TC Energy報告了在穩健執行的推動下創紀錄的2023年運營和財務業績

連續第二十四年增加普通股股息

艾伯塔省卡爾加里——2024年2月16日——TC能源公司（多倫多證券交易所，紐約證券交易所代碼：TRP）（TC Energy或公司）今天發佈了其第四季度業績。TC Energy總裁兼首席執行官弗朗索瓦·普瓦里爾評論説：“通過繼續專注於一系列明確的優先事項，強調項目執行、安全和卓越運營，我們取得了創紀錄的運營業績和財務業績。2023年是TC Energy最具變革性的年份之一——我們實現了Coastal GasLink管道項目的機械完工，宣佈打算分拆液體管道業務，並通過資產剝離計劃增強了我們的財務實力。在我們強勁表現的支持下，TC Energy董事會批准將截至2024年3月31日的季度股息增加3.2％，相當於按年計算每股普通股3.84美元。這是我們連續第二十四年股息增長。”普瓦里爾繼續説：“展望2024年，我們的戰略優先事項仍然是追求資產價值最大化，按時按預算安全執行重大項目，進一步增強我們的資產負債表實力和靈活性。”

亮點

（除非另有説明，所有財務數據均未經審計，均以加元計算）

•2023 年第四季度財務業績：

◦與2022年第四季度27億美元相比，可比的 EBITDA1 增長了約16％，達到31億美元，分部收益為23億美元，而2022年第四季度的分部虧損為10億美元

◦2023年第四季度的可比普通股每股收益1為1.35美元，較2022年第四季度的1.11美元增長了22％，2023年第四季度普通股每股淨收益為1.41美元，而2022年第四季度普通股每股淨虧損為1.42美元

•截至2023年12月31日的年度財務業績：

◦2023年實現了約11％的可比息税折舊攤銷前利潤為110億美元，而2022年為99億美元，分部收益為61億美元，而2022年為36億美元

◦與2022年的4.30美元相比，2023年的可比普通股每股收益為4.52美元，增長了5％，而2023年普通股每股淨收益為2.75美元，而2022年為0.64美元

•我們資產持續的可靠性、可用性和卓越的運營業績支撐了2023年第四季度的強勁業績。儘管我們的天然氣管道業務不受重大的體積或大宗商品價格風險的影響，但強勁的利用率表明了對我們服務的需求和資產的長期重要性

◦NGTL系統的總交付量平均為145億立方英尺/日，與2022年第四季度相比基本持平

◦美國天然氣管道向發電機交付量持續增長，在2023年第四季度創下了28億立方英尺/日的紀錄，與2022年第四季度相比增長了16％

◦美國天然氣管道的日平均流量為277億立方英尺/日，與2022年第四季度持平

◦西北天然氣輸送 (GTN) 系統在 2023 年 11 月 11 日創下了 31 億立方英尺的歷史交付記錄

◦Keystone 管道系統在 2023 年第四季度實現了大約 92% 的運行可靠性

◦整個Keystone管道系統的需求持續強勁

1 可比息税折舊攤銷前利潤和可比普通股收益是本新聞稿中使用的非公認會計準則指標。根據公認會計原則，這些指標沒有任何標準化含義，因此不太可能與其他公司提出的類似指標相提並論。最直接可比的GAAP指標是分部收益（虧損）和普通股每股淨收益（虧損）。有關非公認會計準則指標的更多信息，請參閲本新聞稿的非公認會計準則指標部分。

◦Bruce Power 在 2023 年第四季度實現了約 85% 的可用性，這反映了 8 號機組的計劃停機，2023 年的總體可用性約為 92%，6 號機組在預算範圍內提前於 2023 年 9 月恢復服務

◦艾伯塔省熱電聯產發電廠機隊實現了98.7％的可用性

•機械完工後，Coastal GasLink項目所需的管道調試活動已經完成，該管道已準備好在2023年第四季度向加拿大液化天然氣設施輸送天然氣。這些里程碑使Coastal GasLink LP有權從加拿大液化天然氣公司獲得2億美元的激勵金。根據Coastal GasLink LP合作伙伴之間的合同條款，這筆款項將全額計入作為項目開發商的TC Energy，於2023年第四季度入賬，並於2024年2月12日通過現金分配結算

◦不包括與確認2億美元激勵金相關的Coastal GasLink收益，與2022年相比，TC Energy在2023年的可比息税折舊攤銷前利潤增長了約9％

•重申2024年展望：

◦2024年的可比息税折舊攤銷前景預計為112億至115億美元，與我們的2023年11月投資者日保持一致，增長與擴張計劃的推進導致NGTL系統的可比息税折舊攤銷前利潤增加、2023年投入使用的項目（包括9月恢復服務的Bruce Power 6號機組）的全年影響，以及預計將於2024年投入使用的新項目有關

◦由於2023年出售哥倫比亞天然氣輸送有限責任公司（哥倫比亞天然氣公司）和哥倫比亞灣輸電有限責任公司（哥倫比亞灣）40％的非控股股權益，歸因於非控股權益的淨收益增加，部分抵消了與東南門户管道項目資本支出增加相關的可比息税折舊攤銷前利潤的增加和AFUDC的增加所產生的淨影響

◦我們2024年的可比息税折舊攤銷前利潤和可比普通股收益展望反映了液體管道業務出資的全年影響，沒有考慮30億美元資本週轉計劃或液體管道業務擬議分拆計劃（分拆交易）的潛在影響，後者有待TC Energy股東和法院的批准、優惠的税收裁決、其他監管部門的批准以及其他慣例成交條件的滿足

◦2024年的資本支出總額預計約為85億至90億美元，包括資本化利息，在考慮非控股權益後，淨支出約為80億至85億美元。我們2024年計劃的大部分內容側重於東南門户管道項目的進展、美國天然氣管道項目、Coastal GasLink管道項目的施工後和填海活動、Bruce Power主要部件更換（MCR）計劃以及正常過程維護資本支出

•TC Energy董事會批准將截至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，按年計算相當於每股普通股3.84美元

•根據預算在2023年投入使用了約53億美元的新項目，預計將在2024年投入使用約70億美元的新項目

•在2023年推進了我們的資本週轉計劃，預計到2024年年底將完成30億美元的增量資產出售

•完成向全球基礎設施合作伙伴（GIP）出售哥倫比亞天然氣公司和哥倫比亞灣40％的非控股權益，現金收益總額為53億美元（39億美元）。在股權出售結束之前，即2023年8月8日，哥倫比亞管道運營公司有限責任公司和哥倫比亞管道控股有限責任公司分別發行了46億美元和10億美元的長期優先無抵押債務。此次發行的淨收益用於償還與TC Energy實體之間的現有公司間債務，並用於降低槓桿率

•任命範達福為即將上任的高級副總裁兼首席財務官（CFO），任命洛裏·穆拉塔為南寶公司（South Bow）即將上任的高級副總裁兼總法律顧問（GC），以繼續推進分拆交易。該公司已收到美國國税局關於分拆交易的優惠税收裁決，並將繼續與加拿大税務局合作，爭取在加拿大獲得優惠的税收裁決

•FERC 分別於 2023 年 11 月和 12 月批准了 VR 和 WR 項目

•按時按預算將價值1億美元的弗吉尼亞電氣化項目於2024年2月投入使用

•於2024年2月批准了耗資9億美元的Heartland項目，該項目是我們的ANR系統的擴建項目，預計將增加容量並提高系統可靠性，預計將於2027年底投入使用

•Bruce Power Unit 4 MCR計劃的最終成本和進度估算已於2023年12月13日提交給獨立電力系統運營商（IESO），並於2024年2月8日獲得IESO批准。4號機組（MCR）預計將於2025年第一季度開工，預計將於2028年完工

•上述批准的項目符合我們在2023年投資者日披露的資本計劃。我們仍然致力於將年度淨資本支出限制在60億美元至70億美元以內，並偏向於2024年以後的低端水平。

i 運營產生的可比資金是本新聞稿中使用的非公認會計準則衡量標準。根據公認會計原則，該指標沒有任何標準化含義，因此不太可能與其他公司提出的類似指標相提並論。最直接可比的GAAP指標是運營提供的淨現金。有關非公認會計準則指標的更多信息，請參閲本新聞稿的非公認會計準則指標部分。

ii 資本支出反映了與我們的資本支出、開發中的資本項目和股權投資繳款相關的現金流。

iii 包含在簡明合併現金流量表的融資活動中。

首席執行官致辭

在整個2023年穩健執行的推動下，我們無與倫比的資產基礎繼續創造強勁的運營和財務業績，實現了創紀錄的可比息税折舊攤銷前利潤和可比普通股收益。我們在2023年的集體努力繼續為TC Energy的變革時期奠定基礎。在包括項目執行、增強資產負債表實力和最大化資產基礎價值在內的一系列明確的2023年戰略優先事項的指導下，TC Energy成功兑現了我們的承諾。

項目執行

2023年，我們在預算內投入了約53億美元的項目，包括我們的NGTL系統的各種擴建項目、雷耶斯別墅管道的橫向部分和布魯斯電力公司的6號機組MCR，這些項目已在預算範圍內提前完成。

2023年11月，Coastal GasLink管道項目在2023年年底的目標之前實現了機械完工，完成了所需的管道調試活動，並準備在2023年第四季度向加拿大液化天然氣設施輸送天然氣。這些具有里程碑意義的實現使Coastal GasLink LP有權從加拿大液化天然氣公司獲得2億美元的激勵金。根據Coastal GasLink LP合作伙伴之間的合同條款，這筆款項將全額累積給作為項目開發商的TC Energy，並於2024年2月12日通過現金分配結算。隨着施工和所需的調試活動現已完成，施工後和填海活動將持續到2024年。該項目仍步入正軌，成本估計約為145億美元，Coastal GasLink LP將繼續追回承包商的成本。

2023年，我們還在東南門户管道項目上取得了重大進展。除了關閉土地權、通行權談判和獲得關鍵建築許可外，海上安裝也於2023年12月開始，並正在按計劃進行中，所有陸上設施也在按計劃進行。該項目繼續按時按預算取得進展，預計將於2025年中期投入商業運營。

我們將繼續在我們的擔保資本計劃內開發高質量的項目，預計在2024年投入使用約70億美元的資產。我們承諾將年度淨資本支出限制在60億美元至70億美元以內，並偏向於2024年以後的較低水平，這一承諾不會動搖。我們認為，在2024年之後堅持淨資本支出上限將使TC Energy能夠繼續實現3％至5％的有吸引力且可持續的股息增長率。

堅定地走上增強資產負債表實力的道路

我們有一條明確的路徑，要在2024年底之前實現債務與息税折舊攤銷前利潤的4.75倍的目標，這是我們將設法達到的上限。整個2023年，我們在降低槓桿率方面取得了重大進展，包括成功完成了對哥倫比亞天然氣公司和哥倫比亞灣40％的非控股權益的出售，現金收益總額為53億美元（39億美元）。此外，我們將繼續評估增量30億美元的資本週轉機會，我們預計將在2024年底之前完成這些機會。項目執行和可比息税折舊攤銷前利潤的持續增長將支持進一步的去槓桿化，此外還將提供與分拆交易相關的負債管理機會，但須獲得TC Energy股東和法院的批准、優惠的税收裁決、其他監管部門的批准以及其他慣例成交條件的滿足。

2 債務與息税折舊攤銷前利潤是非公認會計準則的比率。調整後債務和調整後的可比息税折舊攤銷前利潤是用於計算債務與息税折舊攤銷前利潤的非公認會計準則指標。根據公認會計原則，這些指標沒有任何標準化含義，因此不太可能與其他公司提出的類似指標相提並論。有關更多信息，請參閲前瞻性信息非公認會計準則指標和對賬部分。

通過安全和卓越運營實現資產價值最大化

在整個2023年第四季度，我們繼續看到對資產和服務的強勁持續需求，這進一步支持了創紀錄的業績。在我們的綜合天然氣管道業務中，加拿大的NGTL系統的總交付量平均為145億立方英尺/日，美國的各種管道的吞吐量創下了創紀錄的記錄。GTN系統在2023年11月11日創下了31億立方英尺的交付記錄，塔斯卡羅拉天然氣輸送系統在2023年11月30日創下了20億立方英尺的交付記錄，波特蘭天然氣輸送系統在2023年12月12日創下了50億立方英尺的交付記錄。在液體管道業務中，Keystone管道系統在本季度實現了約92％的運行可靠性，與Keystone管道系統2023年全年的運行可靠性一致。Bruce Power在本季度實現了約85％的可用性，這反映了8號機組的計劃停機，2023年的總可用性約為92％，而我們的艾伯塔省熱電聯產發電廠機隊在本季度的可用性為98.7％。

推進擬議的液體管道業務分拆計劃

離職管理辦公室繼續在分拆交易方面取得重要進展。範達福被任命為即將上任的South Bow高級副總裁兼首席財務官。Van擁有超過30年的能源行業經驗，包括擔任一家上市公司的首席財務官八年，他將在管理South Bow的財務、會計、風險、投資者關係活動和信息服務方面發揮重要作用。2024年2月1日，洛裏·穆拉塔被任命為South Bow即將上任的高級副總裁兼總法律顧問。Lori擁有超過20年的能源行業經驗和30年的執業法律經驗，將在監督South Bow的法律、合規和監管活動方面發揮重要作用。該公司已收到美國國税局關於分拆交易的優惠税收裁決，並將繼續與加拿大税務局合作，爭取在加拿大獲得優惠的税收裁決。

我們將繼續為South Bow尋找經驗豐富的董事會候選人，並預計將在股東大會和相關投票之前提交的管理信息通告中描述全部董事名單和其他信息，而股東大會和相關投票仍有望在2024年中期舉行。

股息聲明、2024 年展望和戰略重點

根據我們對業務計劃的信心，TC Energy董事會宣佈截至2024年3月31日的季度每股普通股分紅為0.96美元，按年計算相當於每股普通股3.84美元，增長3.2％。這是董事會連續第二十四年提高股息。展望我們的2024年，2024年的可比息税折舊攤銷前利潤預計為112億至115億美元，與2023年11月的投資者日保持一致，增長與擴張計劃的推進導致NGTL系統的可比息税折舊攤銷前利潤增加、2023年投入使用的項目的全年影響以及預計於2024年投入使用的項目有關。我們預計，2024年的可比普通股每股收益將低於2023年，這是由於2023年出售哥倫比亞天然氣公司和哥倫比亞灣40％的非控股權益導致的非控股權益增加所產生的淨收益增加所產生的淨影響，但與東南門户管道項目相關的可比息税折舊攤銷前利潤的增加和AFUDC的增加部分抵消了這一影響。考慮到我們控制的實體資本支出中的非控股權益，我們預計2024年的淨資本支出3約為80億至85億美元。

展望2024年，我們將繼續專注於我們明確定義的戰略優先事項。TC Energy堅定不移地致力於按時按預算執行項目，在我們繼續實現債務與息税折舊攤銷前利潤的槓桿率目標的同時增強資產負債表的實力和靈活性，最大限度地提高資產價值，同時繼續安全、可靠和負擔得起地提供世界每天所需的能源。

3 淨資本支出是本新聞稿中使用的非公認會計準則衡量標準。根據公認會計原則，該指標沒有任何標準化含義，因此不太可能與其他公司提出的類似指標相提並論。最直接可比的GAAP指標是資本支出。有關非公認會計準則指標的更多信息，請參閲新聞稿的非公認會計準則指標部分。

電話會議和網絡直播

我們將於2024年2月16日星期五上午 6:30（美國東部標準時間）/上午 8:30（美國東部標準時間）舉行電話會議和網絡直播，討論我們的2023年第四季度財務業績和公司發展。演講者將包括總裁兼首席執行官弗朗索瓦·普瓦里爾；執行副總裁兼首席財務官喬爾·亨特；以及執行領導團隊的其他成員。

歡迎投資界成員和其他有關各方致電1.800.319.4610參加。不需要密碼。請在通話開始前 15 分鐘撥號。或者，參與者可以在此處預先註冊電話會議。註冊後，您將通過電子郵件收到日曆預訂，其中包含撥號詳細信息和唯一的密碼。此過程將繞過操作員並避開隊列。註冊將保持開放狀態，直到電話會議結束。

電話會議的網絡直播將在TC Energy的網站www.tcenergy.com/investors/Events上播出，也可以通過以下網址播出：https://www.gowebcasting.com/13118。會議結束後，網絡直播將可供重播。

電話會議重播將在電話會議結束兩小時後播出，直至美國東部標準時間2024年2月23日午夜。請致電 1.855.669.9658 並輸入密碼 0635。

經審計的年度合併財務報表和管理層的討論與分析（MD&A）可在我們的網站www.tcenergy.com上查閲，並將於今天在TC Energy的SEDAR+簡介下提交，網址為www.sedarplus.ca，並通過EDGAR向美國證券交易委員會提交，網址為www.sec.gov。

關於 TC 能源公司

我們是一個由7,000多名能源問題解決者組成的團隊，致力於運輸、生產和儲存北美所依賴的能源。今天，我們正在採取行動，使這種能源更具可持續性和安全性，同時進行創新和現代化改造，以減少業務排放。在此過程中，我們投資社區，與鄰居、客户和政府合作，建設未來的能源系統。

TC Energy的普通股在多倫多（TSX）和紐約（NYSE）證券交易所上市，股票代碼為TRP。要了解更多信息，請訪問我們的 www.tcenergy.com。

前瞻性信息

本新聞稿包含某些前瞻性信息，存在重要的風險和不確定性，並基於某些關鍵假設。前瞻性陳述通常伴隨着諸如 “預期”、“期望”、“相信”、“可能”、“將”、“應該”、“估計” 等詞語或其他類似詞語。本文件中的前瞻性陳述可能包括但不限於有關Coastal GasLink、Southeast Gateway和GTN Xpress項目的陳述，包括機械完工、海上設施、投入使用日期及其成本、我們預計的2024年可比息税折舊攤銷前利潤和可比每股普通股收益以及目標債務與息税折舊攤銷前利潤的槓桿率指標，以及其來源、對資本週轉計劃的預期、我們的預期淨資本支出和股息前景以及分拆交易，包括結構, 條件, 時間及其税收影響.我們的前瞻性信息受重大風險和不確定性的影響，並基於某些關鍵假設。本文件中的前瞻性陳述和麪向未來的財務信息旨在為TC Energy證券持有人和潛在投資者提供有關TC Energy及其子公司的信息，包括管理層對TC Energy及其子公司未來計劃和財務前景的評估。所有前瞻性陳述都反映了TC Energy基於陳述時可用信息的信念和假設，因此不能保證未來的表現。由於實際業績可能與前瞻性信息有很大差異，因此您不應過分依賴前瞻性信息，也不應將面向未來的財務信息或財務展望用於其預期目的以外的任何用途。除非法律要求，否則我們不會因新信息或未來事件而更新我們的前瞻性信息。有關所作假設以及可能導致實際業績與預期業績不同的風險和不確定性的更多信息，請參閲在TC Energy的SEDAR+簡介下提交的最新股東季度報告和2023年年度報告（網址為www.sedarplus.ca）和向美國證券交易委員會提交的www.sec.gov以及我們的可持續發展報告和温室氣體減排計劃的 “前瞻性信息” 部分，這些報告可在我們的温室氣體減排計劃中查閲網站位於 www.tcenergy.com。

非公認會計準則指標

本新聞稿提及了以下非公認會計準則指標：可比息税折舊攤銷前利潤、可比收益、普通股可比收益、運營產生的可比資金和淨資本支出。它還提到了債務與息税折舊攤銷前利潤，這是一種非公認會計準則的比率，它是使用調整後的債務和調整後的可比息税折舊攤銷前利潤計算得出的，兩者都是非公認會計準則的衡量標準。這些非公認會計準則指標不具有公認會計原則規定的任何標準化含義，因此可能無法與其他實體提出的類似指標進行比較。這些非公認會計準則指標是通過調整某些GAAP指標來計算的，這些指標是針對我們認為重要但不能反映我們同期基礎業務的特定項目。除非簡明合併財務報表和 MD&A 中另有説明，否則這些可比指標在不同時期的統一基礎上計算，並針對每個時期的特定項目進行了調整。請參閲：(i) 每個業務板塊的可比息税折舊攤銷前利潤與分部收益（虧損）的對賬；（ii）合併業績部分，用於將可比收益和普通股可比收益與歸屬於普通股的淨收益和淨收益進行對賬分別為每股普通股；和 (iii) 財務狀況部分，用於將運營產生的類似資金與運營提供的淨現金進行對賬。有關我們使用的非公認會計準則指標的更多信息，請參閲我們最新的季度報告中MD&A的非GAAP指標部分，MD&A包含在本新聞稿中。MD&A也可以在SEDAR+的www.sedarplus.ca上TC Energy的簡介下找到。

關於計算債務與息税折舊攤銷前利潤的非公認會計準則指標，調整後的債務定義為合併資產負債表中報告的應付票據、長期債務、長期債務的流動部分和次級票據，以及合併資產負債表中確認的運營租賃負債和合並資產負債表上報告的優先股的50％，這是由於合同和財務義務具有類似債務的性質所致，減去現金和現金等價物為由於其合同和財務義務具有類似股票的性質，因此我們的合併資產負債表中列報了50％的初級次級票據。調整後的可比息税折舊攤銷前利潤計算為可比息税折舊攤銷前利潤，其中不包括合併收益表中記錄的運營租賃成本和其他成本，並根據合併現金流表中報告的超過股權投資（收益）虧損的分配進行了調整，我們認為這更能反映TC Energy可用於償還債務和其他長期承諾的現金流。我們認為，債務與息税折舊攤銷前利潤的比率為投資者提供了有用的信息，因為它反映了我們償還債務和其他長期承諾的能力。有關截至2022年12月31日和2023年12月31日止年度的調整後債務和調整後可比息税折舊攤銷前利潤的對賬情況，請參閲對賬部分。

和解

以下是調整後債務和調整後可比息税折舊攤銷前利潤的對賬情況。

i 調整後債務和調整後的可比息税折舊攤銷前利潤是非公認會計準則財務指標。管理方法。個別評級機構的計算方式會有所不同。

ii 截至2023年12月31日，25億美元優先股的債務處理率為50％。

iii 截至2023年12月31日，103億美元的初級次級票據的股權待遇為50％。按2023年12月31日折算的以美元計價的票據，美國/加拿大的外匯匯率為1.32。

iv 可比息税折舊攤銷前利潤是非公認會計準則財務指標。有關更多信息，請參閲前瞻性信息和非公認會計準則指標部分。

媒體查詢：

媒體關係

media@tcenergy.com

403.920.7859 或 800.608.7859

投資者和分析師查詢：

Gavin Wylie /Hunter Mau

investor_relations@tcenergy.com

403.920.7911 或 800.361.6522

2023 年第四季度

財務要聞

1有關分部收益（虧損）（最直接可比的GAAP指標）的更多信息，可以在合併業績部分找到。

2資本支出反映了與我們的資本支出、開發中的資本項目和股權投資繳款相關的現金流。

3包含在簡明合併現金流量表的融資活動部分中。

前瞻性信息

我們披露前瞻性信息，以幫助讀者瞭解管理層對我們未來計劃和財務前景的評估以及我們的整體未來前景。

前瞻性陳述基於某些假設以及我們今天所知道和期望的情況，通常包括預測、期望、相信、可能、將來、應該、估計或其他類似詞語。

本新聞稿中的前瞻性陳述包括有關以下內容的信息：

•我們的財務和運營業績，包括我們子公司的業績

•對增長和擴張（包括收購）的戰略和目標的預期

•預期的現金流和未來的融資選擇以及投資組合管理

•對新的液體管道公司South Bow Corporation的期望，此前我們的液體管道業務向一家獨立上市公司的擬議分拆交易（包括其管理和信用評級）預計將完成

•對正在進行和未來交易的規模、結構、時間、條件和結果的預期，包括擬議的分拆交易和我們的資產剝離計劃

•預期的股息增長

•預期獲得資金的機會和成本

•預期的能源需求水平

•計劃項目的預期成本和進度，包括在建和開發中的項目

•預期資本支出、合同義務、承諾和或有負債，包括環境修復成本

•預期的監管程序和結果

•與我們的温室氣體減排目標相關的聲明

•法律訴訟的預期結果，包括仲裁和保險索賠

•未來税收和會計變化的預期影響

•我們的《可持續發展和温室氣體減排計劃報告》中包含的承諾和目標

•預期的行業、市場和經濟狀況，包括它們對我們的客户和供應商的影響。

前瞻性陳述並不能保證未來的表現。由於與我們的業務相關的假設、風險或不確定性或在本新聞發佈之日之後發生的事件，實際事件和結果可能會有顯著差異。

我們的前瞻性信息基於以下關鍵假設，並受以下風險和不確定性的影響：

假設

•通過收購、資產剝離、擬議的分拆交易和能源轉型實現預期收益

•監管決策和結果

•計劃內和計劃外停機以及我們的管道、電力和存儲資產的使用

•我們資產的完整性和可靠性

•預期的施工成本、時間表和完工日期

•進入資本市場，包括投資組合管理

•預期的行業、市場和經濟狀況，包括這些狀況對我們的客户和供應商的影響

•通貨膨脹率、大宗商品和勞動力價格

•利息、税收和外匯匯率

•套期保值的性質和範圍。

風險和不確定性

•通過收購、資產剝離、擬議的分拆交易和能源轉型實現預期收益

•擬議分拆交易的條款、時間和完成，包括及時收到所有必要的批准和税收裁決

•該市場或其他條件不再有利於完成擬議的分拆交易

•擬議分拆交易之前或之後的業務中斷

•我們成功實施包括焦點項目在內的戰略優先事項的能力，以及這些優先事項是否會產生預期的收益

•我們實施與股東價值最大化相一致的資本配置策略的能力

•我們的管道、發電和存儲資產的運營業績

•我們的管道業務的產能銷售量和實現的費率

•由於電廠可用性而產生的產能支付和發電資產收入的金額

•供應盆地內的產量水平

•基本建設項目的建設和完工

•勞動力、設備和材料的成本、可用性和通貨膨脹壓力

•大宗商品的供應情況和市場價格

•以具有競爭力的條件進入資本市場

•利息、税收和外匯匯率

•我們交易對手的業績和信用風險

•監管決定和法律訴訟結果，包括仲裁和保險索賠

•我們有效預測和評估政府政策和法規變化的能力，包括與環境有關的政策和法規的變化

•我們實現有形資產價值和合同追回的能力

•我們經營業務中的競爭

•意外或不尋常的天氣

•非暴力抗命行為

•網絡安全和技術發展

•與可持續發展相關的風險

•能源轉型對我們業務的影響

•北美乃至全球的經濟狀況

•全球健康危機，例如流行病和流行病及其相關影響。

您可以在我們向加拿大證券監管機構和美國證券交易委員會提交的報告中詳細瞭解這些因素和其他因素，包括管理層對2023年年度報告的討論和分析（MD&A）。

由於實際結果可能與前瞻性信息有很大差異，因此您不應過分依賴前瞻性信息，也不應將面向未來的信息或財務展望用於其預期目的以外的任何用途。除非法律要求，否則我們不會因新信息或未來事件而更新我們的前瞻性陳述。

瞭解更多信息

您可以在我們的年度信息表和其他披露文件中找到有關TC Energy的更多信息，這些文件可在SEDAR+（www.sedarplus.ca）上查閲。

非公認會計準則指標

本新聞稿引用了以下非公認會計準則指標：

•可比的息税折舊攤銷前

•可比息税前利潤

•可比收益

•普通股每股可比收益

•運營產生的資金

•運營產生的類似資金

•淨資本支出。

這些指標不具有公認會計原則規定的任何標準化含義，因此可能無法與其他實體提出的類似指標進行比較。除非另有説明，否則本新聞稿中關於影響可比收益的因素的討論與影響普通股淨收益（虧損）的因素一致。除非另有説明，否則本新聞稿中關於影響扣除利息、税項、折舊和攤銷前的可比收益（可比息税折舊攤銷前利潤）和可比息税前收益（可比息税前利潤）的因素的討論與影響分部收益的因素一致。

可比措施

我們通過調整某些GAAP指標來計算可比指標，這些指標是我們認為重要但不能反映該期間基礎業務的特定項目。除非本文另有説明，否則這些可比衡量標準是在不同時期一致的基礎上計算的，並視情況根據每個時期的特定項目進行了調整。

我們在報告可比指標時不針對特定項目進行調整的決定是主觀的，是經過仔細考慮後做出的。特定物品可能包括：

•出售資產或待售資產的收益或損失

•所得税退税、估值補貼和因立法和已頒佈的税率變化而產生的調整

•關於墨西哥租賃和某些合同資產淨投資的預期信用損失準備金

•法律、合同、破產和其他和解

•商譽、廠房、不動產和設備、股權投資和其他資產的減值

•收購、整合和重組成本

•與Bruce Power投資退休後福利資金的風險管理活動相關的未實現公允價值調整

•與金融和大宗商品價格風險管理活動相關的衍生品公允價值變動產生的未實現收益和虧損。

我們將與金融和大宗商品價格風險管理活動相關的衍生品公允價值變動產生的未實現收益和損失排除在可比衡量標準之外。這些衍生品通常提供有效的經濟套期保值，但不符合套期保值會計的標準。公允價值的變化，包括我們在與Bruce Power相關的公允價值變動中所佔的比例均計入淨收益。由於這些金額不能準確反映結算時將實現的收益和損失，因此我們認為它們不能反映我們的基礎業務。

2023年第三季度，我們宣佈計劃通過擬議分拆我們的液體管道業務（分拆交易），將分拆為兩家獨立的投資級上市公司。設立了離職管理辦公室，以指導兩個實體之間的成功協調和治理，包括制定離職協議和過渡服務協議。與分拆交易相關的液體管道業務分離成本包括與分離活動相關的內部成本、法律、税務、審計和其他諮詢費用，這些費用在我們的液體管道和企業板塊的業績中得到確認。這些項目被排除在可比衡量標準之外，因為我們認為它們不能反映我們正在進行的基礎業務。

2023年第二季度，我們累積了與Milepost 14事件相關的額外環境修復費用。我們已經制定了適當的保險政策，我們認為，在我們現有的保險範圍內，大部分環境修復費用仍然有可能有資格獲得回收。我們預計這些保險收益的一部分將來自我們的全資專屬保險子公司，這影響了TC Energy在2023年第二季度的合併財務業績中的淨收入。該金額不包括在可比衡量標準中，因為它不能反映我們持續的基礎業務。

2023年第一季度，TransCanada Pipelines Limited（TCPL）與瓦斯特卡天然氣運輸公司（TGNH）簽訂了無抵押循環信貸額度。合併後，應收貸款和應付貸款將被清除；但是，由於每個實體報告其財務業績的貨幣不同，這會對反映應收貸款和應付貸款折算成TC Energy報告貨幣的淨收入產生影響。由於金額無法準確反映結算時將實現的金額，因此從2023年第二季度開始，我們將應收貸款的未實現外匯損益以及應付貸款的相應未實現外匯損益排除在可比衡量標準之外。

2022年，我們啟動了焦點項目，以尋找提高安全性、生產率和成本效益的機會，迄今為止，我們已經確定了一系列有望長期改善安全和財務績效的機會。某些舉措已經實施，我們預計將在2023年之後繼續設計和實施更多舉措，其帶來的好處是提高安全性、生產率和成本效益。從2023年開始，我們確認了工廠運營成本和其他方面的支出，主要與Focus Project的外部諮詢和遣散費用有關，其中一些費用無法通過監管和商業收費結構收回。這些金額不包括在可比衡量標準中，因為它們不能反映我們正在進行的基礎業務。

在2022年第一季度全額還款之前，我們將子公司以比索計價的應收貸款的未實現外匯損益以及德克薩斯州南方外匯收益和虧損的相應比例份額排除在可比衡量標準之外，因為這些金額並未準確反映結算時將實現的損益。這些金額在每個報告期內都被抵消，因此對淨收入沒有影響。

下表列出了我們的非公認會計準則指標及其最直接可比的GAAP指標：

可比的息税折舊攤銷前利潤和可比息税

可比息税折舊攤銷前利潤是指針對某些特定項目調整後的分部收益（虧損），不包括折舊和攤銷費用。我們使用可比的息税折舊攤銷前利潤來衡量我們持續經營的收益，因為它是衡量我們業績的有用指標，也是合併列報的。可比息税前利潤代表經特定項目調整後的分部收益（虧損），是評估每個細分市場趨勢的有效工具。有關分部收益（虧損）的對賬情況，請參閲每個業務板塊。

可比收益和普通股每股可比收益

可比收益是指經特定項目調整後的合併歸屬於普通股股東的收益。可比收益包括分部收益（虧損）、利息支出、AFUDC、外匯收益（虧損）、淨額、利息收入及其他、所得税（支出）回收、歸屬於非控股權益的淨（收益）虧損和按特定項目調整的優先股股息。有關歸屬於普通股的淨收益（虧損）和普通股每股淨收益（虧損）的對賬情況，請參閲合併業績部分。

運營產生的資金和運營產生的類似資金

運營產生的資金反映了運營資金變動前運營提供的淨現金。營運資金變動的組成部分在我們2023年年度報告的合併財務報表中披露。我們認為，運營產生的資金是衡量我們合併運營現金流的有用指標，因為它不包括營運資本餘額的波動，營運資本餘額不一定反映同期的基礎業務，並且用於一致地衡量我們業務的現金產生能力。運營產生的可比資金根據上述特定項目的現金影響進行了調整。有關與運營提供的淨現金的對賬情況，請參閲 “運營活動提供的現金” 部分。

淨資本支出

淨資本支出代表資本支出，包括增長項目、維護資本支出、股權投資和在建項目的出資，根據歸屬於我們控制的實體的非控股權益的部分進行了調整。我們使用淨資本支出，因為我們認為這是衡量我們用於資本再投資的現金流的有用指標。

合併業績-2023 年第四季度

與2022年同期相比，截至2023年12月31日的三個月，歸屬於普通股的淨收益（虧損）增加了29億美元，合每股普通股虧損2.83美元。截至2023年12月31日的三個月的顯著增長主要是由於下述特定項目的淨影響。這兩個時期的每股普通股淨收益也反映了2023年和2022年發行的普通股的影響。

2023 年第四季度的業績包括：

•7400萬美元的所得税退税，涉及對我們對沿海天然氣鏈管道有限合夥企業（Coastal GasLink LP）股權投資的估值補貼和非應税資本損失的修訂評估

•1800萬美元的税後回收與美國最低税收回對2021年Keystone XL資產減值費用和其他資產的淨影響以及出售Keystone XL項目資產的收益有關，但部分被與終止活動相關的合同和法律義務估計值的調整所抵消

•TCPL和TGNH之間以比索計價的公司間貸款的税後未實現外匯損失為5,500萬美元

•與TGNH在墨西哥的租賃和某些合同資產淨投資相關的預期信用損失準備金的税後虧損2500萬美元

•由於與分拆交易相關的液體管道業務分離成本，税後費用為2300萬美元

•與焦點項目成本相關的900萬美元税後支出

•由於FERC行政法法官於2023年2月就與2018年至2022年確認金額有關的通行費相關投訴發佈了對Keystone的初步裁決，該裁決涉及税後400萬澳元的賬面費用

•Keystone XL管道項目資產税後400萬美元的保值和其他成本，不能作為Keystone XL資產減值費用的一部分累計。

2022年第四季度的業績包括：

•與我們對Coastal GasLink LP的股權投資相關的26億美元税後減值費用

•6400萬美元的税後預期信用損失準備金與TGNH對墨西哥租賃和某些合同資產的淨投資有關

•由於2022年12月發佈的關於Keystone的CER決定，該決定涉及與2021年和2020年反映的金額有關的通行費相關投訴

•Keystone XL管道項目資產税後800萬美元的保值和其他成本，不能作為Keystone XL資產減值費用的一部分累計

•與2021年Keystone XL資產減值費用和其他應繳美國最低税有關的500萬美元税後淨支出，部分被出售Keystone XL項目資產的收益以及對與終止活動相關的合同和法律義務估算的調整所抵消

•與墨西哥前幾年的所得税評估相關的和解所得税支出為100萬美元。

每個時期的淨收益包括我們在布魯斯·鮑爾投資於與其風險管理活動相關的退休後福利和衍生品的資金的公允價值調整中所佔比例的未實現收益和虧損，以及風險管理活動變動產生的未實現收益和虧損，所有這些收益與上述項目一併排除，以得出可比收益。下表顯示了歸屬於普通股的淨收益（虧損）與可比收益的對賬。

歸屬於普通股的淨收益（虧損）與可比收益的對賬

						三個月已結束 12 月 31 日												年終了 12 月 31 日
（百萬美元，每股金額除外）						2023						2022						2023						2022
歸屬於普通股的淨收益（虧損）						1,463						(1,447)						2,829						641
特定項目（不含税）：
沿海天然氣鏈路減值費						(74)						2,643						1,943						2,643
Keystone XL 資產減值費用等						(18)						5						(18)						5
外匯（收益）虧損，淨額——公司間貸款						55						—						44						—
墨西哥租賃和某些合同資產淨投資的預期信用損失準備金						25						64						(55)						114
液體管道業務分離成本						23						—						34						—
重點項目成本						9						—						48						—
關鍵監管決策						4						20						52						20
Keystone XL 保存及其他						4						8						14						19
Milepost 14 保險費用						—						—						36						—
五大湖區商譽減值費用						—						—						—						531
墨西哥往年所得税評估的結算						—						1						—						196
Bruce Power 未實現的公允價值調整						(5)						(9)						(5)						13
風險管理活動1						(83)						(156)						(270)						97
可比收益						1,403						1,129						4,652						4,279
普通股每股淨收益（虧損）						$1.41						($1.42)						$2.75						$0.64
特定項目（不含税）：
沿海天然氣鏈路減值費						(0.07)						2.60						1.89						2.66
Keystone XL 資產減值費用等						(0.02)						—						(0.02)						0.01
外匯（收益）虧損，淨額——公司間貸款						0.05						—						0.04						—
墨西哥租賃和某些合同資產淨投資的預期信用損失準備金						0.03						0.06						(0.05)						0.11
液體管道業務分離成本						0.02						—						0.03						—
重點項目成本						0.01						—						0.05						—
關鍵監管決策						—						0.02						0.05						0.02
Keystone XL 保存及其他						—						0.01						0.01						0.02
Milepost 14 保險費用						—						—						0.03						—
五大湖區商譽減值費用						—						—						—						0.53
墨西哥往年所得税評估的結算						—						—						—						0.20
Bruce Power 未實現的公允價值調整						—						(0.01)						—						0.01
風險管理活動						(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

息税折舊攤銷前利潤與可比收益相當

可比息税折舊攤銷前利潤表示經上述特定項目調整後的分部收益（虧損），不包括折舊和攤銷費用。有關我們可比息税折舊攤銷前利潤與分部收益（虧損）對賬的更多信息，請參閲業務板塊財務業績部分。

可比息税折舊攤銷前利潤 — 2023 年與 2022

截至2023年12月31日的三個月，與2022年同期相比，可比息税折舊攤銷前利潤增加了4.24億美元，這主要是由於以下因素的淨影響：

•加拿大天然氣管道的息税折舊攤銷前利潤增加的主要原因是Coastal GasLink的收益增加，這與在達到某些里程碑時確認2億美元的激勵金、更高的流通成本和NGTL系統的基準利率收益增加有關

•電力和能源解決方案息税折舊攤銷前利潤的增加歸因於艾伯塔省已實現的天然氣儲存利差增加，布魯斯電力公司的出資增加，以及由於營銷活動貢獻的增加，加拿大電力公司的財務業績增加

•美國天然氣管道以美元計價的息税折舊攤銷前利潤的增加，這要歸因於投入使用的增長和現代化項目的收益增加，以及額外合同銷售的淨收益增加，以及2022年第四季度的某些調整，但部分被運營成本的增加所抵消，這部分抵消了與我們的礦權業務相關的利用率提高和大宗商品價格下降所致

•液體管道的息税折舊攤銷前利潤增加主要是由於Keystone管道系統的銷量增加，但部分抵消了2022年12月發佈的CER決定的負面影響，該決定涉及與2022年開具的發票金額有關的通行費相關投訴

•墨西哥天然氣管道公司以美元計價的息税折舊攤銷前利潤下降歸因於瓜達拉哈拉的收益減少以及天氣事件導致的運營成本增加，但部分被2023年第三季度投入商業服務的雷耶斯別墅管道（VdR Lateral）橫向部分收益所抵消。

由於對某些成本（包括加拿大利率監管管道的所得税、財務費用和折舊）進行了流轉處理，儘管對淨收入沒有重大影響，但這些成本的變化仍會影響我們的可比息税折舊攤銷前利潤。

可比收益 — 2023 年與 2022 年

截至2023年12月31日的三個月，與2022年同期相比，可比收益增加了2.74億美元，合每股普通股收益0.24美元，主要是以下因素的淨影響：

•上述可比息税折舊攤銷前利潤的變化

•較高的利息支出主要是由於長期債務的發行（扣除到期日）、外匯對美元計價的利息支出增加的折算的影響，但被資本化利息的增加和短期借款水平的降低部分抵消了這一影響

•提高了投入使用的擴建設施對NGTL系統的折舊和攤銷額

•AFUDC的增加主要是由於東南門户管道項目的資本支出，但部分被投入使用的NGTL系統擴建項目的影響以及由於FID的延遲而從2023年11月1日起暫停AFUDC對圖拉管道項目的影響所抵消

•由於需繳納所得税的可比收益增加和墨西哥外匯敞口的影響，所得税支出增加，但流通所得税的降低、外國所得税税率差異的增加和墨西哥通貨膨脹調整的減少部分抵消了所得税支出的增加

•用於管理我們的外匯匯率波動淨敞口的衍生品對以美元計價的收入和我們在墨西哥的淨負債的外匯敞口的影響

•由於短期投資的利息收入增加以及其他限制性投資的公允價值的變化，利息收入和其他收入增加

•歸因於非控股權益的淨收益增加主要是由於出售哥倫比亞天然氣輸送有限責任公司（哥倫比亞天然氣公司）和哥倫比亞海灣輸電有限責任公司（哥倫比亞灣）40％的非控股權益以及收購Fluvanna風電場和藍雲風力發電場（德克薩斯風力發電場）的淨影響。

截至2023年12月31日的三個月，每股普通股的可比收益反映了2023年和2022年發行的普通股的稀釋效應。

外表

可比息折舊攤銷前利潤和可比收益

我們2024年的可比息税折舊攤銷前利潤和可比普通股每股收益展望沒有考慮到分拆交易的影響，因為它需要TC Energy股東批准、法院批准、優惠的税收裁決、其他監管部門的批准以及其他慣例成交條件的滿足。

我們預計，2024年的可比息税折舊攤銷前利潤將高於2023年，這主要是由於以下原因：

•通過擴展計劃的推進，NGTL系統的發展

•Bruce Power Unit 6 於 2023 年 9 月恢復服務的全年影響

•新項目預計將於2024年投入使用，以及2023年投入使用的項目的全年影響。

由於以下因素的淨影響，我們2024年的可比普通股每股收益預計將低於2023年：

•由於2023年出售了哥倫比亞天然氣公司和哥倫比亞灣40％的非控股權益，歸因於非控股權益的淨收益增加

•上述可比息税折舊攤銷前利潤的增加

•更高的AFUDC與東南門户管道有關。

我們將繼續關注能源市場、建築項目、監管程序和資產剝離計劃的發展，以瞭解對上述前景的任何潛在影響。

合併資本支出

2023 年，我們在擔保資本計劃和正在開發的項目上花費了大約 124 億美元的資本支出。在調整非控股權益之前，我們預計，2024年增長項目、維護資本支出、股權投資繳款和在建項目將產生約85億至90億美元的資本支出，包括資本化利息。考慮到歸因於我們控制的實體的非控股權益的資本支出，我們預計2024年的淨資本支出約為80億至85億美元。

我們2024年的大部分資本計劃預計將集中在安全項目的推進上，包括東南門户管道、美國天然氣管道項目、沿海天然氣連接管道項目、Bruce Power主要部件更換（MCR）計劃和正常課程維護資本支出。

加拿大天然氣管道展望

可比息折舊攤銷前利潤和可比收益

預計2024年加拿大天然氣管道的可比息税折舊攤銷前利潤將與2023年持平，這主要是由於我們推進擴建計劃，NGTL系統的持續增長，這些擴建計劃擴大和擴大了供應設施，增強了艾伯塔省的交付設施，並在我們的主要邊境交付地點提供增量服務，以迴應該系統的固定服務請求；被2023年為實現某些里程碑而認可的Coastal GasLink激勵金所抵消。由於我們對加拿大費率監管管道的某些成本進行了流水處理，儘管對可比收益沒有顯著影響，但這些成本的變化可能會影響我們的可比息税折舊攤銷前利潤。我們預計，2024年NGTL系統和加拿大幹線的可比收益將與2023年持平。

資本支出

2023年，我們在加拿大天然氣管道業務中投入了26億美元，用於增長項目和維護資本支出。我們預計到2024年將產生約12億美元，主要用於NGTL系統擴建項目和維護資本支出，所有這些都將立即反映在投資基礎和相關收益中。我們還在2023年為Coastal GasLink LP的投資貢獻了30億美元，預計在2024年將出資9億美元。

美國天然氣管道展望

可比息税折舊攤銷前

預計2024年美國天然氣管道的可比息税折舊攤銷前利潤將高於2023年。這主要是由於擴建項目將於2023年完成，預計哥倫比亞天然氣公司和GTN系統的擴建項目將於2024年完成，以及Gillis Access項目投入使用，以及由於現代化資本成本的回報和回收，哥倫比亞天然氣公司的收入增加。

資本支出

2023年，我們在美國天然氣管道上共投入了21億美元，預計到2024年將產生約19億美元，主要用於我們的Gillis Access、哥倫比亞灣、ANR和哥倫比亞天然氣擴建項目和哥倫比亞天然氣現代化三期計劃，以及哥倫比亞天然氣和ANR的維護資本支出，其回報率和回收率預計將反映在未來的通行費中。考慮到歸因於我們控制的實體的非控股權益的資本支出，我們預計2024年的淨資本支出約為14億美元。

墨西哥天然氣管道展望

可比息税折舊攤銷前

墨西哥天然氣管道的可比息税折舊攤銷前利潤反映了長期、穩定、主要以美元計價的運輸合同，這些合同受服務成本的影響，包括我們在德克薩斯州南部管道60％的權益中所佔的股權收入份額。由於基礎運輸合同的長期性質，除非新資產投入使用，否則可比的息税折舊攤銷前利潤通常與去年同期持平。2024年的可比息税折舊攤銷前利潤預計將高於2023年，這是由於vDR Lateral在2023年第三季度投入商業服務的全年收入有所增加。

資本支出

我們在2023年共投入了18億美元，主要與東南門户、雷耶斯別墅和圖拉管道的建設有關。我們預計到2024年將投入約16億美元，用於推進東南門户和雷耶斯別墅管道的建設。

液體管道展望

可比息税折舊攤銷前

預計2024年的可比息税折舊攤銷前利潤將與2023年保持一致。2024年的可比息税折舊攤銷前利潤沒有考慮分拆交易的影響，因為它需要獲得TC Energy股東的批准、法院的批准、優惠的税收裁決、其他監管部門的批准以及其他慣例成交條件的滿足。

資本支出

我們在2023年共投入了4400萬美元，主要與美國墨西哥灣沿岸的資本項目和運營管道有關，預計到2024年將產生約2億美元。

電力和能源解決方案展望

可比息税折舊攤銷前

電力和能源解決方案2024年的可比息税折舊攤銷前利潤預計將高於2023年，這主要是由於6號機組在2023年9月恢復服務後的全年影響以及預計的2024年4月1日合同價格上漲，布魯斯電力公司的股權收益有所增加。預計2024年艾伯塔省的電價將下降，從而減少加拿大電力公司的捐款。

布魯斯電力公司2024年的計劃維護目前計劃在第一季度開始對1號機組進行維護，在第二季度開始對5至8號機組進行維護。不包括3號機組MCR計劃，2024年工廠的平均可用性百分比預計將處於低90％的範圍內。

資本支出

2023年，我們在Bruce Power的3號機組和6號機組MCR項目、薩德爾布魯克太陽能的建設以及該細分市場的其他維護資本項目中投入了9億美元。我們預計在2024年將產生約9億美元的收入，主要與我們在布魯斯動力3號機組和4號機組MCR項目中所佔的份額有關。

資本計劃

我們正在資本計劃下開發高質量的項目。這些長期基礎設施資產得到信譽良好的交易對手和/或受監管的商業模式的長期商業安排的支持，預計將帶來收益和現金流的顯著增長。此外，其中許多項目有望推進我們減少自身和客户碳足跡的目標。

我們的資本計劃包括大約310億美元的擔保項目，這些項目代表商業支持、承諾的項目，這些項目要麼正在建設中，要麼處於或準備開始許可階段。

我們業務三年的維護資本支出包含在擔保項目表中。將我們受監管的加拿大和美國天然氣管道的維護資本支出添加到利率基準中，我們有機會獲得回報，並通過當前或未來的通行費收回這些支出，這與我們在這些管道上的容量資本項目類似。我們的液體管道業務的收費安排規定收回維護資本支出。

2023 年，我們投入運營的項目約為 53 億美元，其中包括我們在北美廣泛資產覆蓋範圍內的天然氣管道容量資本項目，以及於 2023 年 9 月 14 日宣佈商業運營的 Bruce 6 號動力裝置 MCR。此外，還產生了約22億美元的維護和現代化資本支出。

由於天氣、市場狀況、路線完善、土地徵用、許可條件、監管許可的時間安排和時間以及其他潛在的限制和不確定性，包括勞動力和材料的通貨膨脹壓力，所有項目都將受到成本和時間上的調整。金額不包括資本化利息和AFUDC（如果適用）。

受保護的項目

下表中提及的估計和已發生的項目成本包括與我們擁有或部分擁有並完全合併的實體內部項目相關的資本支出的100％，以及我們在股權投資（主要是Coastal GasLink和Bruce Power）中為項目提供資金的股權出資份額。

1 上述項目估算成本代表我們在項目預期合作伙伴股權出資中所佔的份額。機械完工於 2023 年 11 月完成。Coastal GasLink管道的商業投入使用將在加拿大液化天然氣設施完成工廠調試活動並收到加拿大液化天然氣公司的通知後進行。有關更多信息，請參閲我們 2023 年年度報告 MD&A 中的 “加拿大天然氣管道——重大事件” 部分。

2包括與我們的哥倫比亞天然氣現代化計劃相關的100％的資本支出，以及美國天然氣管道中某些大型維護項目，這些項目由於其分散性質和監管恢復的時機。有關更多信息，請參閲我們 2023 年年度報告 MD&A 中的 “美國天然氣管道——重大事件” 部分。

3我們正在與CFE合作完成雷耶斯別墅管道的剩餘部分，預計商業投入使用日期為2024年下半年。有關更多信息，請參閲我們 2023 年年度報告 MD&A 中的 “墨西哥天然氣管道——重大事件” 部分。

4根據2022年簽署的合同估算的項目成本，這是TC Energy與CFE之間TGNH戰略聯盟的一部分。我們將繼續與CFE一起評估圖拉管道的開發和完工情況，但須視未來的FID和最新的成本估算而定。有關更多信息，請參閲我們 2023 年年度報告 MD&A 中的 “墨西哥天然氣管道——重大事件” 部分。

5反映了資產管理計劃、其他壽命延長項目和增量更新計劃下的投資金額。有關更多信息，請參閲我們 2023 年年度報告 MD&A 中的 “電力和能源解決方案——重大事件” 部分。

6包括所有細分市場的不可收回的維護資本支出，主要由我們在Bruce Power和其他資產的維護資本支出中所佔的比例組成。

7 反映了截至2023年12月31日的美國/加拿大外匯匯率為1.32。

正在開發的項目

除了我們的擔保項目外，我們還在每個業務部門尋求一系列處於不同開發階段的優質項目。除非另有説明，在建項目在時間和估計的項目成本方面存在更大的不確定性，並且需要獲得公司和監管部門的批准。儘管每個業務領域都有其他重點領域來進一步開展持續的業務發展活動和增長機會，但將在我們的資本配置框架內評估新的機會，以適應我們的年度資本支出參數。隨着這些項目的進展並達到必要的里程碑，它們將包含在安全項目表中。

加拿大天然氣管道

我們將繼續專注於優化加拿大現有天然氣管道資產的利用率和價值，包括走廊內擴建、提供與液化天然氣出口終端的連接、與不斷增長的頁巖氣供應的連接以及其他支持我們降低温室氣體排放強度的機會。

美國天然氣管道

配送市場項目

項目正在開發中，預計將取代、升級和擴建某些美國天然氣管道設施，同時減少我們在主要輸送市場的部分管道系統的排放。增強後的設施預計將提高我們系統的可靠性，並允許根據長期合同提供額外的運輸服務，以滿足美國中西部和中大西洋地區不斷增長的需求，同時減少直接的温室氣體排放。

其他機會

我們目前正在開展包括壓縮替代在內的各種項目，同時進一步推動我們的機隊、發電和最不發達國家的電氣化，擴大我們的現代化計劃和現有系統的走廊內擴建機會。這些項目有望提高我們系統的可靠性，重點是清潔能源。

我們正在美國天然氣管道範圍內積極開發 RNG 交通樞紐。這些樞紐旨在為農場、污水處理設施和垃圾填埋場等可再生天然氣來源提供對現有能源運輸基礎設施的集中接入。我們認為，這些樞紐的發展是朝着加速甲烷捕集項目和同時減少温室氣體排放邁出的重要一步。

我們還在開發多個輸電項目，將天然氣供應與設施連接起來，以滿足全球對北美液化天然氣不斷增長的需求。

墨西哥天然氣管道

2022年8月4日，我們宣佈與墨西哥國有電力公司CFE結成戰略聯盟，以加快墨西哥中部和東南部地區天然氣基礎設施的發展。

液體管道

我們仍然專注於通過尋找解決方案，為客户提供靈活和量身定製的解決方案，最大限度地提高流動資產的價值。我們將繼續尋求通過擴大供應和交付市場之間的連接來優化現有資產的方法。我們正在尋求選擇性的增長機會，為我們的業務增加增量價值，並利用現有基礎設施的潛在容量進行擴張。我們在方法上保持紀律，並將對業務發展活動進行戰略定位，以在我們的風險偏好中抓住機會。

電力和能源解決方案

布魯斯·鮑爾

壽命延長計劃

Bruce Power的延續壽命延長計劃將需要我們按比例投資於5、7和8號機組的MCR計劃成本以及剩餘的資產管理計劃成本，這些費用將持續到2033年之後，將3號機組的使用壽命延長至8號機組，將布魯斯電力場地的使用壽命延長至2064年。第5、7和8號機組MCR的準備工作正在進行中，未來的MCR投資將視每個單元的不同決定而定，Bruce Power和IESO有特定的出入口。我們預計將花費約40億美元支付我們在Bruce Power MCR計劃成本中按比例分攤的5、7和8號機組以及2027年以後的剩餘資產管理計劃成本，以及下文討論的增量更新計劃。

更新倡議

布魯斯·鮑爾的2030年項目的目標是到2033年實現場地峯值輸出7,000兆瓦，以支持氣候變化目標和未來的清潔能源需求。2030項目側重於持續的資產優化、創新和利用新技術，其中可能包括與存儲和其他形式的能源整合，以提高場地的峯值產出。2030年項目分三個階段安排，前兩個階段已完全獲準執行。第一階段始於2019年，預計將增加150兆瓦的產量，而第二階段始於2022年初，目標是再增加200兆瓦的產量。

安大略省抽水蓄能系統

我們與我們的潛在合作伙伴Saugeen Ojibway Nation一起，繼續推進安大略省抽水蓄能項目（OPSP），該儲能設施位於安大略省米福德附近，旨在使用一種稱為抽水蓄能的過程為安大略省的電力系統提供1,000兆瓦的靈活清潔能源。推進OPSP 的後續步驟包括：

•與能源部（部）和安大略省能源委員會合作，在2024年7月之前建立潛在的長期收入框架

•向該部提供估計開發成本和時間表的明細表，之後該部將提出建議，在45天內繼續進行開發前工作

•與IESO談判成本回收協議，以收回與開發前工作相關的符合條件的、謹慎產生的費用。IESO將在提交估計數後的60天內向該部提交後續報告

•提供更多信息，以協助安大略省政府評估OPSP的社會和經濟利益。

為OPSP的開發成本提供資金的最終決定取決於內閣的批准以及IESO的部長指示，以執行與我們達成的協議。

一旦投入使用，該項目將在可用時儲存無排放能源，並在需求高峯期向安大略省提供該能源，從而最大限度地提高該省現有無排放發電的價值。

OPSP 仍有待我們董事會和 Saugeen Ojibway Nation 的批准。施工將在本十年的後半期開始，並於2030年代初投入使用，但須獲得監管和企業的批准。

峽谷溪抽水蓄能器

我們正在利用位於艾伯塔省欣頓附近的一座已退役煤礦的現有場地基礎設施來開發抽水蓄能項目，該項目的發電能力預計為75兆瓦。該設施預計將為艾伯塔省電網提供長達37小時的按需靈活清潔能源和輔助服務。根據《鄧韋根水電開發法》（艾伯塔省），該項目已獲得艾伯塔省公用事業委員會的批准和艾伯塔省政府的必要批准。

艾伯塔省碳網

2021年6月，我們宣佈與彭比納管道公司建立合作伙伴關係，共同開發一個世界規模的系統，該系統建成後，預計每年將能夠運輸和封存超過2000萬噸的二氧化碳。作為一個開放接入系統，艾伯塔省碳網（ACG）旨在作為艾伯塔省新興的碳捕集利用和封存行業的支柱。2022年10月，ACG與艾伯塔省政府簽訂了碳封存評估協議，以進一步評估艾伯塔省安全儲存工業排放碳的最大利益區域（AOI）之一。ACG繼續推進評估我們的AOI適用性所需的評估計劃，包括推進和完成鑽井和測試活動，以支持制定申請封存許可證所需的詳細測量、監測和核查計劃。

其他碳捕集

我們正在與明尼科塔電力合作社（Minnkota）、三菱重工和Kiewit合作開展Tundra項目，這是下一代技術碳捕集和封存項目。Tundra項目將是我們在美國的第一個碳捕集和封存項目，每年從明尼科塔的米爾頓·楊發電站捕獲多達約400萬噸的二氧化碳。Tundra項目建成後，預計將成為北美最大的燃燒後碳捕集項目，並將支持該地區持續進行基本負荷和可靠的發電。2023年12月，美國能源部和清潔能源示範辦公室宣佈為苔原項目提供高達3.5億美元的資金。

氫氣樞紐

我們正在推進多種氫氣生產機會，有可能為美國和加拿大的長途運輸、發電、大型工業和供暖客户提供服務。我們相信，對氫氣等新興技術的謹慎投資將幫助我們通過能源轉型擴大我們的能力，專注於補充核心業務的機會，在這些機會上，我們可以獲得有利且戰略上一致的商業安排，例如費率監管和/或長期合同。

加拿大天然氣管道

以下是可比息税折舊攤銷前利潤和可比息税前利潤（我們的非公認會計準則指標）與分部收益（虧損）（最直接可比的GAAP指標）的對賬情況。

1包括加拿大五大湖區Foothills、Ventures LP的業績，以及我們在TQM和Coastal GasLink投資中佔收入的比例份額，以及與加拿大天然氣管道相關的一般和行政和業務開發成本。

在截至2023年12月31日的三個月中，加拿大天然氣管道分部收益為7億美元，而2022年同期的分部虧損為26億美元。分部虧損包括截至2022年12月31日的三個月中30億美元的税前減值費用，該費用與我們對Coastal GasLink LP的股權投資有關，該費用不包括在我們對可比息税折舊攤銷前利潤和可比息税前利潤的計算中。有關更多信息，請參閲我們的2023年年度報告的合併財務報表。

我們受利率監管的加拿大天然氣管道的淨收入和可比息税折舊攤銷前利潤主要受我們批准的投資回報率、投資基礎、視同普通股水平和激勵性收益的影響。折舊、財務費用和所得税的變化也會影響可比的息税折舊攤銷前利潤，但不會對淨收入產生重大影響，因為淨收入幾乎完全是在流轉的基礎上回收的。

淨收入和平均投資基礎

截至2023年12月31日的三個月，NGTL系統的淨收入與2022年同期相比增加了1300萬美元，這主要是由於持續的系統擴張導致平均投資基礎增加。NGTL系統根據2020-2024年收入要求和解協議運營，其中包括批准的40％普通股的投資回報率為10.1％。該和解協議為NGTL系統提供了在通行費低於規定水平時提高折舊率的機會，也為某些運營成本提供了激勵機制，其中與預計金額的差異將與我們的客户共享。

截至2023年12月31日的三個月，加拿大幹線的淨收入與2022年同期一致。加拿大幹線根據2021-2026年幹線和解協議運營，其中包括批准的40％普通股的投資回報率為10.1％，以及在與客户的利益共享機制下降低成本和增加管道收入的激勵措施。

可比息税折舊攤銷前

截至2023年12月31日的三個月，加拿大天然氣管道的可比息税折舊攤銷前利潤與2022年同期相比增加了2.66億美元，這是由於以下淨影響：

•Coastal GasLink的收益與在達到某些里程碑後確認的2億美元激勵金有關。有關更多信息，請參閲我們 2023 年年度報告 MD&A 中的 “加拿大天然氣管道——重大事件” 部分

•更高的流動財務費用、折舊税和所得税，以及更高的NGTL系統的基準收益。

折舊和攤銷

截至2023年12月31日的三個月，與2022年同期相比，折舊和攤銷額增加了3000萬美元，這反映了根據2021-2026年幹線和解條款，在折舊率較高的路段投入使用資產後，已投入使用的擴建設施和加拿大幹線上的NGTL系統的累計折舊。

美國天然氣管道

以下是可比息税折舊攤銷前利潤和可比息税前利潤（我們的非公認會計準則指標）與分部收益（虧損）（最直接可比的GAAP指標）的對賬情況。

下表反映了我們擁有或部分擁有並完全合併的資產的可比息税折舊攤銷前利潤的100％，以及我們擁有股權但未合併的資產的權益收益。

1 包括非控股權益。有關其他信息，請參閲 “公司” 部分。

2反映了我們在礦權業務（CEVCO）、North Baja、Tuscarora、Bison、Crossroads中的所有權的可比息税折舊攤銷前利潤，以及我們在北部邊境、易洛魁島、千禧和哈迪存儲的股權收益份額、我們的美國天然氣營銷業務以及與美國天然氣管道相關的一般和行政和業務發展成本。

截至2023年12月31日的三個月，美國天然氣管道分部收益與2022年同期相比增加了7300萬美元，其中包括與美國天然氣營銷業務相關的衍生品公允價值變動產生的未實現收益和虧損，我們對可比息税折舊攤銷前利潤和可比息税前利潤的計算不包括在內。

與2022年同期相比，截至2023年12月31日的三個月，以美元計價的分部收益的增加對我們在美國業務的等值加元分部收益產生了積極影響。有關其他信息，請參閲 “外匯” 部分。

截至2023年12月31日的三個月，美國天然氣管道的可比息税折舊攤銷前利潤與2022年同期相比增加了5800萬美元，這主要是由於以下淨影響：

•從投入使用的增長和現代化項目中獲得的增量收入

•由於哥倫比亞天然氣公司、ANR和五大湖區的額外合同銷售以及與ANR監管延期相關的某些2022年第四季度調整，收益出現淨增長

•易洛魁人的股票收益增加

•由於大宗商品價格下跌，我們的礦產權業務收入減少

•由於運營成本上漲，收益減少，這反映了我們整個業務範圍內的系統利用率的提高，以及與在役項目相關的財產税增加。

折舊和攤銷

由於新項目投入使用，截至2023年12月31日的三個月，折舊和攤銷與2022年同期相比增加了500萬美元。

墨西哥天然氣管道

以下是可比息税折舊攤銷前利潤和可比息税前利潤（我們的非公認會計準則指標）與分部收益（虧損）（最直接可比的GAAP指標）的對賬情況。

1 包括塔馬祖查萊、雷耶斯別墅和圖拉管道的運營部分。

2包括我們在管道建設和運營中獲得的60％的利息和費用在股權收入中所佔的份額。

截至2023年12月31日的三個月，墨西哥天然氣管道的分部收益與2022年同期相比增加了5400萬美元，其中包括與TGNH在墨西哥的租賃和某些合同資產淨投資相關的預期信貸損失準備金3,600萬美元（2022年虧損9200萬美元），該準備金不包括在我們對可比息税折舊攤銷前利潤和可比息税前利潤的計算中。有關更多信息，請參閲我們的2023年年度報告的合併財務報表。

截至2023年12月31日的三個月，墨西哥天然氣管道的可比息税折舊攤銷前利潤與2022年同期相比減少了300萬美元，這是由於以下淨影響：

•瓜達拉哈拉的收入減少主要是由於根據當前的運輸合同降低了固定收入，以及與天氣事件導致服務中斷相關的運營成本增加

•TGNH收益的增加主要與Villa de Reyes管道的橫向部分有關，該管道已於2023年第三季度投入商業服務。

折舊和攤銷

與2022年同期相比，截至2023年12月31日的三個月的折舊和攤銷保持一致。

液體管道

以下是可比息税折舊攤銷前利潤和可比息税前利潤（我們的非公認會計準則指標）與分部收益（虧損）（最直接可比的GAAP指標）的對賬情況。

1 包括大急流城和白雲杉。

截至2023年12月31日的三個月，液體管道分部收益與2022年同期相比減少了1300萬美元，其中包括以下特定項目，這些項目未包括在我們對可比息税折舊攤銷前利潤和可比息税前利潤的計算中：

•截至2023年12月31日的三個月（2022年至1000萬美元），Keystone XL管道項目資產的税前保值和其他成本為500萬美元，無法作為Keystone XL資產減值費用的一部分累計

•由於與分拆交易相關的液體管道業務分離成本，2023年第四季度產生的300萬美元税前費用

•截至2023年12月31日的三個月（2022年至1.18億美元）對2021年Keystone XL資產減值費用進行了400萬美元的税前調整，以及其他調整源於出售Keystone XL項目資產收益的淨影響以及對與終止活動相關的合同和法律義務估計值的調整

•由於2022年12月發佈的CER決定，與2021年和2022年反映的金額有關的通行費相關投訴導致了2700萬美元的税前費用

•與我們的液體營銷業務相關的衍生品公允價值變動產生的未實現收益和虧損。

截至2023年12月31日的三個月，液體管道的可比息税折舊攤銷前利潤與2022年同期相比增加了1500萬美元，這主要是由於以下淨影響：

•Keystone管道系統美國墨西哥灣沿岸部分的合同量增加

•Keystone管道系統的未簽約交易量增加

•2022年12月發佈的CER決定對與2022年發票金額有關的通行費相關投訴的負面影響。

折舊和攤銷

與2022年同期相比，截至2023年12月31日的三個月的折舊和攤銷保持一致。

電力和能源解決方案

以下是可比息税折舊攤銷前利潤和可比息税前利潤（我們的非公認會計準則指標）與分部收益（虧損）（最直接可比的GAAP指標）的對賬情況。

下表反映了我們擁有或部分擁有並完全合併的資產的可比息税折舊攤銷前利潤的100％，以及我們擁有股權但未合併的資產的權益收益。

1包括我們在布魯斯鮑爾的股權收益中所佔的份額。

2包括德克薩斯州風力發電場的非控股權益，其中包括A類成員權益。有關其他信息，請參閲 “公司” 部分。

截至2023年12月31日的三個月，電力和能源解決方案分部收益與2022年同期相比減少了3500萬美元，其中包括以下特定項目，這些項目未包括在我們對可比息税折舊攤銷前利潤和可比息税前利潤的計算中：

•我們在Bruce Power投資於退休後福利和風險管理活動的資金的未實現損益中所佔的比例份額

•用於減少大宗商品風險敞口的衍生品公允價值變動產生的未實現收益和損失。

截至2023年12月31日的三個月，電力和能源解決方案的可比息税折舊攤銷前利潤與2022年同期相比增加了6,300萬美元，這主要是由於以下淨影響：

•天然氣儲量增加和其他原因是艾伯塔省已實現的天然氣儲量利差增加

•Bruce Power的繳款增加主要是由於投資於退休後福利的資金實現了收益，合同價格上漲和運營費用降低，但發電量下降部分抵消了這一收益。有關更多信息，請參閲 Bruce Power 部分

•由於營銷活動淨貢獻的增加，加拿大電力公司的財務業績有所增加，但已實現電價的下降部分抵消了這一增長。

折舊和攤銷

截至2023年12月31日的三個月，與2022年同期相比，折舊和攤銷額增加了700萬美元，這主要是由於2023年上半年收購了德克薩斯風力發電場。

布魯斯力量

以下是我們在可比息税折舊攤銷前利潤和可比息税前利潤組成部分中的比例份額。

1淨額為反映與IESO共享的運營成本效率而記錄的金額（如果適用）。

2代表我們48.3％的所有權權益和支持我們對Bruce Power投資的內部成本。不包括投資於退休後福利和風險管理活動的資金的未實現損益。

3電廠無論是否運行，均可用於發電的時間百分比。

4不包括 MCR 停機天數。

5銷量包括視同發電量。

6根據實際發電量和假定發電量進行計算。每兆瓦時的已實現電價包括承包活動的已實現收益和損失以及成本流轉項目。不包括承包活動和非電力收入的未實現損益。

3號機組於2023年3月1日下線，MCR的建設於2023年第二季度開始，預計將於2026年恢復使用。

從第三季度末開始的8號機組計劃停電已於2023年第四季度完成。2023 年的工廠可用性包括 8 號機組停電 94 天，其中 78 天發生在 2023 年第四季度。

4號機組MCR計劃的最終成本和進度估算已於2023年12月13日提交給IESO，並於2024年2月8日獲得批准。

企業

以下是可比息税折舊攤銷前利潤和可比息税前利潤（我們的非公認會計準則指標）與分部收益（虧損）（最直接可比的GAAP指標）的對賬情況。

1在簡明合併損益表中的股權投資收益（虧損）中列報。

截至2023年12月31日的三個月，公司分部虧損與2022年同期相比增加了3,800萬美元，其中包括以下特定項目，這些項目未包括在我們對可比息税折舊攤銷前利潤和可比息税前利潤的計算中：

•由於與分拆交易相關的液體管道業務分離成本，2023年第四季度產生的税前費用為2200萬美元

•截至2023年12月31日的三個月中，與焦點項目成本相關的税前費用為1500萬美元。

截至2023年12月31日的三個月，企業的可比息税折舊攤銷前利潤和可比息税前利潤與2022年同期相比保持穩定。

利息支出

截至2023年12月31日的三個月，利息支出與2022年同期相比增加了1.23億美元，其中包括因FERC行政法法官對Keystone的初步裁決而產生的500萬美元應計賬面費用。該決定於2023年2月發佈，涉及與2018年至2022年確認的金額有關的通行費相關投訴，該投訴已從我們對可比收益中包含的利息支出的計算中刪除。

截至2023年12月31日的三個月，可比收益中包含的利息支出與2022年同期相比增加了1.18億美元，這主要是由於以下淨影響：

•長期債務發行，扣除到期日

•外匯對以美元計價的利息支出增加的折算的影響

•短期借款水平降低

•更高的資本利息，主要歸因於與我們對Coastal GasLink LP的投資相關的資金。

施工期間使用的資金補貼

截至2023年12月31日的三個月，AFUDC與2022年同期相比增加了1700萬美元。以加元計價的AFUDC的減少主要與投入使用的NGTL系統擴展項目有關。以美元計價的AFUDC的增加主要是2023年東南門户管道項目的資本支出的結果，但由於外國直接投資的延遲，AFUDC自2023年11月1日起暫停對圖拉管道項目在建資產的影響部分抵消了這一增長。

外匯收益（虧損），淨額

在截至2023年12月31日的三個月中，外匯收益為8900萬美元，而2022年同期為1.32億美元。以下特定項目已從我們的外匯收益（虧損）的計算中刪除，淨額已包含在可比收益中：

•從2023年第二季度開始，TCPL和TGNH之間以比索計價的公司間貸款的未實現外匯損益。有關其他信息，請參閲非公認會計準則指標部分

•用於管理外匯風險的衍生品公允價值變動產生的未實現收益和損失。

截至2023年12月31日的三個月，可比收益中包含的外匯收益為4000萬美元，而2022年同期的外匯損失為4000萬美元。這一變化主要是由於以下因素的淨影響：

•降低用於管理以美元計價收入的外匯匯率波動淨敞口的衍生品的已實現淨虧損

•用於管理我們在墨西哥的淨負債的外匯敞口的衍生品的已實現收益增加。

利息收入和其他

在截至2023年12月31日的三個月中，由於短期投資的利息收入增加以及其他限制性投資的公允價值的變化，利息收入和其他收入與2022年同期相比增加了6800萬美元。

所得税（費用）追回

在截至2023年12月31日的三個月中，與所得税回收額相比，所得税支出為2.09億美元

2022年同期為400萬美元，其中包括以下特定項目，除了每個業務部門細分市場中討論的特定項目的所得税影響外，這些項目已從可比收益中包含的所得税支出的計算中刪除：

•2023年第四季度所得税的回收額為7400萬美元，這與我們對Coastal GasLink LP股權投資的估值補貼和非應税資本損失的評估修訂有關，而2022年第四季度與我們在Coastal GasLink LP的股權投資減值相關的所得税回收額為4.05億美元

•2023年第四季度1400萬美元的所得税回收與美國2021年Keystone XL資產減值費用的最低税收回額有關，而2022年第四季度作為Keystone XL資產減值費用的一部分的所得税支出為1.23億美元，其中包括與終止Keystone XL管道項目相關的9,600萬美元美國最低税收支出。

截至2023年12月31日的三個月，可比收益中包含的所得税支出與2022年同期相比增加了2900萬美元，這主要是由於需繳納所得税的收益和墨西哥外匯敞口的增加，流動所得税的減少、外國所得税税率差異的增加和墨西哥通貨膨脹調整的減少部分抵消了這一點。

歸因於非控股權益的淨（收益）虧損

12023年10月4日，我們完成了向全球基礎設施合作伙伴（GIP）出售哥倫比亞天然氣公司和哥倫比亞灣40％的非控股權益的交易。

2德克薩斯風電場的税收股權投資者擁有A類成員權益的100％，一定比例的收益、税收屬性和現金流分配給他們。

截至2023年12月31日的三個月，歸屬於非控股權益的淨收益與2022年同期相比增加了1.19億美元，這主要是由於出售哥倫比亞天然氣公司和哥倫比亞灣40％的非控股權益以及收購德克薩斯風力發電場的淨影響。

優先股分紅

截至2023年12月31日的三個月中，優先股股息與2022年同期相比保持穩定。

外匯

與美元計價業務相關的外匯

我們的某些企業的全部或大部分收入以美元產生，而且，由於我們以加元報告財務業績，因此美元兑加元價值的變化直接影響我們的可比息税折舊攤銷前利潤，也可能影響可比收益。隨着我們以美元計價的業務持續增長，這種風險敞口增加。折舊和攤銷、利息支出和其他損益表細列項目中低於可比息税折舊攤銷前利潤的美元計價金額自然會抵消以美元計價的可比息税折舊攤銷前利潤敞口的一部分。風險敞口餘額是使用外匯衍生品在最長三年的滾動基礎上積極管理的；但是，該時期之後的自然風險敞口仍然存在。在考慮自然抵消和經濟套期保值後，在截至2023年12月31日的三個月中，美元變動對可比收益的淨影響並不顯著。

下表列出了我們以美元計價的財務業績的組成部分，包括我們的美國天然氣管道和墨西哥天然氣管道業務以及我們的大部分液體管道業務。可比息税折舊攤銷前利潤是非公認會計準則的衡量標準。

税前以美元計價的收入和支出項目

1不包括我們在德克薩斯州南方合資企業的關聯公司間貸款的利息支出，利息收入和其他收入全部抵消了利息收入。這些附屬機構間貸款已於2022年全額償還。

與墨西哥天然氣管道有關的外匯

墨西哥比索兑美元價值的變化可能會影響我們的可比收益，因為我們墨西哥天然氣管道的一部分貨幣資產和負債以比索計價，而我們在墨西哥的業務的財務業績以美元計價。這些以比索計價的餘額被重新估值為美元，從而產生外匯損益，這些損益包含在股票投資收益（虧損）和外匯（收益）虧損中，淨額載於簡明合併損益表中。

此外，以美元計價的貨幣資產和負債的重估為墨西哥所得税目的計算的外匯收益或虧損會給這些實體帶來以比索計價的所得税敞口，從而導致股權投資收入和所得税支出的波動。隨着我們以美元計價的淨貨幣負債的增長，這種風險敞口會增加。2023年1月17日，一家墨西哥全資子公司與第三方簽訂了18億美元的優先無抵押定期貸款和5億美元的優先無抵押循環信貸額度，這導致與2022年相比，以比索計價的所得税支出增加。

上述風險敞口是使用外匯衍生品管理的，儘管仍有一些未對衝的敞口。外匯衍生品的影響記錄在外匯（收益）損失中，淨額計入簡明合併損益表。有關更多信息，請參閲我們 2023 年年度報告 MD&A 中的 “金融風險和金融工具” 部分。

一美元兑墨西哥比索的期末匯率如下：

下表概述了墨西哥比索兑美元和相關衍生品價值變動對交易外匯收益和損失的影響：

1包括德克薩斯州南方合資企業的外匯影響，記錄在簡明合併損益表中的股權投資收益（虧損）中。

經營活動提供的現金

1當期所得税支出涉及對出售哥倫比亞天然氣公司和哥倫比亞灣40％的非控股權益的税收收益適用約24％的税率。這被相應的遞延税收回收所抵消，從而不會對税收支出產生淨影響。

運營提供的淨現金

截至2023年12月31日的三個月，運營部門提供的淨現金與2022年同期相比減少了1.65億美元，這主要是由於運營產生的資金減少，但部分被營運資金變動的金額和時間所抵消。

運營產生的類似資金

運營產生的可比資金是一項非公認會計準則衡量標準，它通過排除營運資金變動的時間影響以及特定項目的現金影響，幫助我們評估業務的現金產生能力。

截至2023年12月31日的三個月，運營產生的可比資金與2022年同期相比增加了1.2億美元，這主要是由於可比息税折舊攤銷前利潤和短期投資利息的增加，以及2023年的淨已實現收益，與用於管理外匯敞口的衍生品的已實現淨虧損相比，部分被利息支出的增加所抵消。

簡明合併損益表