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EX-13.1 2 trp-06302025xmda.htm 管理层的讨论与分析 文件

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给股东的季度报告
2025年第二季度
管理层的讨论与分析
2025年7月30日
这份管理层讨论与分析（MD & A）包含有助于读者做出有关TC Energy Corporation（TC Energy）投资决策的信息。它讨论了我们截至2025年6月30日止三个月和六个月的业务、运营、财务状况、风险和其他因素，应与随附的截至2025年6月30日止三个月和六个月的未经审计简明综合财务报表一起阅读，这些报表是根据美国公认会计原则编制的。
本MD & A还应与我们2024年12月31日经审计的合并财务报表和附注以及我们2024年年度报告中的MD & A一起阅读。此处使用但未另行定义的大写和缩略词在我们的2024年年度报告中定义。某些比较数字已作调整，以反映本期间的列报方式。
2024年10月1日，TC Energy完成了将其液体管道业务分拆为一家新的公众公司South Bow Corporation（分拆交易）。分拆交易完成后，Liquids Pipelines业务作为已终止经营业务入账。除非另有说明，整个MD & A的讨论都基于持续运营。对上一年的业绩进行了重新调整，以反映持续经营业务和终止经营业务之间的拆分。参考我们的2024年年度报告及停止运营部分以获取更多信息。
TC Energy第二季度2025 | 1

前瞻性信息
我们披露前瞻性信息，以帮助读者了解管理层对我们未来计划和财务前景的评估以及我们整体的未来前景。
声明是前瞻是基于某些假设和我们今天所知道和期望的，通常包括诸如预期，预期，相信，可能，将，应该，估计或其他类似的词。
本MD & A中的前瞻性陈述包括以下信息，其中包括：
•我们的财务和运营业绩，包括我们子公司的业绩
•对增长和扩张的战略和目标的期望，包括收购
•与投资组合管理一起可用的预期现金流和未来融资选择
•关于正在进行和未来交易的规模、结构、时间、条件和结果的预期
•预期股息增长
•预期获得资金的途径和成本
•预期能源需求水平
•计划项目的预期成本和时间表，包括在建和开发中的项目
•预期资本支出、合同义务、承诺和或有负债，包括环境修复费用
•预期的监管过程和结果
•法律诉讼的预期结果，包括仲裁和保险索赔
•未来税务和会计变更的预期影响
•我们的可持续发展和GHG减排计划报告中包含的承诺和目标，包括与我们的GHG排放强度降低目标相关的声明
•预期的行业、市场和经济状况，以及正在进行的贸易谈判，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业绩。由于与我们的业务相关的假设、风险或不确定性或在本MD & A日期之后发生的事件，实际事件和结果可能存在显着差异。
我们的前瞻性信息基于以下关键假设，并受到以下风险和不确定性的影响：
假设
•实现收购和资产剥离的预期影响，包括分拆交易
•监管决定和结果
•计划和非计划停电以及我们的管道、电力和存储资产的利用
•我们资产的完整性和可靠性
•预计建造成本、时间表和完工日期
•进入资本市场，包括投资组合管理
•预期的行业、市场和经济状况，包括这些对我们的客户和供应商的影响
•通货膨胀率、商品和劳动力价格
•利息、税收和外汇汇率
•套期保值的性质和范围。




2 | TC Energy第二季度2025

风险和不确定性
•实现收购和资产剥离的预期影响，包括分拆交易
•我们成功实施战略优先事项的能力以及它们是否会产生预期收益
•我们实施与股东价值最大化相一致的资本配置战略的能力
•我们的管道、发电和存储资产的经营业绩
•在我们的管道业务中出售的产能数量和实现的费率
•因电厂可用性而产生的产能付款和发电资产收入金额
•供应盆地内的生产水平
•建设和完成基本建设项目
•劳动力、设备和材料的成本、可用性和通胀压力
•商品的可获得性和市场价格
•以竞争性条件进入资本市场
•利息、税收和外汇汇率
•我们交易对手的履约和信用风险
•监管决定和法律程序的结果，包括仲裁和保险索赔
•我们有效预测和评估政府政策和法规变化的能力，包括与环境相关的变化
•我们实现有形资产价值和合同回收的能力
•我们经营业务的竞争
•意外或异常天气
•公民抗命行为
•网络安全和技术发展
•可持续发展相关风险，包括气候相关风险和能源转型对我们业务的影响
•经济和政治状况，以及北美正在进行的贸易谈判，以及全球
•全球健康危机，例如流行病和流行病，以及与之相关的影响。
您可以在这份MD & A和我们向加拿大证券监管机构和SEC提交的其他报告中阅读有关这些因素和其他因素的更多信息，包括我们2024年年度报告中的MD & A。
由于实际结果可能与前瞻性信息有很大差异，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前景用于其预期目的以外的任何事情。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。
TC Energy第二季度2025 | 3

财务亮点
我们使用某些在GAAP下没有标准化含义的财务指标，因为我们认为它们提高了我们在报告期之间比较结果的能力，并增强了对我们经营业绩的理解。被称为非GAAP衡量标准，它们可能无法与其他公司提供的类似衡量标准进行比较。
可比EBITDA、可比收益和来自持续经营和终止经营业务的可比每股普通股收益以及经营业务产生的可比资金都属于非公认会计准则衡量标准。有关更多信息，请参阅Non-GAAP措施部分，以及每个业务部门、财务状况和终止经营部分，以便与最直接可比的GAAP措施进行调节。
除非另有说明，整个MD & A的讨论都基于持续运营。对上一年的业绩进行了重新调整，以反映持续经营业务和终止经营业务之间的拆分。
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元，每股金额除外） 2025
20241
2025
20241
收入        
收入 3,744  3,327 7,367  6,836
归属于普通股的净收益（亏损）
833  963 1,811  2,166
来自持续经营
862  804 1,840  1,792
来自已终止经营业务
(29) 159 (29) 374
每股普通股净收益（亏损）–基本
$0.80  $0.93 $1.74  $2.09
来自持续经营
$0.83  $0.78 $1.77  $1.73
来自已终止经营业务
($0.03) $0.15 ($0.03) $0.36
可比EBITDA2
2,625  2,694 5,334  5,784
来自持续经营
2,625  2,348 5,334  5,018
来自已终止经营业务
—  346 —  766
可比收益2
848  978 1,831  2,262
来自持续经营
848  822 1,831  1,877
来自已终止经营业务
—  156 —  385
每股普通股可比收益2
$0.82  $0.94 $1.76  $2.18
来自持续经营
$0.82  $0.79 $1.76  $1.81
来自已终止经营业务
—  $0.15 —  $0.37
宣派股息    
每普通股
$0.85 
3
$0.96 $1.70 
3
$1.92
已发行基本普通股（百万）
     
–该期间的加权平均 1,040  1,037 1,040  1,037
–期末已发行未偿还 1,040  1,037 1,040  1,037
1对上一年的业绩进行了重新调整，以反映持续经营业务和终止经营业务之间的拆分。
2有关最直接可比的GAAP衡量标准的更多信息，请参见Non-GAAP衡量标准部分。
3反映分拆交易后宣布的股息。
4 | TC Energy第二季度2025

三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元）
2025 2024 2025 2024
现金流1
       
经营活动提供的现金净额2,3
2,173  1,655 3,532  3,697
运营产生的可比资金2,3
1,964  1,874 3,913  4,310
资本支出4
1,379  1,591 3,188  3,488
股权处置，扣除交易费用5
—  464 —  426
1包括持续经营和终止经营。
2有关最直接可比的GAAP衡量标准的更多信息，请参见Non-GAAP衡量标准部分。
3包括Liquids Pipeline截至2024年6月30日止三个月和六个月的收益，而2025年同期Liquids Pipeline的收益为零。有关更多信息，请参阅终止运营部分和我们的2024年年度报告。
4资本支出反映了与我们的资本支出、开发中的资本项目和对股权投资的贡献相关的现金流。有关更多信息，请参阅我们的简明综合财务报表附注4，分部信息。
5包含在简明综合现金流量表的融资活动部分。
TC Energy第二季度2025 | 5

合并结果
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元，每股金额除外） 2025
20241
2025
20241
加拿大天然气管道 551  514 1,067  1,015
美国天然气管道 907  762 2,016  1,805
墨西哥天然气管道 191  266 402  478
电力和能源解决方案 312  220 447  472
企业 (7) (26) (12) (87)
分部总收益（亏损） 1,954  1,736 3,920  3,683
利息支出 (847) (783) (1,687) (1,563)
建设期间使用资金备抵 114  184 362  341
汇兑收益（损失），净额 69  (67) 112  (40)
利息收入及其他 49  68 100  143
所得税前持续经营收入（亏损）
1,339  1,138 2,807  2,564
持续经营的所得税（费用）回收
(337) (148) (630) (392)
持续经营净收入（亏损）
1,002  990 2,177  2,172
终止经营业务净收入（亏损），税后净额
(29) 159 (29) 374
净收入（亏损）
973  1,149 2,148  2,546
归属于非控股权益的净（收入）亏损
(112) (159) (281) (330)
归属于控股权益的净收益（亏损）
861  990 1,867  2,216
优先股股息 (28) (27) (56) (50)
归属于普通股的净收益（亏损）
833  963 1,811  2,166
每股普通股净收益（亏损）–基本
$0.80  $0.93 $1.74  $2.09
来自持续经营 $0.83  $0.78 $1.77  $1.73
来自已终止经营业务
($0.03) $0.15 ($0.03) $0.36
1对上一年的业绩进行了重新调整，以反映持续经营业务和终止经营业务之间的拆分。
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元）
2025
20241
2025
20241
归属于普通股的金额
持续经营净收入（亏损）
1,002  990 2,177  2,172
归属于非控股权益的净（收入）亏损
(112) (159) (281) (330)
持续经营业务归属于控股权益的净收益（亏损） 890  831 1,896  1,842
优先股股息 (28) (27) (56) (50)
归属于普通股的持续经营净收益（亏损）
862  804 1,840  1,792
终止经营业务净收入（亏损），税后净额
(29) 159 (29) 374
归属于普通股的净收益（亏损）
833  963 1,811  2,166
1对上一年的业绩进行了重新调整，以反映持续经营业务和终止经营业务之间的拆分。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月，来自持续经营业务的归属于普通股的净收入（亏损）增加了5800万美元或每股普通股0.05美元，增加了4800万美元或每股普通股0.04美元。

6 | TC Energy第二季度2025

非公认会计原则措施
这份MD & A引用了非公认会计原则的衡量标准，如下表所述。这些措施没有GAAP规定的任何标准化含义，因此可能无法与其他实体提出的类似措施进行比较。我们的总裁兼首席执行官、管理层和董事会在评估我们的业绩并就我们业务的持续运营及其产生现金流的能力做出决策时，会定期审查这些措施。投资者和我们财务报表的其他外部用户也可能将部分或全部这些措施用作补充措施，以提供有关我们的同期业绩和产生对我们持续运营至关重要的收益的能力的决策有用信息。本MD & A通篇关于影响可比未计利息、税项、折旧和摊销前利润（可比EBITDA）和可比息税前利润（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，除非另有说明。
可比措施
我们通过调整特定项目的某些公认会计原则措施来计算可比措施，我们认为这些项目意义重大，但不能反映我们在该期间的基本业务。除本文另有说明外，这些可比计量是在不同时期的一致基础上计算的，并酌情针对每个时期的特定项目进行调整。
我们在报告可比措施中针对特定项目进行调整的决定是主观的，是经过认真考虑后作出的。我们对调整保持一致的态度，这些调整通常属于以下描述的类别：
•就其性质而言，它们是不寻常的、不常见的和可与我们的正常业务运营分开识别的，并且在我们看来，它们并不反映我们在该期间的基本运营，通常包括以下内容：
◦出售资产或持有待售资产的收益或损失；商誉、厂房、物业和设备、股权投资和其他资产的减值；法律、合同和其他不经常的结算；收购、整合和重组成本；对墨西哥租赁和某些合同资产的净投资的预期信用损失准备金；立法和已颁布的税率变化以及不寻常的退税/付款和估值备抵调整产生的影响
•与公允价值调整和公司间贷款的未实现外汇相关的未实现损益，这些未反映我们基础业务在本期产生的已实现损益或现金影响，一般包括以下内容：
◦与金融和商品价格风险管理活动相关的衍生工具公允价值变动产生的未实现损益；与我们在Bruce Power风险管理活动中的比例份额及其投资于退休后福利的资金相关的未实现公允价值调整；影响合并收益的公司间贷款的未实现外汇损益。
下表列出了我们的非GAAP衡量标准与其最直接可比的GAAP衡量标准。这些措施适用于我们的每一项持续经营业务和终止经营业务。我们的可比措施与其GAAP措施的量化对账以及对截至2025年6月30日的三个月和六个月以及比较期间所做的具体调整的讨论在本MD & A中随处可见。
非公认会计原则计量 GAAP衡量标准
可比EBITDA 分部收益（亏损）
可比EBIT 分部收益（亏损）
可比收益 归属于普通股的净收益（亏损）
每股普通股可比收益 每股普通股净收益（亏损）
运营产生的资金 经营活动提供的现金净额
运营产生的可比资金 经营活动提供的现金净额
TC Energy第二季度2025 | 7

可比EBITDA和可比息税前利润
可比EBITDA表示根据可比措施部分中描述的特定项目调整的分部收益（亏损），不包括折旧和摊销费用。我们使用可比EBITDA作为衡量我们持续经营收益的指标，因为它是衡量我们业绩的有用指标，也是在综合基础上呈现的。可比EBIT代表针对特定项目调整的分部收益（亏损），是评估每个分部趋势的有效工具。有关与分部收益（亏损）的对账，请参阅每个业务分部和终止经营部分。
业务产生的资金和业务产生的可比资金
运营产生的资金反映运营营运资本变动前运营提供的现金净额。营运资本变动的组成部分在我们的2024年合并财务报表中披露。运营产生的可比资金根据可比措施部分所述特定项目的现金影响进行了调整。我们认为，运营产生的资金和运营产生的可比资金是衡量我们综合运营现金流的有用指标，因为它们不包括营运资金余额的波动，这些波动不一定反映同期的基础运营，并用于提供我们业务现金产生能力的一致衡量标准。有关与运营提供的净现金的对账，请参阅财务条件部分。
可比收益和每股普通股可比收益
可比收益指合并基础上归属于普通股股东的收益，并根据可比措施部分中描述的特定项目进行了调整。可比收益包括分部收益（亏损）、利息费用、AFUDC、外汇（收益）损失、净额、利息收入和其他、所得税费用（回收）、归属于非控股权益的净收益（亏损）和我们简明综合损益表中的优先股股息，并根据具体项目进行了调整。我们使用可比收益来衡量我们来自持续运营的收益，因为它是衡量我们业绩的有用指标，也是在综合基础上呈现的。请参阅下一页和终止经营部分，了解我们的持续经营和终止经营与归属于普通股的净收入（亏损）和每股普通股的净收入（亏损）的对账。
可比收益和每股普通股可比收益-来自持续经营业务
以下具体项目在归属于普通股的持续经营净收益（亏损）中确认，不包括在持续经营可比收益中：
2025年业绩
•截至2025年6月30日止三个月和六个月，TransCanada PipeLines Limited（TCPL）与Transportadora de Gas Natural de la Huasteca（TGNH）之间以比索计价的公司间贷款的税前未实现外汇损失净额分别为1.32亿美元和1.29亿美元，扣除非控股权益
•截至2025年6月30日止三个月和六个月的税前亏损分别为9300万美元和9100万美元，原因是与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拨备，扣除非控股权益。
2024年结果
•2024年第二季度税前收益4800万美元，与出售美国天然气管道和加拿大天然气管道的非核心资产有关
•截至2024年6月30日止三个月和六个月，TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的税前未实现汇兑损失净额300万美元和未实现汇兑收益净额5200万美元，扣除非控股权益
•截至2024年6月30日止三个月和六个月的税前回收300万美元和2400万美元，用于与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拨备，扣除非控股权益
•与2024年第一季度非经常性第三方和解相关的3400万美元税前费用
•2024年第二季度与NGTL系统所有权转让相关的税前成本1000万美元
•与2024年第一季度Focus项目成本相关的税前费用为1000万美元。

8 | TC Energy第二季度2025

归属于普通股的净收入（亏损）与可比收益的对账-来自持续经营
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元，每股金额除外） 2025
20241
2025
20241
归属于普通股的持续经营净收益（亏损）
862  804 1,840  1,792
具体项目（税前）：
出售非核心资产（收益）亏损 —  (48) —  (48)
外汇（收益）损失，净–公司间贷款2
132  3 129  (52)
租赁净投资的预期信用损失准备金和
墨西哥的某些合同资产3
93  (3) 91  (24)
第三方结算 —  — —  34
焦点项目成本4
—  — —  10
NGTL系统所有权转移成本 —  10 —  10
Bruce Power未实现公允价值调整 (8) (4) (18) 1
风险管理活动5
(274) 55 (255) 186
与特定项目有关的税收6
43  5 44  (32)
持续经营业务的可比收益
848  822 1,831  1,877
来自持续经营业务的每股普通股净收益（亏损）
$0.83  $0.78 $1.77  $1.73
具体项目（税后净额）
(0.01) 0.01 (0.01) 0.08
来自持续经营业务的每股普通股可比收益
$0.82 $0.79 $1.76 $1.81
1前一年的业绩已被重新调整，以仅反映持续经营业务。
22023年，TCPL和TGNH成为一项无担保循环信贷融资的缔约方。应收贷款和应付贷款在合并时予以抵销；但是，由于每个实体报告其财务业绩的货币不同，因此会对反映应收贷款和应付贷款重估和换算为TC Energy报告货币的净收入产生影响。由于这些金额不能准确反映结算时将实现的金额，我们从可比计量中剔除应收贷款的未实现汇兑损益，以及相应的应付贷款的未实现汇兑损益，扣除非控股权益。
32022年，TGNH和CFE执行了将几条天然气管道合并在一个TSA下的协议。由于该TSA包含租赁，我们在简明综合资产负债表中确认了租赁净投资金额，并确认了与墨西哥租赁和某些合同资产净投资相关的预期信用损失准备金，该准备金将根据不断变化的经济假设和前瞻性信息在不同时期波动。这一拨备不反映当期根据这一租赁安排或我们的基础业务产生的损失或现金流出，因此，我们已将任何未实现的变动（扣除非控股权益）排除在可比计量之外。有关更多信息，请参阅我们的简明综合财务报表附注12，风险管理和金融工具。
4在2022年，我们启动了焦点项目，其好处表现为增强安全性、生产力和成本效益，预计将在长期内实现。在2023和2024年，我们在工厂运营成本和其他方面确认了费用，用于外部咨询和遣散费，其中一些费用无法通过监管和商业收费结构收回。
TC Energy第二季度2025 | 9

5
风险管理活动
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元） 2025 2024 2025 2024
  美国天然气管道 64  (40) 58  (63)
加拿大电力 19  3 (22) 60
美国电力 3  (7) 2  (11)
  天然气储存库 9  20 (20) (70)
外汇
179  (31) 237  (102)
274  (55) 255  (186)
  归属于风险管理活动的所得税 (67) 14 (62) 46
 
风险管理活动未实现收益（损失）总额
207  (41) 193  (140)
6
有关更多信息，请参阅公司部分。
与可比收益的可比EBITDA-来自持续经营
来自持续经营业务的可比EBITDA代表按上一页所述具体项目调整的分部收益（亏损），不包括折旧和摊销费用。有关我们对可比EBITDA进行调节的更多信息，请参阅每个业务部门。
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元，每股金额除外） 2025
20241
2025
20241
加拿大天然气管道 923  846 1,813  1,692
美国天然气管道 1,089  1,003 2,456  2,309
墨西哥天然气管道 319  286 552  500
电力和能源解决方案 301  227 525  547
企业 (7) (14) (12) (30)
来自持续经营业务的可比EBITDA
2,625  2,348 5,334  5,018
折旧及摊销 (671) (633) (1,349) (1,268)
利息支出
(847) (783) (1,687) (1,563)
建设期间使用资金备抵 114  184 362  341
汇兑收益（损失），计入可比收益的净额 55  (51) 45  (8)
利息收入及其他
49  68 100  143
计入可比收益的所得税（费用）回收 (294) (143) (586) (424)
计入可比收益的归属于非控股权益的净（收入）亏损 (155) (141) (332) (312)
优先股股息 (28) (27) (56) (50)
持续经营业务的可比收益
848  822 1,831  1,877
来自持续经营业务的每股普通股可比收益 $0.82  $0.79 $1.76  $1.81
1前一年的业绩已被重新调整，以仅反映持续经营业务。
10 | TC Energy第二季度2025

来自持续经营业务的可比EBITDA – 2025年对比2024年
与2024年同期相比，截至2025年6月30日止三个月的可比EBITDA增加了2.77亿美元，这主要是由于以下因素的净影响：
•加拿大天然气管道的EBITDA增加，主要是由于更高的流通成本和沿海GasLink的贡献增加
•电力和能源解决方案EBITDA增加，主要是由于合同价格上涨和发电量增加导致Bruce Power的贡献增加，部分被加拿大电力公司较低的实际电价所抵消
•美国天然气管道以美元计价的EBITDA增加，主要是由于哥伦比亚天然气公司的收益在申请自2025年4月1日起生效的更高运输费率后净增加，但须在费率程序解决后予以退还，投入使用的项目的增量收益和额外的合同销售，部分被出售波特兰天然气输送系统（PNGTS）导致的收益减少所抵消，该系统已于2024年8月完成，以及我们的股权投资收益减少
•墨西哥天然气管道公司以美元计价的EBITDA增加，主要是由于TGNH的收益增加
主要与东南门户管道完工有关，部分被较低的权益收益所抵消
德克萨斯州南部因比索计价的财务风险和更高的所得税费用
•在我们以美元计价的业务中，美元走强对加元等值可比EBITDA的积极外汇影响，按2025年1.38的汇率换算，而2024年为1.37。有关更多信息，请参阅外汇部分。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日止六个月的可比EBITDA增加了3.16亿美元，这主要是由于以下因素的净影响：
•加拿大天然气管道的EBITDA增加，主要是由于更高的流通成本和沿海GasLink的贡献增加
•美国天然气管道以美元计价的EBITDA增加，主要是由于哥伦比亚天然气公司的收益在申请自2025年4月1日起生效的更高运输费率后净增加，但须在费率程序得到解决后予以退还，投入使用的项目的增量收益和额外的合同销售，部分被2024年8月完成的PNGTS出售导致的收益减少和我们的股权投资收益减少所抵消
•墨西哥天然气管道公司以美元计价的EBITDA增加，主要是由于TGNH的收益增加
主要与东南门户管道完工有关，部分被较低的权益收益所抵消
德克萨斯州南部因比索计价的财务风险和更高的所得税费用
•电力和能源解决方案EBITDA下降，主要是由于加拿大电力公司的已实现电价下降和艾伯塔省已实现天然气储存价差下降，部分被布鲁斯电力公司的净贡献所抵消，这主要是由于合同价格上涨、发电量减少主要是由于开始进行4号机组主要部件更换（MCR）以及运营成本增加
•在我们以美元计价的业务中，美元走强对加元等值可比EBITDA产生了积极的外汇影响，按2025年1.41的汇率换算，2024年为1.36。有关更多信息，请参阅外汇部分。
由于在我们的加拿大费率管制管道中对包括折旧、财务费用和所得税在内的某些成本进行了流转式处理，这些成本的变化影响了我们的可比EBITDA，尽管对净收入没有显着影响。
TC Energy第二季度2025 | 11

持续经营业务的可比收益– 2025年对比2024年
与2024年同期相比，截至2025年6月30日止三个月的可比收益增加了2600万美元或每股普通股0.03美元，这主要是由于以下因素的净影响：
•上述可比EBITDA的变化
•所得税费用增加主要是由于墨西哥外汇风险、收入的地域和业务组合变化以及更高的流动所得税的影响
•AFUDC降低主要是由于东南门户管道完工，部分被美国天然气管道项目的资本支出所抵消
•较高的利息支出主要是由于较低的资本化利息、美元走强对以美元计价的利息支出以及长期债务发行和到期的换算产生的外汇影响
•折旧和摊销增加主要是由于2025-2029年收入要求结算下NGTL系统的折旧率增加
•由于短期投资赚取的利息减少，利息收入和其他
•归属于非控股权益的净收益增加，原因是从哥伦比亚确认的净收益的净影响
天然气和哥伦比亚海湾资产，2025年第二季度完成东南门户管道和出售
分别于2024年第二季度和第三季度将TGNH的13.01%非控股股权转让给CFE和剥离PNGTS
•风险管理活动用于管理我们在墨西哥的净负债和以美元计价的收入的外汇敞口，将我们以比索计价的净货币负债重估为美元，以及2024年第二季度部分偿还TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的已实现净收益。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日止六个月的可比收益减少了4600万美元或每股普通股0.05美元，这主要是由于以下因素的净影响：
•上述可比EBITDA的变化
•所得税费用增加主要是由于墨西哥外汇敞口、更高的流动所得税以及收益的地域和业务组合变化的影响
•较高的利息支出主要是由于较低的资本化利息、美元走强对以美元计价的利息支出以及长期债务发行和到期的换算产生的外汇影响
•折旧和摊销增加主要是由于2025-2029年收入要求结算下NGTL系统的折旧率增加
•由于短期投资赚取的利息减少，利息收入和其他
•归属于非控股权益的净收益增加，原因是从哥伦比亚确认的净收益的净影响
天然气和哥伦比亚海湾资产，2025年第二季度完成东南门户管道和出售
分别于2024年第二季度和第三季度将TGNH的13.01%非控股股权转让给CFE和剥离PNGTS
•风险管理活动用于管理我们在墨西哥的净负债和以美元计价的收入的外汇敞口，将我们以比索计价的净货币负债重估为美元，以及2024年第二季度部分偿还TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的已实现净收益
•AFUDC走高主要是由于东南门户管道的AFUDC记录到2025年第二季度完工，部分被Villa de Reyes管道南段的AFUDC暂停以及美元走强对等值加元造成的外汇影响所抵消。

12 | TC Energy第二季度2025

补充财务措施
净资本支出
净资本支出指增长项目、维护资本支出、对股权投资和发展中项目的贡献所产生的资本成本，并根据归属于我们控制的实体的非控制性权益的部分进行调整。净资本支出反映了该期间发生的资本成本，不包括现金支付时间的影响。与我们的资本计划相比，我们使用净资本支出作为评估我们在管理资本支出活动方面的绩效的关键衡量标准。
净资本支出不包括与CFE在TGNH资本支出中的少数权益相关的调整，这些项目包括TGNH和CFE之间的2022年战略联盟的一部分，包括Villa de Reyes、Southeast Gateway和Tula。CFE在2024年第二季度获得TGNH 13.01%股权的贡献包括考虑其在已批准项目所需出资中的比例份额。净资本支出将根据TGNH未来批准的任何新资本项目进行调整。
展望
可比EBITDA和可比收益
我们对2025年整体可比EBITDA和可比每股普通股收益的展望与我们的2024年年度报告保持一致。
合并资本支出
我们在2024年年度报告中概述的2025年预期总资本支出基本保持不变。
TC Energy第二季度2025 | 13

资本计划
我们正在根据我们的资本计划开发高质量的项目。这些长寿命基础设施资产得到与信誉良好的交易对手的长期商业安排和/或受监管的商业模式的支持，预计将产生收益和现金流的增长。
我们的资本计划包括大约210亿美元的担保项目，这些项目代表商业支持的承诺项目，这些项目要么正在建设中，要么正处于或准备开始许可阶段。
我们业务的三年维护资本支出包含在担保项目表中。我们受监管的加拿大和美国天然气管道的维护资本支出被添加到费率基础上，在此基础上，我们有机会通过当前或未来的通行费赚取回报并收回这些支出，这与我们在这些管道上的产能资本项目类似。
我们将沿着我们广泛的北美资产足迹的大约58亿美元的天然气管道容量项目投入服务，其中包括东南门户管道。该期间发生了约8亿美元的维护资本支出。
由于天气、市场条件、路线细化、土地征用、许可条件、调度和监管许可的时间安排等因素，以及其他潜在的限制和不确定性，包括劳动力和材料方面的通胀压力，所有项目都将受到成本和时间调整的影响。金额不包括资本化利息和AFUDC（如适用）。
除了我们的担保项目外，我们正在我们的每个业务部门中寻求一系列处于不同发展阶段的优质项目，正如我们在2024年年度报告中所讨论的那样。除非另有说明，正在开发的项目在时间安排和预计项目成本方面具有更大的不确定性，并需获得公司和监管机构的批准。虽然每个业务部门也有进一步进行中的业务发展活动和增长机会的额外重点领域，但新的机会将在我们的资本分配框架内进行评估，以适应我们的年度资本支出参数。随着这些项目的推进并达到必要的里程碑，它们将被包含在下一页的Secured Projects表中。有关我们的担保项目和正在开发的项目的更新，请参阅最近的发展部分。

14 | TC Energy第二季度2025

担保项目
下表中提到的估计和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的项目相关的资本支出的100%，以及我们在股权投资中为基金项目提供的股权贡献的份额。
预计
在役日期
估计数
项目成本
2025年6月30日发生的项目成本
（十亿美元）
加拿大天然气管道1
NGTL系统
2025 0.2 0.2
2026
0.5
2
0.2
2027+
0.6
2
—
受监管的维护资本支出
2025-2027
2.5 0.3
美国天然气管道
VR项目
2025
美国0.5 美国0.3
WR项目
2025 美国0.7 美国0.4
Gillis Access – Extension
2026-2027
美国0.4 美国0.1
中心地带项目 2027 美国0.9 美国0.1
Northwoods项目
2029 美国0.9 —
Pulaski和Maysville项目
2029
美国0.8 —
东南弗吉尼亚储能项目
2030
美国0.3 —
其他资本3
2025-2028
美国1.4 美国0.4
受监管的维护资本支出
2025-2027
美国2.3 美国0.3
墨西哥天然气管道
Villa de Reyes –南段4
— 美国0.4 美国0.3
图拉5
— 美国0.4 美国0.3
电力和能源解决方案
Bruce Power – Unit 3 MCR 2026 1.1 1.0
Bruce Power – Unit 4 MCR6
2028 0.9 0.3
Bruce Power – Unit 5 MCR6
2030 1.1 0.2
Bruce Power –延寿7
2025-2031
1.8 0.7
其他
不可收回的维修资本支出8
2025-2027
0.4 —
18.1  5.1 
外汇对担保项目的影响9
3.2  0.8 
担保项目总数（港元）
21.3  5.9 
1我们为沿海GasLink-Cedar Link项目的估计成本提供资金的承诺股权份额为3700万美元。
2包括与已获得FID的多年增长计划（MYGP）内项目相关的金额。
3包括与我们美国天然气足迹的某些大范围维护项目相关的资本支出，因为这些项目具有监管恢复的离散性质。
4我们正在与CFE合作完成Villa de Reyes管道的剩余部分。在职日期将在解决悬而未决的利益相关者问题后确定。
5根据2022年签署的合同估计项目成本，这是作为TGNH战略联盟的一部分，由TC Energy和CFE。我们将继续与CFE评估Tula管道的开发和完工情况，但需视未来的FID和更新的成本估算而定。
6金额扣除加拿大政府于2024年2月宣布的预期投资税收抵免。
7反映到2027年资产管理计划、其他延长寿命项目和增量上调倡议下的投资金额。
8包括来自所有部门的不可回收的维护资本支出，主要与我们的电力和能源解决方案以及公司资产有关。
9反映2025年6月30日美国/加拿大外汇汇率为1.36。
TC Energy第二季度2025 | 15

加拿大天然气管道
以下是可比EBITDA和可比EBIT（我们的非GAAP衡量标准）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP衡量标准）的对账。
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元） 2025 2024 2025 2024
NGTL系统 639  598 1,276  1,199
加拿大主线 201  195 379  383
其他加拿大管道1
83  53 158  110
可比EBITDA 923  846 1,813  1,692
折旧及摊销 (372) (342) (746) (687)
可比EBIT
551  504 1,067  1,005
具体项目：
出售非核心资产收益（亏损） —  10 —  10
分部收益（亏损） 551  514 1,067  1,015
1包括Foothills、Ventures LP、Great Lakes Canada的业绩以及我们与对Trans Qu é bec & Maritimes（TQM）和Coastal GasLink的投资相关的收入的比例份额，以及与我们的加拿大天然气管道相关的一般、行政和业务发展成本。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月，加拿大天然气管道部门的收益分别增加了3700万美元和5200万美元，其中包括出售非核心资产的税前收益
2024年第二季度1000万美元，已从我们计算的可比EBITDA和
可比EBIT。
我们受利率管制的加拿大天然气管道的净收入主要受到我们批准的ROE、投资基础、视为普通股的水平和激励收益的影响。可比EBITDA受到这些因素的影响，以及折旧、财务费用和所得税的变化。这些额外项目不会对净收入产生重大影响，因为它们几乎完全在流动基础上被收入收回。
净收入和平均投资基础
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元） 2025 2024 2025 2024
净收入
NGTL系统 199  197 397  392
加拿大主线 66  60 123  115
平均投资基数
NGTL系统 19,350  19,413
加拿大主线 3,673  3,635
16 | TC Energy第二季度2025

与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月，NGTL系统的净收入分别增加了200万美元和500万美元，这主要是由于更高的激励收益。NGTL系统目前在CER批准的五年协商收入要求结算（2025-2029年NGTL结算）下运行，该结算于2025年1月1日开始，包括40%视为普通股的10.1%的批准ROE。此次和解为NGTL系统提供了更高的折旧率，如果通行费低于规定水平，或者如果开展了增长项目，则有机会以激励措施进一步提高折旧率。它还包括激励机制，以减少物理排放和排放合规成本，同时还为某些运营成本提供激励，其中与预计数量和排放节约的差异与客户共享。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月，加拿大主线的净收入分别增加了600万美元和800万美元，这主要是由于激励收益增加。加拿大主线在2021-2026年主线结算下运营，其中包括40%视为普通股的经批准的10.1%的ROE，以及在与客户的有益共享机制下降低管道成本和增加收入的激励措施。
可比EBITDA
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月，加拿大天然气管道的可比EBITDA分别增加了7700万美元和1.21亿美元，原因是：
•较高的流动折旧和所得税以及较高的激励收益，部分被NGTL系统较低的流动财务费用所抵消
•Coastal GasLink贡献增加，主要是由于该管道于2024年第四季度宣布投入商业使用。
折旧及摊销
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月的折旧和摊销分别增加了3000万美元和5900万美元，主要反映了根据2025-2029年收入要求结算，NGTL系统的折旧率增加。
TC Energy第二季度2025 | 17

美国天然气管道
以下是可比EBITDA和可比EBIT（我们的非GAAP衡量标准）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP衡量标准）的对账。
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元，除非另有说明） 2025 2024 2025 2024
哥伦比亚天然气公司1
432  366 884  804
安R 135  137 333  326
哥伦比亚海湾1
62  59 116  121
Great Lakes 38  41 109  110
GTN 62  39 122  94
PNGTS1,2
—  25 —  52
美国其他管道3
58  66 176  194
可比EBITDA 787  733 1,740  1,701
折旧及摊销 (177) (175) (353) (353)
可比EBIT 610  558 1,387  1,348
外汇影响 233  206 571  482
可比EBIT（港元）
843  764 1,958  1,830
具体项目：
出售非核心资产收益（亏损） —  38 —  38
风险管理活动 64  (40) 58  (63)
分部收益（亏损）（港元）
907  762 2,016  1,805
1包括非控制性权益。有关更多信息，请参阅公司部分。
2PNGTS的出售已于2024年8月完成。
3反映了我们在矿权业务（CEVCO）、North Baja、Gillis Access、Tuscarora、Bison、Crossroads的所有权的可比EBITDA以及我们在美国天然气营销业务Northern Border、Iroquois、Millennium和Hardy Storage的股权收入份额，以及与我们的美国天然气管道相关的一般、行政和业务发展成本。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月，美国天然气管道部门的收益分别增加了1.45亿美元和2.11亿美元，其中包括以下特定项目，这些项目已被排除在我们计算的可比EBITDA和可比息税前利润之外：
•2024年第二季度出售非核心资产的税前收益为3800万美元
•与我们的美国天然气营销业务相关的衍生工具公允价值变动产生的未实现损益。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月，美元走强对我们以美元计价的业务的加元等值分部收益产生了积极影响。有关更多信息，请参阅外汇部分。
我们美国天然气管道业务的收益通常受到合同量水平、交付量和收取的费率以及提供服务的成本的影响。Columbia Gas和ANR的业绩也受到其天然气储存能力和附带商品销售的合同和定价的影响。由于业务的季节性，天然气管道和储存量和收入通常在冬季月份更高。


18 | TC Energy第二季度2025

与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月，美国天然气管道的可比EBITDA分别增加了5400万美元和3900万美元，主要是由于以下因素的净影响：
•在申请自2025年4月1日起生效的更高运输费率后，哥伦比亚天然气公司的收益净增加，但可能会在完成和批准结算条款后进行修订。参考近期动态-美国天然气管道部分了解更多信息
•增长和投入使用的现代化项目带来的增量收益，以及ANR和GTN上额外合同销售带来的收益增加
•由于出售PNGTS导致收益下降，该交易已于2024年8月完成
•Iroquois和Millennium的股票收益减少
•由于运营成本增加，收入下降，这反映了我们整个足迹的系统利用率增加，以及投入使用的项目的财产税增加。
折旧及摊销
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月的折旧和摊销基本一致。
TC Energy第二季度2025 | 19

墨西哥天然气管道
以下是可比EBITDA和可比EBIT（我们的非GAAP衡量标准）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP衡量标准）的对账。
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元，除非另有说明） 2025 2024 2025 2024
TGNH1,2
159  61 223  124
德州南部3
1  77 27  102
托波洛班波 39  39 78  78
瓜达拉哈拉 14  15 31  30
Mazatl á n 17  18 34  34
可比EBITDA 230  210 393  368
折旧及摊销 (17) (17) (34) (34)
可比EBIT 213  193 359  334
外汇影响 81  70 144  120
可比EBIT（港元）
294  263 503  454
具体项目：
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2
(103) 3 (101) 24
分部收益（亏损）（港元）
191  266 402  478
1包括Tamazunchale、Villa de Reyes、Tula和Southeast Gateway管道已建成或运营的路段。
2包括非控制性权益。有关更多信息，请参阅公司部分。
3代表我们从管道建设和运营中获得的60%利息和费用的股权收入。
截至2025年6月30日的三个月和六个月，墨西哥天然气管道分部收益与2024年同期相比分别减少7500万美元和7600万美元，其中包括与TGNH在墨西哥的租赁和某些合同资产的净投资相关的预期信用损失准备金分别为1.03亿美元和1.01亿美元（2024年–分别收回300万美元和2400万美元）的未实现损失，这已被排除在我们计算的可比EBITDA和可比息税前利润之外。在2025年第二季度，我们完成了东南门户管道，并确认了销售型租赁的净投资。有关更多信息，请参阅我们简明合并财务报表的附注12，风险管理和金融工具以及附注13，TGNH战略联盟。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月，美元走强对我们在墨西哥以美元计价的业务的加元等值分部收益产生了积极影响。有关更多信息，请参阅外汇部分。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月，墨西哥天然气管道的可比EBITDA分别增加了2000万美元和2500万美元，原因是：
•TGNH收益增加主要与东南网关管道有关
•德克萨斯州南部的股权收益下降，主要是由于外汇影响重估
墨西哥比索走强和所得税费用增加导致的以比索计价的负债。我们使用外汇衍生品来管理以比索计价的敞口，其影响在国外是公认的
汇兑（收益）损失，简明综合损益表中的净额。请参阅外汇部分
了解更多信息。
20 | TC Energy第二季度2025

折旧及摊销
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月的折旧和摊销是一致的。在销售型租赁会计下，已完工的东南门户管道资产从厂房、物业和设备中终止确认，并在我们的简明综合资产负债表中记录为租赁投资净额，没有确认折旧费用。
TC Energy第二季度2025 | 21

电力和能源解决方案
以下是可比EBITDA和可比EBIT（我们的非GAAP衡量标准）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP衡量标准）的对账。
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元） 2025 2024 2025 2024
布鲁斯·鲍尔1
233  150 365  331
加拿大电力 70  87 115  168
天然气储存及其他2
(2) (10) 45  48
可比EBITDA 301  227 525  547
折旧及摊销 (28) (27) (56) (53)
可比EBIT 273  200 469  494
具体项目：
Bruce Power未实现公允价值调整 8  4 18  (1)
风险管理活动 31  16 (40) (21)
分部收益（亏损） 312  220 447  472
1代表我们从Bruce Power获得的股权收入份额。
2包括Fluvanna和Blue Cloud Wind Farms（Texas Wind Farms）的非控股权益，后者由A类会员权益组成。有关更多信息，请参阅公司部分。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月，电力和能源解决方案部门的收益分别增加了9200万美元和减少了2500万美元，其中包括以下特定项目，这些项目已被排除在我们计算的可比EBITDA和可比息税前利润之外：
•我们在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
•用于减少商品风险敞口的衍生工具公允价值变动产生的未实现损益。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月，电力和能源解决方案的可比EBITDA增加了7400万美元，这主要是由于以下因素的净影响：
•由于更高的合同价格、更少的停电天数导致发电量增加和更低的停电成本，Bruce Power的贡献增加，部分被更高的运营成本所抵消。有关更多信息，请参阅Bruce Power部分
•天然气储存和其他业绩增加主要是由于2025年第二季度业务发展成本降低，部分被我们美国营销业务的贡献减少所抵消
•加拿大电力公司财务业绩下降主要是由于实际电价下降。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的六个月，电力和能源解决方案的可比EBITDA减少了2200万美元，这主要是由于以下因素的净影响：
•加拿大电力公司财务业绩下降主要是由于较低的实际电价
•天然气储存和其他业绩减少主要是由于艾伯塔省已实现天然气储存价差降低以及我们美国营销业务的贡献减少，部分被业务发展活动减少所抵消
•由于更高的合同价格和更低的停电成本，Bruce Power的贡献增加，但部分被主要由于4号机组MCR开工和更高的运营成本导致的发电量减少所抵消。有关更多信息，请参阅Bruce Power部分。
折旧及摊销
截至2025年6月30日止三个月和六个月的折旧和摊销与2024年同期基本一致。
22 | TC Energy第二季度2025

布鲁斯·鲍尔
以下是我们在可比EBITDA和可比息税前利润的组成部分中所占的比例份额。
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元，除非另有说明） 2025 2024 2025 2024
列入可比EBITDA和可比EBIT的项目包括：
收入1
563  487 1,064  1,012
营业费用 (238) (244) (512) (497)
折旧及其他 (92) (93) (187) (184)
可比EBITDA和可比息税前利润2
233  150 365  331
Bruce Power –其他资讯    
工厂可用性3,4
98 % 78 % 92 % 85 %
计划停运天数4
—  116 65  160
计划外停运天数 10  15 23  21
销量（GWh）5
5,096  4,685 9,741  10,226
每兆瓦时实现电价6
$110  $102 $108  $98
1扣除为反映与IESO共享的运营成本效率而记录的金额（如适用）。
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该工厂可用于发电的时间百分比，无论它是否正在运行。
4不包括MCR停运天数。
5销量包括视同生成（如适用）。
6按实际和视同生成计算。每兆瓦时已实现电价包括已实现的订约活动损益和成本流转项目。不包括承包活动和非电力收入的未实现损益。
5号机组的计划停运于2025年第一季度完成。2号机组的计划维护预计将于2025年第三季度开始。
2025年1月31日4号机组退役开始MCR计划，预计恢复服务
2028年。
TC Energy第二季度2025 | 23

企业
以下是可比EBITDA和可比EBIT（我们的非GAAP衡量标准）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP衡量标准）的对账。
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元） 2025
20241
2025
20241
可比EBITDA
(7) (14) (12) (30)
折旧及摊销
—  (2) —  (3)
可比EBIT
(7) (16) (12) (33)
具体项目：
第三方结算 —  — —  (34)
焦点项目成本 —  — —  (10)
NGTL系统所有权转移成本 —  (10) —  (10)
分部收益（亏损） (7) (26) (12) (87)
1前一年的业绩已被重新调整，以仅反映持续经营业务。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月的企业分部亏损分别减少了1900万美元和7500万美元。公司分部亏损包括以下具体项目，这些项目已被排除在我们对可比EBITDA和可比EBIT的计算之外：
•与非经常性第三方和解相关的2024年第一季度税前费用为3400万美元（2500万美元）
•2024年第一季度与Focus项目成本相关的税前费用为1000万美元
•2024年第二季度与NGTL系统所有权转让相关的税前成本为1000万美元。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日止三个月和六个月的公司可比EBITDA分别增加了700万美元和1800万美元，这主要是由于2024年与TC Energy的公司服务和治理职能相关的分摊成本未分配给已终止的业务。
利息支出
 
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元） 2025
20241
2025
20241
长期债务和次级次级票据的利息支出
以加元计价 (202) (220) (397) (445)
美元计价 (429) (470) (858) (944)
外汇影响 (165) (172) (352) (338)
(796) (862) (1,607) (1,727)
其他利息和摊销费用 (53) (47) (85) (87)
资本化利息 2  66 5  134
分配给已终止业务的利息支出
—  60 —  117
利息支出 (847) (783) (1,687) (1,563)
1前一年的业绩已被重新调整，以仅反映持续经营业务。
24 | TC Energy第二季度2025

与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月的利息支出分别增加了6400万美元和1.24亿美元，这主要是由于以下因素的净影响：
•由于沿海GasLink管道宣布于2024年第四季度投入商业运营，资本化利息降低
•2025年不分配给已终止经营业务的利息支出
•长期债务发行和到期，包括TCPL于2024年第四季度完成的现金要约收购导致的较低利息支出。有关更多信息，请参阅我们的2024年年度报告和财务状况部分
•美元走强对换算以美元计价的利息支出的外汇影响。
建设期间使用资金的津贴
  三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元） 2025 2024 2025 2024
以加元计价 13  8 24  17
美元计价 72  128 238  238
外汇影响 29  48 100  86
建设期间使用资金备抵 114  184 362  341
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月，AFUDC分别减少了7000万美元和增加了2100万美元。
截至2025年6月30日止三个月的AFUDC减少主要是由于东南门户管道完工和Villa de Reyes管道南段的AFUDC于2025年第一季度暂停，原因是在未决的利益相关者问题得到解决之前项目的持续施工延误，部分被我们美国天然气管道项目的资本支出所抵消。
截至2025年6月30日止六个月的AFUDC增加主要是由于东南门户管道的AFUDC记录到2025年第二季度完工，部分被2025年第一季度Villa de Reyes管道南段的AFUDC暂停以及美元走强对等值加元造成的外汇影响所抵消。
外汇收益（损失），净额
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元） 2025 2024 2025 2024
汇兑收益（损失），计入可比收益的净额 55  (51) 45  (8)
具体项目：
外汇收益（损失），净–公司间贷款1
(165) 15 (170) 70
风险管理活动 179  (31) 237  (102)
汇兑收益（损失），净额
69  (67) 112  (40)
1包括非控制性权益。有关更多信息，请参阅归属于非控股权益的净（收入）亏损。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月的外汇收益（损失）净额分别变化了1.36亿美元和1.52亿美元。以下具体项目已从我们计算的汇兑收益（损失）中删除，净额计入可比收益：
•TCPL与TGNH之间以比索计价的公司间贷款的未实现汇兑损益
•用于管理我们外汇风险的衍生工具公允价值变动产生的未实现损益。有关更多信息，请参阅金融风险和金融工具部分。

TC Energy第二季度2025 | 25

汇兑收益（损失），计入可比收益的净额变动1.06亿美元和5300万美元
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月。这些变化主要是由于
净效应：
•用于管理我们对墨西哥净负债和美元计价收入的外汇敞口的风险管理活动
•将我们以美元计价的资产和负债重估为加元，2025年的外汇收益与2024年的外汇损失相比
•将我们以比索计价的净货币负债重估为美元，2025年的外汇损失与2024年的外汇收益相比
•2024年第二季度因部分偿还TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款而实现的净收益。
利息收入和其他
  三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元） 2025
20241
2025
20241
利息收入及其他 49  68 100  143
1前一年的业绩已被重新调整，以仅反映持续经营业务。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月的利息收入和其他减少了1900万美元和4300万美元，原因是短期投资赚取的利息减少，部分被其他受限制投资的公允价值变动所抵消。
所得税（费用）回收
  三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元） 2025
20241
2025
20241
计入可比收益的所得税（费用）回收 (294) (143) (586) (424)
具体项目：
外汇收益（损失），净–公司间贷款
(4) — (6) —
出售非核心资产收益 —  15 —  15
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
30  (1) 29  (7)
第三方结算 —  — —  8
焦点项目成本 —  — —  2
NGTL系统所有权转移成本 —  (32) —  (32)
Bruce Power未实现公允价值调整 (2) (1) (5) —
风险管理活动 (67) 14 (62) 46
所得税（费用）回收 (337) (148) (630) (392)
1前一年的业绩已被重新调整，以仅反映持续经营业务。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月的所得税费用分别增加了1.89亿美元和2.38亿美元。在整个MD & A中参考的特定项目的所得税影响已反映在我们对包含在可比收益中的所得税费用的计算中。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月，包括在可比收益中的所得税费用分别增加了1.51亿美元和1.62亿美元，这主要是由于墨西哥外汇风险、更高的流动所得税以及收益的地域和业务组合变化的影响。
26 | TC Energy第二季度2025

归属于非控制性权益的净（收入）损失
非控股权益
所有权在
2025年6月30日
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元） 2025 2024 2025 2024
哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司 40 % (151) (129) (322) (290)
德州风力发电场1
100 % 9  9 19  11
TGNH2
13.01 % (13) (10) (29) (10)
PNGTS3
— —  (11) —  (23)
计入可比收益的归属于非控股权益的净（收入）亏损
(155) (141) (332) (312)
具体项目：
外汇（收益）损失，净–公司间贷款 33  (18) 41  (18)
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
10  — 10  —
归属于非控股权益的净（收入）亏损 (112) (159) (281) (330)
1税收股权投资者拥有100%的A类会员权益，其中分配了一定比例的收益、税收属性和现金流。我们拥有100%的乙类会员权益。
22024年第二季度，CFE成为TGNH的合作伙伴，持有TGNH 13.01%的股权。有关更多信息，请参阅最近的发展–墨西哥天然气管道部分。
3 PNGTS的出售已于2024年8月15日完成。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月，归属于非控股权益的净利润分别减少了4700万美元和4900万美元，其中包括以下特定项目，这些项目已被排除在我们计算可比收益中包含的归属于非控股权益的净（收入）亏损之外：
•应付TCPL的TGNH比索计价公司间贷款的未实现外汇损益的非控股权益部分
•与TGNH在墨西哥的租赁和某些合同资产净投资有关的预期信用损失拨备。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月，可比收益中包含的归属于非控股权益的净利润分别增加了1400万美元和2000万美元，原因是：
•哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司资产确认的净收入增加
•2024年第三季度PNGTS的剥离
•东南门户管道2025年第二季度完工出售13.01%
TGNH的非控股股权于2024年第二季度转让给CFE。有关更多信息，请参阅最近的发展–墨西哥天然气管道部分。
优先股股息
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元） 2025 2024 2025 2024
优先股股息 (28) (27) (56) (50)
截至2025年6月30日止三个月的优先股股息基本保持一致，与2024年同期相比，截至2025年6月30日止六个月的优先股股息增加了600万美元，这主要是由于2024年系列1、7和9优先股的股息率重置。
2025年6月30日，104,778股系列3优先股在一对一的基础上转换为系列4优先股，1,822，829股系列4优先股在一对一的基础上转换为系列3优先股。
TC Energy第二季度2025 | 27

外汇
与美元计价业务有关的外汇
我们的某些业务以美元产生全部或大部分收益，由于我们以加元报告财务业绩，美元兑加元的价值变化直接影响我们的可比EBITDA，也可能影响可比收益。随着我们以美元计价的业务继续增长，这种风险敞口也在增加。折旧和摊销、利息费用和其他损益表细列项目中低于可比EBITDA的美元计价金额自然会抵消一部分以美元计价的可比EBITDA风险。剩余敞口的一部分使用外汇衍生品在最长三年的滚动远期基础上进行积极管理；然而，超过该期限的自然敞口仍然存在。在考虑自然抵消和经济对冲后，截至2025年6月30日的三个月和六个月期间，美元走势对可比收益的净影响并不显着。
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运营。可比EBITDA是一种非GAAP衡量标准。
税前美元计价收入和支出项目–来自持续运营
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元） 2025
20241
2025
20241
可比EBITDA
美国天然气管道 787  733 1,740  1,701
墨西哥天然气管道 230  210 393  368
1,017  943 2,133  2,069
折旧及摊销 (194) (192) (387) (387)
长期债务和次级次级票据的利息支出 (429) (470) (858) (944)
分配给已终止业务的利息支出 —  41 —  83
建设期间使用资金备抵 72  128 238  238
计入可比收益和其他的归属于非控股权益的净（收入）亏损 (120) (112) (235) (238)
  346  338 891  821
平均汇率–美元兑加元
1.38  1.37 1.41  1.36
1上一年度业绩已重新调整，仅反映持续经营业务。
与墨西哥天然气管道有关的外汇
墨西哥比索兑美元的价值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货币资产和负债的一部分是以比索计价的，而我们的墨西哥业务的财务业绩是以美元计价的。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，计入简明综合收益表的股权投资收益（亏损）、外汇（收益）亏损、净收益和归属于非控股权益的净收益（亏损）。
此外，为墨西哥所得税目的计算的以美元计价的货币资产和负债重估的外汇损益导致这些实体以比索计价的所得税风险，从而导致股权投资收入和所得税费用的波动。随着我们以美元计价的净货币负债增长，这种风险敞口也会增加。
28 | TC Energy第二季度2025

上述风险敞口使用外汇衍生品进行管理，但仍有一些未对冲的风险敞口。外汇衍生工具的影响记入外汇（收益）亏损，净额记入简明综合收益表。有关更多信息，请参阅金融风险和金融工具部分。
一美元兑换墨西哥比索的期末汇率如下：
2025年6月30日 18.84 
2024年6月30日 18.28
2024年12月31日 20.87
2023年12月31日
16.91
下表汇总了墨西哥比索兑美元及相关衍生工具价值变动带来的交易性外汇损益影响：
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元） 2025 2024 2025 2024
可比EBITDA-墨西哥天然气管道1
(43) 55 (54) 45
汇兑收益（损失），计入可比收益的净额
55  (45) 72  (1)
计入可比收益的所得税（费用）回收 (45) 62 (59) 40
计入可比收益的归属于非控股权益的净（收入）亏损2
5  (4) 6  (4)
(28) 68 (35) 80
1包括在简明综合收益表的股权投资收益（亏损）中记录的Sur de Texas合资企业的外汇影响。
2代表与TGNH相关的非控股权益部分。有关更多信息，请参阅公司部分。
TC Energy第二季度2025 | 29

最近的事态发展
加拿大天然气管道
多年增长计划
2025-2029年NGTL结算启用了一个投资框架，支持我们的董事会批准
为NGTL系统上的扩建设施的多年增长计划（MYGP）的进展分配约33亿美元的资金。它由多个不同的项目组成，目标在役日期在2027年至2030年之间，但需获得公司和监管机构的最终批准。MYGP的建成预计将实现约1.0BCF/d的增量系统吞吐量。迄今为止，共有7亿美元的MYGP扩建设施获得了FID，其中包括2025年的4亿美元。
Valhalla North和Berland River项目
我们继续推进Valhalla North和Berland River项目的建设。Valhalla段由大约33公里（21英里）的新管道组成，预计将于2025年第四季度投入使用。该项目旨在为NGTL系统提供约428TJ/d（400MMcF/d）的增量容量，包括新的管道、一个新的无排放电动压缩机单元和相关设施。
沿海GasLink
沿海GasLink管道
2024年11月，Coastal GasLink Limited Partnership（Coastal GasLink LP）与LNG Canada（LNGC）和五个LNGC参与者（LNGC参与者）各自签署了一项商业协议，这些参与者分别宣布为
沿海GasLink管道，可向客户收取费用，追溯至2024年10月1日。协议还
为LNGC参与者向TC Energy一次性支付1.99亿美元以表彰已完成的工作提供了准备
和最终成本结算，应于液化天然气设施宣布投入使用日期后三个月中较早者支付
或2025年12月15日。
自2025年7月12日起，液化天然气设施由LNGC宣布投入使用。根据商业协议，TC Energy预计将在2025年10月中旬之前收到一次性付款1.99亿美元。这笔款项根据Coastal GasLink LP合作伙伴之间的合同安排完全应计入TC Energy，在我们截至2024年12月31日的财务报表中，这笔款项被确认为来自Coastal GasLink LP的实质分配。
Coastal GasLink LP已经并将继续寻求承包商的成本回收，包括通过仲裁寻求和回应索赔。尽管尚未最终确定所有索赔，Coastal GasLink LP预计，这些诉讼总体上将导致净成本回收。有关更多信息，请参阅我们的简明综合财务报表附注14，承诺、或有事项和担保。
土着股票期权
2022年3月，我们宣布签署期权协议，出售Coastal最多10%的股权
GasLink LP面向项目走廊对面的土著社区，从我们目前35%的股权所有权。在
2025年2月，对期权协议进行了修订，以解决沿海GasLink管道在2024年第四季度宣布投入商业运营的问题，为期权行使确定了修订后的时间表，其中包括计划于2025年9月开始的三个月非约束性窗口。
30 | TC Energy第二季度2025

美国天然气管道
Columbia Gas Section 4 Rate Case
2024年9月，哥伦比亚天然气公司向FERC提交了一份第4节费率案，请求自2025年4月1日起提高其最高运输费率。2025年7月1日，哥伦比亚天然气公司通知FERC，已达成原则和解。哥伦比亚天然气公司预计，最终结算将包括相对于预先提交的费率的增加，但可能会在完成和批准结算条款后进行修订，我们预计将在2025年第四季度进行。
ANR和GLGT Section 4费率案例
2025年4月，ANR和GLGT各自向FERC提交了第4节费率案件，要求提高各自的最高运输费率，预计将于2025年11月1日生效，但可退款。我们将追求一个协作过程，通过结算与我们的客户找到一个互惠互利的结果。
东侧XPress
连接美国墨西哥湾沿岸液化天然气出口市场供应的哥伦比亚海湾系统扩建项目East Lateral XPress项目于2025年5月投入使用，项目总成本约为3亿美元。
Northwoods项目
2025年4月，我们批准了Northwoods项目，这是我们ANR系统上的一个扩展项目，旨在提供
0.4 BCF/d的容量，以满足美国中西部的天然气发电需求，包括数据中心和
整体经济增长。该项目涉及管道循环、压缩机设施增加以及其他系统更新，预计投入使用日期为2029年底，预计项目成本约为9亿美元。
墨西哥天然气管道
TGNH与CFE战略联盟
东南门户管道投入使用，我们从2025年5月开始收取通行费。2025年7月，新成立的国家能源委员会（COMISI ó n Nacional de Energ í a）（CNE）批准了我们为CFE以外的东南网关管道上潜在的未来可中断服务用户提供服务所需的监管费率。
在2024年第二季度期间，在CFE注入3.4亿美元的股权以及确认完成某些合同义务（包括土地收购和许可支持）的非现金对价后，
CFE成为TGNH的合作伙伴，拥有13.01%的股权。随着CFE在征地、社区关系和许可方面的合同支持，CFE在TGNH的权益预计将增加至最多
15%，须经监管部门批准，合同到期后将提高至约35%
2055年。
电力和能源解决方案
Bruce Power延寿
Bruce Power于2025年4月2日收到了IESO对5号机组MCR最终成本和进度估算的批准。The
5号机组MCR预计将于2026年第四季度开始运行，并于2030年初恢复服务。
TC Energy第二季度2025 | 31

企业
2016年哥伦比亚管道收购诉讼
2018年，哥伦比亚管道集团 Inc.（CPG）的原股东就与2016年TC Energy收购CPG相关的集体诉讼提起诉讼。2023年，特拉华州衡平法院（The Court）裁定，前
CPG高管违反受托责任，认为原CPG董事会违反了监管的注意义务
出售过程以及TC Energy协助和教唆了这些违规行为。TC Energy分配的损害赔偿份额是
估计3.5亿美元，加上判决后利息。TC Energy就该决定向特拉华州最高法院提出上诉
而在2025年6月17日，最高法院发布了撤销法院对TC Energy责任认定的决定。上
2025年7月10日，法院批准了撤销先前判决并驳回原告针对TC Energy的诉讼请求的最终命令。由此，现将该事项终结于TC Energy胜诉、无责任。没有进一步的上诉权。

32 | TC Energy第二季度2025

财务状况
我们努力在经济周期的各个方面保持财政实力和灵活性。我们依靠我们的经营现金流来维持我们的业务、支付股息并为我们的部分增长提供资金。此外，我们进入资本市场并从事投资组合管理活动，以满足我们的融资需求并管理我们的资本结构和信用评级。
我们相信，我们有财务能力通过可预测的运营现金流、进入资本市场、投资组合管理活动、合资企业、资产级别融资、手头现金和大量承诺信贷安排为我们现有的资本计划提供资金。每年，在第四季度，我们根据要求更新和延长我们的信贷额度。
截至2025年6月30日，我们的流动资产总额为69亿美元，流动负债为116亿美元，与2024年12月31日的48亿美元赤字相比，我们的营运资本赤字为47亿美元，不包括已终止的业务。我们的营运资金不足被认为是在正常的业务过程中，并通过以下方式进行管理：
•我们从运营中产生可预测现金流的能力
•总计78亿美元的TCPL承诺循环信贷额度，其中54亿美元的短期借款能力仍然可用，扣除24亿美元的支持未偿商业票据余额，以及另外20亿美元的活期信贷额度安排，其中截至2025年6月30日仍有11亿美元可用
•在我们的某些子公司和关联公司额外提供20亿美元的承诺循环信贷额度，其中截至2025年6月30日仍有20亿美元的短期借款能力可用
•我们进入资本市场，包括通过证券发行、增量信贷便利、资本轮换和DRP（如果认为合适）。
经营活动提供的现金1,2
  三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元） 2025 2024 2025 2024
经营活动提供的现金净额 2,173  1,655 3,532  3,697
经营性营运资金增加（减少）额 (209) 172 381  516
运营产生的资金 1,964  1,827 3,913  4,213
具体项目：
第三方结算，扣除当期所得税 —  — —  26
NGTL系统所有权转移成本 —  10 —  10
Liquids Pipelines业务分离成本，扣除当期所得税
—  27 —  42
焦点项目成本，扣除当期所得税后的净额 —  — —  9
出售非核心资产的当期所得税（回收）费用 —  9 —  9
风险管理活动的当期所得税（追回）费用 —  1 —  1
运营产生的可比资金 1,964  1,874 3,913  4,310
1包括持续经营和终止经营。
2包括Liquids Pipeline截至2024年6月30日止三个月和六个月的收益，而2025年同期Liquids Pipeline的收益为零。有关更多信息，请参阅终止运营部分和我们的2024年年度报告。
经营活动提供的现金净额
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月内，运营提供的现金净额增加了5.18亿美元，这主要是由于营运资本变化的时间安排和运营产生的资金增加。与2024年同期相比，截至2025年6月30日的六个月，运营提供的现金净额减少了1.65亿美元，这主要是由于运营产生的资金减少，部分被营运资本变化的时间所抵消。
TC Energy第二季度2025 | 33

运营产生的可比资金
运营产生的可比资金是一种非公认会计准则衡量标准，它通过排除营运资本变化的时间影响以及我们特定项目的现金影响，帮助我们评估我们业务的现金产生能力。
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月，运营产生的可比资金增加了9000万美元，这主要是由于与2024年用于管理我们外汇敞口的衍生品的已实现亏损相比，2025年实现的收益，部分被较低的可比EBITDA所抵消。与2024年同期相比，截至2025年6月30日的六个月内，运营产生的可比资金减少了3.97亿美元，这主要是由于可比EBITDA减少和我们的股权投资分配减少，与2024年用于管理我们外汇风险的衍生品的已实现亏损相比，2025年的已实现收益部分抵消了这一影响。
投资活动提供的现金（用于）
  三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元） 2025 2024 2025 2024
资本支出
资本支出 (1,109) (1,333) (2,669) (2,912)
发展中的资本项目 (6) (13) (10) (33)
对股权投资的贡献 (264) (245) (509) (543)
(1,379) (1,591) (3,188) (3,488)
出售资产所得款项，扣除交易成本
—  48 —  48
股权投资的其他分配 —  — 5  30
递延金额和其他 (107) (140) (39) (128)
投资活动提供（使用）的现金净额 (1,486) (1,683) (3,222) (3,538)
与2024年同期相比，截至2025年6月30日的三个月和六个月，用于投资活动的现金净额分别减少了1.97亿美元和3.16亿美元，这主要是由于资本支出减少。
截至2025年6月30日止六个月的资本支出主要用于推进哥伦比亚天然气和ANR项目、东南门户管道以及维护资本支出。与2024年同期相比，截至2025年6月30日的六个月资本支出减少，反映出东南门户管道的支出减少，部分被哥伦比亚天然气和ANR项目的支出增加所抵消。
融资活动提供的现金（用于）
  三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元） 2025 2024 2025 2024
已发行（已偿还）应付票据，净额 949  1,181 2,096  1,558
已发行长期债务，扣除发行成本 (6) (1) 2,421  661
偿还长期债务 (1,215) (1,258) (3,224) (1,662)
已发行初级次级票据，扣除发行成本 —  — 1,054  —
已支付的股息及分派 (994) (1,103) (2,097) (2,374)
已发行普通股，扣除发行成本 20  — 50  —
股权处置，扣除交易费用 —  464 —  426
来自非控股权益的贡献 —  5 —  5
筹资活动提供的（用于）现金净额 (1,246) (712) 300  (1,386)
34 | TC Energy第二季度2025

发行的长期债务
下表概述了截至2025年6月30日止六个月的重大长期债务发行情况：
（百万加元，除非另有说明）
公司 发行日期 类型 到期日 金额 息率
TransCanada PipeLines Limited
2025年2月
中期票据
2035年2月
1,000 4.58 %
哥伦比亚管道运营公司有限责任公司
2025年3月
高级无抵押票据
2035年2月
美国550 5.44 %
2025年3月
高级无抵押票据
2055年2月
美国450 5.96 %
于2025年6月17日，ANR Pipeline Company订立票据购买协议，承诺我们的附属公司发行2.5亿美元的六年期优先无抵押票据，按固定利率5.23%计息，以及3.5亿美元的
按固定利率5.69%计息的10年期优先无抵押票据。ANR管道公司预计发行
这些2025年第三季度的高级无抵押票据。
偿还/偿还长期债务
下表概述截至2025年6月30日止六个月已偿还/已偿还的重大长期债务：
（百万加元，除非另有说明）
公司 还款日期 类型 金额 息率
新星气体传输有限公司。
2025年5月 中期票据 87 8.90 %
哥伦比亚管道运营公司有限责任公司
2025年3月
高级无抵押票据 美国1,000 4.50 %
TC PipeLines，LP
2025年3月
高级无抵押票据
美国350 4.38 %
TC Energ í a Mexicana，S. de R.L. de C.V。
各种 高级无抵押定期贷款 美国82 浮动
后续债务偿还
2025年7月17日，TCPL退出了7.5亿美元的中期票据，固定利率为3.30%。
已发行及已偿还的初级次级票据
2025年2月，TCPL发行了7.5亿美元于2065年到期的次级次级票据，固定利率为
每年7.00%，直至2030年6月1日，此后每五年重置一次。
2025年5月，TCPL行使选择权，将到期日为2075年的7.5亿美元次级次级票据全额偿还和退还，利息为TransCanada Trust（信托）的5.88%。偿还的所有收益由信托根据条款于2025年5月用于支付本金总额为7.5亿美元的未偿信托票据-2015-A系列的赎回价格。参考附注8，初级次级票据，
我们的简明综合财务报表，以获取更多信息。
股息
2025年7月31日，我们宣布对已发行普通股的季度股息为每股0.85美元，将于2025年10月31日支付给在2025年9月29日营业结束时登记在册的股东。
自2025年1月31日在2024年12月31日营业结束时支付给在册股东的股息开始，这些金额反映了TC Energy在分拆交易后的比例分配。参考
我们的2024年年度报告以获取更多信息。
TC Energy第二季度2025 | 35

分享信息
截至2025年7月25日，我们拥有约10亿股已发行和流通在外的普通股，以及约330万股购买普通股的未行使期权，其中280万股可行使。
2025年6月30日，104,778股系列3优先股在一对一的基础上转换为系列4优先股，1,822，829股系列4优先股在一对一的基础上转换为系列3优先股。
信贷便利
截至2025年7月25日，我们共有78亿美元的TCPL承诺循环信贷额度，其中44亿美元的
短期借款能力仍然可用，扣除34亿美元支持未偿商业票据余额。我们还为另外20亿美元的活期信贷安排作出了安排，其中11亿美元仍然可用。
此外，我们在某些子公司和关联公司拥有21亿美元的承诺循环信贷额度，其中截至2025年7月25日仍有20亿美元的借款能力可用。
合同义务
截至2025年6月30日的资本支出承诺比2024年12月31日报告的增加了约3亿美元，这反映了为建设美国天然气管道而签订的新合同承诺，主要涉及与ANR和其他管道项目相关的建设成本，部分被正常履行建设合同所抵消。
我们在2025年第二季度的合同义务或未来五年或之后到期的付款没有重大变化。有关我们的合同义务的更多信息，请参阅我们的2024年年度报告。
36 | TC Energy第二季度2025

已终止经营
2024年10月1日，TC Energy完成了将其液体管道业务分拆为新的上市公司South Bow Corporation的工作。于分拆交易完成后，Liquids Pipelines业务作为已终止经营业务入账。前一年的金额已被重新计算，以将液体管道业务列为已终止的业务。有关更多信息，请参阅我们的2024年年度报告。
停止运营的结果
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元，每股金额除外）
2025
20241
2025
20241
已终止经营业务的分部收益（亏损）
(29) 270 (29) 589
利息支出 —  (60) —  (117)
利息收入及其他 —  1 —  3
所得税前已终止经营业务收入（亏损）
(29) 211 (29) 475
所得税（费用）回收 —  (52) —  (101)
终止经营业务净收入（亏损），税后净额
(29) 159 (29) 374
终止经营业务每股普通股净收入（亏损）-基本
($0.03) $0.15 ($0.03) $0.36
1上一年的业绩已被重新调整，以反映液体管道业务因分拆交易而已终止经营。
2025年6月，我们收到了2400万美元，与根据与South Bow Corporation的分离协议进行的某些追偿有关。此时，我们还修正了我们对未来回收份额的估计，产生了2900万美元的减值费用，该费用已计入终止经营业务的净收入（亏损），在简明综合损益表中扣除税后，并不包括在我们对终止经营业务的可比计量的计算中。参考
附注3，终止经营，我们的简明综合财务报表，以获取更多信息。
TC Energy第二季度2025 | 37

非公认会计原则措施
这份MD & A引用了非GAAP措施，这些措施在非GAAP措施部分进行了描述。这些措施没有GAAP规定的任何标准化含义，因此可能无法与其他实体提出的类似措施进行比较。
终止经营业务净收入（亏损）的对账，税后净额与终止经营业务的可比收益
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元，每股金额除外） 2025
20241
2025
20241
终止经营业务净收入（亏损），税后净额
(29) 159 (29) 374
具体项目（税前）：
Keystone XL资产减值费用2
29  — 29  —
Liquids Pipelines业务分离成本3
—  29 —  45
风险管理活动 —  (37) —  (36)
与特定项目相关的税收4
—  5 —  2
终止经营业务的可比收益
—  156 —  385
终止经营业务的每股普通股净收入（亏损） ($0.03) $0.15 ($0.03) $0.36
具体项目（税后净额） 0.03  — 0.03  0.01
终止经营业务的每股普通股可比收益
—  $0.15 —  $0.37
1此前一年的业绩已被重新调整，以反映Liquids Pipelines业务因分拆交易而已终止运营。
2截至2025年6月30日止三个月和六个月的税前减值费用为2900万美元，与我们对Keystone XL合同回收率的估计相关，该费用在已终止经营业务的净收入（亏损）中确认，扣除税后，并且不包括在我们计算的已终止经营业务的可比收益中。
3截至2024年6月30日的三个月和六个月，与分拆交易产生的Liquids Pipeline业务分离成本相关的税前费用分别为2900万美元和4500万美元，在已终止业务的净收入（亏损）中确认，税后净额，不包括在我们计算的已终止业务的可比收益中。
4对上表所述特定项目的所得税影响已从我们计算的计入下文可比终止经营业务收益的所得税费用中删除。
与可比收益的可比EBITDA-来自终止经营业务
来自已终止经营业务的可比EBITDA是根据上述特定项目调整的已终止经营业务的分部收益（亏损），不包括折旧和摊销费用。
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元，每股金额除外）
20241
20241
来自已终止经营业务的可比EBITDA
346 766
折旧及摊销 (84) (168)
利息支出
(60) (117)
利息收入及其他
1 3
计入可比收益的所得税（费用）回收
(47) (99)
终止经营业务的可比收益
156 385
终止经营业务的每股普通股可比收益 $0.15 $0.37
1上一年的业绩已被重新调整，以反映液体管道业务因分拆交易而已终止经营。

38 | TC Energy第二季度2025

金融风险和金融工具
我们面临各种金融风险，并制定了战略、政策和限制，以管理这些风险对我们的收益、现金流以及最终对股东价值的影响。
风险管理策略、政策和限额旨在确保我们的风险和相关敞口符合我们的业务目标和风险承受能力。
有关我们在业务中面临的风险的更多信息，请参阅我们的2024年年度报告，这些风险自2024年12月31日以来没有发生重大变化，除本MD & A中指出的情况外。
利率风险
我们利用短期和长期债务为我们的运营提供资金，这使我们面临利率风险。我们通常为长期债务支付固定利率，为短期债务支付浮动利率，包括我们的商业票据计划和从我们的信贷额度中提取的金额。我们长期债务的一小部分以浮动利率计息。此外，我们还面临金融工具和含有可变利率成分的合同义务的利率风险。我们积极利用利率衍生工具管理我们的利率风险。
外汇风险
我们的某些业务以美元产生全部或大部分收益，由于我们以加元报告财务业绩，美元兑加元的价值变化直接影响我们的可比EBITDA，也可能影响可比收益。
我们墨西哥天然气管道的部分货币资产和负债以比索计价，而我们墨西哥业务的财务业绩以美元计价。因此，墨西哥比索币值的变化
兑美元可能会影响我们的可比收益。此外，汇兑损益计
墨西哥对以美元计价的货币资产和负债进行重估的所得税目的导致
这些实体以比索计价的所得税风险，导致简明综合损益表中股权投资收入（亏损）和所得税费用（回收）的波动。
我们使用外汇衍生品积极管理一部分外汇风险。我们酌情以美元计价的债务和交叉货币利率掉期对冲一部分海外业务净投资（在税后基础上）。
同业信贷风险
我们在多个领域存在交易对手信用风险敞口，包括：
•现金及现金等价物
•应收账款
•可供出售资产
•衍生资产公允价值
•对墨西哥租赁和某些合同资产的净投资。
导致全球能源需求和供应中断的市场事件可能会导致影响我们一些客户的经济不确定性。虽然我们的大部分信贷敞口是面向信用良好的大型实体，但我们与那些面临更大财务压力的交易对手保持密切监测和沟通。有关减轻我们交易对手信用风险敞口的因素的更多信息，请参阅我们的2024年年度报告。
TC Energy第二季度2025 | 39

我们使用该金融资产在初始确认时的存续期预期损失并在该金融资产的整个存续期内对以摊余成本列账的金融资产进行减值审查。我们使用历史信用损失和恢复数据，根据我们对当前经济和信用状况的判断进行调整，以及合理和可支持的预测来确定任何减值，这些减值在工厂运营成本和其他中确认。截至2025年6月30日，我们没有明显的信用风险集中，但CFE除外，它约占总敞口的32%。此时，不存在重大逾期或减值金额。我们就TGNH租赁和某些合同资产净投资的预期信用损失拨备分别录得1.03亿美元和1.01亿美元的税前亏损。
墨西哥截至2025年6月30日止三个月和六个月（2024年–分别税前回收300万美元和2400万美元）。在2025年第二季度，我们完成了东南门户管道，并确认了销售型租赁的净投资。有关更多信息，请参阅我们简明合并财务报表的附注12，风险管理和金融工具以及附注13，TGNH战略联盟。
我们对持有现金存款并提供承诺信用额度和信用证的金融机构有重大信用和业绩敞口，这有助于管理我们对交易对手的风险敞口，并在商品、外汇和利率衍生品市场提供流动性。我们的金融行业敞口组合主要由高评级的投资级、具有系统重要性的金融机构组成。
流动性风险
流动性风险是指我们无法履行到期财务义务的风险。我们通过持续预测我们的现金流并确保我们有足够的现金余额、来自运营的现金流、承诺和需求的信贷额度以及进入资本市场的机会来管理我们的流动性风险，以在正常和压力经济条件下履行我们的运营、融资和资本支出义务。
金融工具
除长期债务和初级次级票据外，我们的衍生和非衍生金融工具以公允价值记录在资产负债表上，除非它们是根据我们的正常采购和销售豁免订立并继续持有以用于接收或交付的目的，并且是这样记录的。此外，符合某些会计豁免条件的其他金融工具不需要进行公允价值会计。
衍生工具
我们使用衍生工具来降低与商品价格、利率和外汇汇率波动相关的波动性。衍生工具，包括符合条件并被指定用于套期会计处理的衍生工具，以公允价值入账。
大多数未被指定或不符合套期会计处理条件的衍生工具已作为经济套期保值进行，以管理我们的市场风险敞口，并被归类为持有交易。持作交易衍生工具公允价值变动计入变动期净收益。这可能会使我们面临报告经营业绩的可变性增加，因为持有供交易的衍生工具的公允价值可能会在不同时期出现显着波动。
加拿大天然气监管管道敞口的衍生品损益确认通过监管程序确定。作为RRA一部分入账的衍生工具的公允价值变动产生的损益，包括符合套期会计处理条件的衍生工具，预计将通过我们收取的通行费予以退还或收回。因此，这些收益和损失被递延为监管负债或监管资产，并在衍生工具结算时在以后年度退还给纳税人或向其收取。
40 | TC Energy第二季度2025

衍生工具的资产负债表列报
衍生工具公允价值的资产负债表列报如下：
（百万美元） 2025年6月30日 2024年12月31日
其他流动资产 377  347
其他长期资产 170  122
应付账款及其他 (322) (507)
其他长期负债 (138) (209)
87  (247)
衍生工具未实现和已实现收益（亏损）
以下摘要不包括我们对国外业务净投资的对冲。
三个月结束
6月30日		 六个月结束
6月30日
（百万美元） 2025 2024 2025 2024
为交易而持有的衍生工具1
本期未实现收益（亏损）
大宗商品2
102  8 27  (21)
外汇 179  (31) 237  (102)
本期已实现收益（亏损）
大宗商品 (9) 156 (38) 358
外汇 80  (98) 72  (47)
息率
3  — 5  —
套期保值关系中的衍生工具
本期已实现收益（亏损）
大宗商品 5  15 14  18
外汇 3  — 4  —
息率 (7) (14) (16) (27)
1用于购买和出售商品的持有供交易衍生工具的已实现和未实现收益（损失）按净额计入收入。为交易而持有的外汇和利率衍生工具的已实现和未实现收益（损失）分别按净额计入简明综合收益表的外汇（收益）损失、净额和利息费用。
2在截至2025年6月30日的三个月和六个月中，100万美元的未实现收益被重新分类为与已终止现金流对冲相关的AOCI净收入（亏损）（2024年-无）。
有关我们的非衍生和衍生金融工具的更多详细信息，包括在计算公允价值时作出的分类假设以及对风险敞口和缓解活动的额外讨论，请参阅我们的简明综合财务报表附注12，风险管理和金融工具。
TC Energy第二季度2025 | 41

其他信息
控制和程序
管理层，包括我们的总裁兼首席执行官和首席财务官，按照加拿大证券监管机构和SEC的要求，评估了截至2025年6月30日我们的披露控制和程序的有效性，并得出结论，我们的披露控制和程序在合理的保证水平上是有效的。
2025年第二季度没有对我们的财务报告内部控制产生或可能产生重大影响的变化。
关键会计估计和会计政策变化
当我们编制符合美国公认会计原则的财务报表时，我们需要做出估计和假设，这些估计和假设会影响我们为资产、负债、收入和支出记录的时间和金额，因为这些项目可能会受到未来事件的影响。我们根据可获得的最新信息，使用我们的最佳判断进行估计和假设。我们也会定期评估资产负债本身。除下文讨论的项目外，关键会计估计清单请参阅我们的2024年年度报告。
商誉减值
商誉每年进行减值测试，如果事件或情况变化表明可能发生减值，则更频繁地进行减值测试。我们初步可以根据定性因素来做这个评估。如果我们得出报告单位的公允价值大于其账面价值的可能性不大，那么我们将进行定量的商誉减值测试。
在我们上一次定量商誉减值测试日期，我们的哥伦比亚和Great Lakes报告单位超过账面价值的估计公允价值低于10%。未来现金流预测的任何减少或其他关键假设的不利变化都可能导致我们未来的商誉余额减值。
销售型租赁
我们确定东南门户管道被归类为TGNH和CFE之间的销售型租赁。我们根据2022年协议开始时每项不同服务的单独售价，将预期合同对价分配给租赁和非租赁部分。在销售型租赁下，我们终止确认标的资产，并记录等于未来租赁付款现值和租赁资产估计残值的租赁投资净额。
为了记录租赁净投资，我们被要求编制东南门户管道的公允价值估计。包括东南门户管道在内的TGNH管道实行费率管制，收费旨在收回提供服务的成本。在此基础上，我们运用判断确定，在租赁安排开始时，标的资产的公允价值近似于账面价值，剩余价值近似于租赁期结束时的剩余账面价值。我们估计，如果以账面价值购买资产，它们将为购买者带来符合当前市场参与者预期的回报。
会计变更
自2024年12月31日以来，我们的重要会计政策保持不变，但我们的简明综合财务报表附注2（会计变更）中所述的情况除外。总结我们的重大
会计政策包含在我们的2024年年度报告中。
42 | TC Energy第二季度2025

季度业绩
选定的季度合并财务数据
  2025
20241
20231
（百万美元，每股金额除外） 第二 第一 第四次 第三 第二 第一 第四次 第三
收入 3,744  3,623  3,577  3,358  3,327  3,509  3,504  3,225 
归属于普通股的净收益（亏损） 833  978  971  1,457  963  1,203  1,463  (197)
来自持续经营
862 978 1,069 1,338 804 988 1,249 (325)
来自已终止经营业务
(29) — (98) 119 159 215 214 128
可比收益2
848  983  1,094  1,074  978  1,284  1,403  1,035 
来自持续经营
848 983 1,094 894 822 1,055 1,192 848
来自已终止经营业务
— — — 180 156 229 211 187
每股数据统计：
每股普通股净收益（亏损）–基本 $0.80  $0.94  $0.94  $1.40  $0.93  $1.16  $1.41  ($0.19)
来自持续经营 $0.83 $0.94 $1.03 $1.29 $0.78 $0.95 $1.20 ($0.31)
来自已终止经营业务 ($0.03) — ($0.09) $0.11 $0.15 $0.21 $0.21 $0.12
每股普通股可比收益2
$0.82  $0.95  $1.05  $1.03  $0.94  $1.24  $1.35  $1.00 
来自持续经营 $0.82 $0.95 $1.05 $0.86 $0.79 $1.02 $1.15 $0.82
来自已终止经营业务 — — — $0.17 $0.15 $0.22 $0.20 $0.18
每股普通股宣布的股息3
$0.85  $0.85  $0.8225  $0.96  $0.96  $0.96  $0.93  $0.93 
1业绩已重新调整，以反映持续经营和终止经营之间的拆分。
2有关最直接可比的GAAP衡量标准的更多信息，请参见Non-GAAP衡量部分.
3从2024年第四季度开始及之后，金额反映分拆交易后宣布的股息。更多信息请参阅我们的2024年年度报告.
按业务部门划分的影响季度财务信息的因素
环比收入和净收入波动的原因在我们的业务部门中各不相同。除了以下因素外，我们的收入和分部收益（亏损）还受到外汇汇率波动的影响，主要与我们以美元计价的业务和我们以比索计价的风险敞口有关。有关更多信息，请参阅外汇部分。
在我们的天然气管道业务中，除美国管道短期吞吐量的季节性波动外，季度环比收入和分部收益（亏损）在任何财年通常保持相对稳定。然而，从长期来看，它们波动的原因是：
•监管决定
•与客户协商结算
•正在投入使用的新建资产
•收购和资产剥离
•天然气营销活动和商品价格
•正常运作过程之外的事态发展
•某些公允价值调整
•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。
TC Energy第二季度2025 | 43

在电力和能源解决方案中，环比收入和分部收益（亏损）受到以下因素的影响：
•天气
•客户需求
•正在投入使用的新建资产
•收购和资产剥离
•天然气和电力市场价格
•容量价格和付款
•电力营销和交易活动
•计划内和计划外的工厂停运
•正常运作过程之外的事态发展
•某些公允价值调整。
按季度分列的影响财务信息的因素
我们通过调整特定项目的某些公认会计原则措施来计算可比措施，我们认为这些项目意义重大，但不能反映我们在该期间的基本业务。除本文另有说明外，这些可比计量是在不同时期的一致基础上计算的，并酌情针对每个时期的特定项目进行调整。有关更多信息，请参阅Non-GAAP措施部分。
2025年第二季度，来自持续经营业务的可比收益也不包括：
•TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的税前未实现外汇损失净额1.32亿美元，扣除非控股权益
•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拨备，扣除非控股权益，税前亏损9300万美元。
2025年第一季度，来自持续经营业务的可比收益也不包括：
•TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的税前未实现外汇收益净额300万美元，扣除非控股权益
•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前追偿200万美元，净额为非控股权益。
2024年第四季度，来自持续经营业务的可比收益也不包括：
•与2024年10月购买和注销某些高级无担保票据和中期票据以及退还未偿还可赎回票据有关的债务清偿税前净收益2.28亿美元
•TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的税前未实现外汇收益净额1.43亿美元，扣除非控股权益
•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的税前回收300万美元，净额为非控股权益
•因分拆交易后剩余递延税款余额重估而产生的9600万美元递延所得税费用
•与Tundra项目产生的开发成本相关的3600万美元税前减值费用，
下一代技术碳捕获和储存项目，继我们决定结束我们在
项目
•与Focus项目成本相关的900万美元税前费用。
44 | TC Energy第二季度2025

2024年第三季度，来自持续经营业务的可比收益也不包括：
•与出售PNGTS相关的税前收益5.72亿美元，已于2024年8月15日完成
•TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的税前未实现外汇损失净额5200万美元，扣除非控股权益
•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的税前费用500万美元，净额为非控股权益
•与Focus项目成本相关的500万美元税前费用。
2024年第二季度，来自持续经营业务的可比收益也不包括：
•与出售美国天然气管道和加拿大天然气管道的非核心资产相关的税前收益4800万美元
•TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的税前未实现外汇损失净额300万美元，扣除非控股权益
•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的税前回收300万美元，净额为非控股权益
•与NGTL系统所有权转让相关的税前成本1000万美元。
2024年第一季度，来自持续经营业务的可比收益也不包括：
•TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的税前未实现外汇收益净额5500万美元
•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前回收2100万美元
•与非经常性第三方和解相关的3400万美元税前费用
•与Focus项目成本相关的税前费用1000万美元。
2023年第四季度，来自持续经营业务的可比收益也不包括：
•7400万美元的所得税追回与我们对Coastal GasLink LP股权投资的估值备抵和非应税资本损失的修订评估有关
•TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的税前未实现外汇损失净额5500万美元
•与TGNH在墨西哥的租赁和某些合同资产净投资有关的预期信用损失准备金的税前费用3600万美元
•与Focus项目成本相关的税前费用1500万美元。
2023年第三季度，来自持续经营业务的可比收益也不包括：
•与我们对Coastal GasLink LP的股权投资相关的12.44亿美元税前减值费用
•与Focus项目成本相关的税前费用1800万美元
•TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的税前未实现外汇净收益净额2000万美元
•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前追偿100万美元。
TC Energy第二季度2025 | 45