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TC Energy Corporation（TC Energy或公司）是一家领先的北美能源基础设施公司，经营于 四个 业务部门：加拿大天然气管道、美国天然气管道、墨西哥天然气管道以及电力和能源解决方案。这些分部提供不同的产品和服务，包括某些天然气和电力营销和储存服务。该公司还有一个企业部门，由为公司业务部门提供治理、融资和其他支持的企业和行政职能组成。

加拿大天然气管道

加拿大天然气管道部门主要包括公司在 40,984 公里（ 25,467 miles）目前正在运行的受管制天然气管道。

美国天然气管道

美国天然气管道部门主要由公司在 49,587 公里（ 30,811 miles）的受管制天然气管道， 532 受监管的天然气储存设施和目前运营中的其他资产的BCF。

墨西哥天然气管道

墨西哥天然气管道部门主要包括公司在 3,600 公里（ 2,235 miles）目前正在运行的受管制天然气管道。

电力和能源解决方案

电力和能源解决方案部门主要包括公司在大约 4,650 兆瓦的发电设施和 118 非管制天然气储存设施的BCF。这些资产位于艾伯塔省、安大略省、魁北克省、新布朗斯威克和德克萨斯州。此外，TC Energy还在加拿大和美国签订了实物和虚拟电力购买协议（PPA），用于购买和/或出售风能和太阳能设施的电力。这些购电协议有可能是租赁、衍生工具或收入安排，具体取决于协议的合同条款。

分拆液体管道业务

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（South Bow）（分拆交易）的工作。有关更多信息，请参阅附注4，终止运营。

公司的合并财务报表由管理层根据美国公认会计原则编制。除非另有说明，否则金额以加元表示。

列报依据

这些合并财务报表包括TC Energy及其子公司的账目。该公司将其被视为主要受益人的可变利益实体（VIE）以及其拥有控股财务权益的投票权益实体合并。在其他方拥有的合并实体中的权益列报为非控制性权益。对于公司能够共同控制的合营企业以及公司能够施加重大影响的投资，TC Energy采用权益法核算。

分拆交易代表了一项战略转变，对公司的运营和综合财务业绩产生了重大影响。因此，Liquids Pipelines业务的历史业绩作为已终止经营业务列报，并已被排除在所有列报期间的持续经营业务和分部披露之外。除非另有说明，综合财务报表附注仅反映持续经营业务。在分拆之前，Liquids Pipelines业务的运营被实质性地报告为公司的Liquids Pipelines部门。有关更多信息，请参阅附注4，终止经营，以及附注5，分段信息。

某些以前年度的金额已重新分类，以符合本年度的列报方式。

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期外调整

在2025年第二季度，公司记录了期外调整，以按比例将其在累计其他综合收益（亏损）（AOCI）中记录的净投资对冲损失部分重新分类。

调整数包括（i）重新分类净投资套期保值损失$ 348 百万元由AOCI向非控股权益（NCI）出售有关 40 2023年10月4日哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司的百分比，在综合权益报表中分别列为非控股权益和股权处置的影响；（二）重新分类净投资对冲损失$ 542 与2024年10月1日发生的将公司液体管道业务从AOCI分拆至留存收益（累计赤字）有关的百万。

公司确定，这些期外调整对任何先前报告的季度或年度财务报表单独或合计的影响并不重要，对公司的合并财务报表也不重要。

估计和判断的使用

在编制这些合并财务报表时，TC Energy需要作出估计和假设，这些估计和假设会影响记录资产、负债、收入和费用的金额和时间，因为这些项目的确定可能取决于未来事件。公司在作出这些估计和假设时使用了可获得的最新信息并进行了审慎的判断。

某些估计和判断对合并财务报表具有重大影响，如果这些会计估计所依据的假设与作出时高度不确定或具有主观性的事项有关。这些估计和判断包括但不限于：

•用于在租赁开始时记录净投资的东南门户管道的公允价值（附注9）

•包含商誉的报告单位的公允价值（附注13）。

公司须作出的部分估计及判断对合并财务报表有重大影响，但不涉及重大主观性或不确定性。这些估计和判断包括但不限于：

•厂房、物业及设备的可收回性及折旧率（附注8）

•包含租赁的合同中对租赁和非租赁部分的对价分配（附注9）

•用于计量租赁和某些合同资产净投资的账面金额和预期信用损失的假设（附注9和27）

•股权投资的公允价值（附注10）

•监管资产和负债的账面价值（附注12）

•资产报废义务的确认（附注17）

•所得税准备金，包括估值备抵和减免以及可能作为税务机关审计的一部分进行审查的税务头寸（注18）

•用于计量退休和其他退休后福利义务的假设（附注26）

•金融工具的公允价值（附注26和27）

•或有事项和担保的承诺和准备金（附注30）。

TC Energy继续评估气候相关对合并财务报表的影响。可持续性框架和监管举措的不断发展可能会进一步影响会计估计和判断，包括但不限于资产使用寿命评估、商誉估值、厂房、财产和设备减值、应计环境成本和资产报废义务。不断评估这些变化的影响，以确保及时调整可能影响上述估计的任何假设变化。

实际结果可能与这些估计不同。

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监管

某些加拿大、美国和墨西哥的天然气管道和储存资产在建设、运营和确定通行费方面受到监管。在加拿大，受监管的天然气管道受加拿大能源监管机构（CER）、艾伯塔省能源监管机构或不列颠哥伦比亚省能源监管机构的授权。在美国，受监管的州际天然气管道和受监管的天然气储存资产受联邦能源监管委员会（FERC）的授权。在墨西哥，受监管的天然气管道受国家能源委员会（CNE）的授权。费率监管会计（RRA）准则可能会影响TC Energy费率监管业务中某些收入和费用的确认时间，这可能与非费率监管业务中以其他方式确认的收入和费用的确认时间不同，以反映监管机构有关收入和通行费的决定的经济影响。监管资产是指预计将在未来期间在客户费率中收回的成本，监管负债是指预计将通过未来费率制定过程返还给客户的金额。当一个操作满足三个标准时，它就有资格使用RRA：

•监管机构必须确定或批准受监管服务或活动的费率

•受监管的费率必须旨在收回提供服务或产品的成本

•合理的假设是，由于对服务或产品的需求以及直接或间接竞争的程度，为收回成本而设定的费率可以向客户收取和收取。

TC Energy目前应用RRA的业务包括加拿大、美国和墨西哥的天然气管道以及受监管的美国天然气储存。

收入确认

公司预期有权获得的服务和产品的总代价可包括固定和可变金额。公司的可变收入受制于公司影响之外的因素，例如市场价格、第三方的行为和天气状况。公司认为该部分可变收入受到限制，因为无法可靠估计，因此，可变收入仅在很可能不会发生累计收入重大转回的情况下才予以确认。

公司与客户签订的合同包括天然气管道运力安排及运输合同、发电合同、天然气储气等合同。与客户签订的合同所产生的收入在扣除从客户收取的随后汇给政府当局的任何商品税后确认。

与租赁安排相关的非租赁部分的收入在合同期限内有系统地确认。

营销活动赚取的大部分收入，因为它涉及天然气和电力的购买和销售，在交付月份按净额入账。

加拿大天然气管道

运力安排和运输

公司加拿大天然气管道的收入来自承诺容量的合同安排和天然气运输。无论运输的天然气数量如何，从确定的合同产能安排中赚取的收入在合同期限内按比例确认。可中断或基于体积的服务的运输收入在服务执行时确认。

该公司在联邦管辖下的加拿大天然气管道的收入受CER监管决定的约束。对这些管道收取的通行费是基于收入要求，旨在收回为运输服务提供天然气容量的成本，其中包括CER批准的资本回报和资本回报。该公司的加拿大天然气管道通常不会受到与收入和成本差异相关的收益波动的影响。这些差异，除非与奖励安排有关，一般会受到延期处理，并在未来的通行费中收回或退还。在CER决定该期间的费率之前确认的收入反映了CER上次批准的股本回报率（ROE）假设。收入调整在收到CER决定时记录。加拿大天然气管道的收入按月开具发票并收到。该公司不拥有其为客户运输的天然气的所有权。

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美国天然气管道

运力安排和运输

公司美国天然气管道的收入来自承诺容量的合同安排和天然气运输。无论运输的天然气数量如何，从牢固的合同运力安排中赚取的收入通常在合同期限内按比例确认。可中断或基于体积的服务的运输收入在服务执行时确认。

该公司的美国州际天然气管道受FERC法规的约束，因此，如果在费率程序正在进行的过渡期间开具发票，所收取的部分收入可能会被退还。这些潜在退款的备抵使用管理层根据诉讼的事实和情况作出的最佳估计予以确认。在诉讼过程中确认的任何津贴在监管决定成为最终决定时予以退还或保留。美国天然气管道的收入是按月开票和收款的。该公司不拥有其为客户运输的天然气的所有权。

天然气储存及其他

该公司受监管的美国天然气储存服务的收入主要来自确定的承诺容量储存合同。这些合同中的履约义务是保留特定数量的存储能力，包括关于每日可注入或退出的天然气数量的规格。无论储存的天然气数量如何，以及在为可中断或基于体积的服务注入或退出天然气时，收入均在合同期内按比例确认为确定的承诺容量。天然气储存服务收入按月开具发票并收取。该公司不拥有其为客户储存的天然气的所有权。

该公司拥有与某些天然气储存设施相关的矿权。这些矿权可以出租或贡献给天然气生产商，以换取在生产天然气和伴生液体时确认的特许权使用费权益。

墨西哥天然气管道

运力安排和运输

公司某些墨西哥天然气管道的收入主要是根据协商确定的产能合同收取的，一般在合同期限内按比例确认。与可中断或基于体积的服务相关的运输收入在提供服务时确认。墨西哥天然气管道的收入按月开具发票并收取。该公司不拥有其为客户运输的天然气的所有权。

其他

该公司从租赁管道上提供的运营和维护服务中获得收入。从这些服务赚取的收入在合同期限内按比例确认。

电力和能源解决方案

动力

公司电力和能源解决方案业务的收入主要来自提供电力容量以满足市场需求的长期合同承诺，以及向集中式市场和客户出售电力。发电收入还包括向客户销售蒸汽的收入。收入和容量付款在提供服务以及交付电力和蒸汽时确认。发电收入按月开票收款。

天然气储存及其他

非监管天然气储存合同包括园区、贷款和定期储存安排。收入在提供服务时确认。定期存储收入按月开具发票并收到。辅助服务的收入在提供服务时确认。

现金及现金等价物

公司的现金及现金等价物包括现金和原到期日为三个月或更短的高流动性短期投资，按成本入账，接近公允价值。

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库存

库存主要包括材料和用品，包括备件和燃料、储存和排放配额中的专有天然气库存以及未为遵守规定而持有的信用额度。公司购买某些排放配额和信用额度，作为捆绑安排的一部分，其中还包括以固定价格购买电力。根据此类安排分配给排放配额和信用的成本是基于可观察的市场价格。存货按成本与可变现净值孰低列账。

持有待售资产

当管理层批准并承诺正式计划积极营销处置集团并预计出售将在未来12个月内完成时，公司将资产分类为持有待售。在将资产分类为持有待售资产时，该资产按其账面值或估计公允价值中较低者入账，扣除销售成本，任何亏损均在净收益中确认。与预期出售这些资产相关的收益在交易结束前不确认。一旦一项资产被归类为持有待售，折旧费用将不再入账。

厂房、物业及设备

天然气管道

天然气管道的厂房、物业及设备按成本承运。一旦资产达到预定用途，折旧按直线法计算。管道和压缩设备的折旧年率从 0.625 百分比 6.67 百分比以及计量和其他工厂设备按反映其估计使用寿命的不同比率折旧。设备大修费用按大修预计使用年限进行资本化折旧。受监管天然气管道的成本包括建设期间使用资金的备抵（AFUDC），由债务部分和权益部分组成，基于监管机构批准的费率基础回报率。AFUDC在综合损益表中反映为厂房、物业和设备资产成本的增加以及施工期间使用资金备抵的相应增加。AFUDC的权益部分为非现金支出。利息在非管制天然气管道建设期间资本化。

天然气管道的linepack和天然气储存基础气按成本估值，并得到维护，以确保存在足够的压力，通过管道运输天然气并交付储存中的天然气。Linepack和base gas不折旧。

当受费率管制的天然气管道使厂房、物业和设备停止服务时，原始账面成本将从厂房总额中扣除，并记录为累计折旧的减少，而没有记录在净收入中的金额。为将厂房、财产和设备从服务中移除而产生的成本，扣除任何打捞收益，也记入累计折旧。

其他

该公司作为工作利益伙伴参与了某些Marcellus和Utica种植面积的开发。该工作权益允许公司除了获得油井生产的特许权使用费权益外，还可以投资于钻井活动。公司使用成功努力法核算其部分钻井活动产生的天然气和原油。资本化的井成本根据生产法的单位进行损耗。

电力和能源解决方案

电力和能源解决方案资产的厂房、物业和设备按成本入账，一旦资产达到预定可使用状态，则按主要组成部分在其估计使用寿命内按直线法按平均年费率从 two 百分比 20 百分之。其他设备按反映其估计使用寿命的不同比率折旧。设备大修费用按大修预计使用年限进行资本化折旧。利息由在建设施资本化。当这些资产从厂房、物业和设备中退休时，原始账面成本和相关累计折旧将被终止确认，任何收益或损失将记入净收益。

天然气储存基础气体，按原始成本估值，代表维持的气体体积，以确保存在足够的储层压力，以输送储存中的气体。基础气不折旧。

企业

公司厂房、物业及设备按成本入账，并在其估计可使用年限内按平均年费率从 四个 百分比 20 百分之一。

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发展中的资本项目

一旦项目很可能推进至建设阶段或成本很可能可收回，公司将项目成本资本化。公司将开发中的非监管项目的利息成本和开发中的监管项目的AFUDC资本化。开发中的资本项目计入合并资产负债表的其他长期资产。这些代表较大的项目，通常需要监管或其他批准才能开始实际建设。一旦获得批准，项目将转移到厂房、物业和在建设备。

租约

公司通过在评估以下方面时使用判断来确定合同在合同开始时或在修改时是否包含租赁：1）合同规定了在物理上可区分的已识别资产，或者，如果不是在物理上可区分的，则代表该资产的几乎所有容量；2）合同规定客户有权从使用该资产中获得几乎所有的经济利益；3）客户有权指示在整个合同期内如何使用已识别资产以及用于何种目的。

如果合同被确定包含租赁，则需要进一步判断，通过评估承租人是否能够单独或与承租人随时可以获得的其他资源一起受益于使用权，以及使用权是否与合同中的基础资产的其他使用权既不高度依赖，也不高度相互关联，来确定安排的单独租赁组成部分。

公司将非租赁部分视为与租赁资产的使用无关的合同的不同要素。在以下情况下，向客户提供的商品或服务是可区分的：1）客户可以自行或与客户随时可以获得的其他资源一起从该商品或服务中受益；2）主体向客户转让该商品或服务的承诺可与合同中的其他承诺分开识别。对于经营租赁中公司作为出租人的所有承租人合同和设施，公司适用不将租赁和非租赁部分分开的实际权宜之计。

承租人会计政策

经营租赁确认为使用权（ROU）资产，计入厂房、物业和设备，而相应负债则计入综合资产负债表的应付账款和其他及其他长期负债。

经营租赁ROU资产和经营租赁负债按租赁协议开始日租赁期内未来最低租赁付款额的现值确认。租赁条款可能包括在合理确定公司将行使该选择权时延长或终止租赁的选择权。由于公司的租赁合同没有提供隐含利率，公司在确定未来付款的现值时使用其基于开始日可获得的信息的增量借款利率，或根据租赁的修改。经营租赁费用在租赁期内按直线法确认，并在综合收益表中计入厂房运营成本和其他。

对于符合短期租赁确认豁免条件的租赁，本公司适用实务变通办法不确认ROU资产或租赁负债。

出租人会计政策

公司根据长期服务协议，通过销售型和经营租赁的方式向客户提供某些资产上的运输和其他服务。

在销售型租赁中，公司在租赁开始时或在租赁变更时计量合同内的总对价。当一项租赁安排包含一个以上的租赁和/或非租赁组成部分时，根据每项不同服务的单独售价，将一部分合同对价分配给每个组成部分。公司运用判断，确定对满足每项服务履约义务的预期未来成本的合理估计。与租赁部分相关的付款在租赁净投资减少和销售型租赁收入之间分摊。

在租赁开始时，公司确认租赁投资净额等于未来租赁付款额的现值和租赁资产的估计残值，按租赁内含利率折现。租赁资产的厂房、物业及设备终止确认，相关损益（如有）在综合损益表中确认。销售型租赁收入采用租赁内含费率确定，计入收入。

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公司是某些其他合同中的出租人，包括作为经营租赁入账的购电协议。在经营租赁中，租赁资产在综合资产负债表上的厂房、物业和设备中保持资本化，并在其使用寿命内折旧，而租赁付款在租赁期内按直线法确认为收入。可变租赁付款在其发生期间确认为收入。

长期资产减值

每当有事件或情况变化表明账面价值可能无法收回时，公司会审查长期资产，例如厂房、物业和设备以及开发中的资本项目是否存在减值。如果一项资产在厂房、物业及设备内的估计未贴现未来现金流量，或任何长期资产的估计售价合计低于一项资产的账面价值，则就账面价值超过该资产估计公允价值的部分确认减值损失。

权益法投资减值

当有事件或情况变化对投资的公允价值产生重大不利影响时，公司对权益法投资进行减值复核。如果公司断定一项投资的公允价值低于其账面价值，则公司随后确定减值是否为非暂时性的，如果是，则就账面价值超过该投资的估计公允价值的部分确认减值损失，不超过该投资的账面价值。

收购和商誉

公司采用收购会计法对企业合并进行会计核算，因此，被收购实体的资产和负债主要按其在收购日的估计公允价值计量。转让对价的公允价值超过取得的净资产预计公允价值的部分，归为商誉。商誉不摊销，每年进行减值测试，如果事件或情况变化表明可能减值，则更频繁地进行减值测试。

商誉减值的年度审查在报告单位级别进行，该级别比公司经营分部低一级。公司可以初步评估定性因素，以确定事件或情况变化是否表明商誉可能发生减值。公司考虑的因素包括但不限于宏观经济状况、行业和市场考虑、当前估值倍数和贴现率、成本因素、历史和预测财务业绩以及该报告单位特有的事件。

如果公司得出报告单位的公允价值大于其账面价值的可能性不大，公司随后将进行定量商誉减值测试。公司可以选择直接对其任何报告单位进行定量商誉减值测试。如果进行定量商誉减值测试，公司将报告单位的公允价值与其账面价值，包括商誉进行比较。如果报告单位的账面价值超过其公允价值，则商誉减值按报告单位账面价值超过其公允价值的金额计量。报告单位的公允价值是通过使用现金流量折现模型确定的，该模型需要使用可能包括但不限于收入和资本支出预测、估值倍数和贴现率的假设。公司已选择将商誉减值费用首先分配给不可用于所得税目的的商誉，任何剩余费用分配给可抵税商誉。

当构成业务的报告单位的一部分被处置时，与该业务相关的商誉在确定处置损益时计入业务的账面金额。商誉处置金额根据拟处置业务的相对公允价值和报告单位将保留的部分确定。将保留的商誉将完成商誉减值测试。

非控股权益

非控股权益（NCI）代表公司若干合并附属公司的第三方所有权权益。对构成业务的子公司部分处置导致公司所有权权益发生变化，但不导致控制权发生变化的，作为股权交易进行会计处理。收益中不确认收益或损失。在部分处置时，NCI记录为第三方对子公司净资产的公司账面价值的所有权权益。NCI调整后的金额与已支付或已收取对价的公允价值之间的任何差额均在额外实收资本和/或留存收益（累计亏损）中确认。

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贷款和应收账款

应收关联公司借款和应收账款按摊余成本计量。

金融资产减值

公司审查金融资产，包括租赁和某些合同资产的净投资，使用金融资产在初始确认时的存续期预期损失并在金融资产的整个存续期内按摊余成本进行减值。预期信用损失（ECL）是在假设和判断的基础上，综合考虑历史数据、当前交易对手信息以及对未来经济状况的合理、可支持的预测，采用模型和方法进行计算的。

ECL在综合收益表的厂房运营成本和其他中确认，并在综合资产负债表中作为相关金融资产账面价值的减少列报。

限制投资

公司有若干投资在提取和使用方面受到限制。这些受限投资在综合资产负债表中按公允价值入账。

作为CER土地事项磋商倡议（LMCI）的结果，TC Energy被要求筹集资金，以支付受CER监管的加拿大大型管道未来预计的管道废弃成本。归集的资金放入持有和投资资金的信托中，作为受限投资（LMCI受限投资）入账。LMCI受限投资可能仅用于为放弃CER监管的管道设施提供资金，因此，相应的监管负债记录在综合资产负债表中。

公司还有其他已计提基金保险索赔损失的受限投资将由公司全资自保子公司支付。

所得税

公司采用资产负债法核算所得税。这种方法要求确认递延所得税资产和负债，以应对现有资产和负债的财务报表账面值与其各自计税基础之间的差异导致的未来税务后果。递延所得税资产和负债采用资产负债表日预计适用于预计冲回或结算暂时性差异年度的应纳税所得额的已颁布税率计量。这些余额的变化在其发生期间在净收入中确认，但与受监管天然气管道相关的余额变化除外，这些变化在监管机构允许的情况下被推迟到退还或以通行费形式收回。递延所得税资产和负债在合并资产负债表中分类为非流动。评估公司对不确定税务状况的风险敞口，并在这种风险敞口更有可能实现时计提拨备。

对于公司不打算在可预见的未来汇回的外国投资的未汇出收益，不计提加拿大所得税。

与所得税相关的任何利息和/或罚款均反映在所得税费用中。

资产报废义务

公司确认资产报废义务（ARO）负债在其发生期间的公允价值，当存在法定义务且可以对公允价值进行合理估计时。公允价值计入相关资产的账面值，而负债则通过计入综合损益表的工厂运营成本及其他费用而增加。

在确定ARO的公允价值时，采用了以下假设：

•预计退休日期

•所要求的废弃和复垦活动的范围和费用

•适当的通货膨胀和贴现率。

该公司的ARO与其发电设施有很大关系。与公司天然气管道和储存设施相关的资产报废范围和时间无法确定，因为只要有供需，公司就打算对其进行运营。因此，公司没有记录与这些资产相关的ARO金额。

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环境负债和排放津贴和信贷

对于可能发生的、成本可以合理估计的环境整治工作，公司以未贴现的基础记录负债。这些估计数，包括相关的法律费用，是基于使用现有技术和已颁布的法律法规的现有信息，并可能在未来期间根据实际发生的费用或新情况进行修订。TC Energy将向保险人和其他第三方的追偿情况与负债分开评估，在很可能收回时，将一项资产与关联负债分开记录。这些回收与环境修复成本一起在工厂运营成本和综合损益表中按净额列报。上述一个或多个类别的变化可能导致额外费用，例如与环境责任相关的诉讼和索赔解决相关的罚款、处罚和/或支出。

为遵守规定而购买的排放配额或信用额度按历史成本记录在综合资产负债表中，并在政府机构使用或取消/清退时终止确认。合规成本在发生时计入费用。出于会计目的，授予TC Energy或其内部产生的津贴不属于一个价值。必要时，TC Energy使用对履行合规义务所需金额的最佳估计在合并资产负债表上计提排放负债。未用于合规的津贴和信贷被出售，任何收益或损失都记录在综合损益表中电力和能源解决方案部门的收入中。公司在合并资产负债表的其他流动资产和其他长期资产中记录为合规而持有的备抵和贷项。未为合规而持有的备抵和贷项在综合资产负债表上被归类为存货。

股票期权和其他补偿计划

公司不再向员工或高级职员发行股票期权。2024年前授予的股票期权采用公允价值法入账。在这种方法下，补偿费用在授予日根据采用二项式模型计算的公允价值计量，并在归属期内以直线法确认并冲减至额外实收资本。没收在发生时入账。在行使股票期权时，最初记录在额外实收资本中的金额将在合并资产负债表上重新分类为普通股。

公司有中期激励计划，根据该计划向符合条件的员工支付款项。与这些激励计划相关的费用按权责发生制入账。根据这些计划，福利在满足某些条件时归属，包括雇员在特定时期内继续受雇和实现特定企业
业绩目标。

雇员退休后福利

公司发起固定福利养老金计划（DB计划）、固定缴款计划（DC计划）、储蓄计划和其他退休后福利计划（OPEB计划）。公司对DC计划和储蓄计划的供款在供款期间计入费用。员工收到的DB计划和OPEB计划的成本是根据服务和管理层对预期计划投资绩效、工资上涨、员工退休年龄和预期医疗保健费用的最佳估计，按比例使用预计福利法精算确定的。

DB计划的资产以每年12月31日的公允价值计量。DB计划资产的预期收益是使用基于a的市场相关价值确定的 五年 DB计划所有资产的移动平均值。过往服务成本按员工预期平均剩余使用年限（EARSL）摊销。因计划修订而产生的调整按直线法在修订日期在职雇员的EARSL上摊销。公司在其合并资产负债表上将其DB计划的资金过剩或资金不足状态分别确认为一项资产或负债，并在发生变化的当年通过其他综合收益（亏损）（OCI）确认该资金状况的变化。净精算损益超过 10 福利义务和DB计划资产的市场相关价值（如果有的话）中较大者的百分比将从AOCI中摊销，并在在职员工的EARSL上计入净收入。当一项福利计划的重组同时产生限电和结算时，该限电在结算前入账。

对于某些受监管的业务，退休后福利金额可通过为福利提供资金的过路费来收回。公司将与这些退休后福利计划相关的任何未确认的损益或精算假设变化记录为监管资产或负债。监管资产或负债在在职员工EARSL上按直线法摊销。

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外币交易及翻译

外币交易是指其条款以公司或报告子公司经营所在的主要经济环境货币以外的货币计值的交易。这就是所谓的功能货币。以外币计价的交易，采用交易当日的汇率折算为记账本位币。以外币计价的货币性资产和负债采用资产负债表日的有效汇率折算为记账本位币，而非货币性资产和负债则采用交易发生日的有效历史汇率折算。因换算货币资产和负债而产生的汇兑损益记入净收益，但与加拿大受监管天然气管道相关的任何外币债务的汇兑损益除外，这些汇兑损益递延至CER允许的退还或以通行费形式收回。

将国外业务的功能货币换算为公司的加元报告货币所产生的损益在OCI中反映，直至业务被出售，此时损益被重新分类为净收入。对于不导致控制权变更的部分境外经营处置，或除出售外的境外经营处置，损益在权益范围内重新分类。资产负债账户按资产负债表日的有效汇率折算，收入、费用、损益按交易发生日的汇率折算。公司以美元计价的债务和某些衍生工具套期保值工具被指定为对外国子公司净投资的套期保值，因此，以美元计价的债务和衍生工具的未实现外汇损益也反映在OCI中。

衍生工具和套期保值活动

所有衍生工具均以公允价值记录在综合资产负债表中，除非它们符合并被指定为正常购买和正常销售豁免，或被视为符合其他允许的豁免。

公司将套期会计应用于符合并被指定进行套期会计处理的安排。这包括公允价值和现金流量套期保值以及对外国业务净投资的外汇风险敞口套期保值。如果套期关系因到期、到期、出售、终止、取消或行使而不再有效或套期或被套期项目不复存在，则套期会计被前瞻性地终止。

在公允价值套期关系中，被套期项目的账面价值根据归属于被套期风险的公允价值变动进行调整，这些变动在净收益中确认。被套期项目的公允价值变动，在套期关系有效的情况下，由套期项目的公允价值变动抵销，也记入净收益。外汇和利率公允价值套期的公允价值变动分别记入利息收入和其他及利息费用。终止套期会计的，不再调整被套期项目的账面价值，在原套期关系剩余期限内将被套期项目账面价值的累计公允价值调整摊销至净收益。

在现金流量套期关系中，套期衍生工具的公允价值变动计入其他综合收益。当套期会计终止时，先前在AOCI中确认的金额在被套期项目现金流量的可变性影响净收入期间或在原被套期项目结算时酌情重新分类为收入、利息费用和利息收入及其他。当被套期项目被出售或提前终止，或预期交易很可能不会发生时，衍生工具的收益和损失立即重新分类为AOCI的净收入。利率衍生工具的终止付款在综合现金流量表中被归类为融资活动。

在对冲境外经营净投资的外汇敞口时，套期工具的汇兑损益在OCI中确认。先前在AOCI中确认的金额，在国外业务全部或部分处置时，与国外业务折算产生的损益一致地重新分类。

在某些情况下，衍生工具不符合套期会计处理的特定标准。在这些情况下，公允价值变动计入变动期净收益。

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，通过公司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后续期间退还给差饷支付者或向其收取。

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嵌入在其他金融工具或合同中的衍生工具（主机工具）作为单独的衍生工具入账。嵌入式衍生工具的经济特征与主工具的经济特征不明确、不密切相关，其条款与独立衍生工具的条款相同且合同总额不持作交易或不以公允价值入账的，以公允价值计量。嵌入衍生工具公允价值变动单独计量时，计入净收益。

长债交易成本与发行成本

公司将长期债务交易费用和发行费用作为相关债务负债账面金额的扣除项入账，并采用实际利率法摊销这些费用，但与加拿大天然气监管管道相关的费用除外，继续按照监管收费机制的规定按直线法摊销。

担保

发行时，公司记录公司代表部分拥有实体或部分拥有实体订立的某些担保的公允价值，这些担保可能会为此支付或有付款。这些担保的公允价值是根据当时情况酌情以信用证代替担保而对公司将产生的现金流量进行折现估计的。担保记为股权投资或厂房、物业和设备的增加，相应负债记入其他长期负债。解除义务在担保期限内或在担保到期或结算时予以确认。

可变利益实体

VIE是指在没有额外次级财务支持的情况下，没有足够的风险股权为其活动提供资金的法律实体，或者其结构使得股权投资者缺乏通过投票权做出与实体运营相关的重大决策的能力，或者不实质性地参与实体的收益和损失。评估一个实体是否是VIE，如果是，公司是否是主要受益人，在该实体成立之初或复议事件时完成。

合并VIE

公司的合并VIE由公司拥有可变利益并被视为主要受益人的法人实体组成。作为主要受益人，公司有权通过投票权或类似权利，指导VIE对经济绩效影响最大的活动，包括：购买或出售重要资产；资产的维护和运营；产生额外债务；或确定实体的战略经营方向。此外，公司有义务吸收损失或有权从合并VIE获得可能对VIE具有重大意义的利益。

非合并VIE

公司的非合并VIE由法人实体组成，其中公司拥有可变利益，但不是主要受益人，因为它没有权力（无论是显性的还是隐性的），通过投票权或类似权利，来指导对这些VIE的经济绩效产生最重大影响的活动，或者在这种权力与第三方共享的情况下。公司向这些VIE出资，并获得所有权权益，这些权益在负债支付后为其提供对资产的剩余债权。非合并VIE作为股权投资入账。

公司的最大损失敞口是由于公司在VIE中的可变权益而可能在未来期间通过净收入记录的最大损失。

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2025年会计政策变更

所得税

2023年12月，FASB发布了新指南，通过改进税率对账和所得税已缴信息来提高所得税披露的透明度和有用性。新指南要求各实体在费率调节中披露特定类别，并为满足某些阈值的调节项目设定具体的分类要求。此外，还要求各实体披露已缴所得税、税前持续经营收入和持续经营所得税费用的分类信息。这一新的指导意见在2025年1月1日开始的年度期间生效。公司在追溯的基础上采纳了该指引。采纳该指引并未对公司的财务状况或经营业绩产生重大影响。有关更多信息和新指南的影响，请参阅附注18，所得税。

未来会计变更

损益表费用分拆

2024年11月，FASB发布了新的指引，要求额外披露包含在损益表中的费用的性质。新准则要求披露在损益表正面呈现的费用标题中包含的特定类型的费用，以及关于销售费用的披露。新指引对2027年1月1日开始的年度期间和2028年1月1日开始的中期期间有效。允许提前收养。该指南是前瞻性应用的，允许追溯应用。公司目前正在评估该准则对公司合并财务报表的影响。

内部使用软件

2025年9月，FASB发布了内部使用软件成本核算的更新指南。更新后的指南删除了对项目开发阶段的提及，并概述了内部使用软件成本何时开始资本化的修订指南。该指南对2028年1月1日开始的年度和中期有效。允许在年度报告期开始时提前采用。该指南可以前瞻性地、追溯性地适用，也可以采用修改后的过渡方法。公司目前正在评估该准则对公司合并财务报表的影响。

对冲会计改进

2025年11月，FASB发布新指南，进一步使套期会计与实体风险管理活动的经济性保持一致。这些修订旨在允许实体实现并维持对预测交易的高度有效对冲的对冲会计。新指南对2027年1月1日开始的中期和年度报告期间有效。允许提前收养。该指南在未来的基础上适用于在采用之日存在的所有套期保值关系。公司目前正在评估该准则对公司合并财务报表的影响。

政府补助

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分拆液体管道业务

2024年10月1日，TC Energy完成了对液体管道业务的分拆。根据分拆交易，TC Energy和South Bow签署了一系列协议，以概述管理其现有关系的参数和指南，包括过渡服务协议、税务事项协议和离职协议。

过渡服务协议的建立是为了具体规定TC Energy将向South Bow提供的某些服务，期限最长可达 两年 .

分拆交易后，Tax Matters Agreement管辖TC Energy和South Bow的税务权利和义务。该协议对TC Energy和南弓都施加了一定的限制，以保持分拆的免税地位。在分拆交易不免税的情况下，该协议通过一般将责任分配给TC Energy或South Bow来分配税务责任，前提是不符合资格可归因于行动、事件或交易，或违反该实体作出的陈述或契约。

分离协议载列了将液体管道业务与TC Energy业务分离的条款，包括将与液体管道业务相关的某些资产从TC Energy转让给South Bow，以及TC Energy与South Bow之间分配与液体管道业务相关的某些负债和义务。

在2025年期间，TC Energy与South Bow就公司根据分立协议向South Bow赔偿的责任达成协议，从而使公司免于承担该等责任。包括确认和解，终止经营净亏损$ 183 万，确认税后净额。与结算相关的付款于2025年第四季度开始，将于2026年完成。

此外，该公司修订了对未来回收的估计，导致$ 29 百万减值，计入终止经营业务净收入（亏损），合并损益表中的税后净额。

分离成本

Liquids Pipeline的业务分离成本主要包括与分离活动相关的内部成本、法律、所得税、审计和其他咨询费用、保险准备金以及与发行和托管的债务相关的净财务费用。截至2024年12月31日和2023年12月31日止年度，Liquids Pipelines业务分离成本为$ 197 百万（$ 167 税后百万）和$ 40 百万（$ 34 税后百万）分别计入已终止经营业务的净收入（亏损），合并损益表的税后净额。有 无 截至2025年12月31日止年度确认的离职费用。

养老金

作为分拆交易的一部分，TC Energy的某些员工成为南弓的员工。在分拆交易之前，这些在加拿大和美国的员工参与了DB计划、DC计划和储蓄计划（如适用）。自2024年10月1日起，DB计划下关于从TC Energy转移到South Bow的员工的福利义务转移到South Bow。一项与加拿大DB计划相关的资产转让申请已获得监管批准，该申请概述了拟将资产从TC Energy转让给South Bow的情况。截至2025年12月31日止年度，$ 105 百万被转给南弓。截至2025年12月31日，$ 17 加拿大DB计划中的百万资产仍保留在TC Energy DB计划信托中，并反映为已终止经营业务的流动资产，同时对South Bow承担相应义务，在合并资产负债表中反映为已终止经营业务的流动负债。公司预计剩余资产将于2026年年中全部转让。截至2024年12月31日，美国DB计划相关资产已全部转移至南弓。

南弓债

2024年8月28日，South Bow Canadian Infrastructure Holdings Ltd.与6297782LLC， two 时公司全资子公司，完成发行约$ 7.9 亿加元等值的高级无抵押票据和次级次级票据。约$ 6.2 在2024年10月1日分拆交易完成之前，将相当于10亿加元的净收益置于托管中，美元 1.3 10亿高级无抵押票据用于偿还TransCanada PipeLines Limited（TCPL）定期贷款。分拆交易完成后，托管资金解除对南玻股份的托管，用于偿还南玻股份及其子公司欠TC Energy及其子公司的债务。

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已终止业务的介绍

如附注2（会计政策）所述，在分拆交易完成后，液体管道业务作为已终止经营业务入账。该公司对已终止业务的列报包括直接归属于液体管道业务的收入和费用。

上一年的比较将液体管道业务列为已终止经营业务。

终止经营业务收入

截至12月31日止年度
（百万加元）						2025						2024						2023
收入						—						2,217						2,667
股权投资收入（亏损）						—						50						67
运营及其他费用
工厂运营成本及其他						216						806						814
商品采购转售						—						387						437
物业税						—						84						116
折旧及摊销						—						253						332
资产减值费用及其他						29						21						( 4 )
						245						1,551						1,695
终止经营业务的分部收益（亏损）						( 245 )						716						1,039
财务费用
利息支出						—						218						297
利息收入及其他						( 28 )						( 21 )						30
						( 28 )						197						327
已终止经营业务的所得税前收入（亏损）						( 217 )						519						712
所得税费用（回收）						( 5 )						124						100
终止经营业务净收入（亏损），税后净额						( 212 )						395						612

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终止经营的资产及负债

12月31日
（百万加元）									2025						2024
物业、厂房及设备
流动资产
其他流动资产									197						235
									197						235
其他长期资产									—						136
									197						371
负债
流动负债
应付账款及其他									181						170
									181						170
其他长期负债									—						110
									181						280

分拆交易导致终止确认液体管道部分的净资产，金额为$ 3,691 百万。净资产减少反映为$ 2,950 留存收益（累计赤字）减少百万美元 741 截至2024年12月31日止年度AOCI减少百万。

截至2025年12月31日止年度，公司录得$ 542 与分拆交易相关的百万美元，作为期外调整，将其在AOCI中记录的净投资对冲损失的按比例部分重新分类为留存收益（累计赤字）。有关更多信息，请参阅附注2，会计政策。

终止经营业务产生的现金流

截至12月31日止年度
（百万加元）						2025						2024						2023
运营提供的净现金（用于）						( 185 )						670						1,026
投资活动提供（使用）的现金净额						24						( 89 )						87

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公司的首席运营决策者是总裁兼首席执行官。首席经营决策者使用分部收益（亏损）来评估业务分部的业绩，协助进行资本投资决策并与TC Energy的竞争对手进行比较。

有关公司业务分部的资料如下：

截至2025年12月31日止年度			加拿大天然气管道						美国 天然气管道						墨西哥天然气管道						电力和能源解决方案						企业						合计
（百万加元）																														1
收入			5,785						7,145						1,450						845						14						15,239
分部间收入2			—						99						—						52						( 151 )						—
			5,785						7,244						1,450						897						( 137 )						15,239
股权投资收益（亏损）			112						301						94						767						—						1,274
运营成本2			( 2,210 )						( 2,581 )						( 262 )						( 778 )						123						( 5,708 )
折旧及摊销			( 1,523 )						( 1,037 )						( 96 )						( 113 )						—						( 2,769 )
分部盈利（亏损）			2,164						3,927						1,186						773						( 14 )						8,036
利息支出																																	( 3,407 )
建设期间使用资金备抵																																	453
汇兑收益（损失），净额																																	157
利息收入及其他																																	205
所得税前持续经营收入（亏损）																																	5,444
持续经营的所得税（费用）回收																																	( 1,138 )
持续经营净收入（亏损）																																	4,306
终止经营业务净收入（亏损），税后净额																																	( 212 )
净收入（亏损）																																	4,094
归属于非控股权益的净（收入）亏损																																	( 575 )
归属于控股权益的净收益（亏损）																																	3,519
优先股股息																																	( 119 )
归属于普通股的净收益（亏损）																																	3,400
资本支出3
资本支出			1,340						3,316						522						61						31						5,270
发展中的资本项目			—						—						—						16						—						16
对股权投资的贡献			65						141						—						845						—						1,051
			1,405						3,457						522						922						31						6,337

1包括部门间抵销。

2公司按合约费率记录分部间销售。对于分段报告，这些交易作为提供服务的分部的分部间收入和接受服务的分部的运营成本包括在内。这些交易在合并时被消除。分部间利润在产品或服务已向第三方提供或以其他方式实现时确认。

3纳入合并现金流量表的投资活动。

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截至2024年12月31日止年度			加拿大天然气管道						美国 天然气管道						墨西哥天然气管道						电力和能源解决方案						企业						合计
（百万加元）																														1
收入			5,600						6,339						870						954						8						13,771
分部间收入2			—						99						—						49						( 148 )						—
			5,600						6,438						870						1,003						( 140 )						13,771
股权投资收益（亏损）			34						341						283						900						—						1,558
运营成本2			( 2,246 )						( 2,381 )						( 132 )						( 700 )						9			3			( 5,450 )
折旧及摊销			( 1,382 )						( 955 )						( 92 )						( 101 )						( 5 )			3			( 2,535 )
其他分部项目4			10						610						—						—						—						620
分部盈利（亏损）			2,016						4,053						929						1,102						( 136 )						7,964
利息支出																																	( 3,019 )
建设期间使用资金备抵																																	784
汇兑收益（损失），净额																																	( 147 )
利息收入及其他																																	324
所得税前持续经营收入（亏损）																																	5,906
持续经营的所得税（费用）回收																																	( 922 )
持续经营净收入（亏损）																																	4,984
终止经营业务净收入（亏损），税后净额																																	395
净收入（亏损）																																	5,379
归属于非控股权益的净收益（亏损）																																	( 681 )
归属于控股权益的净收益（亏损）																																	4,698
优先股股息																																	( 104 )
归属于普通股的净收益（亏损）																																	4,594
资本支出5
资本支出			1,273						2,568						2,228						62						50						6,181
发展中的资本项目			—						5						—						45						—						50
对股权投资的贡献6			827						2						—						717						—						1,546
			2,100						2,575						2,228						824						50						7,777
已终止经营																																	127
																																	7,904

1包括部门间抵销。

2公司按合约费率记录分部间销售。对于分段报告，这些交易作为提供服务的分部的分部间收入和接受服务的分部的运营成本包括在内。这些交易在合并时被消除。分部间利润在产品或服务已向第三方提供或以其他方式实现时确认。

3包括先前分配给液体管道部门的分摊成本和折旧。有关更多信息，请参阅附注4，终止运营。

4其他分部项目包括出售资产净收益（亏损）。

5纳入合并现金流量表的投资活动。

6对加拿大天然气管道部分股权投资的捐款$ 3.1 十亿被股权投资的其他分配中的等值金额抵消，尽管它们在公司的合并现金流量表中按总额报告。有关更多信息，请参阅附注10，股权投资。

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截至2023年12月31日止年度			加拿大天然气管道						美国 天然气管道						墨西哥天然气管道						电力和能源解决方案						企业						合计
（百万加元）																														1
收入			5,173						6,229						846						1,019						—						13,267
分部间收入2			—						101						—						22						( 123 )						—
			5,173						6,330						846						1,041						( 123 )						13,267
股权投资收益（亏损）			220						324						78						688						—						1,310
股权投资减值			( 2,100 )						—						—						—						—						( 2,100 )
运营成本2			( 2,058 )						( 2,189 )						( 39 )						( 633 )						( 15 )			3			( 4,934 )
折旧及摊销			( 1,325 )						( 934 )						( 89 )						( 92 )						( 6 )			3			( 2,446 )
分部盈利（亏损）			( 90 )						3,531						796						1,004						( 144 )						5,097
利息支出																																	( 2,966 )
建设期间使用资金备抵																																	575
汇兑收益（损失），净额																																	320
利息收入及其他																																	272
所得税前持续经营收入（亏损）																																	3,298
持续经营的所得税（费用）回收																																	( 842 )
持续经营净收入（亏损）																																	2,456
终止经营业务净收入（亏损），税后净额																																	612
净收入（亏损）																																	3,068
归属于非控股权益的净（收入）亏损																																	( 146 )
归属于控股权益的净收益（亏损）																																	2,922
优先股股息																																	( 93 )
归属于普通股的净收益（亏损）																																	2,829
资本支出4
资本支出			2,953						2,536						2,292						144						33						7,958
发展中的资本项目			—						—						—						142						—						142
对股权投资的贡献			3,231						124						—						794						—						4,149
			6,184						2,660						2,292						1,080						33						12,249
已终止经营																																	49
																																	12,298

1包括部门间抵销。

2公司按合约费率记录分部间销售。对于分段报告，这些交易作为提供服务的分部的分部间收入和接受服务的分部的运营成本包括在内。这些交易在合并时被消除。分部间利润在产品或服务已向第三方提供或以其他方式实现时确认。

3包括先前分配给液体管道部门的分摊成本和折旧。有关更多信息，请参阅附注4，终止运营。

4纳入合并现金流量表的投资活动。

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12月31日			2025						2024
（百万加元）
按分部划分的总资产
加拿大天然气管道			31,371						31,167
美国天然气管道			56,617						56,304
墨西哥天然气管道			16,342						15,995
电力和能源解决方案			10,764						10,217
企业			3,460						4,189
			118,554						117,872
停止运营			197						371
			118,751						118,243

地理信息

截至12月31日止年度			2025						2024						2023
（百万加元）
收入
加拿大–国内			5,617						5,579						5,337
加拿大–出口			968						953						821
美国			7,204						6,369						6,263
墨西哥			1,450						870						846
			15,239						13,771						13,267

12月31日			2025						2024
（百万加元）
厂房、物业及设备
加拿大			26,078						26,354
美国			40,976						40,580
墨西哥			4,000						10,567
			71,054						77,501

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收入分类

截至2025年12月31日止年度			加拿大人 自然 气体 管道			美国 自然 气体 管道			墨西哥 自然 气体 管道			动力 和 能源 解决方案			合计
（百万加元）
与客户的合同收入
运力安排和运输			5,785			5,698			445			—			11,928
发电			—			—			—			236			236
天然气储存及其他1			—			1,141			218			440			1,799
			5,785			6,839			663			676			13,963
销售型租赁收入2			—			—			787			—			787
其他收入3			—			306			—			169			475
			5,785			7,145			1,450			845			15,225
企业收入4															14
															15,239

1墨西哥天然气管道部分包括$ 192 百万非租赁部分产生的收入，用于就在役Transportadora de Gas Natural de la Huasteca（TGNH）管道的销售型租赁提供运营和维护服务。有关更多信息，请参阅附注9，租赁。

2表示在役TGNH管道上的销售型租赁收入。有关更多信息，请参阅附注9，租赁。

3包括公司营销活动收入、金融工具收入和经营租赁收入。有关更多信息，请参阅附注9，租赁，以及附注27，风险管理和金融工具。

4与South Bow的过渡服务协议产生的收入。有关更多信息，请参阅附注4，已终止的业务。

截至2024年12月31日止年度			加拿大人 自然 气体 管道			美国 自然 气体 管道			墨西哥 自然 气体 管道			动力 和 能源解决方案			合计
（百万加元）
与客户的合同收入
运力安排和运输			5,586			5,382			438			—			11,406
发电			—			—			—			266			266
天然气储存及其他1,2			14			869			124			383			1,390
			5,600			6,251			562			649			13,062
销售型租赁收入3			—			—			308			—			308
其他收入4			—			88			—			305			393
			5,600			6,339			870			954			13,763
企业收入5															8
															13,771

1加拿大天然气管道部分包括$ 14 与沿海GasLink管道项目的开发和建设相关的关联公司的百万费用收入，这是 35 TC Energy拥有的百分之股份。

2墨西哥天然气管道部分包括$ 98 百万非租赁组件产生的收入，用于就在役TGNH管道的销售型租赁提供运营和维护服务。有关更多信息，请参阅附注9，租赁。

3表示在役TGNH管道上的销售型租赁收入。有关更多信息，请参阅附注9，租赁。

4包括公司营销活动收入、金融工具收入和经营租赁收入。有关更多信息，请参阅附注9，租赁，以及附注27，风险管理和金融工具。

5包括$ 7 与South Bow的过渡服务协议产生的百万收入。有关更多信息，请参阅附注4，终止运营。

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截至2023年12月31日止年度			加拿大人 自然 气体 管道			美国 自然 气体 管道			墨西哥 自然 气体 管道			动力 和 能源解决方案			合计
（百万加元）
与客户的合同收入
运力安排和运输			5,141			5,107			442			—			10,690
发电			—			—			—			427			427
天然气储存及其他1,2			32			874			125			363			1,394
			5,173			5,981			567			790			12,511
销售型租赁收入3			—			—			279			—			279
其他收入4			—			248			—			229			477
			5,173			6,229			846			1,019			13,267

1加拿大天然气管道部分包括$ 31 百万来自与沿海GasLink管道项目开发建设相关的关联公司的费用收入，该项目是 35 TC Energy拥有的百分之股份。

2墨西哥天然气管道部分包括$ 97 百万非租赁组件产生的收入，用于就在役TGNH管道的销售型租赁提供运营和维护服务。有关更多信息，请参阅附注9，租赁。

3表示在役TGNH管道上的销售型租赁收入。有关更多信息，请参阅附注9，租赁。

4包括公司营销活动收入、金融工具收入和经营租赁收入。有关更多信息，请参阅附注9，租赁，以及附注27，风险管理和金融工具。

合同余额

12月31日						2025						2024						受影响的行项目 合并资产负债表
（百万加元）
应收客户合同款						1,822						1,452						应收账款
合约资产（附注7）						216						165						其他流动资产
长期合同资产（附注14）						627						608						其他长期资产
合同负债1（注16）						46						30						应付账款及其他

1截至2025年12月31日止年度，$ 21 百万（2024 – $ 41 万）确认收入，年初计入合同负债和长期合同负债。

合同资产和长期合同资产主要涉及公司对长期承诺容量天然气管道合同在报告日已完成但未开具发票的服务的收益权。合同资产的变化主要与当这些权利成为无条件且客户开具发票时转入应收账款有关，以及确认尚待开具发票的额外收入。合同负债主要指合同服务的未实现收入。

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剩余履约义务的未来收入

截至2025年12月31日，长期管道能力安排和运输以及延伸至2055年的天然气储存和其他合同的未来收入约为$ 33.8 亿，其中约$ 7.0 预计2026年将确认10亿。

由于公司选择了以下披露豁免，公司的很大一部分收入未包括在上述未来收入披露中：

•与流动运营成本相关的收入，或其他类似的可变对价，按公司有权向客户开具发票的金额确认

•与可中断运输服务收入和发电收入相关的可变对价，其中对未来收入金额的估计存在不确定性

•公司美国天然气管道受监管的运输和储存合同的最高关税税率将向托运人收取的超出当前费率结算期限期间的收入

•公司加拿大天然气管道受监管的公司产能合同超过当前费率结算期限期间的收入

12月31日			2025						2024
（百万加元）
租赁投资净额（附注9）			1,256						333
衍生工具公允价值（附注27）			438						347
合约资产（附注6）			216						165
作为抵押品提供的现金			93						128
预付费用			82						86
排放积分			67						75
监管资产（注12）			58						123
其他			165						82
			2,375						1,339

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12月31日			2025																		2024
			成本						累计 折旧						净 账面价值						成本						累计 折旧						净 账面价值
（百万加元）
加拿大天然气管道
NGTL系统
管道			20,806						8,037						12,769						20,497						7,413						13,084
压缩			7,277						2,732						4,545						7,146						2,497						4,649
计量及其他			1,685						903						782						1,668						883						785
			29,768						11,672						18,096						29,311						10,793						18,518
建设中			663						—						663						503						—						503
			30,431						11,672						18,759						29,814						10,793						19,021
加拿大主线
管道			11,126						8,355						2,771						10,907						8,165						2,742
压缩			4,661						3,500						1,161						4,540						3,448						1,092
计量及其他			797						344						453						749						331						418
			16,584						12,199						4,385						16,196						11,944						4,252
建设中			121						—						121						163						—						163
			16,705						12,199						4,506						16,359						11,944						4,415
加拿大其他天然气管道1
其他			2,947						1,777						1,170						2,927						1,742						1,185
建设中			19						—						19						31						—						31
			2,966						1,777						1,189						2,958						1,742						1,216
			50,102						25,648						24,454						49,131						24,479						24,652
美国天然气管道
哥伦比亚天然气公司
管道			14,996						1,610						13,386						14,826						1,472						13,354
压缩			6,169						741						5,428						6,153						677						5,476
计量及其他			4,529						502						4,027						4,570						455						4,115
			25,694						2,853						22,841						25,549						2,604						22,945
建设中			675						—						675						891						—						891
			26,369						2,853						23,516						26,440						2,604						23,836
安R
管道			3,092						744						2,348						2,477						745						1,732
压缩			4,933						948						3,985						4,446						938						3,508
计量及其他			1,867						509						1,358						1,832						521						1,311
			9,892						2,201						7,691						8,755						2,204						6,551
建设中			362						—						362						853						—						853
			10,254						2,201						8,053						9,608						2,204						7,404

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12月31日			2025																		2024
			成本						累计 折旧						净 账面价值						成本						累计 折旧						净 账面价值
（百万加元）			成本						累计 折旧						净 账面价值						成本						累计 折旧						净 账面价值
美国其他天然气管道
哥伦比亚海湾			4,427						274						4,153						4,127						304						3,823
GTN			3,325						1,476						1,849						3,405						1,467						1,938
Great Lakes			2,577						1,509						1,068						2,602						1,537						1,065
其他2			1,646						655						991						1,695						628						1,067
			11,975						3,914						8,061						11,829						3,936						7,893
建设中			643						—						643						694						—						694
			12,618						3,914						8,704						12,523						3,936						8,587
			49,241						8,968						40,273						48,571						8,744						39,827
墨西哥天然气管道3
管道			2,468						545						1,923						2,590						523						2,067
压缩			449						113						336						476						107						369
计量及其他			394						107						287						398						99						299
			3,311						765						2,546						3,464						729						2,735
建设中			1,454						—						1,454						7,807						—						7,807
			4,765						765						4,000						11,271						729						10,542
电力和能源解决方案
天然气发电			1,322						719						603						1,273						671						602
天然气储存及其他			887						308						579						873						281						592
可再生能源发电			737						83						654						779						54						725
			2,946						1,110						1,836						2,925						1,006						1,919
建设中			56						—						56						56						—						56
			3,002						1,110						1,892						2,981						1,006						1,975
企业			895						460						435						944						439						505
			108,005						36,951						71,054						112,898						35,397						77,501

1包括Foothills、Ventures LP和Great Lakes Canada。

2包括北巴哈、塔斯卡罗拉、路易斯安那州内、十字路口、美国能源营销和矿权业务。

3截至2025年12月31日止年度，公司终止确认$ 6,595 百万（2024 – 无 ）的厂房、物业及设备，并将相应资产记入在役TGNH管道的租赁投资净额。有关更多信息，请参阅附注9，租赁。

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作为承租人

公司拥有公司办公室、其他各种房地、设备和土地的经营租赁。有些租约可选择续约期限为一到 25 年，有些可能包括选择权在 一年 或满足特定条件时。根据租赁合同到期的付款包括固定付款，对于公司的许多租赁，还包括可变付款，例如按比例分摊建筑物的财产税、保险和公共区域维护。公司将部分租赁场所转租。

经营租赁成本如下：

截至12月31日止年度
（百万加元）			2025			2024
经营租赁成本1			112			117
转租收入			( 5 )			( 6 )
净经营租赁成本			107			111

1包括短期租赁和可变租赁成本。

与经营租赁有关的其他信息见下表：

截至12月31日止年度
（百万加元）			2025			2024
为计入经营租赁负债计量的金额支付的现金			76			74
获得ROU资产以换取新的经营租赁负债			18			96

12月31日			2025			2024
加权平均剩余租期			11 年			13 年
加权平均贴现率			3.4		%	3.3		%

经营租赁负债到期情况如下：

12月31日
（百万加元）			2025			2024
不足一年			73			73
一至两年			66			73
两到三年			63			66
三到四年			63			64
四到五年			59			63
五年以上			185			275
经营租赁付款总额			509			614
推算利息			( 78 )			( 103 )
经营租赁负债			431			511

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TC Energy经营租赁负债在合并资产负债表上确认的金额如下：

12月31日
（百万加元）			2025			2024
应付账款及其他（附注16）			61			60
其他长期负债（附注17）			370			451
			431			511

截至2025年12月31日，经营租赁项下入账的ROU资产账面价值为$ 402 百万（2024 – $ 480 百万），并列入厂房、物业及设备在合并资产负债表上。

作为出租人

经营租赁

电力和能源解决方案部门的Grandview和B é cancour发电厂作为经营租赁入账。该公司就出售这些资产的电力拥有长期购电协议，这些协议将于2026年至2035年之间到期。

有些经营租赁包含基于营业时间和可变成本补偿的可变租赁付款，以及以公允价值或基于考虑剩余固定付款的公式购买标的资产的选择权。承租人在某些租赁下有权在某些情况下终止。

截至2025年12月31日止年度，公司录得的经营租赁收入的固定部分为$ 109 百万（2024 – $ 114 百万；2023 – $ 112 百万）。

经营租赁项下未来将收到的租赁付款如下：

12月31日
（百万加元）			2025			2024
不足一年			80			107
一至两年			9			76
两到三年			10			9
三到四年			10			10
四到五年			10			10
五年以上			45			55
			164			267

截至2025年12月31日，作为经营租赁入账的设施成本和累计折旧为$ 697 百万美元 371 百万，分别（2024 – $ 697 百万美元 351 分别为百万）。

销售型租赁

Tamazunchale、Villa de Reyes、Tula和Southeast Gateway管道是TGNH与Comisi ó n Federal de Electricidad（CFE）之间以美元计价的照付不议运输服务协议（TSA）的一部分，该协议将持续到2055年。

合并后的TSA包含多个租赁和非租赁部分。TSA内的租赁组件表示截至2025年12月31日TGNH内在役管道为CFE提供的可用容量。非租赁组件代表公司在运营和维护服务中的TGNH管道方面的服务。公司以预期成本加保证金法按独立售价将部分合约对价分配至非租赁部分，以提供营运及维修服务。由于围绕独立售价的不确定性，剩余对价使用剩余法分配给租赁部分。

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Transportadora de Gas Natural de la Huasteca

2025年9月，TC Energy与CFE和墨西哥一家主要国内银行订立保理安排，对2025年在TGNH系统上提供的服务的月度发票进行保理。8-10月发票向银行保理，无追索权TC Energy且TC Energy在合同约定的付款期限内持续收到开票金额。

保理安排导致与CFE就现有TGNH TSA的会计目的进行租赁修改，在重新评估时租赁分类没有变化。因此，公司根据截至修改之日每个非租赁部分的更新运营和维护服务单独售价，使用预期成本加差额法将合同对价重新分配至合同的租赁和非租赁部分。这一过程的剩余对价金额随后分配给租赁部分。分配的变化被前瞻性地考虑在内。租赁内含的费率调整为修改后的租赁净投资等于直接在修改生效日期之前租赁净投资的账面价值的费率。

在租赁会计下，TC Energy在应付账款和其他中记录了保理金额，相应的应收款项没有在合并资产负债表中终止确认。从保理安排收到的现金计入综合现金流量表的融资活动。2025年期间，TC Energy转让并收到了面值总额为$ 351 百万（美元 251 百万）。

东南门户管道

2025年第二季度，公司宣布东南门户管道完工。该公司确定，该管道是TGNH和CFE之间的销售型租赁，在向客户提供资产时开始。在2022年协议开始时以及根据2025年第三季度公司与CFE订立保理安排时的修订，公司使用预期成本加保证金法将预期合同对价分配给基于估计独立售价的非租赁部分，用于提供运营和维护服务。这一过程产生的剩余对价金额随后分配给租赁部分。公司对未来运营成本的估计影响了租赁和非租赁组成部分之间的合同对价分配、根据合同确认收入的时间以及租赁内含费率的计算。

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，公司运用判断确定，在租赁安排开始时，标的资产的公允价值与账面价值相近，剩余价值与租赁期结束时的剩余账面价值相近。公允价值为非经常性计量，分类为公允价值层级III级。该公司估计，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。

2025年期间，公司录得租赁投资净额$ 6.6 十亿（美元 4.8 亿元）与东南门户管道租赁开始相关，在终止确认标的资产时未录得出售损益。该公司记录的预期信用损失准备金为$ 113 百万厂房运营成本及其他，与租赁余额的初始净投资有关。

现有销售型租赁项下未来将收到的租赁付款如下：

12月31日
（百万加元）			2025			2024
不足一年			1,256			333
一至两年			1,000			333
两到三年			1,000			333
三到四年			1,000			333
四到五年			1,000			333
五年以上			24,508			8,499
			29,764			10,164

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下表列出了公司合并资产负债表中反映的租赁净投资总额的组成部分：

12月31日
（百万加元）			2025			2024
租赁投资净额
最低租赁付款额			29,764			10,164
未实现租赁收入			( 20,397 )			( 7,323 )
应收租赁款			9,367			2,841
预期信用损失准备1			( 141 )			( 59 )
未担保残值现值			140			28
			9,366			2,810
计入其他流动资产的流动部分（附注7）			( 1,256 )			( 333 )
			8,110			2,477

1包括$ 2 百万收益（2024 – $ 6 百万亏损）的外币折算。

截至2025年12月31日止年度，公司录得$ 787 百万（2024 – $ 308 百万；2023年-$ 279 百万）的销售型租赁收入。

截至2025年12月31日止年度，公司录得$ 84 百万ECL费用（2024 – $ 23 百万回收；2023 – $ 73 百万回收）有关租赁净投资于厂房营运成本及其他。有关更多信息，请参阅附注27，风险管理和金融工具。

（百万加元）			所有权 利息在 2025年12月31日						股权收益（亏损） 投资																		股权 投资
									截至12月31日止年度																		12月31日
									2025						2024						2023						2025						2024
加拿大天然气管道
TQM1			50		%				17						17						17						158						160
沿海GasLink1			35		%				95						17						203						896						1,006
美国天然气管道
北部边境			50		%				145						130						101						766						647
千年			47.5		%				70						95						109						( 22 )						( 21 )
易洛魁人			50		%				70						100						98						216						221
其他			各种						16						16						16						137						135
墨西哥天然气管道
德州南部			60		%				94						283						78						1,427						1,403
电力和能源解决方案
布鲁斯·鲍尔1			48.3		%				767						900						690						7,780						7,043
其他			各种						—						—						( 2 )						—						42
									1,274						1,558						1,310						11,358						10,636

1归类为VIE。有关更多信息，请参阅附注31，可变利益实体。

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分配和贡献

截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度从股权投资收到的分配和对股权投资的贡献如下：

截至12月31日止年度			2025						2024						2023
（百万加元）
分配
股权投资经营活动收到的分配款			1,616						1,607						1,158
Coastal GasLink LP次级贷款偿还1,2			—						3,147						—
其他1			5						539						23
			1,621						5,293						1,181
贡献1
对其他股权投资的出资			986						719						918
对Coastal GasLink LP的贡献2			65						3,964						3,231
			1,051						4,683						4,149

1纳入合并现金流量表的投资活动。

22024年12月，TC Energy提供了1美元的股权出资 3,137 百万给Coastal GasLink LP，后者使用该笔资金偿还次级贷款协议项下欠TC Energy的余额。这笔捐款和还款计入综合现金流量表的投资活动。有关更多信息，请参阅附注11，与关联公司的贷款。

沿海GasLink管道有限合伙企业

2024年11月，Coastal GasLink Pipeline Limited Partnership（Coastal GasLink LP）与LNG Canada（LNGC）以及宣布Coastal GasLink管道投入商业使用的五个LNGC参与者（LNGC参与者）各自签署了一项商业协议，允许向客户收取可追溯至2024年10月1日的通行费。该协议还规定一次性支付$ 199 LNGC参与者向TC Energy支付的百万元，以确认已完成的工作和最终成本结算，应在LNG设施宣布投入使用日期后三个月或2025年12月15日（以较早者为准）支付。

自2025年7月12日起，液化天然气设施被LNGC宣布投入使用。根据商业协议，TC Energy收到一次性付款$ 199 万，于2025年10月通过现金分配方式结算。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，被确认为来自Coastal GasLink LP的实质分配，并反映在截至2024年12月31日公司合并资产负债表上的应收账款和股权投资中。

Coastal GasLink项目于2023年11月实现机械完工，并准备在2023年底前向LNGC设施交付调试用气。这些里程碑让Coastal GasLink LP获得了$ 200 百万来自LNGC的奖励付款，截至2023年12月31日止年度，在合并资产负债表中记为应收账款，在合并损益表中记为股权投资收益（亏损）。奖励款项已于2024年2月通过现金分配方式结清。

2023年2月，Coastal GasLink LP宣布提高Coastal GasLink管道的修订资本成本。项目成本的增加以及预期次级贷款协议下的额外股权出资将主要由TC Energy提供资金，这表明对公司投资Coastal GasLink LP的估计公允价值产生重大不利影响。该公司完成了估值评估，得出结论认为，其对Coastal GasLink LP投资的公允价值低于其账面价值，因此产生了税前减值费用$ 2,100 2023年百万，累计减值费用$ 5,148 百万，或$ 4,586 税后百万，2022年12月31日至2023年9月30日期间。此后没有发现公司对Coastal GasLink LP投资的非暂时性减值的进一步迹象，也没有记录进一步的减值费用。

2025年12月31日，公司投资Coastal GasLink LP的账面价值为$ 896 百万（2024 – $ 1,006 百万）。

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股权投资财务信息汇总

截至12月31日止年度			2025						2024						2023
（百万加元）
收入
收入			7,493						6,962						6,197
运营和其他费用			( 4,412 )						( 3,783 )						( 3,343 )
净收入			2,405						3,026						2,457
归属于TC Energy的净利润			1,274						1,558						1,310

12月31日			2025						2024
（百万加元）
资产负债表
流动资产			3,438						3,959
非流动资产			47,233						44,835
流动负债			( 1,888 )						( 2,111 )
非流动负债			( 22,389 )						( 21,729 )

于2025年12月31日，公司股权投资的累计账面价值为$ 834 百万（2024 – $ 769 万）低于净资产中累计标的权益主要是由于对Coastal GasLink LP的股权投资发生减值，部分被收购或部分处置时的公允价值调整以及建设期间资本化的利息所抵消。

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关联交易是在正常经营过程中进行的，以交换金额计量，交换金额是关联方确定并议定的对价金额。

沿海GasLink管道有限合伙企业

TC Energy持有 35 Coastal GasLink LP %的股权，并运营Coastal GasLink管道。

次级贷款协议

TC Energy与Coastal GasLink LP签订了次级贷款协议，根据该协议，公司以基于市场的浮动利率向Coastal GasLink LP提供非循环贷款，以资助与Coastal GasLink管道项目相关的资本成本。

包括TC Energy在内的Coastal GasLink LP合作伙伴有合同义务向Coastal GasLink LP贡献股权，以最终为次级贷款协议下未偿金额的结算提供资金，预计该等股权将主要由TC Energy贡献。由于这一预期，根据次级贷款协议提取的金额已作为实质股权出资入账，在公司的综合现金流量表中作为股权投资出资列报。Coastal GasLink LP欠公司的款项的偿还已作为实质上的股权分配入账，在公司合并现金流量表的股权投资的其他分配中列报。

2024年12月17日，随着管道宣布投入商业运营，Coastal GasLink LP偿还了$ 3,147 根据次级贷款协议欠TC Energy的百万余额。为Coastal GasLink LP偿还未偿贷款余额提供资金所需的公司股权出资份额为$ 3,137 百万。截至2025年12月31日，可供Coastal GasLink LP使用的未使用承诺产能为$ 163 百万（2024年12月31日– $ 228 百万）。

次级需求循环信贷融资协议

公司与Coastal GasLink LP签订了次级需求循环信贷融资协议，为在建项目提供额外的短期流动性和融资灵活性。通过本协议提供的设施按浮动市场利率计息，总容量为$ 120 2025年12月31日和2024年12月31日的百万 无 截至2025年12月31日和2024年12月31日的未清余额。

德州南部

TC Energy持有 60 与IEnova Infraestructura Marina Holding B.V.（IEnova）建立合资企业以拥有Sur de Texas管道的100%股权，该管道由TC Energy运营。2025年12月15日，TC Energ í a Mexicana，S. de R.L. de C.V.（TCEM）订立次级活期循环信贷融资，以浮动利率从合资企业借入资金。该设施的容量为美元 270 万，2028年12月到期。截至2025年12月31日，TCEM可供使用的未使用产能为$ 259 百万（美元 189 万元），未偿还贷款余额为$ 111 百万（美元 81 万元），在公司合并资产负债表的其他长期负债中列示。

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TC Energy目前适用RRA的业务几乎包括加拿大、美国和墨西哥所有的天然气管道以及美国的某些天然气储存业务。受费率监管的企业核算和报告的资产和负债与既定费率所产生的经济影响一致，前提是费率旨在收回提供服务的成本，并且竞争环境使得很可能可以收取和收取此类费率。某些受公用事业监管或费率确定约束、否则将反映在损益表中的收入和费用在资产负债表上递延，预计将在未来的服务费率中从客户那里收回或退还给客户。

加拿大受监管业务

TC Energy在加拿大的大部分天然气管道均受CER根据《加拿大能源监管机构法》监管。CER对公司在联邦管辖下的加拿大受监管天然气输送系统的设施建设和运营以及服务条款和条件，包括费率进行了规定。加拿大影响评估署继续评估指定项目。

TC Energy在加拿大的天然气输送服务是根据天然气运输关税提供的，该关税规定了成本回收，包括CER批准的资本回报和资本回报。受任何结算条款的约束，为这些服务收取的费率通常是通过一个流程设定的，该流程涉及向监管机构提交申请，其中预测的运营成本，包括资本回报和资本回报率，决定了未来一年或多年的收入要求。如果实际成本和收入多于或少于预测的成本和收入，监管机构通常允许将差额递延到未来一个时期，并在当时以费率收回或退还。监管机构不允许递延的实际成本和预测成本之间的差异被纳入其发生年份的净收入确定中。公司最重要的受监管加拿大天然气管道，基于总运营管道长度，如下所述。

NGTL系统

NGTL系统目前根据2024年9月CER批准的2025-2029年收入要求结算条款（2025-2029 NGTL结算）运营。2025-2029年NGTL结算使支持公司董事会（董事会）批准的投资框架能够分配高达$ 3.3 亿元资本用于推进扩建设施的多年增长计划，以履行对NGTL系统的承诺。它由多个不同的项目组成，具有不同的目标在役日期，从2026年开始，取决于最终的公司和监管批准。

2025-2029年NGTL结算保持ROE为 10.1 百分比 40 %被视为普通股，同时提高了NGTL系统折旧率，激励措施允许NGTL系统有机会在通行费低于规定水平或开展增长项目时进一步提高折旧率。2025-2029年NGTL结算引入了新的激励机制，以降低物理排放和排放合规成本，该机制建立在与客户共享与预计数量和排放节省的差异的某些运营成本的激励机制之上。如果通行费超过预定水平或未获得公司对多年增长计划的最终批准，则2025-2029年NGTL结算中存在审查条款。

NGTL System的2023和2024年业绩反映了2020-2024年收入要求结算的条款，其中包括经批准的ROE为 10.1 百分比 40 百分比视为普通股，为NGTL系统提供了在通行费低于规定水平时提高折旧率的机会，并为与客户共享预计金额差异的某些运营成本提供了激励机制。

加拿大主线

2020年4月，CER批准了 六年 一致协商解决（2021-2026年主线解决）自2021年1月1日起生效。与上一次结算类似，2021-2026年主线结算维持基数权益收益率为 10.1 百分比 40 %视为普通股，并包括通过对客户和TC Energy双方有利的分享机制来实现成本效率和/或增加管道收入的激励措施。

通行费稳定是使用递延账户实现的，包括通行费稳定账户和短期调整账户（STAA），它们在2021-2026年干线结算下每年捕获系统收入和服务成本之间的盈余或不足。根据2021-2026年主线和解中概述的条款，由于满足了和解协议规定的预定阈值，部分STAA于2023年开始摊销，其余部分于2024年开始摊销。

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美国监管业务

TC Energy在美国受监管的天然气管道根据1938年《天然气法》（NGA）、1978年《天然气政策法》和2005年《能源政策法》的规定运营，并受FERC的管辖。NGA授予FERC对管道和相关设施的建设、收购和运营的权力，包括对包含服务最高和最低费率的关税的监管，并允许美国受监管的天然气管道在非歧视的基础上对费率进行折扣或谈判。公司最重要的受监管美国天然气管道，基于有效所有权和总运营管道长度，如下所述。

哥伦比亚天然气公司

哥伦比亚天然气公司的天然气运输和储存服务是根据关税提供的，费率须经FERC批准。哥伦比亚天然气公司根据FERC于2025年10月批准的和解协议（即2025年哥伦比亚天然气和解协议）运营。作为和解协议的一部分，在2028年4月1日之前暂停任何进一步的费率变动，哥伦比亚天然气公司必须申请新的费率，生效日期不迟于2031年4月1日。该解决方案还包括在2026年4月和2027年4月进一步上调利率，以反映预期的现代化相关支出。

ANR管道

ANR Pipeline根据通过2022年FERC批准的费率结算（2022 ANR结算）建立的费率运营。在2023年，先前累积的利率退款负债，包括利息，被退还给客户。2022年ANR和解协议包括在2025年11月1日之前暂停费率变动，并要求ANR申请新的费率，生效日期不迟于2028年8月1日。该解决方案还规定了与某些现代化项目相关的2024年8月生效的费率上调以及不迟于2028年8月1日生效的额外费率上调。2025年4月，ANR向FERC提交了第4节费率案件，要求自2025年11月1日起提高最高运输费率，但需退款。截至2025年12月31日，ANR正在寻求一个协作过程，以找到与客户互惠互利的结果。

哥伦比亚海湾

哥伦比亚海湾根据FERC于2023年8月批准的和解协议运营，自2024年3月1日起生效（2023年哥伦比亚海湾和解协议）。2023年哥伦比亚海湾和解协议包括在2027年2月28日之前暂停进一步的费率变动，哥伦比亚海湾必须不迟于2029年3月1日申请新的费率。

Great Lakes

Great Lakes根据FERC于2022年4月批准的费率结算（2022 Great Lakes结算）运营，该结算在2025年10月31日之前保持Great Lakes现有的最高运输费率。2022年度Great Lakes解决方案暂停适用至2025年10月31日。2025年4月，Great Lakes向FERC提起第4节费率案件，要求提高最高运输费率，自2025年11月1日起生效，可予退款。截至2025年12月31日，Great Lakes正在追求一种协作过程，以找到与客户互惠互利的结果。

塔斯卡罗拉

Tuscarora根据作为2023年9月FERC批准的费率结算（2023年Tuscarora结算）的一部分而制定的费率运营。2023 Tuscarora解决方案规定自2023年2月1日起分阶段降低利率，并自2025年2月1日起额外降低利率。2023 Tuscarora和解协议包含一项将于2028年12月1日到期的暂停协议。Tuscarora被要求在2028年12月1日之前提交新的费率。

输气西北

西北天然气输送公司（GTN）根据2024年10月作为FERC批准的费率结算（2024年GTN结算）的一部分而确立的费率运营。2024年GTN结算将从2024年4月1日起至2026年3月31日期间维持当前的有效利率（即预备案利率）。随后，GTN将从2026年4月1日起降低其预先备案的费率，直至2027年3月31日。2024年GTN和解包含一个将于2027年3月31日到期的暂停期。GTN被要求在2027年4月1日之前提交新的费率。

墨西哥监管业务

TC Energy在墨西哥的天然气管道受CNE监管。虽然该公司的大部分运力是根据长期合约费率订阅的，但CNE为可中断服务设定费率。对TC Energy的墨西哥天然气管道有效的费率提供了成本回收，包括投资资本的回报和投资资本。

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监管资产负债

12月31日			剩余 复苏/ 结算 期 （年）						2025						2024
（百万加元）
监管资产
递延所得税1			不适用						2,760						2,593
经营和偿债监管资产2			1						—						56
外汇对长期债务1,3			1 - 4						23						39
其他			不适用						188						117
									2,971						2,805
减：计入其他流动资产的流动部分（附注7）									58						123
									2,913						2,682
监管负债
管道放弃信托余额4			不适用						3,143						2,686
递延所得税–美国税制改革5			不适用						1,098						1,197
加拿大主线短期调整和通行费稳定账户6,7			不适用						705						553
搬迁成本8			不适用						407						376
加拿大主线桥接摊销账户6			5						268						322
养老金和其他退休后福利9			不适用						266						122
递延所得税1			不适用						195						188
经营和偿债监管负债2			1						134						50
除养老金外的ANR离职后和退休福利10			不适用						43						45
加拿大主线长期调整账户6,11			1						37						74
其他			不适用						77						43
									6,373						5,656
减：计入应付账款及其他的流动部分（附注16）									532						353
									5,841						5,303

1这些监管资产和负债以非现金交易为基础，或在没有监管机构批准的回报备抵的情况下被收回。因此，这些监管资产或负债不计入费率基数，在回收期内不产生投资回报。

2经营和偿债监管资产和负债是指下一年确定费率时应计入的成本和收入差异的累计。

3NGTL系统长期债务的外汇是指将外币计价债务工具从发行时的历史外汇汇率重估为当前外汇汇率所产生的差异。外债到期或提前兑付时实现的汇兑损益，预计通过未来通行费的确定予以收回或退还。

4该余额代表从客户处收取的通行费金额，并包含在LMCI限制性投资中，以资助未来放弃公司的CER监管管道设施。

5受《减税和就业法案》（美国税改）H.R.1的影响，2017年美国企业所得税税率从35%降至21%。这一美国受监管运营余额（如适用）代表由2018年FERC规定的与美国税收改革相关的变化驱动的既定监管负债，这些变化按近似于产生监管负债的基础递延所得税负债的预期转回的不同条款摊销。

6这些监管账户用于捕捉2015-2030年结算期内的收入和成本差异以及通行费稳定调整。

7根据2021-2026年主线结算的条款，STAA账户的一部分在2023年开始摊销，其余的在2024年开始摊销，因为达到了预定的阈值，按照和解协议概述的条款进行摊销。

8这一余额表示已经并将继续计入折旧率并在某些费率管制业务的服务费率中收取的预期拆除费用，以用于未来将产生的费用。

9这些余额代表对养老金计划和其他退休后福利义务的监管抵消，其范围是预计将在未来费率中向客户收取或退还给客户的金额。

10这一余额代表ANR估计需要向客户退还的金额，用于通过其FERC批准的费率收取的未用于向其雇员支付福利的退休后和离职后福利金额。根据FERC批准的费率结算，$ 43 百万（美元 32 百万）2025年12月31日的余额有待通过未来的监管程序解决，因此，目前无法确定结算期。

11根据2021-2026年主线结算条款，$ 223 万元摊销 六年 结算期限。

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公司在合并资产负债表上的商誉余额由以下金额组成：

12月31日			2025												2024
（百万）			加拿大人 美元						美国 美元1						加拿大元						美国 美元1
哥伦比亚大学			10,082						7,351						10,588						7,351
安R			2,669						1,946						2,803						1,946
Great Lakes			167						122						176						122
北巴哈			66						48						70						48
塔斯卡罗拉			32						23						33						23
			13,016						9,490						13,670						9,490

1表示截至2025年12月31日和2024年12月31日的商誉毛额美元 10,828 百万，扣除累计减值美元 1,338 百万。

商誉变动情况如下：

（百万加元）			美国天然 燃气管道
2024年1月1日余额			12,532
外汇汇率变动			1,138
2024年12月31日余额			13,670
外汇汇率变动			( 654 )
2025年12月31日余额			13,016

作为2025年12月31日年度商誉减值评估的一部分，公司评估了影响除哥伦比亚报告单位之外的所有报告单位的基础报告单位公允价值的定性因素。经确定，所有报告单位的公允价值很可能超过其账面价值，包括商誉。

哥伦比亚大学

公司选择在2025年12月31日直接进行量化年度减值测试，以对$ 10,082 百万（美元 7,351 百万）在2025年哥伦比亚天然气和解协议之后与哥伦比亚报告单位相关的商誉。为确定公允价值，公司采用了结合未来现金流预测以及估值倍数的贴现现金流模型，并应用了涉及重大估计和判断的风险调整贴现率。公允价值计量在公允价值层次中划分为第三级。经认定，哥伦比亚报告单位的公允价值超过其2025年12月31日的账面价值，包括商誉。

Great Lakes

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12月31日			2025						2024
（百万加元）
雇员退休后福利（附注26）			967						758
合约资产（附注6）			627						608
递延所得税资产（附注18）			356						428
衍生工具公允价值（附注27）			161						122
发展中的资本项目			81						164
其他			290						330
			2,482						2,410

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12月31日			2025												2024
（百万加元，除非另有说明）			优秀						加权 平均 息率 每年						优秀						加权 平均 息率 每年
加拿大1			584						3.9		%				308						4.7		%
美国（2025– US $ 449 ；2024年–美元 55 )			616						4.1		%				79						4.7		%
			1,200												387

1截至2025年12月31日，应付票据包括以加元计价的$ 68 百万（2024 – 无 ）和以美元计价的美元票据 348 百万（2024 –美元 214 百万）。

截至2025年12月31日，应付票据反映了TCPL在加拿大以及TransCanada PipeLine USA Ltd.（TCPL USA）和Columbia Pipelines Holdings Company LLC（CPHC）在美国的短期借款。截至2024年12月31日，CPHC没有未偿金额。

截至2025年12月31日，承诺的循环和活期信贷额度总额为$ 11.9 十亿（2024 – $ 12.2 十亿）。提取时，这些信贷额度的利息按加拿大和美国银行的协商浮动利率收取，并按其他协商财务基础收取。 这些无担保信贷便利包括以下内容：

12月31日

（十亿加元，除非另有说明）

2025

2024

借款人

说明

成熟

设施总数

未使用产能1

设施总数

承诺、银团、循环、可延期、高级无抵押信贷融资2:

TCPL

支持商业票据计划和一般公司用途

2030年12月

3.0

2.9

3.0

TCPL/TCPL美国

支持商业票据计划和借款人的一般公司用途，由TCPL担保

2026年12月

美国 1.0

美国 0.8

美国 1.0

TCPL/TCPL美国

支持商业票据计划和借款人的一般公司用途，由TCPL担保

2028年12月

美国 2.5

美国 2.3

美国 2.5

哥伦比亚管道控股公司有限责任公司3

支持商业票据计划和借款人的一般公司用途

2028年12月

美国 1.5

美国 1.1

美国 1.5

需求高级无抵押循环信贷额度2:

TCPL/TCPL美国

支持开立信用证并提供额外流动性；TCPL USA设施由TCPL担保

需求

2.0

4

1.3

2.0

4

1未使用的产能扣除未偿还的商业票据和设施提款。

2与公司子公司的各种信托契约和信贷安排的规定可能会在某些情况下限制其宣派和支付股息或进行分配的能力。如果这些限制适用，它们可能反过来对公司就普通股和优先股宣派和支付股息的能力产生影响。这些信托契约和信贷安排还要求公司遵守各种肯定和否定契约，并保持一定的财务比率。于2025年12月31日，公司遵守所有财务契约。

3Columbia Pipelines Holding Company LLC是TC Energy部分拥有的子公司，拥有 40 %的非控股权益。

4或等值美元。

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12月31日			2025						2024
（百万加元）
贸易应付款项			3,263						3,699
监管责任（附注12）			532						353
衍生工具公允价值（附注27）			380						507
保理安排（附注9）			351						—
应付燃气运输及汇兑			158						118
应付排放费用			91						101
经营租赁负债（附注9）			61						60
合同负债（附注6）			46						30
所得税负债			38						143
其他			354						286
			5,274						5,297

12月31日			2025						2024
（百万加元）
经营租赁负债（附注9）			370						451
衍生工具公允价值（附注27）			149						209
资产报废义务			119						108
联属公司贷款（附注11）			111						—
雇员退休后福利（附注26）			69						94
其他			216						189
			1,034						1,051

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所得税前收入的地理组成部分

截至12月31日止年度			2025						2024						2023
（百万加元）
加拿大			1,959						1,469						( 194 )
国外			3,485						4,437						3,492
所得税前收入			5,444						5,906						3,298

准备金

截至12月31日止年度			2025						2024						2023
（百万加元）
当前
加拿大-联邦			54						90						34
加拿大-省级			5						71						40
国外			308						334						790
			367						495						864
延期
加拿大-联邦			213						80						3
加拿大-省级			139						56						3
国外			419						291						( 28 )
			771						427						( 22 )
所得税费用			1,138						922						842

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所得税费用调节

截至12月31日止年度			2025									2024									2023
（百万加元，除非另有说明）			金额			百分比						金额			百分比						金额			百分比
所得税前收入			5,444									5,906									3,298
加拿大联邦法定所得税率			15		%							15		%							15		%
预期所得税费用			817									886									495
加拿大联邦和解项目
与受监管业务相关的所得税差异			( 24 )			( 0.4		%)				( 68 )			( 1.2		%)				( 108 )			( 3.3		%)
非应税资本（收益）损失			( 20 )			( 0.4		%)				12			0.2		%				113			3.4		%
估值备抵变动			—			—						3			0.1		%				114			3.5		%
跨境税收的影响			( 25 )			( 0.5		%)				( 23 )			( 0.4		%)				( 27 )			( 0.8		%)
加拿大省级税收1			143			2.6		%				103			1.7		%				22			0.7		%
国外调节项目
美国
利率差异			177			3.3		%				168			2.8		%				136			4.1		%
州和地方所得税，扣除联邦影响			( 28 )			( 0.5		%)				123			2.1		%				76			2.3		%
来自非控股权益的收入			( 125 )			( 2.3		%)				( 121 )			( 2.0		%)				( 31 )			( 0.9		%)
其他			( 16 )			( 0.3		%)				( 12 )			( 0.2		%)				( 8 )			( 0.2		%)
墨西哥
墨西哥外汇敞口			213			3.9		%				( 246 )			( 4.2		%)				163			4.9		%
利率差异			57			1.0		%				234			4.0		%				94			2.9		%
股权投资收益			( 28 )			( 0.5		%)				( 84 )			( 1.4		%)				( 23 )			( 0.7		%)
与受监管业务相关的所得税差异			( 45 )			( 0.8		%)				( 109 )			( 1.8		%)				( 79 )			( 2.4		%)
预扣税			41			0.8		%				35			0.6		%				12			0.4		%
其他			8			0.1		%				2			—						2			0.1		%
其他外国法域			( 2 )			—						3			0.1		%				( 91 )			( 2.8		%)
其他调整			( 5 )			( 0.1		%)				16			0.3		%				( 18 )			( 0.5		%)
所得税费用			1,138			20.9		%				922			15.7		%				842			25.7		%

1安大略省税占加拿大省税的大部分。

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递延所得税资产和负债

12月31日			2025						2024
（百万加元）
递延所得税资产
税收损失和信贷结转			1,728						1,987
不允许的利息结转			100						115
监管和其他递延金额			644						612
长期债务的未实现外汇损失			290						467
其他			57						143
			2,819						3,324
减：估值备抵			789						931
			2,030						2,393
递延所得税负债
厂房、物业及设备的会计及税基差异			6,792						6,488
股权投资			1,478						1,280
对未来收入要求征税			654						612
金融工具			176						168
其他			251						301
			9,351						8,849
递延所得税负债净额			7,321						6,456

上述递延税额已在合并资产负债表中分类如下：

12月31日			2025						2024
（百万加元）
递延所得税资产
其他长期资产（附注14）			356						428
递延所得税负债
递延所得税负债			7,677						6,884
递延所得税负债净额			7,321						6,456

下表提供了税收损失和信用结转以及估值津贴的详细信息：

于2025年12月31日			未使用金额						递延税项资产						估值津贴						到期年份
（百万加元）
税收损失和信贷结转
经营亏损			5,838						1,302						—						2026-2045
外国联邦和州运营亏损			1,746						173						41						2026-2037
资本损失			618						74						74						无限期
最低税			—						179						42						2033-不确定
									1,728						157
受限利息和融资费用			424						100						—						无限期
长期债务未实现外汇			—						290						290
股权投资			—						342						342
															789

TC Energy于本年度录得估值准备减少，主要是由于未实现外汇变动。

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未汇出的外国投资收益

对于公司在可预见的未来不打算汇回的对外投资未汇出的收益，未计提所得税。递延所得税负债在2025年12月31日将增加约$ 2,198 百万（2024 – $ 1,728 百万），如果有这些税项的拨备。

所得税缴款（退款）

12月31日			2025						2024						2023
（百万加元）
管辖范围
加拿大-联邦			73						53						61
加拿大-省级			17						6						( 1 )
美国			368						302						692
墨西哥			84						34						26
其他-国外			1						( 8 )						13
			543						387						791

未确认税收优惠的调节

以下是未确认税收优惠总额的年度变化的对账：

12月31日			2025						2024						2023
（百万加元）
年初未确认的税收优惠			72						85						91
毛额增长-前几年的税收状况			2						3						9
毛额减少-前几年的税务状况			( 4 )						( 2 )						( 1 )
毛额增长-当年税收头寸			18						5						16
毛额减少-本年度税务职位			—						( 2 )						—
结算			—						( 13 )						—
诉讼时效失效			( 5 )						( 4 )						( 30 )
年底未确认的税收优惠			83						72						85

TC Energy的执业情形是在所得税费用中确认与所得税不确定性相关的利息和罚款。截至2025年12月31日止年度的所得税费用反映$ 7 百万利息支出（2024 – $ 1 百万回收；2023 – $ 3 百万费用）。截至2025年12月31日，公司应计$ 26 百万利息支出（2024 – $ 19 百万；2023 – $ 20 百万）。公司发生 无 与截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度的所得税费用相关的所得税不确定性相关的罚款以及 无 截至2025年12月31日、2024年12月31日及2023年12月31日计提的罚款。

该公司已基本完成了截至2017年的所有加拿大联邦和省所得税事项。几乎所有重大的美国联邦、州和地方所得税事项都已达成多年，直至2019年。基本上所有重大的墨西哥所得税事项都已经完成了数年，直到2019年。

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12月31日									2025												2024
			到期日						优秀						利息 率1						优秀						利息 率1
（百万加元，除非另有说明）
TRANSCANADA PIPELINES LIMITED
中期票据
加拿大人			2026年至2055年						14,241						4.8		%				13,141						4.7		%
高级无抵押票据
美国（2025– US $ 10,850 和2024年–美元 11,792 )			2028年至2049年						14,882						5.5		%				16,985						5.5		%
									29,123												30,126
NOVA GAS TRANSMISSION LTD。
中期票据
加拿大人			2026年至2030年						417						7.1		%				504						7.4		%
美国（2025和2024年–美元 33 )			2026						45						7.5		%				47						7.5		%
									462												551
哥伦比亚管道运营公司有限责任公司
高级无抵押票据
美国（2025和2024年–美元 6,500 )			2030至2063年						8,915						6.2		%				9,362						6.0		%
哥伦比亚管道控股公司有限责任公司
高级无抵押票据
美国（2025– US $ 2,650 ；2024年–美元 1,900 )			2026年至2034年						3,634						5.7		%				2,737						5.9		%
ANR管道公司
高级无抵押票据
美国（2025– US $ 1,640 ；2024年–美元 1,047 )			2026年至2037年						2,249						4.3		%				1,509						3.7		%
TC PipeLines, LP
高级无抵押票据
美国（2025– US $ 500 和2024年–美元 850 )			2027						686						4.0		%				1,224						4.2		%
天然气传输西北有限责任公司
高级无抵押票据
美国（2025和2024年–美元 375 )			2030至2035年						514						4.4		%				540						4.4		%
Great Lakes Gas Transmission Limited合作伙伴关系
无抵押定期贷款
美国（2025– US $ 205 ；2024 – nil）			2028						281						5.0		%				—						—
高级无抵押票据
美国（2025– US $ 83 ；2024年–美元 104 )			2028年至2030年						114						7.6		%				150						7.6		%
									395												150
TC energ í a Mexicana，S. de R.L. de C.V。
高级无抵押定期贷款
美国（2025– US $ 693 ；2024年–美元 1,370 )			2028						950						6.3		%				1,973						7.2		%
									46,928												48,172
长期债务的流动部分									( 1,545 )												( 2,955 )
未摊销债务贴现和发行成本									( 251 )												( 252 )
公允价值调整2									115												11
									45,247												44,976

1利率为实际利率，但与为公司加拿大受监管天然气业务发行的长期债务有关的利率除外，在这种情况下，加权平均利率按监管机构批准的方式列报。实际利率是通过对预期未来利息支付进行贴现计算得出，并根据贷款费用、溢价和折扣进行调整。加权平均利率和实际利率在各自未偿还日期列示。

2公允价值调整包括$ 93 百万（2024 – $ 109 百万）与收购哥伦比亚管道集团公司相关的费用这些调整还包括减少$ 17 百万（2024 –减少$ 139 万）相关对冲利率风险增加$ 39 百万（2024年-增加$ 41 万元）相关的终止对冲利率风险。有关更多信息，请参阅附注27，风险管理和金融工具。

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发行的长期债务

截至2025年12月31日止三年，公司发行的长期债务如下：

（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11月

中期票据

2055年11月

850

5.13

%

2025年2月

中期票据

2035年2月

1,000

4.58

%

2024年8月

定期贷款1

2024年8月

美国 1,242

浮动

2023年5月

高级无抵押定期贷款2

2026年5月

美国 1,024

浮动

2023年3月

高级无抵押票据3

2026年3月

美国 850

6.20

%

2023年3月

高级无抵押票据3

2026年3月

美国 400

浮动

2023年3月

中期票据

2030年7月

1,250

5.28

%

2023年3月

中期票据3

2026年3月

600

5.42

%

2023年3月

中期票据3

2026年3月

400

浮动

哥伦比亚管道控股公司有限责任公司

2025年11月

高级无抵押票据

2032年11月

美国 750

5.00

%

2024年9月

高级无抵押票据

2031年10月

美国 400

5.10

%

2024年1月

高级无抵押票据

2034年1月

美国 500

5.68

%

2023年8月

高级无抵押票据

2028年8月

美国 700

6.04

%

2023年8月

高级无抵押票据

2026年8月

美国 300

6.06

%

Great Lakes Gas Transmission Limited合作伙伴关系

2025年10月

无抵押定期贷款

2028年10月

美国 205

浮动

ANR管道公司

2025年9月

高级无抵押票据

2031年9月

美国 250

5.23

%

2025年9月

高级无抵押票据

2035年9月

美国 350

5.69

%

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

%

2024年9月

高级无抵押票据

2054年10月

美国 400

5.70

%

2023年8月

高级无抵押票据

2033年11月

美国 1,500

6.04

%

2023年8月

高级无抵押票据

2053年11月

美国 1,250

6.54

%

2023年8月

高级无抵押票据

2030年8月

美国 750

5.93

%

2023年8月

高级无抵押票据

2043年8月

美国 600

6.50

%

2023年8月

高级无抵押票据

2063年8月

美国 500

6.71

%

天然气传输西北有限责任公司

2023年6月

高级无抵押票据

2030年6月

美国 50

4.92

%

TC energ í a Mexicana，S. de R.L. de C.V。

2023年1月

高级无抵押定期贷款

2028年1月

美国 1,800

浮动

2023年1月

高级无抵押循环信贷融资

2028年1月

美国 500

浮动

12024年8月，TCPL订立定期贷款以促进分拆交易，并于2024年8月在交付6297782LLC发行的高级无抵押票据时全额偿还和退还定期贷款。有关更多信息，请参阅附注4，终止运营。

2已全部偿还，并于2023年9月退休。

3 2024年10月，可赎回票据按面值偿还并退休。

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长期债务已偿还/已偿还

截至2025年12月31日止三个年度，公司偿还/偿还长期债务情况如下：

（百万加元，除非另有说明）

公司

退休/还款日期

类型

金额

息率

TRANSCANADA PIPELINES LIMITED

2025年11月

高级无抵押票据

美国 850

4.88

%

2025年10月

高级无抵押票据

美国 92

7.06

%

2025年7月

中期票据

750

3.30

%

2024年10月

高级无抵押票据

美国 1,250

1.00

%

2024年10月

高级无抵押票据1

美国 850

6.20

%

2024年10月

高级无抵押票据2

美国 739

2.50

%

2024年10月

高级无抵押票据2

美国 441

4.88

%

2024年10月

高级无抵押票据1

美国 400

浮动

2024年10月

高级无抵押票据2

美国 313

4.75

%

2024年10月

高级无抵押票据2

美国 201

5.00

%

2024年10月

高级无抵押票据2

美国 180

5.10

%

2024年10月

中期票据1

600

5.42

%

2024年10月

中期票据2

575

4.18

%

2024年10月

中期票据1

400

浮动

2024年8月

定期贷款3

美国 1,242

浮动

2024年6月

中期票据

750

浮动

2023年10月

高级无抵押票据

美国 625

3.75

%

2023年9月

高级无抵押定期贷款

美国 1,024

浮动

2023年7月

中期票据

750

3.69

%

ANR管道公司

2025年6月

高级无抵押票据

美国 7

7.00

%

2024年2月

高级无抵押票据

美国 125

7.38

%

NOVA GAS TRANSMISSION LTD。

2025年5月

中期票据

87

8.90

%

2024年3月

债券

100

9.90

%

2023年4月

债券

美国 200

7.88

%

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。

各类2025

高级无抵押定期贷款

美国 677

浮动

各种2024

高级无抵押定期贷款

美国 430

浮动

各种2024

高级无抵押循环信贷融资

美国 185

浮动

2023年各种

高级无抵押循环信贷融资

美国 315

浮动

图斯卡罗拉天然气输送公司

2023年11月

无抵押定期贷款

美国 32

浮动

12024年10月，可赎回票据按面值偿还并退休。

22024年10月，TCPL购买和注销票据的价格为 7.73 %的加权平均折扣，作为现金要约收购的结算。

32024年8月，TCPL订立定期贷款以促进分拆交易，并于2024年8月在交付6297782LLC发行的高级无抵押票据时全额偿还和退还定期贷款。有关更多信息，请参阅附注4，终止运营。

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2026年2月5日TCPL退役$ 241 百万中期票据，计息利率固定为 8.29 百分之一。

2024年10月，TCPL开始并完成其现金要约收购，以购买和注销某些优先无抵押票据和中期票据 7.73 %加权平均折扣。此外，公司按面值偿还及赎回未偿还可赎回票据。这些债务清偿导致税前净收益$ 228 百万，主要是由于与这些票据相关的公允价值折现和确认未摊销债务发行成本。债务清偿的净收益在综合损益表的利息支出中入账。

本金偿还

于2025年12月31日，公司长期债务未来五年的本金偿还情况约如下：

（百万加元）						2026						2027						2028						2029						2030
长期债务本金偿还						1,545						3,122						5,196						1,309						4,573

利息费用

截至12月31日止年度			2025						2024						2023
（百万加元）
长期债务利息			2,537						2,800						2,562
次级次级票据的利息			678						638						617
短期债务利息			95						60						165
资本化利息			( 10 )						( 191 )						( 187 )
摊销及其他财务费用1			107						158						106
债务清偿收益			—						( 228 )						—
			3,407						3,237						3,263
分配给已终止经营业务的利息（注4）			—						( 218 )						( 297 )
			3,407						3,019						2,966

1摊销和其他财务费用包括使用实际利率法计算的交易成本和债务折扣的摊销以及用于管理公司利率变化风险敞口的衍生工具的损益。

公司支付利息$ 3,284 2025年百万（2024 – $ 3,398 百万；2023 – $ 2,931 百万）的长期债务、次级次级票据和短期债务，利息净额资本化。

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12月31日									2025												2024
			成熟度 日期						优秀						有效 息率1						优秀						有效 息率1
（百万加元，除非另有说明）
TRANSCANADA PIPELINES LIMITED
美元 750 2015年发布于 5.88 %2,3,4			—						—						—						1,080						7.5		%
$ 1,000 2025年发布 在 5.20 %5			2056						1,000						5.3		%				—						—
美元 750 2025年发布于 7.00 %6			2065						1,028						7.2		%				—						—
美元 1,000 2007年发布 在 6.35 %7			2067						1,372						6.0		%				1,440						6.2		%
美元 1,200 2016年发布于 6.13 %3,4			2076						1,646						7.6		%				1,729						8.0		%
美元 1,500 2017年发布于 5.55 %3,4			2077						2,057						6.7		%				2,161						7.2		%
$ 1,500 2017年发布于 4.90 %3,4			2077						1,500						5.6		%				1,500						6.8		%
美元 1,100 2019年发行于 5.75 %3,4			2079						1,509						7.3		%				1,584						7.7		%
$ 500 2021年发布于 4.45 %3,8			2081						500						4.5		%				500						5.7		%
美元 800 2022年发布于 5.85 %3,8			2082						1,097						7.1		%				1,152						7.3		%
美元 370 2025年发布于 6.25 %			2085						508						6.6		%				—						—
									12,217												11,146
未摊销债务贴现和发行成本									( 123 )												( 98 )
									12,094												11,048

1实际利率是通过使用票面利率和任何估计的未来利率重置，并根据发行成本和折扣进行调整，对预期的未来利息支付进行贴现计算得出的。

22025年5月，TCPL行使全额偿还和退还美元的选择权 750 百万次级次级票据，到期日为2075。

3次级次级票据发行对象为TCPL全资拥有的融资信托子公司TransCanada Trust（信托）。虽然信托的义务由TCPL在次级基础上提供全额无条件担保，但由于TCPL在信托中没有可变权益，并且信托的唯一实质性资产是TCPL的次级次级票据，因此信托并未在TC Energy的财务报表中合并。

4票面利率初始为第一档固定利率 10 年，此后转换为浮动利率。

5票面利率初始为第一档固定利率 五年 并重置每个 五年 此后，受利率重置最低要求的约束。

6票面利率初始为第一档固定利率 五年 并重置每个 五年 此后。

7美元初级次级票据 1.0 2007年以固定利率发行了十亿 6.35 %，并于2017年转换为以浮动利率计息。

8票面利率初始为第一档固定利率 10 years and resets every 五年 此后。

初级次级票据发行

初级次级票据在受偿权上从属于TCPL现有和未来的优先债务。

2025年10月TCPL发行美元 370 2085年到期的次级次级票据，固定利率为 6.25 百分之。次级次级票据可于2030年11月1日或之后的任何时间由TCPL选择在 100 本金的百分比加上截至赎回之日的应计未付利息。

2025年8月，TCPL发行$ 1.0 亿元于2056年到期的次级次级票据，固定利率为 5.20 截至2031年2月15日，每年百分比。次级次级票据上的利率将重置每 五年 由2031年2月开始至2056年2月至当时 五年 加拿大政府收益率，如管理次级票据的文件所定义，加上 2.148 年%，但须遵守利率重置的最低要求。次级次级票据可在2030年11月15日至2031年2月15日期间的任何时间以及其后的每个利息支付和重置日由TCPL选择赎回 100 本金的百分比加上截至赎回之日的应计未付利息。

2025年2月TCPL发行美元 750 百万2065年到期的次级次级票据，固定利率为 7.00 每年百分比，直至2030年6月1日，并重置每 五年 此后。次级次级票据上的利率将重置每 五年 自2030年6月起至2065年6月止 五年 国库券利率，正如管理次级票据的文件所定义，加上 2.614 年%。次级次级票据可在2030年3月1日至2030年6月1日期间的任何时间以及其后的每个利息支付和重置日由TCPL选择赎回 100 本金的百分比加上截至赎回之日的应计未付利息。

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根据2025年发行的次级次级票据的条款，TCPL可选择延期支付一期或多期利息，期限最长可达 十年 不会引发违约事件，也不会允许加速付款。在任何递延期间，TC Energy和TCPL将被禁止宣布或支付股息。

初级次级票据已退休/已偿还

2025年5月，TCPL行使全额偿还和退还美元的选择权 750 到期日为2075年的百万次级次级票据，利息为 5.88 TransCanada Trust（信托）的百分比。相关未摊销债务发行成本$ 11 万元计入合并损益表的利息支出。这笔还款的全部收益被信托用于支付美元的赎回价格 750 根据条款，2025年5月未偿还信托票据-2015-A系列本金总额为百万。

截至12月31日止年度			2025						2024						2023
（百万加元）
为交易而持有的衍生工具（附注27）			( 352 )						418						( 401 )
其他			195						( 271 )						81
			( 157 )						147						( 320 )

公司归属于纳入合并损益表的非控股权益及纳入合并资产负债表的非控股权益的净收益（亏损）如下：

（百万加元）			非控股权益 所有权在 2025年12月31日						收入（亏损）归属于 非控股权益																		非控股权益
									截至12月31日止年度																		12月31日
									2025						2024						2023						2025						2024
哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司			40		%	1			631						571						143						8,779						9,844
波特兰天然气输送系统			无			1			—						30						41						—						—
德州风力发电场			100		%	1,2			( 38 )						( 29 )						( 38 )						123						168
TGNH			13.01		%	1			( 18 )						109						—						702						756
									575						681						146						9,604						10,768

1有关更多信息，请参阅附注29，收购和处置。

2税收股权投资者拥有 100 A类会员权益的百分比，其中分配了一定比例的收益、税收属性和现金流。TC Energy拥有 100 B类会员权益的百分比。

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			股票数量						金额
			（千）						（百万加元）
截至2023年1月1日			1,017,962						28,995
股息再投资及购股计划			19,464						1,003
行使期权			62						4
截至2023年12月31日			1,037,488						30,002
行使期权			1,607						99
截至2024年12月31日			1,039,095						30,101
行使期权			1,740						117
截至2025年12月31日			1,040,835						30,218

已发行和流通在外的普通股

公司获授权发行无限数量的无面值普通股。

分拆交易后的普通股

2024年10月1日，作为分拆交易的一部分，TC Energy股东收到了 一 新的TC Energy普通股和 0.2 的一股南弓普通股，以换取所持有的每一股TC Energy普通股。

股息再投资及购股计划

根据公司的股息再投资和股份购买计划（DRP），符合条件的TC Energy普通股和优先股持有人可以将其股息进行再投资，并进行可选的现金支付，以获得额外的TC Energy普通股。自2022年8月31日至2023年7月31日，以折扣价从库房发行普通股 two 特定时期市场价格的百分比。

2023年7月31日后，在TC Energy DRP下以再投资现金股息购买的普通股在公开市场上的收购价格为 100 加权平均购买价格的百分比。

每股普通股基本和摊薄净收益（亏损）

每股普通股持续经营业务净收入（亏损）的计算方法是，将归属于普通股的持续经营业务净收入（亏损）除以已发行普通股的加权平均数。终止经营业务的净收入（亏损）的计算方法是将终止经营业务的净收入（亏损）除以已发行普通股的加权平均数。计算稀释每股收益的加权平均股数包括根据TC Energy的股票期权计划可行使的期权，以及从2022年8月31日至2023年7月31日根据DRP可从库存发行的普通股。

加权平均已发行普通股
12月31日
（百万）			2025						2024						2023
基本			1,040						1,038						1,030
摊薄			1,040						1,038						1,030

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股票期权

			数量 期权						加权平均行权价格1						加权平均剩余合同年限
			（千）												（年）
截至2025年1月1日尚未行使的期权			4,474						$ 60.69
已行使的期权			( 1,740 )						$ 59.34
期权被没收/到期			( 373 )						$ 62.77
2025年12月31日未行使期权			2,361						$ 61.37						2.8
2025年12月31日可行使的期权			1,898						$ 63.22						2.4

1 TC Energy股票期权的行权价格在2024年根据分拆交易后TC Energy普通股股票价值的变化进行了调整。

截至2025年12月31日，新增 3,994,688 根据TC Energy的股票期权计划，为未来的库存发行预留了普通股。授予期权的合同期限为 七年 .期权可按授予期权时确定的价格行使，并在周年日平等归属于每 三年 获奖后。股票期权到期后被没收，如果之前未被归属，则在期权持有人辞职或终止雇佣时被没收。自2024年起，公司不再向员工或高级职员发行股票期权。 公司采用二项式模型确定授予期权的公允价值，并应用了以下加权平均假设：

截至12月31日止年度						2023
加权平均公允价值						$ 7.88
预期寿命（年）1						5.1
息率						2.9		%
波动性2						24		%
股息收益率						6.3		%

1预期寿命基于历史锻炼活动。

2波动率是根据公司普通股的历史和隐含波动率的平均值得出的。

股票期权的费用化金额，以及相应增加的额外实收资本，为$ 7 2025年百万（2024 – $ 6 百万；2023 – $ 9 百万）。截至2025年12月31日，与非既得股票期权相关的未确认补偿费用为$ 0.8 万，预计将在一段时间内全部确认 0.1 年。

下表汇总了额外的股票期权信息：

截至12月31日止年度			2025						2024						2023
（百万加元，除非另有说明）
已行使期权的总内在价值			20						17						—
已归属期权的公允价值总额			62						99						76
已归属期权总数			0.8 百万						1.5 百万						1.5 百万

截至2025年12月31日，可行使期权总额和未行使期权总额的内在价值合计为$ 23 百万美元 34 百万，分别（2024-$ 20 百万美元 34 分别为百万）。

股东权利计划

TC Energy的股东权利计划旨在为董事会提供充分的时间来探索和开发在公司收到收购要约时实现股东价值最大化的替代方案，并鼓励在任何此类要约方面公平对待股东。附于每一普通股的是 一 权利，在某些情况下，某些持有人有权购买公司的额外普通股。

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在 2025年12月31日			数量 股份 优秀						当前收益率						每股年度股息1,2						每股赎回价格						赎回及转换期权日期						转换权利						账面价值 12月31日3
																																							2025			2024			2023
			（千）																																				（百万加元）
累计优先股
系列1			18,424						4.94		%	4			$ 1.23475						$ 25.00						2029年12月31日						系列2						456			456			360
系列2			3,576						浮动			5			浮动						$ 25.00						2029年12月31日						系列1						83			83			179
系列3			11,715						4.10		%	4			$ 1.0255						$ 25.00						2030年6月30日			6			系列4						289			246			246
系列4			2,285						浮动			5			浮动						$ 25.00						2030年6月30日			6			系列3						54			97			97
系列5			12,071						1.95		%				$ 0.48725						$ 25.00						2026年1月30日						系列6						294			294			294
系列6			1,929						浮动			5			浮动						$ 25.00						2026年1月30日						系列5						48			48			48
系列7			24,000						5.99		%	4			$ 1.49625						$ 25.00						2029年4月30日						系列8						589			589			589
系列9			16,703						5.08		%	4			$ 1.27						$ 25.00						2029年10月30日						系列10						410			410			442
系列10			1,297						浮动			5			浮动						$ 25.00						2029年10月30日						系列9						32			32			—
系列11			—						—						—						—						—						—						—			244			244
																																							2,255			2,499			2,499

1每个偶数系列优先股，如果存在，将有权获得浮动利率累计季度优先股息每股，年化率等于 90天 加拿大政府国库券利率（T-Bill rate）加 1.92 %（系列2）， 1.28 %（系列4）， 1.54 %（系列6）， 2.38 %（系列8），或 2.35 %（系列10）。这些利率每季度与当时的国库券利率重置一次。

2奇数系列优先股，如果存在，将有权获得固定利率累积季度优先股息，该股息将在赎回和转换选择权日以及此后每五年重置，年化率等于当时 五年 加拿大政府债券收益率加 1.92 %（系列1）， 1.28 %（系列3）， 1.54 %（系列5）， 2.38 %（系列7），或 2.35 %（系列9）。

3扣除承销佣金和递延所得税。

4系列3优先股的固定利率股息从 1.69 百分比 4.10 2025年6月30日的百分比，并将于此后每五周年重置一次。系列1、系列7和系列9优先股的固定利率股息从 3.48 百分比 4.94 2024年12月31日的百分比， 3.90 百分比 5.99 2024年4月30日的百分比和从 3.76 百分比 5.08 分别为2024年10月30日的百分比，并将于此后每五周年重置一次。2024年4月30日转换日没有转换系列7优先股。

5系列2优先股的浮动季度股息率为 4.14 2025年12月31日至2026年3月31日（但不包括）期间的百分比。系列4优先股的浮动季度股息率为 3.50 2025年12月31日至2026年3月31日（但不包括）期间的百分比。系列6优先股的浮动季度股息率为 3.97 2025年10月30日至2026年1月30日（但不包括）期间的百分比，系列10优先股的浮动季度股息率为 4.78 2025年10月30日至2026年1月30日（但不包括）期间的百分比。这些利率将在未来每个季度重新设定。

6调整为2030年7月2日，以计入适用的工作日。

优先股持有人有权在董事会宣布时获得固定或浮动累计季度优先股息。持有人将有权在特定条件下，于转换选择权日及其后每五周年将其特定系列的首次优先股转换为另一特定系列的首次优先股，如上表所示。

TC Energy可以根据自己的选择，以每股赎回价格，加上在适用的赎回选择权日期以及此后每五周年的所有应计和未支付的股息，赎回全部或部分已发行的优先股。此外，系列2、系列4、系列6和系列10优先股可由TC Energy在指定日期以外的任何时间以$ 25.50 每股加上在该赎回日的所有应计和未支付的股息。

2025年11月28日TC Energy赎回全部 10 百万股已发行和流通的系列11优先股，赎回价格为$ 25.00 每股，并支付最后季度股息$ 0.2094375 截至但不包括2025年11月28日期间的每系列11优先股。公司使用2025年10月发行所得款项美元 370 百万的初级次级票据，为此次优先股赎回提供资金。在赎回系列11优先股之前，系列12优先股可在先前设定的转换日期转换系列11优先股时发行，但须符合某些条件。在赎回和注销系列11优先股时，没有发行在外的系列12优先股。

2025年6月30日， 104,778 系列3优先股被转换，在a 一 -for-one basis，into Series 4优先股和 1,822,829 系列4优先股被转换，在a 一 -for-one basis，into Series 3优先股。

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2024年12月31日， 42,200 系列1优先股被转换，在a 一 -for-one basis，into Series 2优先股和 3,889,020 系列2优先股被转换，在a 一 -for-one basis，into Series 1优先股。

其他全面收益（亏损）的组成部分，包括归属于非控股权益的部分及相关的税务影响，情况如下：

截至2025年12月31日止年度						税前金额						所得税（费用）回收						税额净额
（百万加元）
对外业务净投资的外币折算损益						( 970 )						( 8 )						( 978 )
净投资套期公允价值变动						1						—						1
现金流量套期公允价值变动（附注27）						( 31 )						9						( 22 )
现金流量套期保值（收益）损失重分类至净收益						43						( 12 )						31
养老金和其他退休后福利计划的未实现精算收益（损失）						104						( 25 )						79
股权投资的其他综合收益（亏损）						2						—						2
其他综合收益（亏损）						( 851 )						( 36 )						( 887 )

截至2024年12月31日止年度						税前金额						所得税（费用）回收						税额净额
（百万加元）
对外业务净投资的外币折算损益						1,582						20						1,602
重新分类净投资的外币折算（收益）损失 处置国外业务1						( 25 )						—						( 25 )
净投资套期公允价值变动						( 23 )						5						( 18 )
现金流量套期公允价值变动（附注27）						46						( 11 )						35
现金流量套期保值（收益）损失重分类至净收益						( 20 )						4						( 16 )
养老金和其他退休后福利计划的未实现精算收益（损失）						107						( 24 )						83
重新分类为养老金和其他精算（收益）损失的净收入 退休后福利计划						( 6 )						—						( 6 )
股权投资的其他综合收益（亏损）						230						( 57 )						173
其他综合收益（亏损）						1,891						( 63 )						1,828

1表示与PNGTS相关的控制性和非控制性货币换算调整收益。有关更多信息，请参阅附注29，收购和处置。

截至2023年12月31日止年度						税前金额						所得税（费用）回收						税额净额
（百万加元）
对外业务净投资的外币折算损益						( 1,148 )						7						( 1,141 )
净投资套期公允价值变动						23						( 6 )						17
现金流量套期保值（收益）损失重分类至净收益						97						( 23 )						74
养老金和其他退休后福利计划的未实现精算收益（损失）						( 15 )						4						( 11 )
股权投资的其他综合收益（亏损）						( 283 )						72						( 211 )
其他综合收益（亏损）						( 1,326 )						54						( 1,272 )

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按构成部分划分的AOCI税后净额变动情况如下：

（百万加元）						货币 翻译 调整						现金流 对冲						养老金和其他退休后福利计划调整						股权投资						合计
2023年1月1日AOCI余额						441						( 109 )						( 44 )						667						955
重分类前其他综合收益（亏损）1						( 231 )						—						( 11 )						( 195 )						( 437 )
从阿拉伯石油国际组织改叙的数额						—						74						—						( 16 )						58
本期净其他综合收益（亏损）						( 231 )						74						( 11 )						( 211 )						( 379 )
非控股权益的影响2						( 527 )						—						—						—						( 527 )
2023年12月31日AOCI余额						( 317 )						( 35 )						( 55 )						456						49
重分类前其他综合收益（亏损）1						692						35						83						188						998
从阿拉伯石油国际组织改叙的数额3						( 15 )						( 16 )						( 6 )						( 15 )						( 52 )
本期净其他综合收益（亏损）						677						19						77						173						946
非控股权益的影响4						( 21 )						—						—						—						( 21 )
分拆液体管道业务的影响5						( 741 )						—						—						—						( 741 )
2024年12月31日AOCI余额						( 402 )						( 16 )						22						629						233
重分类前其他综合收益（亏损）1						( 466 )						( 22 )						79						3						( 406 )
从阿拉伯石油国际组织改叙的数额6						—						31						—						( 1 )						30
本期净其他综合收益（亏损）						( 466 )						9						79						2						( 376 )
非控股权益的影响2						348						—						—						—						348
分拆液体管道业务的影响5						542						—						—						—						542
2025年12月31日AOCI余额						22						( 7 )						101						631						747

1货币换算调整数重新分类前的其他综合收益（亏损）扣除非控制性利息损失$ 511 百万（2024 –收益$ 903 百万；2023 –亏损$ 366 百万）。

2表示AOCI和可归因于 40 哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司2023年10月出售后的非控股股权百分比。有关更多信息，请参阅附注29，收购和处置以及附注2，会计政策。

3包括2024年8月出售PNGTS时在出售资产净收益（亏损）中确认的归属于PNGTS的AOCI控股权。有关更多信息，请参阅附注29，收购和处置。

4表示归属于CFE的AOCI 13.01 TGNH非控股股权的百分比。有关更多信息，请参阅附注29，收购和处置。

5表示归属于分拆交易的AOCI和调整。有关更多信息，请参阅附注4，终止经营业务和附注2，会计政策。

6在AOCI中报告并预计将在未来12个月内重新分类为净收入的与现金流对冲相关的收益估计为$ 9 百万（$ 7 百万，税后净额）于2025年12月31日。这些估计假设商品价格、利率和外汇汇率随时间变化不变；但是，重新分类的金额将根据结算之日这些因素的实际价值而有所不同。

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有关从AOCI重新分类至综合损益表的详情如下：

截至12月31日止年度						重新分类的数额 来自AOCI																		合并损益表中受影响的项目
（百万加元）						2025						2024						2023
现金流量套期
大宗商品						19						32						( 85 )						收入（电力和能源解决方案）
外汇						( 50 )						—						—						利息支出和汇兑收益（损失），净额
息率						( 12 )						( 12 )						( 12 )						利息支出
						( 43 )						20						( 97 )						税前合计
						12						( 4 )						23						所得税（费用）回收
						( 31 )						16						( 74 )						税后净额
养老金和其他退休后福利计划调整
精算收益（损失）摊销						—						6						—						工厂运营成本及其他1
						—						6						—						税前合计
						—						—						—						所得税（费用）回收
						—						6						—						税后净额
股权投资
股权收益（亏损）						3						19						22						股权投资收益（亏损）
						( 2 )						( 4 )						( 6 )						所得税（费用）回收
						1						15						16						税后净额
货币换算调整
处置国外业务的外币折算收益						—						15						—						出售资产净收益（亏损）
						—						—						—						所得税（费用）回收
						—						15						—						税后净额

1这些AOCI组成部分包括在净效益成本（回收）的计算中。有关更多信息，请参阅附注26，雇员退休后福利。

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该公司为某些员工赞助DB计划。DB计划下提供的养老金福利通常基于服务年限和最高平均收入超过三个到五个连续就业年限。自2019年1月1日起，针对新成员对加拿大数据库计划进行了某些修订。在该日期之后，为新成员提供的福利基于服务年限和连续五年就业的最高平均收入。在开始退休时，加拿大DB计划中的养老金福利每年增加2019年1月1日之前雇用的雇员的消费者价格指数增幅的一部分。2024年1月1日，加拿大DB计划对新进入者关闭。2024年1月1日及之后受雇的员工将参加加拿大DC计划。

2025年1月1日，对加拿大OPEB计划进行了修订，对2024年12月31日前未退休的任何符合条件的在职雇员关闭了该计划。所有不再符合OPEB计划资格的在职雇员将有资格获得一项新计划，该计划为退休人员及其受抚养人提供从退休到65岁的年度医疗支出账户。

该公司的美国DB计划不对非工会新进入者开放，所有非工会雇员都参与DC计划。精算损益净额从AOCI中按计划参与者的EARSL摊销，约为 八年 于2025年12月31日（2024年– 九年 ; 2023 – 九年 ).

该公司还向其员工提供加拿大的DC计划和储蓄计划、墨西哥的DC计划、美国的由401（k）计划组成的DC计划以及除养老金之外的离职后福利，包括解雇福利以及政府资助计划提供的以外的人寿保险和医疗福利。计划的净精算损益从AOCI中摊销到员工的EARSL中，约为 11 截至2025年12月31日止年度（2024 – 12 年和2023年– 12 年）。2025年，公司费用化$ 72 百万（2024 – $ 71 百万和2023 – $ 64 百万）用于储蓄和DC计划。

作为分拆交易的一部分，TC Energy的某些员工成为南弓的员工。在分拆交易之前，这些在加拿大和美国的员工参与了DB计划、DC计划和储蓄计划（如适用）。自2024年10月1日起，DB计划下关于从TC Energy转移到South Bow的员工的福利义务转移到South Bow。一项与加拿大DB计划相关的资产转让申请已获得监管批准，该申请概述了拟将资产从TC Energy转让给South Bow的情况。截至2025年12月31日止年度，$ 105 百万被转给南弓。截至2025年12月31日，$ 17 加拿大DB计划中的百万资产仍保留在TC Energy DB计划信托中，并反映为已终止经营业务的流动资产，同时对South Bow承担相应义务，在合并资产负债表中反映为已终止经营业务的流动负债。公司预计剩余资产将于2026年年中全部转让。截至2024年12月31日，美国DB计划相关资产已全部转移至南弓。

公司为员工退休后福利提供的现金出资总额如下：

截至12月31日止年度			2025						2024						2023
（百万加元）
DB计划			—						—						28
其他退休后福利计划			8						8						9
储蓄和直流计划			72						71						64
			80						79						101

目前的加拿大养老金立法允许通过信用证代替现金缴款，在一定限度内为多年来的偿付能力要求提供部分资金。截至2025年12月31日，向加拿大DB计划提供的信用证总额为 无 (2024 – $ 111 百万；2023 – $ 244 百万）。

为筹资目的对养老金计划进行的最近一次精算估值是在2025年1月1日，下一次所需估值是在2026年1月1日。

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该公司的资金状况包括以下方面：

12月31日			养老金 福利计划												其他退休后 福利计划
（百万加元）			2025						2024						2025						2024
福利义务的变化1
福利义务–年初			3,342						3,356						288						285
服务成本			101						108						1						1
利息成本			162						160						15						14
雇员供款			11						11						2						2
支付的福利			( 228 )						( 194 )						( 22 )						( 24 )
精算（收益）损失2			( 80 )						( 39 )						( 26 )						( 5 )
South Bow-福利义务的过渡3			—						( 118 )						—						( 1 )
外汇汇率变动			( 35 )						58						( 9 )						16
福利义务–年终			3,273						3,342						249						288
计划资产变动
以公允价值计量的计划资产–年初			3,948						3,697						339						358
计划资产实际收益率			390						485						22						17
雇主供款4,5			—						—						8						( 41 )
雇员供款			11						11						2						2
支付的福利			( 228 )						( 194 )						( 22 )						( 25 )
南弓-计划资产的过渡3			—						( 119 )						—						—
外汇汇率变动			( 40 )						68						( 16 )						28
以公允价值计量的计划资产–年末			4,081						3,948						333						339
资金状况–计划盈余			808						606						84						51

1公司养老金福利计划的福利义务代表预计的福利义务。本公司其他退休后福利计划的福利义务为累计退休后福利义务。

2设定受益计划债务精算（收益）损失增加的主要原因是加权贴现率从 4.90 2024年至 5.10 2025年的百分比和回报率的提高。OPEB计划债务的精算（收益）损失主要是由于人口假设的变化。

3反映2024年10月1日Liquids Pipelines业务分拆交易的影响。

4该公司将信用证减少了$ 111 百万在加拿大DB计划（2024 – $ 133 百万）作资助用途。

5OPEB盈余 无 (2024 - $ 49 万）被转用于支付未来在役员工医疗费用。

额外的养老金福利计划资产如下：

12月31日			养老金福利计划
（百万加元）			2025						2024
以公允价值计量TC Energy计划资产			4,081						3,948
南弓计划资产以信托方式持有1			17						110
以公允价值计量的计划资产–年末			4,098						4,058

1与向南弓转让养老金资产有关。剩余的南弓养老金资产将在转让日调整为公允价值。截至2025年12月31日，$ 17 百万反映在已终止经营业务的其他流动资产中（2024年-$ 110 万反映在已终止经营的其他长期资产中）。

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公司合并资产负债表中为其DB计划和其他退休后福利计划确认的金额如下：

12月31日			养老金 福利计划												其他退休后 福利计划
（百万加元）			2025						2024						2025						2024
其他长期资产（附注14）			808						606						159						152
应付账款及其他			—						—						( 6 )						( 7 )
其他长期负债（附注17）			—						—						( 69 )						( 94 )
			808						606						84						51

上述福利义务和计划资产的公允价值中包括以下未获得充分资金的计划的金额：

12月31日			养老金 福利计划												其他退休后 福利计划
（百万加元）			2025						2024						2025						2024
预计福利义务1			—						—						( 76 )						( 101 )
按公允价值计划资产			—						—						—						—
资金状况–计划赤字			—						—						( 76 )						( 101 )

1养老金福利计划的预计福利义务与累积福利义务的不同之处在于，它包括关于未来薪酬水平的假设。

所有DB计划基于累积福利义务的资金状况如下：

12月31日			2025						2024
（百万加元）
累计福利义务			( 3,086 )						( 3,097 )
按公允价值计划资产1			4,098						4,058
资金状况–计划盈余			1,012						961

1包括估计的$ 17 百万（2024-$ 110 百万）未来转让给南弓。剩余的南弓养老金资产将在转让日调整为公允价值。

截至2025年12月31日和2024年12月31日，公司有关累积福利义务和计划资产公允价值的DB计划已全部到位。

公司养老金计划按资产类别加权平均资产配置和目标配置情况如下：

12月31日			百分比 计划资产												目标分配
			2025						2024						2025
固定收益证券			45		%				37		%				30 %至 55 %
股本证券			40		%				49		%				20 %至 55 %
其他投资			15		%				14		%				10 %至 35 %
			100		%				100		%

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固定收益和权益类证券包括公司及其关联方的债务和普通股如下：

12月31日															百分比 计划资产
（百万加元）			2025						2024						2025						2024
固定收益证券			26						44						0.6		%				1.1		%
股本证券			2						3						0.1		%				0.1		%

养老金计划资产在持续经营的基础上进行管理，受到立法限制，并在不同资产类别之间进行多样化，以在可接受的风险水平下实现收益最大化。资产组合策略考虑计划人口统计，可能包括传统的股权和债务证券以及基础设施、私募股权、房地产和衍生品等另类资产，以分散风险。衍生品不用于投机目的，可能被用于对冲某些负债。

所有投资均采用市场价格按公允价值计量。公允价值不能轻易由
参考普遍可得的价格报价，公允价值的确定考虑了现金流折现后的
经风险调整的基础，并与公开交易的类似资产进行比较。在第一层次中，资产的公允价值参照公司有能力取得的相同资产在活跃市场中的报价确定
测量日期。在第二层次中，采用期权定价等估值技术确定资产的公允价值
使用可直接或间接观察到的重要输入进行模型和外推。在第三级中，公允价值为
资产是根据不可观察且对总体公平具有重要意义的投入，采用市场方法确定的
价值衡量。

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下表列示了以公允价值计量的DB计划和OPEB计划的计划资产，根据公允价值层次划分为三类。有关更多信息，请参阅附注27，风险管理和金融工具。

12月31日			报价在 活跃市场 （I级）												重要的其他可观察输入 （II级）												重要的不可观察输入 （III级）												合计												百分比 总投资组合
（百万加元，除非另有说明）
			2025						2024						2025						2024						2025						2024						2025						2024						2025						2024
资产类别1
现金及现金等价物			130						138						—						—						—						—						130						138						3		%				3		%
权益证券：
加拿大人			129						128						—						—						—						—						129						128						3		%				3		%
美国			969						1,234						—						—						—						—						969						1,234						22		%				28		%
国际			107						182						220						209						—						—						327						391						7		%				9		%
全球			—						—						104						100						—						—						104						100						2		%				2		%
新兴			33						66						132						150						—						—						165						216						4		%				5		%
固定收益证券：
加拿大债券：
联邦			—						—						16						55						—						—						16						55						—						1		%
省级			—						—						514						312						—						—						514						312						12		%				7		%
市政			—						—						19						14						—						—						19						14						—						—
企业			—						—						483						323						—						—						483						323						11		%				7		%
美国债券：
联邦			147						151						260						255						—						—						407						406						9		%				9		%
市政			—						—						1						1						—						—						1						1						—						—
企业			185						246						193						158						—						—						378						404						9		%				9		%
国际：
政府			3						4						19						17						—						—						22						21						1		%				1		%
企业			—						—						96						66						—						—						96						66						2		%				2		%
抵押贷款支持			40						37						20						23						—						—						60						60						1		%				1		%
远期合约净额			—						—						( 184 )						( 201 )						—						—						( 184 )						( 201 )						( 4		%)				( 4		%)
其他投资：
房地产			—						—						—						—						292						276						292						276						7		%				6		%
基础设施			—						—						—						—						315						282						315						282						7		%				7		%
私募股权基金			—						—						—						—						55						32						55						32						1		%				1		%
以存款方式持有的资金			130						138						—						—						—						—						130						138						3		%				3		%
衍生品			—						—						3						1						—						—						3						1						—						—
			1,873						2,324						1,896						1,483						662						590						4,431						4,397						100		%				100		%

1包括$ 17 百万（2024-$ 110 百万）未来转让给南弓。

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下表列示了III级公允价值类别的净变动：

（百万加元，税前）
2023年12月31日余额			562
采购和销售			( 15 )
已实现和未实现收益（亏损）			43
2024年12月31日余额			590
采购和销售			59
已实现和未实现收益（亏损）			13
2025年12月31日余额			662

2026年，公司预计提供资金捐款$ 8 万用于其他退休后福利计划，约合$ 76 百万用于储蓄计划和DC计划和 无 为DB计划捐款。该公司预计不会在2026年为加拿大DB计划的偿付能力要求提供资金而签发任何额外的信用证。

以下是预计的未来福利金支付，反映了预期的未来服务：

12月31日									其他退休后福利
（百万加元）			养老金福利
2026			223						22
2027			224						22
2028			226						22
2029			228						21
2030			230						21
2031年至2035年			1,158						98

用于贴现养老金和其他退休后福利计划义务的利率是基于2025年12月31日主要是公司AA债券收益率的收益率曲线开发的。这条收益率曲线用于制定根据债务期限而变化的即期利率。将养老金和其他退休后福利义务的预计未来现金流量与即期利率曲线上的对应费率进行匹配，得出加权平均贴现率。

计量公司福利义务所采用的重要加权平均精算假设如下：

12月31日			养老金 福利计划												其他退休后 福利计划
			2025						2024						2025						2024
贴现率			5.10		%				4.90		%				5.45		%				5.45		%
补偿增加率			3.05		%				3.05		%				—						—

计量公司净效益计划成本所采用的重要加权平均精算假设如下：

截至12月31日止年度			养老金 福利计划																		其他退休后 福利计划
			2025						2024						2023						2025						2024						2023
贴现率			4.90		%				4.75		%				5.15		%				5.45		%				5.15		%				5.45		%
计划资产预期长期收益率			6.75		%				6.60		%				6.45		%				4.75		%				4.50		%				4.50		%
补偿增加率			3.05		%				3.15		%				3.25		%				—						—						—

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计划资产的整体预期长期收益率是基于投资组合的历史和预计总回报率以及投资组合中每个资产类别的回报率。假设的预计收益率是在分析历史经验并估计未来收益水平和波动性后选择的。在确定整体预期收益率时，还考虑了资产类别基准收益率和资产组合。贴现率以优质债券的市场利率为基础，与每个计划下预期支付的时点和收益相匹配。

A 6.70 为2026年的计量目的，假定覆盖的医疗保健福利的人均费用的加权平均年增长率为百分比。率假设逐步下降至 4.85 到2036年达到百分比，此后保持在这一水平。

公司养老金福利计划及其他退休后福利计划确认的净福利成本如下：

截至12月31日止年度			养老金 福利计划																		其他退休后 福利计划
（百万加元）			2025						2024						2023						2025						2024						2023
服务成本1			101						108						93						1						1						3
净效益成本的其他组成部分1
利息成本			162						160						158						15						14						16
计划资产预期收益率			( 250 )						( 248 )						( 234 )						( 16 )						( 14 )						( 16 )
过往服务成本摊销			—						—						—						( 2 )						—						—
监管资产摊销			—						—						—						—						( 2 )						—
			( 88 )						( 88 )						( 76 )						( 3 )						( 2 )						—
确认的净收益成本			13						20						17						( 2 )						( 1 )						3

1服务成本和净效益成本的其他组成部分在综合损益表中计入工厂运营成本和其他。

在AOCI中确认的税前金额如下：

12月31日			2025												2024												2023
			养老金 福利						其他邮政- 退休 福利						养老金 福利						其他邮政- 退休 福利						养老金 福利						其他邮政- 退休 福利
（百万加元）
净亏损（收益）			( 114 )						( 13 )						( 24 )						—						71						6

在OCI中确认的税前金额如下：

截至12月31日止年度			2025												2024												2023
			养老金 福利						其他邮政- 退休 福利						养老金 福利						其他邮政- 退休 福利						养老金 福利						其他邮政- 退休 福利
（百万加元）
AOCI净收益（亏损）摊销至净收益			—						—						6						—						—						—
资金状况调整			( 91 )						( 13 )						( 101 )						( 6 )						33						( 18 )
			( 91 )						( 13 )						( 95 )						( 6 )						33						( 18 )

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风险管理概览

TC Energy面临各种财务风险，并制定了战略、政策和限制来管理这些风险对其收益、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TC Energy的风险及相关暴露符合公司的经营目标和风险承受能力。TC Energy的风险在公司董事会制定、高级管理层实施并由公司风险管理、内部审计和业务分部小组监控的范围内进行管理。董事会的审计委员会监督管理层如何监测风险管理政策和程序的遵守情况，并监督管理层对风险管理框架充分性的审查。

市场风险

该公司建设和投资能源基础设施项目，购买和销售商品，发行短期和长期债务，包括外币金额，并投资于国外业务。其中某些活动使公司面临来自商品价格、外汇汇率和利率变化的市场风险，这可能会影响公司的收益、现金流以及其金融资产和负债的价值。公司评估用于管理市场风险的合约，以确定全部或部分合约是否符合衍生工具的定义。

公司用于协助管理市场风险敞口的衍生合约可能包括以下内容：

•远期和期货合约–在未来以特定价格和日期购买或出售特定金融工具或商品的协议

•掉期–双方根据特定条款在一段时间内交换付款流的协议

•期权–转让权利的协议，但不转让买方在固定日期或在规定期限内的任何时间以固定价格买卖特定数量的金融工具或商品的义务。

商品价格风险

以下策略可用于管理公司在公司非监管业务中因商品价格风险管理活动而导致的市场风险敞口：

•在公司的天然气营销业务中，TC Energy订立天然气运输和储存合同以及天然气购销协议。公司使用金融工具和对冲活动管理这些合约的风险敞口，以抵消市场价格波动

•在公司的电力业务中，TC Energy通过长期合同和套期保值活动（包括在远期市场出售和购买电力和天然气）来管理商品价格波动的风险敞口

•在公司的非监管天然气储存业务中，TC Energy的季节性天然气价差风险敞口通过第三方储存能力合同组合进行管理，并通过在远期市场上抵消天然气的购买和销售来锁定未来的正向利润率。

较低的天然气和电力价格可能导致对这些商品的开发、扩张和生产的投资减少。对这些商品的需求减少可能会对扩大公司资产基础和/或在合同协议到期时与TC Energy的托运人和客户重新签订合同的机会产生负面影响。

实体和过渡风险

与气候相关的物理和过渡风险可能会影响对TC Energy资产的需求或运营，这可能会影响公司的财务业绩。TC Energy根据一系列未来定价和供需结果评估其资产组合的财务弹性，作为公司战略规划过程的一部分。

TC Energy通过其基于长期、低风险战略的商业模式管理与气候相关的过渡风险以及由此产生的政策变化的风险敞口，据此，TC Energy的大部分收益都由受监管的服务成本安排和/或长期合同支撑。实体和过渡风险被纳入资本规划、企业风险管理、财务风险管理和运营活动。此外，公司正积极致力于降低我们的天然气输送和储气库资产的甲烷排放强度。

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利率风险

TC Energy利用短期和长期债务为其运营融资，这使公司面临利率风险。TC Energy通常为其长期债务支付固定利率，为短期债务支付浮动利率，包括其商业票据计划和从其信贷额度中提取的金额。TC Energy的一小部分长期债务以浮动利率计息。此外，公司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。公司积极运用利率衍生工具管理利率风险。

外汇风险

TC Energy的某些业务以美元产生全部或大部分收益，并且，由于公司以加元报告其财务业绩，美元兑加元价值的变化可能会影响其净收入。随着公司以美元计价的业务增长，这一风险敞口也在增加。这种风险的一部分被美元计价债务的利息支出所抵消。风险敞口余额通过使用外汇衍生品提前三年进行滚动主动管理；然而，超过该期限的自然风险敞口仍然存在。

该公司墨西哥天然气管道的部分货币资产和负债以比索计价，而TC Energy墨西哥业务的财务业绩则以美元计价。这些以比索计价的余额被重新估值为美元，因此，墨西哥比索对美元的价值变化可能会影响公司的净收入。此外，为墨西哥所得税目的计算的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的以比索计价的所得税风险，从而导致股权投资的收入（损失）和所得税费用（回收）的波动。这些风险敞口是使用外汇衍生品进行积极管理的，尽管仍有一些未对冲的风险敞口。

对外业务净投资

公司酌情以美元计价债务和交叉货币利率掉期对冲部分海外业务净投资（税后基础）。

指定为净投资对冲的衍生工具的公允价值和名义金额如下：

12月31日

2025

2024

公平 价值

名义金额

公平 价值1,2

名义金额

（百万加元，除非另有说明）

美元交叉货币利率互换3

—

—

( 11 )

美国 100

1公允价值等于账面价值。

2没有任何金额被排除在对冲有效性的评估之外。

32025年和2024年，净收入（亏损）中包含的已实现净收益低于$ 1 百万与交叉货币掉期结算的利息部分有关，在合并损益表的利息费用中列报。

指定为净投资对冲的美元计价债务的名义金额和公允价值如下：

12月31日

2025

2024

（百万加元，除非另有说明）

名义金额

25,700 （美国 18,700 )

26,000 （美国 18,000 )

公允价值

25,800 （美国 18,800 )

25,700 （美国 17,800 )

交易对手信用风险

TC Energy面临的交易对手信用风险包括其现金及现金等价物、应收账款、可供出售资产、衍生资产的公允价值、租赁投资净额以及在墨西哥的某些合同资产。

有时，公司的交易对手可能会承受商品价格和市场波动、经济不稳定以及政治或监管变化带来的财务挑战。除了对这些情况进行主动监控外，还有多个因素可以在发生违约时降低TC Energy的交易对手信用风险敞口，包括：

•合同权利和补救措施以及利用基于合同的财务保证

•当前管理某些TC Energy运营的监管框架

•公司资产的竞争地位和对公司服务的需求

•可能通过破产和类似程序追回未付款项。

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公司在初始确认时使用该金融资产存续期内的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。TC Energy使用历史信用损失和恢复数据，并根据管理层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。

公司租赁投资净额和部分合同资产属于受ECL约束的金融资产。TC Energy评估有关这些金融资产的ECL的方法包括考虑违约的可能性（客户违约的可能性）、给定违约的损失（发生违约时经济损失占金融资产余额的比例）和违约时的风险敞口（假设违约时的金融资产余额），其中包括三种概率加权的未来情景下对未来宏观经济条件的假设的一年前瞻性信息。

被认为与公司租赁和合同资产净投资最相关的宏观经济因素包括墨西哥的GDP、墨西哥政府债务与GDP之比以及墨西哥的通货膨胀。ECL金额在每个报告日更新，以反映对未来经济状况的假设和预测的变化。

截至2025年12月31日止年度，公司录得$ 84 百万ECL费用（2024 – $ 23 百万回收；2023-$ 73 百万回收）与在役TGNH管道相关的租赁投资净额和$ 1 百万ECL回收（2024 – $ 1 百万费用；2023年– $ 10 百万回收）与某些其他墨西哥天然气管道相关的合同资产。于2025年12月31日，ECL拨备余额为$ 141 百万（2024 – $ 59 百万）与在役TGNH管道相关的租赁净投资有关。ECL拨备主要是由交易对手的违约概率度量驱动的，该度量是使用外部第三方公布的信息计算得出的。

除上述ECL拨备外，本公司已于 无 2025年12月31日和2024年12月31日的重大信贷损失。
于2025年12月31日及2024年12月31日，有 无 显着的信用风险集中和 无 重大逾期金额
或受损。

TC Energy对持有现金存款并提供承诺授信额度和信用证的金融机构具有重大信用和业绩风险敞口，这有助于管理公司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。TC Energy的金融板块敞口投资组合主要由高评级的投资级、系统重要性金融机构组成。

非衍生金融工具

非衍生金融工具的公允价值

可供出售资产按公允价值入账，该公允价值除按公允价值层级I级分类的公司LMCI权益证券外，采用可用的市场报价计算。现金及现金等价物、应收账款、其他流动资产、租赁净投资、限制性投资、其他长期资产、应付票据、应付账款及其他、应付股利、应计利息和其他长期负债中包含的某些其他非衍生金融工具，由于项目性质或到期时间较短，其账面金额与其公允价值相近。

信用风险在计算非衍生金融工具的公允价值时已被考虑在内。

非衍生金融工具的资产负债表列报

下表详细列出了非衍生金融工具的公允价值，不包括那些账面价值接近公允价值的金融工具，将被归类为公允价值等级的第二级：

12月31日			2025												2024
			携带 金额						公平 价值						携带 金额						公平 价值
（百万加元）
长期债务，包括流动部分（附注19）1,2			( 46,792 )						( 47,720 )						( 47,931 )						( 48,318 )
初级次级票据（附注20）			( 12,094 )						( 12,061 )						( 11,048 )						( 10,824 )
			( 58,886 )						( 59,781 )						( 58,979 )						( 59,142 )

1长期债务按摊余成本入账，除 为$ 4.0 十亿（2024 – $ 4.0 亿元）归因于被套期风险并以公允价值入账。

22025年净收入（亏损）包括未实现亏损$ 122 百万（2024 –未实现收益$ 128 万元）用于利率互换公允价值套期保值相关被套期利率风险的公允价值调整。

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以下表格汇总了有关公司被归类为可供出售资产和公允价值易于确定的权益证券的限制性投资的额外信息：

12月31日			2025												2024
			LMCI限制性投资						其他限制性投资1						LMCI限制性投资						其他限制性投资1
（百万加元）
固定收益证券的公允价值2,3
1年内成熟			—						94						—						33
1-5年内成熟			26						251						3						256
5-10年内成熟			1,846						4						1,578						—
10年后成熟			—						16						—						—
股本证券的公允价值2,4			1,252						94						1,070						64
			3,124						459						2,651						353

1其他受限投资已拨出资金保险索赔损失将由公司全资自保子公司支付，并于2025年还拨出资金用于支付某些在职员工医疗福利。

2可供出售资产和公允价值易于确定的权益证券以公允价值入账，计入公司合并资产负债表的其他流动资产和受限投资。

3归类于公允价值等级II级。

4归类于公允价值等级I级。

截至12月31日止年度			2025												2024												2023
（百万加元）			LMCI限制性投资1						其他限制性投资2						LMCI限制性投资1						其他限制性投资2						LMCI限制性投资1						其他限制性投资2
未实现净收益（亏损）			167						( 1 )						218						9						179						13
已实现净收益（亏损）3			21						22						3						2						( 28 )						—

1LMCI受限投资公允价值变动产生的未实现和已实现收益（损失）影响后续通过通行费收取的金额，以支付未来的管道废弃成本。因此，公司将这些收益和损失记录为监管负债或监管资产。

2其他受限投资的未实现及已实现收益（损失）计入公司合并报表的利息收入及其他
收入。

3出售LMCI限制性投资的已实现收益（损失）采用平均成本基础确定。

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衍生工具

衍生工具公允价值

外汇和利率衍生品的公允价值采用了采用年末市场利率的收益法，并应用现金流折现估值模型进行了计算。商品衍生工具的公允价值已使用可用的市场报价计算。在没有市场报价的情况下，采用了第三方经纪商报价或其他估值技术。期权的公允价值采用Black-Scholes定价模型进行了计算。计算衍生工具公允价值时已考虑信用风险。衍生工具的未实现损益不一定代表结算时将实现的金额。

在某些情况下，尽管衍生工具被认为是有效的经济套期，但它们不符合套期会计处理的特定标准或未被指定为套期，而是以公允价值入账，公允价值变动计入变动期间的净收益。这可能会使公司面临报告收益的可变性增加，因为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，预计将通过公司收取的通行费予以退还或收回。因此，这些收益和损失作为监管负债或监管资产递延，并在衍生工具结算时在随后几年退还给差饷支付方或向其收取。

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衍生工具的资产负债表列报

衍生工具公允价值的资产负债表分类如下：

于2025年12月31日			现金流对冲						公允价值对冲												持有 交易						总公平 衍生工具的价值1
（百万加元）
其他流动资产（附注7）
大宗商品2			13						—												371						384
外汇			9						—												42						51
息率			—						3												—						3
			22						3												413						438
其他长期资产（附注14）
大宗商品2			2						—												122						124
外汇			—						—												15						15
息率			—						22												—						22
			2						22												137						161
衍生资产总额			24						25												550						599
应付账款及其他（附注16）
大宗商品2			( 1 )						—												( 341 )						( 342 )
外汇			—						—												( 30 )						( 30 )
息率			—						( 8 )												—						( 8 )
			( 1 )						( 8 )												( 371 )						( 380 )
其他长期负债（附注17）
大宗商品2			( 1 )						—												( 61 )						( 62 )
外汇			( 51 )						—												( 2 )						( 53 )
息率			—						( 34 )												—						( 34 )
			( 52 )						( 34 )												( 63 )						( 149 )
衍生负债总额			( 53 )						( 42 )												( 434 )						( 529 )
衍生品总额			( 29 )						( 17 )												116						70

1公允价值等于账面价值。

2包括电力和天然气的购买和销售。

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衍生工具公允价值的资产负债表分类如下：

截至2024年12月31日			现金流对冲						公允价值对冲						净 投资对冲						持有 交易						总公平 衍生工具的价值1
（百万加元）
其他流动资产（附注7）
大宗商品2			18						—						—						287						305
外汇			—						—						—						42						42
			18						—						—						329						347
其他长期资产（附注14）
大宗商品2			9						—						—						104						113
外汇			—						—						—						9						9
			9						—						—						113						122
衍生资产总额			27						—						—						442						469
应付账款及其他（附注16）
大宗商品2			( 1 )						—						—						( 291 )						( 292 )
外汇			—						—						( 11 )						( 183 )						( 194 )
息率			—						( 21 )						—						—						( 21 )
			( 1 )						( 21 )						( 11 )						( 474 )						( 507 )
其他长期负债（附注17）
大宗商品2			( 1 )						—						—						( 46 )						( 47 )
外汇			—						—						—						( 44 )						( 44 )
息率			—						( 118 )						—						—						( 118 )
			( 1 )						( 118 )						—						( 90 )						( 209 )
衍生负债总额			( 2 )						( 139 )						( 11 )						( 564 )						( 716 )
衍生品总额			25						( 139 )						( 11 )						( 122 )						( 247 )

1公允价值等于账面价值。

2包括电力和天然气的购买和销售。

为交易而持有的大部分衍生工具均为风险管理目的而订立，且均受公司风险管理策略、政策及限额所规限。其中包括未被指定为套期保值或不符合套期会计处理条件但已作为经济套期保值进行的衍生工具，以管理公司的市场风险敞口。

公允价值套期关系中的非衍生工具

下表详细列出综合资产负债表中记录的与计入被套期负债账面值的公允价值套期累计调整相关的金额：

12月31日						账面金额												公允价值套期保值调整1
（百万加元）						2025						2024						2025						2024
长期负债						( 4,068 )						( 3,935 )						( 22 )						98

1截至2025年12月31日，这一余额中包括的已终止套期保值关系调整数为负债$ 39 百万（2024 – $ 41 百万）。

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概念和到期摘要

境外经营净投资中与公司衍生工具相关的不含套期保值的到期未偿还名义金额或数量如下：

于2025年12月31日			动力						天然气												外汇						息率
净销售（购买）1			10,221						26												—						—
百万美元			—						—												6,342						2,950
百万墨西哥比索			—						—												15,750						—
到期日			2026-2044						2026-2032												2026-2030						2030-2034

1电力和天然气衍生品的交易量分别以GWh和BCF为单位。

截至2024年12月31日			动力						天然气						外汇						息率
净销售（购买）1			10,192						53						—						—
百万美元			—						—						5,648						2,800
百万墨西哥比索			—						—						16,750						—
到期日			2025-2044						2025-2031						2025-2027						2030-2034

1 电力和天然气衍生品的交易量分别以GWh和BCF为单位。

衍生工具未实现和已实现收益（亏损）

以下摘要不包括对国外业务净投资的对冲：

截至12月31日止年度			2025						2024						2023
（百万加元）
为交易而持有的衍生工具1
当年未实现收益（亏损）
大宗商品2			25						( 71 )						132
外汇（注21）			210						( 266 )						246
息率			—						( 71 )						—
当年实现收益（亏损）
大宗商品			( 10 )						199						192
外汇（注21）			142						( 152 )						155
息率			8						29						—
套期保值关系中的衍生工具
当年实现收益（亏损）
大宗商品			24						33						( 2 )
外汇			10						—						—
息率			( 30 )						( 52 )						( 43 )

1用于购买和销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）按净额计入综合损益表的收入。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）分别按净额计入综合损益表的外汇（收益）损失、净额和利息费用。

22025年，未实现收益$ 2 百万美元重新分类为与终止现金流对冲相关的AOCI净收入（亏损）（2024年–未实现收益$ 6 百万；2023年– 无 ).

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现金流量套期关系中的衍生品

税前现金流量套期关系中与衍生工具公允价值变动相关的OCI（附注25）构成部分如下：

截至12月31日止年度			2025						2024						2023
（百万加元，税前）
在OCI中确认的衍生工具公允价值的收益（损失）1
大宗商品			7						46						—
外汇			( 38 )						—						—
			( 31 )						46						—

1没有任何金额被排除在对冲有效性的评估之外。

公允价值与现金流量套期关系的影响

下表详细列出综合收益表中列报的公允价值或现金流量套期保值关系影响的金额：

截至12月31日止年度						2025						2024						2023
（百万加元）
公允价值对冲
利率合约1
对冲项目						( 179 )						( 126 )						( 98 )
指定为套期保值工具的衍生工具						( 30 )						( 52 )						( 43 )
现金流对冲
衍生工具收益（损失）从AOCI重新分类为 净收入（亏损）2,3
大宗商品4						19						32						( 85 )
外汇5						( 50 )						—						—
息率1						( 12 )						( 12 )						( 12 )

1在综合损益表的利息支出内列报。

2现金流量套期关系中与衍生工具相关的其他综合收益（损失）部分详见附注25，其他综合收益（损失）和累计其他综合收益（损失）。

3没有在收益中确认的金额被排除在有效性测试之外。

4在合并损益表的收入（电力和能源解决方案）中列报。2025年，未实现收益$ 2 百万元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-未实现收益$ 6 百万；2023年– 无 ).

5 在利息支出和汇兑（收益）损失中列报，在综合损益表中为净额。

衍生工具的抵销

公司订立衍生合约，在正常业务过程中以及在发生违约时均有权抵销。TC Energy并无净额结算主协议；然而，订立的类似合同均载有抵消权。公司已选择在综合资产负债表中列报具有毛额抵销权的衍生工具的公允价值。

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下表显示了如果公司选择按净额列报这些合同，对衍生工具资产和负债公允价值列报的影响：

于2025年12月31日			总衍生工具						可供抵销的金额1						净额
（百万加元）
衍生工具资产
大宗商品			508						( 367 )						141
外汇			66						( 48 )						18
息率			25						( 5 )						20
			599						( 420 )						179
衍生工具负债
大宗商品			( 404 )						367						( 37 )
外汇			( 83 )						48						( 35 )
息率			( 42 )						5						( 37 )
			( 529 )						420						( 109 )

1可用于抵销的金额不包括质押或收到的现金抵押品。

截至2024年12月31日			总衍生工具						可供抵销的金额1						净额
（百万加元）
衍生工具资产
大宗商品			418						( 290 )						128
外汇			51						( 49 )						2
			469						( 339 )						130
衍生工具负债
大宗商品			( 339 )						290						( 49 )
外汇			( 238 )						49						( 189 )
息率			( 139 )						—						( 139 )
			( 716 )						339						( 377 )

1可用于抵销的金额不包括质押或收到的现金抵押品。

关于上述衍生工具，公司提供了现金抵押$ 93 万美元和信用证$ 73 百万元于2025年12月31日（2024 – $ 133 百万美元 59 万，分别）给其交易对手。截至2025年12月31日，公司持股低于$ 1 百万现金抵押品和$ 102 百万信用证（2024年–低于$ 1 百万美元 75 分别为百万元）来自交易对手的资产敞口。

衍生工具的信用风险相关或有特征

为管理市场风险而订立的衍生合约通常包含允许合约当事人管理信用风险的财务保证条款。如果发生与信用风险相关的或有事件，例如公司信用评级下调至非投资级别，这些规定可能要求提供抵押品。如果其衍生金融工具的公允价值超过预先确定的风险敞口限额，公司也可能需要提供抵押品。

根据2025年12月31日的现有合同和市场价格，处于净负债状况的所有具有信用风险相关或有特征的衍生工具的公允价值总额为$ 5 百万（2024 –净负债$ 10 万元），公司在正常经营过程中未为其提供过担保物。如果这些协议中与信用风险相关的或有特征在2025年12月31日被触发，公司将被要求提供与上述相关衍生工具的公允价值相等的抵押品。如果衍生工具的公允价值超过预先定义的合同敞口限制阈值，可能还需要提供抵押品。公司拥有充足的现金形式的流动性和未提取的已承诺循环信贷额度，以在这些或有债务发生时满足这些或有债务。

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公允价值等级

公司以公允价值入账的金融资产和负债按照公允价值等级划分为三类。

等级			公允价值如何确定
I级			公司在计量日有能力获取的相同资产和负债在活跃市场的报价。活跃市场是指交易的频率和数量持续提供定价信息的市场。
II级			这一类别包括采用收益法确定公允价值的利率和外汇衍生资产和负债，以及采用市场法确定公允价值的商品衍生品。 输入包括已公布的汇率、利率、利率互换曲线、收益率曲线和外部数据服务提供商的经纪人报价。
III级			这一类别包括流动性较低的某些市场的长期商品交易。公司在确定这些交易的适当估计时，使用可用的最可观察的投入或替代的长期经纪人报价或根据类似条款签订合同的谈判商品价格。在适当情况下，这些长期价格会被贴现，以反映来自适用市场的预期定价。 存在使用不可观察的市场数据导致的不确定性，可能无法准确反映未来可能发生的公允价值变动。

公司以经常性为基础计量的衍生资产和负债的公允价值，包括流动和非流动部分，分类如下：

于2025年12月31日			活跃市场报价 （I级）						重要的其他可观察输入 （II级）1						重要的不可观察输入 （III级）1						合计
（百万加元）
衍生工具资产
大宗商品			154						279						75						508
外汇			—						66						—						66
息率			—						25						—						25
衍生工具负债
大宗商品			( 151 )						( 252 )						( 1 )						( 404 )
外汇			—						( 83 )						—						( 83 )
息率			—						( 42 )						—						( 42 )
			3						( 7 )						74						70

1截至2025年12月31日止年度，没有从II级转移到III级的情况。

公司已订立合约，合约于2025年开始，条款由 15 到 20 年，要卖 50 阿尔伯塔省特定可再生能源提供的电力兆瓦。这些合同的公允价值被归入公允价值等级的第三级，并基于以下假设：合同量来源大约 80 风力发电的百分比， 10 太阳能发电和 10 离市场的百分比。

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截至2024年12月31日			活跃市场报价 （I级）						重要的其他可观察输入 （II级）1						重要的不可观察输入 （III级）1						合计
（百万加元）
衍生工具资产
大宗商品			126						214						78						418
外汇			—						51						—						51
衍生工具负债
大宗商品			( 116 )						( 217 )						( 6 )						( 339 )
外汇			—						( 238 )						—						( 238 )
息率			—						( 139 )						—						( 139 )
			10						( 329 )						72						( 247 )

1截至2024年12月31日止年度，没有从II级转移到III级的情况。

下表列示了分类为公允价值III级的衍生资产和负债的公允价值变动净额
价值层次结构：

（百万加元，税前）			2025						2024
年初余额			72						( 11 )
计入净收入（亏损）的净收益（亏损）			21						54
转入II级			( 4 )						29
采购			( 1 )						—
定居点			( 14 )						—
年末余额1			74						72

1收入包括未实现收益$ 21 归属于截至2025年12月31日仍持有的III级类别衍生品的百万美元（2024年–未实现收益$ 54 百万）.

截至12月31日止年度			2025¹						2024¹						2023¹
（百万加元）
应收账款（增加）减少额			( 332 )						( 13 )						( 394 )
存货（增加）减少额			( 55 )						( 16 )						( 56 )
其他流动资产（增加）减少额			( 159 )						( 97 )						618
应付账款及其他增加（减少）额			13						365						( 206 )
应计利息增加（减少）额			30						( 40 )						245
（增加）经营性营运资金减少额			( 503 )						199						207

1包括持续经营和终止经营。

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美国天然气管道

波特兰天然气输送系统（PNGTS）

2024年8月，该公司与其合作伙伴、É nergir L.P.（É nergir）的子公司Northern New England Investment Company，Inc.完成了向第三方出售PNGTS的交易，购买总价约为$ 1.6 十亿（美元 1.1 亿元），包括第三方承担的美元 250 百万PNGTS未偿还的优先票据，根据PNGTS所有权权益按比例拆分（TC Energy – 61.7 %，é nergir – 38.3 %）。该公司在收益中所占份额为$ 743 百万（美元 546 百万），扣除交易成本。归属于公司的税前收益$ 572 百万（美元 408 万）计入合并损益表出售资产净收益（亏损），归属于公司的税后收益为$ 456 百万（美元 323 百万）。收益包括外币折算收益$ 15 百万，从AOCI重新分类至净收入（亏损）。

哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司

2023年10月，TC Energy完成出售一 40 将Columbia Gas和Columbia Gulf的非控股股权百分比转让给Global Infrastructure Partners（GIP），所得款项为$ 5.3 十亿（美元 3.9 十亿）。公司继续拥有这些公司的控股权，并将继续是管道的运营商。TC Energy和GIP将各自通过内部产生的现金流、哥伦比亚实体内部的债务融资，或来自TC Energy和GIP的相应贡献，为其在年度维护、现代化和经批准的增长资本支出中所占的比例提供资金。

此次出售作为股权交易入账，其中$ 9.5 十亿（美元 6.9 亿元）入账为非控股权益，以反映 40 该公司在哥伦比亚海湾和哥伦比亚天然气公司的所有权权益的百分比变化。确认的非控股所有权权益与收到的对价之间的差额记录为减少至额外实收资本 $ 3.5 十亿（美元 3.0 亿元），扣除截至2023年12月31日止年度的税项及交易成本。

截至2024年12月31日，作为此次出售中包含的或有对价的一部分，TC Energy应计向GIP进行的一次性特别分配为$ 33 百万（美元 23 百万），或$ 24 百万（美元 17 百万）税后净额，在额外实收资本中。

截至2025年12月31日止年度，公司录得$ 348 百万作为期外调整，将其净投资对冲损失的按比例部分从AOCI重新分类为NCI，与出售 40 2023年10月4日哥伦比亚天然气和哥伦比亚海湾的百分比。有关更多信息，请参阅附注2，会计政策。

墨西哥天然气管道

Transportadora de Gas Natural de la Huasteca

2024年第二季度，根据公司战略联盟条款，并以现金和非现金对价$ 561 百万（美元 411 万），CFE成为TGNH的合作伙伴，拥有一 13.01 %的股权。该交易作为股权交易入账，其中$ 588 万元在非控股权益中确认，$ 21 万确认为归属于CFE非控股权益的AOCI。这些金额与收到的对价之间的差额记录为减少至额外实收资本 $ 27 百万。

电力和能源解决方案

德州风力发电场

2023年上半年，TC Energy收购 100 Fluvanna Wind Farm（Fluvanna）和Blue Cloud Wind Farm（Blue Cloud）的B类会员权益的百分比，分别。这些经营性资产中的每一项都有一个税务股权投资者，该投资者拥有 100 A类会员权益的百分比，其中分配了一定比例的收益、税收属性和现金流。税务股权投资者的权益按其合计估计公允价值$记为非控制性权益 222 百万（美元 167 百万）。

TC Energy已确定，由于Fluvanna和Blue Cloud的收益、税收属性和现金流是根据所有权百分比以外的基础分配给其A类和B类会员权益所有者，因此使用假设账面价值清算（HLBV）方法在公司和税收股权投资者之间分配收益是适当的。

使用HLBV法，公司从项目中获得的收益是根据税务股权协议的规定，根据如果在报告日以账面价值出售净资产的情况下，项目将如何分配和分配现金来计算的。

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TC Energy确定其在这两个项目中拥有控股财务权益，并已将收购的实体合并为有投票权的实体。税股权投资者的权益按其估计公允价值$记为非控制性权益 106 百万（美元 80 百万）为Fluvanna和$ 116 百万（美元 87 万）为蓝云。这些交易作为资产收购入账，因此没有导致确认商誉。

承诺

TC Energy及其关联企业有长期的天然气运输和天然气采购安排以及其他采购义务，均按市场价格交易，并在正常业务过程中进行。2025年这些合同项下的采购为$ 340 百万（2024 – $ 347 百万；2023 – $ 335 百万）。

该公司与太阳能和风力发电设施签订了购电协议，条款延长至2038年，要求购买所产生的能源和相关的环境属性。截至2025年12月31日，根据购电协议获得的总规划产能约为 750 兆瓦，发电量取决于运营可用性和容量因素。这些购电协议不符合租赁或衍生工具的定义。未来的付款及其时间无法合理估计，因为它们取决于某些基础设施何时投入使用以及发电量。其中某些购买承诺对设施的全部或部分相关产出具有抵消性销售购电协议。

资本支出承诺包括与增长项目建设相关的义务，并以按计划进行的项目为基础。对这些项目的改变，包括取消，将减少或可能消除这些承诺，因为降低成本的努力。截至2025年12月31日，TC Energy拥有约$ 0.8 亿的资本支出承诺，主要包括$ 0.6 亿美元用于其美国天然气管道，主要涉及与ANR和其他管道项目相关的建设成本。

或有事项

TC Energy受环境质量和污染治理法律法规的约束。截至2025年12月31日，该公司已累计约$ 6 百万（2024 – $ 8 百万）与运营设施相关，代表其预计用于修复场地的预计未来金额的现值。然而，随着评估的进行和补救工作的继续，可能会产生额外的负债。

TC Energy及其子公司在正常经营过程中会受到各类法律诉讼、仲裁和诉讼的影响。公司持续评估所有法律事项，包括其股权投资的法律事项，以确定它们是否符合披露或应计或有损失的要求。

于截至2025年12月31日止年度内订立以下或有事项：

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，CPG的前高管违反了他们的受托责任，CPG的前董事会违反了其在监督出售过程中的注意义务，并且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估计为美元 350 万，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。2025年6月17日，最高法院发布了推翻法院对TC Energy责任认定的决定。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。

太平洋大西洋管道建设有限公司。

Coastal GasLink LP和Coastal GasLink管道的主要承包商之一Pacific Atlantic Pipeline Construction Ltd.与其母公司Bonatti S.P.A就纠纷达成了双方都能接受的解决方案。和解不是任何一方承认赔偿责任，双方在仲裁中相互解除了各自的求偿要求。仲裁和和解的细节是保密的，但其中确实包括Coastal GasLink LP保留2024年提取的信用证资金，并且该和解对TC Energy的财务报表没有产生重大影响。

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Macro Spiecapag Coastal GasLink合资企业

Coastal GasLink LP和Macro Spiecapag Coastal GasLink Joint Venture就其纠纷达成了双方都能接受的解决方案。和解不是任何一方承认赔偿责任，双方在仲裁中相互解除了各自的求偿要求。仲裁和和解的细节是保密的，和解没有对TC Energy的财务报表产生重大影响。

担保

TC Energy及其在Sur de Texas管道上的合作伙伴IEnova共同保证了拥有该管道的实体的财务业绩。这类协议包括主要与交付天然气有关的担保和信用证。

TC Energy及其关于Bruce Power的合资伙伴BPC Generation Infrastructure Trust已各自为Bruce Power与租赁协议以及承包商和供应商服务相关的某些或有财务义务提供担保。

公司及其在某些其他共同拥有实体中的合作伙伴有：i）共同和个别；ii）共同；或iii）分别保证这些实体的财务业绩。这类协议包括主要与交付天然气有关的担保和信用证。对于其中某些实体，TC Energy根据这些担保支付的超过其所有权权益的任何款项将由其合作伙伴偿还。

这些担保的账面价值已在合并资产负债表的其他长期负债中入账。有关公司担保的信息如下：

12月31日									2025												2024
			任期						潜在风险1						账面价值						潜在风险1						账面价值
（百万加元）
布鲁斯·鲍尔			可续期至2065年						88						—						88						—
德州南部			可续期至2053年						78						—						93						—
其他共同拥有的实体			至2032年						54						1						59						1
									220						1						240						1

1TC Energy在潜在的估计当前或或有风险敞口中所占的份额。

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合并VIE

公司的很大一部分资产是通过VIE持有的，其中公司持有一 100 %的投票权益，VIE符合企业定义，VIE的资产可用于一般公司用途。 资产不能用于除解决VIE义务以外的其他目的或不被视为一项业务的合并VIE如下：

12月31日
（百万加元）									2025						2024
物业、厂房及设备
流动资产
现金及现金等价物									167						311
应收账款									989						839
库存									211						205
其他流动资产									65						121
									1,432						1,476
厂房、物业及设备									49,445						49,904
股权投资									979						865
限制投资									1,150						950
监管资产									109						53
商誉									456						479
其他长期资产									93						59
									53,664						53,786
负债
流动负债
应付票据									535						—
应付账款及其他									1,703						1,866
应计利息									216						202
长期债务的流动部分									575						2,062
									3,029						4,130
监管负债									1,458						1,232
其他长期负债									51						70
递延所得税负债									7						7
长期负债									13,904						12,387
									18,449						17,826

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非合并VIE

这些VIE的账面价值以及由于公司参与这些VIE而导致的最大损失风险如下：

12月31日
（百万加元）									2025						2024
资产负债表敞口
股权投资
布鲁斯·鲍尔									7,780						7,043
沿海GasLink									896						1,006
其他股权投资									158						160
表外敞口1
布鲁斯·鲍尔									1,955						1,877
沿海GasLink2									200						265
其他股权投资									—						2
最大损失风险									10,989						10,353

1包括担保和未来资金承诺的最大潜在风险敞口。