向股東提交的季度報告

2024 年第一季度

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。有關更多信息，請參閲我們的簡明合併財務報表附註4 “分段信息”。

管理層的討論和分析

2024 年 5 月 2 日

該管理層的討論和分析（MD&A）包含幫助讀者做出有關TC能源公司（TC Energy）投資決策的信息。它討論了截至2024年3月31日的三個月中我們的業務、運營、財務狀況、風險和其他因素，應與隨附的截至2024年3月31日的三個月未經審計的簡明合併財務報表一起閲讀，該財務報表是根據美國公認會計原則編制的。

本管理層和分析報告還應與我們2023年12月31日經審計的合併財務報表和附註以及2023年年度報告中的管理與分析一起閲讀。我們的 2023 年年度報告中定義了此處使用但未另行定義的大寫和縮寫術語。對某些比較數字進行了調整，以反映當期的列報方式。

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MD&A中的前瞻性陳述包括有關以下內容的信息，除其他外：

•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的預期，此前我們的液體管道業務擬議分拆交易（分拆交易）將完成為一家獨立的上市公司，包括其管理和信用評級，對新的液體管道公司South Bow Corporation的期望

•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，或者在本MD&A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

•實現收購、資產剝離、分拆交易和能源轉型的預期收益

•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

•實現收購、資產剝離、分拆交易和能源轉型的預期收益

•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

•該市場或其他條件不再有利於完成分拆交易

•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。

您可以在本MD&A以及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其他報告中閲讀有關這些因素和其他因素的更多信息，包括我們的2023年年度報告中的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MD&A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MD&A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，否則在本MD&A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。我們會針對以下特定項目進行調整：

•出售資產或待售資產的收益或損失

•由於立法和已頒佈的税率的變化而產生的估值補貼和調整

•法律、合同、破產和其他和解，包括非經常性第三方和解

•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，包括與我們的焦點項目和分拆交易相關的成本

•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，我們宣佈計劃通過分拆交易將兩家獨立的投資級上市公司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。

TransCanada Pipelines Limited（TCPL）和瓦斯特卡天然氣運輸公司（TGNH）是無抵押循環信貸額度的當事方。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。由於這些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，TGNH和CFE簽署了協議，將墨西哥中部和東南部一些正在運營和開發中的天然氣管道整合到一個TSA之下。由於本TSA包含租約，我們在簡明合併資產負債表上確認了租賃的淨投資金額。根據美國公認會計原則的要求，我們已經確認了與墨西哥租賃和某些合同資產淨投資相關的預期信用損失準備金。根據不斷變化的經濟假設和前瞻性信息，該準備金的金額將逐期波動。該準備金是對TSA至2055年期間可能發生的損失的估計。由於該條款以及與墨西哥某些合同資產相關的條款並未反映本期根據該租賃安排或我們的基礎業務產生的損失或現金流出，因此我們將任何未實現的變動排除在可比指標之外。

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：

在本MD&A中，可以找到我們的可比指標與其GAAP指標的量化對賬。

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上文可比指標部分所述特定項目進行調整的分部收益（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

可比收益是指合併後歸屬於普通股股東的收益，經上文可比指標部分所述的特定項目進行了調整。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。我們的2023年合併財務報表中披露了營運資金變動的組成部分。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文可比指標部分所述特定項目的現金影響進行了調整。有關運營提供的淨現金的對賬情況，請參閲財務狀況部分。

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、股權投資出資和在建項目，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

與2023年同期相比，截至2024年3月31日的三個月，歸屬於普通股的淨收益（虧損）減少了1.1億美元，合每股普通股虧損0.13美元。以下特定項目已在歸屬於普通股的淨收益（虧損）中確認，不包括在可比收益中：

2024 個結果

•TCPL和TGNH之間以比索計價的公司間貸款的税後未實現外匯收益為5500萬美元

•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追回1500萬美元

•與非經常性第三方結算相關的2600萬美元税後支出

•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1300萬美元

•與焦點項目成本相關的800萬美元税後支出。

2023 年業績

•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追回7200萬美元

•根據聯邦競爭委員會行政法法官於2023年2月對Keystone作出的初步裁決，該裁決涉及與2018年至2022年確認金額有關的通行費相關投訴，其中包括5700萬美元的一次性税前費用和500萬美元的應計税前賬面費用，這筆4,800萬美元的税後費用

•與我們對Coastal GasLink管道有限合夥企業（Coastal GasLink LP）的股權投資相關的2900萬美元税後減值費用

•Keystone XL管道項目400萬美元税後資產的保護和其他成本。

這兩個時期的淨收益均包括我們在布魯斯·鮑爾投資於退休後福利和風險管理活動相關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

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。有關我們將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，請參閲每個業務板塊的財務業績部分。

可比息税折舊攤銷前利潤 — 2024 年與 202

截至2024年3月31日的三個月，與2023年同期相比，可比息税折舊攤銷前利潤增加了3.15億美元，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主要是由於流通成本的增加以及NGTL系統和山麓的基準利率收益增加

•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

•電力和能源解決方案息税折舊攤銷前利潤的增加主要歸因於艾伯塔省已實現的天然氣儲存利差的增加、該細分市場的業務開發成本下降以及布魯斯電力公司出資的增加，但加拿大電力公司已實現電價的下降部分抵消了這一點

•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增加，這主要是由於所得税支出減少和以比索計價的財務風險敞口的影響，以及2023年第三季度投入使用的雷耶斯別墅管道橫向部分收益增加

•美國天然氣管道公司以美元計價的息税折舊攤銷前利潤的增加，這是由於投產項目的收益增加、股權收益的增加和合同銷售的增加，但與我們的美國天然氣營銷業務相關的已實現利潤率下降以及與我們的礦產權業務相關的大宗商品價格的下降部分抵消了這一點。

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 — 2024 年與 2023 年

截至2024年3月31日的三個月，與2023年同期相比，可比收益增加了5100萬美元，合每股普通股收益0.03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

•歸因於非控股權益的淨收益增加主要是由於2023年第四季度出售了哥倫比亞天然氣輸送有限責任公司（哥倫比亞天然氣）和哥倫比亞海灣輸電有限責任公司（哥倫比亞海灣）40％的非控股權益

•利息支出的增加主要是由於扣除到期日後的長期債務的發行，但被短期借款水平的降低和資本化利息的增加部分抵消

•由於收益增加、扣除歸因於非控股權益的收入和較低的外國税率差異而導致的所得税支出的增加，但部分被墨西哥外匯敞口的影響所抵消

•折舊和攤銷額的增加反映了擴建設施和投入使用的新項目以及2023年對Fluvanna風電場和藍雲風力發電場（德克薩斯風力發電場）的收購

•較高的利息收入和其他原因是短期投資的利息收入增加

•AFUDC的增加主要是由於東南門户管道項目，但部分被投入使用的項目所抵消

•管理我們的外匯匯率波動淨敞口的活動對以美元計價的收入以及我們以比索計價的淨貨幣負債對美元的重估所產生的影響，但被用於管理我們在墨西哥淨負債的外匯敞口的衍生品所部分抵消。

外表

可比息折舊攤銷前利潤和可比收益

我們2024年的整體可比息税折舊攤銷前利潤和可比普通股收益展望與我們的2023年年度報告保持一致。我們的展望沒有考慮到分拆交易的影響，因為它需要獲得TC Energy股東的批准、法院的批准、其他監管機構的批准以及其他慣例成交條件的滿足。出售我們在波特蘭天然氣輸送系統（PNGTS）的所有權不會產生重大影響，因為與我們的資產剝離計劃相關的某些假設已包含在2023年年度報告中披露的展望中。

我們將繼續監測能源市場的發展、我們的建築項目、監管程序以及資產剝離計劃剩餘部分的進展，以瞭解對2024年可比息税折舊攤銷前利潤和普通股可比收益的任何潛在影響。

合併資本支出

我們在2023年年度報告中概述的2024年的預期資本支出總額保持實質性不變。

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與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，預計這些協議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。

在截至2024年3月31日的三個月中，我們在北美的廣泛資產足跡中投入了約6億美元的天然氣管道容量項目。此外，還產生了約2億美元的維護資本支出。

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）。

如2023年年度報告所述，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，它們將包含在下面的安全項目表中。有關我們安全項目的更新，請參閲最新開發部分。

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。有關其他信息，請參閲 “近期發展-加拿大天然氣管道” 部分。

2 包括與哥倫比亞天然氣公司現代化計劃相關的100％的資本支出，以及美國天然氣管道覆蓋範圍內的某些大型維護項目，這些項目由於其分散性質和監管恢復的時機。

3 我們正在與CFE合作完成雷耶斯別墅管道的剩餘部分，預計將於2024年下半年投入使用。有關更多信息，請參閲 “近期動態-墨西哥天然氣管道” 部分。

4 作為TC Energy與CFE之間TGNH戰略聯盟的一部分，根據2022年簽署的合同估算的項目成本。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 “近期動態-墨西哥天然氣管道” 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。

6 包括所有細分市場的不可收回的維護資本支出，主要與我們的墨西哥、電力和能源解決方案以及其他資產有關。

7 反映了截至2024年3月31日的美國/加拿大外匯匯率為1.35。

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2024年3月31日的三個月中，加拿大天然氣管道分部收益與2023年同期相比增加了9,000萬美元。2023年第一季度記錄了與我們在Coastal GasLink LP的股權投資相關的1300萬美元税前減值費用，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，請參閲我們的簡明合併財務報表附註6（Coastal GasLink）。

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2024年3月31日的三個月，NGTL系統的淨收入與2023年同期相比增加了500萬美元，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2024年3月31日的三個月，加拿大幹線的淨收入與2023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2024年3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2023年同期相比增加了1.06億美元，這是由於以下淨影響：

•更高的流通折舊、所得税和財務費用，以及更高的NGTL系統的基準利潤

•更高的流動財務費用、所得税和折舊，以及更高的Foothills基準收益，這主要是由於NGTL系統/山麓西路交付計劃於2023年完成。

折舊和攤銷

截至2024年3月31日的三個月，與2023年同期相比，折舊和攤銷額增加了2900萬美元，這主要反映了投入使用的擴建設施對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。

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2024年3月31日的三個月，美國天然氣管道分部收益與2023年同期相比減少了3,600萬美元，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，這些收益和虧損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。

與2023年同期相比，截至2024年3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。有關更多信息，請參閲 “外匯” 部分。

我們的美國天然氣管道業務的收益通常受合同產量、交付量、收取的費率以及提供服務成本的影響。哥倫比亞天然氣公司和ANR的業績也受到其天然氣儲存容量的合同和定價以及附帶商品銷售的影響。由於業務的季節性，冬季天然氣管道和儲存量和收入通常更高。

截至2024年3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2023年同期相比增加了3,000萬美元，這主要是由於以下淨影響：

•投入使用的增長和現代化項目的增量收益，以及哥倫比亞天然氣公司和五大湖區額外合同銷售所帶來的收入增加

•易洛魁人的股票收益增加

•與我們的美國天然氣營銷業務相關的已實現收益減少主要是由於利潤率降低

•由於大宗商品價格下跌，我們的礦產權業務收入減少。

折舊和攤銷

由於新項目投入使用，截至2024年3月31日的三個月，折舊和攤銷與2023年同期相比增加了300萬美元。

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。

1TGNH包括塔馬祖查萊、雷耶斯別墅和圖拉管道的運營部分。

2代表我們從管道建設和運營中獲得的60％的利息和費用中獲得的股權收入。

截至2024年3月31日的三個月，墨西哥天然氣管道的分部收益與2023年同期相比減少了4200萬美元，其中包括截至2024年3月31日的三個月（2023年——回收1.04億美元）的2100萬美元回收利潤，這與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，請參閲我們的簡明合併財務報表附註14（風險管理和金融工具）。

截至2024年3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2023年同期相比增加了3200萬美元，這是由於以下淨影響：

•股票收益增加主要是由於所得税支出減少以及墨西哥比索走強導致的以比索計價的負債重估的外匯影響。我們使用外匯衍生品來管理這種風險敞口，其影響在簡明合併損益表中淨額的外匯（收益）損失中確認。有關更多信息，請參閲 “外匯” 部分

•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2023年同期相比，截至2024年3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艾伯塔省內部的管道包括大急流城和白雲杉。

截至2024年3月31日的三個月，Liquids Pipelines的分部收益與2023年同期相比增長了1.4億美元，其中包括以下具體項目，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：

•在截至2024年3月31日的三個月（2023年—零）中，由於與分拆交易相關的液體管道業務分離成本而產生的500萬美元税前費用。有關其他信息，請參閲 “最新動態-液體管道” 部分

•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初步裁決，2023年第一季度記錄了5700萬美元的税前費用

•截至2023年3月31日的三個月，與Keystone XL管道項目資產的保護和儲存相關的税前保值和其他費用為500萬美元

•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。

與2023年同期相比，截至2024年3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。有關更多信息，請參閲 “外匯” 部分。

截至2024年3月31日的三個月，液體管道的可比息税折舊攤銷前利潤與2023年同期相比增加了9000萬美元，這主要是由於：

•更高的Keystone管道系統的未簽約量和費率

•Keystone管道系統的美國墨西哥灣沿岸部分的合同量增加。

折舊和攤銷

與2023年同期相比，截至2024年3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。

1代表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2024年3月31日的三個月，電力和能源解決方案的分部收益與2023年同期一致，其中包括以下具體項目，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2024年3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2023年同期相比增加了3,900萬美元，這主要是由於以下淨影響：

•由於艾伯塔省已實現的天然氣儲量利差增加以及該細分市場的業務開發成本降低，天然氣儲量和其他業績有所增加

•Bruce Power的繳款增加主要是由於合同價格上漲和發電量增加，以及投資於退休後福利和風險管理活動的資金的已實現收益，但停電成本和運營費用的增加部分抵消了這一收益。有關更多信息，請參閲 Bruce Power 部分

•加拿大電力公司財務業績下降主要是由於已實現電價的降低，但部分被天然氣燃料成本的降低所抵消。

折舊和攤銷

截至2024年3月31日的三個月，與2023年同期相比，折舊和攤銷額增加了800萬美元，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銷售量包括視同發電量（如果適用）。

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。

1 號機組的計劃停電始於 2024 年第一季度，並於 2024 年 4 月 5 日完成。5 至 8 號機組的計劃維護於 2024 年 4 月開始，預計 5、6 和 8 號機組於 2024 年 5 月完工，7 號機組於 2024 年 6 月完工。

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。

截至2024年3月31日的三個月，公司分部虧損與2023年同期相比增加了5600萬美元。公司分部收益（虧損）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：

•2024年第一季度與非經常性第三方和解有關的3,400萬美元（合2500萬美元）的税前支出

•截至2024年3月31日的三個月，由於與分拆交易相關的液體管道業務分離成本，税前費用為1,100萬美元。有關其他信息，請參閲 “最新動態-液體管道” 部分

•截至2024年3月31日的三個月，與焦點項目成本相關的1000萬美元税前費用。有關其他信息，請參閲 “最新動態-企業” 部分。

與2023年同期相比，截至2024年3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保持一致。

利息支出

截至2024年3月31日的三個月，利息支出與2023年同期相比增加了7500萬美元，其中包括截至2023年3月31日的三個月的500萬美元應計賬面費用，這是與FERC行政法法官對Keystone的初步裁決相關的税前費用，該費用已從我們計算的可比收益中包含的利息支出的計算中刪除。

截至2024年3月31日的三個月，可比收益中包含的利息支出與2023年同期相比增加了8000萬美元，這主要是由於以下淨影響：

•長期債務發行，扣除到期日。有關其他信息，請參閲 “財務狀況” 部分

•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2024年3月31日的三個月，AFUDC與2023年同期相比增加了2600萬美元。以加元計價的AFUDC的減少主要與2023年投入使用的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暫停了對圖拉管道項目在建資產的資產，部分抵消了這一增長。

外匯收益（虧損），淨額

截至2024年3月31日的三個月，與2023年同期相比，外匯收益減少了8000萬美元。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：

•TCPL和TGNH之間以比索計價的公司間貸款的未實現外匯收益

•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。有關其他信息，請參閲金融風險和金融工具部分。

截至2024年3月31日的三個月，可比收益中包含的外匯收益與2023年同期相比增加了1000萬美元。這些變化主要是由於以下因素的淨影響：

•2024年第一季度的已實現淨收益與2023年同期的已實現淨虧損相比，這些衍生品用於管理以美元計價的收入的外匯匯率波動淨敞口

•通過將我們的比索計價的淨貨幣負債重估為美元，減少了外匯損失

•用於管理我們在墨西哥的淨負債外匯敞口的衍生品的已實現收益降低。

利息收入和其他

截至2024年3月31日的三個月，利息收入和其他收入與2023年同期相比增加了3500萬美元，這是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。

所得税（費用）追回

與2023年同期相比，截至2024年3月31日的三個月，所得税支出減少了4,800萬美元。我們對可比收益中包含的所得税支出的計算中刪除了對MD&A中提及的特定項目的所得税影響。

截至2024年3月31日的三個月，可比收益中包含的所得税支出與2023年同期相比增加了5300萬美元，這主要是由於收益增加、扣除非控股權益的收入以及外國税率差異的降低，但部分被我們的墨西哥外匯敞口的影響所抵消。

歸因於非控股權益的淨（收益）虧損

1 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。

由於2023年10月4日向全球基礎設施合作伙伴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，截至2024年3月31日的三個月，歸屬於非控股權益的淨收益與2023年同期相比增加了1.6億美元。

優先股分紅

截至2024年3月31日的三個月的優先股股息與2023年同期一致。

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。剩餘風險敞口的一部分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，該期限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2024年3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，其中包括我們在美國和墨西哥的天然氣管道業務，以及我們的大部分液體管道業務。

税前以美元計價的收入和支出項目

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。

上述風險敞口是使用外匯衍生品管理的，但仍有一些未對衝的風險敞口。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。有關其他信息，請參閲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包括簡明合併損益表中股權投資收益中記錄的德克薩斯州南方合資企業的外匯影響。

最近的事態發展

加拿大天然氣管道

沿海天然氣鏈路

施工後的填海活動正在進行中，預計將持續到2024年。該項目仍在按計劃進行，其成本估計約為145億美元。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。

Coastal GasLink LP繼續尋求成本回收，包括某些涉及Coastal GasLink LP的索賠的仲裁程序，以及對針對Coastal GasLink LP的某些索賠的辯護。這些索賠尚未最終確定，但我們預計，這些訴訟可能會導致費用回收。有關更多信息，請參閲我們的簡明合併財務報表附註15（承付款、意外開支和擔保）。

NGTL 系統

2023 年 NGTL 系統流域內擴張

NGTL系統流域內擴建包括新的管道和壓縮機站，並以新的公司服務合同為基礎，期限為15年。2024年4月，所有資產投入使用，擴張的資本成本約為5億美元。

美國天然氣管道

波特蘭天然氣輸送系統

2024年3月4日，我們宣佈，TC Energy及其合作伙伴埃能吉爾有限責任公司（埃內爾吉爾）的子公司新英格蘭北部投資公司簽訂了買賣協議，通過其多元化基礎設施業務管理的基金和摩根士丹利基礎設施合作伙伴（買方）管理的投資基金將PNGTS出售給貝萊德，預計收益約為15億美元（11億美元）。此外，買方將承擔PNGTS未償還的2.5億美元優先票據。該交易預計將於2024年下半年完成，但須獲得監管部門的批准和慣例成交條件。有關更多信息，請參閲我們的簡明合併財務報表附註8 “待售資產”。

吉利斯訪問項目

2024年3月，Gillis Access項目投入使用，這是一條68公里（42英里）的新建管道系統，將來自吉利斯樞紐的天然氣生產與路易斯安那州東南部的下游市場連接起來。該項目的資本成本約為3億美元。

墨西哥天然氣管道

TGNH 與 CFE 的戰略聯盟

2022年，我們宣佈與墨西哥國有電力公司CFE結成戰略聯盟，並達成了一項外國直接投資協議，以開發和建造東南門户管道，這是一條13億立方英尺/日、715公里（444英里）的海上天然氣管道，為墨西哥東南部地區提供服務，預計到2025年中期投入使用，項目成本估計為45億美元。

Villa de Reyes管道的南段計劃於2024年下半年投入使用，前提是利益相關者問題的成功解決。此外，我們將繼續與CFE一起評估圖拉管道的開發和完工情況，這取決於未來的外國直接投資。由於FID的延遲，已暫停記錄圖拉管道項目在建資產的AFUDC。

該戰略聯盟為CFE提供了持有TGNH股權的能力，條件是CFE出資、收購土地和支持TGNH項目的許可，但須獲得墨西哥聯邦經濟競爭委員會（COFECE）和CRE的監管批准。COFECE 和 CRE 的監管批准分別於 2023 年 12 月和 2024 年 3 月獲得。TGNH和CFE預計，CFE將在2024年第二季度投資TGNH。

液體管道

分拆液體管道業務

2023年，我們宣佈計劃通過擬議將我們的液體管道業務分拆為自己的名為South Bow Corporation（South Bow）的實體，分拆為兩家獨立的投資級上市公司。加拿大和美國的税收裁決已經收到，以收到分拆交易的剩餘批准和條件為前提，我們預計生效日期將在2024年第三季度末至第四季度中期之間。

根據分拆交易，截至分拆交易的記錄日期，TC Energy的普通股股東將獲得一股新的TC Energy股票和0.2股South Bow普通股，以換取每股TC Energy股份。

在截至2024年3月31日的三個月中，我們承擔了與1,600萬美元（税後1,300萬美元）的分拆交易相關的税前液體管道業務分離成本，其中500萬美元和1100萬美元分別包含在我們的液體管道業務和公司板塊的業績中，不包括在可比衡量標準中。

企業

任命執行副總裁兼首席財務官

2024 年 4 月 3 日，我們宣佈，董事會已任命現任資本市場和企業規劃高級副總裁肖恩·奧唐奈接替喬爾·亨特擔任執行副總裁兼首席財務官，自 2024 年 5 月 15 日起生效。亨特先生將在TC Energy工作至2024年7月1日，以支持我們2024年的戰略優先事項，包括計劃分拆South Bow，同時與奧唐奈先生密切合作，確保平穩過渡。

2016 年哥倫比亞管道收購訴訟

2023年6月，特拉華州財政法院（以下簡稱 “法院”）對哥倫比亞管道集團公司（CPG）前股東提起的集體訴訟作出了裁決，該訴訟涉及TC Energy在2016年收購CPG。法院認定，前CPG高管違反了信託義務，前CPG董事會在監督銷售過程中違反了謹慎義務，TC Energy協助和教唆了這些違規行為。法院裁定向原告支付每股1美元的賠償金，目前估計賠償總額為4億美元外加法定利息。審後簡報和辯論已經結束，預計法院將在2024年上半年的某個時候做出裁決，分配TC Energy和前CPG高管之間的責任。管理層預計將在法院裁定賠償總額和TC Energy的分配份額後提起上訴。

焦點項目

2022年底，我們啟動了焦點項目，以尋找提高安全性、生產力和成本效益的機會。迄今為止，我們已經確定了一系列廣泛的機會，這些機會有望進一步提高安全性，並長期改善運營和財務業績。

某些舉措已經實施，我們預計將在2024年之後繼續設計和實施更多舉措，預計未來將實現生產率和成本效益提高等方面的好處。

在截至2024年3月31日的三個月中，我們為Focus Project承擔了2200萬美元的税前成本，主要與遣散費用有關，其中1000萬美元記入了工廠運營成本和其他費用，並已從可比金額中扣除。截至2024年3月31日的三個月，工廠運營成本和其他費用中又記錄了1,000萬美元，其中抵消了與可通過監管和商業收費結構收回的成本相關的收入，淨影響對淨收入沒有影響，200萬美元分配給資本項目。

資產剝離計劃

2024年3月4日，我們宣佈出售我們在PNGTS的所有權，這為我們的去槓桿化目標做出了貢獻。此次出售預計將於2024年下半年結束。我們將繼續評估增量資本週轉機會，以進一步鞏固我們的財務狀況。

財務狀況

我們努力在經濟週期的各個部分保持財務實力和靈活性。我們依靠運營現金流來維持業務、支付股息併為我們的部分增長提供資金。此外，我們進入資本市場並參與投資組合管理活動，以滿足我們的融資需求並管理我們的資本結構和信用評級。

我們認為，我們有足夠的財務能力通過可預測的運營現金流、資本市場準入、投資組合管理活動、合資企業、資產級融資、手頭現金和大量承諾信貸額度為現有資本計劃提供資金。每年，在第四季度，我們都會根據需要續訂和延長信貸額度。

截至2024年3月31日，我們的流動資產總額為119億美元，流動負債為127億美元，營運資本赤字為8億美元，而截至2023年12月31日為4億美元。我們的營運資金短缺被視為正常業務流程，通過以下方式進行管理：

•我們從運營中產生可預測現金流的能力

•共有98億美元的TCPL承諾循環信貸額度，其中94億美元的短期借貸能力仍然可用，其中減去4億美元的未償還商業票據餘額以及另外20億美元活期信貸額度的安排，其中10億美元截至2024年3月31日仍可用

•我們的某些子公司和關聯公司額外提供15億美元的承諾循環信貸額度，截至2024年3月31日，該額度尚未支付

•在認為適當的情況下，通過證券發行、增量信貸額度、投資組合管理活動和DRP等方式進入資本市場。

經營活動提供的現金

運營提供的淨現金

截至2024年3月31日的三個月，運營部門提供的淨現金與2023年同期相比減少了3200萬美元，這主要是由於營運資本變動的時機，但部分被運營產生的資金增加所抵消。

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。

與2023年同期相比，截至2024年3月31日的三個月，運營產生的可比資金增加了3.7億美元，這主要是由於可比息税折舊攤銷前利潤增加以及從Coastal GasLink LP獲得的2億美元分配，這與TC Energy在2023年12月累積的激勵金有關，但部分被利息支出的增加所抵消。

投資活動提供的現金（用於）

2024年的資本支出主要用於開發東南門户管道和NGTL系統擴建計劃、哥倫比亞天然氣和ANR項目以及維護資本支出。與2023年相比，2024年的資本支出減少反映了NGTL系統、Gillis Access和哥倫比亞天然氣項目擴建支出的減少，但部分被東南門户管道開發支出的增加所抵消。

與2023年相比，2024年的股權投資捐款有所減少，這主要是由於對Coastal GasLink LP的捐款減少，以及Coastal GasLink LP的次級貸款的支用減少，這些貸款計為實質性股權出資。

融資活動提供的現金（用於）

已發行的長期債務

下表概述了截至2024年3月31日的三個月中發行的大量長期債券：

長期債務已償還/退休

下表概述了截至2024年3月31日的三個月內償還的鉅額長期債務：

分紅

2024年5月2日，我們宣佈普通股的季度股息為每股0.96美元，將於2024年7月31日支付給2024年6月28日營業結束時的登記股東。

分享信息

截至2024年4月29日，我們有約10億股已發行和流通普通股以及約700萬股未償還普通股期權，其中500萬股可供行使。

通過在2024年4月15日當天或之前發出通知，第7系列優先股的股東可以選擇轉換為系列8優先股。由於投標轉換的第7系列優先股總數未達到既定門檻，因此隨後沒有第7系列優先股轉換為第8系列優先股。

信貸設施

截至2024年4月29日，我們共有98億美元的TCPL承諾循環信貸額度，其中86億美元的短期借貸能力仍然可用，其中扣除12億美元的未償商業票據餘額。我們還安排再提供20億美元的活期信貸額度，其中10億美元仍可用。

合同義務

截至2024年3月31日，資本支出承諾較2023年12月31日報告的數額減少了約3億美元，這反映了施工合同的正常履行。

我們在2024年第一季度的合同義務或未來五年或之後到期的付款沒有實質性變化。有關我們合同義務的更多信息，請參閲我們的 2023 年年度報告。

金融風險和金融工具

我們面臨各種財務風險，並制定了戰略、政策和限額來管理這些風險對我們的收益、現金流乃至最終股東價值的影響。

風險管理策略、政策和限制旨在確保我們的風險和相關風險敞口符合我們的業務目標和風險承受能力。

有關我們在業務中面臨的風險的更多信息，請參閲我們的 2023 年年度報告，除本管理與分析報告中所述外，這些風險自 2023 年 12 月 31 日以來沒有發生重大變化。

利率風險

我們利用短期和長期債務為我們的運營融資，這使我們面臨利率風險。我們通常為長期債務支付固定利率，為短期債務支付浮動利率，包括我們的商業票據計劃和從信貸額度中提取的金額。我們的長期債務中有一小部分按浮動利率計息。此外，我們面臨包含浮動利率組成部分的金融工具和合同義務的利率風險。我們使用利率衍生品積極管理利率風險。

外匯風險

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。

我們的墨西哥天然氣管道部分貨幣資產和負債以比索計價，而我們在墨西哥的業務財務業績以美元計價。因此，墨西哥比索兑美元的價值變化可能會影響我們的可比收益。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，從而導致簡明合併損益表中股票投資的收入（虧損）和所得税支出（回收）的波動。

我們使用外匯衍生品積極管理部分外匯風險。我們會酌情使用美元計價的債務、跨貨幣利率互換和外匯期權對衝對外業務的部分淨投資（税後）。

交易對手信用風險

我們在多個領域面臨交易對手的信用風險，包括：

•現金和現金等價物

•應收賬款和某些合同追回款

•可供出售資產

•衍生資產的公允價值

•墨西哥對租賃和某些合同資產的淨投資。

導致全球能源需求和供應中斷的市場事件可能會加劇經濟的不確定性，影響我們的許多客户。儘管我們的大部分信貸敞口來自信譽良好的大型實體，但我們會與那些面臨更大財務壓力的交易對手保持密切的監控和溝通。有關減輕交易對手信用風險敞口的因素的更多信息，請參閲我們的 2023 年年度報告。

我們使用初始確認時和整個金融資產生命週期中金融資產的生命週期預期虧損來審查按攤銷成本記賬的金融資產的減值情況。我們使用根據我們對當前經濟和信貸狀況的判斷進行調整的歷史信用損失和恢復數據，以及合理和可支持的預測來確定任何減值，減值將在工廠運營成本和其他方面確認。截至2024年3月31日，我們沒有明顯的信用風險集中度，也沒有大量逾期或減值金額。在截至2024年3月31日的三個月（2023年——1.04億美元的税前回報）中，TGNH在墨西哥的租賃和某些合同資產淨投資的預期信用損失準備金實現了2,100萬美元的税前回報。有關更多信息，請參閲我們的簡明合併財務報表附註14（風險管理和金融工具）。

我們對持有現金存款並提供承諾信貸額度和信用證的金融機構有大量的信貸和業績敞口，這有助於管理我們對交易對手的敞口，為大宗商品、外匯和利率衍生品市場提供流動性。我們的金融行業風險投資組合主要由高評級的投資等級、具有系統重要性的金融機構組成。

流動性風險

流動性風險是指我們無法在到期時履行財務義務的風險。我們通過持續預測現金流來管理流動性風險，並確保我們有足夠的現金餘額、運營現金流、承諾和需求信貸額度以及資本市場準入，以履行正常和緊張的經濟條件下的運營、融資和資本支出義務。

關聯方交易

關聯方交易在正常業務過程中進行，以交換金額計量，即關聯方確定和同意的對價金額。

海岸 GasLink LP

我們持有Coastal GasLink LP35％的股權，並已簽訂合同，負責開發、建造和運營Coastal GasLink管道。

TC Energy 次級貸款協議

TC Energy與Coastal GasLink LP簽訂了次級貸款協議，根據該協議，Coastal GasLink LP的提款將為與完成Coastal GasLink管道的估計資本成本相關的剩餘8億美元（2023年12月31日至9億美元）股權需求提供資金。截至2024年3月31日，TC Energy和Coastal GasLink LP根據該次級貸款協議承諾的總產能為34億美元。

一旦得知最終的項目成本，將在管道投入使用後確定，這筆貸款的任何未償金額將由Coastal GasLink LP償還給TC Energy。包括TC Energy在內的Coastal GasLink LP合作伙伴將向Coastal GasLink LP出資股權，以最終為Coastal GasLink LP向TC Energy償還這筆次級貸款提供資金。我們預計，根據合同條款，這些額外的股權出資將主要由TC Energy提供資金，但不會導致我們35％的所有權發生變化。截至2024年3月31日，這筆貸款的總提款額為25.7億美元（2023年12月31日為25.2億美元）。由於迄今為止確認的減值費用，截至2024年3月31日，該貸款的賬面價值為5.5億美元（2023年12月31日為5億美元）。

次級需求循環信貸額度

我們與Coastal GasLink LP簽訂了次級需求循環信貸額度，為該項目提供額外的短期流動性和資金靈活性。該融資機制按浮動市場利率計息，容量為1億美元，截至2024年3月31日（2023年12月31日——零）的未清餘額為零。

金融工具

除長期債務和初級次級票據外，我們的衍生和非衍生金融工具均按公允價值記錄在資產負債表上，除非這些工具是根據我們的正常購買和銷售豁免簽訂並繼續持有以接收或交付為目的而持有的，並且有相應的記錄。此外，符合某些會計豁免條件的其他金融工具不需要進行公允價值會計。

衍生工具

我們使用衍生工具來減少與大宗商品價格、利率和外匯匯率波動相關的波動性。衍生工具，包括符合對衝會計處理條件並被指定為套期保值的工具，均按公允價值入賬。

大多數未指定或不符合對衝會計處理條件的衍生工具都是作為經濟套期保值交易的，以管理我們的市場風險敞口，並被歸類為持有交易工具。為交易而持有的衍生工具的公允價值的變化記入變動期內的淨收益。這可能會使我們報告的經營業績波動加大，因為持有的用於交易的衍生工具的公允價值可能在不同時期之間波動很大。

加拿大天然氣監管管道風險敞口衍生品損益的確認是通過監管程序確定的。作為RRA一部分的衍生品的公允價值變動產生的收益和損失，包括符合對衝會計處理條件的衍生品，預計將通過我們收取的通行費予以退還或收回。因此，這些收益和損失作為監管負債或監管資產遞延，並在隨後幾年衍生品結算時退還給納税人或從納税人那裏收取。

衍生工具的資產負債表列報

衍生工具公允價值的資產負債表列報如下：

衍生工具的未實現和已實現收益（虧損）

以下摘要不包括我們在國外業務中的淨投資的套期保值。

1用於買入和賣出大宗商品的持有交易衍生工具的已實現和未實現收益（虧損）按淨額計入收入。為交易而持有的外匯衍生工具的已實現和未實現收益（虧損）按淨額計入外匯（收益）虧損，淨計入簡明合併損益表。

有關我們的非衍生和衍生金融工具的更多詳情，包括在計算公允價值時做出的分類假設以及對風險敞口和緩解活動的進一步討論，請參閲我們的簡明合併財務報表附註14（風險管理和金融工具）。

其他信息

控制和程序

管理層，包括我們的總裁兼首席執行官和首席財務官，根據加拿大證券監管機構和美國證券交易委員會的要求，評估了截至2024年3月31日的披露控制和程序的有效性，得出的結論是，我們的披露控制和程序在合理的保證水平上是有效的。

2024年第一季度沒有任何變化對我們的財務報告內部控制產生或可能產生重大影響。

重要的會計估算和會計政策的變化

當我們編制符合美國公認會計原則的財務報表時，我們需要做出估算和假設，以影響我們記錄資產、負債、收入和支出的時間和金額，因為這些項目可能會受到未來事件的影響。我們使用最佳判斷，根據最新的可用信息進行估算和假設。我們還定期評估資產和負債本身。除了下文討論的項目外，請參閲我們的2023年年度報告，瞭解關鍵會計估算的清單。

商譽減值

每年對商譽進行減值測試，如果事件或情況變化表明商譽可能受到減值，則更頻繁地進行減值測試。我們最初可以根據定性因素進行此評估。如果我們得出結論，認為申報單位的公允價值不大於其賬面價值，那麼我們將進行量化商譽減值測試。

在確定2023年對哥倫比亞申報單位進行的量化商譽減值測試中使用的公允價值時，我們使用對未來現金流的預測進行了貼現現金流分析，並應用了風險調整後的折現率和終值倍數，其中涉及重要的估計和判斷。經確定，哥倫比亞申報單位的公允價值超過了其賬面價值，包括商譽。儘管商譽沒有受到損害，但超過賬面價值的估計公允價值低於10％。未來現金流預測的減少和其他關鍵假設的不利變化有可能導致未來與哥倫比亞有關的部分商譽餘額出現減值。

會計變動

除簡明合併財務報表附註2（會計變動）所述外，我們的重要會計政策自2023年12月31日以來一直保持不變。我們的重要會計政策摘要包含在我們的 2023 年年度報告中。

季度業績

部分季度合併財務數據

影響各業務部門季度財務信息的因素

收入和淨收入同比波動，原因因我們的業務領域而異。除以下因素外，我們的收入和分部收益（虧損）還受到外匯匯率波動的影響，主要與我們的美元計價業務和以比索計價的敞口有關。有關其他信息，請參閲 “外匯” 部分。

在我們的加拿大天然氣管道、美國天然氣管道和墨西哥天然氣管道板塊中，除美國管道短期吞吐量的季節性波動外，在任何財政年度，同比收入和分部收益（虧損）通常都保持相對穩定。但是，從長遠來看，它們會波動的原因是：

•監管決定

•與客户協商和解

•新建資產投入使用

•收購和資產剝離

•天然氣營銷活動和大宗商品價格

•正常運營過程之外的事態發展

•某些公允價值調整

•為墨西哥租賃和某些合同資產的淨投資的預期信貸損失準備金。

在液體管道中，同比收入和分部收益（虧損）受到以下因素的影響：

•監管決定

•新建資產投入使用

•收購和資產剝離

•對未簽訂合同的運輸服務的需求

•液體營銷活動和大宗商品價格

•正常運營過程之外的事態發展

•某些公允價值調整。

在電力和能源解決方案中，同比收入和分部收益（虧損）受到以下因素的影響：

•天氣

•客户需求

•新建資產投入使用

•收購和資產剝離

•天然氣和電力的市場價格

•容量價格和付款

•電力營銷和交易活動

•計劃內和計劃外工廠停機

•正常運營過程之外的事態發展

•某些公允價值調整。

影響季度財務信息的因素

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。我們還將布魯斯·鮑爾投資於退休後福利和風險管理活動相關衍生品的資金公允價值變動所產生的未實現收益和虧損的比例份額排除在可比衡量標準之外。這些公允價值的變化記錄在淨收益中。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。

在2024年第一季度，可比收益還不包括：

•TCPL和TGNH之間以比索計價的公司間貸款的税後未實現外匯收益為5500萬美元

•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追回1500萬美元

•與非經常性第三方結算相關的2600萬美元税後支出

•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1300萬美元

•與焦點項目成本相關的800萬美元税後支出。

2023年第四季度，可比收益還不包括：

•7400萬美元的所得税退税，涉及對我們對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400萬美元税後資產的保護和其他成本。

2023年第三季度，可比收益還不包括：

•與我們對Coastal GasLink LP的股權投資相關的11.79億美元的税後減值費用

•與焦點項目成本相關的1400萬美元税後支出

•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1,100萬美元

•Keystone XL管道項目200萬美元税後資產的保值和其他成本

•TCPL和TGNH之間以比索計價的公司間貸款的税後未實現淨外匯收益為2000萬美元。

在2023年第二季度，可比收益還不包括：

•與我們對Coastal GasLink LP的股權投資相關的8.09億美元的税後減值費用

•與Milepost 14事件相關的3,600萬美元税後應計保險費用

•與焦點項目成本相關的2500萬美元税後支出

•TCPL和TGNH之間以比索計價的公司間貸款的税後未實現淨外匯虧損為900萬美元

•Keystone XL管道項目400萬美元税後資產的保護和其他成本

•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追回800萬美元。

在2023年第一季度，可比收益還不包括：

•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用損失準備金的税後追回7200萬美元

•4,800萬美元的税後費用是聯邦競爭與委員會行政法法官於2023年2月對Keystone作出的初步裁決，該裁決涉及與2018年至2022年確認的金額有關的通行費相關投訴，其中包括5700萬美元的一次性税前費用和500萬美元的應計税前賬面費用

•與我們對Coastal GasLink LP的股權投資相關的2900萬美元税後減值費用

•Keystone XL管道項目400萬美元税後資產的保護和其他成本。

在2022年第四季度，可比收益還不包括：

•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月就與2021年和2020年反映的金額有關的通行費相關投訴發佈的關於Keystone的CER決定，將產生2,000萬美元的税後費用

•Keystone XL管道項目800萬美元税後資產的保護和其他成本

•與2021年Keystone XL資產減值費用和其他美國最低税收相關的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與終止活動相關的合同和法律義務估計值的減少所抵消

•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。

在2022年第三季度，可比收益還不包括：

•Keystone XL管道項目300萬美元税後資產的保護和其他成本。

在2022年第二季度，可比收益還不包括：

•Keystone XL管道項目300萬美元税後資產的保護和其他成本

•與墨西哥前幾年的所得税評估相關的和解所得税支出為200萬美元。