TC Energy报告了在稳健执行的推动下创纪录的2023年运营和财务业绩

连续第二十四年增加普通股股息

艾伯塔省卡尔加里——2024年2月16日——TC能源公司（多伦多证券交易所，纽约证券交易所代码：TRP）（TC Energy或公司）今天发布了其第四季度业绩。TC Energy总裁兼首席执行官弗朗索瓦·普瓦里尔评论说：“通过继续专注于一系列明确的优先事项，强调项目执行、安全和卓越运营，我们取得了创纪录的运营业绩和财务业绩。2023年是TC Energy最具变革性的年份之一——我们实现了Coastal GasLink管道项目的机械完工，宣布打算分拆液体管道业务，并通过资产剥离计划增强了我们的财务实力。在我们强劲表现的支持下，TC Energy董事会批准将截至2024年3月31日的季度股息增加3.2％，相当于按年计算每股普通股3.84美元。这是我们连续第二十四年股息增长。”普瓦里尔继续说：“展望2024年，我们的战略优先事项仍然是追求资产价值最大化，按时按预算安全执行重大项目，进一步增强我们的资产负债表实力和灵活性。”

亮点

（除非另有说明，所有财务数据均未经审计，均以加元计算）

•2023 年第四季度财务业绩：

◦与2022年第四季度27亿美元相比，可比的 EBITDA1 增长了约16％，达到31亿美元，分部收益为23亿美元，而2022年第四季度的分部亏损为10亿美元

◦2023年第四季度的可比普通股每股收益1为1.35美元，较2022年第四季度的1.11美元增长了22％，2023年第四季度普通股每股净收益为1.41美元，而2022年第四季度普通股每股净亏损为1.42美元

•截至2023年12月31日的年度财务业绩：

◦2023年实现了约11％的可比息税折旧摊销前利润为110亿美元，而2022年为99亿美元，分部收益为61亿美元，而2022年为36亿美元

◦与2022年的4.30美元相比，2023年的可比普通股每股收益为4.52美元，增长了5％，而2023年普通股每股净收益为2.75美元，而2022年为0.64美元

•我们资产持续的可靠性、可用性和卓越的运营业绩支撑了2023年第四季度的强劲业绩。尽管我们的天然气管道业务不受重大的体积或大宗商品价格风险的影响，但强劲的利用率表明了对我们服务的需求和资产的长期重要性

◦NGTL系统的总交付量平均为145亿立方英尺/日，与2022年第四季度相比基本持平

◦美国天然气管道向发电机交付量持续增长，在2023年第四季度创下了28亿立方英尺/日的纪录，与2022年第四季度相比增长了16％

◦美国天然气管道的日平均流量为277亿立方英尺/日，与2022年第四季度持平

◦西北天然气输送 (GTN) 系统在 2023 年 11 月 11 日创下了 31 亿立方英尺的历史交付记录

◦Keystone 管道系统在 2023 年第四季度实现了大约 92% 的运行可靠性

◦整个Keystone管道系统的需求持续强劲

1 可比息税折旧摊销前利润和可比普通股收益是本新闻稿中使用的非公认会计准则指标。根据公认会计原则，这些指标没有任何标准化含义，因此不太可能与其他公司提出的类似指标相提并论。最直接可比的GAAP指标是分部收益（亏损）和普通股每股净收益（亏损）。有关非公认会计准则指标的更多信息，请参阅本新闻稿的非公认会计准则指标部分。

◦Bruce Power 在 2023 年第四季度实现了约 85% 的可用性，这反映了 8 号机组的计划停机，2023 年的总体可用性约为 92%，6 号机组在预算范围内提前于 2023 年 9 月恢复服务

◦艾伯塔省热电联产发电厂机队实现了98.7％的可用性

•机械完工后，Coastal GasLink项目所需的管道调试活动已经完成，该管道已准备好在2023年第四季度向加拿大液化天然气设施输送天然气。这些里程碑使Coastal GasLink LP有权从加拿大液化天然气公司获得2亿美元的激励金。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，于2023年第四季度入账，并于2024年2月12日通过现金分配结算

◦不包括与确认2亿美元激励金相关的Coastal GasLink收益，与2022年相比，TC Energy在2023年的可比息税折旧摊销前利润增长了约9％

•重申2024年展望：

◦2024年的可比息税折旧摊销前景预计为112亿至115亿美元，与我们的2023年11月投资者日保持一致，增长与扩张计划的推进导致NGTL系统的可比息税折旧摊销前利润增加、2023年投入使用的项目（包括9月恢复服务的Bruce Power 6号机组）的全年影响，以及预计将于2024年投入使用的新项目有关

◦由于2023年出售哥伦比亚天然气输送有限责任公司（哥伦比亚天然气公司）和哥伦比亚湾输电有限责任公司（哥伦比亚湾）40％的非控股股权益，归因于非控股权益的净收益增加，部分抵消了与东南门户管道项目资本支出增加相关的可比息税折旧摊销前利润的增加和AFUDC的增加所产生的净影响

◦我们2024年的可比息税折旧摊销前利润和可比普通股收益展望反映了液体管道业务出资的全年影响，没有考虑30亿美元资本周转计划或液体管道业务拟议分拆计划（分拆交易）的潜在影响，后者有待TC Energy股东和法院的批准、优惠的税收裁决、其他监管部门的批准以及其他惯例成交条件的满足

◦2024年的资本支出总额预计约为85亿至90亿美元，包括资本化利息，在考虑非控股权益后，净支出约为80亿至85亿美元。我们2024年计划的大部分内容侧重于东南门户管道项目的进展、美国天然气管道项目、Coastal GasLink管道项目的施工后和填海活动、Bruce Power主要部件更换（MCR）计划以及正常过程维护资本支出

•TC Energy董事会批准将截至2024年3月31日的季度普通股股息增加3.2％，至每股普通股0.96美元，按年计算相当于每股普通股3.84美元

•根据预算在2023年投入使用了约53亿美元的新项目，预计将在2024年投入使用约70亿美元的新项目

•在2023年推进了我们的资本周转计划，预计到2024年年底将完成30亿美元的增量资产出售

•完成向全球基础设施合作伙伴（GIP）出售哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚湾40％的非控股权益，现金收益总额为53亿美元（39亿美元）。在股权出售结束之前，即2023年8月8日，哥伦比亚管道运营公司有限责任公司和哥伦比亚管道控股有限责任公司分别发行了46亿美元和10亿美元的长期优先无抵押债务。此次发行的净收益用于偿还与TC Energy实体之间的现有公司间债务，并用于降低杠杆率

•任命范达福为即将上任的高级副总裁兼首席财务官（CFO），任命洛里·穆拉塔为南宝公司（South Bow）即将上任的高级副总裁兼总法律顾问（GC），以继续推进分拆交易。该公司已收到美国国税局关于分拆交易的优惠税收裁决，并将继续与加拿大税务局合作，争取在加拿大获得优惠的税收裁决

•FERC 分别于 2023 年 11 月和 12 月批准了 VR 和 WR 项目

•按时按预算将价值1亿美元的弗吉尼亚电气化项目于2024年2月投入使用

•于2024年2月批准了耗资9亿美元的Heartland项目，该项目是我们的ANR系统的扩建项目，预计将增加容量并提高系统可靠性，预计将于2027年底投入使用

•Bruce Power Unit 4 MCR计划的最终成本和进度估算已于2023年12月13日提交给独立电力系统运营商（IESO），并于2024年2月8日获得IESO批准。4号机组（MCR）预计将于2025年第一季度开工，预计将于2028年完工

•上述批准的项目符合我们在2023年投资者日披露的资本计划。我们仍然致力于将年度净资本支出限制在60亿美元至70亿美元以内，并偏向于2024年以后的低端水平。

i 运营产生的可比资金是本新闻稿中使用的非公认会计准则衡量标准。根据公认会计原则，该指标没有任何标准化含义，因此不太可能与其他公司提出的类似指标相提并论。最直接可比的GAAP指标是运营提供的净现金。有关非公认会计准则指标的更多信息，请参阅本新闻稿的非公认会计准则指标部分。

ii 资本支出反映了与我们的资本支出、开发中的资本项目和股权投资缴款相关的现金流。

iii 包含在简明合并现金流量表的融资活动中。

首席执行官致辞

在整个2023年稳健执行的推动下，我们无与伦比的资产基础继续创造强劲的运营和财务业绩，实现了创纪录的可比息税折旧摊销前利润和可比普通股收益。我们在2023年的集体努力继续为TC Energy的变革时期奠定基础。在包括项目执行、增强资产负债表实力和最大化资产基础价值在内的一系列明确的2023年战略优先事项的指导下，TC Energy成功兑现了我们的承诺。

项目执行

2023年，我们在预算内投入了约53亿美元的项目，包括我们的NGTL系统的各种扩建项目、雷耶斯别墅管道的横向部分和布鲁斯电力公司的6号机组MCR，这些项目已在预算范围内提前完成。

2023年11月，Coastal GasLink管道项目在2023年年底的目标之前实现了机械完工，完成了所需的管道调试活动，并准备在2023年第四季度向加拿大液化天然气设施输送天然气。这些具有里程碑意义的实现使Coastal GasLink LP有权从加拿大液化天然气公司获得2亿美元的激励金。根据Coastal GasLink LP合作伙伴之间的合同条款，这笔款项将全额累积给作为项目开发商的TC Energy，并于2024年2月12日通过现金分配结算。随着施工和所需的调试活动现已完成，施工后和填海活动将持续到2024年。该项目仍步入正轨，成本估计约为145亿美元，Coastal GasLink LP将继续追回承包商的成本。

2023年，我们还在东南门户管道项目上取得了重大进展。除了关闭土地权、通行权谈判和获得关键建筑许可外，海上安装也于2023年12月开始，并正在按计划进行中，所有陆上设施也在按计划进行。该项目继续按时按预算取得进展，预计将于2025年中期投入商业运营。

我们将继续在我们的担保资本计划内开发高质量的项目，预计在2024年投入使用约70亿美元的资产。我们承诺将年度净资本支出限制在60亿美元至70亿美元以内，并偏向于2024年以后的较低水平，这一承诺不会动摇。我们认为，在2024年之后坚持净资本支出上限将使TC Energy能够继续实现3％至5％的有吸引力且可持续的股息增长率。

坚定地走上增强资产负债表实力的道路

我们有一条明确的路径，要在2024年底之前实现债务与息税折旧摊销前利润的4.75倍的目标，这是我们将设法达到的上限。整个2023年，我们在降低杠杆率方面取得了重大进展，包括成功完成了对哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚湾40％的非控股权益的出售，现金收益总额为53亿美元（39亿美元）。此外，我们将继续评估增量30亿美元的资本周转机会，我们预计将在2024年底之前完成这些机会。项目执行和可比息税折旧摊销前利润的持续增长将支持进一步的去杠杆化，此外还将提供与分拆交易相关的负债管理机会，但须获得TC Energy股东和法院的批准、优惠的税收裁决、其他监管部门的批准以及其他惯例成交条件的满足。

2 债务与息税折旧摊销前利润是非公认会计准则的比率。调整后债务和调整后的可比息税折旧摊销前利润是用于计算债务与息税折旧摊销前利润的非公认会计准则指标。根据公认会计原则，这些指标没有任何标准化含义，因此不太可能与其他公司提出的类似指标相提并论。有关更多信息，请参阅前瞻性信息非公认会计准则指标和对账部分。

通过安全和卓越运营实现资产价值最大化

在整个2023年第四季度，我们继续看到对资产和服务的强劲持续需求，这进一步支持了创纪录的业绩。在我们的综合天然气管道业务中，加拿大的NGTL系统的总交付量平均为145亿立方英尺/日，美国的各种管道的吞吐量创下了创纪录的记录。GTN系统在2023年11月11日创下了31亿立方英尺的交付记录，塔斯卡罗拉天然气输送系统在2023年11月30日创下了20亿立方英尺的交付记录，波特兰天然气输送系统在2023年12月12日创下了50亿立方英尺的交付记录。在液体管道业务中，Keystone管道系统在本季度实现了约92％的运行可靠性，与Keystone管道系统2023年全年的运行可靠性一致。Bruce Power在本季度实现了约85％的可用性，这反映了8号机组的计划停机，2023年的总可用性约为92％，而我们的艾伯塔省热电联产发电厂机队在本季度的可用性为98.7％。

推进拟议的液体管道业务分拆计划

离职管理办公室继续在分拆交易方面取得重要进展。范达福被任命为即将上任的South Bow高级副总裁兼首席财务官。Van拥有超过30年的能源行业经验，包括担任一家上市公司的首席财务官八年，他将在管理South Bow的财务、会计、风险、投资者关系活动和信息服务方面发挥重要作用。2024年2月1日，洛里·穆拉塔被任命为South Bow即将上任的高级副总裁兼总法律顾问。Lori拥有超过20年的能源行业经验和30年的执业法律经验，将在监督South Bow的法律、合规和监管活动方面发挥重要作用。该公司已收到美国国税局关于分拆交易的优惠税收裁决，并将继续与加拿大税务局合作，争取在加拿大获得优惠的税收裁决。

我们将继续为South Bow寻找经验丰富的董事会候选人，并预计将在股东大会和相关投票之前提交的管理信息通告中描述全部董事名单和其他信息，而股东大会和相关投票仍有望在2024年中期举行。

股息声明、2024 年展望和战略重点

根据我们对业务计划的信心，TC Energy董事会宣布截至2024年3月31日的季度每股普通股分红为0.96美元，按年计算相当于每股普通股3.84美元，增长3.2％。这是董事会连续第二十四年提高股息。展望我们的2024年，2024年的可比息税折旧摊销前利润预计为112亿至115亿美元，与2023年11月的投资者日保持一致，增长与扩张计划的推进导致NGTL系统的可比息税折旧摊销前利润增加、2023年投入使用的项目的全年影响以及预计于2024年投入使用的项目有关。我们预计，2024年的可比普通股每股收益将低于2023年，这是由于2023年出售哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚湾40％的非控股权益导致的非控股权益增加所产生的净收益增加所产生的净影响，但与东南门户管道项目相关的可比息税折旧摊销前利润的增加和AFUDC的增加部分抵消了这一影响。考虑到我们控制的实体资本支出中的非控股权益，我们预计2024年的净资本支出3约为80亿至85亿美元。

展望2024年，我们将继续专注于我们明确定义的战略优先事项。TC Energy坚定不移地致力于按时按预算执行项目，在我们继续实现债务与息税折旧摊销前利润的杠杆率目标的同时增强资产负债表的实力和灵活性，最大限度地提高资产价值，同时继续安全、可靠和负担得起地提供世界每天所需的能源。

3 净资本支出是本新闻稿中使用的非公认会计准则衡量标准。根据公认会计原则，该指标没有任何标准化含义，因此不太可能与其他公司提出的类似指标相提并论。最直接可比的GAAP指标是资本支出。有关非公认会计准则指标的更多信息，请参阅新闻稿的非公认会计准则指标部分。

电话会议和网络直播

我们将于2024年2月16日星期五上午 6:30（美国东部标准时间）/上午 8:30（美国东部标准时间）举行电话会议和网络直播，讨论我们的2023年第四季度财务业绩和公司发展。演讲者将包括总裁兼首席执行官弗朗索瓦·普瓦里尔；执行副总裁兼首席财务官乔尔·亨特；以及执行领导团队的其他成员。

欢迎投资界成员和其他有关各方致电1.800.319.4610参加。不需要密码。请在通话开始前 15 分钟拨号。或者，参与者可以在此处预先注册电话会议。注册后，您将通过电子邮件收到日历预订，其中包含拨号详细信息和唯一的密码。此过程将绕过操作员并避开队列。注册将保持开放状态，直到电话会议结束。

电话会议的网络直播将在TC Energy的网站www.tcenergy.com/investors/Events上播出，也可以通过以下网址播出：https://www.gowebcasting.com/13118。会议结束后，网络直播将可供重播。

电话会议重播将在电话会议结束两小时后播出，直至美国东部标准时间2024年2月23日午夜。请致电 1.855.669.9658 并输入密码 0635。

经审计的年度合并财务报表和管理层的讨论与分析（MD&A）可在我们的网站www.tcenergy.com上查阅，并将于今天在TC Energy的SEDAR+简介下提交，网址为www.sedarplus.ca，并通过EDGAR向美国证券交易委员会提交，网址为www.sec.gov。

关于 TC 能源公司

我们是一个由7,000多名能源问题解决者组成的团队，致力于运输、生产和储存北美所依赖的能源。今天，我们正在采取行动，使这种能源更具可持续性和安全性，同时进行创新和现代化改造，以减少业务排放。在此过程中，我们投资社区，与邻居、客户和政府合作，建设未来的能源系统。

TC Energy的普通股在多伦多（TSX）和纽约（NYSE）证券交易所上市，股票代码为TRP。要了解更多信息，请访问我们的 www.tcenergy.com。

前瞻性信息

本新闻稿包含某些前瞻性信息，存在重要的风险和不确定性，并基于某些关键假设。前瞻性陈述通常伴随着诸如 “预期”、“期望”、“相信”、“可能”、“将”、“应该”、“估计” 等词语或其他类似词语。本文件中的前瞻性陈述可能包括但不限于有关Coastal GasLink、Southeast Gateway和GTN Xpress项目的陈述，包括机械完工、海上设施、投入使用日期及其成本、我们预计的2024年可比息税折旧摊销前利润和可比每股普通股收益以及目标债务与息税折旧摊销前利润的杠杆率指标，以及其来源、对资本周转计划的预期、我们的预期净资本支出和股息前景以及分拆交易，包括结构, 条件, 时间及其税收影响.我们的前瞻性信息受重大风险和不确定性的影响，并基于某些关键假设。本文件中的前瞻性陈述和面向未来的财务信息旨在为TC Energy证券持有人和潜在投资者提供有关TC Energy及其子公司的信息，包括管理层对TC Energy及其子公司未来计划和财务前景的评估。所有前瞻性陈述都反映了TC Energy基于陈述时可用信息的信念和假设，因此不能保证未来的表现。由于实际业绩可能与前瞻性信息有很大差异，因此您不应过分依赖前瞻性信息，也不应将面向未来的财务信息或财务展望用于其预期目的以外的任何用途。除非法律要求，否则我们不会因新信息或未来事件而更新我们的前瞻性信息。有关所作假设以及可能导致实际业绩与预期业绩不同的风险和不确定性的更多信息，请参阅在TC Energy的SEDAR+简介下提交的最新股东季度报告和2023年年度报告（网址为www.sedarplus.ca）和向美国证券交易委员会提交的www.sec.gov以及我们的可持续发展报告和温室气体减排计划的 “前瞻性信息” 部分，这些报告可在我们的温室气体减排计划中查阅网站位于 www.tcenergy.com。

非公认会计准则指标

本新闻稿提及了以下非公认会计准则指标：可比息税折旧摊销前利润、可比收益、普通股可比收益、运营产生的可比资金和净资本支出。它还提到了债务与息税折旧摊销前利润，这是一种非公认会计准则的比率，它是使用调整后的债务和调整后的可比息税折旧摊销前利润计算得出的，两者都是非公认会计准则的衡量标准。这些非公认会计准则指标不具有公认会计原则规定的任何标准化含义，因此可能无法与其他实体提出的类似指标进行比较。这些非公认会计准则指标是通过调整某些GAAP指标来计算的，这些指标是针对我们认为重要但不能反映我们同期基础业务的特定项目。除非简明合并财务报表和 MD&A 中另有说明，否则这些可比指标在不同时期的统一基础上计算，并针对每个时期的特定项目进行了调整。请参阅：(i) 每个业务板块的可比息税折旧摊销前利润与分部收益（亏损）的对账；（ii）合并业绩部分，用于将可比收益和普通股可比收益与归属于普通股的净收益和净收益进行对账分别为每股普通股；和 (iii) 财务状况部分，用于将运营产生的类似资金与运营提供的净现金进行对账。有关我们使用的非公认会计准则指标的更多信息，请参阅我们最新的季度报告中MD&A的非GAAP指标部分，MD&A包含在本新闻稿中。MD&A也可以在SEDAR+的www.sedarplus.ca上TC Energy的简介下找到。

关于计算债务与息税折旧摊销前利润的非公认会计准则指标，调整后的债务定义为合并资产负债表中报告的应付票据、长期债务、长期债务的流动部分和次级票据，以及合并资产负债表中确认的运营租赁负债和合并资产负债表上报告的优先股的50％，这是由于合同和财务义务具有类似债务的性质所致，减去现金和现金等价物为由于其合同和财务义务具有类似股票的性质，因此我们的合并资产负债表中列报了50％的初级次级票据。调整后的可比息税折旧摊销前利润计算为可比息税折旧摊销前利润，其中不包括合并收益表中记录的运营租赁成本和其他成本，并根据合并现金流表中报告的超过股权投资（收益）亏损的分配进行了调整，我们认为这更能反映TC Energy可用于偿还债务和其他长期承诺的现金流。我们认为，债务与息税折旧摊销前利润的比率为投资者提供了有用的信息，因为它反映了我们偿还债务和其他长期承诺的能力。有关截至2022年12月31日和2023年12月31日止年度的调整后债务和调整后可比息税折旧摊销前利润的对账情况，请参阅对账部分。

和解

以下是调整后债务和调整后可比息税折旧摊销前利润的对账情况。

i 调整后债务和调整后的可比息税折旧摊销前利润是非公认会计准则财务指标。管理方法。个别评级机构的计算方式会有所不同。

ii 截至2023年12月31日，25亿美元优先股的债务处理率为50％。

iii 截至2023年12月31日，103亿美元的初级次级票据的股权待遇为50％。按2023年12月31日折算的以美元计价的票据，美国/加拿大的外汇汇率为1.32。

iv 可比息税折旧摊销前利润是非公认会计准则财务指标。有关更多信息，请参阅前瞻性信息和非公认会计准则指标部分。

媒体查询：

媒体关系

media@tcenergy.com

403.920.7859 或 800.608.7859

投资者和分析师查询：

Gavin Wylie /Hunter Mau

investor_relations@tcenergy.com

403.920.7911 或 800.361.6522

2023 年第四季度

财务要闻

1有关分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP指标）的更多信息，可以在合并业绩部分找到。

2资本支出反映了与我们的资本支出、开发中的资本项目和股权投资缴款相关的现金流。

3包含在简明合并现金流量表的融资活动部分中。

前瞻性信息

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

前瞻性陈述基于某些假设以及我们今天所知道和期望的情况，通常包括预测、期望、相信、可能、将来、应该、估计或其他类似词语。

本新闻稿中的前瞻性陈述包括有关以下内容的信息：

•我们的财务和运营业绩，包括我们子公司的业绩

•对增长和扩张（包括收购）的战略和目标的预期

•预期的现金流和未来的融资选择以及投资组合管理

•对新的液体管道公司South Bow Corporation的期望，此前我们的液体管道业务向一家独立上市公司的拟议分拆交易（包括其管理和信用评级）预计将完成

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

•预期的股息增长

•预期获得资金的机会和成本

•预期的能源需求水平

•计划项目的预期成本和进度，包括在建和开发中的项目

•预期资本支出、合同义务、承诺和或有负债，包括环境修复成本

•预期的监管程序和结果

•与我们的温室气体减排目标相关的声明

•法律诉讼的预期结果，包括仲裁和保险索赔

•未来税收和会计变化的预期影响

•我们的《可持续发展和温室气体减排计划报告》中包含的承诺和目标

•预期的行业、市场和经济状况，包括它们对我们的客户和供应商的影响。

前瞻性陈述并不能保证未来的表现。由于与我们的业务相关的假设、风险或不确定性或在本新闻发布之日之后发生的事件，实际事件和结果可能会有显著差异。

我们的前瞻性信息基于以下关键假设，并受以下风险和不确定性的影响：

假设

•通过收购、资产剥离、拟议的分拆交易和能源转型实现预期收益

•监管决策和结果

•计划内和计划外停机以及我们的管道、电力和存储资产的使用

•我们资产的完整性和可靠性

•预期的施工成本、时间表和完工日期

•进入资本市场，包括投资组合管理

•预期的行业、市场和经济状况，包括这些状况对我们的客户和供应商的影响

•通货膨胀率、大宗商品和劳动力价格

•利息、税收和外汇汇率

•套期保值的性质和范围。

风险和不确定性

•通过收购、资产剥离、拟议的分拆交易和能源转型实现预期收益

•拟议分拆交易的条款、时间和完成，包括及时收到所有必要的批准和税收裁决

•该市场或其他条件不再有利于完成拟议的分拆交易

•拟议分拆交易之前或之后的业务中断

•我们成功实施包括焦点项目在内的战略优先事项的能力，以及这些优先事项是否会产生预期的收益

•我们实施与股东价值最大化相一致的资本配置策略的能力

•我们的管道、发电和存储资产的运营业绩

•我们的管道业务的产能销售量和实现的费率

•由于电厂可用性而产生的产能支付和发电资产收入的金额

•供应盆地内的产量水平

•基本建设项目的建设和完工

•劳动力、设备和材料的成本、可用性和通货膨胀压力

•大宗商品的供应情况和市场价格

•以具有竞争力的条件进入资本市场

•利息、税收和外汇汇率

•我们交易对手的业绩和信用风险

•监管决定和法律诉讼结果，包括仲裁和保险索赔

•我们有效预测和评估政府政策和法规变化的能力，包括与环境有关的政策和法规的变化

•我们实现有形资产价值和合同追回的能力

•我们经营业务中的竞争

•意外或不寻常的天气

•非暴力抗命行为

•网络安全和技术发展

•与可持续发展相关的风险

•能源转型对我们业务的影响

•北美乃至全球的经济状况

•全球健康危机，例如流行病和流行病及其相关影响。

您可以在我们向加拿大证券监管机构和美国证券交易委员会提交的报告中详细了解这些因素和其他因素，包括管理层对2023年年度报告的讨论和分析（MD&A）。

由于实际结果可能与前瞻性信息有很大差异，因此您不应过分依赖前瞻性信息，也不应将面向未来的信息或财务展望用于其预期目的以外的任何用途。除非法律要求，否则我们不会因新信息或未来事件而更新我们的前瞻性陈述。

了解更多信息

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

非公认会计准则指标

本新闻稿引用了以下非公认会计准则指标：

•可比的息税折旧摊销前

•可比息税前利润

•可比收益

•普通股每股可比收益

•运营产生的资金

•运营产生的类似资金

•净资本支出。

这些指标不具有公认会计原则规定的任何标准化含义，因此可能无法与其他实体提出的类似指标进行比较。除非另有说明，否则本新闻稿中关于影响可比收益的因素的讨论与影响普通股净收益（亏损）的因素一致。除非另有说明，否则本新闻稿中关于影响扣除利息、税项、折旧和摊销前的可比收益（可比息税折旧摊销前利润）和可比息税前收益（可比息税前利润）的因素的讨论与影响分部收益的因素一致。

可比措施

我们通过调整某些GAAP指标来计算可比指标，这些指标是我们认为重要但不能反映该期间基础业务的特定项目。除非本文另有说明，否则这些可比衡量标准是在不同时期一致的基础上计算的，并视情况根据每个时期的特定项目进行了调整。

我们在报告可比指标时不针对特定项目进行调整的决定是主观的，是经过仔细考虑后做出的。特定物品可能包括：

•出售资产或待售资产的收益或损失

•所得税退税、估值补贴和因立法和已颁布的税率变化而产生的调整

•关于墨西哥租赁和某些合同资产净投资的预期信用损失准备金

•法律、合同、破产和其他和解

•商誉、厂房、不动产和设备、股权投资和其他资产的减值

•收购、整合和重组成本

•与Bruce Power投资退休后福利资金的风险管理活动相关的未实现公允价值调整

•与金融和大宗商品价格风险管理活动相关的衍生品公允价值变动产生的未实现收益和亏损。

我们将与金融和大宗商品价格风险管理活动相关的衍生品公允价值变动产生的未实现收益和损失排除在可比衡量标准之外。这些衍生品通常提供有效的经济套期保值，但不符合套期保值会计的标准。公允价值的变化，包括我们在与Bruce Power相关的公允价值变动中所占的比例均计入净收益。由于这些金额不能准确反映结算时将实现的收益和损失，因此我们认为它们不能反映我们的基础业务。

2023年第三季度，我们宣布计划通过拟议分拆我们的液体管道业务（分拆交易），将分拆为两家独立的投资级上市公司。设立了离职管理办公室，以指导两个实体之间的成功协调和治理，包括制定离职协议和过渡服务协议。与分拆交易相关的液体管道业务分离成本包括与分离活动相关的内部成本、法律、税务、审计和其他咨询费用，这些费用在我们的液体管道和企业板块的业绩中得到确认。这些项目被排除在可比衡量标准之外，因为我们认为它们不能反映我们正在进行的基础业务。

2023年第二季度，我们累积了与Milepost 14事件相关的额外环境修复费用。我们已经制定了适当的保险政策，我们认为，在我们现有的保险范围内，大部分环境修复费用仍然有可能有资格获得回收。我们预计这些保险收益的一部分将来自我们的全资专属保险子公司，这影响了TC Energy在2023年第二季度的合并财务业绩中的净收入。该金额不包括在可比衡量标准中，因为它不能反映我们持续的基础业务。

2023年第一季度，TransCanada Pipelines Limited（TCPL）与瓦斯特卡天然气运输公司（TGNH）签订了无抵押循环信贷额度。合并后，应收贷款和应付贷款将被清除；但是，由于每个实体报告其财务业绩的货币不同，这会对反映应收贷款和应付贷款折算成TC Energy报告货币的净收入产生影响。由于金额无法准确反映结算时将实现的金额，因此从2023年第二季度开始，我们将应收贷款的未实现外汇损益以及应付贷款的相应未实现外汇损益排除在可比衡量标准之外。

2022年，我们启动了焦点项目，以寻找提高安全性、生产率和成本效益的机会，迄今为止，我们已经确定了一系列有望长期改善安全和财务绩效的机会。某些举措已经实施，我们预计将在2023年之后继续设计和实施更多举措，其带来的好处是提高安全性、生产率和成本效益。从2023年开始，我们确认了工厂运营成本和其他方面的支出，主要与Focus Project的外部咨询和遣散费用有关，其中一些费用无法通过监管和商业收费结构收回。这些金额不包括在可比衡量标准中，因为它们不能反映我们正在进行的基础业务。

在2022年第一季度全额还款之前，我们将子公司以比索计价的应收贷款的未实现外汇损益以及德克萨斯州南方外汇收益和亏损的相应比例份额排除在可比衡量标准之外，因为这些金额并未准确反映结算时将实现的损益。这些金额在每个报告期内都被抵消，因此对净收入没有影响。

下表列出了我们的非公认会计准则指标及其最直接可比的GAAP指标：

可比的息税折旧摊销前利润和可比息税

可比息税折旧摊销前利润是指针对某些特定项目调整后的分部收益（亏损），不包括折旧和摊销费用。我们使用可比的息税折旧摊销前利润来衡量我们持续经营的收益，因为它是衡量我们业绩的有用指标，也是合并列报的。可比息税前利润代表经特定项目调整后的分部收益（亏损），是评估每个细分市场趋势的有效工具。有关分部收益（亏损）的对账情况，请参阅每个业务板块。

可比收益和普通股每股可比收益

可比收益是指经特定项目调整后的合并归属于普通股股东的收益。可比收益包括分部收益（亏损）、利息支出、AFUDC、外汇收益（亏损）、净额、利息收入及其他、所得税（支出）回收、归属于非控股权益的净（收益）亏损和按特定项目调整的优先股股息。有关归属于普通股的净收益（亏损）和普通股每股净收益（亏损）的对账情况，请参阅合并业绩部分。

运营产生的资金和运营产生的类似资金

运营产生的资金反映了运营资金变动前运营提供的净现金。营运资金变动的组成部分在我们2023年年度报告的合并财务报表中披露。我们认为，运营产生的资金是衡量我们合并运营现金流的有用指标，因为它不包括营运资本余额的波动，营运资本余额不一定反映同期的基础业务，并且用于一致地衡量我们业务的现金产生能力。运营产生的可比资金根据上述特定项目的现金影响进行了调整。有关与运营提供的净现金的对账情况，请参阅 “运营活动提供的现金” 部分。

净资本支出

净资本支出代表资本支出，包括增长项目、维护资本支出、股权投资和在建项目的出资，根据归属于我们控制的实体的非控股权益的部分进行了调整。我们使用净资本支出，因为我们认为这是衡量我们用于资本再投资的现金流的有用指标。

合并业绩-2023 年第四季度

与2022年同期相比，截至2023年12月31日的三个月，归属于普通股的净收益（亏损）增加了29亿美元，合每股普通股亏损2.83美元。截至2023年12月31日的三个月的显著增长主要是由于下述特定项目的净影响。这两个时期的每股普通股净收益也反映了2023年和2022年发行的普通股的影响。

2023 年第四季度的业绩包括：

•7400万美元的所得税退税，涉及对我们对沿海天然气链管道有限合伙企业（Coastal GasLink LP）股权投资的估值补贴和非应税资本损失的修订评估

•1800万美元的税后回收与美国最低税收回对2021年Keystone XL资产减值费用和其他资产的净影响以及出售Keystone XL项目资产的收益有关，但部分被与终止活动相关的合同和法律义务估计值的调整所抵消

•TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的税后未实现外汇损失为5,500万美元

•与TGNH在墨西哥的租赁和某些合同资产净投资相关的预期信用损失准备金的税后亏损2500万美元

•由于与分拆交易相关的液体管道业务分离成本，税后费用为2300万美元

•与焦点项目成本相关的900万美元税后支出

•由于FERC行政法法官于2023年2月就与2018年至2022年确认金额有关的通行费相关投诉发布了对Keystone的初步裁决，该裁决涉及税后400万澳元的账面费用

•Keystone XL管道项目资产税后400万美元的保值和其他成本，不能作为Keystone XL资产减值费用的一部分累计。

2022年第四季度的业绩包括：

•与我们对Coastal GasLink LP的股权投资相关的26亿美元税后减值费用

•6400万美元的税后预期信用损失准备金与TGNH对墨西哥租赁和某些合同资产的净投资有关

•由于2022年12月发布的关于Keystone的CER决定，该决定涉及与2021年和2020年反映的金额有关的通行费相关投诉

•Keystone XL管道项目资产税后800万美元的保值和其他成本，不能作为Keystone XL资产减值费用的一部分累计

•与2021年Keystone XL资产减值费用和其他应缴美国最低税有关的500万美元税后净支出，部分被出售Keystone XL项目资产的收益以及对与终止活动相关的合同和法律义务估算的调整所抵消

•与墨西哥前几年的所得税评估相关的和解所得税支出为100万美元。

每个时期的净收益包括我们在布鲁斯·鲍尔投资于与其风险管理活动相关的退休后福利和衍生品的资金的公允价值调整中所占比例的未实现收益和亏损，以及风险管理活动变动产生的未实现收益和亏损，所有这些收益与上述项目一并排除，以得出可比收益。下表显示了归属于普通股的净收益（亏损）与可比收益的对账。

归属于普通股的净收益（亏损）与可比收益的对账

						三个月已结束 12 月 31 日												年终了 12 月 31 日
（百万美元，每股金额除外）						2023						2022						2023						2022
归属于普通股的净收益（亏损）						1,463						(1,447)						2,829						641
特定项目（不含税）：
沿海天然气链路减值费						(74)						2,643						1,943						2,643
Keystone XL 资产减值费用等						(18)						5						(18)						5
外汇（收益）亏损，净额——公司间贷款						55						—						44						—
墨西哥租赁和某些合同资产净投资的预期信用损失准备金						25						64						(55)						114
液体管道业务分离成本						23						—						34						—
重点项目成本						9						—						48						—
关键监管决策						4						20						52						20
Keystone XL 保存及其他						4						8						14						19
Milepost 14 保险费用						—						—						36						—
五大湖区商誉减值费用						—						—						—						531
墨西哥往年所得税评估的结算						—						1						—						196
Bruce Power 未实现的公允价值调整						(5)						(9)						(5)						13
风险管理活动1						(83)						(156)						(270)						97
可比收益						1,403						1,129						4,652						4,279
普通股每股净收益（亏损）						$1.41						($1.42)						$2.75						$0.64
特定项目（不含税）：
沿海天然气链路减值费						(0.07)						2.60						1.89						2.66
Keystone XL 资产减值费用等						(0.02)						—						(0.02)						0.01
外汇（收益）亏损，净额——公司间贷款						0.05						—						0.04						—
墨西哥租赁和某些合同资产净投资的预期信用损失准备金						0.03						0.06						(0.05)						0.11
液体管道业务分离成本						0.02						—						0.03						—
重点项目成本						0.01						—						0.05						—
关键监管决策						—						0.02						0.05						0.02
Keystone XL 保存及其他						—						0.01						0.01						0.02
Milepost 14 保险费用						—						—						0.03						—
五大湖区商誉减值费用						—						—						—						0.53
墨西哥往年所得税评估的结算						—						—						—						0.20
Bruce Power 未实现的公允价值调整						—						(0.01)						—						0.01
风险管理活动						(0.08)						(0.15)						(0.26)						0.10
普通股每股可比收益						$1.35						$1.11						$4.52						$4.30

息税折旧摊销前利润与可比收益相当

可比息税折旧摊销前利润表示经上述特定项目调整后的分部收益（亏损），不包括折旧和摊销费用。有关我们可比息税折旧摊销前利润与分部收益（亏损）对账的更多信息，请参阅业务板块财务业绩部分。

可比息税折旧摊销前利润 — 2023 年与 2022

截至2023年12月31日的三个月，与2022年同期相比，可比息税折旧摊销前利润增加了4.24亿美元，这主要是由于以下因素的净影响：

•加拿大天然气管道的息税折旧摊销前利润增加的主要原因是Coastal GasLink的收益增加，这与在达到某些里程碑时确认2亿美元的激励金、更高的流通成本和NGTL系统的基准利率收益增加有关

•电力和能源解决方案息税折旧摊销前利润的增加归因于艾伯塔省已实现的天然气储存利差增加，布鲁斯电力公司的出资增加，以及由于营销活动贡献的增加，加拿大电力公司的财务业绩增加

•美国天然气管道以美元计价的息税折旧摊销前利润的增加，这要归因于投入使用的增长和现代化项目的收益增加，以及额外合同销售的净收益增加，以及2022年第四季度的某些调整，但部分被运营成本的增加所抵消，这部分抵消了与我们的矿权业务相关的利用率提高和大宗商品价格下降所致

•液体管道的息税折旧摊销前利润增加主要是由于Keystone管道系统的销量增加，但部分抵消了2022年12月发布的CER决定的负面影响，该决定涉及与2022年开具的发票金额有关的通行费相关投诉

•墨西哥天然气管道公司以美元计价的息税折旧摊销前利润下降归因于瓜达拉哈拉的收益减少以及天气事件导致的运营成本增加，但部分被2023年第三季度投入商业服务的雷耶斯别墅管道（VdR Lateral）横向部分收益所抵消。

由于对某些成本（包括加拿大利率监管管道的所得税、财务费用和折旧）进行了流转处理，尽管对净收入没有重大影响，但这些成本的变化仍会影响我们的可比息税折旧摊销前利润。

可比收益 — 2023 年与 2022 年

截至2023年12月31日的三个月，与2022年同期相比，可比收益增加了2.74亿美元，合每股普通股收益0.24美元，主要是以下因素的净影响：

•上述可比息税折旧摊销前利润的变化

•较高的利息支出主要是由于长期债务的发行（扣除到期日）、外汇对美元计价的利息支出增加的折算的影响，但被资本化利息的增加和短期借款水平的降低部分抵消了这一影响

•提高了投入使用的扩建设施对NGTL系统的折旧和摊销额

•AFUDC的增加主要是由于东南门户管道项目的资本支出，但部分被投入使用的NGTL系统扩建项目的影响以及由于FID的延迟而从2023年11月1日起暂停AFUDC对图拉管道项目的影响所抵消

•由于需缴纳所得税的可比收益增加和墨西哥外汇敞口的影响，所得税支出增加，但流通所得税的降低、外国所得税税率差异的增加和墨西哥通货膨胀调整的减少部分抵消了所得税支出的增加

•用于管理我们的外汇汇率波动净敞口的衍生品对以美元计价的收入和我们在墨西哥的净负债的外汇敞口的影响

•由于短期投资的利息收入增加以及其他限制性投资的公允价值的变化，利息收入和其他收入增加

•归因于非控股权益的净收益增加主要是由于出售哥伦比亚天然气输送有限责任公司（哥伦比亚天然气公司）和哥伦比亚海湾输电有限责任公司（哥伦比亚湾）40％的非控股权益以及收购Fluvanna风电场和蓝云风力发电场（德克萨斯风力发电场）的净影响。

截至2023年12月31日的三个月，每股普通股的可比收益反映了2023年和2022年发行的普通股的稀释效应。

外表

可比息折旧摊销前利润和可比收益

我们2024年的可比息税折旧摊销前利润和可比普通股每股收益展望没有考虑到分拆交易的影响，因为它需要TC Energy股东批准、法院批准、优惠的税收裁决、其他监管部门的批准以及其他惯例成交条件的满足。

我们预计，2024年的可比息税折旧摊销前利润将高于2023年，这主要是由于以下原因：

•通过扩展计划的推进，NGTL系统的发展

•Bruce Power Unit 6 于 2023 年 9 月恢复服务的全年影响

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

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

•由于2023年出售了哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚湾40％的非控股权益，归因于非控股权益的净收益增加

•上述可比息税折旧摊销前利润的增加

•更高的AFUDC与东南门户管道有关。

我们将继续关注能源市场、建筑项目、监管程序和资产剥离计划的发展，以了解对上述前景的任何潜在影响。

合并资本支出

2023 年，我们在担保资本计划和正在开发的项目上花费了大约 124 亿美元的资本支出。在调整非控股权益之前，我们预计，2024年增长项目、维护资本支出、股权投资缴款和在建项目将产生约85亿至90亿美元的资本支出，包括资本化利息。考虑到归因于我们控制的实体的非控股权益的资本支出，我们预计2024年的净资本支出约为80亿至85亿美元。

我们2024年的大部分资本计划预计将集中在安全项目的推进上，包括东南门户管道、美国天然气管道项目、沿海天然气连接管道项目、Bruce Power主要部件更换（MCR）计划和正常课程维护资本支出。

加拿大天然气管道展望

可比息折旧摊销前利润和可比收益

预计2024年加拿大天然气管道的可比息税折旧摊销前利润将与2023年持平，这主要是由于我们推进扩建计划，NGTL系统的持续增长，这些扩建计划扩大和扩大了供应设施，增强了艾伯塔省的交付设施，并在我们的主要边境交付地点提供增量服务，以回应该系统的固定服务请求；被2023年为实现某些里程碑而认可的Coastal GasLink激励金所抵消。由于我们对加拿大费率监管管道的某些成本进行了流水处理，尽管对可比收益没有显著影响，但这些成本的变化可能会影响我们的可比息税折旧摊销前利润。我们预计，2024年NGTL系统和加拿大干线的可比收益将与2023年持平。

资本支出

2023年，我们在加拿大天然气管道业务中投入了26亿美元，用于增长项目和维护资本支出。我们预计到2024年将产生约12亿美元，主要用于NGTL系统扩建项目和维护资本支出，所有这些都将立即反映在投资基础和相关收益中。我们还在2023年为Coastal GasLink LP的投资贡献了30亿美元，预计在2024年将出资9亿美元。

美国天然气管道展望

可比息税折旧摊销前

预计2024年美国天然气管道的可比息税折旧摊销前利润将高于2023年。这主要是由于扩建项目将于2023年完成，预计哥伦比亚天然气公司和GTN系统的扩建项目将于2024年完成，以及Gillis Access项目投入使用，以及由于现代化资本成本的回报和回收，哥伦比亚天然气公司的收入增加。

资本支出

2023年，我们在美国天然气管道上共投入了21亿美元，预计到2024年将产生约19亿美元，主要用于我们的Gillis Access、哥伦比亚湾、ANR和哥伦比亚天然气扩建项目和哥伦比亚天然气现代化三期计划，以及哥伦比亚天然气和ANR的维护资本支出，其回报率和回收率预计将反映在未来的通行费中。考虑到归因于我们控制的实体的非控股权益的资本支出，我们预计2024年的净资本支出约为14亿美元。

墨西哥天然气管道展望

可比息税折旧摊销前

墨西哥天然气管道的可比息税折旧摊销前利润反映了长期、稳定、主要以美元计价的运输合同，这些合同受服务成本的影响，包括我们在德克萨斯州南部管道60％的权益中所占的股权收入份额。由于基础运输合同的长期性质，除非新资产投入使用，否则可比的息税折旧摊销前利润通常与去年同期持平。2024年的可比息税折旧摊销前利润预计将高于2023年，这是由于vDR Lateral在2023年第三季度投入商业服务的全年收入有所增加。

资本支出

我们在2023年共投入了18亿美元，主要与东南门户、雷耶斯别墅和图拉管道的建设有关。我们预计到2024年将投入约16亿美元，用于推进东南门户和雷耶斯别墅管道的建设。

液体管道展望

可比息税折旧摊销前

预计2024年的可比息税折旧摊销前利润将与2023年保持一致。2024年的可比息税折旧摊销前利润没有考虑分拆交易的影响，因为它需要获得TC Energy股东的批准、法院的批准、优惠的税收裁决、其他监管部门的批准以及其他惯例成交条件的满足。

资本支出

我们在2023年共投入了4400万美元，主要与美国墨西哥湾沿岸的资本项目和运营管道有关，预计到2024年将产生约2亿美元。

电力和能源解决方案展望

可比息税折旧摊销前

电力和能源解决方案2024年的可比息税折旧摊销前利润预计将高于2023年，这主要是由于6号机组在2023年9月恢复服务后的全年影响以及预计的2024年4月1日合同价格上涨，布鲁斯电力公司的股权收益有所增加。预计2024年艾伯塔省的电价将下降，从而减少加拿大电力公司的捐款。

布鲁斯电力公司2024年的计划维护目前计划在第一季度开始对1号机组进行维护，在第二季度开始对5至8号机组进行维护。不包括3号机组MCR计划，2024年工厂的平均可用性百分比预计将处于低90％的范围内。

资本支出

2023年，我们在Bruce Power的3号机组和6号机组MCR项目、萨德尔布鲁克太阳能的建设以及该细分市场的其他维护资本项目中投入了9亿美元。我们预计在2024年将产生约9亿美元的收入，主要与我们在布鲁斯动力3号机组和4号机组MCR项目中所占的份额有关。

资本计划

我们正在资本计划下开发高质量的项目。这些长期基础设施资产得到信誉良好的交易对手和/或受监管的商业模式的长期商业安排的支持，预计将带来收益和现金流的显著增长。此外，其中许多项目有望推进我们减少自身和客户碳足迹的目标。

我们的资本计划包括大约310亿美元的担保项目，这些项目代表商业支持、承诺的项目，这些项目要么正在建设中，要么处于或准备开始许可阶段。

我们业务三年的维护资本支出包含在担保项目表中。将我们受监管的加拿大和美国天然气管道的维护资本支出添加到利率基准中，我们有机会获得回报，并通过当前或未来的通行费收回这些支出，这与我们在这些管道上的容量资本项目类似。我们的液体管道业务的收费安排规定收回维护资本支出。

2023 年，我们投入运营的项目约为 53 亿美元，其中包括我们在北美广泛资产覆盖范围内的天然气管道容量资本项目，以及于 2023 年 9 月 14 日宣布商业运营的 Bruce 6 号动力装置 MCR。此外，还产生了约22亿美元的维护和现代化资本支出。

由于天气、市场状况、路线完善、土地征用、许可条件、监管许可的时间安排和时间以及其他潜在的限制和不确定性，包括劳动力和材料的通货膨胀压力，所有项目都将受到成本和时间上的调整。金额不包括资本化利息和AFUDC（如果适用）。

受保护的项目

下表中提及的估计和已发生的项目成本包括与我们拥有或部分拥有并完全合并的实体内部项目相关的资本支出的100％，以及我们在股权投资（主要是Coastal GasLink和Bruce Power）中为项目提供资金的股权出资份额。

1 上述项目估算成本代表我们在项目预期合作伙伴股权出资中所占的份额。机械完工于 2023 年 11 月完成。Coastal GasLink管道的商业投入使用将在加拿大液化天然气设施完成工厂调试活动并收到加拿大液化天然气公司的通知后进行。有关更多信息，请参阅我们 2023 年年度报告 MD&A 中的 “加拿大天然气管道——重大事件” 部分。

2包括与我们的哥伦比亚天然气现代化计划相关的100％的资本支出，以及美国天然气管道中某些大型维护项目，这些项目由于其分散性质和监管恢复的时机。有关更多信息，请参阅我们 2023 年年度报告 MD&A 中的 “美国天然气管道——重大事件” 部分。

3我们正在与CFE合作完成雷耶斯别墅管道的剩余部分，预计商业投入使用日期为2024年下半年。有关更多信息，请参阅我们 2023 年年度报告 MD&A 中的 “墨西哥天然气管道——重大事件” 部分。

4根据2022年签署的合同估算的项目成本，这是TC Energy与CFE之间TGNH战略联盟的一部分。我们将继续与CFE一起评估图拉管道的开发和完工情况，但须视未来的FID和最新的成本估算而定。有关更多信息，请参阅我们 2023 年年度报告 MD&A 中的 “墨西哥天然气管道——重大事件” 部分。

5反映了资产管理计划、其他寿命延长项目和增量更新计划下的投资金额。有关更多信息，请参阅我们 2023 年年度报告 MD&A 中的 “电力和能源解决方案——重大事件” 部分。

6包括所有细分市场的不可收回的维护资本支出，主要由我们在Bruce Power和其他资产的维护资本支出中所占的比例组成。

7 反映了截至2023年12月31日的美国/加拿大外汇汇率为1.32。

正在开发的项目

除了我们的担保项目外，我们还在每个业务部门寻求一系列处于不同开发阶段的优质项目。除非另有说明，在建项目在时间和估计的项目成本方面存在更大的不确定性，并且需要获得公司和监管部门的批准。尽管每个业务领域都有其他重点领域来进一步开展持续的业务发展活动和增长机会，但将在我们的资本配置框架内评估新的机会，以适应我们的年度资本支出参数。随着这些项目的进展并达到必要的里程碑，它们将包含在安全项目表中。

加拿大天然气管道

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

美国天然气管道

配送市场项目

项目正在开发中，预计将取代、升级和扩建某些美国天然气管道设施，同时减少我们在主要输送市场的部分管道系统的排放。增强后的设施预计将提高我们系统的可靠性，并允许根据长期合同提供额外的运输服务，以满足美国中西部和中大西洋地区不断增长的需求，同时减少直接的温室气体排放。

其他机会

我们目前正在开展包括压缩替代在内的各种项目，同时进一步推动我们的机队、发电和最不发达国家的电气化，扩大我们的现代化计划和现有系统的走廊内扩建机会。这些项目有望提高我们系统的可靠性，重点是清洁能源。

我们正在美国天然气管道范围内积极开发 RNG 交通枢纽。这些枢纽旨在为农场、污水处理设施和垃圾填埋场等可再生天然气来源提供对现有能源运输基础设施的集中接入。我们认为，这些枢纽的发展是朝着加速甲烷捕集项目和同时减少温室气体排放迈出的重要一步。

我们还在开发多个输电项目，将天然气供应与设施连接起来，以满足全球对北美液化天然气不断增长的需求。

墨西哥天然气管道

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

液体管道

我们仍然专注于通过寻找解决方案，为客户提供灵活和量身定制的解决方案，最大限度地提高流动资产的价值。我们将继续寻求通过扩大供应和交付市场之间的连接来优化现有资产的方法。我们正在寻求选择性的增长机会，为我们的业务增加增量价值，并利用现有基础设施的潜在容量进行扩张。我们在方法上保持纪律，并将对业务发展活动进行战略定位，以在我们的风险偏好中抓住机会。

电力和能源解决方案

布鲁斯·鲍尔

寿命延长计划

Bruce Power的延续寿命延长计划将需要我们按比例投资于5、7和8号机组的MCR计划成本以及剩余的资产管理计划成本，这些费用将持续到2033年之后，将3号机组的使用寿命延长至8号机组，将布鲁斯电力场地的使用寿命延长至2064年。第5、7和8号机组MCR的准备工作正在进行中，未来的MCR投资将视每个单元的不同决定而定，Bruce Power和IESO有特定的出入口。我们预计将花费约40亿美元支付我们在Bruce Power MCR计划成本中按比例分摊的5、7和8号机组以及2027年以后的剩余资产管理计划成本，以及下文讨论的增量更新计划。

更新倡议

布鲁斯·鲍尔的2030年项目的目标是到2033年实现场地峰值输出7,000兆瓦，以支持气候变化目标和未来的清洁能源需求。2030项目侧重于持续的资产优化、创新和利用新技术，其中可能包括与存储和其他形式的能源整合，以提高场地的峰值产出。2030年项目分三个阶段安排，前两个阶段已完全获准执行。第一阶段始于2019年，预计将增加150兆瓦的产量，而第二阶段始于2022年初，目标是再增加200兆瓦的产量。

安大略省抽水蓄能系统

我们与我们的潜在合作伙伴Saugeen Ojibway Nation一起，继续推进安大略省抽水蓄能项目（OPSP），该储能设施位于安大略省米福德附近，旨在使用一种称为抽水蓄能的过程为安大略省的电力系统提供1,000兆瓦的灵活清洁能源。推进OPSP 的后续步骤包括：

•与能源部（部）和安大略省能源委员会合作，在2024年7月之前建立潜在的长期收入框架

•向该部提供估计开发成本和时间表的明细表，之后该部将提出建议，在45天内继续进行开发前工作

•与IESO谈判成本回收协议，以收回与开发前工作相关的符合条件的、谨慎产生的费用。IESO将在提交估计数后的60天内向该部提交后续报告

•提供更多信息，以协助安大略省政府评估OPSP的社会和经济利益。

为OPSP的开发成本提供资金的最终决定取决于内阁的批准以及IESO的部长指示，以执行与我们达成的协议。

一旦投入使用，该项目将在可用时储存无排放能源，并在需求高峰期向安大略省提供该能源，从而最大限度地提高该省现有无排放发电的价值。

OPSP 仍有待我们董事会和 Saugeen Ojibway Nation 的批准。施工将在本十年的后半期开始，并于2030年代初投入使用，但须获得监管和企业的批准。

峡谷溪抽水蓄能器

我们正在利用位于艾伯塔省欣顿附近的一座已退役煤矿的现有场地基础设施来开发抽水蓄能项目，该项目的发电能力预计为75兆瓦。该设施预计将为艾伯塔省电网提供长达37小时的按需灵活清洁能源和辅助服务。根据《邓韦根水电开发法》（艾伯塔省），该项目已获得艾伯塔省公用事业委员会的批准和艾伯塔省政府的必要批准。

艾伯塔省碳网

2021年6月，我们宣布与彭比纳管道公司建立合作伙伴关系，共同开发一个世界规模的系统，该系统建成后，预计每年将能够运输和封存超过2000万吨的二氧化碳。作为一个开放接入系统，艾伯塔省碳网（ACG）旨在作为艾伯塔省新兴的碳捕集利用和封存行业的支柱。2022年10月，ACG与艾伯塔省政府签订了碳封存评估协议，以进一步评估艾伯塔省安全储存工业排放碳的最大利益区域（AOI）之一。ACG继续推进评估我们的AOI适用性所需的评估计划，包括推进和完成钻井和测试活动，以支持制定申请封存许可证所需的详细测量、监测和核查计划。

其他碳捕集

我们正在与明尼科塔电力合作社（Minnkota）、三菱重工和Kiewit合作开展Tundra项目，这是下一代技术碳捕集和封存项目。Tundra项目将是我们在美国的第一个碳捕集和封存项目，每年从明尼科塔的米尔顿·杨发电站捕获多达约400万吨的二氧化碳。Tundra项目建成后，预计将成为北美最大的燃烧后碳捕集项目，并将支持该地区持续进行基本负荷和可靠的发电。2023年12月，美国能源部和清洁能源示范办公室宣布为苔原项目提供高达3.5亿美元的资金。

氢气枢纽

我们正在推进多种氢气生产机会，有可能为美国和加拿大的长途运输、发电、大型工业和供暖客户提供服务。我们相信，对氢气等新兴技术的谨慎投资将帮助我们通过能源转型扩大我们的能力，专注于补充核心业务的机会，在这些机会上，我们可以获得有利且战略上一致的商业安排，例如费率监管和/或长期合同。

加拿大天然气管道

以下是可比息税折旧摊销前利润和可比息税前利润（我们的非公认会计准则指标）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP指标）的对账情况。

1包括加拿大五大湖区Foothills、Ventures LP的业绩，以及我们在TQM和Coastal GasLink投资中占收入的比例份额，以及与加拿大天然气管道相关的一般和行政和业务开发成本。

在截至2023年12月31日的三个月中，加拿大天然气管道分部收益为7亿美元，而2022年同期的分部亏损为26亿美元。分部亏损包括截至2022年12月31日的三个月中30亿美元的税前减值费用，该费用与我们对Coastal GasLink LP的股权投资有关，该费用不包括在我们对可比息税折旧摊销前利润和可比息税前利润的计算中。有关更多信息，请参阅我们的2023年年度报告的合并财务报表。

我们受利率监管的加拿大天然气管道的净收入和可比息税折旧摊销前利润主要受我们批准的投资回报率、投资基础、视同普通股水平和激励性收益的影响。折旧、财务费用和所得税的变化也会影响可比的息税折旧摊销前利润，但不会对净收入产生重大影响，因为净收入几乎完全是在流转的基础上回收的。

净收入和平均投资基础

截至2023年12月31日的三个月，NGTL系统的净收入与2022年同期相比增加了1300万美元，这主要是由于持续的系统扩张导致平均投资基础增加。NGTL系统根据2020-2024年收入要求和解协议运营，其中包括批准的40％普通股的投资回报率为10.1％。该和解协议为NGTL系统提供了在通行费低于规定水平时提高折旧率的机会，也为某些运营成本提供了激励机制，其中与预计金额的差异将与我们的客户共享。

截至2023年12月31日的三个月，加拿大干线的净收入与2022年同期一致。加拿大干线根据2021-2026年干线和解协议运营，其中包括批准的40％普通股的投资回报率为10.1％，以及在与客户的利益共享机制下降低成本和增加管道收入的激励措施。

可比息税折旧摊销前

截至2023年12月31日的三个月，加拿大天然气管道的可比息税折旧摊销前利润与2022年同期相比增加了2.66亿美元，这是由于以下净影响：

•Coastal GasLink的收益与在达到某些里程碑后确认的2亿美元激励金有关。有关更多信息，请参阅我们 2023 年年度报告 MD&A 中的 “加拿大天然气管道——重大事件” 部分

•更高的流动财务费用、折旧税和所得税，以及更高的NGTL系统的基准收益。

折旧和摊销

截至2023年12月31日的三个月，与2022年同期相比，折旧和摊销额增加了3000万美元，这反映了根据2021-2026年干线和解条款，在折旧率较高的路段投入使用资产后，已投入使用的扩建设施和加拿大干线上的NGTL系统的累计折旧。

美国天然气管道

以下是可比息税折旧摊销前利润和可比息税前利润（我们的非公认会计准则指标）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP指标）的对账情况。

下表反映了我们拥有或部分拥有并完全合并的资产的可比息税折旧摊销前利润的100％，以及我们拥有股权但未合并的资产的权益收益。

1 包括非控股权益。有关其他信息，请参阅 “公司” 部分。

2反映了我们在矿权业务（CEVCO）、North Baja、Tuscarora、Bison、Crossroads中的所有权的可比息税折旧摊销前利润，以及我们在北部边境、易洛魁岛、千禧和哈迪存储的股权收益份额、我们的美国天然气营销业务以及与美国天然气管道相关的一般和行政和业务发展成本。

截至2023年12月31日的三个月，美国天然气管道分部收益与2022年同期相比增加了7300万美元，其中包括与美国天然气营销业务相关的衍生品公允价值变动产生的未实现收益和亏损，我们对可比息税折旧摊销前利润和可比息税前利润的计算不包括在内。

与2022年同期相比，截至2023年12月31日的三个月，以美元计价的分部收益的增加对我们在美国业务的等值加元分部收益产生了积极影响。有关其他信息，请参阅 “外汇” 部分。

截至2023年12月31日的三个月，美国天然气管道的可比息税折旧摊销前利润与2022年同期相比增加了5800万美元，这主要是由于以下净影响：

•从投入使用的增长和现代化项目中获得的增量收入

•由于哥伦比亚天然气公司、ANR和五大湖区的额外合同销售以及与ANR监管延期相关的某些2022年第四季度调整，收益出现净增长

•易洛魁人的股票收益增加

•由于大宗商品价格下跌，我们的矿产权业务收入减少

•由于运营成本上涨，收益减少，这反映了我们整个业务范围内的系统利用率的提高，以及与在役项目相关的财产税增加。

折旧和摊销

由于新项目投入使用，截至2023年12月31日的三个月，折旧和摊销与2022年同期相比增加了500万美元。

墨西哥天然气管道

以下是可比息税折旧摊销前利润和可比息税前利润（我们的非公认会计准则指标）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP指标）的对账情况。

1 包括塔马祖查莱、雷耶斯别墅和图拉管道的运营部分。

2包括我们在管道建设和运营中获得的60％的利息和费用在股权收入中所占的份额。

截至2023年12月31日的三个月，墨西哥天然气管道的分部收益与2022年同期相比增加了5400万美元，其中包括与TGNH在墨西哥的租赁和某些合同资产净投资相关的预期信贷损失准备金3,600万美元（2022年亏损9200万美元），该准备金不包括在我们对可比息税折旧摊销前利润和可比息税前利润的计算中。有关更多信息，请参阅我们的2023年年度报告的合并财务报表。

截至2023年12月31日的三个月，墨西哥天然气管道的可比息税折旧摊销前利润与2022年同期相比减少了300万美元，这是由于以下净影响：

•瓜达拉哈拉的收入减少主要是由于根据当前的运输合同降低了固定收入，以及与天气事件导致服务中断相关的运营成本增加

•TGNH收益的增加主要与Villa de Reyes管道的横向部分有关，该管道已于2023年第三季度投入商业服务。

折旧和摊销

与2022年同期相比，截至2023年12月31日的三个月的折旧和摊销保持一致。

液体管道

以下是可比息税折旧摊销前利润和可比息税前利润（我们的非公认会计准则指标）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP指标）的对账情况。

1 包括大急流城和白云杉。

截至2023年12月31日的三个月，液体管道分部收益与2022年同期相比减少了1300万美元，其中包括以下特定项目，这些项目未包括在我们对可比息税折旧摊销前利润和可比息税前利润的计算中：

•截至2023年12月31日的三个月（2022年至1000万美元），Keystone XL管道项目资产的税前保值和其他成本为500万美元，无法作为Keystone XL资产减值费用的一部分累计

•由于与分拆交易相关的液体管道业务分离成本，2023年第四季度产生的300万美元税前费用

•截至2023年12月31日的三个月（2022年至1.18亿美元）对2021年Keystone XL资产减值费用进行了400万美元的税前调整，以及其他调整源于出售Keystone XL项目资产收益的净影响以及对与终止活动相关的合同和法律义务估计值的调整

•由于2022年12月发布的CER决定，与2021年和2022年反映的金额有关的通行费相关投诉导致了2700万美元的税前费用

•与我们的液体营销业务相关的衍生品公允价值变动产生的未实现收益和亏损。

截至2023年12月31日的三个月，液体管道的可比息税折旧摊销前利润与2022年同期相比增加了1500万美元，这主要是由于以下净影响：

•Keystone管道系统美国墨西哥湾沿岸部分的合同量增加

•Keystone管道系统的未签约交易量增加

•2022年12月发布的CER决定对与2022年发票金额有关的通行费相关投诉的负面影响。

折旧和摊销

与2022年同期相比，截至2023年12月31日的三个月的折旧和摊销保持一致。

电力和能源解决方案

以下是可比息税折旧摊销前利润和可比息税前利润（我们的非公认会计准则指标）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP指标）的对账情况。

下表反映了我们拥有或部分拥有并完全合并的资产的可比息税折旧摊销前利润的100％，以及我们拥有股权但未合并的资产的权益收益。

1包括我们在布鲁斯鲍尔的股权收益中所占的份额。

2包括德克萨斯州风力发电场的非控股权益，其中包括A类成员权益。有关其他信息，请参阅 “公司” 部分。

截至2023年12月31日的三个月，电力和能源解决方案分部收益与2022年同期相比减少了3500万美元，其中包括以下特定项目，这些项目未包括在我们对可比息税折旧摊销前利润和可比息税前利润的计算中：

•我们在Bruce Power投资于退休后福利和风险管理活动的资金的未实现损益中所占的比例份额

•用于减少大宗商品风险敞口的衍生品公允价值变动产生的未实现收益和损失。

截至2023年12月31日的三个月，电力和能源解决方案的可比息税折旧摊销前利润与2022年同期相比增加了6,300万美元，这主要是由于以下净影响：

•天然气储量增加和其他原因是艾伯塔省已实现的天然气储量利差增加

•Bruce Power的缴款增加主要是由于投资于退休后福利的资金实现了收益，合同价格上涨和运营费用降低，但发电量下降部分抵消了这一收益。有关更多信息，请参阅 Bruce Power 部分

•由于营销活动净贡献的增加，加拿大电力公司的财务业绩有所增加，但已实现电价的下降部分抵消了这一增长。

折旧和摊销

截至2023年12月31日的三个月，与2022年同期相比，折旧和摊销额增加了700万美元，这主要是由于2023年上半年收购了德克萨斯风力发电场。

布鲁斯力量

以下是我们在可比息税折旧摊销前利润和可比息税前利润组成部分中的比例份额。

1净额为反映与IESO共享的运营成本效率而记录的金额（如果适用）。

2代表我们48.3％的所有权权益和支持我们对Bruce Power投资的内部成本。不包括投资于退休后福利和风险管理活动的资金的未实现损益。

3电厂无论是否运行，均可用于发电的时间百分比。

4不包括 MCR 停机天数。

5销量包括视同发电量。

6根据实际发电量和假定发电量进行计算。每兆瓦时的已实现电价包括承包活动的已实现收益和损失以及成本流转项目。不包括承包活动和非电力收入的未实现损益。

3号机组于2023年3月1日下线，MCR的建设于2023年第二季度开始，预计将于2026年恢复使用。

从第三季度末开始的8号机组计划停电已于2023年第四季度完成。2023 年的工厂可用性包括 8 号机组停电 94 天，其中 78 天发生在 2023 年第四季度。

4号机组MCR计划的最终成本和进度估算已于2023年12月13日提交给IESO，并于2024年2月8日获得批准。

企业

以下是可比息税折旧摊销前利润和可比息税前利润（我们的非公认会计准则指标）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP指标）的对账情况。

1在简明合并损益表中的股权投资收益（亏损）中列报。

截至2023年12月31日的三个月，公司分部亏损与2022年同期相比增加了3,800万美元，其中包括以下特定项目，这些项目未包括在我们对可比息税折旧摊销前利润和可比息税前利润的计算中：

•由于与分拆交易相关的液体管道业务分离成本，2023年第四季度产生的税前费用为2200万美元

•截至2023年12月31日的三个月中，与焦点项目成本相关的税前费用为1500万美元。

截至2023年12月31日的三个月，企业的可比息税折旧摊销前利润和可比息税前利润与2022年同期相比保持稳定。

利息支出

截至2023年12月31日的三个月，利息支出与2022年同期相比增加了1.23亿美元，其中包括因FERC行政法法官对Keystone的初步裁决而产生的500万美元应计账面费用。该决定于2023年2月发布，涉及与2018年至2022年确认的金额有关的通行费相关投诉，该投诉已从我们对可比收益中包含的利息支出的计算中删除。

截至2023年12月31日的三个月，可比收益中包含的利息支出与2022年同期相比增加了1.18亿美元，这主要是由于以下净影响：

•长期债务发行，扣除到期日

•外汇对以美元计价的利息支出增加的折算的影响

•短期借款水平降低

•更高的资本利息，主要归因于与我们对Coastal GasLink LP的投资相关的资金。

施工期间使用的资金补贴

截至2023年12月31日的三个月，AFUDC与2022年同期相比增加了1700万美元。以加元计价的AFUDC的减少主要与投入使用的NGTL系统扩展项目有关。以美元计价的AFUDC的增加主要是2023年东南门户管道项目的资本支出的结果，但由于外国直接投资的延迟，AFUDC自2023年11月1日起暂停对图拉管道项目在建资产的影响部分抵消了这一增长。

外汇收益（亏损），净额

在截至2023年12月31日的三个月中，外汇收益为8900万美元，而2022年同期为1.32亿美元。以下特定项目已从我们的外汇收益（亏损）的计算中删除，净额已包含在可比收益中：

•从2023年第二季度开始，TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的未实现外汇损益。有关其他信息，请参阅非公认会计准则指标部分

•用于管理外汇风险的衍生品公允价值变动产生的未实现收益和损失。

截至2023年12月31日的三个月，可比收益中包含的外汇收益为4000万美元，而2022年同期的外汇损失为4000万美元。这一变化主要是由于以下因素的净影响：

•降低用于管理以美元计价收入的外汇汇率波动净敞口的衍生品的已实现净亏损

•用于管理我们在墨西哥的净负债的外汇敞口的衍生品的已实现收益增加。

利息收入和其他

在截至2023年12月31日的三个月中，由于短期投资的利息收入增加以及其他限制性投资的公允价值的变化，利息收入和其他收入与2022年同期相比增加了6800万美元。

所得税（费用）追回

在截至2023年12月31日的三个月中，与所得税回收额相比，所得税支出为2.09亿美元

2022年同期为400万美元，其中包括以下特定项目，除了每个业务部门细分市场中讨论的特定项目的所得税影响外，这些项目已从可比收益中包含的所得税支出的计算中删除：

•2023年第四季度所得税的回收额为7400万美元，这与我们对Coastal GasLink LP股权投资的估值补贴和非应税资本损失的评估修订有关，而2022年第四季度与我们在Coastal GasLink LP的股权投资减值相关的所得税回收额为4.05亿美元

•2023年第四季度1400万美元的所得税回收与美国2021年Keystone XL资产减值费用的最低税收回额有关，而2022年第四季度作为Keystone XL资产减值费用的一部分的所得税支出为1.23亿美元，其中包括与终止Keystone XL管道项目相关的9,600万美元美国最低税收支出。

截至2023年12月31日的三个月，可比收益中包含的所得税支出与2022年同期相比增加了2900万美元，这主要是由于需缴纳所得税的收益和墨西哥外汇敞口的增加，流动所得税的减少、外国所得税税率差异的增加和墨西哥通货膨胀调整的减少部分抵消了这一点。

归因于非控股权益的净（收益）亏损

12023年10月4日，我们完成了向全球基础设施合作伙伴（GIP）出售哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚湾40％的非控股权益的交易。

2德克萨斯风电场的税收股权投资者拥有A类成员权益的100％，一定比例的收益、税收属性和现金流分配给他们。

截至2023年12月31日的三个月，归属于非控股权益的净收益与2022年同期相比增加了1.19亿美元，这主要是由于出售哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚湾40％的非控股权益以及收购德克萨斯风力发电场的净影响。

优先股分红

截至2023年12月31日的三个月中，优先股股息与2022年同期相比保持稳定。

外汇

与美元计价业务相关的外汇

我们的某些企业的全部或大部分收入以美元产生，而且，由于我们以加元报告财务业绩，因此美元兑加元价值的变化直接影响我们的可比息税折旧摊销前利润，也可能影响可比收益。随着我们以美元计价的业务持续增长，这种风险敞口增加。折旧和摊销、利息支出和其他损益表细列项目中低于可比息税折旧摊销前利润的美元计价金额自然会抵消以美元计价的可比息税折旧摊销前利润敞口的一部分。风险敞口余额是使用外汇衍生品在最长三年的滚动基础上积极管理的；但是，该时期之后的自然风险敞口仍然存在。在考虑自然抵消和经济套期保值后，在截至2023年12月31日的三个月中，美元变动对可比收益的净影响并不显著。

下表列出了我们以美元计价的财务业绩的组成部分，包括我们的美国天然气管道和墨西哥天然气管道业务以及我们的大部分液体管道业务。可比息税折旧摊销前利润是非公认会计准则的衡量标准。

税前以美元计价的收入和支出项目

1不包括我们在德克萨斯州南方合资企业的关联公司间贷款的利息支出，利息收入和其他收入全部抵消了利息收入。这些附属机构间贷款已于2022年全额偿还。

与墨西哥天然气管道有关的外汇

墨西哥比索兑美元价值的变化可能会影响我们的可比收益，因为我们墨西哥天然气管道的一部分货币资产和负债以比索计价，而我们在墨西哥的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，从而产生外汇损益，这些损益包含在股票投资收益（亏损）和外汇（收益）亏损中，净额载于简明合并损益表中。

此外，以美元计价的货币资产和负债的重估为墨西哥所得税目的计算的外汇收益或亏损会给这些实体带来以比索计价的所得税敞口，从而导致股权投资收入和所得税支出的波动。随着我们以美元计价的净货币负债的增长，这种风险敞口会增加。2023年1月17日，一家墨西哥全资子公司与第三方签订了18亿美元的优先无抵押定期贷款和5亿美元的优先无抵押循环信贷额度，这导致与2022年相比，以比索计价的所得税支出增加。

上述风险敞口是使用外汇衍生品管理的，尽管仍有一些未对冲的敞口。外汇衍生品的影响记录在外汇（收益）损失中，净额计入简明合并损益表。有关更多信息，请参阅我们 2023 年年度报告 MD&A 中的 “金融风险和金融工具” 部分。

一美元兑墨西哥比索的期末汇率如下：

下表概述了墨西哥比索兑美元和相关衍生品价值变动对交易外汇收益和损失的影响：

1包括德克萨斯州南方合资企业的外汇影响，记录在简明合并损益表中的股权投资收益（亏损）中。

经营活动提供的现金

1当期所得税支出涉及对出售哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚湾40％的非控股权益的税收收益适用约24％的税率。这被相应的递延税收回收所抵消，从而不会对税收支出产生净影响。

运营提供的净现金

截至2023年12月31日的三个月，运营部门提供的净现金与2022年同期相比减少了1.65亿美元，这主要是由于运营产生的资金减少，但部分被营运资金变动的金额和时间所抵消。

运营产生的类似资金

运营产生的可比资金是一项非公认会计准则衡量标准，它通过排除营运资金变动的时间影响以及特定项目的现金影响，帮助我们评估业务的现金产生能力。

截至2023年12月31日的三个月，运营产生的可比资金与2022年同期相比增加了1.2亿美元，这主要是由于可比息税折旧摊销前利润和短期投资利息的增加，以及2023年的净已实现收益，与用于管理外汇敞口的衍生品的已实现净亏损相比，部分被利息支出的增加所抵消。

简明合并损益表