Trp-20231231_D2管理层关于财务报告内部控制的报告
本年度报告中包含的合并财务报表和管理层讨论与分析(MD&A)由TC能源公司(TC Energy或本公司)管理层负责，并已经公司董事会批准。综合财务报表是管理层根据美国公认会计原则(GAAP)编制的，其中包括基于估计和判断的数额。MD&A以公司的财务业绩为基础。报告将公司2023年的财务和经营业绩与2022年进行了比较，并强调了2022年至2021年期间的重大变化。阅读MD&A时应结合合并财务报表和附注。本年度报告其他部分所载财务资料与综合财务报表一致。
管理层负责建立和维护对公司财务报告的充分内部控制。管理层设计并维护了财务报告的内部控制制度，包括履行其职责的内部审计方案。管理层认为，这些控制措施为财务记录的可靠性提供了合理保证，并为编制财务报表奠定了适当的基础。财务报告的内部控制包括管理层向员工传达规范商业道德行为的政策。
管理层在总裁、首席执行官和首席财务官的参与下，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《2013年内部控制综合框架框架》，对其财务报告内部控制的有效性进行了评估。管理层根据其评价得出结论，截至2023年12月31日，对财务报告的内部控制是有效的，以便为财务报告的可靠性和为外部报告目的编制财务报表提供合理保证。
董事会负责审核和批准合并财务报表和MD&A，确保管理层履行其在财务报告和内部控制方面的责任。董事会主要通过审计委员会履行这些职责，审计委员会由独立的非管理董事组成。审计委员会每年至少与管理层举行四次会议，并与内部和外部审计师举行独立会议，并作为一个小组根据审计委员会章程(载于年度资料表格)的条款审查任何重要的会计、内部控制和审计事项。审计委员会的职责包括监督管理层履行其财务报告责任的表现，并在年度报告(包括综合财务报表和MD&A)提交董事会批准之前审查这些文件。内部和独立的外部审计员无需事先获得管理层的批准即可与审计委员会接触。
审计委员会批准独立外聘审计师的聘用条款，并审查年度审计计划、审计师报告和审计结果。它还向董事会建议由大股东任命的外部审计师事务所。
股东已委任毕马威会计师事务所为独立外聘核数师，就综合财务报表是否按照公认会计原则在所有重大方面公平地反映本公司的综合财务状况、经营业绩及现金流量发表意见。毕马威会计师事务所的报告概述了其审查范围和对综合财务报表的意见，以及公司财务报告内部控制的有效性。
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弗朗索瓦·L·波利尔 总裁和 首席执行官 | | 乔尔·E·亨特 常务副-总裁和 首席财务官 |
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| 2024年2月15日 | | |
独立注册会计师事务所报告
致股东和董事会
TC能源公司：
对合并财务报表的几点看法
我们已经审计了TC Energy Corporation(本公司)截至2022年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表，截至2023年12月31日的三年期间各年度的相关综合收益表、全面收益表、现金流量表和权益表，以及相关附注(统称为合并财务报表)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日的三年期间每年的运营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据特雷德韦委员会保荐组织委员会发布的《内部控制规范-综合框架(2013)》中确立的标准，对公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们2024年2月15日的报告对公司财务报告内部控制的有效性发表了无保留意见。
意见基础
这些合并财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对这些合并财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于合并财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指已向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的本期综合财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。
Coastal Gaslink LP股权投资的估值
正如综合财务报表附注2及附注8所述，当事件或环境变化对权益法投资的公允价值有重大不利影响时，本公司会审核权益法投资的减值。当本公司断定一项投资的公允价值低于其账面价值时，本公司将确定减值是否非临时性的，如果是，则就账面价值超过投资估计公允价值但不超过投资账面价值的部分确认减值损失。
由于预期本公司与Coastal Gaslink LP之间的附属贷款协议下的额外股本出资将主要由TC Energy作为Coastal Gaslink LP的有限责任合伙人提供，本公司于2023年前三个季度完成估值评估，并得出结论认为其在Coastal GasLink LP的投资的公允价值低于其账面价值，该等减值并非暂时性减值。因此，在截至2023年9月30日的9个月中确认了21亿美元的税前减值费用。公允价值采用40年期贴现现金流模型进行估算，并纳入了与资本成本估算、贴现率和长期融资计划相关的假设(统称为“关键假设”)。
我们将Coastal GasLink LP在2023年9月30日的股权投资估值确定为关键审计事项。评估关键假设需要高度的审计师判断力。关键假设的微小变化可能会对公司确定投资的公允价值产生重大影响。此外，与这一估计数相关的审计工作需要专业技能和知识。
以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们对设计进行了评估，并测试了与关键审计事项相关的某些内部控制的运作效果。这包括与公司确定投资的公允价值及其对关键假设的评估有关的控制。我们通过将项目预算与2023年9月30日之前发生的实际成本进行比较，重新计算了资本成本估计数。我们还将项目预算中的金额与提供给Coastal GasLink LP合作伙伴的项目状态和里程碑报告进行了比较。我们将长期融资计划中使用的假设与提供给Coastal GasLink LP合作伙伴的可比融资交易和融资报告的公开数据进行了比较。此外，我们聘请了一名具有专业技能和知识的评估专业人员，他在以下方面提供了帮助：
•通过将管理层在评估中使用的方法与用于评估其他开发阶段实体的方法进行比较，对其进行评估；以及
•评估管理层在估值中使用的贴现率，方法是将其与使用可比实体的公开市场数据独立开发的贴现率范围进行比较。
哥伦比亚报告单位的商誉估值
如合并财务报表附注2和附注15所述，截至2023年12月31日，哥伦比亚报告单位的商誉余额为97.08亿美元。本公司每年或更频繁地评估商誉以进行减值测试，如果事件或环境变化表明报告单位的账面价值(包括商誉)可能减值。关于哥伦比亚报告部门，本公司于2023年6月30日进行了商誉减值量化测试(“2023年6月30日减值测试”)，同时进行了出售哥伦比亚天然气传输有限公司(哥伦比亚天然气)和哥伦比亚海湾传输有限公司(哥伦比亚海湾)40%股权的过程(“交易”)。量化商誉减值评估涉及确定报告单位的公允价值，并将该价值与报告单位的账面价值(包括商誉)进行比较。公允价值采用贴现现金流量模型估计，该模型需要使用与收入和资本支出预测、估值倍数和贴现率相关的假设(统称为“关键假设”)。现已确定，截至2023年6月30日，哥伦比亚报告部门(包括哥伦比亚天然气和哥伦比亚海湾业务部门)的公允价值超过了包括商誉在内的账面价值。虽然商誉没有减损，但估计公允价值超过账面价值的比例不到10%。
我们将哥伦比亚报告部门的商誉估值确定为一个关键的审计事项。评估关键假设需要高度的审计师判断力。关键假设的微小变化可能会对公司确定哥伦比亚报告单位的公允价值产生重大影响。此外，与这一估计数相关的审计工作需要专业技能和知识。
以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们对设计进行了评估，并测试了与关键审计事项相关的某些内部控制的运作效果。这包括与公司确定哥伦比亚报告单位的公允价值及其对关键假设的评估有关的控制。我们将公司在之前的量化商誉减值测试中使用的历史收入和资本支出预测与2023年的实际结果进行了比较，以评估公司准确预测的能力。我们在2023年6月30日的减值测试中对公司的收入和资本支出预测进行了评估，方法是将它们与2023年的实际结果以及与北美和全球能源消费和产量预测相关的行业出版物中使用的假设进行比较。我们还检查了与交易相关的已签署协议，以评估成交条款和
交易的经济价值与关键假设和根据贴现现金流模型确定的公允价值一致。此外，我们聘请了一名具有专业技能和知识的评估专业人员，他在以下方面提供了帮助：
•通过将其与独立观察到的可比资产的近期市场交易以及可比实体的公开市场数据进行比较，评估公司确定估值倍数的情况
•评估管理层在估值中使用的贴现率，方法是将其与使用可比实体的公开市场数据独立开发的贴现率范围进行比较
•通过将公司的估计结果与公开可获得的市场数据和可比实体的估值指标进行比较，评估公司对哥伦比亚报告单位的公允价值的估计。
哥伦比亚和ANR报告单位的定性商誉减值指标
如合并财务报表附注2和附注15所述，截至2023年12月31日，哥伦比亚管道集团(Columbia)和美国自然资源公司(ANR)报告单位的商誉余额分别为97.08亿美元和25.7亿美元。本公司每年或更频繁地评估商誉以进行减值测试，如果事件或环境变化表明报告单位的账面价值(包括商誉)可能减值。该公司进行了定性评估，以确定情况的事件或变化是否表明哥伦比亚和ANR报告单位的商誉可能受到损害。这些定性评估是在2023年12月31日进行的。
我们将哥伦比亚和ANR报告单位的商誉减值定性指标或定性因素的评估确定为一项关键的审计事项。评估这些定性因素对报告单位公允价值的潜在影响需要应用主观的审计师判断。定性因素包括宏观经济状况、行业和市场考虑因素、估值倍数和贴现率、成本因素、历史和预测财务结果以及报告单位特有的事件，这些因素需要更高程度的审计师判断来进行评估。这些定性因素可能会对公司的定性评估和需要进行商誉减值量化测试的可能性产生重大影响。此外，与这项评价相关的审计工作需要专门技能和知识。
以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们评估了与公司商誉减值评估过程相关的某些内部控制的设计和运行效果，包括与潜在质量因素评估相关的控制。我们根据我们对通过其他审计程序获得的事件特定变化的了解，评估了公司对已确定的特定事件变化的评估。我们评估了能源和公用事业行业分析师报告中的信息，包括全球能源消费预测和天然气产量预测，并将这些预测与公司使用的地缘政治和市场考虑因素进行了比较。我们将报告单位的当前估值倍数和折现率、成本因素、历史和预测财务结果(包括新批准的增长项目的影响)与上一时期进行的商誉减值量化测试中使用的假设进行了比较。此外，我们聘请了一名具有专业技能和知识的评估专业人员，他在以下方面提供了帮助：
•通过将估值倍数与独立观察的可比资产最近的市场交易进行比较，并使用可比实体的公开市场数据来评估公司对估值倍数的确定
•评估管理层在评估中使用的贴现率，方法是将它们与使用可比实体的公开市场数据独立制定的贴现率范围进行比较。
特许专业会计师
自1956年以来，我们一直担任本公司的审计师。
加拿大卡尔加里
2024年2月15日
独立注册会计师事务所报告
致股东和董事会
TC能源公司：
财务报告内部控制之我见
我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准，对TC Energy Corporation(本公司)截至2023年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。我们认为，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准，截至2023年12月31日，公司在所有实质性方面保持了对财务报告的有效内部控制。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的综合资产负债表，截至2023年12月31日的三年期间各年度的相关综合收益表、全面收益表、现金流量表和权益表，以及相关附注(统称为综合财务报表)，我们于2024年2月15日的报告对该等综合财务报表表达了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在本公司管理层讨论和分析所附的《管理层财务报告内部控制报告》中。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)与保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关的政策和程序；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产的行为，提供合理保证。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
特许专业会计师
加拿大卡尔加里
2024年2月15日
合并收益表 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (百万加元，每股除外) | |
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收入 (注6) | | | | | | |
| 加拿大天然气管道 | | 5,173 | | | 4,764 | | | 4,519 | |
| 美国天然气管道 | | 6,229 | | | 5,933 | | | 5,233 | |
| 墨西哥天然气管道 | | 846 | | | 688 | | | 605 | |
| 液体管道 | | 2,667 | | | 2,668 | | | 2,306 | |
| 电力和能源解决方案 | | 1,019 | | | 924 | | | 724 | |
| | 15,934 | | | 14,977 | | | 13,387 | |
股权投资的收益(亏损) (注12) | | 1,377 | | | 1,054 | | | 898 | |
股权投资减值准备 (附注8及12) | | (2,100) | | | (3,048) | | | — | |
| 运营和其他费用 | | | | | | |
| 工厂运营成本和其他 | | 4,887 | | | 4,932 | | | 4,098 | |
| 商品采购转售 | | 517 | | | 534 | | | 87 | |
| 财产税 | | 897 | | | 848 | | | 774 | |
| 折旧及摊销 | | 2,778 | | | 2,584 | | | 2,522 | |
商誉及资产减值费用及其他(附注7及15) | | (4) | | | 453 | | | 2,775 | |
| | 9,075 | | | 9,351 | | | 10,256 | |
出售资产的净收益(亏损) | | — | | | — | | | 30 | |
| 财务费用 | | | | | | |
利息支出(附注21) | | 3,263 | | | 2,588 | | | 2,360 | |
| 施工期间使用的资金拨备 | | (575) | | | (369) | | | (267) | |
净汇兑(收益)损失(附注23) | | (320) | | | 185 | | | (10) | |
| 利息收入及其他 | | (242) | | | (146) | | | (190) | |
| | 2,126 | | | 2,258 | | | 1,893 | |
所得税前收入(亏损) | | 4,010 | | | 1,374 | | | 2,166 | |
所得税支出(回收) (注20) | | | | | | |
| 当前 | | 931 | | | 415 | | | 305 | |
| 延期 | | 11 | | | 174 | | | (185) | |
| | | | | | |
| | 942 | | | 589 | | | 120 | |
净收益(亏损) | | 3,068 | | | 785 | | | 2,046 | |
非控股权益应占净收益(亏损)(附注24) | | 146 | | | 37 | | | 91 | |
可归因于控股权益的净收益(亏损) | | 2,922 | | | 748 | | | 1,955 | |
| 优先股股息 | | 93 | | | 107 | | | 140 | |
普通股应占净收益(亏损) | | 2,829 | | | 641 | | | 1,815 | |
| | | | | | |
每股普通股净收益(亏损) (附注25) | | | | | | |
| 基本信息 | | $2.75 | | | $0.64 | | | $1.87 | |
| 稀释 | | $2.75 | | | $0.64 | | | $1.86 | |
| | | | | | |
| 宣布的每股普通股股息 | | $3.72 | | | $3.60 | | | $3.48 | |
| | | | | | |
普通股加权平均数 (百万)(附注25) | | | | | | |
| 基本信息 | | 1,030 | | | 995 | | | 973 | |
| 稀释 | | 1,030 | | | 996 | | | 974 | |
合并财务报表附注是这些报表的组成部分。
综合全面收益表 | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | 2022 | 2021 |
| (百万加元) |
| | | |
净收益(亏损) | 3,068 | | 785 | | 2,046 | |
扣除所得税后的其他全面收益(亏损) | | | |
对外经营净投资的外币折算损益 | (1,141) | | 1,494 | | (108) | |
| | | |
| 净投资套期保值公允价值变动 | 17 | | (36) | | (2) | |
| 现金流量套期保值公允价值变动 | — | | (39) | | (10) | |
现金流量套期保值损失净收益(收益)的重新分类 | 74 | | 42 | | 55 | |
养恤金和其他退休后福利的未实现精算收益(损失) 平面图 | (11) | | 63 | | 158 | |
重新分类为养恤金(收益)精算损失净收益和 其他退休后福利计划 | — | | 6 | | 14 | |
股权投资的其他全面收益(亏损) | (211) | | 867 | | 535 | |
其他全面收益(亏损)(附注27) | (1,272) | | 2,397 | | 642 | |
综合收益(亏损) | 1,796 | | 3,182 | | 2,688 | |
可归属于非控股权益的全面收益(亏损) | (220) | | 45 | | 81 | |
可归属于控股权益的综合收益(亏损) | 2,016 | | 3,137 | | 2,607 | |
| 优先股股息 | 93 | | 107 | | 140 | |
普通股应占综合收益(亏损) | 1,923 | | 3,030 | | 2,467 | |
合并财务报表附注是这些报表的组成部分。
合并现金流量表 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) | |
| | | | | | |
| 运营产生的现金 | | | | | | |
净收益(亏损) | | 3,068 | | | 785 | | | 2,046 | |
| 折旧及摊销 | | 2,778 | | | 2,584 | | | 2,522 | |
商誉及资产减值费用及其他(附注7及15) | | (4) | | | 453 | | | 2,775 | |
递延所得税(附注20) | | 11 | | | 174 | | | (185) | |
| | | | | | |
(收益)股权投资亏损(附注12) | | (1,377) | | | (1,054) | | | (898) | |
股权投资减值准备(附注8及12) | | 2,100 | | | 3,048 | | | — | |
从股权投资的经营活动收到的分配(附注12) | | 1,254 | | | 1,025 | | | 975 | |
扣除费用后的雇员退休后福利资金(附注28) | | (17) | | | (29) | | | (5) | |
出售资产的净(得)损 | | — | | | — | | | (30) | |
| 建设期间使用的资金的股权津贴 | | (367) | | | (248) | | | (191) | |
金融工具的未实现(收益)损失(附注29) | | (342) | | | 135 | | | 194 | |
预期信贷损失准备(附注29) | | (83) | | | 163 | | | — | |
应收联属公司贷款汇兑损失(附注13) | | — | | | 28 | | | 41 | |
| 其他 | | 40 | | | (50) | | | (67) | |
(增加)营运资金减少(附注30) | | 207 | | | (639) | | | (287) | |
| 运营提供的现金净额 | | 7,268 | | | 6,375 | | | 6,890 | |
| 投资活动 | | | | | | |
非经常开支(附注5) | | (8,007) | | | (6,678) | | | (5,924) | |
发展中的非经常项目(附注5) | | (142) | | | (49) | | | — | |
对股权投资的供款(附注5、8及12) | | (4,149) | | | (3,433) | | | (1,210) | |
收购，扣除收购现金后的净额(附注31) | | (307) | | | — | | | — | |
已偿还(已发放)联属公司贷款，净额(附注8及13) | | 250 | | | (11) | | | (239) | |
Keystone XL合同追回(注7) | | 10 | | | 571 | | | — | |
| | | | | | |
| 出售资产所得收入，扣除交易费用 | | 33 | | | — | | | 35 | |
| | | | | | |
来自股权投资的其他分配(附注12) | | 23 | | | 2,632 | | | 73 | |
| | | | | | |
| 递延数额和其他 | | 2 | | | (41) | | | (447) | |
投资活动提供的现金净额(用于) | | (12,287) | | | (7,009) | | | (7,712) | |
| 融资活动 | | | | | | |
| 已发行(偿还)的应付票据，净额 | | (6,299) | | | 766 | | | 1,003 | |
| 已发行的长期债务，扣除发行成本 | | 15,884 | | | 2,508 | | | 10,730 | |
| 偿还的长期债务 | | (3,772) | | | (1,338) | | | (7,758) | |
股权处置，扣除交易成本(附注24和31) | | 5,328 | | | — | | | — | |
| 已发行的次级票据，扣除发行成本 | | — | | | 1,008 | | | 495 | |
回购的可赎回非控制性权益(附注7) | | — | | | — | | | (633) | |
| | | | | | |
| 普通股股息 | | (2,787) | | | (3,192) | | | (3,317) | |
| 优先股股息 | | (92) | | | (106) | | | (141) | |
| 对非控股权益的分配 | | (124) | | | (44) | | | (74) | |
C类权益的分配(附注7) | | (49) | | | (43) | | | (16) | |
| 已发行普通股，扣除发行成本 | | 4 | | | 1,905 | | | 148 | |
| | | | | | |
赎回优先股(附注26) | | — | | | (1,000) | | | (500) | |
| 金融工具结算损益 | | — | | | 23 | | | (10) | |
收购TC管道，LP交易成本(附注24) | | — | | | — | | | (15) | |
| 融资活动提供的现金净额(用于) | | 8,093 | | | 487 | | | (88) | |
| 外汇汇率变动对现金及现金等价物的影响 | | (16) | | | 94 | | | 53 | |
增加(减少)现金和现金等价物 | | 3,058 | | | (53) | | | (857) | |
| 现金和现金等价物 | | | | | | |
| 年初 | | 620 | | | 673 | | | 1,530 | |
| 现金和现金等价物 | | | | | | |
| 年终 | | 3,678 | | | 620 | | | 673 | |
合并财务报表附注是这些报表的组成部分。
合并资产负债表 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | | 2023 | | 2022 |
| (百万加元) | |
| | | | | |
| 资产 | | | | |
| 流动资产 | | | | |
| 现金和现金等价物 | | 3,678 | | | 620 | |
| 应收账款 | | 4,209 | | | 3,624 | |
| | | | | |
| 盘存 | | 982 | | | 936 | |
其他流动资产(附注9) | | 2,503 | | | 2,152 | |
| | 11,372 | | | 7,332 | |
厂房、物业和设备(注10) | | 80,569 | | | 75,940 | |
租赁净投资(注11) | | 2,263 | | | 1,895 | |
股权投资(注12) | | 10,314 | | | 9,535 | |
| | | | |
| 受限投资 | | 2,636 | | | 2,108 | |
监管资产(注14) | | 2,330 | | | 1,910 | |
商誉 (注15) | | 12,532 | | | 12,843 | |
其他长期资产 (注16) | | 3,018 | | | 2,785 | |
| | 125,034 | | | 114,348 | |
| 负债 | | | | |
| 流动负债 | | | | |
应付票据(附注17) | | — | | | 6,262 | |
应付帐款及其他(附注18) | | 6,987 | | | 7,149 | |
| 应付股息 | | 979 | | | 930 | |
| 应计利息 | | 913 | | | 668 | |
长期债务的当期部分(附注21) | | 2,938 | | | 1,898 | |
| | 11,817 | | | 16,907 | |
监管责任(注14) | | 4,806 | | | 4,520 | |
其他长期负债(注19) | | 1,015 | | | 1,017 | |
递延所得税负债(注20) | | 8,125 | | | 7,648 | |
长期债务 (注21) | | 49,976 | | | 39,645 | |
初级附属票据(注22) | | 10,287 | | | 10,495 | |
| | 86,026 | | | 80,232 | |
| 股权 | | | | |
普通股，无面值(附注25) | | 30,002 | | | 28,995 | |
| 已发行和未偿还： | 2023年12月31日-1,0371000万股 | | | | |
| 2022年12月31日-1,0181000万股 | | | | |
优先股(附注26) | | 2,499 | | | 2,499 | |
| 额外实收资本 | | — | | | 722 | |
留存收益(累计亏损) | | (2,997) | | | 819 | |
累计其他全面收益(亏损)(附注27) | | 49 | | | 955 | |
| 控股权 | | 29,553 | | | 33,990 | |
非控制性权益(注24) | | 9,455 | | | 126 | |
| | 39,008 | | | 34,116 | |
| | 125,034 | | | 114,348 | |
承付款、或有事项和担保(注32)
可变利息实体(Note（第三十三条）
合并财务报表附注是这些报表的组成部分。
合并权益表 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) | |
| | | | | | |
普通股 (附注25) | | | | | | |
| 年初余额 | | 28,995 | | | 26,716 | | | 24,488 | |
| 已发行股份： | | | | | | |
| 股息再投资和购股计划 | | 1,003 | | | 342 | | | — | |
| 股票期权的行使 | | 4 | | | 183 | | | 165 | |
| 根据公开发行，扣除发行成本后的净额 | | — | | | 1,754 | | | — | |
收购TC PipeLines，LP（扣除交易成本）（附注24） | | — | | | — | | | 2,063 | |
| 年终余额 | | 30,002 | | | 28,995 | | | 26,716 | |
优先股 (注26) | | | | | | |
| 年初余额 | | 2,499 | | | 3,487 | | | 3,980 | |
| 赎回股份 | | — | | | (988) | | | (493) | |
| 年终余额 | | 2,499 | | | 2,499 | | | 3,487 | |
| 额外实收资本 | | | | | | |
| 年初余额 | | 722 | | | 729 | | | 2 | |
| 股票期权的发行，扣除行权 | | 9 | | | (7) | | | (6) | |
出售股本权益（扣除交易成本）（附注24） | | (3,537) | | | — | | | — | |
将额外实收资本亏绌重新分类为留存收益（累计亏绌） | | 2,806 | | | — | | | — | |
Keystone XL项目级信贷额度报废及发行C类利息（注7） | | — | | | — | | | 737 | |
收购TC PipeLines，LP（附注24） | | — | | | — | | | (398) | |
购回可赎回非控股权益（附注7） | | — | | | — | | | 394 | |
| 年终余额 | | — | | | 722 | | | 729 | |
留存收益(累计亏损) | | | | | | |
| 年初余额 | | 819 | | | 3,773 | | | 5,367 | |
| 归属于控股权益的净收入（亏损） | | 2,922 | | | 748 | | | 1,955 | |
| 普通股分红 | | (3,839) | | | (3,595) | | | (3,409) | |
| 优先股股息 | | (93) | | | (95) | | | (133) | |
| 将额外实收资本亏绌重新分类为留存收益（累计亏绌） | | (2,806) | | | — | | | — | |
| 优先股的赎回 | | — | | | (12) | | | (7) | |
| 年终余额 | | (2,997) | | | 819 | | | 3,773 | |
累计其他综合收益(亏损)(注27) | | | | | | |
| 年初余额 | | 955 | | | (1,434) | | | (2,439) | |
| 可归因于控股权益的其他全面收益(亏损) | | (379) | | | 2,389 | | | 652 | |
非控股权益的影响(附注24) | | (527) | | | — | | | — | |
收购TC PipeLines，LP（附注24） | | — | | | — | | | 353 | |
| 年终余额 | | 49 | | | 955 | | | (1,434) | |
| 可归属于控股权益的权益 | | 29,553 | | | 33,990 | | | 33,271 | |
| 非控股权益应占权益 | | | | | | |
| 年初余额 | | 126 | | | 125 | | | 1,682 | |
处置股权(附注24) | | 9,451 | | | — | | | — | |
收购德州风电场的非控股权益(附注24) | | 222 | | | — | | | — | |
| 非控股权益应占净收益(亏损) | | 146 | | | 37 | | | 90 | |
| 可归属于非控股权益的其他全面收益(亏损) | | (366) | | | 8 | | | (10) | |
| 向非控股权益宣布的分配 | | (124) | | | (44) | | | (74) | |
收购TC PipeLines，LP（附注24） | | — | | | — | | | (1,563) | |
| 年终余额 | | 9,455 | | | 126 | | | 125 | |
| 总股本 | | 39,008 | | | 34,116 | | | 33,396 | |
合并财务报表附注是这些报表的组成部分。
合并财务报表附注
1. TC能源公司业务简介
TC能源公司(TC Energy或本公司)是北美领先的能源基础设施公司，在五业务领域：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。这些细分市场提供不同的产品和服务，包括某些天然气、原油以及电力营销和储存服务。该公司还有一个公司部门，由公司和行政职能组成，为公司的业务部门提供治理、融资和其他支持。
加拿大天然气管道
加拿大天然气管道部门主要包括公司在以下领域的投资40,596公里(25,226数英里)的受管制天然气管道目前正在运行。
美国天然气管道
美国天然气管道部门主要包括该公司在以下领域的投资50,088公里(31,123英里)受监管的天然气管道，532受监管的天然气储存设施和目前正在运营的其他资产的Bcf。
墨西哥天然气管道
墨西哥天然气管道部分主要包括该公司在以下领域的投资2,895公里(1,798数英里)的受管制天然气管道目前正在运行。
液体管道
液体管道部门主要包括该公司在以下领域的投资4,865公里(3,024目前正在运行的原油管道系统将艾伯塔省和美国的原油供应连接到伊利诺伊州、俄克拉何马州和德克萨斯州的美国炼油市场。
电力和能源解决方案
电力和能源解决方案部门主要包括公司在大约4,600发电设施和发电设施的兆瓦118不受监管的天然气储存设施的Bcf。这些资产位于艾伯塔省、安大略省、魁北克省、新不伦瑞克省和得克萨斯州。此外，TC Energy还在加拿大和美国签订了实体和虚拟电力采购协议(PPA)，从风能和太阳能设施购买和/或出售电力。根据协议的合同条款，这些PPA可能是租赁、衍生品或收入安排。
2. 会计政策
公司的综合财务报表是由管理层根据美国公认会计原则编制的。除非另有说明，否则金额以加元表示。
陈述的基础
这些合并财务报表包括TC Energy及其子公司的账目。本公司合并其被视为主要受益人的可变权益实体(VIE)以及其拥有控股权的有表决权的权益实体。只要有其他各方拥有的权益，这些权益就包括在非控制性权益中。TC Energy对本公司能够行使共同控制权的合资企业和本公司能够施加重大影响的投资采用股权会计方法。
上一年度的某些金额已重新分类，以符合本年度的列报方式。
预算和判决的使用
在编制该等综合财务报表时，TC Energy须作出影响记录资产、负债、收入及开支的金额及时间的估计及假设，因为这些项目的厘定可能取决于未来的事件。该公司使用现有的最新信息，并在作出这些估计和假设时作出谨慎的判断。
倘有关会计估计之假设与作出估计或判断时极不确定或属主观之事项有关，则若干估计及判断会产生重大影响。该等估计及判断包括但不限于：
•TC Energy于Coastal GasLink LP的股本投资的公平值（附注8）
•评估商誉减值指标及包含商誉的报告单位的公平值（附注15）
•计量Columbia Gas Transmission，LLC（Columbia Gas）及Columbia Gulf Transmission，LLC（Columbia Gulf）公平值时所用的估计及判断（附注15）。
本公司须作出的部分估计及判断对合并财务报表有重大影响，但不涉及重大主观性或不确定性。该等估计及判断包括但不限于：
•Keystone XL资产及C类权益的估值（附注7）
•厂房、物业及设备的可收回程度及折旧率（附注10）
•将代价分配至包含租赁的合约中的租赁及非租赁部分（附注11）。
•用于计量租赁投资净额及若干合约资产的账面值及预期信贷亏损的假设（附注11及29）
•上文并无另行注明之股本投资之公平值（附注12）
•规管资产及负债的账面值（附注14）
•用于衡量Keystone管道破裂的环境补救责任的假设（附注18）
•确认资产报废义务（附注19）
•所得税准备金，包括估值备抵和解除以及税务机关可能作为审计一部分进行审查的税务状况（附注20）
•用于计量退休和其他退休后福利义务的假设（附注28）
•金融工具的公允价值（附注29）
•Fluvanna风电场和Blue Cloud风电场（德克萨斯州风电场）资产的公允价值（附注31）
•承担及或然及担保拨备（附注32）。
TC Energy继续评估气候变化对综合财务报表的影响。环境、社会及管治框架及监管措施的持续发展可能进一步影响会计估计及判断，包括但不限于资产可使用年期评估、商誉估值、厂房、物业及设备减值、应计环境成本及资产报废责任。该等变动之影响会持续评估，以确保会影响上文所列估计之任何假设变动均能及时作出调整。
实际结果可能与该等估计不同。
监管
加拿大、美国和墨西哥的某些天然气管道和储存资产在建设、运营和通行费的确定方面受到监管。在加拿大，受监管的天然气管道和液体管道受加拿大能源监管机构(CER)、艾伯塔省能源监管机构或不列颠哥伦比亚省石油和天然气委员会的授权。在美国，受监管的州际天然气管道和液体管道以及受监管的天然气储存资产受联邦能源管理委员会(FERC)的授权。在墨西哥，受监管的天然气管道受到能源管理委员会(CRE)的授权。费率管制会计(RRA)标准可能会影响TC Energy的费率管制业务中某些收入和费用的确认时间，这些收入和费用可能与非费率管制业务中确认的收入和费用不同，以反映监管机构关于收入和通行费的决定的经济影响。监管资产是指预计在未来期间在客户费率中收回的成本，监管负债是指预计将通过未来费率制定过程返还给客户的金额。符合以下三个标准的操作才有资格使用RRA：
•监管机构必须为受监管的服务或活动制定或批准费率
•规定的费率必须旨在收回提供服务或产品的成本
•由於服务或产品的需求，以及直接或间接的竞争程度，为收回成本而厘定的差饷可向顾客收取，这是合理的假设。
TC Energy目前应用RRA的业务包括加拿大、美国和墨西哥的天然气管道，以及受监管的美国天然气储存。RRA不适用于公司的液体管道，因为监管机构关于这些系统的运营和通行费的决定通常不会影响收入和支出的确认时间。
收入确认
公司预期有权获得的服务和产品的总对价可以包括固定金额和可变金额。该公司的收入是可变的，受公司影响以外的因素的影响，如市场价格、第三方的行动和天气条件。该公司认为这一可变收入是“受限的”，因为它不能可靠地估计，因此在提供服务时确认可变收入。
与客户签订合同的收入在扣除从客户那里收取的任何商品税后予以确认，这些税随后汇给政府当局。本公司与客户签订的合同包括天然气和液体管道运力安排及运输合同、发电合同、天然气储存等合同。
与租赁安排有关的非租赁部分的收入在合同期限内系统地确认。
与原油、天然气和电力的购买和销售有关的销售活动所得的大部分收入，在交货月份按净额入账。
加拿大天然气管道
运力安排与运输
该公司加拿大天然气管道的收入来自承诺能力的合同安排和天然气运输。从公司合同运力安排中获得的收入在合同期限内按比例确认，无论运输的天然气数量是多少。可中断或基于容量的服务的运输收入在服务执行时确认。
该公司在联邦管辖下的加拿大天然气管道的收入取决于CER的监管决定。这些管道收取的通行费是基于收入要求，旨在收回为运输服务提供天然气能力的成本，其中包括资本回报和资本回报，这是CER批准的。该公司在加拿大的天然气管道一般不受收入和成本差异引起的收益波动的影响。除了与奖励安排有关的差异外，这些差异通常要延期处理，并在今后的通行费中收回或退还。在CER就该期间的利率做出决定之前确认的收入反映了CER最后一次批准的股本回报率(ROE)假设。收入调整在收到CER决定时记录。加拿大天然气管道的收入按月开具发票并收取。该公司不拥有其为客户运输的天然气的所有权。
其他
该公司签约向一家部分拥有的实体提供管道建设服务，并收取开发费。由于合同中有退款条款，开发费被视为可变对价。本公司确认其对其有权获得的可变对价的最可能金额的估计。开发费用是随着时间的推移确认的，因为服务是根据输入法使用活动水平估计提供的。
美国天然气管道
运力安排与运输
该公司美国天然气管道的收入来自承诺能力的合同安排和天然气运输。从公司合同运力安排中获得的收入通常在合同期限内按比例确认，无论运输的天然气数量是多少。可中断或基于容量的服务的运输收入在服务执行时确认。
该公司在美国的天然气管道受FERC法规的约束，因此，如果在费率程序进行期间的过渡期内开具发票，则可能需要退还部分收入。这些潜在退款的津贴是使用管理层根据诉讼事实和情况做出的最佳估计来确认的。在诉讼过程中确认的任何津贴都将在监管决定成为最终决定时退还或保留。该公司表示，美国天然气管道的收入是按月开具发票并收取的。该公司不拥有其为客户运输的天然气的所有权。
天然气储存和其他
该公司受监管的美国天然气储存服务的收入主要来自公司承诺的容量储存合同。这些合同中的履约义务是保留一定数量的储存能力，包括关于每天可注入或提取的天然气数量的规格。不论储存了多少天然气，以及何时为可中断或基于容量的服务注入或提取天然气，收入都按合同期内公司承诺的产能按比例确认。天然气储存服务收入按月开具发票并收取。该公司不拥有其为客户储存的天然气的所有权。
该公司拥有与某些天然气储存设施相关的采矿权。这些矿业权可以出租或贡献给天然气生产商，以换取特许权使用费权益，这种权益在生产天然气和相关液体时得到确认。
墨西哥天然气管道
运力安排与运输
该公司某些墨西哥天然气管道的收入主要是根据CRE批准的谈判确定的运力合同收取的，并在合同期限内按比例确认。与可中断或基于容量的服务相关的运输收入在提供服务时确认。墨西哥天然气管道的收入按月开具发票并收取。该公司不拥有其为客户运输的天然气的所有权。
其他
该公司从某些租赁管道上提供的运营和维护服务中获得收入。从这些服务中获得的收入在合同期限内按比例确认。
液体管道
运力安排与运输
该公司液体管道的收入主要来自为客户提供可靠的原油运输能力安排。这些合同中的履约义务是保留一定数量的能力以及按月运输原油。从这些安排中获得的收入在合同期限内按比例确认，无论运输的原油数量是多少。可中断或基于容量的服务的收入在服务执行时确认。液体管道的收入是按月开具发票和收到的。该公司不拥有其为客户运输的原油的所有权。
电力和能源解决方案
电源
该公司电力和能源解决方案业务的收入主要来自提供电力容量以满足市场需求的长期合同承诺，以及向集中市场和客户销售电力。发电收入还包括向客户销售蒸汽的收入。收入和运力付款在提供服务和提供电力和蒸汽时确认。发电收入按月开具发票和收款。
天然气储存和其他
不受监管的天然气储存合同包括园区、贷款和定期储存安排。收入在提供服务时确认。定期存储收入按月开具发票并收到。辅助服务的收入在提供服务时确认。该公司不拥有其为客户储存的天然气的所有权。
现金和现金等价物
本公司的现金及现金等价物包括现金及原始到期日为三个月或以下的高流动性短期投资，并按接近公允价值的成本入账。
盘存
库存主要包括材料和用品，包括备件和燃料、运输中的专有原油、储存中的专有天然气库存以及未为遵守规定而持有的排放限额和信用额度。作为捆绑安排的一部分，该公司购买了某些排放限额和信用额度，其中还包括以固定价格购买电力。根据这种安排分配给排放限额和信用额度的成本是以可观察到的市场价格为基础的。存货按成本和可变现净值中较低者入账。
持有待售资产
当管理层批准并承诺制定正式计划积极推销出售集团时，该公司将资产归类为持有以待出售，并预计出售将在未来12个月内完成。于将一项资产归类为持有以待出售时，该资产按其账面值或其估计公允价值中较低者扣除销售成本而入账，任何亏损均于净收益中确认。与预期出售这些资产有关的收益在交易完成之前不会确认。一旦一项资产被归类为待售资产，就不再记录折旧费用。
厂房、物业和设备
天然气管道
天然气管道的厂房、物业和设备按成本价计提。一旦资产准备好可供预期使用，折旧就按直线计算。管道和压缩设备的折旧年率从0.75%至6.67按百分比折旧，计量设备和其他厂房设备按不同的折旧率折旧，以反映其估计使用寿命。设备大修的费用在大修的估计使用年限内资本化和折旧。受监管天然气管道的成本包括建设期间使用的资金拨备(AFUDC)，其中包括债务部分和基于监管机构批准的利率基数回报率的股权部分。AFUDC反映为厂房、财产和设备资产的成本增加，相应的贷项在综合收益表的建筑期间资金拨备中确认。AFUDC的权益部分是一项非现金支出。利息在建设不受监管的天然气管道期间资本化。
天然气管道的管道组和天然气储存基础气按成本计价，并进行维护，以确保存在足够的压力，通过管道运输天然气并输送储存的天然气。Linepack和基础气不折旧。
当受费率管制的天然气管道使厂房、财产和设备退役时，原始账面成本将从工厂总金额中扣除，并计入累计折旧，但不计入净收入。将厂房、财产和设备从服务中移除所产生的费用，扣除任何打捞所得，也计入累计折旧。
其他
该公司作为工作利益合作伙伴参与了马塞卢斯和尤蒂卡某些地区的开发。工作权益使公司除了在油井生产中获得特许权使用费权益外，还可以投资于钻井活动。该公司采用成功的努力法对其部分钻探活动产生的天然气和原油进行会计处理。资本化的油井成本根据生产单位法进行耗尽。
液体管道
液体管道的厂房、财产和设备按成本价运输。一旦资产准备好可供预期使用，折旧就按直线计算。管道和泵送设备的折旧年率从二%至2.5%和其他厂房和设备按不同比率折旧，以反映其估计使用年限。这些资产的成本包括在建设期间资本化的利息。当液体管道使厂房、财产和设备退役时，原始账面成本和相关累计折旧将不再确认，任何收益或损失都将记录在净收益中。
电力和能源解决方案
电力和能源解决方案的厂房、财产和设备按成本入账，一旦资产准备就绪可供预期使用，在其估计使用年限内按主要组成部分直线折旧，平均年率范围为二%至20百分之一。其他设备按不同比率折旧，以反映其估计使用寿命。设备大修的费用在大修的估计使用年限内资本化和折旧。利息被资本化在在建设施上。当这些资产从厂房、财产和设备中报废时，原始账面成本和相关的累计折旧将不再确认，任何收益或损失都记录在净收益中。
天然气储存基础气以原始成本计价，代表为确保存在足够的储藏压力以输送储存的天然气而保持的气体量。基础气不折旧。
公司
公司厂房、财产和设备按成本入账，并在其估计使用年限内按直线折旧，平均年率范围为四%至20百分之一。
发展中的资本项目
一旦项目可能进入施工阶段或成本可能以其他方式收回时，公司将项目成本资本化。该公司为开发中的非受监管项目资本化利息成本，并为受监管的开发项目资本化AFUDC。开发中的资本项目包括在综合资产负债表中的其他长期资产中。这些项目代表的是较大的项目，通常需要获得监管部门或其他方面的批准才能开始实际建设。一旦获得批准，项目就会转移到厂房、在建物业和在建设备。
租契
本公司通过在评估以下方面时使用判断来确定合同是否在合同开始时包含租赁：1)合同规定了一项物理上不同的识别资产，或者如果不是物理上不同的，则代表该资产的几乎所有能力；2)合同向客户提供了从使用该资产中获得基本上所有经济利益的权利；以及3)客户有权在整个合同期内指示如何以及出于什么目的使用该识别的资产。
如果确定合同包含租赁，则需要进一步作出判断，以确定安排中的单独租赁组成部分，评估承租人是否可以单独或与承租人随时可用的其他资源一起从使用权中受益，以及使用权是否与合同中使用基础资产的其他权利既不高度依赖，也不高度相互关联。
本公司将非租赁部分视为合同中与租赁资产的使用无关的不同要素。提供给客户的商品或服务在以下情况下是独特的：1)潜在客户可以单独或与客户随时可用的其他资源一起受益于该商品或服务；2)实体将商品或服务转让给客户的承诺可与合同中的其他承诺分开识别。本公司采用实际的权宜之计，不对所有承租人合同以及本公司在经营租赁中作为出租人的设施和液化罐码头分开租赁和非租赁组成部分。
承租人会计政策
经营租赁确认为使用权(ROU)资产，并计入厂房、物业及设备，而相应负债则计入综合资产负债表上的应付账款及其他及其他长期负债。
经营租赁ROU资产及经营租赁负债乃根据租赁协议开始日期租赁期内未来最低租赁付款的现值确认。租赁条款可包括在合理确定公司将行使选择权时延长或终止租约的选择权。由于本公司的租赁合同不提供隐含利率，本公司使用基于开始日期可获得的信息的递增借款利率来确定未来付款的现值。营运租赁费用在租赁期内按直线法确认，并计入工厂营运成本及综合损益表中的其他项目。
对于有资格获得短期租赁确认豁免的租赁，公司适用实际权宜之计，不确认ROU资产或租赁负债。
出租人会计政策
公司通过销售式、经营性租赁等方式，按照长期服务协议，为客户提供特定资产的运输等服务。
在销售型租赁中，公司在租赁开始时衡量合同内的总对价。当租赁安排包含不止一个租赁和/或非租赁组成部分时，合同对价的一部分将根据每项不同服务的独立销售价格分配给每个组成部分。公司运用判断来确定履行每项服务的履约义务的预期未来成本的合理估计。与租赁组成部分相关的付款在应收租赁收入减少和销售型租赁收入减少之间分摊。
在租赁开始时，本公司确认租赁投资净额，由未来租赁付款的现值和租赁资产的估计剩余价值表示。租赁资产的厂房、财产和设备将不再确认，相关收益/损失(如有)将在综合收益表中确认。销售型租赁收入使用租赁中隐含的费率确定，并在收入中记录。
本公司是包括PPA在内的某些其他合同的出租人，这些合同作为经营租赁入账。在经营租赁中，租赁资产仍在综合资产负债表中的厂房、物业和设备中资本化，并在其使用年限内折旧，而租赁付款按直线法在租赁期内确认为收入。可变租赁付款在其发生的期间确认为收入。
长期资产减值准备
每当事件或环境变化显示账面价值可能无法收回时，本公司便会审核厂房、物业及设备等长期资产及发展中的资本项目的减值。如果厂房、物业和设备内一项资产的估计未贴现未来现金流量总额或任何长期资产的估计销售价格低于该资产的账面价值，则就该资产的账面价值超过该资产的估计公允价值确认减值损失。
权益法投资减值准备
当发生事件或环境变化对投资的公允价值产生重大不利影响时，公司审查权益法投资的减值。当本公司断定一项投资的公允价值低于其账面价值时，本公司将确定减值是否非临时性的，如果是，则就账面价值超过投资估计公允价值但不超过投资账面价值的部分确认减值损失。
收购和商誉
本公司采用收购会计方法对业务合并进行会计处理，因此，被收购实体的资产和负债主要按其在收购日的估计公允价值计量。转让对价的公允价值超过收购净资产的估计公允价值的部分被归类为商誉。商誉不会摊销，并按年度进行减值测试，或在事件或环境变化表明商誉可能减值时更频繁地进行减值测试。
商誉减值的年度审核是在报告单位级别进行的，该级别比本公司的经营部门低一个级别。公司可以初步评估定性因素，以确定环境中的事件或变化是否表明商誉可能受到损害。公司考虑的因素包括但不限于宏观经济状况、行业和市场因素、当前估值倍数和折现率、成本因素、历史和预测财务业绩以及该报告单位特有的事件。
如果本公司得出结论认为报告单位的公允价值不太可能大于其账面价值，则本公司将进行商誉减值量化测试。本公司可选择直接对其任何报告单位进行商誉减值量化测试。如果进行量化商誉减值测试，本公司将报告单位的公允价值与其账面价值(包括其商誉)进行比较。如果报告单位的账面价值超过其公允价值，商誉减值以报告单位的账面价值超过其公允价值的金额计量。报告单位的公允价值是通过使用贴现现金流量分析来确定的，该分析要求使用可能包括但不限于收入和资本支出预测、估值倍数和贴现率的假设。该公司已选择将商誉减值费用首先分配给不可扣除所得税的商誉，其余费用分配给可扣税的商誉。
当构成业务的报告单位的一部分被处置时，在确定处置损益时，与该业务相关的商誉计入该业务的账面价值。出售商誉金额乃根据拟出售业务的相对公允价值及将保留的报告单位部分厘定。已出售商誉和将保留的商誉部分均将完成商誉减值测试。
非控制性权益
非控股权益(NCI)代表本公司某些合并子公司的第三方所有权权益。
导致本公司所有权权益发生变化，但不会导致构成业务的子公司控制权发生变化的部分出售，计入股权交易。收益不计入收益或亏损。在部分出售时，NCI被记录为第三方在公司子公司净资产账面价值中的所有权权益。NCI的调整金额与支付或收到的代价的公允价值之间的任何差额，都在额外缴入资本和/或留存收益(累计亏损)中确认。
贷款和应收款
应收联属公司贷款和应收账款按摊余成本计量。
金融资产减值准备
本公司审核金融资产，包括租赁净投资和某些合同资产，按减值摊销成本列账，使用金融资产初始确认时和整个生命周期内的预期金融资产损失。预期信贷损失(ECL)是采用基于假设和判断的模型和方法计算的，这些假设和判断考虑了历史数据、当前交易对手信息以及对未来经济状况的合理和可支持的预测。
ECL于综合损益表中确认于厂房营运成本及其他项目，并于综合资产负债表中作为相关金融资产的账面价值减值列示。
受限投资
该公司有某些投资在提取和使用方面受到限制。这些受限投资被归类为可供出售，并在综合资产负债表中按公允价值入账。
由于CER的土地事项协商倡议(LMCI)，TC Energy必须筹集资金，以支付CER监管的加拿大较大管道未来的估计管道废弃成本。收集到的资金放在持有和投资资金的信托基金中，并被计入限制性投资(LMCI限制性投资)。LMCI限制性投资只能用于为废弃受CER监管的管道设施提供资金，因此，相应的监管负债记录在综合资产负债表中。该公司还有其他已预留的限制性投资，用于支付保险索赔损失，由该公司的全资专属自保保险子公司支付。
所得税
本公司采用资产负债法核算所得税。这一方法要求确认递延所得税资产和负债，以计入可归因于现有资产和负债的账面金额与其各自税基之间差异的未来税项后果。递延所得税资产和负债按资产负债表日的制定税率计量，预计该税率将适用于预计临时差异将被冲销或结算的年度的应纳税所得额。这些余额的变化在发生变化的期间在净收益中确认，但与受监管的天然气管道有关的余额变化除外，这些余额将被推迟，直到经监管机构允许退还或收回通行费。递延所得税资产和负债在综合资产负债表中归类为非流动资产。本公司对不确定税务状况的风险进行了评估，并在这种风险更有可能成为现实的情况下计提了拨备。
对于公司在可预见的将来不打算汇回国内的外国投资的未汇出收益，加拿大的所得税不作规定。
任何与税收有关的利息和/或罚金都反映在所得税支出中。
资产报废债务
本公司确认资产报废负债(ARO)负债在产生期间的公允价值，当时存在法定义务，并可对公允价值进行合理估计。公允价值计入相关资产的账面金额，负债通过计入综合收益表中的工厂运营成本和其他费用而增加。
在确定ARO的公允价值时，使用了以下假设：
•预计退休日期
•所需的废弃和填海活动的范围和成本
•适当的通货膨胀率和贴现率。
该公司的ARO与其发电设施有很大关系。与该公司的天然气和液体管道以及储存设施相关的资产报废的范围和时间无法确定，因为只要有供需，该公司就打算运营这些设施。因此，公司没有记录与这些资产有关的ARO金额。
环境责任和排放限额及信用额度
本公司按未贴现基础记录可能发生且成本可合理估计的环境补救工作的负债。该等估计(包括相关法律费用)乃根据现有技术及已颁布的法律及法规所得的现有资料而厘定，并于未来期间根据实际发生的费用或新情况作出修订。TC Energy评估从保险公司和其他第三方获得的追回与负债分开，当可能追回时，它将资产与相关负债分开记录。这些回收与环境治理成本一起在工厂运营成本和其他综合损益表中按净额列示。上述一个或多个类别的变化可能导致额外的费用，如罚款、罚款和/或与环境责任的诉讼和索赔和解有关的支出。
为遵守规定而购买的排放额度或信用额度按历史成本记录在综合资产负债表中，并在政府机构使用或注销/停用时取消确认。合规成本在发生时计入费用。授予TC Energy或由TC Energy内部产生的津贴不计入会计价值。当需要时，TC Energy使用对清偿合规义务所需金额的最佳估计，在综合资产负债表上应计排放负债。不用于合规的津贴和信用被出售，任何收益或损失都记录在综合收益表中电力和能源解决方案部分的收入中。本公司在综合资产负债表中记录了为遵守其他流动资产和其他长期资产的规定而持有的津贴和贷项。未按规定持有的津贴和贷项在综合资产负债表中被归类为存货。
股票期权和其他薪酬计划
TC Energy的股票期权计划允许将购买普通股的期权授予某些员工，包括高级管理人员。已授予的股票期权按公允价值法入账。根据此方法，补偿开支于授出日以按二项模型计算的公允价值计量，并于归属期间以直线方式确认，抵销额外缴入资本。罚没在发生时会被计算在内。在行使股票期权时，原来记录在额外实收资本中的金额在合并资产负债表上重新归类为普通股。
该公司有中期激励计划，根据该计划向符合条件的员工支付报酬。与这些奖励计划相关的费用按权责发生制入账。根据这些计划，福利在满足某些条件时授予，包括员工在指定时期内继续受雇和实现指定的公司业绩目标。
员工退休后福利
公司发起固定福利养老金计划(DB计划)、固定缴款计划(DC计划)、储蓄计划和其他退休后福利计划(OPEB计划)。本公司对DC计划和储蓄计划的供款在供款期间支出。员工收到的DB计划和OPEB计划的成本是使用预计福利方法精算确定的，该方法基于服务和管理层对预期计划投资业绩、工资增长、员工退休年龄和预期医疗保健成本的最佳估计按比例计算。
DB计划的资产在每年的12月31日按公允价值计量。DB计划的资产预期回报是使用基于市场相关价值确定的五年制所有DB计划资产的移动平均值。过去的服务成本在雇员的预期平均剩余服务年限内摊销。计划修订产生的调整按修订日期在职雇员的EARSL以直线法摊销。本公司将DB计划的资金过剩或资金不足状态分别确认为合并资产负债表上的资产或负债，并在发生变化的年度通过其他全面收益（亏损）（OCI）确认资金状态的变化。净精算损益超过 10福利义务和DB计划资产的市场相关价值（如有）中较高者的10%从累计其他综合收益（亏损）（AOCI）中摊销，并计入在职员工EARSL的净收益。倘重组福利计划导致削减及结算，则削减于结算前入账。
就若干受规管业务而言，退休后福利金额可透过通行费收回，因为福利已拨资。本公司将与该等退休后福利计划有关的任何未确认收益或亏损或精算假设变动记录为监管资产或负债。规管资产或负债按在职雇员之EARSL以直线法摊销。
外币交易及折算
外币交易是指以本公司或报告子公司经营所在的主要经济环境货币以外的货币计值的交易。这被称为功能货币。以外币计值之交易按交易日期之汇率换算为功能货币。以外币计值之货币资产及负债按结算日之有效汇率换算为功能货币，而非货币资产及负债则按交易日之历史有效汇率换算。货币资产和负债换算产生的汇兑损益记录在净收入中，但与加拿大受管制天然气管道有关的任何外币债务的汇兑损益除外，这些汇兑损益递延到CER允许的通行费中退还或收回。
将海外业务的功能货币换算为公司的加元报告货币所产生的收益和损失反映在OCI中，直到业务出售，届时收益和损失重新分类为净收入。资产及负债账项按结算日之现行汇率换算，而收入、开支、收益及亏损则按交易日之现行汇率换算。公司的美元计价债务和某些衍生对冲工具已被指定为对外国子公司净投资的对冲，因此，美元计价债务和衍生工具的未实现外汇收益和损失也反映在其他综合收益中。
154 | TC Energy 合并财务报表 2023
衍生工具和套期保值活动
所有衍生工具均按公允价值在综合资产负债表中记录，除非它们符合正常购买和正常销售豁免的条件并被指定为正常购买和正常销售豁免，或被认为符合其他允许的豁免。
本公司将对冲会计法应用于合资格及指定作对冲会计处理的安排。这包括公平值及现金流量对冲以及海外业务净投资的外币风险对冲。倘对冲关系因到期、届满、出售、终止、注销或行使而不再有效或对冲或被对冲项目不再存在，则对冲会计处理将于未来终止。
在公允价值套期关系中，被套期项目的账面价值根据被套期风险引起的公允价值变动进行调整，这些变动在净收入中确认。在对冲关系有效的情况下，被对冲项目的公平值变动会被对冲项目的公平值变动抵销，而对冲项目的公平值变动亦会计入净收入。外汇及利率公平值对冲之公平值变动分别于利息收入及其他以及利息开支中入账。如果套期会计被终止，被套期项目的账面价值不再调整，对被套期项目账面价值的累计公允价值调整在原套期关系的剩余期限内摊销至净收入。
在现金流量对冲关系中，对冲衍生工具的公平值变动于其他全面收益确认。当对冲会计终止时，先前于AOCI确认的金额于对冲项目现金流量变动影响净收入或原对冲项目结算期间重新分类至收益、利息开支及利息收入及其他（如适用）。当对冲项目被出售或提前终止，或预期交易可能不会发生时，衍生工具的收益及亏损即时重新分类至AOCI的净收入。利率衍生工具之终止付款于综合现金流量表分类为融资活动。
在对冲一项海外业务的净投资的外币风险时，对冲工具的汇兑损益在保监处确认。如果公司减少了对外国业务的净投资，以前在AOCI确认的金额将重新归类为净收益。
在某些情况下，衍生品不符合对冲会计处理的具体标准。在这些情况下，公允价值的变动在变动期内计入净收益。
作为RRA一部分入账的衍生品(包括符合对冲会计处理资格的衍生品)的公允价值变动所产生的损益，将通过本公司收取的通行费退还或收回。因此，这些收益和亏损作为监管资产或负债递延，并在衍生品结算时退还给差饷缴纳人或从差饷缴纳人那里收取。
嵌入其他金融工具或合同(主工具)的衍生品作为单独的衍生品入账。如嵌入衍生工具的经济特征与主办工具的经济特征并不清楚及密切相关，且其条款与独立衍生工具的条款相同，且总合约并非为交易而持有或按公允价值入账，则按公允价值计量。当嵌入衍生品的公允价值变化单独计量时，它们将计入净收入。
长期债务交易成本和发行成本
本公司记录长期债务交易成本和发行成本，从相关债务负债的账面价值中扣除，并使用实际利息法摊销这些成本，但与加拿大天然气监管管道相关的成本除外，该等成本继续按监管收费机制的规定按直线摊销。
担保
发行时，本公司记录本公司代表部分拥有的实体或部分拥有的实体订立的某些担保的公允价值，或可为其支付或有付款。这些担保的公允价值是通过对本公司在适当情况下使用信用证取代担保将产生的现金流进行贴现来估计的。担保被记录为股权投资或厂房、财产和设备的增加，相应的负债记录在其他长期负债中。解除债务在担保期间或担保期满或清偿时予以承认。
可变利息实体
VIE是指在没有额外附属财务支持的情况下没有足够的风险股本为其活动提供资金的法人实体，或者其结构使得股权投资者缺乏通过投票权就实体的运营做出重大决定的能力，或者没有实质性地参与实体的损益。对实体是否为VIE以及如果是，本公司是否是主要受益人的评估在该实体成立时或在复议活动中完成。
合并后的VIE
本公司的综合VIE由本公司拥有可变权益且被视为主要受益人的法人实体组成。作为主要受益人，本公司有权通过投票权或类似权利指导VIE的活动，这些活动对经济业绩影响最大，包括：购买或出售重大资产；资产的维护和运营；产生额外债务；或确定实体的战略运营方向。此外，本公司有义务承担合并VIE可能对VIE产生重大影响的损失，或有权从合并VIE获得利益。
非合并VIE
本公司的非综合VIE由法人实体组成，在这些法人实体中，本公司拥有可变权益，但不是主要受益人，因为它没有权力(无论是明示的或隐含的)通过投票权或类似权利来指导对该等VIE的经济表现产生最重大影响的活动，或在该权力与第三方分享的情况下。该公司向这些VIE提供资本，并获得所有权权益，使其在偿还债务后对资产拥有剩余索取权。未合并的VIE被计入股权投资。
本公司的最大亏损风险是由于本公司在VIE中的可变权益而可能在未来期间通过净收入记录的最大亏损。
3. 会计变更
未来的会计变更
所得税
2023年12月，财务会计准则委员会发布了新的指导意见，通过改进税率调节和缴纳所得税的信息，提高所得税披露的透明度和决策有用性。该指导意见还包括一些其他修订，以提高所得税披露的有效性。这一新的指导方针自2025年1月1日起生效。该指南是前瞻性应用的，允许追溯应用。对于尚未发布的年度财务报表，允许及早采用。公司预计这一指导不会对公司的综合财务报表产生实质性影响。
细分市场报告
2023年11月，FASB发布了新的指导意见，以改善有关公共实体可报告部门的披露，并满足投资者关于可报告部门费用的更多、更详细信息的要求。该指南适用于2024年1月1日开始的年度期间和2025年1月1日开始的过渡期。允许及早采用，并可追溯适用该指南。公司目前正在评估该准则对公司合并财务报表的影响。
租契
2023年3月，FASB发布了新的指导意见，澄清了与共同控制租赁相关的租赁改进的会计处理。指导意见要求所有承租人将与共同控制租赁有关的租赁改进在其使用年限内摊销给共同控制集团，并在租赁结束时将其作为在共同控制下的实体之间的资产转移进行核算。当共同控制组的租赁改进的使用年限超过相关租赁期限时，需要进行额外披露。这一新指南将于2024年1月1日生效，既可前瞻性应用，也可追溯应用，并允许及早应用。本公司将于2024年1月1日起前瞻性地采用该指引，预计不会对本公司的综合财务报表产生重大影响。
4. 剥离液体管道业务
2023年7月27日，TC Energy宣布计划通过拟议的剥离其液体管道业务(剥离交易)将其拆分为两家独立的投资级上市公司。2023年11月8日，该公司传达称，新的液体管道业务的名称将是South Bow Corporation(South Bow)。除了TC和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。TC能源预计，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普通股的分配。将分配给TC Energy股东的South Bow普通股数量的确定将在剥离交易完成之前确定。这笔剥离交易预计将对TC Energy的加拿大和美国股东免税。
截至2023年12月31日止年度，本公司产生的税前液体管道业务分离成本为40百万(美元)34对于剥离交易，包括与分离活动有关的内部成本、在工厂运营成本中记录的法律、税务、审计和其他咨询费以及在综合收益表中记录的其他咨询费用。
5. 分段信息
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的年度 | 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 | | 电力和能源解决方案 | | 公司 | | 总计 |
| (百万加元) | 1 |
| | | | | | | | | | | | | |
| 收入 | 5,173 | | | 6,229 | | | 846 | | | 2,667 | | | 1,019 | | | — | | | 15,934 | |
| 部门间收入 | — | | | 101 | | | — | | | — | | | 22 | | | (123) | | 2 | — | |
| 5,173 | | | 6,330 | | | 846 | | | 2,667 | | | 1,041 | | | (123) | | | 15,934 | |
股权投资的收益(亏损) | 220 | | | 324 | | | 78 | | | 67 | | | 688 | | | — | | | 1,377 | |
| 股权投资减值准备 | (2,100) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (2,100) | |
工厂运营成本和其他 | (1,756) | | | (1,660) | | | (39) | | | (836) | | | (603) | | | 7 | | 2 | (4,887) | |
| 商品采购转售 | — | | | (56) | | | — | | | (437) | | | (24) | | | — | | | (517) | |
| 财产税 | (302) | | | (473) | | | — | | | (116) | | | (6) | | | — | | | (897) | |
| 折旧及摊销 | (1,325) | | | (934) | | | (89) | | | (338) | | | (92) | | | — | | | (2,778) | |
商誉和资产减值费用及其他 | — | | | — | | | — | | | 4 | | | — | | | — | | | 4 | |
| | | | | | | | | | | | | |
分段收益(亏损) | (90) | | | 3,531 | | | 796 | | | 1,011 | | | 1,004 | | | (116) | | | 6,136 | |
| 利息支出 | | | | | | | | | | | | | (3,263) | |
| 施工期间使用的资金拨备 | | | | | | | | | | | | | 575 | |
净汇兑收益(亏损) | | | | | | | | | | | | | 320 | |
| 利息收入及其他 | | | | | | | | | | | | | 242 | |
所得税前收入(亏损) | | | | | | | | | | | | | 4,010 | |
所得税(费用)回收 | | | | | | | | | | | | | (942) | |
净收益(亏损) | | | | | | | | | | | | | 3,068 | |
可归因于非控股权益的净(收益)亏损 | | | | | | | | | | | | (146) | |
可归因于控股权益的净收益(亏损) | | | | | | | | | | | | 2,922 | |
| 优先股股息 | | | | | | | | | | | | | (93) | |
普通股应占净收益(亏损) | | | | | | | | | | | | 2,829 | |
| | | | | | | | | | | | | |
资本支出3 | | | | | | | | | | | | | |
| 资本支出 | 2,953 | | | 2,536 | | | 2,292 | | | 49 | | | 144 | | | 33 | | | 8,007 | |
| 发展中的资本项目 | — | | | — | | | — | | | — | | | 142 | | | — | | | 142 | |
股票投资缴款 | 3,231 | | | 124 | | | — | | | — | | | 794 | | | — | | | 4,149 | |
| 6,184 | | | 2,660 | | | 2,292 | | | 49 | | | 1,080 | | | 33 | | | 12,298 | |
1包括部门间抵销。
2该公司按合同费率记录部门间销售额。对于分段报告，这些交易作为部门间收入计入提供服务的部门和工厂运营成本，其他计入接受服务的部门。这些交易在合并时被注销。当产品或服务已提供给第三方或以其他方式实现时，部门间利润被确认。
3包括在合并现金流量表的投资活动中。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | 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 | | 电力和能源解决方案 | | 公司 | | 总计 |
| (百万加元) | 1 |
| | | | | | | | | | | | | |
| 收入 | 4,764 | | | 5,933 | | | 688 | | | 2,668 | | | 924 | | | — | | | 14,977 | |
| 部门间收入 | — | | | 132 | | | — | | | — | | | 12 | | | (144) | | 2 | — | |
| 4,764 | | | 6,065 | | | 688 | | | 2,668 | | | 936 | | | (144) | | | 14,977 | |
股权投资的收益(亏损) | 18 | | | 292 | | | 122 | | | 55 | | | 539 | | | 28 | | 3 | 1,054 | |
| 股权投资减值准备 | (3,048) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (3,048) | |
| 工厂运营成本和其他 | (1,679) | | | (1,856) | | | (221) | | | (756) | | | (544) | | | 124 | | 2 | (4,932) | |
| 商品采购转售 | — | | | — | | | — | | | (512) | | | (22) | | | — | | | (534) | |
| 财产税 | (297) | | | (426) | | | — | | | (121) | | | (4) | | | — | | | (848) | |
| 折旧及摊销 | (1,198) | | | (887) | | | (98) | | | (329) | | | (72) | | | — | | | (2,584) | |
商誉和资产减值费用及其他 | — | | | (571) | | | — | | | 118 | | | — | | | — | | | (453) | |
分段收益(亏损) | (1,440) | | | 2,617 | | | 491 | | | 1,123 | | | 833 | | | 8 | | | 3,632 | |
| 利息支出 | | | | | | | | | | | | | (2,588) | |
| 施工期间使用的资金拨备 | | | | | | | | | | | | | 369 | |
净汇兑收益(亏损)3 | | | | | | | | | | | | | (185) | |
| 利息收入及其他 | | | | | | | | | | | | | 146 | |
所得税前收入(亏损) | | | | | | | | | | | | | 1,374 | |
所得税(费用)回收 | | | | | | | | | | | | | (589) | |
净收益(亏损) | | | | | | | | | | | | | 785 | |
可归因于非控股权益的净(收益)亏损 | | | | | | | | | | | | (37) | |
可归因于控股权益的净收益(亏损) | | | | | | | | | | | | 748 | |
| 优先股股息 | | | | | | | | | | | | | (107) | |
普通股应占净收益(亏损) | | | | | | | | | | | | 641 | |
| | | | | | | | | | | | | |
资本支出4 | | | | | | | | | | | | | |
| 资本支出 | 3,274 | | | 2,137 | | | 1,027 | | | 106 | | | 93 | | | 41 | | | 6,678 | |
| 发展中的资本项目 | — | | | — | | | — | | | — | | | 49 | | | — | | | 49 | |
股票投资缴款5 | 1,445 | | | — | | | — | | | 37 | | | 752 | | | — | | | 2,234 | |
| 4,719 | | | 2,137 | | | 1,027 | | | 143 | | | 894 | | | 41 | | | 8,961 | |
1包括部门间抵销。
2该公司按合同费率记录部门间销售额。对于分段报告，这些交易作为部门间收入计入提供服务的部门和工厂运营成本，其他计入接受服务的部门。这些交易在合并时被注销。当产品或服务已提供给第三方或以其他方式实现时，部门间利润被确认。
3股权投资的收益(亏损)包括公司从关联公司获得的比索计价贷款的汇兑收益和亏损的比例份额，这些收益(亏损)在外汇收益(亏损)中完全抵消，扣除相应的外汇损失和关联公司应收余额的收益，直到2022年3月15日到期时得到全额偿还。有关更多信息，请参阅附注13，从关联公司应收贷款。
4包括在合并现金流量表的投资活动中。
5对公司部门股权投资的贡献为#美元1.230亿美元被来自股权投资的其他分配中的等值金额所抵消，尽管它们在公司的综合现金流量表中以毛为基础报告。有关更多信息，请参阅附注13，从关联公司应收贷款。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | 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 | | 电力和能源解决方案 | | 公司 | | 总计 |
| (百万加元) | 1 |
| | | | | | | | | | | | | |
| 收入 | 4,519 | | | 5,233 | | | 605 | | | 2,306 | | | 724 | | | — | | | 13,387 | |
| 部门间收入 | — | | | 145 | | | — | | | — | | | 14 | | | (159) | | 2 | — | |
| 4,519 | | | 5,378 | | | 605 | | | 2,306 | | | 738 | | | (159) | | | 13,387 | |
股权投资的收益(亏损) | 12 | | | 244 | | | 119 | | | 71 | | | 411 | | | 41 | | 3 | 898 | |
| 工厂运营成本和其他 | (1,567) | | | (1,393) | | | (55) | | | (700) | | | (455) | | | 72 | | 2 | (4,098) | |
| 商品采购转售 | — | | | — | | | (3) | | | (84) | | | — | | | — | | | (87) | |
| 财产税 | (289) | | | (367) | | | — | | | (113) | | | (5) | | | — | | | (774) | |
| 折旧及摊销 | (1,226) | | | (791) | | | (109) | | | (318) | | | (78) | | | — | | | (2,522) | |
商誉和资产减值费用及其他 | — | | | — | | | — | | | (2,775) | | | — | | | — | | | (2,775) | |
出售资产的净收益(亏损) | — | | | — | | | — | | | 13 | | | 17 | | | — | | | 30 | |
分段收益(亏损) | 1,449 | | | 3,071 | | | 557 | | | (1,600) | | | 628 | | | (46) | | | 4,059 | |
| 利息支出 | | | | | | | | | | | | | (2,360) | |
| 施工期间使用的资金拨备 | | | | | | | | | | | | | 267 | |
净汇兑收益(亏损)3 | | | | | | | | | | | | | 10 | |
| 利息收入及其他 | | | | | | | | | | | | | 190 | |
所得税前收入(亏损) | | | | | | | | | | | | | 2,166 | |
所得税(费用)回收 | | | | | | | | | | | | | (120) | |
净收益(亏损) | | | | | | | | | | | | | 2,046 | |
可归因于非控股权益的净(收益)亏损 | | | | | | | | | | | | (91) | |
可归因于控股权益的净收益(亏损) | | | | | | | | | | | | 1,955 | |
| 优先股股息 | | | | | | | | | | | | | (140) | |
普通股应占净收益(亏损) | | | | | | | | | | | | 1,815 | |
| | | | | | | | | | | | | |
资本支出4 | | | | | | | | | | | | | |
| 资本支出 | 2,629 | | | 2,611 | | | 129 | | | 488 | | | 32 | | | 35 | | | 5,924 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 股票投资缴款 | 108 | | | 209 | | | — | | | 83 | | | 810 | | | — | | | 1,210 | |
| 2,737 | | | 2,820 | | | 129 | | | 571 | | | 842 | | | 35 | | | 7,134 | |
1包括部门间抵销。
2该公司按合同费率记录部门间销售额。对于分段报告，这些交易作为部门间收入计入提供服务的部门和工厂运营成本，其他计入接受服务的部门。这些交易在合并时被注销。当产品或服务已提供给第三方或以其他方式实现时，部门间利润被确认。
3股权投资的收益(亏损)包括公司从关联公司获得的比索计价贷款的汇兑收益和亏损的比例份额，外汇收益(亏损)完全抵消了相应的外汇损失和关联公司应收余额的收益。有关更多信息，请参阅附注13，从关联公司应收贷款。
4包括在合并现金流量表的投资活动中。
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 |
| (百万加元) |
| | | |
| 按部门划分的总资产 | | | |
| 加拿大天然气管道 | 29,782 | | | 27,456 | |
| 美国天然气管道 | 50,499 | | | 50,038 | |
| 墨西哥天然气管道 | 12,003 | | | 9,231 | |
| 液体管道 | 15,490 | | | 15,587 | |
| 电力和能源解决方案 | 9,525 | | | 8,272 | |
| 公司 | 7,735 | | | 3,764 | |
| 125,034 | | | 114,348 | |
地理信息
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 收入 | | | | | |
| 加拿大-美国国内 | 5,360 | | | 4,942 | | | 4,603 | |
| 加拿大出口贸易 | 1,403 | | | 1,322 | | | 1,226 | |
| 美国 | 8,325 | | | 8,025 | | | 6,953 | |
| 墨西哥 | 846 | | | 688 | | | 605 | |
| | 15,934 | | | 14,977 | | | 13,387 | |
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 |
| (百万加元) |
| | | |
| 厂房、物业和设备 | | | |
| 加拿大 | 28,583 | | | 27,232 | |
| 美国 | 44,609 | | | 43,505 | |
| 墨西哥 | 7,377 | | | 5,203 | |
| | 80,569 | | | 75,940 | |
6. 收入
收入分解
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的年度 | 加拿大人
天然
燃气
管道 | 美国
天然
燃气
管道 | 墨西哥
天然
燃气
管道 | 液体管道 | 电源
和
能量
全球解决方案 | 总计 |
| (百万加元) |
| | | | | | |
| 与客户签订合同的收入 | | | | | | |
| 运力安排和运输 | 5,141 | | 5,107 | | 442 | | 2,115 | | — | | 12,805 | |
| 发电 | — | | — | | — | | — | | 427 | | 427 | |
天然气储存和其他1,2 | 32 | | 874 | | 125 | | 3 | | 363 | | 1,397 | |
| 5,173 | | 5,981 | | 567 | | 2,118 | | 790 | | 14,629 | |
销售型租赁收入3 | — | | — | | 279 | | — | | — | | 279 | |
其他收入4 | — | | 248 | | — | | 549 | | 229 | | 1,026 | |
| 5,173 | | 6,229 | | 846 | | 2,667 | | 1,019 | | 15,934 | |
1包括$31从一家附属公司获得的与开发和建设Coastal GasLink管道项目有关的费用收入35TC Energy持有该公司1%的股份。
2包括$97来自非租赁部分的收入，用于提供与在役TGNH管道上的销售型租赁有关的运营和维护服务。有关更多信息，请参阅附注11，租赁。
3表示在役TGNH管道上的销售型租赁收入。有关更多信息，请参阅附注11，租赁。
4其他收入包括公司经营租赁安排、营销活动和金融工具的收入。有关更多信息，请参阅附注11(租赁)和附注29(风险管理和金融工具)。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | 加拿大人
天然
燃气
管道 | 美国
天然
燃气
管道 | 墨西哥
天然
燃气
管道 | 液体管道 | 电源
和
能源解决方案 | 总计 |
| (百万加元) |
| | | | | | |
| 与客户签订合同的收入 | | | | | | |
| 运力安排和运输 | 4,696 | | 4,621 | | 507 | | 1,983 | | — | | 11,807 | |
| 发电 | — | | — | | — | | — | | 490 | | 490 | |
天然气储存和其他1,2 | 68 | | 1,298 | | 54 | | 4 | | 391 | | 1,815 | |
| 4,764 | | 5,919 | | 561 | | 1,987 | | 881 | | 14,112 | |
销售型租赁收入3 | — | | — | | 127 | | — | | — | | 127 | |
其他收入4,5 | — | | 14 | | — | | 681 | | 43 | | 738 | |
| 4,764 | | 5,933 | | 688 | | 2,668 | | 924 | | 14,977 | |
1包括$68从一家附属公司获得的与开发和建设Coastal GasLink管道项目有关的费用收入35TC Energy持有该公司1%的股份。
2包括$37来自非租赁部分的收入，用于提供与在役TGNH管道上的销售型租赁有关的运营和维护服务。有关更多信息，请参阅附注11，租赁。
3表示在役TGNH管道上的销售型租赁收入。有关更多信息，请参阅附注11，租赁。
4其他收入包括公司经营租赁安排、营销活动和金融工具的收入。有关更多信息，请参阅附注11(租赁)和附注29(风险管理和金融工具)。
5来自美国天然气管道的其他收入包括由H.R.1、减税和就业法案(美国税制改革)产生的净监管负债的摊销。有关更多信息，请参阅附注14，费率管制业务。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | 加拿大人
天然
燃气
管道 | 美国
天然
燃气
管道 | 墨西哥
天然
燃气
管道 | 液体管道 | 电源
和
能源解决方案 | 总计 |
| (百万加元) |
| | | | | | |
| 与客户签订合同的收入 | | | | | | |
| 运力安排和运输 | 4,432 | | 4,139 | | 576 | | 2,025 | | — | | 11,172 | |
| 发电 | — | | — | | — | | — | | 324 | | 324 | |
天然气储存和其他1 | 87 | | 1,057 | | 29 | | 5 | | 278 | | 1,456 | |
| 4,519 | | 5,196 | | 605 | | 2,030 | | 602 | | 12,952 | |
其他收入2,3 | — | | 37 | | — | | 276 | | 122 | | 435 | |
| 4,519 | | 5,233 | | 605 | | 2,306 | | 724 | | 13,387 | |
1包括$87从一家附属公司获得的与开发和建设Coastal GasLink管道项目有关的费用收入35TC Energy持有该公司1%的股份。
2其他收入包括公司经营租赁安排、营销活动和金融工具的收入。有关更多信息，请参阅附注11(租赁)和附注29(风险管理和金融工具)。
3来自美国天然气管道的其他收入包括摊销因美国税制改革而产生的净监管负债。有关更多信息，请参阅利率监管业务的更多信息，如图2和附注14。
合同余额
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 | | 上受影响的行项目
合并资产负债表 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 与客户签订的合同应收账款 | 1,832 | | | 1,907 | | | 应收账款 |
合同资产(附注9) | 151 | | | 155 | | | 其他流动资产 |
长期合同资产(附注16) | 457 | | | 355 | | | 其他长期资产 |
合同责任1(注18) | 69 | | | 62 | | | 应付帐款及其他 |
长期合同负债1(注19) | 12 | | | 32 | | | 其他长期负债 |
1在截至2023年12月31日的年度内，64百万(2022年--美元)51已确认的收入包括在年初计入合同负债的收入和计入长期合同负债的收入。
合同资产和长期合同资产主要涉及公司对截至报告日期已完成但未开具发票的长期承诺能力天然气管道合同的服务获得收入的权利。合同资产的变化主要涉及在这些权利变得无条件并向客户开具发票时转移到应收账款，以及确认有待开具发票的额外收入。合同负债和长期合同负债主要是订约服务的未赚取收入。根据综合运输服务协议(TSA)的条款，与当前和未来在役TGNH管道有关的合同负债从某些合同资产余额中扣除。由此产生的合同负债净额在管道投入使用时在综合资产负债表上以租赁投资净额结算。
来自剩余业绩债务的未来收入
截至2023年12月31日，来自长期管道运力安排和运输以及天然气储存和其他合同的未来收入约为美元。22.9200亿美元，其中约4.9预计2024年将有1000亿美元被确认。
公司的很大一部分收入被认为是受限的，因此不包括在上述未来收入金额中，因为公司使用了以下实际的权宜之计：
•开票权实用权宜之计-适用于所有美国和某些墨西哥受费率管制的天然气管道运力安排和直通收入
•可变考虑实际权宜之计--适用于以下可变收入：
◦由于无法估计运输量，因此可中断运输服务收入
◦根据运输量计算的液体管道运力收入
◦受本公司影响以外因素影响的与市场价格相关的发电收入
•合同期限为一年或一年以下。此外，该公司加拿大天然气管道受监管的公司运力合同的未来收入仅包括根据当前费率结算批准的通行费有效和确定的时间段的固定收入。未来的收入不包括该公司墨西哥天然气管道尚未投入使用的项目的租赁收入。
7. Keystone XL
资产减值准备及其他
随着Keystone XL管道项目的总统许可于2021年1月20日被撤销，公司终止了Keystone XL管道项目，并于2021年对Keystone XL投资进行了减值评估。因此，公司确定液体管道部分内这些资产的账面价值不再完全可收回，并确认了一项资产减值费用，扣除预期的合同收回和与终止活动有关的其他合同和法律义务，净额为#美元。2,775百万(美元)2,134税后)截至2021年12月31日的年度。资产减值费用是根据账面价值超出#美元计提的。3,301比估计公允价值美元高出100万美元175百万美元。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | 估计公允价值
厂房、财产的所有权
技术和设备 | | 资产减值准备及其他 | |
| (百万加元) | | 税前 | | 税后 | |
| | | | | | |
| 资产减值准备 | | | | | | |
| 厂房和设备 | 175 | | | 412 | | | 312 | | |
| 发展中的相关资本项目 | — | | | 230 | | | 175 | | |
| 其他资本化成本 | — | | | 2,158 | | | 1,642 | | |
| 资本化利息 | — | | | 326 | | | 248 | | |
| 175 | | | 3,126 | | | 2,377 | | |
| 其他 | | | | | | |
| 合同追回 | 不适用 | | (693) | | | (525) | | |
| 与终止活动有关的合同和法律义务 | 不适用 | | 342 | | | 282 | | |
| 175 | | | 2,775 | | | 2,134 | | |
估计公允价值为#美元175截至2021年12月31日，与厂房和设备相关的100万美元是基于在当前状况下出售这些资产预计收到的价格，并根据需要进行更新。在确定销售价格时使用的初始关键假设包括估计的两年出售期限和当前能源市场需求。估值考虑了基于可用于处置这些资产的各种市场的各种潜在销售价格，并要求使用不可观察到的投入。因此，公允价值被归入公允价值等级的第三级。
164 | TC Energy 合并财务报表 2023
于二零二三年，本公司收到$102000万欧元(2022年--美元)571 2000万美元）用于合同收回的款项，因此，117 2023年12月31日的百万美元（2022年12月31日- $130(亿美元)。
2022年，本公司根据对所产生的成本和承诺的审查，修订了与终止活动相关的合同和法律义务的估计，54 资产减值准备减少100万元。于二零二三年并无对估计作出修订。公司支付了$2 2023年（2022年）24 百万; 2021年-美元192 （b）履行与终止活动有关的合同和法律义务。于2023年12月31日，应计余额为$45 百万（2022年12月31日- $48(亿美元)。
于二零二三年，本公司出售账面值约为$632000万欧元(2022年--美元)25 百万; 2021年-美元16 100万美元），从而产生了362000万欧元(2022年--美元)64百万; 2021年- 零)计入商誉和资产减值费用及其他综合损益表。
作为Keystone XL减值费用和其他费用的一部分，公司记录了#美元142023年收回600万个所得税(2022年-美元96300万美元)与Keystone XL管道项目的终止有关。
可赎回的非控制性权益和长期债务
2020年3月，该公司宣布将着手建设Keystone XL管道。作为筹资计划的一部分，艾伯塔省政府投资了#美元。1,033于截至2020年12月31日止年度，以A类权益形式持有1,000,000,000元人民币。
2021年1月4日，公司设立了一笔美元4.130亿美元的项目级信贷安排，以支持Keystone-XL管道的建设，该贷款由艾伯塔省政府全面担保，对该公司没有追索权。2021年1月8日，公司根据合同条款行使了与艾伯塔省政府的看涨期权，并支付了$6331000万欧元(美元)497(100万)回购艾伯塔省政府在某些Keystone XL子公司的A类权益。这笔交易的资金来自对项目级信贷安排的提取。截至2021年12月31日止年度，本公司在Keystone XL项目级信贷安排下提取款项合共$1,0281000万欧元(美元)849(亿美元)。在取消Keystone XL管道项目后，艾伯塔省政府根据担保条款于2021年6月全额偿还了未偿还余额，随后终止了信贷安排。此外，2021年6月，公司以象征性金额回购了艾伯塔省政府剩余的A类权益，作为股权交易入账，产生了#美元。394在额外的实收资本中确认了1.5亿欧元。作为这一安排的一部分，TC能源公司发行了$91在Keystone XL子公司中的C类权益，使艾伯塔省政府有权从指定的Keystone XL项目资产中获得未来清算收益。整个$911000万美元(扣除分配后)记入综合资产负债表上的应付账款和其他账款。在2023年期间，确定该公司将超过$912000万的C类分配，公司将C类权益的账面价值增加了$321,000,000美元，相应金额计入商誉和资产减值费用以及综合收益表中的其他项目。终止项目一级信贷安排，扣除发行的C类利息，结果是#美元9372000万(美元)737 2021年的新增实收资本。截至2023年12月31日止年度，本公司向阿尔伯塔省政府作出C类分派为$49百万(2022年--美元)43百万; 2021年-美元16(亿美元)。
8. COASTAL GASLINK
Coastal GasLink LP股权投资减值
于二零二二年七月，Coastal GasLink LP、LNG Canada、TC Energy及其Coastal GasLink LP合作伙伴签订经修订协议（统称为二零二二年七月协议）。这些修正案修改了LNG Canada和Coastal GasLink LP之间的商业条款，以及Coastal GasLink LP合作伙伴之间的融资条款。
由于预期TC Energy与Coastal GasLink LP合伙人之间的后偿贷款协议项下的额外股权出资将主要由TC Energy作为Coastal GasLink LP的有限合伙人提供资金，根据二零二二年七月协议，本公司于二零二三年首三个季度完成估值评估，并得出结论，就各期间进行评估，其于Coastal GasLink LP之投资之公平值低于其账面值，且该等为非暂时减值。因此，税前减值支出为$2,1002000万(美元)1,943截至2023年12月31日止年度，加拿大天然气管道分部（2022年- $）的综合收益表中的股权投资减值中确认了2023年12月31日止年度的税后净利润（2022年- $3,048 百万美元2,643 税后）。Coastal GasLink LP投资的账面价值为美元，294 于二零二三年十二月三十一日（二零二二年- 零），反映了截至2023年12月31日的次级贷款余额（扣除减值）以及TC Energy股权投资的其他变动。减值支出反映了$2,020百万美元和一美元250 截至2023年9月30日止九个月偿还次级贷款的100万美元，以及TC Energy按比例应占Coastal GasLink LP利率衍生工具的未实现收益和亏损以及股权投资的其他变动。于2023年12月31日确认的累计税前减值支出为$5,1482000万(美元)4,586 税后）。
扣除若干未确认之未变现税项亏损后，已就除税前减值支出确认递延所得税收回。次级贷款的减值导致未确认的未实现非应税资本损失。更多信息请参见附注20所得税。
截至2023年12月31日，TC Energy预计将再提供$0.910亿美元与完成Coastal GasLink管道的资本成本估计有关，这与2023年9月30日减值计算中包含的资本成本情况一致。于2023年12月31日，自2023年9月30日以来，并无任何事件或情况变动显示对本公司于Coastal GasLink LP的投资的估计公平值产生重大不利影响。
TC Energy于2023年9月30日及2022年12月31日于Coastal GasLink LP的投资的公平值乃使用 40- 年贴现现金流量模型，并分类为第三级公允价值计量。
贴现现金流对与沿海天然气管道的资本成本估计（约为美元）有关的假设最为敏感。14.510亿(2022-美元)14.5 10亿美元）、贴现率和长期融资计划。
贴现现金流模型中包含的其他假设包括Coastal GasLink LP与LNG Canada参与者之间的TSA中的合同约定条款和延期条款，潜在的扩建项目和估计完成日期。
次级贷款协议
于二零二一年，TC Energy与Coastal GasLink LP订立后偿贷款协议。该贷款协议作为2022年7月协议的一部分进行了修订，Coastal GasLink LP对该贷款的后续提取将通过 计息贷款，按浮动市场利率计息，以支付完成Coastal GasLink管道的资本成本。根据TC Energy和Coastal GasLink LP之间的次级贷款协议， $3.410亿美元，其中2.5 于2023年12月31日提取贷款10亿美元。
一旦最终项目成本已知，任何未偿还的贷款将由沿海天然气连接有限责任公司偿还给TC能源公司，这将在管道投入使用后确定。包括TC Energy在内的Coastal GasLink LP合作伙伴将向Coastal GasLink LP提供股权，以最终资助Coastal GasLink LP偿还TC Energy的次级贷款。该公司预计，这些额外的股权出资将主要由TC Energy提供资金。于2022年7月执行经修订协议后，从该贷款提取的金额入账为实质股权出资，并在本公司的综合现金流量表中呈列为股权投资出资。该笔贷款的利息及本金还款预期将主要由TC Energy提供资金，将于收到后作为本公司的股权投资分派入账。
166 | TC Energy 合并财务报表 2023
下表反映此应收贷款结余之变动。
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | | | |
| (百万加元) | 2023 | | 2022 |
| | | |
年初未清偿余额 | 250 | | | 238 | |
发行 | 2,520 | | | 112 | |
还款 | (250) | | | (100) | |
年终未清余额 | 2,520 | | | 250 | |
本年度减值 | (2,020) | | | (250) | |
| 年终账面价值 | 500 | | | — | |
9. 其他流动资产
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 |
| (百万加元) | |
| | | |
衍生工具合约的公允价值(附注29) | 1,285 | | | 614 | |
租赁净投资的当前部分(附注11) | 306 | | | 291 | |
合同资产(附注6) | 151 | | | 155 | |
Keystone环境拨备回收的当前部分(附注18) | 150 | | | 410 | |
| 作为抵押品提供的现金 | 120 | | | 106 | |
排放额度 | 94 | | | 36 | |
| 预付费用 | 92 | | | 118 | |
Keystone XL合同追回(注7) | 83 | | | 86 | |
监管资产(附注14) | 76 | | | 67 | |
| 持有待售的Keystone XL资产 | 58 | | | 122 | |
| 其他 | 88 | | | 147 | |
| | 2,503 | | | 2,152 | |
10. 厂房、物业和设备
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 |
| 成本 | | 累计
折旧 | | 网络 账面价值 | | 成本 | | 累计
折旧 | | 网络 账面价值 |
| (百万加元) |
| | | | | | | | | | | |
| 加拿大天然气管道 | | | | | | | | | | | |
| NGTL系统 | | | | | | | | | | | |
| 管道 | 20,232 | | | 6,855 | | | 13,377 | | | 18,119 | | | 6,285 | | | 11,834 | |
| 压缩 | 6,603 | | | 2,349 | | | 4,254 | | | 6,265 | | | 2,224 | | | 4,041 | |
| 计量和其他 | 1,589 | | | 830 | | | 759 | | | 1,518 | | | 769 | | | 749 | |
| | 28,424 | | | 10,034 | | | 18,390 | | | 25,902 | | | 9,278 | | | 16,624 | |
| 在建工程 | 787 | | | — | | | 787 | | | 1,552 | | | — | | | 1,552 | |
| | 29,211 | | | 10,034 | | | 19,177 | | | 27,454 | | | 9,278 | | | 18,176 | |
| 加拿大主线 | | | | | | | | | | | |
| 管道 | 10,729 | | | 7,996 | | | 2,733 | | | 10,472 | | | 7,852 | | | 2,620 | |
| 压缩 | 4,437 | | | 3,354 | | | 1,083 | | | 4,328 | | | 3,247 | | | 1,081 | |
| 计量和其他 | 729 | | | 308 | | | 421 | | | 692 | | | 285 | | | 407 | |
| | 15,895 | | | 11,658 | | | 4,237 | | | 15,492 | | | 11,384 | | | 4,108 | |
| 在建工程 | 147 | | | — | | | 147 | | | 269 | | | — | | | 269 | |
| | 16,042 | | | 11,658 | | | 4,384 | | | 15,761 | | | 11,384 | | | 4,377 | |
加拿大其他天然气管道1 | | | | | | | | | | | |
| 其他 | 2,846 | | | 1,682 | | | 1,164 | | | 1,984 | | | 1,624 | | | 360 | |
| 在建工程 | 23 | | | — | | | 23 | | | 455 | | | — | | | 455 | |
| 2,869 | | | 1,682 | | | 1,187 | | | 2,439 | | | 1,624 | | | 815 | |
| 48,122 | | | 23,374 | | | 24,748 | | | 45,654 | | | 22,286 | | | 23,368 | |
| 美国天然气管道 | | | | | | | | | | | |
| 哥伦比亚天然气公司 | | | | | | | | | | | |
| 管道 | 12,952 | | | 1,247 | | | 11,705 | | | 12,471 | | | 1,069 | | | 11,402 | |
| 压缩 | 5,310 | | | 559 | | | 4,751 | | | 5,190 | | | 495 | | | 4,695 | |
| 计量和其他 | 4,074 | | | 372 | | | 3,702 | | | 4,026 | | | 346 | | | 3,680 | |
| | 22,336 | | | 2,178 | | | 20,158 | | | 21,687 | | | 1,910 | | | 19,777 | |
| 在建工程 | 771 | | | — | | | 771 | | | 659 | | | — | | | 659 | |
| | 23,107 | | | 2,178 | | | 20,929 | | | 22,346 | | | 1,910 | | | 20,436 | |
| ANR | | | | | | | | | | | |
| 管道 | 2,117 | | | 657 | | | 1,460 | | | 2,066 | | | 641 | | | 1,425 | |
| 压缩 | 3,928 | | | 773 | | | 3,155 | | | 3,785 | | | 734 | | | 3,051 | |
| 计量和其他 | 1,625 | | | 458 | | | 1,167 | | | 1,666 | | | 440 | | | 1,226 | |
| | 7,670 | | | 1,888 | | | 5,782 | | | 7,517 | | | 1,815 | | | 5,702 | |
| 在建工程 | 404 | | | — | | | 404 | | | 328 | | | — | | | 328 | |
| | 8,074 | | | 1,888 | | | 6,186 | | | 7,845 | | | 1,815 | | | 6,030 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 |
| 成本 | | 累计
折旧 | | 网络 账面价值 | | 成本 | | 累计
折旧 | | 网络 账面价值 |
| (百万加元) |
| 美国其他天然气管道 | | | | | | | | | | | |
| 哥伦比亚湾 | 3,600 | | | 256 | | | 3,344 | | | 3,511 | | | 224 | | | 3,287 | |
| GTN | 2,992 | | | 1,295 | | | 1,697 | | | 2,964 | | | 1,239 | | | 1,725 | |
| 五大湖 | 2,359 | | | 1,401 | | | 958 | | | 2,367 | | | 1,387 | | | 980 | |
| | | | | | | | | | | |
其他2 | 2,071 | | | 800 | | | 1,271 | | | 1,928 | | | 760 | | | 1,168 | |
| 11,022 | | | 3,752 | | | 7,270 | | | 10,770 | | | 3,610 | | | 7,160 | |
| 在建工程 | 584 | | | — | | | 584 | | | 328 | | | — | | | 328 | |
| 11,606 | | | 3,752 | | | 7,854 | | | 11,098 | | | 3,610 | | | 7,488 | |
| 42,787 | | | 7,818 | | | 34,969 | | | 41,289 | | | 7,335 | | | 33,954 | |
墨西哥天然气管道3 | | | | | | | | | | | |
| 管道 | 2,280 | | | 387 | | | 1,893 | | | 2,299 | | | 348 | | | 1,951 | |
| 压缩 | 370 | | | 79 | | | 291 | | | 374 | | | 59 | | | 315 | |
| 计量和其他 | 482 | | | 123 | | | 359 | | | 487 | | | 113 | | | 374 | |
| 3,132 | | | 589 | | | 2,543 | | | 3,160 | | | 520 | | | 2,640 | |
| 在建工程 | 4,823 | | | — | | | 4,823 | | | 2,547 | | | — | | | 2,547 | |
| 7,955 | | | 589 | | | 7,366 | | | 5,707 | | | 520 | | | 5,187 | |
| 液体管道 | | | | | | | | | | | |
| Keystone管道系统 | | | | | | | | | | | |
| 管道 | 9,569 | | | 2,212 | | | 7,357 | | | 9,777 | | | 2,056 | | | 7,721 | |
| 抽水设备 | 1,096 | | | 312 | | | 784 | | | 1,064 | | | 288 | | | 776 | |
| 坦克和其他 | 3,658 | | | 913 | | | 2,745 | | | 3,723 | | | 859 | | | 2,864 | |
| | 14,323 | | | 3,437 | | | 10,886 | | | 14,564 | | | 3,203 | | | 11,361 | |
| 在建工程 | 54 | | | — | | | 54 | | | 96 | | | — | | | 96 | |
| 14,377 | | | 3,437 | | | 10,940 | | | 14,660 | | | 3,203 | | | 11,457 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 艾伯塔省内管道 | 203 | | | 25 | | | 178 | | | 199 | | | 19 | | | 180 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | 14,580 | | | 3,462 | | | 11,118 | | | 14,859 | | | 3,222 | | | 11,637 | |
| 电力和能源解决方案 | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 天然气发电 | 1,239 | | | 637 | | | 602 | | | 1,260 | | | 642 | | | 618 | |
| | | | | | | | | | | |
| 天然气储存和其他 | 845 | | | 256 | | | 589 | | | 820 | | | 238 | | | 582 | |
可再生能源发电 | 581 | | | 19 | | | 562 | | | — | | | — | | | — | |
| | 2,665 | | | 912 | | | 1,753 | | | 2,080 | | | 880 | | | 1,200 | |
| 在建工程 | 153 | | | — | | | 153 | | | 80 | | | — | | | 80 | |
| | 2,818 | | | 912 | | | 1,906 | | | 2,160 | | | 880 | | | 1,280 | |
| 公司 | 909 | | | 447 | | | 462 | | | 900 | | | 386 | | | 514 | |
| | 117,171 | | | 36,602 | | | 80,569 | | | 110,569 | | | 34,629 | | | 75,940 | |
1包括Foothills、Ventures LP和加拿大五大湖。
2包括波特兰、北巴哈、塔斯卡罗拉、十字路口和矿业权业务。
3截至2023年12月31日止年度，本公司终止确认$407百万(2022年--美元)2,319于二零一零年十二月三十一日，本集团录得厂房、物业及设备（2000，000，000港元），并就在役TGNH管道租赁投资净额录得相应资产。更多信息请参见附注11“租赁”。
11. 租契
作为承租人
本公司拥有公司办公室、其他各类物业、设备及土地的经营租赁。部分租赁可选择续期，租期为 一至25年，有些可能包括选择终止租赁内 一年或者当满足某些条件时。根据租赁合同到期的付款包括固定付款，对于本公司的许多租赁，还包括可变付款，如按比例分摊的建筑物财产税、保险和公共区域维护。本公司将部分租赁场地转租。
经营租赁成本如下：
| | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | |
| (百万加元) | 2023 | 2022 |
| | |
经营租赁成本1 | 118 | | 106 | |
| 转租收入 | (4) | | (5) | |
| 经营租赁净成本 | 114 | | 101 | |
1 包括短期租赁及可变租赁成本。
下表列出了与经营性租赁有关的其他信息：
| | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | |
| (百万加元) | 2023 | 2022 |
| | |
| 为计入经营租赁负债的金额支付的现金 | 72 | | 67 | |
| 为换取新的经营租赁负债而获得的净资产 | 84 | | 49 | |
| | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | 2022 |
| | |
| 加权平均剩余租期 | 13年份 | 8年份 |
| 加权平均贴现率 | 3.3 | % | 3.5 | % |
经营租赁负债的到期日如下：
| | | | | | | | |
12月31日 | | |
| (百万加元) | 2023 | 2022 |
| | |
| 不到一年 | 72 | | 68 | |
| 一到两年 | 68 | | 65 | |
| 两到三年 | 66 | | 62 | |
| 三到四年 | 59 | | 60 | |
| 四到五年 | 58 | | 54 | |
| 五年多 | 225 | | 187 | |
| 经营租赁支付总额 | 548 | | 496 | |
| 推定利息 | (89) | | (63) | |
| 经营租赁负债 | 459 | | 433 | |
在TC Energy的综合资产负债表中确认的经营租赁负债金额如下：
| | | | | | | | |
| 12月31日 | | |
| (百万加元) | 2023 | 2022 |
| | |
| 应付帐款及其他 | 58 | | 54 |
其他长期负债(附注19) | 401 | | 379 |
| 459 | | 433 |
于2023年12月31日，营运租赁项下录得的ROU资产账面值为#美元4372022年-2022年，百万美元。415百万美元)，并计入综合资产负债表中的厂房、物业和设备。
作为出租人
经营租约
电力和能源解决方案部门的Grandview和Béancour发电厂作为运营租赁入账。该公司拥有长期PPA，用于出售这些资产的电力，这些资产将在2024年至2026年之间到期。
一些经营租赁包含基于营业时间和可变成本偿还的可变租赁付款，以及按公允价值或基于考虑剩余固定付款的公式购买标的资产的选择权。根据某些租约，承租人有权在某些情况下终止租约。
该公司还租赁液体储罐，这些储罐作为经营租赁入账。
本公司于截至2023年12月31日止年度录得的经营租赁收入的固定部分为116百万(2022年--美元)118 百万; 2021年-美元126百万)。
根据经营租赁收到的未来租赁付款如下：
| | | | | | | | |
12月31日 | | |
| (百万加元) | 2023 | 2022 |
| | |
| 不到一年 | 113 | | 113 | |
| 一到两年 | 94 | | 111 | |
| 两到三年 | 70 | | 94 | |
| 三到四年 | — | | 70 | |
| | |
| | |
| 277 | | 388 | |
设施的费用和累计折旧计入经营租赁为#美元。796百万美元和美元370分别为2023年12月31日的百万美元(2022年-美元802百万美元和美元360分别为100万)。
销售型租赁
2022年8月4日，TC Energy宣布与墨西哥国有电力公司Comisión Federal de Electric(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。这一联盟将TC Energy的墨西哥子公司TGNH和CFE之前签署的与该公司在墨西哥中部的天然气管道资产(包括Tamazunchale、Villa de Reyes和Tula管道)有关的TSA整合到一个单一的、以美元计价的TSA下，该TSA将持续到2055年。
合并后的TSA包含具有多个租赁和非租赁组成部分的租赁。租赁部分是由在役管道提供的CFE的可用能力，截至2023年12月31日，这些管道包括塔马祖查莱管道、雷耶斯别墅管道的北段和侧段以及图拉管道的东段。非租赁部分代表公司在运营和维护在役的TGNH管道方面的服务。
综合TSA为CFE提供使用每项经确认的使用中资产的几乎所有经济利益，因此，综合TSA中的租赁安排被归类为销售型租赁。
该公司根据独立销售价格，采用预期成本加利润的方法，将合同对价的一部分分配给非租赁组成部分，用于提供运营和维护服务。由于围绕独立销售价格的不确定性，使用余额法将剩余对价分配给租赁组成部分。
在2023年期间，该公司额外确认了407租赁净投资额(2022-2022美元)2,319(百万)，以反映销售类型-投入服务的租赁。在租赁期开始时，本公司应用判断，根据TGNH系统内资产的受税率管制性质，确定相关资产的公允价值接近租赁的账面价值和剩余价值。
下表列出了反映在公司综合资产负债表上的租赁净投资总额的组成部分：
| | | | | | | | |
12月31日 | | |
(百万加元) | 2023 | 2022 |
| | |
| 租赁净投资 | | |
| 最低租赁费 | 9,627 | | 9,457 | |
未赚取的租赁收入 | (7,006) | | (7,132) | |
| 应收租赁款 | 2,621 | | 2,325 | |
预期信贷损失准备1 | (76) | | (150) | |
| 未担保剩余价值现值 | 24 | | 11 | |
| 2,569 | | 2,186 | |
计入其他流动资产的流动部分(附注9) | (306) | | (291) | |
| 2,263 | | 1,895 | |
1包括零 (2022 – $1(亿美元)的外币兑换损失。
根据现有的销售型租约，未来将收到的租赁款如下：
| | | | | | | | |
12月31日 | | |
| (百万加元) | 2023 | 2022 |
| | |
| 不到一年 | 305 | | 291 | |
| 一到两年 | 305 | | 291 | |
| 两到三年 | 305 | | 291 | |
| 三到四年 | 305 | | 291 | |
| 四到五年 | 305 | | 291 | |
| 五年多 | 8,102 | | 8,002 | |
| 9,627 | | 9,457 | |
随着与销售型租赁相关的资产投入使用，未来的租赁付款将会增加。
截至2023年12月31日止年度，本公司录得279百万(2022年--美元)127百万美元)的销售类型租赁收入在墨西哥天然气管道收入中。
截至2023年12月31日止年度，本公司录得732000万ECL回收(2022年-费用为$1492000万；2021年-零)工厂运营成本和其他与租赁净投资有关的成本。有关更多信息，请参阅附注29，风险管理和金融工具。
12. 股权投资
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (百万加元) | 所有权： *利息在美元 --2023年12月31日 | | 股权收益(亏损) 投资 | | 权益
投资 |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 12月31日 |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | 2023 | | 2022 |
| | | | | | | | | | | |
| 加拿大天然气管道 | | | | | | | | | | | |
全面质量管理1 | 50.0 | % | | 17 | | | 17 | | | 12 | | | 166 | | | 165 | |
沿海GasLink1 | 35.0 | % | | 203 | | | 1 | | | — | | | 294 | | | — | |
| 美国天然气管道 | | | | | | | | | | | |
| 北部边界 | 50.0 | % | | 101 | | | 92 | | | 80 | | | 599 | | | 516 | |
| 千禧年 | 47.5 | % | | 109 | | | 103 | | | 91 | | | 476 | | | 500 | |
| 易洛魁人 | 50.0 | % | | 98 | | | 77 | | | 55 | | | 227 | | | 237 | |
| 其他 | 五花八门 | | 16 | | | 20 | | | 18 | | | 120 | | | 122 | |
| 墨西哥天然气管道 | | | | | | | | | | | |
| 德克萨斯州南部 | 60.0 | % | | 78 | | | 150 | | | 160 | | | 1,078 | | | 1,050 | |
| 液体管道 | | | | | | | | | | | |
大急流城1 | 50.0 | % | | 53 | | | 54 | | | 54 | | | 932 | | | 964 | |
Port Neches Link LLC2,3 | 74.9 | % | | 13 | | | — | | | — | | | 124 | | | 149 | |
HoustonLink管道1 | 50.0 | % | | 1 | | | 1 | | | 1 | | | 18 | | | 19 | |
北卡罗来纳州1,4 | 零 | | — | | | — | | | 16 | | | — | | | — | |
| 电力和能源解决方案 | | | | | | | | | | | |
布鲁斯·鲍尔1 | 48.3 | % | | 690 | | | 537 | | | 411 | | | 6,242 | | | 5,783 | |
| 其他 | 五花八门 | | (2) | | | 2 | | | — | | | 38 | | | 30 | |
| | | | 1,377 | | | 1,054 | | | 898 | | | 10,314 | | | 9,535 | |
1被归类为VIE。有关更多信息，请参阅附注33，可变利益实体。
22021年被列为VIE。
32023年12月，TC Energy出售了20.1拥有Port Neches Link LLC的%股权。
42021年11月，TC Energy出售了剩余的15北方快递的%股权。有关更多信息，请参阅附注31，收购和处置。
Coastal GasLink奖励付款
Coastal GasLink项目于2023年11月机械完工，并准备在2023年底之前向LNG加拿大设施输送试运行天然气。这些里程碑使Coastal GasLink LP有权获得$200来自LNG加拿大的100万英镑奖励付款。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)，并在综合资产负债表中记入相应的应收账款。
股权投资减值准备
2022年第四季度，该公司宣布，预计Coastal GasLink管道项目成本将大幅上升。2023年2月1日，Coastal GasLink LP宣布上调Coastal GasLink管道项目修订后的资本成本。项目成本的增加和公司相应的资金需求是公司股权投资价值下降的指标。因此，公司完成了估值评估，并得出结论，TC Energy投资的公允价值低于其于2022年12月31日的账面价值。随后，公司完成了2023年前三个季度的每个季度的估值评估，并得出结论，其投资发生了短期减值和非临时性减值。这导致税前减值费用为#美元。2,100百万(美元)1,943税后百万美元)和3,0482000万(美元)2,643税后)分别在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度录得。有关更多信息，请参阅附注8，Coastal GasLink。
分配和贡献
截至2023年、2022年和2021年12月31日终了年度的股权投资分配和对股权投资的贡献如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 分配 | | | | | |
| 从股权投资的经营活动中收到的分配 | 1,254 | | | 1,025 | | | 975 | |
德州苏尔德区债务偿还1,2 | — | | | 2,404 | | | 73 |
其他1 | 23 | | | 228 | | | — | |
| 1,277 | | | 3,657 | | | 1,048 | |
投稿1 | | | | | |
对Coastal GasLink的贡献 | 3,231 | | | 1,414 | | | 92 | |
德州苏尔德区债务融资2 | — | | | 1,199 | | | — | |
对其他股权投资的贡献 | 918 | | | 820 | | | 1,118 | |
| 4,149 | | | 3,433 | | | 1,210 | |
1包括在合并现金流量表的投资活动中。
2代表TC Energy在Sur de Texas债务融资要求和后续偿还中的比例份额。有关更多信息，请参阅附注13，从关联公司应收贷款。
股权投资财务信息摘要
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 收入 | | | | | |
| 收入 | 6,425 | | | 5,891 | | | 5,447 | |
| 运营和其他费用 | (3,450) | | | (3,390) | | | (3,293) | |
| 净收入 | 2,584 | | | 2,147 | | | 1,859 | |
| TC Energy的净收入 | 1,377 | | | 1,054 | | | 898 | |
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 |
| (百万加元) |
| | | |
| 资产负债表 | | | |
| 流动资产 | 3,526 | | | 3,414 | |
| 非流动资产 | 42,933 | | | 37,713 | |
| 流动负债 | (2,431) | | | (2,856) | |
| 非流动负债 | (21,895) | | | (17,690) | |
于2023年12月31日，公司股权投资的累计账面价值为$1832022年-2022年-2022年-15亿美元。299主要由于Coastal GasLink LP的股权投资减值所致，低于净资产中的累计相关股本，但被收购时的公允价值调整或部分处置以及在建设期间资本化的权益部分抵消。有关更多信息，请参阅附注8，Coastal GasLink。
13. 从关联公司应收的贷款
关联方交易在正常业务过程中进行，并按交换金额计量，交换金额为关联方确定并同意的代价金额。
Coastal GasLink Pipeline Limited Partnership
TC Energy拥有 35本集团持有Coastal GasLink LP. 0%股权，并已订约开发及经营Coastal GasLink管道。
次级需求循环信贷安排
本公司与Coastal GasLink LP有一项次级需求循环信贷安排，为该项目提供额外的短期流动性和资金灵活性。该融资按浮动市场利率计息， $100百万(2022年--美元)100 （百万） 不是于二零二三年及二零二二年十二月三十一日之未偿还结余。该左轮手枪不受迄今确认的减值费用的影响。
次级贷款协议
于二零二一年，TC Energy与Coastal GasLink LP订立后偿贷款协议，该协议于二零二二年七月二十八日修订。于2023年12月31日，TC Energy根据该后偿贷款协议承诺的总产能为$3.4亿 (2022- - $1.310亿美元），未清余额为2,520百万(2022年--美元)250百万）。于截至二零二三年十二月三十一日止年度，2,0202000万欧元(2022年--美元)250 （百万）已减值。有关更多信息，请参阅附注8“沿海天然气连接”。
德克萨斯州南部
TC Energy拥有 60在与IEnova成立的一家合资企业中拥有5%的股权，该合资企业将拥有德州苏尔德河管道，TC Energy是该管道的运营商。2017年，TC Energy达成了一项MXN美元21.3与合资企业的无担保循环信贷安排，按浮动利率计息，于2022年3月15日到期时全额偿还，金额为$1.2十亿美元。
该公司的综合收益表反映了截至2022年3月15日偿还这笔应收贷款的相关利息收入和外汇影响，这些收入在合并后与TC Energy按比例计入的得克萨斯州南部股本收益中的相应金额完全抵销如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | | | | | | | 综合损益表中受影响的项目 |
| (百万加元) | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | | | | | | |
利息收入1 | | — | | | 19 | | | 87 | | | 利息收入及其他 |
利息支出2 | | — | | | (19) | | | (87) | | | 股权投资的收益(亏损) |
汇兑损失1 | | — | | | (28) | | | (41) | | | 外汇(收益)损失，净额 |
外汇收益1 | | — | | | 28 | | | 41 | | | 股权投资收益 |
1包括在公司部门。
2022年3月15日，作为与Sur de Texas合资企业再融资活动的一部分，上述以比索计价的子公司间贷款被一笔相当于#美元的新的美元计价的子公司间贷款所取代。1.2亿(美元)938(亿美元)，实行浮动利率。2022年7月29日，Sur de Texas合资公司与第三方签订了一项无担保定期贷款协议，所得款项用于全额偿还与TC Energy的美元计价关联公司间贷款。
14. 受利率管制的企业
TC Energy目前应用RRA的业务包括几乎所有加拿大、美国和墨西哥的天然气管道，以及美国的某些天然气储存业务。受利率管制的业务与监管机构既定利率所产生的经济影响相一致地核算和报告资产和负债，前提是该等利率旨在收回提供受管制服务的成本，而竞争环境使该等利率有可能被收取和收取。须受公用事业监管或费率厘定影响的若干收入及开支将于资产负债表中递延，并预期将在未来的服务费率中向客户收回或退还。
加拿大受监管的业务
TC Energy的大部分加拿大天然气管道受《加拿大能源监管法案》(CER Act)的CER监管。加拿大影响评估机构继续评估指定的项目。
CER监管联邦管辖范围内该公司加拿大监管的天然气输送系统的设施建设和运营，以及服务条款和条件，包括费率。
TC Energy的加拿大天然气传输服务是根据天然气运输费率提供的，该费率规定了成本回收，包括CER批准的资本回报和资本回报。对这些服务收取的费率通常是通过向监管机构提交申请的过程来设定的，在该过程中，包括资本回报率和回报率在内的预测运营成本决定了未来一年或多年的收入要求。在实际成本和收入或多或少超过预期成本和收入的情况下，监管机构通常允许将差额推迟到未来一段时间，并在那时以利率收回或退还。监管机构不允许递延的实际成本和预测成本之间的差异包括在确定发生成本的当年的净收入中。根据运营的管道总长度，该公司最重要的受监管的加拿大天然气管道如下所述。
NGTL系统
NGTL系统根据2020-2024年收入要求和解协议运行，其中包括批准的ROE为10.1%On40被视为普通股权益的百分比。这一解决方案为NGTL系统提供了在通行费降至指定水平以下时提高折旧率的机会，并为某些运营成本提供了一种激励机制，其中与预测金额的差异与客户分享。
加拿大主线
加拿大主线目前根据2014年批准的2015-2030年通行费申请(2014年12月决定)的条款运营。2020年4月，CER批准了六-一年一致谈判和解(2021-2026年主线和解)，2021年1月1日生效。与之前的和解协议类似，2021-2026年的主线和解协议保持了基础股权回报率为10.1%On4010%被视为普通股，并包括通过对客户和TC Energy的有益分享机制实现成本效益和/或增加即将进行的收入的激励。
通行费稳定是使用递延账户实现的，包括通行费稳定账户和短期调整账户(STAA)，这些账户记录了2021-2026年主线结算下每年系统收入与服务成本之间的盈余或缺口。根据2021-2026年主要和解协议中概述的条款，STAA的一部分于2023年开始摊销，因为达到了和解协议规定的预定门槛。与STAA类似，长期调整账户(LTAA)和过渡账户被用来计入上一次结算期间公司收入和服务成本之间的盈余或缺口，并分别在2021-2026年结算和2014年决定期间摊销。
美国监管机构的运营
TC Energy在美国受监管的天然气管道根据1938年《天然气法》(NGA)、1978年《天然气政策法》和2005年《能源政策法》的规定运营，并受FERC管辖。NGA授予FERC建造、采购和运营管道和相关设施的权力，包括监管关税，其中包括服务的最高和最低费率，并允许美国受监管的天然气管道在非歧视性的基础上打折或谈判费率。根据实际所有权和运营的总管道长度，该公司最重要的受监管的美国天然气管道如下所述。
哥伦比亚天然气公司
哥伦比亚天然气公司的天然气运输和储存服务是根据FERC批准的费率提供的。哥伦比亚天然气公司与客户达成和解，自2021年2月起生效，并于#年获得FERC批准
2022年2月。作为和解协议的一部分，在2025年4月1日之前暂停任何进一步的利率变化。哥伦比亚天然气公司必须在2026年4月1日之前提交新的费率申请。2022年第二季度，先前应计的税率退还债务退还给了客户，包括利息。
此外，哥伦比亚天然气公司维持着FERC批准的现代化计划，允许收回成本并获得高达美元的额外投资回报1.2在过去一年中四年制到2024年，将对哥伦比亚天然气系统进行现代化改造，从而改善系统的完整性，增强服务的可靠性和灵活性。
ANR管道
ANR管道按照2016年FERC批准的费率和解协议确定的费率运营，直到2022年7月31日。为了满足2016年的和解条款，2022年1月，ANR管道向FERC提交了第4条费率案件，要求提高最高运输费率。2022年12月，ANR管道向FERC提交了和解规定和协议(2022年ANR和解)。2022年ANR和解协议反映了ANR管道、其客户和FERC工作人员达成的协议，以解决与2022年1月提交的原始费率案件有关的所有悬而未决的问题，并于2022年8月生效。2022年ANR和解协议于2023年4月11日获得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。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
哥伦比亚湾根据FERC于2019年12月批准的和解协议(2019年哥伦比亚湾和解协议)运营，该和解协议要求哥伦比亚湾在2027年1月31日之前根据NGA第4条提起一般费率诉讼。2019年哥伦比亚湾和解协议包括一项于2022年8月到期的暂停协议。2023年7月，哥伦比亚湾提前就2019年哥伦比亚湾和解协议提起一般费率诉讼，与客户达成和解协议，自2024年3月1日起生效，并于2023年8月获得FERC批准(2023年哥伦比亚湾和解协议)。作为2023年哥伦比亚湾和解协议的一部分，在2027年2月28日之前暂停任何进一步的利率变化，哥伦比亚湾必须在2029年3月1日之前申请新的利率。
五大湖
五大湖根据FERC于2018年2月批准的和解协议运营，其中不包括暂停；然而，五大湖被要求在2022年3月31日之前申请新的费率。
2022年3月，五大湖向FERC提交了一份费率和解协议(2022年五大湖和解协议)，履行了五大湖公司2017年提交的和解协议规定的至迟于2022年10月生效的利率和解义务。FERC于2022年4月批准的2022年五大湖定居点，在2025年10月31日之前保持了五大湖现有的最高运输率。2022年的五大湖定居点包含一项暂停到2025年10月31日的禁令。五大湖将被要求在2025年4月30日之前申请新的费率，新的费率不迟于2025年11月1日生效。
塔斯卡罗拉
Tuscarora的运营利率是FERC批准的利率和解协议的一部分，自2019年8月起生效。根据这项和解协议的条款，Tuscarora必须在2023年2月1日之前申请新的费率生效。Tuscarora于2022年7月向FERC提起了一般NGA Section4费率诉讼，要求从2023年2月1日起将最高费率提高到最高费率，但可退款。2023年3月24日，托斯卡罗拉向FERC提交了一份和解规定和协议，并于2023年9月6日获得批准。
输气西北
天然气西北输电(GTN)根据FERC批准的利率和解协议(2021年11月18日生效)确定的费率运营(2021年为GTN和解协议)。2021年GTN和解协议履行了GTN提交的2015年和2018年费率和解协议中的义务，要求费率不迟于2022年1月1日生效，并将现有的最高运输费率延长到目前的水平。GTN的年折旧率保持不变。2021年GTN和解协议包含一项暂停至2023年12月31日的协议。此外，2021年GTN和解协议授权GTN追回其在俄勒冈州和华盛顿州产生的与碳/温室气体相关的税收。GTN需要在2024年4月1日之前申请新的费率生效。因此，GTN于2023年9月29日向FERC提交了一般NGA Section4费率案件，要求提高GTN的最高费率，自2024年4月1日起生效，并可退款。
墨西哥监管机构的运作
TC Energy的墨西哥天然气管道受CRE监管，并按照CRE批准的费率运营。TC Energy墨西哥天然气管道的现行费率符合CRE经济法规，该法规规定了成本回收，包括投资资本的回报和回报。
监管资产和负债
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 剩余 恢复/ 安置点 期间 (年) | | 2023 | | 2022 |
| (百万加元) | |
| | | | | |
| 监管资产 | | | | | |
递延所得税1 | 不适用 | | 2,204 | | | 1,817 | |
运营和偿债监管资产2 | 1 | | 29 | | | 2 | |
退休金和其他退休后福利1,3 | 不适用 | | 54 | | | 28 | |
长期债务外汇1,4 | 1-6 | | 11 | | | 19 | |
| 其他 | 不适用 | | 108 | | | 111 | |
| | | | 2,406 | | | 1,977 | |
减去：计入其他流动资产的流动部分(附注9) | | | 76 | | | 67 | |
| | | | 2,330 | | | 1,910 | |
| 监管责任 | | | | | |
| | | | | |
管道放弃信托余额5 | 不适用 | | 2,355 | | | 2,014 | |
递延所得税--美国税制改革6 | 不适用 | | 1,137 | | | 1,197 | |
加拿大干线短期调整和稳定通行费账户7,8 | 不适用 | | 437 | | | 284 | |
加拿大主线桥接摊销帐户7 | 7 | | 376 | | | 429 | |
移走的费用9 | 不适用 | | 351 | | | 337 | |
递延所得税1 | 不适用 | | 198 | | | 181 | |
加拿大主线长期调整帐户7,10 | 3 | | 111 | | | 149 | |
除养恤金外的离职后和退休福利11 | 不适用 | | 42 | | | 43 | |
经营和偿债监管负债2 | 1 | | 23 | | | 50 | |
退休金和其他退休后福利3 | 不适用 | | 6 | | | 10 | |
| 其他 | 不适用 | | 54 | | | 99 | |
| | | | 5,090 | | | 4,793 | |
减去：应付账款及其他中的当期部分(附注18) | | | 284 | | | 273 | |
| | | | 4,806 | | | 4,520 | |
1这些监管资产和负债是由非现金交易支撑的，或者在监管机构批准的情况下不计回报准备金而收回。因此，这些监管资产或负债不包括在利率基数内，在恢复期间不会产生投资回报。
2营业和偿债监管资产和负债是成本和收入差异的累积，将计入下一年的费率确定中。
3这些余额是对养老金计划和其他退休后福利义务的监管抵消，只要这些金额预计将在未来的费率中从客户那里收取或退还给客户。
4NGTL系统的长期债务外汇是指将外币计价的债务工具从发行时的历史汇率重估为当前汇率所产生的差异。外债到期或提前赎回时实现的汇兑损益，可望通过确定未来通行费予以追回或退还。
5这一余额是从客户收取的通行费中收取的金额，并包括在LMCI限制性投资中，为未来放弃该公司受CER监管的管道设施提供资金。
62017年，美国企业所得税税率从35%降至21%，原因是H.R.1，即减税和就业法案(U.S.Tax Innovation)。在适用的情况下，这一美国监管业务余额代表由2018年FERC规定的与美国税制改革相关的变化推动的既定监管负债，这些变化将在不同的条款上摊销，与导致监管负债的基础递延税收负债的预期冲销大致相同。
7这些监管账户用于获取2015-2030年结算期内的收入和成本差异加上通行费稳定调整。
8根据2021-2026年主要和解协议的条款，由于达到了预定的门槛，根据和解协议概述的条款，STAA账户的一部分于2023年开始摊销。
9这一余额是指已经并将继续计入折旧率并计入某些费率管制业务的服务费率的预期移除成本，以备未来发生的成本。
10根据2021-2026年主线和解协议的条款，美元223100万美元在以下时间内摊销六年制结算条件。
11这一余额是ANR估计需要向客户退还的退休后和离职后福利金额，这些金额是通过FERC批准的费率收取的，尚未用于向员工支付福利。根据FERC批准的利率和解协议，美元421000万欧元(美元)322023年12月31日的余额将通过未来的监管程序得到解决，因此，目前无法确定结算期。
15. 商誉
公司在综合资产负债表上的商誉余额由以下金额组成：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 |
| (百万) | 加拿大人
美元 | | 美国 美元 | | 加元 | | 美国 美元 |
| | | | | | | |
| 哥伦比亚管道集团。 | 9,708 | | | 7,351 | | | 9,948 | | | 7,351 | |
| ANR | 2,570 | | | 1,946 | | | 2,634 | | | 1,946 | |
| 五大湖 | 161 | | | 122 | | | 165 | | | 122 | |
| 北巴哈 | 63 | | | 48 | | | 65 | | | 48 | |
| 塔斯卡罗拉 | 30 | | | 23 | | | 31 | | | 23 | |
| | 12,532 | | | 9,490 | | | 12,843 | | | 9,490 | |
商誉的变化如下：
| | | | | | | |
| (百万加元) | 美国天然
天然气管道 | | |
| | | |
| 2022年1月1日的余额 | 12,582 | | | |
| 五大湖减值费用 | (571) | | | |
| 外汇汇率变动 | 832 | | | |
2022年12月31日的余额 | 12,843 | | | |
| | | |
| 外汇汇率变动 | (311) | | | |
2023年12月31日的余额 | 12,532 | | | |
作为2023年12月31日年度商誉减值评估的一部分，本公司评估了影响除Tuscarora和North Baja报告单位以外的所有报告单位相关报告单位公允价值的质量因素。经确定，这些报告单位的公允价值极有可能超过其账面价值，包括商誉。
哥伦比亚
2023年10月4日，作为2022年公布的资产剥离计划的一部分，公司成功完成了40持有哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司非控股股权的百分比。在出售前的过程中，该公司于2023年6月30日进行了商誉减值量化测试。
本公司商誉减值分析中使用的估计公允价值计量被归类为公允价值等级的第三级。在确定哥伦比亚报告单位量化商誉减值测试中使用的公允价值时，公司利用对未来现金流的预测进行了贴现现金流模型分析，并采用了风险调整后的贴现率和价值倍数，其中涉及重大估计和判断。确定哥伦比亚报告单位的公允价值，包括哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司的业务单位，超过了其账面价值，包括商誉。虽然商誉没有减损，但估计公允价值超过账面价值的比例不到10%。未来现金流预测的减少和其他关键假设的不利变化可能导致与哥伦比亚公司有关的部分商誉余额未来出现减值。
本公司评估了2023年6月30日至2023年12月31日期间影响哥伦比亚报告单位公允价值的定性因素，并确定公允价值很可能仍然高于账面价值，包括商誉。
北巴哈和塔斯卡罗拉
本公司选择于2023年12月31日直接进行量化年度减值测试63由于2018年12月31日前一次定量测试的时间推移，与北巴哈报告单位有关的商誉达100万美元。公司还选择直接对美元进行量化的年度减值测试。30与Tuscarora报告单位有关的百万商誉，原因是2018年12月31日的上一次量化测试以及2023年Tuscarora Section4利率案件和解后的时间推移。现已确定，在2023年12月31日，北巴哈和托斯卡罗拉的公允价值超过了包括商誉在内的账面价值。
五大湖
2022年3月，五大湖与其客户达成了一项备案前和解协议，并向FERC提交了一份无异议的利率案件和解协议，根据和解协议，五大湖和和解各方同意将现有的追索权利率维持到2025年10月31日。管理层进行了一项量化减值测试，通过使用风险调整贴现率的贴现现金流模型分析，评估了一系列假设。经确定，五大湖报告单位的估计公允价值不再超过其账面价值，包括商誉，有必要计入减值费用。因此，本公司录得税前商誉减值费用为#美元。5712000万(美元)531(税后)截至2022年12月31日的年度内，美国天然气管道部分包括在商誉和资产减值费用以及公司综合收益表中的其他费用中。与五大湖有关的商誉余额为#美元。1222022年12月31日为100万人。未来现金流预测的持续减少和其他关键假设的不利变化可能导致与五大湖有关的商誉余额今后出现减值。大湖区商誉减值费用的大部分分配给了不可抵扣的商誉和所得税退还#美元。401000万美元归因于商誉中可用于所得税扣除的部分。本公司商誉减值分析中使用的估计公允价值计量被归类为公允价值等级中的第三级。在确定每个报告单位的量化商誉减值测试中使用的公允价值时，本公司使用了其对未来现金流量的预测，并应用了涉及重大估计和判断的风险调整贴现率。
资产剥离计划
TC Energy正在推进2022年宣布的资产剥离计划，该计划可能涉及剥离报告单位或其中的一部分。这些资产剥离可能包括与商誉相关的资产。如果销售交易显示的价值低于先前估计的价值，商誉可能会受到损害。如果部分出售该等资产，预期收益将在管理层评估留存权益及任何相关商誉的公允价值时予以考虑。公司将继续评估增量资本循环的机会。
16. 其他长期资产
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 |
| (百万加元) |
| | | |
递延所得税资产(附注20) | 1,332 | | | 1,070 | |
雇员退休后福利(附注28) | 518 | | | 563 | |
长期合同资产(附注6) | 457 | | | 355 | |
| 发展中的资本项目 | 237 | | | 99 | |
衍生工具合约的公允价值(附注29) | 155 | | | 91 | |
Keystone XL合同追回(注7) | 34 | | | 44 | |
Keystone环保拨备回收(附注18) | 33 | | | 240 | |
| 其他 | 252 | | | 323 | |
| | 3,018 | | | 2,785 | |
17. 应付票据
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截止日期：12月31日 | 2023 | | 2022 |
| (除非另有说明，否则以百万加元计算) | 杰出的 | | 加权 平均值 利率 每年 | | 杰出的 | | 加权 平均值 利率 每年 |
| | | | | | | |
加拿大1 | — | | | — | | | 5,971 | | | 4.9 | % |
| | | | | | | |
墨西哥(2023年-零；2022--美元215)2 | — | | | — | | | 291 | | | 6.0 | % |
| | — | | | | | 6,262 | | | |
1截至2023年12月31日，应付票据由以下加元计价票据组成零 (2022 – $2,810百万美元)和美元面值钞票零(2022- 美元2,336百万)。
22023年1月，公司墨西哥子公司全额偿还了未偿还的余额，并终止了MXN美元5.030亿美元需求优先无担保循环信贷安排。
2023年8月25日，横贯加拿大管道有限公司(TCPL)全额偿还并停用了364天的美元1.52022年11月22日签订的1,000亿美元浮动利率优先无担保定期贷款。
截至2022年12月31日，应付票据反映了TCPL在加拿大和墨西哥一家全资子公司在墨西哥的短期借款。
截至2023年12月31日，承诺的循环和即期信贷安排总额为$11.610亿(2022-美元)12.9十亿美元)。当提取时，这些信贷额度的利息按加拿大和美国联邦银行的谈判浮动利率以及其他谈判的财务基础收取。这些无担保信贷安排包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
12月31日 | | | | | | | | | | | |
| （十亿加元，除非另有说明） | | | | 2023 | | 2022 | |
| 借款人 | | 描述 | | 成熟 | | 总设施 | | 未使用的容量1 | | 总设施 | |
| | | | | | | | | | | |
承诺的、银团的、循环的、可扩展的、高级无担保信贷安排2: | |
| TCPL | | 支持商业票据计划和一般企业用途 | | 2028年12月 | | 3.0 | | 3.0 | | 3.0 | |
TCPL / TCPL USA | | 支持商业票据计划，并用于借款人的一般企业目的，由TCPL担保 | | 2024年12月 | | 我们2.5 | | 我们2.5 | | 我们3.0 | |
TCPL / TCPL USA | | 支持商业票据计划，并用于借款人的一般企业目的，由TCPL担保 | | 2026年12月 | | 我们2.5 | | 我们2.5 | | 我们2.5 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
要求优先无担保循环信贷安排2: | | |
| TCPL / TCPL USA | | 支持信用证的签发并提供额外的流动资金；TCPL美国贷款由TCPL担保 | | 需求 | | 2.0 | 3 | 1.0 | | | 2.1 | 3 |
| 墨西哥子公司 | | 用于墨西哥的一般企业用途，由TCPL担保 | | 需求 | | — | | | — | | | MXN5.0 | 3 |
1未使用的能力是未偿还的商业票据和便利提取的净额。
2与公司子公司之间的各种信托契约和信贷安排的规定可能会限制它们在某些情况下宣布和支付股息或进行分配的能力。如果实施这些限制，它们可能会反过来影响公司宣布普通股和优先股并支付股息的能力。这些信托契约和信贷安排还要求公司遵守各种肯定和否定的契约，并保持一定的财务比率。于2023年12月31日，本公司遵守所有财务契诺。
3或相当于美元的货币。
截至2023年12月31日的年度，上述设施的维护费用为#美元。14百万(2022年--美元)14百万；2021年--美元17百万)。
18. 应付帐款及其他
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 |
| (百万加元) |
| | | |
| 贸易应付款 | 4,832 | | | 4,330 | |
衍生工具合约的公允价值(附注29) | 1,143 | | | 871 | |
监管责任(附注14) | 284 | | | 273 | |
| Keystone环境条款 | 122 | | | 650 | |
合约责任(附注6) | 69 | | | 62 | |
丙类权益(附注7) | 19 | | | 37 | |
沿海天然气公司的合同贡献(附注8、12和33) | — | | | 537 | |
| 其他 | 518 | | | 389 | |
| | 6,987 | | | 7,149 | |
Keystone环境条款
2022年12月，堪萨斯州华盛顿县发生Keystone管道系统管道事故。截至2022年12月31日，该公司累计环境责任为#美元。650600万美元，在预期的保险赔偿之前，不包括潜在的罚款和罚款，这些罚款和罚款仍然无法确定。2023年6月30日，该事件的费用估计数调整为#美元。794根据对所发生的成本和承诺的审查，以及截至2023年12月31日，这一数字保持不变。为环境补救责任支付的金额为#美元。6762023年12月31日(2022年12月31日-零)。反映在公司综合资产负债表上的应收账款和其他及其他长期负债中的余额为#美元。122百万美元和美元9分别为2023年12月31日(2022年12月31日)的百万美元650百万美元和零，分别)。
其他流动资产和其他长期资产中记录的剩余估计环境补救费用预计收回#美元。1501000万美元和300万美元33分别为2023年12月31日(2022年12月31日-$4101000万美元和300万美元240分别为2.5亿美元和2.5亿美元)。额外的$36年内应计1,000,000美元，预计可从TC Energy的全资专属自保保险子公司追回。这笔款项在利息收入和综合损益表中记为其他费用。年内，本公司收到$575百万(2022年-零)来自与环境修复费用相关的保险单。修复活动正在进行中，预计将持续到2024年。
19. 其他长期负债
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 |
| (百万加元) |
| | | |
经营租赁义务(附注11) | 401 | | | 379 | |
衍生工具合约的公允价值(附注29) | 106 | | | 151 | |
雇员退休后福利(附注28) | 97 | | | 111 | |
| 资产报废债务 | 64 | | | 79 | |
长期合同负债(附注6) | 12 | | | 32 | |
| 其他 | 335 | | | 265 | |
| | 1,015 | | | 1,017 | |
20. 所得税
所得税前收入的地域构成
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 加拿大 | (446) | | | (2,154) | | | (292) | |
| 外国 | 4,456 | | | 3,528 | | | 2,458 | |
| 所得税前收入 | 4,010 | | | 1,374 | | | 2,166 | |
所得税拨备
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 当前 | | | | | |
| 加拿大 | 73 | | | 43 | | | 29 | |
| 外国 | 858 | | | 372 | | | 276 | |
| | 931 | | | 415 | | | 305 | |
| 延期 | | | | | |
| 加拿大 | (39) | | | (467) | | | (327) | |
| 外国 | 50 | | | 641 | | | 142 | |
| | 11 | | | 174 | | | (185) | |
| 所得税费用 | 942 | | | 589 | | | 120 | |
所得税费用的对账
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 所得税前收入 | 4,010 | | | 1,374 | | | 2,166 | |
| 联邦和省法定税率 | 23.0 | % | | 23.0 | % | | 23.0 | % |
| 预期所得税费用 | 922 | | | 316 | | | 498 | |
| 与受监管业务有关的所得税差额 | (260) | | | (174) | | | (139) | |
| 外国所得税税率差异 | (174) | | | (271) | | | (230) | |
| 非控股权益和股权投资的收入 | (56) | | | (54) | | | (70) | |
估值免税额(发放) | 197 | | | 199 | | | (8) | |
| 免税资本(收益)和亏损 | 196 | | | 173 | | | — | |
墨西哥外汇敞口 | 132 | | | 9 | | | 10 | |
| | | | | |
| | | | | |
墨西哥通货膨胀调整的影响 | 1 | | | 24 | | | 32 | |
| 结清墨西哥前几年的所得税评税 | — | | | 196 | | | — | |
| 美国最低税额 | (14) | | | 96 | | | — | |
| 不可扣除商誉减值 | — | | | 91 | | | — | |
| 其他 | (2) | | | (16) | | | 27 | |
| 所得税费用 | 942 | | | 589 | | | 120 | |
递延所得税资产和负债
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 |
| (百万加元) |
| | | |
| 递延所得税资产 | | | |
| 税损和信用结转 | 1,833 | | | 1,519 | |
| 监管和其他递延金额 | 569 | | | 571 | |
| 长期债务未实现汇兑损失 | 206 | | | 333 | |
| | | |
| 其他 | 73 | | | 193 | |
| | 2,681 | | | 2,616 | |
| 减去：估值免税额 | 730 | | | 640 | |
| 1,951 | | | 1,976 | |
| 递延所得税负债 | | | |
| 厂房、财产和设备的核算和计税基础的差异 | 6,816 | | | 6,686 | |
| 股权投资 | 1,115 | | | 1,152 | |
| 按未来收入要求征税 | 493 | | | 397 | |
| 金融工具 | 160 | | | 126 | |
| 其他 | 160 | | | 193 | |
| | 8,744 | | | 8,554 | |
| 递延所得税净负债 | 6,793 | | | 6,578 | |
上述递延税额在综合资产负债表中分类如下：
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 |
| (百万加元) |
| | | |
| 递延所得税资产 | | | |
其他长期资产(附注16) | 1,332 | | | 1,070 | |
| 递延所得税负债 | | | |
| 递延所得税负债 | 8,125 | | | 7,648 | |
| 递延所得税净负债 | 6,793 | | | 6,578 | |
于2023年12月31日，本公司已确认非资本亏损结转利益为$6,593百万(2022年--美元)5,429百万)用于加拿大的联邦和省级目的，从2030年到2043年到期。该公司尚未确认资本损失结转收益#美元。478百万(2022年--美元)251百万)用于加拿大的联邦和省级用途，没有到期日。该公司还享有安大略省公司最低税额(CMT)$1402022年-2022年，百万美元。126百万)，从2026年到2043年到期。截至2023年12月31日，公司尚未确认CMT信贷的好处为$22百万(2022年--美元)22百万)。
于2023年12月31日，本公司已确认净营业亏损结转利益为美元472022年-2022年，百万美元。69100万)，从2024年到2033年到期。
TC Energy记录的所得税估值免税额为#美元。730百万美元和美元640分别为2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的递延所得税资产余额。估值拨备增加的主要原因是未确认资本损失的汇兑变动和Coastal GasLink股权投资的未实现非应税资本损失。截至2023年12月31日，本公司共记录了$3582000万欧元(2022年--美元)173由于Coastal GasLink股权投资减值导致部分减值产生未实现的非应税资本损失，因此计入估值拨备。截至2023年12月31日，这些损失尚未确认。在每个报告日期，公司都会考虑可能影响其对递延税项资产未来变现的看法的新证据，无论是积极的还是消极的。截至2023年12月31日，本公司认定有足够的积极证据得出结论，递延税项净资产更有可能实现。
外商投资未汇出收益
对于公司在可预见的将来不打算汇回国内的外国投资的未汇出收益，没有规定所得税。到2023年12月31日，递延所得税负债将增加约1美元。1,629百万美元(2022年-美元)1,216如果有针对这些税种的规定的话。
缴纳所得税
缴纳所得税#美元8362023年，扣除退款的净额为100万美元(2022年，扣除退款的净额为#美元3942021年，扣除退款后的净额为300万美元；预计2021年为800万美元371百万)。
未确认税收优惠的对账
以下是未确认的税收优惠总额的年度变化对账：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 年初未确认的税收优惠 | 91 | | | 80 | | | 52 | |
| 葛罗斯增加了前几年的税前头寸 | 9 | | | 6 | | | 5 | |
| 葛罗斯减少了前几年的税前头寸 | (1) | | | — | | | (1) | |
| 葛罗斯增加本年度税前头寸 | 16 | | | 7 | | | 26 | |
| | | | | |
| 诉讼时效的失效 | (30) | | | (2) | | | (2) | |
| 年底未确认的税收优惠 | 85 | | | 91 | | | 80 | |
TC Energy的做法是在所得税支出中确认与所得税不确定性相关的利息和罚款。截至2023年12月31日的年度所得税支出为美元3百万利息支出(2022年-美元62021年-2021年，100万美元1百万)。于2023年12月31日，本公司已累计应计$21利息支出(2022年-美元)18百万; 2021年-美元12百万)。公司招致不是与截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度所得税支出相关的所得税不确定性相关的罚款，以及不是罚款于2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日累计。
根据税务机关的审计审查结果及其他法规修订，TC Energy预计未来12个月内不会对其财务报表产生重大影响的未确认税收优惠进行进一步调整。
TC Energy及其子公司须缴纳加拿大联邦和省级所得税，美国联邦、州和地方所得税，或其他国际司法管辖区的相关所得税。本公司已实质上完成了截至2015年的所有加拿大联邦和省所得税事宜。到2015年，美国联邦、州和地方所得税的几乎所有实质性问题都已经完成了多年。到2017年，墨西哥几乎所有的实质性所得税问题都已经结束了多年。
墨西哥税务审计
2019年，墨西哥税务机关税务总局(SAT)完成了对公司在墨西哥的一家子公司2013年纳税申报单的审计。审计的结果是，纳税评估拒绝扣除所有利息支出，以及评估总额不到美元的附加税、罚款和财务费用。11000万美元。该公司不同意这一评估，并开始提起诉讼对其提出质疑。2022年1月，TC Energy收到了税务法院对2013年纳税申报单的裁决，该裁决支持了SAT的评估。从2021年9月到2022年2月，SAT发布了2014至2017纳税年度的评估，拒绝扣除所有利息支出，并评估了利息的增量预扣税。这些摊款总额约为#美元。4902000万美元的收入和预扣税、利息、罚款和其他财务费用。
2022年，TC Energy与SAT就2013至2021纳税年度的所有上述事项达成和解，并记录了美元1961000万欧元(美元)153所得税支出，包括截至2022年12月31日的年度的预扣税、利息、罚款和其他财务费用。
21. 长期债务
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
12月31日 | | | 2023 | | 2022 |
| 到期日 | | 杰出的 | | 利息 费率1 | | 杰出的 | | 利息 费率1 |
| (除非另有说明，否则以百万加元计算) |
| | | | | | | | | |
| 横贯加拿大管道有限公司 | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 中期票据 | | | | | | | | | |
| 加拿大人 | 2024年至2052年 | | 15,466 | | | 4.6 | % | | 13,966 | | | 4.5 | % |
| 高级无担保票据 | | | | | | | | | |
美国(2023年--美元16,167；2022年--美元15,542) | 2024年至2049年 | | 21,349 | | | 5.0 | % | | 21,032 | | | 4.9 | % |
| | | | 36,815 | | | | | 34,998 | | | |
| Nova天然气传输有限公司。 | | | | | | | | | |
| 债券和票据 | | | | | | | | | |
| 加拿大人 | 2024 | | 100 | | | 9.9 | % | | 100 | | | 9.9 | % |
美国(2023年-零；2022--美元200) | | | — | | | — | | | 271 | | | 7.9 | % |
| 中期票据 | | | | | | | | | |
| 加拿大人 | 2025年至2030年 | | 504 | | | 7.4 | % | | 504 | | | 7.4 | % |
美国(2023年和2022年)--美元33) | 2026 | | 43 | | | 7.5 | % | | 44 | | | 7.5 | % |
| | | 647 | | | | | 919 | | | |
| 哥伦比亚管道集团有限公司。 | | | | | | | | | |
高级无担保票据2 | | | | | | | | | |
美国(2023年-零；2022--美元1,500) | | | — | | | — | | | 2,030 | | | 4.9 | % |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 哥伦比亚管道运营公司LLC | | | | | | | | | |
高级无担保票据2 | | | | | | | | | |
美国(2023年--美元6,100; 2022 – 零) | 2025年至2063年 | | 8,055 | | | 6.1 | % | | — | | | — | |
| 哥伦比亚管道控股公司有限责任公司 | | | | | | | | | |
高级无担保票据2 | | | | | | | | | |
美国(2023年--美元1,000; 2022 – 零) | 2026年至2028年 | | 1,320 | | | 6.2 | % | | — | | | — | |
| ANR管道公司 | | | | | | | | | |
| 高级无担保票据 | | | | | | | | | |
美国(2023年和2022年-美元1,172) | 2024年至2037年 | | 1,548 | | | 4.1 | % | | 1,587 | | | 4.1 | % |
| TC管道，LP | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 高级无担保票据 | | | | | | | | | |
美国(2023年和2022年--美元850) | 2025年至2027年 | | 1,122 | | | 4.2 | % | | 1,150 | | | 4.2 | % |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
12月31日 | | | 2023 | | 2022 |
| 到期日 | | 杰出的 | | 利息 费率1 | | 杰出的 | | 利息 费率1 |
| (除非另有说明，否则以百万加元计算) |
| 西北输气有限责任公司 | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 高级无担保票据 | | | | | | | | | |
美国(2023年--美元375；2022--美元325) | 2030年至2035年 | | 495 | | | 4.4 | % | | 440 | | | 4.3 | % |
| | | | | | | | |
| 波特兰天然气输送系统 | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 高级无担保票据 | | | | | | | | | |
美国(2023年和2022年-美元250) | 2030年至2031年 | | 330 | | | 2.8 | % | | 338 | | | 2.8 | % |
| | | | | | | | | |
| 五大湖天然气输送有限合伙企业 | | | | | | | | |
| 高级无担保票据 | | | | | | | | | |
美国(2023年)--美元125；2022年1-4美元146) | 2028年至2030年 | | 165 | | | 7.6 | % | | 198 | | | 7.6 | % |
| 塔斯卡罗拉天然气输送公司 | | | | | | | | |
| 无担保定期贷款 | | | | | | | | | |
美国（2023 - 零；2022年1-4美元34) | | | — | | | — | | | 46 | | | 6.5 | % |
墨西哥能源公司，S.de R.L.de C.V. | | | | | | | | |
| 优先无担保定期贷款 | | | | | | | | | |
美国(2023年--美元1,800; 2022 – 零) | 2028 | | 2,377 | | | 7.7 | % | | — | | | — | |
| 优先无担保循环信贷安排 | | | | | | | | | |
美国(2023年--美元185; 2022 – 零) | 2028 | | 244 | | | 7.7 | % | | — | | | — | |
| | | 2,621 | | | | | — | | | |
| | | | | | | | | |
| | | 53,118 | | | | | 41,706 | | | |
| 长期债务的当期部分 | | | (2,938) | | | | | (1,898) | | | |
| 未摊销债务折价和发行成本 | | | (312) | | | | | (239) | | | |
公允价值调整3 | | | 108 | | | | | 76 | | | |
| | | | 49,976 | | | | | 39,645 | | | |
1利率是实际利率，但与公司加拿大受监管天然气业务发行的长期债务有关的利率除外，在这种情况下，加权平均利率是经监管机构批准的。实际利率乃透过贴现预期未来利息付款计算，并就贷款费用、溢价及折让作出调整。加权平均利率及实际利率于各自未偿还日期列账。
22023年8月8日，美元1.5 10亿美元的高级无担保票据是从哥伦比亚管道集团公司转让的。在2023年10月4日出售一个 40%的哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司的非控股股权。在此之前出售，美元5.6发行了1000亿美元的优先无担保票据。有关更多信息，请参阅附注24，非控股权益。
3公允价值调整包括#美元1192000万欧元(2022年--美元)140(亿美元)与收购哥伦比亚管道集团有关。这些调整还包括减少#美元。112000万欧元(2022年--美元)64(亿美元)与对冲的利率风险相关。有关更多信息，请参阅附注29，风险管理和金融工具。
还本付息
截至2023年12月31日，公司长期债务未来五年的本金偿还情况大致如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (百万加元) | | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 | | 2028 |
| | | | | | | | | | |
| 偿还长期债务的本金 | | 2,938 | | 2,779 | | 5,287 | | 3,096 | | 6,232 |
发行的长期债务
本公司在截至2023年12月31日的三年内发行的长期债务如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (除非另有说明，否则以百万加元计算) |
| 公司 | | 发行日期 | | 类型 | | 到期日 | | 金额 | | 利率 |
| | | | | | | | | | | |
| 横贯加拿大管道有限公司 | |
| | 2023年5月 | | 优先无担保定期贷款1 | | 2026年5月 | | 我们1,024 | | 漂浮 | |
| | 2023年3月 | | 高级无担保票据 | | 2026年3月2 | | 我们850 | | 6.20 | % | |
| | 2023年3月 | | 高级无担保票据 | | 2026年3月2 | | 我们400 | | 漂浮 | |
| | 2023年3月 | | 中期票据 | | 2030年7月 | | 1,250 | | 5.28 | % | |
| | 2023年3月 | | 中期票据 | | 2026年3月2 | | 600 | | 5.42 | % | |
| | 2023年3月 | | 中期票据 | | 2026年3月2 | | 400 | | 漂浮 | |
| | 2022年5月 | | 中期票据 | | 2032年5月 | | 800 | | 5.33 | % | |
| | 2022年5月 | | 中期票据 | | 2026年5月 | | 400 | | 4.35 | % | |
| | 2022年5月 | | 中期票据 | | 2052年5月 | | 300 | | 5.92 | % | |
| | 2021年10月 | | 高级无担保票据 | | 2024年10月 | | 我们1,250 | | 1.00 | % | |
| | 2021年10月 | | 高级无担保票据 | | 2031年10月 | | 我们1,000 | | 2.50 | % | |
| | 2021年6月 | | 中期票据 | | 2024年6月 | | 750 | | 漂浮 | |
| | 2021年6月 | | 中期票据 | | 2031年6月 | | 500 | | 2.97 | % | |
| | 2021年6月 | | 中期票据 | | 2047年9月 | | 250 | | 4.33 | % | 3 |
哥伦比亚管道运营公司LLC | |
| | 2023年8月 | | 高级无担保票据 | | 2033年11月 | | 我们1,500 | | 6.04 | % | |
| | 2023年8月 | | 高级无担保票据 | | 2053年11月 | | 我们1,250 | | 6.54 | % | |
| | 2023年8月 | | 高级无担保票据 | | 2030年8月 | | 我们750 | | 5.93 | % | |
| | 2023年8月 | | 高级无担保票据 | | 2043年8月 | | 我们600 | | 6.50 | % | |
| | 2023年8月 | | 高级无担保票据 | | 2063年8月 | | 我们500 | | 6.71 | % | |
哥伦比亚管道控股公司有限责任公司 | |
| | 2023年8月 | | 高级无担保票据 | | 2028年8月 | | 我们700 | | 6.04 | % | |
| | 2023年8月 | | 高级无担保票据 | | 2026年8月 | | 我们300 | | 6.06 | % | |
| 西北输气有限责任公司 | |
| | 2023年6月 | | 高级无担保票据 | | 2030年6月 | | 我们50 | | 4.92 | % | |
墨西哥能源公司，S.de R.L.de C.V. | |
| | 2023年1月 | | 优先无担保定期贷款 | | 2028年1月 | | 我们1,800 | | 漂浮 | |
| | 2023年1月 | | 优先无担保循环信贷安排 | | 2028年1月 | | 我们500 | | 漂浮 | |
| ANR管道公司 | |
| | 2022年5月 | | 高级无担保票据 | | 2032年5月 | | 我们300 | | 3.43 | % | |
| | 2022年5月 | | 高级无担保票据 | | 2034年5月 | | 我们200 | | 3.58 | % | |
| | 2022年5月 | | 高级无担保票据 | | 2037年5月 | | 我们200 | | 3.73 | % | |
| | 2022年5月 | | 高级无担保票据 | | 2029年5月 | | 我们100 | | 3.26 | % | |
| 波特兰天然气输送系统 | |
| | 2021年10月 | | 高级无担保票据 | | 2031年10月 | | 我们125 | | 2.68 | % | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (除非另有说明，否则以百万加元计算) |
| 公司 | | 发行日期 | | 类型 | | 到期日 | | 金额 | | 利率 |
| 塔斯卡罗拉天然气输送公司 | |
| | 2021年8月 | | 无担保定期贷款 | | 2024年8月 | | 我们13 | | 漂浮 | |
Keystone XL子公司4 | |
| | 五花八门 | | 项目级信贷安排 | | 2021年6月 | | 我们849 | | 漂浮 | |
哥伦比亚管道集团有限公司。5 | | | | | | | | | | | |
| | 2021年1月 | | 无担保定期贷款 | | 2022年6月 | | 我们4,040 | | 漂浮 | |
1这笔贷款已于2023年9月全额偿还并偿还。相关未摊销债务发行成本为#美元31000万美元计入综合损益表中的利息支出。
2可在2024年3月或之后的任何时间按面值赎回。
3反映先前发行的中期票据(MTN)重新发行时的票面利率。中期债券的发行价格高于票面价值，导致再发行收益率为4.19百分之一。
42021年1月，本公司成立了美元4.130亿美元的项目级信贷安排，以支持Keystone XL管道的建设，该管道由艾伯塔省政府充分担保，不求助于TC Energy。这项信贷安排的可获得性随后减少到#美元。1.62021年6月，艾伯塔省政府全额偿还了1000亿美元和所有未偿款项。有关更多信息，请参阅注释7，Keystone XL。
52020年12月，哥伦比亚签署了一项美元4.230亿美元的无担保定期贷款协议。2021年1月，美元4.0从无担保定期贷款中提取了100亿美元，贷款协议下的总可获得性相应减少。这笔贷款已于2021年12月全额偿还并注销。
2024年1月9日，哥伦比亚管道控股公司发行了美元5002034年1月到期的百万优先无担保票据，固定息率为5.68百分之一。
报废/偿还的长期债务
本公司在截至2023年12月31日的三年内偿还/偿还的长期债务如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (除非另有说明，否则以百万加元计算) | | | |
| 公司 | | 退休/还款日期 | | 类型 | | 金额 | | 利率 | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 横贯加拿大管道有限公司 | | | | | | | | | | | |
| | 2023年10月 | | 高级无担保票据 | | 我们625 | | 3.75 | % | | | |
| | 2023年9月 | | 高级无担保票据1 |
| 我们1,024 | | 漂浮 | | | |
| | 2023年7月 | | 中期票据 | | 750 | | 3.69 | % | | | |
| | 2022年12月 | | 中期票据 | | 25 | | | 9.95 | % | | | |
| | 2022年8月 | | 高级无担保票据 | | 我们1,000 | | 2.50 | % | | | |
| | 2021年11月 | | 中期票据 | | 500 | | | 3.65 | % | | | |
| | 2021年1月 | | 债券 | | 我们400 | | 9.88 | % | | | |
| 塔斯卡罗拉天然气输送公司 | | | | | | | | | | | |
| | 2023年11月 | | 无担保定期贷款 | | 我们32 | | 漂浮 | | | |
| 诺瓦天然气输送有限公司。 | | | | | | | | | | | |
| | 2023年4月 | | 债券 | | 我们200 | | 7.88 | % | | | |
墨西哥能源公司，S.de R.L.de C.V. | | | | | | | | | | | |
| | 五花八门 | | 优先无担保循环信贷安排 | | 我们315 | | 漂浮 | | | |
| 哥伦比亚管道集团有限公司。 | | | | | | | | | | | |
| | 2021年12月 | | 无担保定期贷款2 | | 我们4,040 | | 漂浮 | | | |
| 北巴哈管道有限责任公司 | | | | | | | | | | | |
| | 2021年12月 | | 无担保定期贷款 | | 我们50 | | 漂浮 | | | |
| TC管道，LP | | | | | | | | | | | |
| | 2021年11月 | | 无担保定期贷款 | | 我们450 | | 漂浮 | | | |
| | 2021年3月 | | 高级无担保票据 | | 我们350 | | 4.65 | % | | | |
| ANR管道公司 | | | | | | | | | | | |
| | 2021年11月 | | 高级无担保票据 | | 我们300 | | 9.63 | % | | | |
| 五大湖天然气输送有限合伙企业 | | | | | | | | | |
| | 2021年11月 | | 高级无担保票据 | | 我们10 | | 9.09 | % | | | |
| 波特兰天然气输送系统 | | | | | | | | | |
| | 2021年10月 | | 无担保贷款安排 | | 我们93 | | 漂浮 | | | |
Keystone XL子公司3 | | | | | |
| | 2021年6月 | | 项目级信贷安排 | | 我们849 | | 漂浮 | | | |
12023年5月，本公司签订了一项美元1,024100万优先无担保定期贷款，并提取了全部金额。这笔贷款已于2023年9月全额偿还并注销。相关未摊销债务发行成本为#美元31000万美元计入综合损益表中的利息支出。
22020年12月，哥伦比亚签署了一项美元4.210亿无担保定期贷款协议。2021年1月，美元4.0从无担保定期贷款中提取了10亿美元，贷款协议下的总可获得性相应减少。这笔贷款已于2021年12月全额偿还并注销。相关未摊销债务发行成本为#美元5在截至2021年12月31日的年度综合收益表中，利息支出包括100万美元。
32021年6月，根据担保条款，艾伯塔省政府偿还了美元849按浮动利率计息的Keystone XL项目级信贷安排下的未偿还余额为100万美元，此后该贷款被终止，对TC Energy没有现金影响。有关更多信息，请参阅注释7，Keystone XL。
2021年3月，公司的子公司TC管道有限责任公司终止了其在500以浮动利率计息的100万无担保贷款工具不是金额是未偿还的。
利息支出
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 长期债务利息 | 2,562 | | | 1,883 | | | 1,841 | |
| 次级票据的利息 | 617 | | | 543 | | | 453 | |
| 短期债务利息 | 165 | | | 153 | | | 10 | |
| 资本化利息 | (187) | | | (27) | | | (22) | |
摊销和其他财务费用1 | 106 | | | 36 | | | 78 | |
| | 3,263 | | | 2,588 | | | 2,360 | |
1摊销和其他财务费用包括用有效利率法计算的交易成本和债务折扣的摊销，以及用于管理公司对利率变化的敞口的衍生品的亏损。
公司支付了#美元的利息。2,9312023年达到100万(2022年-美元)2,4782021年-2021年，100万美元2,299长期债务、次级票据和短期债务，扣除利息后资本化。
22. 次级票据
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
12月31日 | | | 2023 | | 2022 | |
| 成熟性
日期 | | 杰出的 | | 有效 利率1 | | 杰出的 | | 有效 利率1 | |
| (除非另有说明，否则以百万加元计算) |
| | | | | | | | | | |
| 横贯加拿大管道有限公司 | | | | | | | | | | |
美元1,0002007年发行 在…6.35%2 | 2067 | | 1,320 | | | 6.5 | % | | 1,353 | | | 6.2 | % | |
美元750发布于2015年5.88%3,4 | 2075 | | 990 | | | 7.8 | % | | 1,015 | | | 7.4 | % | |
美元1,200发布于2016年6.13%3,4 | 2076 | | 1,585 | | | 8.3 | % | | 1,624 | | | 8.0 | % | |
美元1,5002017年发布于5.55%3,4 | 2077 | | 1,981 | | | 7.5 | % | | 2,030 | | | 7.1 | % | |
$1,5002017年发布于4.90%3,4 | 2077 | | 1,500 | | | 7.0 | % | | 1,500 | | | 6.8 | % | |
美元1,100发布于2019年5.75%3,4 | 2079 | | 1,453 | | | 8.0 | % | | 1,488 | | | 7.6 | % | |
$500于2021年发布4.45%3,5 | 2081 | | 500 | | | 5.7 | % | | 500 | | | 5.7 | % | |
美元800于2022年发布5.85%3,5 | 2082 | | 1,056 | | | 7.1 | % | | 1,083 | | | 7.2 | % | |
| | | 10,385 | | | | | 10,593 | | | | |
| 未摊销债务贴现和发行成本 | | | (98) | | | | | (98) | | | | |
| | | 10,287 | | | | | 10,495 | | | | |
1实际利率是通过使用票面利率贴现预期未来利息支付和任何估计的未来利率重置，并根据发行成本和折扣进行调整来计算的。
2美元的次级票据1.02007年发行了10亿美元，固定利率为6.35利率，并于2017年转换为浮动利率计息。
3次级票据发行予TCPL全资拥有的融资信托附属公司TransCanada Trust(The Trust)。虽然信托的责任由TCPL以附属方式提供全面及无条件的担保，但由于TCPL于信托中并无可变权益，而信托的唯一实体资产为TCPL的次级票据，故该信托并未于TC Energy的财务报表中综合。
4票面利率最初是固定利率的第一次10五年后转为浮动汇率。
5票面利率最初是固定利率的第一次10年并每隔一年重置五年之后。
次级票据的偿付权优先于TCPL现有及未来的优先债务或其他债务。
2022年3月，TransCanada Trust(The Trust)发行了美元800发行2022-A系列信托票据，固定息率为5.60第一次申请的年利率10年，在十周年时重置，每隔一年五年此后，信托发行的所有收益均借给TCPL，金额为#美元8001,000万元TCPL初级次级票据，初始固定息率为5.85年利率，包括0.25%的管理费。TCPL的初级次级票据的利率将在每隔一年五年由2032年3月起至2052年3月止五年制管理次级票据的文件中定义的国库率，加上4.236年利率；从2052年3月到2082年3月，利率将每五年重置一次五年制国库券利率加4.986年利率。次级票据可在2031年12月7日至2032年3月7日期间的任何时间按TCPL的选择权赎回，此后的每个利息支付和重置日期为100本金的百分之加截至赎回日的应计和未付利息。
2021年3月，该信托发行了$500发行2021-A系列信托票据，固定息率为4.20%
第一年的年费10年，在十周年时重置，每隔一年五年之后。所有的收益
信托公司发行的债券以#美元的价格借给TCPL5001,000万元TCPL初级次级票据，初始固定息率为
4.45年利率，包括0.25%的管理费。TCPL的次级票据的利率将
重置间隔五年由2031年3月起至2051年3月止五年制加拿大政府收益率，定义见
管理附属票据的文件，加上3.316年利率；从2051年3月至2081年3月，利息
到那时，利率将每五年重置一次五年制加拿大政府收益率加4.066年利率。三年级的
次级票据可在2030年12月4日至2031年3月4日期间的任何时间按TCPL的选择权赎回，每笔利息
付款和重置日期之后为100本金的百分比，另加截至年月日的应计及未付利息
救赎。
根据信托与TCPL之间发行的票据(信托票据)的条款及相关协议，在某些情况下：1)TCPL可向信托票据持有人发行递延优先股以代替利息；及2)TC Energy和TCPL将被禁止宣布或支付股息或赎回其已发行优先股(或如无已发行优先股，则为各自的普通股)，直至TCPL赎回所有递延优先股为止。在发生某些类型的破产和无力偿债事件时，信托票据也可以自动交换为TCPL的优先股。所有这些优先股将与TCPL的任何其他已发行第一优先股并驾齐驱。
23. 外汇(收益)损失，净额
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | | | |
持作买卖之衍生工具（附注29） | (401) | | | 151 | | | (37) | |
| 其他 | 81 | | | 34 | | | 27 | |
| (320) | | | 185 | | | (10) | |
24. 非控制性权益
股权处置
哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司
2023年10月4日，TC Energy完成了对一家 40将哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司100%的非控股股权转让给全球基础设施合作伙伴（GIP），所得款项为美元。5.310亿(美元3.9十亿）。本公司继续拥有该等公司的控股权益，并将继续为管道的经营者。TC Energy和GIP将分别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的按比例贡献，为各自的年度维护、现代化和批准的增长资本支出份额提供资金。
该出售作为权益交易入账，其中9.5亿(美元)6.9 10亿美元）记录为非控股权益，以反映 40公司在哥伦比亚海湾和哥伦比亚天然气的所有权权益发生了10%的变化。已确认的非控股拥有权权益与已收代价之间的差额记录为减少额外缴入资本$3.5亿(美元)3.0 10亿美元），扣除税收和交易成本。
在股权出售结束前，2023年8月8日，哥伦比亚管道运营公司和哥伦比亚管道控股公司发行了美元。4.6 10亿美元1.0 亿美元的长期，高级无担保债务，分别与所有收益支付给TC能源。发行和股权出售的净收益用于偿还现有的公司间债务和第三方债务。有关其他资料，请参阅附注21长期债务。
收购
德克萨斯州风电场
2023年3月15日和2023年6月14日，TC Energy收购100B类成员的百分比分别拥有福罗万纳风电场(福罗万纳)和蓝云风电场(蓝云)的权益。这些运营资产中的每一项都有一个税务权益投资者，该投资者拥有100A类会员权益的百分比，收益、税收属性和现金流的一定百分比分配给该权益。税务股权投资者的权益按其估计公允价值合计计为非控股权益。2221000万欧元(美元)167(亿美元)。
TC Energy已确定，使用假设的账面价值清算(HLBV)方法在公司和税务股权投资者之间分配收益是合适的，因为来自Fluvanna和Blue Cloud的收益、税收属性和现金流是按所有权百分比以外的基础分配给其A类和B类成员权益所有者的。使用HLBV法，本公司的项目收益是根据项目如何分配和分配现金来计算的，如果净资产在报告日根据税务权益协议的规定按账面价值出售。
TC Energy确定它在这两个项目中拥有控股权，并已将收购的实体合并为有投票权的利益实体。税务股权投资者的权益按其估计公允价值#入账为非控股权益。106百万(美元)80百万美元)和$116百万(美元)87百万)，为蓝云。这些交易作为资产购置入账，因此没有确认商誉。
TC PipeLines，LP
2021年3月3日，公司收购了TC管道的所有已发行普通股，LP并非由TC Energy或其关联公司实益拥有，以换取TC Energy普通股。根据这笔交易，TC管道、LP普通单位持有人收到0.70每条已发行和已发行的公开持有的TC管道的TC Energy普通股，LP普通股，总计代表，37,955,093TC能源普通股。因此，TC Pipeline，LP成为了TC Energy的间接、间接或全资子公司。
由于公司控制着TC管道公司，此次收购被作为股权交易入账，综合资产负债表中反映了以下影响：
| | | | | |
| (百万加元) | 2021年3月3日 |
| |
| 普通股 | 2,063 | |
| 追加实收资本 | (398) | |
累计其他综合收益(亏损) | 353 | |
| 非控制性权益 | (1,563) | |
| 递延所得税负债 | (443) | |
| 其他 | (12) | |
非控制性权益
本公司计入综合损益表的非控股权益应占净收入（亏损）及计入综合资产负债表的非控股权益如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (百万加元) | 非控制性权益 所有权在以下位置 2023年12月31日 | | 应占收入（损失）
非控制性权益 | | 非控制性权益 |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 12月31日 |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | 2023 | | 2022 |
| | | | | | | | | | | |
| 哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司 | 40.0 | % | | 143 | | | — | | | — | | | 9,167 | | | — | |
| 波特兰天然气输送系统 | 38.3 | % | | 41 | | | 37 | | | 30 | | | 106 | | | 126 | |
| 德克萨斯州风电场 | 100% | 1 | (38) | | | — | | | — | | | 182 | | | — | |
TC PipeLines，LP | 零 | 2 | — | | | — | | | 60 | | | — | | | — | |
可赎回非控制性 利息(附注7) | 零 | | — | | | — | | | 1 | | | — | | | — | |
| | | | 146 | | | 37 | | | 91 | | | 9,455 | | | 126 | |
1.德克萨斯风电场的非控股权益包括A类会员权益。
2.在2021年3月3日收购之前，TC管道的非控股权益，LP是74.5百分之一。
25. 普通股
| | | | | | | | | | | |
| | 股份数量 | | 金额 |
| (千人) | | (百万加元) |
| | | |
| 在2021年1月1日未偿还 | 940,064 | | | 24,488 | |
收购TC PipeLines，LP（扣除交易成本）（附注24） | 37,955 | | | 2,063 | |
| 期权的行使 | 2,797 | | | 165 | |
| 截至2021年12月31日的未偿还债务 | 980,816 | | | 26,716 | |
以公开发行方式发行1 | 28,400 | | | 1,754 | |
| 股息再投资和购股计划 | 5,916 | | | 342 | |
| 期权的行使 | 2,830 | | | 183 | |
| 在2022年12月31日未偿还 | 1,017,962 | | | 28,995 | |
| 股息再投资和购股计划 | 19,464 | | | 1,003 | |
| 期权的行使 | 62 | | | 4 | |
| 截至2023年12月31日的未偿还债务 | 1,037,488 | | | 30,002 | |
1扣除承保佣金和递延所得税后的净额。
已发行普通股和未发行普通股
本公司获授权发行不限数量、无面值的普通股。
通过公开发行发行的普通股
2022年8月10日，TC Energy发布28,400,000普通股，价格为$63.50每份的毛收入总额约为$1.81000亿美元。
股利再投资和购股计划
根据公司的股息再投资和股票购买计划(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，从国库发行普通股，折扣率为二在一个特定的时期内，按市价的百分比计算。
在2021年1月1日至2022年8月31日期间至2023年7月31日之后，根据TC Energy的DRP以再投资现金股息购买的普通股在公开市场上收购，价格为100加权平均买入价的百分比。
收购TC管道，LP
2021年3月3日，TC Energy发布37,955,093普通股收购所有已发行的公开持有的普通股单位
TC管道，LP。有关更多信息，请参阅附注24，非控股权益。
普通股基本和稀释后净收益(亏损)
每股普通股净收益(亏损)的计算方法是将普通股应占净收益(亏损)除以已发行普通股的加权平均数量。用于计算稀释每股收益的加权平均股数包括根据TC Energy的股票期权计划可行使的期权，以及根据DRP从2022年8月31日至2023年7月31日可从国库发行的普通股。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加权平均未偿还普通股 | | | | | |
| (百万) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| 基本信息 | 1,030 | | | 995 | | | 973 | |
| 稀释 | 1,030 | | | 996 | | | 974 | |
股票期权
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数量
选项 | | 加权平均行权价格 | | 加权平均剩余合同寿命 |
| (千人) | | | | (年) |
| | | | | |
2023年1月1日未偿还期权 | 6,109 | | | $63.86 | | |
| 授予的期权 | 1,933 | | | $56.66 | | |
| 行使的期权 | (62) | | | $48.44 | | |
| 期权被没收/到期 | (544) | | | $60.60 | | |
2023年12月31日未偿还的期权 | 7,436 | | | $62.36 | | 4.1 |
在2023年12月31日可行使的期权 | 4,375 | | | $64.47 | | 3.0 |
在2023年12月31日，额外的2,267,871根据TC Energy的股票期权计划，普通股被预留用于未来从国库发行。授予的期权的合同期限为七年了。期权可以在授予期权时确定的价格行使，并在周年纪念日平等地授予每个三年在获奖之后。股票期权因到期而被没收，如果以前没有被授予，则在期权持有人辞职或终止雇佣时被没收。
该公司使用二项式模型来确定授予的期权的公允价值，并采用了以下加权平均假设：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| 加权平均公允价值 | $7.88 | | $8.24 | | $7.39 |
预期寿命(年)1 | 5.1 | | 5.4 | | 5.4 |
| 利率 | 2.9 | % | | 1.6 | % | | 0.5 | % |
波动率2 | 24 | % | | 22 | % | | 25 | % |
| 股息率 | 6.3 | % | | 5.5 | % | | 6.0 | % |
| | | | | |
1预期寿命是基于历史上的锻炼活动。
2波动率是根据公司普通股的历史波动率和隐含波动率的平均值得出的。
股票期权支出金额为#美元，实际缴入资本相应增加。92023年百万美元(2022年-美元102021年-2021年，100万美元12百万)。截至2023年12月31日，与非既得股票期权相关的未确认薪酬成本为$12百万美元。预计成本将在加权平均期间内得到充分确认两年.
下表汇总了其他股票期权信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (除非另有说明，否则以百万加元计算) |
| | | | | |
| 行使的期权的总内在价值 | — | | | 33 | | | 28 | |
| 已授予的期权的总公允价值 | 76 | | | 89 | | | 110 | |
| 已授予的期权总额 | 1.5百万 | | 1.6百万 | | 1.9百万 |
于2023年12月31日，可行使总期权及未行使总期权的合计内在价值为零.
股东权利计划
TC Energy的股东权利计划旨在为董事会(董事会)提供足够的时间来探索和开发在公司被收购时实现股东价值最大化的替代方案，并鼓励在任何此类要约中公平对待股东。每一股普通股都附有一在某些情况下，某些持有者有权购买额外的公司普通股。
26. 优先股
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
在… 2023年12月31日 | 数量 股票 杰出的 | | 当前收益率 | | 年度每股股息1,2 | | 每股赎回价格 | | 赎回和转换期权日期 | | 转换为 | | 账面价值 12月31日3 |
| | | | | 2023 | 2022 | 2021 |
| (千人) | | | | | | | | | | | | (百万加元) |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 累计第一优先股 | | | | | | | | | | | | |
| 系列1 | 14,577 | | | 3.48 | % | | $0.86975 | | | $25.00 | | | 2024年12月31日 | | 系列2 | | 360 | | 360 | | 360 | |
| 系列2 | 7,423 | | | 漂浮 | 4 | 漂浮 | | $25.00 | | | 2024年12月31日 | | 系列1 | | 179 | | 179 | | 179 | |
| 系列三 | 9,997 | | | 1.69 | % | | $0.4235 | | | $25.00 | | | 2025年6月30日 | | 系列4 | | 246 | | 246 | | 246 | |
| 系列4 | 4,003 | | | 漂浮 | 4 | 漂浮 | | $25.00 | | | 2025年6月30日 | | 系列3 | | 97 | | 97 | | 97 | |
| 系列5 | 12,071 | | | 1.95 | % | 5 | $0.48725 | | | $25.00 | | | 2026年1月30日 | | 系列6 | | 294 | | 294 | | 294 | |
| 系列6 | 1,929 | | | 漂浮 | 4 | 漂浮 | | $25.00 | | | 2026年1月30日 | | 系列5 | | 48 | | 48 | | 48 | |
| 系列7 | 24,000 | | | 3.90 | % |
| $0.97575 | | | $25.00 | | | 2024年4月30日 | | 系列8 | | 589 | | 589 | | 589 | |
| 系列9 | 18,000 | | | 3.76 | % |
| $0.9405 | | | $25.00 | | | 2024年10月30日 | | 系列10 | | 442 | | 442 | | 442 | |
| 系列11 | 10,000 | | | 3.35 | % | | $0.83775 | | | $25.00 | | | 2025年11月28日 | | 系列12 | | 244 | | 244 | | 244 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 系列15 | — | | | — | |
| — | | | — | | | — | | | — | | | — | | — | | 988 | |
| | | | | | | | | | | | 2,499 | | 2,499 | | 3,487 | |
1偶数系列优先股中的每一股，如果存在，将有权获得每股浮动利率累计季度优先股息，年化利率等于90天加拿大政府国库券利率(国库券利率)加1.92百分比(系列2)、1.28百分比(系列4)、1.54百分比(系列6)，2.38%(系列8)，2.35%(系列10)，或2.96百分比(系列12)。这些利率每季度与当时的国库券利率重置。
2如果存在，奇数系列优先股将有权获得固定利率累计季度优先股息，优先股息将在赎回和转换选择权日期以及此后每五年重置，年化利率等于当时五年制加拿大政府债券收益率加1.92百分比(系列1)，1.28百分比(系列3)、1.54%(系列5)、2.38%(系列7)、2.35%(系列9)，或2.96百分比(系列11)。
3扣除承保佣金和递延所得税后的净额。
4系列2优先股的浮动季度股息率为6.96从2023年12月29日开始至2024年3月28日(但不包括在内)的一段时间内的通胀率。系列4优先股的浮动季度股息率为6.32自2023年12月29日至2024年3月28日(但不包括在内)期间的百分比。系列6优先股的浮动季度股息率为6.69自2023年10月30日至2024年1月30日(但不包括在内)期间的百分比。未来每个季度，这些利率都将重置。
5系列5优先股的固定利率股息从2.26%至1.95将于2021年1月30日生效，并将在此后每五周年重置一次。
优先股持有人有权在董事会宣布时收取固定累计季度优先股息，但第2系列、第4系列及第6系列优先股除外。当董事会宣布时，系列2、系列4和系列6优先股的持有人有权获得季度浮动利率累计优先股息。如上表所示，在若干条件的规限下，持有人将有权于转换期权日期及其后每五周年将其指定系列的第一股优先股转换为另一指定系列的第一股优先股。
TC Energy可根据其选择权，按每股赎回价格赎回全部或部分已发行优先股，外加所有应计和未支付的股息，于适用的赎回期权日期及其后每五周年赎回一次。此外，TC Energy可以在指定日期以外的任何时间赎回系列2、系列4和系列6的优先股，赎回金额为$25.50每股加所有应计及于该赎回日未支付的股息。
2022年5月31日，TC能源赎回所有40,000,000已发行和已发行的15系列优先股，赎回价格为$25.00每股，并支付末期季度股息$0.30625每股15系列优先股，截至2022年5月31日但不包括在内。该公司使用2022年3月发行所得的美元800通过信托基金发行2000万美元的次级票据，为此次优先股赎回提供资金。
2021年5月，TC Energy赎回了所有20,000,000已发行和已发行的13系列优先股，赎回价格为$25.00每股，并支付末期季度股息$0.34375截至2021年5月31日(但不包括)的每股13系列优先股。该公司将2021年3月发行股票所得资金用于500通过信托基金发行100万美元的次级票据，为此次优先股赎回提供资金。
2021年2月，818,876系列5优先股被转换，根据一-以一人为基础，转换为系列6优先股和175,208系列6优先股被转换，根据一-在一对一的基础上，转换为系列5优先股。
27. 其他综合收益(亏损)和累计其他综合收益(亏损)
其他全面收益(亏损)的组成部分，包括可归因于非控股权益和相关税收影响的部分如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的年度 | | 税前金额 | | 所得税(费用)回收 | | 税额净额 |
| (百万加元) |
| | | | | | |
对外净投资的外币折算损益 运营 | | (1,148) | | | 7 | | | (1,141) | |
| 净投资套期保值公允价值变动 | | 23 | | | (6) | | | 17 | |
| | | | | | |
现金流量套期保值损失净收益(收益)的重新分类 | | 97 | | | (23) | | | 74 | |
养恤金和其他退休后福利计划的未实现精算收益(损失) | | (15) | | | 4 | | | (11) | |
| | | | | | |
股权投资的其他全面收益(亏损) | | (283) | | | 72 | | | (211) | |
其他全面收益(亏损) | | (1,326) | | | 54 | | | (1,272) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | 税前金额 | | 所得税(费用)回收 | | 税额净额 |
| (百万加元) |
| | | | | | |
对外净投资的外币折算损益 运营 | | 1,410 | | | 84 | | | 1,494 | |
| 净投资套期保值公允价值变动 | | (48) | | | 12 | | | (36) | |
| 现金流量套期保值公允价值变动 | | (58) | | | 19 | | | (39) | |
现金流量套期保值损失净收益(收益)的重新分类 | | 63 | | | (21) | | | 42 | |
养恤金和其他退休后福利的未实现精算收益(损失) 平面图 | | 81 | | | (18) | | | 63 | |
重新分类为养老金和其他精算(收益)损失的净收益 退休后福利计划 | | 9 | | | (3) | | | 6 | |
股权投资的其他全面收益(亏损) | | 1,156 | | | (289) | | | 867 | |
其他全面收益(亏损) | | 2,613 | | | (216) | | | 2,397 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | 税前金额 | | 所得税(费用)回收 | | 税额净额 |
| (百万加元) |
| | | | | | |
对外净投资的外币折算损益 运营 | | (100) | | | (8) | | | (108) | |
| | | | | | |
| 净投资套期保值公允价值变动 | | (3) | | | 1 | | | (2) | |
| 现金流量套期保值公允价值变动 | | (13) | | | 3 | | | (10) | |
现金流量套期保值损失净收益(收益)的重新分类 | | 68 | | | (13) | | | 55 | |
养恤金和其他退休后福利的未实现精算收益(损失) 平面图 | | 208 | | | (50) | | | 158 | |
重新分类为养老金和其他精算(收益)损失的净收益 退休后福利计划 | | 20 | | | (6) | | | 14 | |
股权投资的其他全面收益(亏损) | | 714 | | | (179) | | | 535 | |
其他全面收益(亏损) | | 894 | | | (252) | | | 642 | |
按构成部分、扣除税项的AOCI的变动情况如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (百万加元) | | 货币 翻译 调整 | | 现金流 套期保值 | | 养老金和其他退休后福利计划调整 | | 股权投资 | | 总计 |
| | | | | | | | | | |
| 2021年1月1日的AOCI余额 | | (1,273) | | | (143) | | | (285) | | | (738) | | | (2,439) | |
重新分类前的其他综合收益(亏损)1 | | (98) | | | (11) | | | 158 | | | 506 | | | 555 | |
| 从AOCI重新分类的金额 | | — | | | 55 | | | 14 | | 28 | | | 97 | |
本期净其他综合收益(亏损) | | (98) | | | 44 | | | 172 | | | 534 | | | 652 | |
收购TC管道，LP2 | | 362 | | | (13) | | | — | | | 4 | | | 353 | |
| 2021年12月31日的AOCI余额 | | (1,009) | | | (112) | | | (113) | | | (200) | | | (1,434) | |
重新分类前的其他综合收益(亏损)1 | | 1,450 | | | (39) | | | 63 | | | 870 | | | 2,344 | |
| 从AOCI重新分类的金额 | | — | | | 42 | | | 6 | | (3) | | | 45 | |
| 本期净其他综合收益(亏损) | | 1,450 | | | 3 | | | 69 | | | 867 | | | 2,389 | |
| 2022年12月31日的AOCI余额 | | 441 | | | (109) | | | (44) | | | 667 | | | 955 | |
重新分类前的其他综合收益(亏损)1 | | (231) | | | — | | | (11) | | | (195) | | | (437) | |
从AOCI重新分类的金额3 | | — | | | 74 | | | — | | | (16) | | | 58 | |
本期净其他综合收益(亏损) | | (231) | | | 74 | | | (11) | | | (211) | | | (379) | |
非控制性权益的影响4 | | (527) | | | — | | | — | | | — | | | (527) | |
| 2023年12月31日的AOCI余额 | | (317) | | | (35) | | | (55) | | | 456 | | | 49 | |
1在货币换算调整、现金流对冲和股权投资重新分类前的其他全面收益(亏损)是扣除非控制性债务的净额。利息损失$366百万美元(2022年-收益为$8百万美元；2021年--损失$12百万)，零 (2022 – 零；2021年--收益$1百万)，以及零 (2022 – 零；2021年--收益$1分别为2.5亿美元)。
2代表可归因于TC管道LP的非控股权益的AOCI，于2021年3月3日完成收购TC管道LP的所有未完成的公开持有的公用单位后，在综合资产负债表上重新分类为AOCI。有关更多信息，请参阅附注24，非控股权益。
3AOCI报告的与现金流对冲有关的损失，预计将在未来12个月重新归类为净收益，估计为#美元。4百万(美元)32023年12月31日，税后净额)。这些估计数假定商品价格、利率和汇率随着时间的推移保持不变；然而，重新归类的金额将根据结算日这些因素的实际价值而变化。
4表示可归因于402023年10月4日出售哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司的非控股股权。有关更多信息，请参阅附注24，非控股权益。
将保监处调入综合损益表的详情如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | 金额重新分类 来自AOCI | | 合并损益表中受影响的项目1 |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| (百万加元) | |
| | | | | | | | |
| 现金流对冲 | | | | | | | | |
| 商品 | | (85) | | | (47) | | | (22) | | | 收入(电力和能源解决方案) |
| 利率 | | (12) | | | (16) | | | (46) | | | 利息支出 |
| | | | | | | | |
| | (97) | | | (63) | | | (68) | | | 税前合计 |
| | 23 | | | 21 | | | 13 | | | 所得税(费用)回收 |
| | | (74) | | | (42) | | | (55) | | | 税后净额 |
| 养恤金和其他退休后福利计划调整 | | | | | | | | |
| 精算收益(损失)摊销 | | — | | | (11) | | | (22) | | | 工厂运营成本和其他2 |
结算收益(亏损) | | — | | | 2 | | | 2 | | | 工厂运营成本和其他2 |
| | — | | | (9) | | | (20) | | | 税前合计 |
| | | — | | | 3 | | | 6 | | | 所得税(费用)回收 |
| | | — | | | (6) | | | (14) | | | 税后净额 |
| 股权投资 | | | | | | | | |
| 权益收益（亏损） | | 22 | | | 4 | | | (37) | | | 股权投资的收益(亏损) |
| | (6) | | | (1) | | | 9 | | | 所得税(费用)回收 |
| | 16 | | | 3 | | | (28) | | | 税后净额 |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
1括号中的金额表示综合损益表的费用。
2这些AOCI组成部分包括在净收益成本的计算中。有关更多信息，请参阅附注28，雇员退休后福利。
28. 雇员退休后福利
该公司为某些员工提供DB计划。根据DB计划提供的养老金福利通常基于服务年限和最高平均收入三至五连续受雇年限。自2019年1月1日起，针对新成员的加拿大DB计划进行了某些修改。在此之后，直到加拿大DB计划于2024年1月1日对新成员关闭之前，为这些新成员提供的福利是基于连续五年的服务年限和最高平均收入。退休开始后，加拿大DB计划中的养老金福利每年增加2019年1月1日之前雇用的员工的消费者物价指数涨幅的一部分。2023年，TC Energy宣布对加拿大OPEB计划进行计划修订。该计划将针对2024年12月31日之前未退休的任何符合条件的在职员工关闭。所有不再符合OPEB计划资格的在职员工将有资格获得一项新计划，该计划为退休人员及其家属提供从退休到65岁的年度医疗支出账户。
该公司的美国DB计划不对非工会新进入者开放，所有非工会员工都参与DC计划。净精算损益从AOCI摊销计划参与人的EARSL，这大约是九年2023年12月31日(2022年-九年; 2021 – 10年)。
该公司还为其员工提供在加拿大和墨西哥的储蓄计划，在美国由401(K)计划组成的DC计划，以及除养老金以外的离职后福利，包括解雇福利和人寿保险以及政府资助计划提供的医疗福利。这些计划的净精算损益由AOCI摊销雇员的EARSL，这大约是12截至2023年12月31日的年份(2022年-12年和2021年-11年)。2023年，该公司支出了美元64百万美元(2022年-美元)64百万美元和2021年-美元58百万美元)，用于节省和DC的投资计划。
公司为员工退休后福利提供的现金总额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 数据库计划 | 28 | | | 78 | | | 105 | |
| 其他退休后福利计划 | 9 | | | 8 | | | 8 | |
| 储蓄和DC计划 | 64 | | | 64 | | | 58 | |
| 101 | | | 150 | | | 171 | |
加拿大现行养老金立法允许在若干年内通过信用证代替现金缴款为偿付能力要求提供部分资金，但不得超过某些限额。截至2023年12月31日，向加拿大DB计划提供的信用证总额为$244百万美元(2022年-美元)322 百万; 2021年-美元322百万)。
为筹资目的对养恤金计划进行的最新精算估值为2023年1月1日，下一次所需估值为2024年1月1日。
2022年，由于在该年一次性付款，美国DB计划达成了和解。和解的影响是使用与2022年12月31日采用的精算假设一致的精算假设确定的。和解收益使美国DB计划的未实现精算收益减少了$2其中100万美元计入保监处，并计入2022年的净效益成本。
2021年年中，该公司向符合条件的员工提供了一次性自愿退休计划(VRP)。该计划的参与者于2021年12月31日退休，并获得过渡金和现有的退休福利。2021年，该公司支出了美元81100万美元主要涉及VRP过渡付款，这些付款包括在工厂运营费用和其他费用中。此外，美元18100万美元记录在与成本相关的收入中，这些成本可以在流转的基础上通过监管和收费结构收回。
由于员工在2021年参与了VRP，美国DB计划和美国OPEB计划发生了和解和削减。这些数额的影响是使用与2021年12月31日采用的精算假设一致的精算假设确定的。和解收益使美国DB计划的未实现精算收益减少了$2100万美元，包括在保险公司，而削减收益减少了美国DB计划的福利义务$5100万美元，这两项都记录在2021年的净效益成本中。削减损失使OPEB计划的未实现精算收益减少了#美元。3100万美元，计入保监处，并将OPEB计划的债务增加了$3100万美元，导致2021年净效益成本不作调整。
该公司的资金状况包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 养老金
福利计划 | | 其他退休后
福利计划 |
| (百万加元) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| | | | | | | |
福利义务的变更1 | | | | | | | |
| 福利义务-年初 | 3,081 | | | 4,027 | | | 310 | | | 419 | |
| 服务成本 | 93 | | | 145 | | | 3 | | | 5 | |
| 利息成本 | 158 | | | 125 | | | 16 | | | 13 | |
| 员工缴费 | 7 | | | 6 | | | 2 | | | 2 | |
| 已支付的福利 | (185) | | | (324) | | | (44) | | | (24) | |
精算(收益)损失 | 219 | | | (949) | | | 2 | | | (120) | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 外汇汇率变动 | (17) | | | 51 | | | (4) | | | 15 | |
| 福利义务--年底前 | 3,356 | | | 3,081 | | | 285 | | | 310 | |
| 计划资产的变更 | | | | | | | |
| 按公允价值计提资产计划-年初 | 3,481 | | | 4,145 | | | 354 | | | 431 | |
| 计划资产的实际回报率 | 385 | | | (483) | | | 24 | | | (89) | |
雇主供款2 | 28 | | | 78 | | | 9 | | | 8 | |
| 员工缴费 | 7 | | | 6 | | | 2 | | | 2 | |
| 已支付的福利 | (185) | | | (324) | | | (23) | | | (24) | |
| | | | | | | |
| 外汇汇率变动 | (19) | | | 59 | | | (8) | | | 26 | |
| 按公允价值计提资产计划--年底 | 3,697 | | | 3,481 | | | 358 | | | 354 | |
| 资金状况报告--计划盈余 | 341 | | | 400 | | | 73 | | | 44 | |
1公司养老金福利计划的福利义务代表预计的福利义务。本公司其他退休后福利计划的福利义务是指累计的退休后福利义务。
2公司将信用证减少了#美元。78加拿大DB计划中的100万美元(2022-零)用于资助目的。
已实现的固定福利计划债务的精算损失主要是由于加权平均贴现率从5.152022年增长到4.75到2023年，这一比例将达到4%。
已实现的OPEB计划债务精算损失主要是由于加权平均贴现率从5.452022年增长到5.10到2023年，这一比例将达到4%。
在公司综合资产负债表中确认的DB计划和其他退休后福利计划的金额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 养老金
福利计划 | | 其他退休后
福利计划 |
| (百万加元) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| | | | | | | |
其他长期资产(附注16) | 341 | | | 400 | | | 177 | | | 163 | |
| 应付帐款及其他 | — | | | — | | | (7) | | | (8) | |
其他长期负债(附注19) | — | | | — | | | (97) | | | (111) | |
| | 341 | | | 400 | | | 73 | | | 44 | |
上述福利债务和计划资产的公允价值包括以下未全额供资的计划的数额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 养老金
福利计划 | | 其他退休后
福利计划 |
| (百万加元) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| | | | | | | |
预计福利义务1 | — | | | — | | | (104) | | | (119) | |
| 按公允价值计提资产计划 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 资金状况报告-计划赤字 | — | | | — | | | (104) | | | (119) | |
1养恤金福利计划的预计福利债务不同于累积福利债务，因为它包括对未来赔偿水平的假设。
根据所有数据库计划的累计福利义务，资金状况如下：
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 |
| (百万加元) |
| | | |
| 累积利益义务 | (3,090) | | | (2,880) | |
| 按公允价值计提资产计划 | 3,697 | | | 3,481 | |
| 资金状况--计划盈余 | 607 | | | 601 | |
截至2023年12月31日和2022年12月31日，公司关于累积福利义务和计划资产公允价值的DB计划已获得全额资金。
公司养老金计划的加权平均资产配置和按资产类别划分的目标配置如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 百分比
计划资产 | | 目标分配 |
| 2023 | | 2022 | | 2023 |
| | | | | |
| 固定收益证券 | 41 | % | | 38 | % | | 30%至50% |
| 股权证券 | 44 | % | | 44 | % | | 30%至55% |
| 其他投资 | 15 | % | | 18 | % | | 10%至25% |
| | 100 | % | | 100 | % | | |
固定收益证券和股权证券包括公司的债务和普通股如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | | | 百分比
计划资产 |
| (百万加元) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| | | | | | | |
| 固定收益证券 | 7 | | | 7 | | | 0.2 | % | | 0.2 | % |
| 股权证券 | 2 | | | 3 | | | 0.1 | % | | 0.1 | % |
养老金计划资产是在持续经营的基础上进行管理的，受到立法限制，并在各种资产类别中多样化，以在可接受的风险水平下实现回报最大化。资产组合策略考虑计划人口结构，可能包括传统的股权和债务证券，以及基础设施、私募股权、房地产和衍生品等替代资产，以分散风险。衍生品不用于投机目的，可能被用来对冲某些负债。
所有投资均按市价按公允价值计量。如公允价值不能轻易参考普遍可得的价格报价厘定，则公允价值乃根据按风险调整基准折现的现金流量以及与上市同类资产的比较而厘定。在第I级，资产的公允价值是参考活跃市场上本公司有能力在计量日期获得的相同资产的报价来确定的。在第II级，资产的公允价值是使用估值技术确定的，例如期权定价模型和使用直接或间接可观察到的重大投入的外推。在第三级中，资产的公允价值是根据不可观察和对整体公允价值计量具有重大意义的投入采用市场方法确定的。
下表列出了按公允价值计量的DB计划和OPEB计划的计划资产，这些计划已根据公允价值层次结构分为三类。有关更多信息，请参阅附注29，风险管理和金融工具。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 报价在
活跃的市场
（一级） | | 重要的其他可观察到的投入
（二级） | | 无法观察到的重要输入
（三级） | | 总计 | | 百分比
总投资组合 |
| (百万加元) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 资产类别 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 现金和现金等价物 | 68 | | | 55 | | | 1 | | | 1 | | | — | | | — | | | 69 | | | 56 | | | 2 | | | 1 | |
| 股权证券： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加拿大人 | 121 | | | 117 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 121 | | | 117 | | | 3 | | | 3 | |
| 美国 | 965 | | | 897 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 965 | | | 897 | | | 24 | | | 24 | |
| 国际 | 167 | | | 172 | | | 187 | | | 172 | | | — | | | — | | | 354 | | | 344 | | | 9 | | | 9 | |
| 全球 | — | | | — | | | 74 | | | 75 | | | — | | | — | | | 74 | | | 75 | | | 2 | | | 2 | |
| 新兴 | 54 | | | 50 | | | 140 | | | 127 | | | — | | | — | | | 194 | | | 177 | | | 5 | | | 5 | |
| 固定收益证券： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加拿大债券： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 联邦制 | — | | | — | | | 266 | | | 221 | | | — | | | — | | | 266 | | | 221 | | | 7 | | | 6 | |
| 省级 | — | | | — | | | 314 | | | 249 | | | — | | | — | | | 314 | | | 249 | | | 8 | | | 6 | |
| 市政 | — | | | — | | | 16 | | | 12 | | | — | | | — | | | 16 | | | 12 | | | — | | | — | |
| 公司 | — | | | — | | | 143 | | | 108 | | | — | | | — | | | 143 | | | 108 | | | 4 | | | 3 | |
| 美国国债： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 联邦制 | 185 | | | 177 | | | 240 | | | 158 | | | — | | | — | | | 425 | | | 335 | | | 10 | | | 9 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 市政 | — | | | — | | | 1 | | | 1 | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | | | — | | | — | |
| 公司 | 312 | | | 345 | | | 74 | | | 94 | | | — | | | — | | | 386 | | | 439 | | | 10 | | | 11 | |
| 国际： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 政府 | 4 | | | 5 | | | 11 | | | 6 | | | — | | | — | | | 15 | | | 11 | | | — | | | — | |
| 公司 | — | | | — | | | 83 | | | 58 | | | — | | | — | | | 83 | | | 58 | | | 2 | | | 1 | |
| 抵押贷款支持 | 43 | | | 36 | | | 17 | | | 1 | | | — | | | — | | | 60 | | | 37 | | | 1 | | | 1 | |
| 远期合约净额 | — | | | — | | | (131) | | | (78) | | | — | | | — | | | (131) | | | (78) | | | (4) | | | (2) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 其他投资： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 房地产 | — | | | — | | | — | | | — | | | 283 | | | 336 | | | 283 | | | 336 | | | 7 | | | 9 | |
| 基础设施 | — | | | — | | | — | | | — | | | 269 | | | 296 | | | 269 | | | 296 | | | 7 | | | 8 | |
| 私募股权基金 | — | | | — | | | — | | | — | | | 10 | | | — | | | 10 | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 以存款形式持有的资金 | 138 | | | 144 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 138 | | | 144 | | | 3 | | | 4 | |
| | 2,057 | | | 1,998 | | | 1,436 | | | 1,205 | | | 562 | | | 632 | | | 4,055 | | | 3,835 | | | 100 | | | 100 | |
下表列出了第三级公允价值类别的净变动：
| | | | | |
| (百万加元，税前) | |
| |
| 2021年12月31日的余额 | 565 | |
| 购销 | 52 | |
已实现和未实现收益(亏损) | 15 | |
| 2022年12月31日的余额 | 632 | |
| 购销 | (76) | |
已实现和未实现收益(亏损) | 6 | |
| 2023年12月31日的余额 | 562 | |
2024年，公司预计将提供#美元的资金捐助6百万美元用于其他退休后福利计划，约为$70储蓄计划和DC计划以及不是对数据库计划的贡献。该公司预计不会为2024年加拿大DB计划的偿付能力要求提供任何额外的信用证。
以下是估计的未来福利支付，反映了预期的未来服务：
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | | | 其他退休后福利 |
| (百万加元) | 养老金福利 | |
| | | |
| 2024 | 204 | | | 23 | |
| 2025 | 207 | | | 23 | |
| 2026 | 211 | | | 23 | |
| 2027 | 214 | | | 22 | |
| 2028 | 216 | | | 22 | |
| 2029年至2033年 | 1,127 | | | 104 | |
用于贴现养老金和其他退休后福利计划债务的利率是基于2023年12月31日主要是公司AA债券收益率的收益率曲线制定的。这条收益率曲线被用来制定根据债务期限而变化的即期汇率。养老金和其他退休后福利债务的估计未来现金流与即期汇率曲线上的相应利率相匹配，以得出加权平均贴现率。
在衡量该公司的福利义务时采用的重大加权平均精算假设如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 养老金
福利计划 | | 其他退休后
福利计划 |
| 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| | | | | | | |
| 贴现率 | 4.75 | % | | 5.15 | % | | 5.10 | % | | 5.45 | % |
| 补偿增值率 | 3.20 | % | | 3.30 | % | | — | | | — | |
在衡量公司福利计划净成本时采用的重大加权平均精算假设如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 养老金
福利计划 | | 其他退休后
福利计划 |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | | | | | | | |
| 贴现率 | 5.15 | % | | 3.05 | % | | 2.70 | % | | 5.45 | % | | 3.10 | % | | 2.80 | % |
| 预期长期计划资产收益率 | 6.45 | % | | 6.10 | % | | 6.15 | % | | 4.50 | % | | 3.25 | % | | 3.00 | % |
| 补偿增值率 | 3.25 | % | | 3.00 | % | | 2.60 | % | | — | | | — | | | — | |
计划资产的总体预期长期回报率是根据投资组合的总体和投资组合中每个资产类别的历史和预测回报率计算的。假设的预计收益率是在分析历史经验和估计未来收益水平和波动性后选择的。在决定整体预期回报率时，亦会考虑资产类别基准回报和资产组合。贴现率是基于优质债券的市场利率，这些利率与每个债券计划预期支付的时机和收益相匹配。
A 5.95百分比加权--为2024年的计量目的，假定覆盖的保健福利的人均费用的年平均增长率。假设这一比率将逐渐下降到4.80到2030年将下降2%，此后将保持在这一水平。
公司养老金福利计划和其他退休后福利计划确认的净福利成本如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 养老金
福利计划 | | 其他退休后
福利计划 |
| (百万加元) | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | | | | | | | |
服务成本1 | 93 | | | 145 | | | 171 | | | 3 | | | 5 | | | 6 | |
净收益成本的其他组成部分1 | | | | | | | | | | | |
| 利息成本 | 158 | | | 125 | | | 119 | | | 16 | | | 13 | | | 12 | |
| 计划资产的预期回报 | (234) | | | (239) | | | (234) | | | (16) | | | (14) | | | (13) | |
| 精算损失摊销 | — | | | 10 | | | 23 | | | — | | | 1 | | | 2 | |
| | | | | | | | | | | |
| 监管资产摊销 | — | | | 12 | | | 27 | | | — | | | 1 | | | 2 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 削减收益 | — | | | — | | | (5) | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | |
| 结算收益(简写为AOCI) | — | | | (2) | | | (2) | | | — | | | — | | | — | |
| (76) | | | (94) | | | (72) | | | — | | | 1 | | | 3 | |
| 确认的净收益成本 | 17 | | | 51 | | | 99 | | | 3 | | | 6 | | | 9 | |
1、服务成本和净收益成本的其他部分计入工厂运营成本和综合收益表中的其他部分。
在AOCI确认的税前金额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 养老金
优势 | | 其他职位-
退休
优势 | | 养老金
优势 | | 其他职位-
退休
优势 | | 养老金
优势 | | 其他职位-
退休
优势 |
| (百万加元) |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 净亏损 | 71 | | | 6 | | | 38 | | | 24 | | | 147 | | | 5 | |
在保监处确认的税前金额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 养老金
优势 | | 其他职位-
退休
优势 | | 养老金
优势 | | 其他职位-
退休
优势 | | 养老金
优势 | | 其他职位-
退休
优势 |
| (百万加元) |
| | | | | | | | | | | |
将AOCI的净收益(亏损)摊销至净收益 | — | | | — | | | (10) | | | (1) | | | (23) | | | (2) | |
| | | | | | | | | | | |
| 削减 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 3 | |
| 安置点 | — | | | — | | | 2 | | | — | | | 2 | | | — | |
| 资金状况调整 | 33 | | | (18) | | | (101) | | | 20 | | | (190) | | | (18) | |
| | 33 | | | (18) | | | (109) | | | 19 | | | (211) | | | (17) | |
29. 风险管理和金融工具
风险管理概述
TC Energy面临各种财务风险，并制定了战略、政策和限制，以管理这些风险对其收益、现金流以及最终股东价值的影响。
风险管理战略、政策和限额旨在确保TC Energy的风险和相关敞口符合公司的业务目标和风险容忍度。TC Energy的风险管理在公司董事会确定的范围内，由高级管理层实施，并由公司的风险管理、内部审计和业务部门小组监督。董事会的审计委员会监督管理层如何监测风险管理政策和程序的遵守情况，并监督管理层对风险管理框架的适当性的审查。
市场风险
该公司建设和投资能源基础设施项目，购买和销售大宗商品，发行短期和长期债务，包括外币金额，并投资于海外业务。其中某些活动使公司面临商品价格、汇率和利率变化带来的市场风险，这可能会影响公司的收益、现金流及其金融资产和负债的价值。该公司评估用于管理市场风险的合同，以确定全部或部分是否符合衍生品的定义。
该公司用来帮助管理市场风险敞口的衍生品合约可能包括以下内容：
•远期合约和期货合约-在未来以特定价格和日期购买或出售特定金融工具或商品的协议
•交换双方之间的长期协议，以根据指定的条款随着时间的推移交换付款流
•期权协议--转让权利而不是买方以固定价格在固定日期或指定期限内的任何时间以固定价格购买或出售特定数量的金融工具或商品的协议。
商品价格风险
以下战略可用于管理公司在非监管业务中因商品价格风险管理活动而产生的市场风险敞口：
•在公司的天然气营销业务中，TC Energy签订天然气运输和储存合同以及天然气购销协议。公司使用金融工具和套期保值活动来管理这些合同的风险敞口，以抵消市场价格波动
•在公司的液体营销业务中，TC Energy签订了管道和储存终端能力合同以及原油购销协议。该公司通过签订金融工具来管理实物液体交易引起的可变价格波动，从而固定了这些合同的部分风险敞口
•在公司的电力业务中，TC Energy通过长期合同和套期保值活动(包括在远期市场买卖电力和天然气)管理对大宗商品价格波动的风险敞口
•在本公司不受监管的天然气储存业务中，TC Energy对季节性天然气价差的敞口是通过第三方储存容量合同组合以及通过在远期市场购买和销售天然气以锁定未来正利润率来管理的。
较低的天然气、原油和电力价格可能导致对这些大宗商品的开发、扩张和生产的投资减少。对这些商品需求的减少可能会对扩大公司资产基础和/或在合同协议到期时与TC Energy的托运人和客户重新签订合同的机会产生负面影响。
与气候变化相关的实物和过渡风险可能会影响大宗商品价格和化石燃料供需动态，从而可能影响公司的财务业绩。TC Energy根据一系列未来定价和供需结果评估公司资产组合的财务弹性，作为公司战略规划过程的一部分。TC Energy面临与气候变化相关的转型风险和由此产生的政策变化，通过公司的商业模式进行管理，该模式基于长期、低风险战略，根据该战略，TC Energy的大部分收益由受监管的服务成本安排和/或长期合同支撑。该公司将实物风险和过渡风险纳入资本规划、财务风险管理和经营活动，并正在努力降低现有业务的温室气体排放强度。
利率风险
TC Energy利用短期和长期债务为其运营提供资金，这使公司面临利率风险。TC Energy通常为其长期债务支付固定利率，为短期债务支付浮动利率，包括其商业票据计划和从其信贷安排中提取的金额。TC Energy的一小部分长期债务以浮动利率计息。此外，本公司还面临含有可变利率组成部分的金融工具和合同债务的利率风险。本公司利用利率衍生工具积极管理其利率风险。
外汇风险
TC Energy的某些业务全部或大部分收益是以美元计算的，由于该公司以加元报告其财务业绩，因此美元对加元的价值变化可能会影响其净收入。随着公司以美元计价的银行业务持续增长，这一风险敞口增加。这种风险的一部分被美元计价债务的利息支出所抵消。风险敞口的余额在三年前使用外汇衍生品进行积极的滚动管理；然而，超过这一时期的自然风险敞口仍然存在。
该公司墨西哥天然气管道的部分货币资产和负债以比索计价，而TC Energy墨西哥业务的财务业绩以美元计价。这些以比索计价的余额被重新估值为美元，因此，墨西哥比索对美元价值的变化可能会影响公司的净收入。此外，为墨西哥所得税目的计算的美元计价货币资产和负债重估的外汇收益或损失导致这些实体面临比索计价的所得税敞口，导致股票投资收入和所得税支出的波动。这些风险敞口是使用外汇衍生品积极管理的，尽管仍有一些未对冲的风险敞口。
对外投资净额
该公司以美元计价债务、交叉货币利率掉期和外汇期权(视情况而定)对冲其在海外业务中的一部分净投资(按税后计算)。
被指定为净投资对冲的衍生品的公允价值和名义金额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 |
| 公平
价值1,2 | | 名义金额 | | 公平
价值1,2 | | 名义金额 |
| (除非另有说明，否则以百万加元计算) |
| | | | | | | |
美元外汇期权(2024年到期) | 8 | | | 我们1,000 | | (22) | | | 我们3,600 |
美元交叉货币利率互换(2024年至2025年到期)3 | 2 | | | 我们200 | | (5) | | | 我们300 |
| | | | | | | |
| | 10 | | | 我们1,200 | | (27) | | | 我们3,900 |
1公允价值等于账面价值。
2没有任何金额被排除在对冲有效性的评估之外。
32023年，净收益(亏损)包括低于#美元的已实现净收益12000万美元(2022年-收益为$1与交叉货币掉期结算的利息部分有关，该部分在利息支出中报告。
被指定为净投资对冲的美元计价债务的名义金额和公允价值如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | | 2023 | | 2022 |
| (除非另有说明，否则以百万加元计算) | |
| | | | |
| 名义金额 | | 27,800(美国21,100) | | 32,500(美国24,000) |
| 公允价值 | | 26,600(美国20,200) | | 30,800(美国22,700) |
交易对手信用风险
TC Energy对交易对手信用风险的敞口包括其现金和现金等价物、应收账款和某些合同回收、可供出售资产、衍生资产的公允价值、租赁净投资和墨西哥的某些合同资产。
有时，公司的交易对手可能会承受由于大宗商品价格和市场波动、经济不稳定以及政治或监管变化而产生的财务挑战。除了积极监测这些情况外，在发生违约时，还有许多因素可以降低TC Energy的交易对手信用风险敞口，包括：
•合同权利和补救办法以及基于合同的财务保证的使用
•管理某些TC能源业务的当前监管框架
•公司资产的竞争地位和公司服务的需求
•可能通过破产和类似程序追回未付款项。
本公司以金融资产初始确认时及整个生命周期内的预期损失为基准，审核按减值摊销成本入账的金融资产。TC Energy使用根据管理层对当前经济和信贷状况的判断进行调整的历史信用损失和恢复数据，以及合理和可支持的预测来确定任何减值，这些减值在工厂运营成本和其他项目中确认。
本公司在租赁和某些合同资产上的净投资是受ECL约束的金融资产。TC Energy评估有关这些金融资产的ECL的方法包括考虑违约概率(客户违约的概率)、违约造成的损失(违约时经济损失占金融资产余额的比例)和违约风险敞口(假设违约时的金融资产余额)，以及一年前瞻性信息，其中包括三种概率加权未来情景下对未来宏观经济状况的假设。
被认为与公司在租赁和合同资产上的净投资最相关的宏观经济因素包括墨西哥的国内生产总值、墨西哥政府债务与国内生产总值的比率以及墨西哥的通货膨胀。ECL金额在每个报告日期更新，以反映对未来经济状况的假设和预测的变化。
截至2023年12月31日止年度，本公司录得73百万ECL回收(2022年-费用为$149百万; 2021年- 零)关于与在役TGNH管道有关的租赁的净投资和#美元10百万ECL回收(2022-$14百万支出；2021年-零)与某些其他墨西哥天然气管道有关的合同资产。
除上文提及的ECL条款外，本公司已不是2023年12月31日、2023年12月和2022年12月的重大信贷损失。在2023年和2022年12月31日，有不是严重的信用风险集中和不是大量逾期或减值的款项。
TC Energy对持有现金存款并提供承诺信贷额度和信用证的金融机构拥有大量信贷和业绩敞口，这些机构有助于管理公司对交易对手的敞口，并在大宗商品、外汇和利率衍生品市场提供流动性。TC Energy的金融部门敞口投资组合主要由评级较高的具有系统重要性的投资级金融机构组成。
非衍生金融工具
非衍生金融工具的公允价值
可供出售资产按公允价值入账，公允价值按可得的市场报价计算。现金及现金等价物、应收账款、其他流动资产、限制性投资、租赁净投资、其他长期资产、应付票据、应付账款及其他、应付股息、应计利息及其他长期负债所包括的若干非衍生金融工具的账面价值因项目性质或到期时间较短而接近其公允价值。除本公司的LMCI权益证券被归类于公允价值层次的第I级外，所有这些工具均被归类于公允价值等级的第II级。
在计算非衍生金融工具的公允价值时，已经考虑了信用风险。
非衍生金融工具的资产负债表列报
下表详细说明了非衍生金融工具的公允价值，不包括账面价值接近公允价值的工具，并将其归入公允价值等级的第二级：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 |
| 携带 金额 | | 公平 价值 | | 携带
金额 | | 公平
价值 |
| (百万加元) |
| | | | | | | |
长期债务，包括本期债务(附注21)1,2 | (52,914) | | | (52,815) | | | (41,543) | | | (39,505) | |
初级附属票据(附注22) | (10,287) | | | (9,217) | | | (10,495) | | | (9,415) | |
| | (63,201) | | | (62,032) | | | (52,038) | | | (48,920) | |
1长期债务按摊销成本入账，但美元除外2.010亿美元（2022年-美元1.610亿美元)，归因于对冲风险，并按公允价值记录。
22023年净收益(亏损)包括未实现亏损#美元53百万美元(2022年-未实现收益$64百万美元)用于可归因于与美元利率互换公允价值对冲关系相关的对冲利率风险的公允价值调整2.0截至2023年12月31日的长期债务总额为美元(2022年-美元1.6十亿美元)。非衍生金融工具的公允价值调整并无其他未实现收益或亏损。
可供出售资产汇总表
下表汇总了有关被归类为可供出售资产的公司限制性投资的其他信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 |
| LMCI限制性投资 | | 其他受限投资1 | | LMCI限制性投资 | | 其他受限投资1 |
| (百万加元) |
| | | | | | | |
固定收益证券的公允价值2,3 | | | | | | | |
| 在1年内到期 | 1 | | | 35 | | | — | | | 54 | |
| 在1-5年内到期 | 8 | | | 291 | | | — | | | 106 | |
| 在5-10年内到期 | 1,340 | | | — | | | 1,153 | | | — | |
| 10年后到期 | 102 | | | — | | | 77 | | | — | |
股权证券的公允价值2,4 | 883 | | | — | | | 749 | | | — | |
| 2,334 | | | 326 | | | 1,979 | | | 160 | |
1其他限制性投资已拨备，用于支付保险索赔损失，由本公司全资拥有的专属自保保险子公司支付。
2可供出售资产按公允价值入账，并计入本公司综合资产负债表中的其他流动资产和限制性投资。
3被归类为公允价值等级的第二级。
4被归入公允价值层次结构的第一级。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
(百万加元) | LMCI限制性投资1 | | 其他受限投资2 | | LMCI限制性投资1 | | 其他受限投资2 | | LMCI限制性投资1 | | 其他受限投资2 |
| | | | | | | | | | | |
未实现净收益(亏损) | 190 | | | 13 | | | (244) | | | (7) | | | 45 | | | (2) | |
已实现净收益(亏损)3 | (34) | | | — | | | (32) | | | — | | | 3 | | | — | |
1LMCI限制性投资的公允价值变动所产生的未实现和已实现收益(损失)影响通过通行费收取的后续金额，以支付未来的管道放弃成本。因此，公司将这些损益记录为监管负债或监管资产。
2其他限制性投资的未实现和已实现收益(亏损)计入利息收入，其他计入公司的综合损益表。
3出售LMCI限制性投资的已实现收益(亏损)采用平均成本基础确定。
衍生工具
衍生工具的公允价值
外汇和利率衍生工具的公允价值是采用收益法计算的，该方法使用年终市场汇率，并应用贴现现金流量估值模型。商品衍生工具的公允价值已按可得的报价市场价格计算。在没有市场报价的情况下，使用了第三方经纪人报价或其他估值技术。期权的公允价值是使用布莱克-斯科尔斯定价模型计算的。在计算衍生工具的公允价值时，已经考虑了信用风险。衍生工具的未实现收益和损失不一定代表将在结算时实现的金额。
在某些情况下，即使衍生品被认为是有效的经济对冲，但它们不符合对冲会计处理的特定标准，或未被指定为对冲，并按公允价值计入变动期内净收益中的公允价值变动。由于衍生工具的公允价值可能会在不同时期大幅波动，这可能会使公司面临报告收益中更大的变异性。
加拿大天然气监管管道风险衍生品的损益确认是通过监管程序确定的。作为RRA一部分入账的衍生工具(包括符合对冲会计处理资格的衍生工具)的公允价值变动所产生的损益，预计将通过本公司收取的通行费退还或追回。因此，这些收益和损失作为监管资产或监管负债递延，并在衍生工具结算时退还给差饷缴纳人或在随后几年从差饷缴纳人那里收取。
衍生工具的资产负债表列报
衍生工具公允价值的资产负债表分类如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | 现金流对冲 | | 公允价值对冲 | | 网络
投资对冲 | | 被扣留
交易 | | 总公平 衍生工具的价值1 |
| (百万加元) |
| | | | | | | | | |
其他流动资产（附注9） | | | | | | | | | |
商品2 | 9 | | | — | | | — | | | 1,195 | | | 1,204 | |
| 外汇 | — | | | — | | | 10 | | | 71 | | | 81 | |
| | | | | | | | | |
| 9 | | | — | | | 10 | | | 1,266 | | | 1,285 | |
其他长期资产(附注16) | | | | | | | | | |
商品2 | 3 | | | — | | | — | | | 86 | | | 89 | |
| 外汇 | — | | | — | | | — | | | 30 | | | 30 | |
| 利率 | — | | | 36 | | | — | | | — | | | 36 | |
| 3 | | | 36 | | | — | | | 116 | | | 155 | |
| 衍生工具资产总额 | 12 | | | 36 | | | 10 | | | 1,382 | | | 1,440 | |
| | | | | | | | | |
应付帐款及其他(附注18) | | | | | | | | | |
商品2 | (1) | | | — | | | — | | | (1,110) | | | (1,111) | |
| 外汇 | — | | | — | | | — | | | (14) | | | (14) | |
| 利率 | — | | | (18) | | | — | | | — | | | (18) | |
| (1) | | | (18) | | | — | | | (1,124) | | | (1,143) | |
其他长期负债(附注19) | | | | | | | | | |
商品2 | — | | | — | | | — | | | (75) | | | (75) | |
| 外汇 | — | | | — | | | — | | | (2) | | | (2) | |
| 利率 | — | | | (29) | | | — | | | — | | | (29) | |
| — | | | (29) | | | — | | | (77) | | | (106) | |
| 衍生负债总额 | (1) | | | (47) | | | — | | | (1,201) | | | (1,249) | |
| 总导数 | 11 | | | (11) | | | 10 | | | 181 | | | 191 | |
1公允价值等于账面价值。
2包括电力、天然气和液体的购买和销售。
衍生工具公允价值的资产负债表分类如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | 现金流对冲 | | 公允价值对冲 | | 网络 投资对冲 | | 被扣留 交易 | | 总公平 衍生工具的价值1 |
| (百万加元) |
| | | | | | | | | |
其他流动资产（附注9） | | | | | | | | | |
商品2 | — | | | — | | | — | | | 597 | | | 597 | |
| 外汇 | — | | | — | | | 6 | | | 11 | | | 17 | |
| | | | | | | | | |
| — | | | — | | | 6 | | | 608 | | | 614 | |
其他长期资产(附注16) | | | | | | | | | |
商品2 | — | | | — | | | — | | | 62 | | | 62 | |
| 外汇 | — | | | — | | | 2 | | | 15 | | | 17 | |
| 利率 | — | | | 12 | | | — | | | — | | | 12 | |
| — | | | 12 | | | 2 | | | 77 | | | 91 | |
| 衍生工具资产总额 | — | | | 12 | | | 8 | | | 685 | | | 705 | |
| | | | | | | | | |
应付帐款及其他(附注18) | | | | | | | | | |
商品2 | (72) | | | — | | | — | | | (584) | | | (656) | |
| 外汇 | — | | | — | | | (31) | | | (158) | | | (189) | |
| 利率 | — | | | (26) | | | — | | | — | | | (26) | |
| (72) | | | (26) | | | (31) | | | (742) | | | (871) | |
其他长期负债(附注19) | | | | | | | | | |
商品2 | (2) | | | — | | | — | | | (75) | | | (77) | |
| 外汇 | — | | | — | | | (4) | | | (20) | | | (24) | |
| 利率 | — | | | (50) | | | — | | | — | | | (50) | |
| (2) | | | (50) | | | (4) | | | (95) | | | (151) | |
| 衍生负债总额 | (74) | | | (76) | | | (35) | | | (837) | | | (1,022) | |
| 总导数 | (74) | | | (64) | | | (27) | | | (152) | | | (317) | |
1公允价值等于账面价值。
2包括电力、天然气和液体的购买和销售。
大部分为交易而持有的衍生工具是为风险管理目的而订立的，所有工具均受本公司的风险管理策略、政策及限制所规限。这些衍生品包括没有被指定为对冲或不符合对冲会计处理资格，但作为经济对冲订立的衍生品，以管理公司对市场风险的敞口。
公允价值套期关系中的衍生工具
下表详列综合资产负债表中与套期负债账面金额中包括的公允价值套期累计调整有关的金额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | | 账面金额 | | 公允价值对冲调整1 |
| (百万加元) | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 长期债务 | | (2,630) | | | (2,101) | | | 11 | | | 64 | |
| | | | | | | | |
1截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，这些余额中包括的中断对冲关系的调整为零.
概念性和成熟度摘要
与该公司衍生工具有关的到期日和名义金额或未偿还数量，不包括外国业务净投资的套期如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | 电源 | | 天然气 | | 液体 | | | | 外汇交易 | | 利率 |
| | | | | | | | | | | |
净销售额(购买量)1,2 | 9,209 | | | 50 | | | (7) | | | | | — | | | — | |
| 数百万美元 | — | | | — | | | — | | | | | 4,978 | | | 2,000 | |
| 数百万墨西哥比索 | — | | | — | | | — | | | | | 20,000 | | | — | |
| 到期日 | 2024-2044 | | 2024-2029 | | 2024 | | | | 2024-2026 | | 2030-2034 |
1电力、天然气和液体衍生品的体积分别以GWh、Bcf和MMBbls为单位。
22023年，该公司签订了销售合同502025年开始发电兆瓦，条款范围为15至20该项目由艾伯塔省指定的可再生资源提供。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | 电源 | | 天然气 | | 液体 | | 外汇交易 | | 利率 |
| | | | | | | | | |
净销售额(购买量)1 | 673 | | | (96) | | | 11 | | | — | | | — | |
| 数百万美元 | — | | | — | | | — | | | 5,997 | | | 1,600 | |
| 数百万墨西哥比索 | — | | | — | | | — | | | 9,747 | | — | |
| 到期日 | 2023-2026 | | 2023-2027 | | 2023-2024 | | 2023-2026 | | 2030-2032 |
1电力、天然气和液体衍生品的体积分别以GWh、Bcf和MMBbls为单位。
衍生工具未实现和已实现收益(亏损)
以下摘要不包括对外国业务净投资的套期：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | | | |
持有以供交易的衍生工具1 | | | | | |
当年未实现收益(亏损) | | | | | |
| 商品 | 96 | | | 14 | | | 9 | |
外汇(附注23) | 246 | | | (149) | | | (203) | |
本年度已实现损益 | | | | | |
| 商品 | 811 | | | 759 | | | 287 | |
外汇(附注23) | 155 | | | (2) | | | 240 | |
套期保值关系中的衍生工具2 | | | | | |
本年度已实现损益 | | | | | |
| 商品 | (2) | | | (73) | | | (44) | |
| 利率 | (43) | | | (3) | | | (32) | |
1用于买卖商品的持有交易衍生工具的已实现和未实现收益(亏损)按净额计入收入。外汇持有交易衍生工具的已实现和未实现收益(损失)按净额计入外汇(收益)损失净额。
2在2023年，有不是在预期交易很可能不会发生的情况下，与终止现金流对冲有关的净收益(亏损)中计入的收益或亏损(2022-零；2021--已实现亏损#美元10(亿美元)。
现金流对冲关系中的衍生品
保监处(附注27)与税前现金流量对冲关系中衍生工具的公允价值变动有关的组成部分(包括应占非控股权益的部分)如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (百万加元，税前) | |
| | | | | |
保监处确认的衍生工具的公允价值损益1 | | | | | |
| 商品 | — | | | (94) | | | (35) | |
| | | | | |
| 利率 | — | | | 36 | | | 22 | |
| — | | | (58) | | | (13) | |
| | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
1没有任何金额被排除在对冲有效性的评估之外。
公允价值与现金流量套期保值关系的影响
下表详述了综合收益表中列报的金额，其中记录了公允价值或现金流量对冲关系的影响：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) | | | |
| | | | | | |
| 公允价值对冲 | | | | | | |
利率合约1 | | | | | | |
| 套期保值项目 | | (98) | | | (30) | | | — | |
| 指定为对冲工具的衍生工具 | | (43) | | | (1) | | | — | |
| 现金流对冲 | | | | | | |
将衍生工具的收益(亏损)从AOCI重新分类为净收益(亏损)2,3 | | | | | | |
商品合同4 | | (85) | | | (47) | | | (22) | |
利率合约1 | | (12) | | | (16) | | | (46) | |
1在综合损益表中计入利息支出。
2有关保监处与现金流对冲关系中衍生工具有关的组成部分，包括应占非控股权益的部分，请参阅附注27，其他全面收益(亏损)及累计其他全面收益(亏损)。
3没有在收益中确认的金额被排除在有效性测试之外。
4在综合损益表的收入(电力和能源解决方案)内列示。
衍生工具的抵销
本公司订立衍生工具合约，并有权在正常业务过程中以及在违约情况下予以抵销。TC Energy没有主净额结算协议；然而，签订了类似的合同，其中包含抵销权。
本公司已选择将衍生工具的公允价值呈列于综合资产负债表，并有权按毛数予以抵销。
下表显示了如果该公司选择按净额列报衍生工具资产和负债的公允价值，对这些合同列报的影响：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | 总衍生工具 | | 可用于抵销的金额1 | | 净额 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 衍生工具资产 | | | | | |
| 商品 | 1,293 | | | (1,099) | | | 194 | |
| 外汇 | 111 | | | (16) | | | 95 | |
| 利率 | 36 | | | (5) | | | 31 | |
| 1,440 | | | (1,120) | | | 320 | |
| 衍生工具负债 | | | | | |
| 商品 | (1,186) | | | 1,099 | | | (87) | |
| 外汇 | (16) | | | 16 | | | — | |
| 利率 | (47) | | | 5 | | | (42) | |
| (1,249) | | | 1,120 | | | (129) | |
1可抵销的金额不包括质押或收到的现金抵押品。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | 总衍生工具 | | 可用于抵销的金额1 | | 净额 |
| (百万加元) |
| | | | | |
| 衍生工具资产 | | | | | |
| 商品 | 659 | | | (591) | | | 68 | |
| 外汇 | 34 | | | (33) | | | 1 | |
| 利率 | 12 | | | (4) | | | 8 | |
| 705 | | | (628) | | | 77 | |
| 衍生工具负债 | | | | | |
| 商品 | (733) | | | 591 | | | (142) | |
| 外汇 | (213) | | | 33 | | | (180) | |
| 利率 | (76) | | | 4 | | | (72) | |
| (1,022) | | | 628 | | | (394) | |
1可抵销的金额不包括质押或收到的现金抵押品。
就上述衍生工具而言，本公司提供现金抵押品$149美元和信用证832023年12月31日的百万美元（2022年- $138百万美元和美元68（三）对交易对手。在 2023年12月31日，本公司持有不超过$1 100万美元的现金抵押和152022年-少于100万美元11000万美元和300万美元10 （分别为百万美元）。
衍生工具与信用风险相关的或有特征
为管理市场风险而订立的衍生工具合约通常载有财务保证条文，让合约各方管理信贷风险。如果发生与信用风险相关的或有事件，例如公司的信用评级下调至非投资级别，这些条款可能要求提供抵押品。倘本公司衍生金融工具之公平值超过预先界定之风险限额，本公司亦可能需要提供抵押品。
根据于2023年12月31日的已订立合约及市场价格，处于净负债状况的所有具有信贷风险相关或然特征的衍生工具的总公平值为$3百万(2022年--美元)19本公司于正常业务过程中并无就此提供抵押品。倘该等协议中的信贷风险相关或然特征于2023年12月31日触发，本公司将须提供与上述相关衍生工具的公平值相等的抵押品。如果衍生工具的公允价值超过预定的合同风险限额，也可能需要提供抵押品。本公司有足够的流动资金以现金及未提取的已承诺循环信贷额度的形式应付该等或然负债（如产生）。
218 | TC Energy 合并财务报表 2023
公允价值层次结构
本公司按公允价值入账的金融资产和负债已根据公允价值等级分为三类。
| | | | | |
| 级别 | 公允价值是如何确定的 |
| |
| I级 | 在活跃市场上对公司在计量日期有能力获得的相同资产和负债的报价。活跃市场是指交易频率和交易量持续提供定价信息的市场。 |
| |
| II级 | 此类别包括按收益法厘定公允价值的利率及外汇衍生资产及负债，以及按市场法厘定公允价值的商品衍生工具。 输入数据包括公布的汇率、利率、利率互换曲线、收益率曲线和外部数据服务提供商的经纪商报价。 |
| |
| 第三级 | 这一类别包括在流动性低的某些市场进行的长期大宗商品交易。该公司使用可获得的最可观察到的投入，或根据类似条款签订合同的长期经纪商报价或谈判商品价格来确定对这些交易的适当估计。在适当的情况下，这些长期价格将被打折，以反映适用市场的预期定价。 使用无法观察到的市场数据造成的不确定性，可能无法准确反映公允价值未来可能的变化。 |
按经常性基础计量的公司衍生资产和负债的公允价值，包括流动部分和非流动部分，分类如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | 活跃市场报价
(第I级) | | 重要的其他可观察到的投入 一级(II级)1 | | 无法观察到的重要输入
(三级)1 | | 总计 |
| (百万加元) |
| | | | | | | |
| 衍生工具资产 | | | | | | | |
| 商品 | 1,054 | | | 229 | | | 10 | | | 1,293 | |
| 外汇 | — | | | 111 | | | — | | | 111 | |
| 利率 | — | | | 36 | | | — | | | 36 | |
| 衍生工具负债 | | | | | | | |
| 商品 | (1,002) | | | (163) | | | (21) | | | (1,186) | |
| 外汇 | — | | | (16) | | | — | | | (16) | |
| 利率 | — | | | (47) | | | — | | | (47) | |
| 52 | | | 150 | | | (11) | | | 191 | |
1在截至2023年12月31日的年度内，没有从II级转移到III级。
2023年，该公司签订了销售合同502025年开始发电兆瓦，条款范围为15至今为止20该项目由艾伯塔省指定的可再生资源提供。这些合同的公允价值被归类为公允价值等级的第三级，并基于合同数量将大致来自于来源的假设。8040%来自风力发电，10%来自太阳能发电，以及10从市场中抽出1%。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | 活跃市场报价 (第I级) | | 重要的其他可观察到的投入 （二级）1 | | 无法观察到的重要输入
(三级)1 | | 总计 |
| (百万加元) |
| | | | | | | |
| 衍生工具资产 | | | | | | | |
| 商品 | 515 | | | 142 | | | 2 | | | 659 | |
| 外汇 | — | | | 34 | | | — | | | 34 | |
| 利率 | — | | | 12 | | | — | | | 12 | |
| 衍生工具负债 | | | | | | | |
| 商品 | (478) | | | (242) | | | (13) | | | (733) | |
| 外汇 | — | | | (213) | | | — | | | (213) | |
| 利率 | — | | | (76) | | | — | | | (76) | |
| 37 | | | (343) | | | (11) | | | (317) | |
1截至2022年12月31日止年度，概无由第二级转拨至第三级。
下表呈列分类为公平值层级第三级的衍生资产及负债的公平值变动净额：
| | | | | | | | | | | |
| (百万加元，税前) | 2023 | | 2022 |
| | | |
| 年初余额 | (11) | | | (6) | |
净收益(亏损)计入净收益(亏损) | (2) | | | (10) | |
净收益(亏损)计入保险单 | — | | | (3) | |
| 转出第三级 | 2 | | | 7 | |
| 聚落 | — | | | 1 | |
年终余额1 | (11) | | | (11) | |
1收入包括未实现亏损#美元2截至2023年12月31日(2022年12月31日)仍持有的III级衍生品的未实现亏损为100万美元10百万美元).
30. 营运资金变动情况
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (百万加元) |
| | | | | |
应收账款(增加)减少 | (394) | | | (575) | | | (925) | |
库存(增加)减少 | (56) | | | (190) | | | (93) | |
| | | | | |
(增加)其他流动资产减少 | 618 | | | 118 | | | (141) | |
应付账款及其他增加(减少) | (206) | | | (83) | | | 890 | |
应计利息增加(减少) | 245 | | | 91 | | | (18) | |
| | | | | |
营运资金(增加)减少 | 207 | | | (639) | | | (287) | |
31. 收购和处置
美国天然气管道
股权处置
2023年10月4日，本公司完成了一项40以美元收购哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司的非控股股权5.3亿(美元)3.930亿美元)。这笔交易是作为一笔股权交易入账的，其中9.5亿(美元)6.9 10亿美元）记录为非控股权益，以反映 40公司在哥伦比亚海湾和哥伦比亚天然气的所有权权益发生了10%的变化。已确认的非控股拥有权权益与已收代价之间的差额记录为减少额外缴入资本$3.5亿(美元)3.030亿美元)，扣除税收和交易成本后的净额。
液体管道
北卡罗来纳州
2021年11月，TC Energy完成了对其剩余资产的出售15将北方快递的%股权转让给第三方，总收益约为$35100万美元的税前收益13百万(美元)19税后百万美元)。税前收益计入综合损益表中出售资产的净收益(亏损)。
电力和能源解决方案
德克萨斯州风电场
2023年3月15日，TC Energy完成了对100B类会员在以下方面的权益的百分比155位于德克萨斯州斯库里县的兆瓦弗洛瓦纳风电场，价格为美元991000万美元，在收盘后调整前。2023年6月14日，本公司完成对100B类会员在以下方面的权益的百分比148兆瓦蓝云风电场位于德克萨斯州贝利县，价格为美元1251000万美元，在收盘后调整前。Fluvanna和Blue Cloud资产拥有税务股权投资者100A类会员权益的10%，收益、税收属性和现金流的一定比例分配给该权益。
32. 承付款、或有事项和担保
承付款
TC Energy及其附属公司有长期天然气运输和天然气采购安排以及其他购买义务，所有这些都是在正常业务过程中以市场价格进行交易的。2023年在这些合同下的购买量为$397百万(2022年--美元)362百万; 2021年-美元239百万)。
该公司已与2024年至2038年期间的太阳能和风力发电设施签订了PPA，这些设施需要购买发电能源和相关的环境属性。截至2023年12月31日，根据PPA确保的计划总运力约为800发电量受运行可用性和容量因素的影响。这些PPA不符合租赁或衍生产品的定义。未来的付款及其时间无法合理估计，因为它们取决于某些基础设施何时投入使用和产生的能源量。这些采购承诺中的某些承诺抵消了工厂全部或部分相关产出的销售PPA。
资本支出承诺包括与建设增长项目有关的债务，并以按计划进行的项目为基础。这些项目的变化，包括取消，将减少或可能由于减少费用的努力而取消这些承诺。截至2023年12月31日，TC Energy约为2.11,000亿美元的资本支出承诺，主要包括：
•$0.310亿美元用于其美国天然气管道，主要用于与ANR和其他管道项目相关的建设成本
•$1.310亿美元用于其墨西哥天然气管道的建设，与东南门户管道建设有关。
或有事件
TC Energy受环境质量和污染控制方面的法律法规的约束。截至2023年12月31日，本公司已累计约$19百万(2022年--美元)20与运营设施有关，这是它预计未来用于补救场地的估计金额的现值。然而，随着评估的进行和补救工作的继续，可能会产生额外的责任。
TC Energy及其子公司在正常业务过程中面临各种法律程序、仲裁和诉讼。这类诉讼所涉及的金额无法合理估计，因为这类法律诉讼的最终结果无法确切预测。本公司持续评估所有法律事宜，包括其股权投资事宜，以确定该等事宜是否符合披露或应计或有亏损的要求。除下述事项可能出现的例外情况外，管理层认为该等诉讼及诉讼的最终解决方案不会对本公司的综合财务状况或经营业绩造成重大影响，该等事项的申索属重大事项，并有合理的损失可能性，但未经评估为可能及无法对损失作出合理估计。
海岸GasLink LP
Coastal GasLink LP与多家承包商就Coastal GasLink管道的建设存在争议。与Coastal GasLink有关的重大法律事项摘要如下：
SA能源集团
Coastal GasLink LP正在与SA Energy Group(SAEG)进行仲裁，SAEG是Coastal GasLink管道的主要建筑承包商之一。在仍担任主承包商期间，SAEG于2022年2月提出仲裁请求，要求对据称的项目延误造成的增量成本进行损害赔偿。为了在项目建设期间降低成本、进度和环境风险，Coastal GasLink LP在不影响SAEG付款的情况下向SAEG垫付了款项，Coastal GasLink LP现在寻求通过抵消来收回这笔款项。经双方同意，仲裁的范围仅限于2022年12月29日之前完成的项目工程的损害赔偿。2023年11月，SAEG提交了据称要求超过美元的损害赔偿的材料1.11000亿美元。Coastal GasLink LP继续质疑SAEG的说法的是非曲直，并声称其有权起飞。仲裁计划于2024年底进行。2023年12月31日，这件事的最终结果无法合理估计。
太平洋大西洋管道建设有限公司。
Coastal GasLink LP正在与其之前的主承包商之一太平洋大西洋管道建设有限公司(PAPC)进行仲裁。由于PAPC未能如期完成工作，Coastal GasLink Lp因故终止了与PAPC的合同，并要求父母担保支付担保义务。根据Coastal Gaslink LP对担保的要求，PAPC于2022年8月提起仲裁。截至2023年11月，PAPC声称寻求至少美元428因原因不当终止的损害赔偿金、终止损害赔偿金和据称未支付的款项。Coastal GasLink LP对PAPC索赔的是非曲直提出异议，并对PAPC及其母公司和担保人Bonatti S.p.A.提出反诉，理由是PAPC未能按照合同条款履行和管理工作。Coastal GasLink LP估计其损失为美元1.21000亿美元。仲裁计划于2024年底进行。2023年12月31日，这件事的最终结果无法合理估计。
另外，Coastal GasLink LP已寻求从117PAPC基于诚意相信Coastal Gaslink LP的损害超过LOC的面值而提供了100万份不可撤销的备用信用证(LOC)。PAPC已申请禁制令，禁止Coastal Gaslink LP在Coastal GasLink LP、PAPC和Bonatti之间的仲裁完成之前动用LOC，这是进一步法庭诉讼的主题。
Keystone XL
2021年，TC Energy提出仲裁请求，正式启动遗留的北美自由贸易协定(NAFTA)索赔，以追回因Keystone XL管道项目总统许可被吊销而造成的经济损害。2022年，国际投资争端解决中心正式成立了一个法庭，听取TC Energy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，仲裁将与公司的索赔分开进行。2023年开展的终止活动，包括资产处置和保全，将持续到2024年上半年。公司将继续与监管机构、利益相关者和土著团体协调，以履行其环境和监管承诺。
2016哥伦比亚管道收购诉讼
2023年，特拉华州衡平法院在哥伦比亚管道集团(CPG)前股东提起的与2016年TC Energy收购CPG有关的集体诉讼中发布了裁决。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。法院判给他美元。1原告的每股损害赔偿和总损害赔偿，目前估计为美元。4001000万美元，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CPG高管之间分配责任。在知道损害赔偿的分配之前，无法合理估计TC Energy应承担的金额，因此，截至2023年12月31日，本公司尚未为这项索赔计提准备金。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。
担保
TC Energy及其在德克萨斯州南部管道上的合作伙伴IEnova共同为拥有该管道的实体的财务业绩提供了担保。此类协议包括主要与天然气运输有关的担保和信用证。
TC Energy及其在Bruce Power的合资伙伴BPC发电基础设施信托分别为Bruce Power与租赁协议以及承包商和供应商服务相关的某些或有财务义务提供担保。
本公司及其在若干其他共同拥有实体的合伙人有：i)共同及各别；ii)共同或(Iii)各自担保该等实体的财务表现。这类协议包括主要与建筑服务和支付债务有关的担保和信用证。对于这些实体中的某些实体，TC Energy根据这些担保支付的任何超过其所有权权益的款项将由其合作伙伴偿还。
这些担保的账面价值已记入综合资产负债表中的其他长期负债。关于该公司担保的信息如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | | | 2023 | | 2022 |
| 术语 | | 潜在暴露量1 | | 账面价值 | | 潜在暴露量1 | | 账面价值 |
| (百万加元) |
| | | | | | | | | |
| 德克萨斯州南部 | 可续期至2053年 | | 97 | | | — | | | 100 | | | — | |
| 布鲁斯·鲍尔 | 可续期至2065年 | | 88 | | | — | | | 88 | | | — | |
| 其他共同所有的实体 | 到2043年 | | 80 | | | 3 | | | 81 | | | 3 | |
| | | 265 | | | 3 | | | 269 | | | 3 | |
1TC Energy在潜在估计当前或或有风险敞口中的份额。
33. 可变利息实体
合并后的VIE
公司的大部分资产通过VIE持有，公司在VIE中持有100%的投票权，VIE符合企业的定义，VIE的资产可用于一般企业用途。资产不能用于结算VIE债务以外的目的或不被视为业务的合并VIE如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | | | | |
| (百万加元) | | 20231 | | 2022 |
| | | | |
| 资产 | | | | |
| 流动资产 | | | | |
| 现金和现金等价物 | | 190 | | | 60 | |
| 应收账款 | | 476 | | | 98 | |
| 盘存 | | 90 | | | 32 | |
| 其他流动资产 | | 49 | | | 14 | |
| | 805 | | | 204 | |
| 厂房、物业和设备 | | 27,649 | | | 3,997 | |
| 股权投资 | | 823 | | | 748 | |
监管资产 | | 12 | | | — | |
| 商誉 | | 439 | | | 449 | |
| | | | |
| | 29,728 | | | 5,398 | |
| 负债 | | | | |
| 流动负债 | | | | |
| 应付帐款及其他 | | 1,135 | | | 234 | |
| | | | |
| 应计利息 | | 210 | | | 18 | |
| 长期债务的当期部分 | | 28 | | | 31 | |
| | 1,373 | | | 283 | |
| 监管责任 | | 280 | | | 78 | |
| 其他长期负债 | | 56 | | | 1 | |
| 递延所得税负债 | | 22 | | | 16 | |
| 长期债务 | | 11,388 | | | 2,136 | |
| | 13,119 | | | 2,514 | |
1哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司在TC能源公司出售一个 40%的非控股股权。参阅 附注24，非控股权益及附注31，收购及出售，以获取额外资料。
224 | TC Energy 合并财务报表 2023
非合并VIE
这些可变权益实体的账面价值以及因公司参与这些可变权益实体而面临的最大损失风险如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | | | | |
| (百万加元) | | 2023 | | 2022 |
| | | | |
资产负债表风险敞口 | | | | |
| | | | |
| 股权投资 | | | | |
| 布鲁斯·鲍尔 | | 6,241 | | | 5,783 | |
| | | | |
| 流水线股权投资和其他 | | 1,411 | | | 1,148 | |
| | | | |
表外风险敞口1 | | | | |
布鲁斯·鲍尔 | | 1,538 | | | 2,025 | |
沿海GasLink2 | | 855 | | | 3,300 | |
| 流水线股权投资 | | 58 | | | 58 | |
| 最大损失风险 | | 10,103 | | | 12,314 | |
| | | | |
| | | | |
1包括对担保和未来资金承诺的最大潜在风险敞口。
2根据合同，TC Energy有义务通过与Coastal GasLink LP的附属贷款协议增加产能，为Coastal GasLink LP剩余的股本需求提供资金，以完成Coastal GasLink管道的资本成本，直到最终成本确定为止。于2023年12月31日，TC Energy根据此次级贷款协议承诺的总产能为$3,375百万美元(2022年12月31日-$1,262百万)。在截至2023年12月31日的一年中，2,520从次级贷款中提取了100万美元，使公司在附属贷款协议下的资金承诺减少到#美元。8551000万美元。有关更多信息，请参阅附注8，Coastal GasLink。
于2022年7月，本公司就其于Coastal GasLink LP的投资订立经修订的项目协议，并承诺作出额外股本出资，但并未导致本公司的35百分之百的所有权。这些修订和额外的股本贡献被确定为TC Energy对Coastal GasLink LP的投资的VIE重新考虑事件。本公司对控制权进行了重新评估，并确定Coastal GasLink LP继续符合本公司持有可变权益的VIE的定义。重新评估进一步确定TC Energy并非Coastal GasLink LP的主要受益人，因为本公司无权通过投票权或其他明示或默示的方式指导对Coastal GasLink LP的经济表现产生最重大影响的活动。因此，该公司继续使用权益会计方法对其投资进行会计核算。有关更多信息，请参阅附注8，Coastal GasLink。
