%。

3反映了我们在矿业权业务(CEVCO)、北巴哈、托斯卡罗拉、Bison、CrossRoads的所有权以及我们在北方边界、易洛魁、千禧和Hardy Storage、我们的美国天然气营销业务的股权收入份额中的可比EBITDA，以及与我们的美国天然气管道相关的一般、行政和业务开发成本。

2023年美国天然气管道分段收益比2022年增加9.14亿美元，2022年比2021年减少4.54亿美元，包括以下特定项目，这些项目已不包括在我们的可比EBITDA和可比EBIT的计算中：

·2022年第一季度与五大湖有关的税前商誉减值费用5.71亿美元

·在我们的美国天然气营销业务中使用的衍生品的公允价值变化带来的未实现损益。

与2022年和2021年相比，2023年和2022年美元走强分别对我们美国业务的加元等值分段收益产生了积极影响。有关更多信息，请参阅外汇部分。

我们美国天然气管道业务的收益通常受到合同量水平、交货量和收费以及提供服务成本的影响。哥伦比亚天然气公司和ANR公司的业绩也受到其天然气储存能力和附带商品销售合同和定价的影响。由于天然气业务的季节性，冬季几个月的天然气管道和储气量和收入通常较高。

2023年美国天然气管道的可比EBITDA比2022年高出1.06亿美元，主要是由于以下净影响：

·从投入服务的增长和现代化项目以及哥伦比亚天然气、ANR和五大湖的额外合同销售中增加收入

·在FERC批准从2022年8月起就更高的运输费达成和解后，ANR的净收益增加，部分被2022年某些天然气储存设施出售天然气导致的收益减少所抵消

·与我们的美国天然气营销业务相关的实现收益增加，主要是因为利润率更高

·易洛魁和北方边界的股权收益增加

·由于运营成本上升导致收入减少，反映了我们整个业务范围内系统利用率的提高，以及与服务项目相关的更高财产税

·由于大宗商品价格下跌，我们的矿业权业务收入减少。

2022年美国天然气管道的可比EBITDA比2021年高出6700万美元，主要是由于以下净影响：

·来自投入使用的增长项目的增量收益

·由于大宗商品价格上涨，我们的矿业权业务收入增加

·哥伦比亚天然气公司的收入在联邦能源监管委员会批准的自2021年2月起提高运输费的和解协议后净增长，部分被项目投入使用导致的更高的财产税所抵消

·由于2021年确认的寒冷天气事件和其他离散项目的影响，收入减少

·由于2022年第四季度与监管延期相关的某些调整，ANR的收益下降，但部分被2022年8月1日生效的更高运费所抵消，这两项都是根据ANR无争议的费率和解。

折旧及摊销

2023年折旧和摊销比2022年高出1100万美元，2022年比2021年高出5100万美元。这两年折旧增加的主要原因是新项目投入使用的净影响，而2023年被2023年第三季度的某些调整部分抵消。

展望

可比EBITDA

我们的美国天然气管道在很大程度上得到了长期按需付费合同的支持，预计这些合同将提供稳定和一致的财务业绩。我们留住客户和以优惠价格重新签约或出售产能的能力受到当前市场状况和竞争因素的影响，包括最终用户客户可用竞争天然气管道和供应来源的替代方案，以及影响某些客户或细分市场需求的更广泛条件。可比EBITDA还受到运营成本和其他成本的影响，这些成本可能会受到安全、环境和其他监管机构决策的影响，以及客户信用风险。

美国天然气管道2024年可比EBITDA预计高于2023年。这主要是由于2023年完成扩建项目，预计2024年哥伦比亚天然气和GTN系统扩建项目完成，以及吉利斯通道项目投入使用，以及由于现代化资本成本的回报和回收，哥伦比亚天然气公司的收入增加。我们的管道系统继续看到历史上对服务的强劲需求，我们预计在2024年期间，我们的资产将保持2023年的高利用率水平。预计这些积极的结果将被更高的运营成本部分抵消，这反映了我们整个业务范围内系统利用率的持续增长，以及预计投入使用的资本项目的物业税将增加。

资本支出

2023年，我们在美国的天然气管道上总共产生了21亿美元的费用，预计2024年将产生约19亿美元，主要用于我们的Gillis Access、哥伦比亚海湾、ANR和哥伦比亚天然气扩建项目和哥伦比亚天然气现代化III计划，以及哥伦比亚天然气和ANR维护资本支出、回报和回收，预计这将反映在未来的通行费中。考虑到可归因于我们控制的实体的非控股权益的资本支出，我们预计2024年的净资本支出约为14亿美元。

墨西哥天然气管道

了解我们的墨西哥天然气管道段

十多年来，墨西哥一直在经历着从燃料油和柴油作为发电的主要能源向使用天然气的重大转变。因此，为了满足日益增长的天然气需求，已经并将继续需要新的天然气管道基础设施。根据以美元为主的长期合同，墨西哥国有电力公司CFE是我们所有现有管道的交易对手。这些固定利率合同通常旨在收回服务成本，并提供投资资本的回报。作为管道开发商和运营商，我们通常面临运营和建设成本以及服务延误处罚的风险，但不包括提供进度缓解的不可抗力事件。我们的墨西哥管道已经批准了其他潜在用户的关税、服务和相关费率。

重大事件

TGNH与CFE的战略联盟

2022年8月，我们宣布与墨西哥国有电力公司CFE结成战略联盟，在墨西哥中部和东南部开发新的天然气基础设施。在战略联盟方面，我们达成了开发和建设东南门户管道的FID协议，这是一条1.3Bcf/d、715公里(444英里)的海上天然气管道，服务于墨西哥东南部地区，预计将于2025年年中投入使用，预计项目成本为45亿美元。

我们于2023年第三季度将雷耶斯别墅管道的横向段投入使用。雷耶斯别墅管道南段的施工计划在2024年下半年机械完成，但要看利益攸关方问题能否成功解决。此外，我们继续与CFE一起评估图拉管道的开发和完成情况，这取决于未来的FID。由于FID的延迟，自2023年11月1日起，我们已暂停记录AFUDC关于图拉管道项目在建资产的记录。

该战略联盟为CFE提供了持有TGNH股权的能力，这取决于CFE出资、收购土地和支持TGNH项目的批准，但须得到中粮集团和华润置业的监管批准。在东南门户管道投入使用并完成某些其他合同义务后，CFE在TGNH的股权将相当于约15%，并将在2055年合同到期时增加到约35%。于2023年12月，TGNH及CFE从中粮集团取得一项有利的合并裁决，并裁定鉴于CFE将不会拥有TGNH的控股权，建议中的少数CFE参股TGNH并不需要有利的交叉参与意见。TGNH和CFE随后要求中央环境保护局确认，鉴于CFE不会拥有TGNH的控股权，因此不需要交叉参与许可。TGNH预计将在2024年初获得CRE的批准。

财务业绩

以下是可比EBITDA和可比EBIT(我们的非GAAP衡量标准)与分段收益(亏损)(最直接可比的GAAP衡量标准)的对账。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第11页。

1包括塔马祖查莱、雷耶斯别墅和图拉管道的作业段。

2包括我们在股权收入中的份额，包括我们从管道建设和运营中赚取的60%利息和费用。

与2022年相比，墨西哥天然气管道2023年的分段收益增加了3.05亿美元，与2021年相比减少了近6600万美元，其中包括2023年8000万美元复苏(2022年-1.63亿美元亏损)对TGNH在墨西哥租赁和某些合同资产的净投资相关的预期信贷损失准备金的影响，我们在计算可比EBITDA和可比EBIT时已将其排除在外。有关更多信息，请参阅我们2023年合并财务报表的附注29，风险管理和金融工具。

与2022年和2021年相比，2023年和2022年美元走强分别对我们在墨西哥的美元业务的加元等值分段收益产生了积极影响。有关更多信息，请参阅外汇部分。

与2022年相比，2023年墨西哥天然气管道的可比EBITDA增加了1900万美元，主要原因是：

·TGNH的收益增加，主要是由于雷耶斯别墅管道北段(VDR North)和图拉管道东段(Tula East)在2022年第三季度投入商业运营，以及雷耶斯别墅管道侧段(VDR Lside)在2023年第三季度投入商业运营

·瓜达拉哈拉的收入较低，主要是因为根据目前的运输合同，固定收入较低，以及因天气原因导致服务中断而产生的运营成本较高

·德克萨斯州南部的股票收益较低，主要原因是墨西哥比索走强导致比索计价债务重估产生的外汇影响，以及利率上升导致的利息支出增加。我们使用外汇衍生品来管理这一风险敞口，其影响在综合损益表中的外汇(收益)损失中确认。有关更多信息，请参阅外汇部分。

与2021年相比，2022年墨西哥天然气管道的可比EBITDA增加了4400万美元，这主要是由于与2022年第三季度VDR North和Tula East商业运营相关的收入增加。

2017年，我们与德克萨斯州苏尔合资企业达成了213亿美元的无担保循环信贷安排。这笔比索计价的附属公司间贷款于2022年3月15日到期时得到全额偿还，并被一笔新的美元计价的附属公司间贷款所取代。2022年7月，Sur de Texas合资企业与第三方签订了一项以美元计价的无担保定期贷款协议，并利用所得资金与TC Energy全额偿还了以美元计价的附属公司间贷款。在本次再融资之前，我们在德克萨斯州南部的相关利息支出份额完全被计入利息收入和公司部门其他部分的相应利息收入所抵消。

折旧及摊销

由于在2022年年中与CFE签署TGNH TSA后，Tamazunchale的租赁发生了变化，2023年的折旧和摊销比2022年和2021年分别减少了10,000万美元。在销售型租赁会计下，我们在使用中的TGNH管道资产在我们的综合资产负债表中反映在租赁净投资中，不确认折旧费用。

展望

可比EBITDA

墨西哥天然气管道可比EBITDA反映了长期、稳定、主要以美元计价的运输合同，这些合同受到提供服务成本的影响，并包括我们在德克萨斯州南部管道60%权益中的股权收入份额。由于基础运输合同的长期性质，除新资产投入使用外，可比EBITDA通常与去年持平。2024年的可比EBITDA预计将高于2023年，这是由于2023年第三季度投入商业服务的VDR Lside的全年增量收入。

资本支出

我们在2023年总共产生了18亿美元，主要用于东南门户、雷耶斯别墅和图拉管道的建设。我们预计在2024年将耗资约16亿美元，以推进东南门户和雷耶斯别墅管道的建设。

天然气管道.商业风险

以下是我们天然气管道业务特有的风险。请参阅第99页，了解与TC Energy整体相关的一般风险，包括其他运营、安全和财务风险，以及我们的风险管理方法。

供应盆地内的产量水平

NGTL系统和我们下游的管道在很大程度上依赖于WCSB的供应。哥伦比亚天然气公司及其连接管道在很大程度上依赖于阿巴拉契亚地区的供应。我们继续监测客户天然气生产计划的任何变化，以及这些变化可能如何影响我们的现有资产和新的项目时间表。在连接主要盆地的管道之间存在竞争。产量的全面下降和/或供应竞争的加剧可能会减少我们连接的管道的吞吐量，进而可能对产生的整体收入产生负面影响。WCSB和阿巴拉契亚盆地是北美产量最多、成本最具竞争力的两个盆地，拥有可观的天然气储量。然而，实际产量取决于许多变量，包括天然气和天然气液体的价格、盆地间的竞争、管道和天然气加工收费、盆地内的需求、政策和法规的变化以及储量的整体价值，包括液体和含量。

市场准入

我们与其他天然气管道争夺市场份额。新的供应盆地正在离我们历史上服务的市场更近的地方开发，可能会减少我们现有管道的吞吐量和/或运输距离，并影响收入。新的市场，包括为满足全球天然气需求而开发的液化天然气出口设施创造的市场，可以通过提高现有设施的利用率和/或对新基础设施的需求来增加收入。我们管道系统的长期竞争力和绕行管道的避免，将取决于我们通过向全球市场提供有竞争力的运输服务来适应不断变化的流动模式的能力。作为我们年度战略规划过程的一部分，我们评估我们资产组合对一系列潜在能源供需结果的弹性。

绿地管道扩建竞争

我们面临着来自其他管道公司的竞争，这些公司寻求投资于绿地天然气管道发展机会。这种竞争可能会导致符合我们投资障碍的可用项目减少，或者整体财务回报较低的项目继续进行。尽管可再生能源部署预计将在未来能源需求中获得越来越大的比例，包括发电部门，但在最激进的可再生能源部署预测下，天然气需求预计仍将增长。天然气的可靠性是成功大规模部署间歇能力更强的可再生能源的重要因素。

管道运力需求

对管道运输能力的需求最终推动管道运输服务的销售，并受到供应和市场竞争、经济活动变化、天气多变、天然气管道和储存竞争、能源节约以及替代能源的需求和价格的影响。续签即将到期的合同和收取有竞争力的通行费的机会取决于对运输服务的总体需求。对我们的管道运输服务的需求水平的下降可能会对收入产生不利影响，尽管我们的管道能力的总体利用率继续增长，需要进一步投资和扩张。

大宗商品价格

大宗商品的周期性供需性质以及相关定价可能会对我们的业务产生次要影响，我们的托运人可能会选择加快或推迟某些项目。这可能会影响对运输服务和/或新的天然气管道基础设施的需求时间。能源供应链的中断可能导致价格波动和天然气价格下降，这可能会影响我们托运人的财务状况及其履行运输服务成本义务的能力。

监管风险

监管机构和其他政府机构的决策和不断演变的政策，包括监管方面的变化，可能会影响我们天然气管道的审批、时机、建设、运营和财务表现。存在决策被推迟或不利的风险，因此可能会对建设成本、投入使用日期、预期收入和进一步投资于我们系统的机会产生不利影响。此外，监管机构也存在风险，即现在或未来某个时候，不允许收回我们谨慎产生的部分成本。

较大基础设施项目的监管审批过程，包括收到决定所需的时间，可能会被推迟，或导致不利的决定，因为公众舆论和政府与天然气管道基础设施发展相关的政策不断变化。如果监管决定随后在法庭上受到质疑，可能会对项目成本和进度延误造成进一步的影响。

监管机构或其他执法机构对建设和运营流程的更严格审查，可能会推迟建设，增加运营成本，或者需要额外的资本投资。如果这些成本不能完全收回和/或降低向客户收取的通行费的竞争力，则存在对收入产生不利影响的风险。

我们通过监测立法和监管的发展和决定来持续管理这些风险，以确定对我们的天然气管道业务可能产生的影响，并在可能的情况下开发考虑和缓解这些风险的费率、设施和资费应用。

政府风险

政府政策的转变或政府的变化可能会影响我们发展业务的能力。更复杂的监管程序、更广泛的咨询要求、更严格的排放政策以及环境法规的变化，都会影响我们持续增长的机会。我们致力于与各级政府合作，确保我们的业务利益和风险得到了解，并实施缓解战略。

建造及营运

建设和运营我们的管道以确保安全可靠地提供运输服务是我们业务成功的关键。管道运营中断影响吞吐能力可能会导致收入减少，并可能影响公司声誉以及客户和公众对我们运营的信心。我们通过投资于一支高技能的劳动力队伍、在施工期间聘请第三方检查员、谨慎运营、持续监控我们的管道系统、使用基于风险的预防性维护计划以及进行有效的资本投资来实现这一目标。我们使用管道检测设备定期检查管道的完整性，并在必要时修复或更换管段。我们还定期校准仪表以确保准确性，并采用强大的可靠性和完整性计划来维护压缩设备，确保安全可靠的操作。

液体管道

我们的液体管道业务通过从加拿大的WCSB延伸到美国中西部和墨西哥湾沿岸的基础设施提供安全可靠的原油运输。我们提供从WCSB到美国主要炼油和出口市场的长途运输，以及从艾伯塔省和俄克拉何马州库欣到美国墨西哥湾沿岸的国内运输。

我们的液体管道业务包括：

·全资拥有的液体管道-约4400公里(2700英里)

·全资运营和定期储存--约700万桶

·部分拥有的液体管道-约460公里(290公里)。

战略

我们仍然专注于液体管道资产的安全、可靠运营，同时最大化运营绩效。我们继续扩大我们的运输服务产品，并利用现有的基础设施来寻求更多的走廊内增长机会，为我们的客户提供更多的选择和市场准入，并为我们的业务增加价值。

最近的亮点

·宣布拟议将我们的液体管道业务剥离为一家独立的投资级上市公司，名为South Bow Corporation，预计将于2024年下半年完成，条件是收到所需的股东、法院和监管部门的批准，有利的税收裁决，以及满足其他惯常关闭条件

·2023年第一季度，Neches港连接管道系统投入使用

·完成了与MilePost 14事件有关的所有已发布卷的恢复工作，并将Mill Creek恢复到其自然流动状态。我们会继续致力进行长远的填海工程和环境监察工作。

我们是以下项目的运营商和开发商：

了解我们的液体管道业务

我们的液体管道部分由原油管道和终端资产组成。该业务安全、安全和可靠地将原油从主要供应来源运输到关键的炼油和交易市场，在那里原油可以提炼成石油产品或销售到其他国内或国际市场。我们还提供辅助服务，包括码头存储，为我们的客户提供更高的交付灵活性，并增强我们资产的竞争地位。除了我们的原油管道和终端资产外，我们还通过一个不受监管的营销实体开展营销活动。

我们为客户提供管道运输服务，主要由提供确定性的长期合同支持，并在合同期限内产生稳定的收入。这些长期合同规定收回建造我们资产的成本，运营和维护成本主要通过可变流动通行费收回。根据监管要求，无合同管道能力以未承诺的现货为基础，通过定期开放季节向市场提供。向客户提供码头的原油存储，以换取固定费用、定期合同。

在加拿大，我们的管道系统和相关设施由CER或AER监管，在美国，由PHMSA和FERC或各种州当局监管。总而言之，这些实体监管我们管道基础设施的建设、运营和废弃，并监督我们收费的合理性。

Keystone管道系统

Keystone管道

Keystone管道系统是我们最大的液体管道资产，将从加拿大西部出口的原油输送到美国中西部和美国墨西哥湾沿岸的不同交货点。它也是我们的Marketlink系统的有形基础设施，该系统租用美国国内原油收据在俄克拉荷马州库欣和美国墨西哥湾沿岸之间的运输能力。Keystone管道系统在加拿大和美国都有运营，因此分别受CER和FERC在这两个司法管辖区设定的共同承运人义务的约束。

内切斯港连接管道

我们的内克斯港连接管道系统在我们的Keystone管道系统和亚瑟港地区的其他液体码头(包括Phillips 66 Beaumont码头)和德克萨斯州内切斯港的Motiva码头之间提供原油运输。内切斯港连接管道系统由德克萨斯州铁路委员会监管。

TC能源液体营销

我们的液体营销业务主要通过购买和销售实物原油为客户提供包括运输、储存和物流在内的各种原油营销服务。这项业务承包了我们管道以及第三方拥有的管道和储罐码头的运力。

艾伯塔省内管道系统

我们的两条阿尔伯塔省内液体管道Grand Rapids和White Spruce为阿尔伯塔省北部的生产商提供原油运输，以在油砂地区和埃德蒙顿/哈特兰地区之间运输石油。这些管道系统由AER监管。

营商环境

地缘政治事件、政府政策变化和各种宏观经济因素的动态变化继续影响着全球原油供需平衡。尽管上游行业仍专注于平衡资本纪律和增长，但我们预计，本十年原油需求将继续增长。在更长的时间范围内，我们预计全球需求将增长，然后在未来几十年缓慢下降；然而，预计原油仍将是帮助世界满足未来几十年能源需求的重要来源。包括WCSB在内的北美原油供应仍将是支撑长期需求的关键。

供应前景

加拿大拥有世界第三大原油储量，已探明和经济上可开采的石油超过1600亿桶。WCSB是我们液体资产的主要供应来源，2023年的产量约为500万桶/日，预计到2030年将增长500,000桶/日至550万桶/日。位于WCSB内的油砂与我们在艾伯塔省的资产直接相连，构成了加拿大原油供应的大部分。油砂被认为是世界级的供应来源，因为它的储量寿命长达数十年，产量下降的基数很低，而且成本和环境表现迅速改善。

美国是世界上最大的原油生产国之一，2023年产量将超过1200万桶/日。美国大陆原油产量的大部分是来自二叠纪、威利斯顿、伊格尔福特和尼奥布拉拉盆地的轻质致密油。美国炼油厂通过大量资本投资进行了优化，以提炼轻质和重质原油的组合，以生产优化的精炼产品板岩。凭借我们的Keystone管道系统与主要炼油和出口市场的连接，我们相信我们处于有利地位，可以吸引来自美国主要致密油盆地的石油，这些盆地本身预计将在本十年结束前增长。

需求

美国是北美原油需求的主要来源地，日炼油能力超过1800万桶。我们的液化管道资产分别服务于美国中西部和美国墨西哥湾沿岸的炼油市场，分别为PADD 2和PADD 3。PADD 2占美国炼油产能的23%，PADD 3占美国炼油产能的56%或总计79%。许多PADD 2和PADD 3炼油厂都是大型、复杂的设施，具有深度转化重质原油的能力。预计这些市场在未来几十年内将保持全球竞争力，因为它们可以获得低成本的加拿大重质和美国轻质原油，以及靠近充足的低成本天然气供应，使它们成为世界上利润最高的炼油厂之一。

尽管国内消费构成了当前北美原油需求的主要部分，但预计出口将会增长，在新兴市场增长的推动下，在本十年结束后，出口在北美原油需求中的比例将会提高。美国墨西哥湾沿岸是我们的管道服务的市场，预计到本世纪30年代初，美国墨西哥湾沿岸的原油出口将从每天320万桶增加到460万桶。

战略重点

我们的液体管道资产使我们的液体业务具有战略地位，可以为艾伯塔省和美国中西部和美国墨西哥湾沿岸日益增长的原油供应提供具有竞争力的运输解决方案。

在我们既定的风险偏好范围内，我们将继续致力于：

·优化我们现有资产的运营业绩和商业价值

·扩展和利用我们现有的基础设施以实现增长扩张

·推进我们的能源转型目标，包括改善系统运行和减少温室气体排放。

支持我们业务模式的长期合同为我们的客户提供稳定的通行费，为我们的业务提供稳定的收入。随着我们不断加强与弹性供应和高端市场的连接，我们的业务为进一步增长做好了准备。

我们相信，我们的液体管道资产处于有利地位，可以从稳定和有弹性的WCSB获得产量增长，随着传统的离岸进口减少，WCSB需要满足美国墨西哥湾沿岸对安全加拿大重质原油日益增长的需求。随着美国轻质致密油产量的持续增长和北美对轻质油的需求得到满足，我们将研究扩大我们的运输服务的机会，并扩展我们的管道平台，以包括与具有储存和海运出口能力的炼油厂和码头的最后一英里交付连接。我们还将专注于利用我们现有的资产和开发项目，为客户提供接近新的供应来源的选择。

我们不断与现有和潜在客户合作，提升他们的客户体验，提供有竞争力、可靠和高效的管道运输和码头服务，以满足他们的需求。我们资产的规模和战略位置相结合，有助于吸引更多的交易量和增长我们的业务。

我们密切关注战略性资产收购的市场，以及合资或联合收费机会，以增强我们的系统连接或扩大我们在北美的足迹。我们在方法上保持纪律，并将对我们的业务发展活动进行战略性定位，以抓住我们风险偏好范围内的机会。

重大事件

剥离液体管道业务

2023年7月27日，我们宣布计划通过剥离我们的液体管道业务，将其拆分成两家独立的、投资级的上市公司，成立自己的实体，名为South Bow Corporation。除了TC Energy股东和法院的批准外，剥离交易还需要收到加拿大和美国税务当局的有利税收裁决，获得必要的监管批准，以及满足其他惯例的成交条件。我们预计剥离交易将于2024年下半年完成。

根据剥离交易，TC Energy的股东将保留他们目前在TC Energy普通股中的所有权，并按比例获得South Bow Corporation普通股的分配。南弓公司将分配给TC Energy股东的普通股数量的确定将在剥离交易完成之前确定，预计TC Energy的加拿大和美国股东将免税。

在截至2023年12月31日的年度，我们产生了与剥离交易相关的税前液体管道业务分离成本4,000万美元(税后3,400万美元)，其中300万美元和3,700万美元的税前分别包括在我们的液体管道和公司部门的业绩中，并已被排除在可比指标之外。

里程碑14事件

2022年12月，堪萨斯州华盛顿县Keystone管道系统发生管道事故，泄漏原油12937桶。2023年6月，我们完成了所有释放卷的恢复工作，2023年10月，我们将Mill Creek恢复到其自然流动状态。我们会继续致力进行长远的填海工程和环境监察工作。

PHMSA于2022年12月发布了CAO，后来于2023年3月进行了修订。管道的运行受修订后的CAO(ACAO)的约束，其中包括某些操作压力限制。根据ACAO，我们预计将继续履行我们的Keystone合同承诺。

RCFA由独立第三方进行，并于2023年4月21日发布。RCFA显示，在断裂位置发生了一系列独特的情况，可能是在施工期间发生的，断裂的主要原因是疲劳裂纹。正在实施一项全面的补救工作计划，包括RCFA的建议，以提高管道的完整性和系统的安全性能。

截至2022年12月31日，我们累积了6.5亿美元的环境补救责任，未计入预期的保险赔偿，不包括潜在的罚款和罚款，该债务在2023年6月30日修订为7.94亿美元，这是基于对所产生的成本和承诺的审查。截至2023年12月31日，补救费用估计保持不变。适当的保险政策已经到位，我们相信，根据我们现有的保险范围，大部分环境补救费用仍有可能获得追回。截至2023年12月31日，我们已经从与环境修复相关的保险收益中获得了5.75亿美元(2022年为零)。2023年第二季度确认的额外环境补救成本包括我们估计可从我们全资拥有的专属自保保险子公司收回的3,600万美元，这笔费用记录在利息收入和其他综合收益表中。这一数额已被排除在可比指标之外。

CER和FERC会议记录

2019年和2020年，三家Keystone客户向FERC和CER提出了关于可变通行费计算中某些成本的投诉。2022年12月，CER就这一投诉发布了一项决定，导致对之前收取的3800万美元的通行费进行了调整。CER已经建立了一个程序，以考虑Keystone的合规申请，这是关于可变通行费中减阻剂成本分配的决定所要求的。

2023年2月，FERC公布了对该申诉的初步裁决。因此，我们记录了5700万美元的一次性税前费用，反映了2018至2022年间之前收取的通行费。这一数额已被排除在可比指标之外。FERC的最终订单预计将在2024年完成。

内切斯港

2023年3月，内切斯港管道系统投入使用，将Keystone管道系统连接到Motiva的Port Neches码头，实现了与Motiva的630,000桶/日炼油厂的最后一英里连接。

2023年12月，我们在Port Neches LLC的合作伙伴Motiva行使了增加公司股权的选择权。因此，为换取约2,500万美元的收益，根据商定的交易完成后调整，我们的所有权权益已从95%降至74.9%。

Keystone XL

2022年9月，国际投资争端解决中心正式成立仲裁庭，审理我们根据北美自由贸易协定提出的仲裁请求。2023年4月，该法庭暂停了诉讼程序，批准了美国国务院提出的作为初步事项决定该案管辖权理由的请求。关于管辖权问题的听证会定于2024年第二季度举行。2023年4月，艾伯塔省政府提出了自己的仲裁请求，仲裁将与我们的索赔分开进行。

Keystone XL终止活动将在2024年继续，包括资产处置和保全。我们将继续与监管机构、利益相关者和土著团体协调，以履行我们的环境和监管承诺。

财务业绩

以下是可比EBITDA和可比EBIT(我们的非GAAP衡量标准)与分段收益(亏损)(最直接可比的GAAP衡量标准)的对账。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第11页。

1 Liquid的营销结果之前是单独披露的，但几乎完全与Keystone管道系统的营销活动有关。在2022年和比较时期，液体营销结果已在Keystone管道系统中重新分类。

2艾伯塔省内的管道包括大急流、白云杉和北方快递。2021年11月，我们出售了在北方快递剩余的15%权益。

2023年液体管道分段收益比2022年减少1.12亿美元，2022年比2021年增加27.23亿美元，包括以下指定项目，这些项目已从我们的可比EBITDA和可比EBIT计算中剔除：

·2023年因FERC行政法法官于2023年2月就与2018年至2022年确认的金额有关的通行费投诉作出的初步裁决而产生的5700万美元税前费用，以及由于CER于2022年12月就与通行费相关的投诉于2021年和2022年反映的金额作出的裁决而产生的2700万美元税前费用。有关更多信息，请参阅液体管道-重大事件部分

·2023年与保存和储存Keystone XL管道项目资产有关的税前保存和其他费用为1800万美元(2022年至2500万美元)，这些资产不能作为Keystone XL资产减值费用的一部分应计

·由于与剥离交易相关的液体管道业务分离成本，2023年发生了300万美元的税前费用。有关更多信息，请参阅液体管道-重大事件部分

·2023年税前调整400万美元(2022年至1.18亿美元)，对2021年Keystone XL资产减值费用和其他费用进行税前调整，这是出售Keystone XL项目资产的净影响以及对与终止活动有关的合同和法律义务估计数的调整

·2021年确认了28亿美元的税前资产减值费用，这与2021年1月总统许可证被吊销后Keystone XL管道项目和相关项目的终止有关，扣除了预期的合同回收和其他合同和法律义务

·2021年的税前收益为1300万美元，与出售北方快递剩余的15%权益有关

·与我们的液体营销业务相关的衍生品公允价值变化带来的未实现损益。

与2022年和2021年相比，2023年和2022年美元走强分别对我们美国业务的加元等值分段收益产生了积极影响。有关更多信息，请参阅外汇部分。

与2022年相比，2023年液体管道的可比EBITDA增加了9100万美元，主要是由于以下净影响：

·Keystone管道系统的合同量和非合同量增加

·2023年3月开始运营的内切斯港连接管道系统的捐款增加

·如上所述，美元走强。

与2021年相比，2022年液体管道的可比EBITDA减少了1.6亿美元，主要是由于以下净影响：

·Keystone管道系统美国墨西哥湾沿岸部分费率和流量较低，部分抵消了较高的长途合同量和2019年4月商业化的2019年开放季约2万桶/日的长期合同，2022年9月又增加了10000桶/日

·由于利润率和销量下降，2022年液体营销收入比2021年有所下降

·CER就2022年开具发票金额的通行费相关投诉作出的裁决

·如上所述，美元走强。

折旧及摊销

2023年的折旧和摊销比2022年高出900万美元，2022年比2021年高出1100万美元，这主要是由于美元走强。

展望

可比EBITDA

2024年的可比EBITDA预计与2023年一致。2024年的可比EBITDA不考虑剥离交易的影响，因为它取决于TC Energy股东的批准、法院的批准、有利的税收裁决、其他监管机构的批准以及其他惯例成交条件的满足。

资本支出

我们在2023年总共产生了4400万美元，主要与美国墨西哥湾沿岸和我们运营中的管道的资本项目有关，预计2024年将产生约2亿美元。

商业风险

以下是我们的液体管道业务特有的风险。请参阅第99页，了解与TC Energy整体相关的一般风险，包括其他运营、安全和财务风险，以及我们的风险管理方法。

运营

安全可靠地运营我们的液体管道，同时优化可用容量，是我们业务成功的重要驱动力。我们管道运营的中断可能会影响我们的吞吐能力，并导致我们无法履行合同规定的产量义务，无法捕捉现货产量机会。我们使用基于环境风险的预防性维护计划、有效的资本投资和高技能的劳动力来管理这些风险和对当地社区可能产生的影响。我们利用在线检测设备定期监控我们的管道，并在必要时进行维修和预防性维护。

监管和政府

加拿大和美国监管机构的决定可能会对我们的液体管道的设计、施工、运营和财务表现产生重大影响。政府政策的转变可能会影响我们业务增长的能力。公众对原油开发和生产的意见也可能对监管程序产生不利影响。与此同时，也有个人和特殊利益集团通过游说反对建造和运营液体管道来表达对石油能源使用的反对。环境要求的改变或对当前监管程序的修订可能会对我们的液体管道获得批准的时间或能力产生不利影响。我们通过持续监控监管和政府政策的发展来管理这些风险，以确定它们对我们的液体管道业务可能产生的影响，并在我们资产的开发和运营中与我们的利益相关者密切合作。

原油供需情况及管道运力

对成品油需求的下降可能会对原油生产商的产品价格产生不利影响。长期而言，原油价格下跌可能导致产油国削减对进一步开发原油供应的投资。根据严重程度的不同，这些因素可能会对扩大我们液体管道基础设施的机会产生负面影响，从长远来看，随着当前协议的到期，我们可能会重新与客户签订合同。

竞争

随着我们继续发展我们在北美液体运输市场的竞争地位，以连接北美主要产区和需求市场之间日益增长的原油供应，我们可能面临来自其他公司的竞争，这些公司也寻求将原油运输到相同的市场。我们的成功将取决于我们是否有能力以具有市场竞争力的条款提供和签订运输服务合同。

液体营销

我们的液体营销业务为客户提供各种原油营销服务，包括运输、储存和物流，主要通过购买和销售实物原油。不断变化的市场状况可能会对基本产能合同的价值和实现的利润率产生不利影响。能够输送到相同地区的替代管道系统的可用性也会影响合同价值。液体营销业务遵守我们的风险管理政策，这些政策在其他信息-风险监督和企业风险管理部分有描述。

市场波动性

大宗商品价格的周期性可能会影响我们客户扩大业务的速度。这可能会影响我们行业的产出增长率、合同到期时我们服务的价值，以及运输服务和/或新液体基础设施的需求时间。我们寻求通过签订定期合同和提供具有市场竞争力的运输服务来缓解这种风险。

电力和能源解决方案

电力和能源解决方案业务包括发电、不受监管的天然气存储资产，以及能够为我们的客户和行业提供低碳解决方案的新兴技术。

我们的电力和能源解决方案业务包括大约4600兆瓦的核能、天然气、风能和太阳能发电。这些发电资产通常得到长期合同的支持。我们的加拿大电力基础设施资产位于艾伯塔省、安大略省、魁北克和新不伦瑞克，而我们的美国电力基础设施资产位于德克萨斯州。此外，我们在美国和加拿大都有大约400兆瓦的PPA来自风能和太阳能设施。我们继续在加拿大和美国寻求发电资产和PPA机会。

我们还在艾伯塔省拥有和运营约118 Bcf的非监管天然气储存能力。

战略

我们的战略是通过保持安全和卓越的运营，同时增强我们资产的生命周期和可靠性，使我们现有投资组合的价值最大化。除了我们现有的投资组合，我们将把我们的资本投资集中在提供与TC Energy的价值主张一致的商业框架的部门和项目，即长期合同和费率监管。从长远来看，我们认为，随着能源转型的展开，对可靠资源供应的需求将越来越大。我们可以在能源转型中发挥至关重要的作用，并将继续在新兴技术和市场中建立专业知识和能力，我们相信这些技术和市场将在未来符合这些标准，并与我们的天然气业务具有协同效应。

最近的亮点

·根据布鲁斯电力寿命延长计划，6号机组MCR提前在预算内于2023年第三季度完成并成功投入商业运营。2023年3月，3号机组停运，并于2023年第二季度开始建设MCR。第4号机组MCR的最终估计基础于2023年第四季度提交给IESO，并于2024年2月8日获得批准

·收购155兆瓦弗洛瓦纳风电场和148兆瓦蓝云风电场的100%B类会员权益

·81兆瓦萨德尔布鲁克太阳能项目完成建设，2024年1月5日开始全面商业运营

·宣布我们将继续与我们的潜在合作伙伴--Saugeen Ojibway Nation推进OPSP。

电力和能源解决方案资产目前的净发电能力为4,642兆瓦。除了布鲁斯·鲍尔之外，我们运营着所有的设施。

1我们在发电能力中的份额。

2TC Energy拥有B类会员权益的100%，并拥有拥有A类会员权益100%的税务股权投资者，根据每个税务股权协议的规定，一定百分比的收益、税务属性和现金流将分配给A类会员权益。有关更多信息，请参阅电力和能源解决方案-重要事件部分。

了解我们的电力和能源解决方案业务

加拿大电力

加拿大发电与营销

我们在加拿大拥有和运营大约1,200兆瓦的电力供应，这还不包括我们在Bruce Power的投资。在艾伯塔省，我们拥有五个设施：四个天然气热电联产和一个太阳能。我们实行有纪律的经营战略，以实现收入最大化。我们的营销团队出售未承诺的电力，同时也买卖电力和天然气，以实现收益最大化。为了减少与非合同电力相关的商品价格风险，我们在可接受的合同条款可用时在远期销售市场出售一部分产量，其余部分保留在现货市场或根据短期远期安排销售。这一战略的目标是保持充足的电力供应，以履行我们的销售义务，如果我们发生意外的工厂停电，并使我们能够抓住机会，在现货价格高的时期增加收益。我们加拿大东部的两个天然气热电联产资产--Béancour和Grandview--已完全签约。

布鲁斯·鲍尔

Bruce Power是一家位于安大略省蒂弗顿附近的核能发电设施，由八台核电机组组成，总装机容量约为6560兆瓦。Bruce Power从OPG租赁设施，没有乏燃料风险，并将在租约结束时将设施归还OPG退役。我们持有Bruce Power 48.3%的所有权权益。

Bruce Power的结果将出现波动，主要原因是MCR计划的机组离线，以及计划内和计划外维护中断的频率、范围和持续时间。

通过与IESO的一项长期协议，Bruce Power已经开始进行一系列递增的寿命延长投资，以将该设施的运营寿命延长到2064年。这项协议是对早先协议的延伸和实质性修订，该协议导致翻新了厂址的1号和2号机组。根据于2016年生效的修订协议，布鲁斯电力公司开始投资于3号至8号机组的延长寿命活动，以支持长期翻新计划。对资产管理方案的投资旨在使六个单元中的每个单元的短期寿命延长到计划中的重大整修停电及以后。资产管理计划包括一次性整修或更换不在MCR计划范围内的系统、结构或组件，该计划侧重于实际更换关键的、寿命有限的反应堆组件。MCR计划旨在为六台机组中的每台机组增加30年的运行寿命。

6号机组MCR是六个单元MCR寿命延长计划的第一个，于2020年1月启动，尽管面临与新冠肺炎大流行相关的挑战，但仍于2023年第三季度提前在预算范围内恢复商业运营。3号机组MCR是MCR方案中的第二个机组，于2023年第一季度开工，预计2026年完工。2023年第四季度，第4号机组MCR最终成本和进度估计已提交给IESO，并于2024年2月8日获得批准。我们预计第四号机组MCR将于2025年第一季度开工，预计2028年完工。对其余三个单位MCR项目的投资预计将持续到2033年。未来的MCR投资将取决于每个机组的离散决定，并为Bruce Power和IESO提供特定的出口坡道。

除了MCR寿命延长计划，布鲁斯电力公司的2030项目的目标是到2033年实现现场峰值发电量7000兆瓦，以支持气候变化目标和未来的清洁能源需求。2030项目将专注于持续的资产优化、创新和利用新技术，其中可能包括与存储和其他形式的能源的整合，以增加场地的峰值产出。项目2030分三个阶段安排，前两个阶段已完全获准实施。第一阶段于2019年开始，预计将增加150兆瓦的产量，第二阶段于2022年初开始，目标是再增加200兆瓦的产量。

作为延长寿命和翻新协议的一部分，Bruce Power收到所有机组的统一合同价格，其中包括燃料和租赁费用回收等某些直通项目。该合同还规定，如果IESO要求减少Bruce Power的发电量，以平衡电力供需和/或管理安大略省电网的其他运营条件，则支付费用。减少的金额被视为发电量，布鲁斯·鲍尔将获得合同价格。

合同价格可能会根据资产管理和MCR计划在Bruce Power投资的回报和资本进行调整，以及各种其他定价调整，以便在长期内更好地匹配收入和成本。作为修订后协议的一部分，布鲁斯电力公司还必须与IESO分享运营成本效率，以获得比计划更好的业绩。每三年对这些增效进行一次审查，并在随后的三年期间按月支付。于2023年12月31日，并无就2022年至2024年期间的营运成本效益作出拨备，而2019年至2021年期间亦无实现营运成本效益。

Bruce Power是钴-60的全球供应商，钴-60是一种用于医疗设备灭菌和治疗某些类型癌症的医用同位素。钴-60是布鲁斯电力公司在发电过程中产生的，在某些计划的维护中断期间收获，并提供用于治疗脑肿瘤和乳腺癌的医疗用途。此外，Bruce Power继续推进一个扩大其反应堆同位素生产的项目，重点是Lutetium-177，这是另一种用于治疗前列腺癌和神经内分泌肿瘤的医用同位素。该项目是与一个以哥伦比亚为基地的核医学伙伴关系和布鲁斯电力设施所在的传统领土上的Saugeen Ojibway Nation合作开展的。

购电协议-加拿大

我们在艾伯塔省拥有大约400兆瓦的风能和太阳能发电PPA以及相关的环境属性。这些PPA使我们能够通过向客户提供可再生电力产品来增加收入。

美国的实力

发电与营销-美国

我们在德克萨斯州拥有大约300兆瓦的风力发电，在德克萨斯州电力可靠性委员会(ERCOT)和西南电力池(SPP)市场运营。这种发电的一部分是根据长期固定价格合同出售的。

我们在美国的电力和排放商业交易和营销业务优化了我们的资产价值，并以风险管理为重点，在电力和环境市场利用实物和金融产品。

购电协议-美国

我们在美国拥有大约400兆瓦的风力发电PPA和相关的环境属性。这些PPA使我们能够通过向客户提供可再生电力产品来增加收入。

其他能源解决方案

加拿大天然气储存库

我们在艾伯塔省拥有和运营118 Bcf的非监管天然气储存能力。这项业务独立于我们受监管的天然气传输和美国存储业务运营。

我们的加拿大天然气储存业务有助于平衡季节性和短期供需，同时也增加了向艾伯塔省和北美其他地区市场输送天然气的灵活性。市场波动创造了套利机会，我们的天然气储存设施也使我们和我们的客户能够从短期价格变动中获取价值。天然气储存业务受到天然气季节性价差变化的影响，而季节性天然气价差通常是由传统的夏季注入和冬季开采季节天然气价格的差异决定的。此外，该业务可能会受到艾伯塔省管道限制的影响，这些限制限制了捕捉差价的能力。

我们的天然气储存业务与第三方签订合同，通常是艾伯塔省和相互关联的天然气市场的参与者，以固定费用提供短期、中期和/或长期的天然气储存服务。

我们还进行专有天然气储存交易，包括远期购买我们自己的天然气注入储气库，并同时远期出售天然气以供稍后提取，通常是在冬季开采季节。通过背靠背匹配采购量和销售量，我们锁定了未来的正利润率，有效地消除了我们在这些交易中受到天然气价格变化的影响。

重大事件

布鲁斯延长功率寿命

尽管受到新冠肺炎疫情的挑战，但于2020年1月开始的6号机组MCR于2023年9月14日宣布商业运营，提前并未超出预算。

2023年3月1日，3号机组退出服务，并于2023年第二季度开始MCR建设，预计2026年恢复服务。

第四号机组MCR项目的最终成本和进度估计于2023年12月13日提交给IESO，并于2024年2月8日获得批准。第4号机组MCR预计将于2025年第一季度开工，预计2028年完工。

可再生能源合同和/或投资机会

2023年第二季度，我们敲定了在艾伯塔省全天候无碳电力供应下销售50兆瓦电力的合同。合同期限从15年到20年不等，预计将于2025年开始。

2023年11月，297兆瓦Sharp Hills风电场的大部分实现了商业运营，我们开始了为期15年的PPA，100%生产的电力和该设施的所有环境属性的权利。

收购德克萨斯州风电场

2023年3月15日，我们以9900万美元收购了位于得克萨斯州斯库里县的155兆瓦福勒万纳风电场100%的B类会员权益，之后进行了关闭调整。此外，于2023年6月14日，我们以1.25亿美元收购了位于得克萨斯州贝利县的148兆瓦蓝云风电场100%的B类会员权益，之后进行了关闭调整。

每项营运资产均有一名税务权益投资者，该投资者拥有A类会员权益的100%，并根据每项税务权益协议的规定将一定百分比的收益、税务属性及现金流量分配予该投资者，并在综合损益表的非控股权益应占净收益中入账。

萨德布鲁克太阳能

2023年10月25日，我们完成了Saddlebrook Solar的建设，这是一座位于艾伯塔省奥尔德赛德附近的81兆瓦设施，并开始了调试活动，包括向艾伯塔省市场供应电力。2024年1月5日实现全面商业运营。该项目得到了艾伯塔省减排和洛克希德马丁公司的部分资金支持。

财务业绩

以下是可比EBITDA和可比EBIT(我们的非GAAP衡量标准)与分段收益(亏损)(最直接可比的GAAP衡量标准)的对账。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第11页。

下表反映了我们拥有或部分拥有并完全合并的资产的可比EBITDA的100%，以及我们拥有股权但未合并的资产的股权收入。

1包括我们从Bruce Power获得的股权收入份额。

2包括德州风电场的非控股权益，该权益由A类会员权益组成。有关更多信息，请参阅公司-财务结果部分。

与2022年相比，2023年电力和能源解决方案部门收益增加了1.71亿美元，2022年比2021年增加了2.05亿美元，并包括以下特定项目，这些项目已从我们的可比EBITDA和可比EBIT计算中剔除：

·2021年从IESO收回与2020年4月出售的安大略省天然气发电厂相关的1700万美元税前成本

·我们在Bruce Power投资于退休后福利和风险管理活动的资金上的未实现收益和亏损的比例份额

·用于减少大宗商品风险敞口的衍生品公允价值变动带来的未实现损益。

与2022年相比，2023年电力和能源解决方案的可比EBITDA增加了1.13亿美元，主要原因是：

·Bruce Power的贡献增加，主要是因为合同价格更高，停电成本降低，计划停电天数更少，折旧费用更低，但部分被较低的发电量和更高的运营费用所抵消。下面提供了有关Bruce Power的其他财务和运营信息

·加拿大电力公司财务业绩增加，主要原因是天然气燃料成本下降和实现电价上升

·由于整个细分市场的业务开发成本增加，天然气存储和其他结果减少。

与2021年相比，2022年电力和能源解决方案的可比EBITDA增加了2.38亿美元，主要是由于以下净影响：

·Bruce Power的积极贡献主要是由于更高的合同价格

·加拿大电力收益增加，主要是由于实现的电价提高

·天然气储存量增加，以及2022年艾伯塔省天然气储存量价差增加带来的其他结果。

折旧及摊销

与2022年相比，2023年的折旧和摊销增加了2000万美元，这主要是由于2023年上半年收购了德克萨斯风电场。由于2022年的某些调整，2022年的折旧比2021年减少了600万美元。

布鲁斯·鲍尔的成绩

布鲁斯·鲍尔的业绩反映了我们的比例份额。可比EBITDA和可比EBIT是非GAAP衡量标准。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第11页。以下是我们在可比EBITDA和可比EBIT组成部分中的比例份额。

1Net记录的金额，以反映与IESO分享的运营成本效益(如果适用)。

2代表我们48.3%的所有权权益和内部成本，支持我们对Bruce Power的投资。不包括为退休后福利和风险管理活动投资的资金的未实现损益。

3工厂可用于发电的时间百分比，无论它是否仍在运行。

4不包括MCR大修天数。

5销售量包括视同发电量。

6根据实际发电量和假定发电量计算。每兆瓦时的已实现电价包括承包活动和成本的已实现损益 流通物品。不包括承包活动和非电力收入的未实现损益。

6号机组MCR于2020年开始，于2023年9月14日宣布商业运营，提前并在预算范围内。3号机组MCR于2023年3月1日开始，预计将于2026年恢复服务。

4号机组的计划停运已于2023年第二季度完成，8号机组的计划停运已于2023年第四季度完成。4号机组MCR项目的最终成本和进度估算于2023年12月13日提交给IESO，并于2024年2月8日获得批准。

所有单位的计划维修已于二零二二年完成。于2021年，1号及3号机组的计划维修已完成，而7号机组的停运已于第四季度开始。

展望

可比EBITDA

2024年电力和能源解决方案可比EBITDA预计将高于2023年，主要是由于布鲁斯电力股权收入增加，这是由于6号机组在2023年9月恢复服务后的全年影响以及预计2024年4月1日合同价格上涨。预计2024年艾伯塔省的电价将下降，这将减少加拿大电力公司的贡献。

布鲁斯电力公司2024年的计划维护目前计划在第一季度开始于1号机组，在第二季度开始于5号至8号机组。2024年的平均可用率（不包括3号机组MCR计划）预计将在90%的低范围内。

资本支出

我们在2023年为Bruce Power的3号和6号机组MCR计划，Saddlebrook Solar的建设和整个部门的其他维护资本项目支付了9亿美元。我们预计2024年将产生约9亿美元的费用，主要与我们在Bruce Power 3号机组和4号机组MCR项目中的份额有关。

商业风险

以下是我们电力和能源解决方案业务的特定风险。请参阅第99页，了解与TC Energy整体相关的一般风险，包括其他运营、安全和财务风险。电力和能源解决方案营销业务遵守我们的风险管理政策，该政策在其他信息-风险监督和企业风险管理部分中描述。

电力和天然气市场价格波动

我们的电力业务所使用的大部分实体发电及燃料目前均受到商品价格波动的影响。该等风险部分透过长期合约及对冲活动（包括远期市场的买卖力及天然气）而减轻。合约到期时，新合约按现行市价订立。

我们的两个加拿大东部天然气发电资产已完全签约，不会受到现货电力和天然气价格波动的重大影响。由于该等资产的合约到期，我们能否按类似条款重新订立合约并不确定，并可能面临未来商品风险。

我们的天然气储存业务受季节性天然气价差波动影响，该价差一般由传统夏季注入季节与冬季提取季节之间的天然气价格差异决定。此外，该业务可能会受到阿尔伯塔省管道限制的影响，限制了获取价格差异的能力。

工厂可用性

运营我们的工厂以确保安全可靠地提供服务，以及优化和维护这些服务的可用性，对于我们的电力和能源解决方案业务的持续成功至关重要。我们发电厂的意外停电或延长的计划停电可能会增加维护成本，并降低工厂产量、收入和利润率。我们还可能不得不在现货市场上购买电力或天然气，以履行我们的交货义务。我们通过投资于一支高技能的劳动力队伍、谨慎运营、运行全面的基于风险的预防性维护计划以及进行有效的资本投资来管理这一风险。

监管

我们在加拿大和美国的监管和放松监管的电力市场运营。这些市场受到联邦、省和州的各种法规的约束。随着电力市场的发展，监管机构有可能实施新的规则，这些规则可能会对我们作为电力生产商和营销商产生负面影响。这些变化的形式可能是市场规则或市场设计的改变、监管机构对市场规则的解释和应用的改变、价格上限、排放控制、排放成本、对发电机的成本分配以及其他国家为建立过剩发电而采取的市场外行动，所有这些都可能对电价产生负面影响。此外，我们的发展项目依赖于一个有序的许可进程，该进程的任何中断都可能对项目时间表和成本产生负面影响。我们积极参与正式和非正式的监管程序，并在必要时采取法律行动。

合规性

市场规则、法规和运营标准适用于我们的电力业务，其基础是电力业务所在的司法管辖区。我们的交易和营销活动可能受到公平竞争和市场行为要求以及适用于放松管制市场中的实物和金融交易的特定规则的约束。同样，我们的发电机可能受到与维护活动、发电机可用性以及电力和电力相关产品的交付有关的特定操作和技术标准的约束。虽然我们已作出重大努力以确保我们遵守所有适用的法定要求，但偶尔会出现一些情况，包括不可预见的操作挑战、规则不清晰以及监管机构和市场监管机构对要求的模糊和不可预测的应用，并造成合规风险。被认为违反这些要求的行为可能会导致强制缓解活动、罚款、施加操作限制，甚至起诉。

天气

气温和天气的重大变化，包括气候变化的潜在影响，对我们的业务有许多影响，从对需求、可获得性和大宗商品价格的影响，到效率和产出能力。极端温度和天气会影响市场对电力和天然气的需求，并可能导致价格大幅波动，如果需求高于供应，还会限制天然气和电力的供应。气温的季节性变化会降低天然气发电厂的效率和产量。

竞争

我们面临着影响我们现有资产和增长前景的各种竞争力量。例如，随着时间的推移，我们现有的发电厂将与新的发电能力竞争。新的电力供应可能有几种形式，包括采用更高效的发电技术的电力供应，或者来自区域电力传输互联的额外电力供应。我们还面临来自加拿大和美国其他电力公司的竞争，以及在绿地发电厂开发方面的竞争。传统和非传统参与者正在进入北美日益增长的低碳经济，因此，我们在构建具有能源和金融选择的低碳平台方面面临竞争，以提供客户驱动的能源过渡解决方案。

执行和资本成本

我们在开发发电基础设施的基础上做出了大量的资本承诺，因为我们假设这些资产将带来诱人的投资回报。虽然我们仔细考虑我们的资本项目的范围和预期成本，但我们面临执行和资本成本超支的风险，这可能会影响我们在这些项目上的回报。我们通过实施全面的项目治理和监督程序，以及通过与信誉良好的交易对手制定工程、采购和建筑合同的结构来减轻这一风险。

公司

重大事件

2016哥伦比亚管道收购诉讼

2023年6月，特拉华州衡平法院(The Court)发布了对哥伦比亚管道集团(CPG)前股东提起的与2016年TC Energy收购CPG有关的集体诉讼的裁决。法院裁定，前CPG高管违反了他们的受托责任，前CPG董事会在监督出售过程中违反了注意义务，TC Energy帮助和教唆了这些违规行为。法院判给原告每股1美元的损害赔偿金和全部损害赔偿金，目前估计为4亿美元外加法定利息。庭审后的简报和辩论已经结束，预计法院将在2024年上半年的某个时候做出决定，在TC Energy和前CPG高管之间分配责任。在法院裁定损害赔偿总额和TC Energy的分配份额后，管理层预计将提起上诉。

Focus项目

2022年底，我们启动了Focus项目，以确定提高安全性、生产率和成本效益的机会。到目前为止，我们已经确定了一系列广泛的机会，预计将进一步加强安全，以及改善长期的运营和财务业绩。

2023年实施了一些举措，包括推出新的简化业务管理系统，以支持提高安全绩效、提高与基本建设项目有关的某些流程的效率和降低公司成本。我们预计2023年后将继续实施其他计划，主要是在我们的天然气管道业务中，以提高生产率、降低成本和增加收入的形式带来好处，其中大部分好处预计将由我们的客户实现。我们也有额外的安全措施，作为三年安全改善计划的一部分。

于2023年12月31日，我们为Focus项目产生的税前成本为1.24亿美元，主要与外部咨询和遣散费有关，其中6500万美元计入工厂运营成本和综合收益表中的其他成本，并从可比金额中扣除。在产生的其余成本中，2,300万美元计入工厂运营成本和其他成本，并在综合收益表中计入与可通过监管和商业收费结构收回的成本相关的抵销收入，其净影响对净收入没有影响。另外3,600万美元被分配给基本建设项目。预计2024年不会产生任何实质性的咨询成本。

资产剥离计划

2023年10月4日，TC Energy成功完成了哥伦比亚天然气和哥伦比亚海湾40%非控股股权的出售，大大加快了我们的去杠杆化目标。我们继续评估增量资本循环的机会，以进一步加强我们的财务状况。

2023年加拿大联邦预算

2023年3月28日，加拿大联邦政府公布了2023年预算。作为这份预算的一部分，宣布了对利息扣除规则、全球最低税收提案和其他税收措施的几项修改。我们预计短期内不会对我们的财务业绩和现金流产生实质性影响，但我们将继续关注任何事态发展。

财务业绩

以下是可比EBITDA和可比EBIT(我们的非GAAP衡量标准)与分段收益(亏损)(最直接可比的GAAP衡量标准)的对账。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第11页。

1在综合损益表中列报权益投资的收益(亏损)。

2023年，公司分段亏损为1.16亿美元，而2022年分段收益为800万美元。2022年，公司分段收益为800万美元，而2021年分段亏损为4600万美元。

公司分段收益(亏损)包括以下特定项目，这些项目已从我们的可比EBITDA和可比EBIT的计算中剔除：

·2023年记录的税前费用为6500万美元，与焦点项目成本有关。有关更多信息，请参阅公司重大事件部分

·由于与剥离交易相关的液体管道业务分离成本，2023年发生了3700万美元的税前费用。有关更多信息，请参阅液体管道-重大事件部分

·2022年和2021年，我们从合作伙伴向Sur de Texas合资企业以比索计价的子公司间贷款中按比例分享的外汇收益，直到2022年3月15日，比索计价的子公司间贷款在到期时得到全额偿还。该等汇兑收益计入公司分部的股权投资收入，并未计入我们计算的可比EBITDA及可比EBIT，因为它们已完全被计入汇兑收益(亏损)的联营公司间应收贷款的相应汇兑亏损完全抵销。有关其他信息，请参阅与其他信息相关的交易方交易部分

·2021年为VRP提供的2021年税前费用为6300万美元。

由于诉讼成本降低，2023年公司的可比EBITDA和可比EBIT增加了600万美元，而2022年的亏损为2000万美元。2022年公司的可比EBITDA和可比EBIT与2021年大体一致。

其他损益表项目

利息支出

2023年的利息支出比2022年增加了6.75亿美元，2022年比2021年增加了2.28亿美元。以下具体项目已从我们计算的计入可比收益的利息支出中删除：

·2023年计入1000万美元的费用，这是与FERC行政法法官对Keystone的初步裁决相关的税前费用的结果。这一决定于2023年2月发布，涉及2018年至2022年确认的金额的通行费投诉

·2021年与Keystone XL管道项目总统许可证被吊销后一段时间的Keystone XL项目级信贷安排有关的600万美元费用。

与2022年相比，2023年包括在可比收益中的利息支出增加了6.65亿美元，主要是由于以下净影响：

·长期债务发行，扣除到期日

·美元走强对美元计价利息支出换算的外汇影响

·提高我们长期债务的利率，这些债务以浮动利率计息

·更高的资本化利息，主要是由于我们对Coastal GasLink LP的投资相关资金。有关更多信息，请参阅我们2023年合并财务报表的附注8，Coastal GasLink。

与2021年相比，2022年计入可比收益的利息支出增加了2.34亿美元，主要是由于以下净影响：

·提高短期借款水平的利率

·长期债务和次级票据发行，扣除到期日

·美元走强对以美元计价的利息支出换算的外汇影响。

有关更多信息，请参阅财务状况部分。

施工期间使用的资金拨备

AFUDC于二零二三年较二零二二年增加2. 06亿元。以加元计价的AFUDC的减少主要与投入使用的NGTL系统扩建项目有关。以美元计价的AFUDC的增加是由于AFUDC在与CFE签订新的TSA后重新启动了在建的TGNH资产，以及2023年东南门户管道项目的资本支出，部分被我们在美国投入使用的项目所抵消。 由于FID的延迟，自2023年11月1日起，我们已暂停记录图拉管道项目在建资产的AFUDC。

于二零二二年，AFUDC较二零二一年增加1. 02亿元。以加元计价的AFUDC的增加主要与NGTL系统的资本支出增加有关。以美元计价的AFUDC的增加是由于在与CFE签订新的TSA之后，AFUDC重新启动了在建的TGNH资产，以及东南门户管道项目的资本支出，部分被资本支出减少和美国天然气管道项目投入使用的项目的影响所抵消。

净汇兑收益(亏损)

2023年的汇兑收益为3. 20亿美元，而2022年的汇兑亏损为1. 85亿美元，2021年的汇兑收益为1，000万美元。以下特定项目已从我们计算计入可比盈利的外汇收益（亏损）净额中剔除：

·从2023年第二季度开始，TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的未实现外汇损益。有关更多信息，请参阅非GAAP措施部分

·用于管理外汇风险的衍生工具公允价值变动产生的未实现损益

·应收Sur de Texas合资企业的以比索计价的关联公司间贷款的外汇损失，直至2022年3月15日，该贷款于到期时全额偿还。以比索计价的关联公司间贷款的利息收入和利息支出计入可比收益，所有金额相互抵消，对综合净收入没有影响。

有关其他资料，请参阅其他资料-财务风险、金融工具及关联方交易部分。

2023年包括在可比收益中的外汇收益为1.18亿美元，而2022年的外汇损失为800万美元。这一变化主要是由于以下因素的净影响：

·用于管理我们在墨西哥净负债的外汇敞口的衍生品的更高实现收益

·用于管理我们对美元计价收入的汇率波动的净敞口的衍生品实现净亏损增加

·将我们以比索计价的净货币负债重估为美元，导致外汇损失增加。

2022年计入可比收益的外汇损失为800万美元，而2021年的外汇收益为2.54亿美元。这一变化主要是由于以下因素的净影响：

·2022年的净已实现亏损与2021年的已实现收益相比，衍生品用于管理我们对美元计价收入的汇率波动的净敞口

·2022年的外汇损失与2021年以比索计价的净货币负债重估为美元而获得的收益相比

·更高的衍生品实现收益，用于管理我们在墨西哥的净负债的外汇敞口。

利息收入及其他

与2022年相比，2023年利息收入和其他收入增加了9600万美元，与2021年相比减少了4400万美元。2023年的利息收入和其他收入包括与Milepost 14事件相关的3600万美元应计保险费用，这是我们预计将从我们全资拥有的专属自保子公司获得的环境修复保险收益的估计。这笔费用已从我们计算的利息收入和其他可比收益中剔除。有关其他信息，请参阅非GAAP衡量标准部分。

与2022年相比，2023年利息收入和其他包括在可比收益中的利息增加了1.32亿美元，这是由于短期投资产生的利息增加以及其他限制性投资的公允价值变化，但由于2022年7月偿还了从Sur de Texas合资企业获得的附属公司间贷款，2023年利息收入减少，部分抵消了这一增幅。

与2021年相比，2022年包括在可比收益中的利息收入和其他收入减少了4400万美元，这是因为2022年3月对从Sur de Texas合资企业应收的附属公司间贷款进行了再融资，并随后于2022年7月29日偿还了贷款。

所得税(费用)回收