展览13.2
管理层的讨论与分析
2026年2月12日
这份管理层讨论与分析（MD & A）包含信息，可帮助读者做出有关TC Energy Corporation（TC Energy）的投资决策。它讨论了我们截至2025年12月31日止年度的业务、运营、财务状况、风险和其他因素。
本MD & A还应与我们根据美国公认会计原则编制的2025年12月31日经审计的同期合并财务报表和附注一并阅读。
内容
| 关于这份文件 | ||||||||
| 关于我们的生意 | ||||||||
| •我们的核心业务 | ||||||||
| •我们的战略 | ||||||||
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• 2025年财务亮点
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•非公认会计原则措施
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•补充财务措施
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| •展望 | ||||||||
| •资本计划 | ||||||||
| 天然气管道业务 | ||||||||
| 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 | ||||||||
| 外汇 | ||||||||
| 财务状况 | ||||||||
| 停止运营 | ||||||||
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•非公认会计原则措施
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| 其他信息 | ||||||||
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•风险监督和企业风险管理
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| •控制和程序 | ||||||||
| •关键会计估计 | ||||||||
| •金融工具 | ||||||||
| •关联交易 | ||||||||
| •会计变更 | ||||||||
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•季度业绩
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| 词汇表 | ||||||||
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 9
关于这份文件
在整个MD & A中，术语“我们”、“我们”、“我们的”和“TC Energy”是指TC Energy Corporation及其子公司。文档中未定义的缩写和缩略词在第128页的词汇表中定义。所有信息截至2026年2月12日，所有金额均以加元为单位，除非另有说明。
2024年10月1日，TC Energy完成了将其液体管道业务分拆为新的公众公司South Bow Corporation（South Bow）（分拆交易）的工作。分拆交易完成后，Liquids Pipelines业务作为已终止经营业务入账。为了进行有意义的比较，除非另有说明，整个MD & A的讨论都是基于持续运营。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注4，终止经营。
前瞻性信息
我们披露前瞻性信息，以帮助读者了解管理层对我们未来计划和财务前景的评估以及我们整体的未来前景。
声明是前瞻是基于某些假设和我们今天所知道和期望的，通常包括诸如预期，预期，相信，可能，将，应该，估计或其他类似的词。
本MD & A中的前瞻性陈述包括以下信息，其中包括：
•我们的财务和运营业绩，包括我们子公司的业绩
•对增长和扩张的战略和目标的期望，包括收购
•与投资组合管理一起可用的预期现金流和未来融资选择
•关于正在进行和未来交易的规模、结构、时间、条件和结果的预期
•预期股息增长
•预期获得资金的途径和成本
•预期能源需求水平
•计划项目的预期成本和时间表，包括在建和开发中的项目
•预期资本支出、合同义务、承诺和或有负债，包括环境修复费用
•预期的监管过程和结果
•与法律诉讼有关的预期结果，包括仲裁和保险索赔
•未来税务和会计变更的预期影响
•我们的可持续发展报告中包含的承诺和目标，包括与我们的GHG减排目标相关的声明，例如我们的甲烷排放强度目标
•预期的行业、市场和经济状况，以及正在进行的贸易谈判，包括它们对我们的客户和供应商的影响。
前瞻性陈述并不能保证未来的业绩。由于与我们的业务相关的假设、风险或不确定性或在本MD & A日期之后发生的事件，实际事件和结果可能存在显着差异。
10 | TC Energy管理层的讨论与分析2025
我们的前瞻性信息基于以下关键假设，并受到以下风险和不确定性的影响：
假设
•实现收购和资产剥离的预期影响
•监管决定和结果
•计划和非计划停电以及我们的管道、电力和存储资产的利用
•我们资产的完整性和可靠性
•预计建造成本、时间表和完工日期
•进入资本市场，包括投资组合管理
•预期的行业、市场和经济状况，包括这些对我们的客户和供应商的影响
•通货膨胀率、商品和劳动力价格
•利息、税收和外汇汇率
•套期保值的性质和范围。
风险和不确定性
•实现收购和资产剥离的预期影响
•我们成功实施战略优先事项的能力，以及它们是否会产生预期的收益
•我们实施与股东价值最大化相一致的资本配置战略的能力
•我们的管道、发电和存储资产的经营业绩
•在我们的管道业务中出售的产能数量和实现的费率
•因电厂可用性而产生的产能付款和发电资产收入金额
•供应盆地内的生产水平
•建设和完成基本建设项目
•劳动力、设备和材料的成本、可用性和通胀压力
•商品的可获得性和市场价格
•以竞争性条件进入资本市场
•利息、税收和外汇汇率
•我们交易对手的履约和信用风险
•监管决定和法律程序的结果，包括仲裁和保险索赔
•我们有效预测和评估政府政策和法规变化的能力，包括那些相关的
对环境
对环境
•我们实现有形资产价值和合同回收的能力
•我们经营业务的竞争
•意外或异常天气
•公民抗命行为
•网络安全和技术发展
•可持续发展相关风险，包括气候相关风险和能源转型对我们业务的影响
•经济和政治状况，以及北美以及全球正在进行的贸易谈判
•全球健康危机，例如流行病和流行病，以及与之相关的影响。
您可以在这份MD & A和我们向加拿大证券监管机构和SEC提交的其他报告中了解更多关于这些因素和其他因素的信息。
由于实际结果可能与前瞻性信息有很大差异，您不应过分依赖前瞻性信息，也不应将面向未来的信息或财务前景用于其预期目的以外的任何事情。除非法律要求，否则我们不会因新信息或未来事件而更新我们的前瞻性陈述。
了解更多信息
您可以在我们的年度信息表和其他披露文件中找到有关TC Energy的更多信息，这些文件可在SEDAR +（www.sedarplus.ca）上查阅。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 11
关于我们的生意
凭借70多年的经验，TC Energy是负责开发和可靠运营北美能源基础设施的领导者，这些基础设施包括天然气管道、发电和天然气储存设施。
12 | TC Energy管理层的讨论与分析2025
我们的核心业务
我们经营两项核心业务——天然气管道和电力与能源解决方案。为了提供与管理层如何做出有关我们业务的决策以及如何评估我们业务的绩效相一致的信息，我们的结果反映在四个运营部门：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。我们还有一个企业部门，由企业和行政职能组成，为TC Energy的业务部门提供治理、融资和其他支持。
TC Energy于2024年10月1日完成了分拆交易，随后将液体管道业务作为已终止经营业务入账。有关更多信息，请参阅第88页的终止运营部分。
一年一览
| 12月31日 | ||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | ||||||||||||
| 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 | |||||||||||||
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 |
2024¹
|
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按分部划分的持续经营收入总额
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| 加拿大天然气管道 | 5,785 | 5,600 | ||||||||||||
| 美国天然气管道 | 7,145 | 6,339 | ||||||||||||
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墨西哥天然气管道
|
1,450 | 870 | ||||||||||||
| 电力和能源解决方案 | 845 | 954 | ||||||||||||
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企业
|
14 | 8 | ||||||||||||
| 15,239 | 13,771 | |||||||||||||
1不包括与已终止业务相关的22.17亿美元收入，这代表了Liquids Pipeline 2024年9个月的收益。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 13
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 |
2024¹
|
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|
按分部划分的持续经营业务的可比EBITDA2
|
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| 加拿大天然气管道 | 3,687 | 3,388 | ||||||||||||
| 美国天然气管道 | 4,906 | 4,511 | ||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | 1,365 | 999 | ||||||||||||
| 电力和能源解决方案 | 1,008 | 1,214 | ||||||||||||
| 企业 | (14) | (63) | ||||||||||||
| 10,952 | 10,049 | |||||||||||||
1不包括已终止业务的可比EBITDA 11.45亿美元，这代表Liquids Pipelines在2024年的9个月收益。
2可比EBITDA是一种非GAAP衡量标准，没有美国GAAP规定的任何标准化含义，因此可能无法与其他公司提出的类似衡量标准进行比较。最直接可比的GAAP衡量标准是分部收益（亏损）。有关与可比EBITDA的对账，请参阅每个业务部门的财务业绩部分，以及关于我们的业务-非公认会计原则措施部分以获得更多信息。
14 | TC Energy管理层的讨论与分析2025
我们的战略
我们的愿景是成为北美能源基础设施领域值得信赖的领导者，致力于在安全、性能和利益相关者关系方面的卓越表现。我们的使命是安全、高效地移动、产生和储存北美和世界所依赖的关键能源。我们的价值主张：年复一年，以低风险和可重复的业绩实现稳健增长。
我们的业务包括天然气运输和储存，以及发电资产：
•我们向加拿大、美国和墨西哥输送天然气，包括向全球输送液化天然气的出口终端输送天然气
•我们在加拿大和美国发电，主要来自核能，但也来自天然气、风能和太阳能资产
•我们通过受监管和不受监管的业务在加拿大和美国储存天然气。
这些长寿命的基础设施资产以我们保守的风险偏好为基础，通常得到长期商业安排和/或利率监管的支持。我们相信，我们的资产将产生可预测和可持续的现金流和收益，为我们的低风险价值主张提供基石。我们的长期战略由以下关键信念驱动：
•天然气将继续在北美能源未来中发挥举足轻重的作用，支持全球GHG减排
•对可靠、按需能源的需求将继续增长
•在能源需求不断增长、发展新基础设施存在挑战的世界上，能源资产将变得越来越有价值。
从持续经营业务中分配可比EBITDA1
| 截至12月31日止年度 | 2025 | 2024 | ||||||||||||
|
按分部划分的持续经营业务的可比EBITDA2
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| 加拿大天然气管道 | 34 | % | 33 | % | ||||||||||
| 美国天然气管道 | 45 | % | 45 | % | ||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | 12 | % | 10 | % | ||||||||||
| 电力和能源解决方案 | 9 | % | 12 | % | ||||||||||
| 100 | % | 100 | % | |||||||||||
1请参阅财务亮点部分，了解按业务部门划分的细分收益分配。
2不包括截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度持续经营业务的公司可比EBITDA亏损分别为1400万美元和6300万美元。
我们的资产组合将继续随着北美能源组合而演变。我们预计未来几年资本配置的趋势如下：
•在煤改气、液化天然气出口和数据中心建设的推动下，天然气管道将继续吸引资本以满足不断增长的客户需求
•Power and Energy Solutions的资本将主要用于延长寿命和增加核业务的容量。我们将对新兴技术进行有节制的投资，以开发与我们的天然气管道业务相辅相成的能力，而不承担重大的商品价格风险、体积风险或利用未经证实的技术
•额外的可自由支配投资将为我们开发项目组合中的精选高等级机会以及围绕我们业务中现有资产的增量机会提供资金。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 15
我们战略的关键组成部分
通过安全和卓越运营最大化我们资产的价值
通过最大限度地提高资产可用性和完整性来维持安全可靠的运营，同时最大限度地减少对环境的影响，这仍然是我们业务的基础。我们广泛的天然气管道网络将长寿命、低成本的供应盆地与优质的北美和出口市场连接起来，产生可预测和可持续的现金流和收益，而我们的电力和非监管储存资产，主要是根据长期合同，提供稳定的回报。我们不断寻求通过运营、商业和营销举措来提高和保护资产价值。
执行我们的选择性增长项目组合
安全、可执行性、盈利能力和可靠性是我们投资的基础，这些投资的重点是开发主要由长期合同或费率监管支撑的高质量、长寿命资产。利用我们在天然气和电力需求不断增长的地区的现有职位，我们有纪律地管理成本和建设风险，以最大限度地提高资本效率和股东回报。我们还期待在技术得到证明、风险和回报可以接受并且我们可以建立强大竞争地位的新兴细分行业推进精选的低碳增长举措。
确保资金实力和敏捷性
有纪律的资本配置支持我们在短期、中期和长期内实现资产价值最大化的能力，同时提高成本竞争力、延长资产寿命并保持在年度净资本支出目标范围内。我们评估开发或收购互补性能源基础设施的机会，这些基础设施可以保护和发展我们的业务，在不断变化的能源组合下增强弹性，并在我们的风险偏好范围内使获得有吸引力的供应和市场区域的机会多样化。在我们高质量、多元化的投资组合和安全、卓越运营和项目执行方面的核心竞争力的支持下，我们的目标是在各种经济周期和能源转型场景中提供可预测、低风险的现金流和股东价值。
我们的风险偏好
以下是我们风险理念的概述：
•财务实力和灵活性：依靠内部产生的现金流、现有债务能力、合作伙伴关系和投资组合管理为新举措提供资金
•已知和可接受的项目风险：选择具有已知、可接受和可管理的项目执行风险的投资，包括利益相关者考虑、伙伴关系协议、人力资本和能力限制
•强劲基本面和政策支持下的业务托底：投资于具有稳定现金流、基础宏观经济基本面强劲、有利的政策法规和/或与信用良好的交易对手的长期合同支持的资产
•管理信用指标以确保强大的投资级评级：投资级评级是一项重要的竞争优势，我们管理杠杆，以确保在平衡权益和固定收益投资者利益的同时，保持以具有竞争力的条款获得资本的强大渠道
•审慎管理交易对手敞口：限制交易对手集中度和主权风险；寻求以强劲基本面为基础的多元化和稳固的商业安排。
16 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
2025年财务亮点
我们使用某些在GAAP下没有标准化含义的财务指标，因为我们认为它们提高了我们在报告期之间比较结果的能力，并增强了对我们经营业绩的理解。被称为非GAAP衡量标准，它们可能无法与其他公司提供的类似衡量标准进行比较。
可比EBITDA、可比收益和来自持续经营和终止经营的可比每股普通股收益以及经营产生的可比资金都属于非公认会计准则衡量标准。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，以及每个业务部门的财务业绩部分和终止经营部分，请参阅第22页，以便与最直接可比的GAAP衡量标准进行对账。
如关于本文件部分第10页所述，TC Energy于2024年10月1日完成了分拆交易。为了进行有意义的比较，除非另有说明，整个MD & A的讨论都是基于持续运营。有关更多信息，请参阅终止运营部分。
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 收入 | ||||||||||||||||||||
|
收入
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15,239 | 13,771 | 13,267 | |||||||||||||||||
| 归属于普通股的净收益（亏损） | 3,400 | 4,594 | 2,829 | |||||||||||||||||
|
来自持续经营
|
3,612 | 4,199 | 2,217 | |||||||||||||||||
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来自已终止经营业务1
|
(212) | 395 | 612 | |||||||||||||||||
| 每股普通股净收益（亏损）–基本 | $3.27 | $4.43 | $2.75 | |||||||||||||||||
|
来自持续经营
|
$3.47 | $4.05 | $2.15 | |||||||||||||||||
|
来自已终止经营业务1
|
($0.20) | $0.38 | $0.60 | |||||||||||||||||
|
可比EBITDA2
|
10,952 | 11,194 | 10,988 | |||||||||||||||||
| 来自持续经营 | 10,952 | 10,049 | 9,472 | |||||||||||||||||
|
来自已终止经营业务1
|
— | 1,145 | 1,516 | |||||||||||||||||
|
可比收益2
|
3,654 | 4,430 | 4,652 | |||||||||||||||||
|
来自持续经营
|
3,654 | 3,865 | 3,896 | |||||||||||||||||
|
来自已终止经营业务1
|
— | 565 | 756 | |||||||||||||||||
|
每股普通股可比收益2
|
$3.51 | $4.27 | $4.52 | |||||||||||||||||
|
来自持续经营
|
$3.51 | $3.73 | $3.78 | |||||||||||||||||
|
来自已终止经营业务1
|
— | $0.54 | $0.74 | |||||||||||||||||
1代表Liquids Pipelines在2024年的9个月收益和2023年的全年收益。有关更多信息，请参阅终止运营部分。
2有关最直接可比的GAAP衡量标准的更多信息，请参见第22页。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 17
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
|
（百万美元）
|
2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
|
现金流1
|
||||||||||||||||||||
|
经营活动提供的现金净额2
|
7,346 | 7,696 | 7,268 | |||||||||||||||||
|
运营产生的可比资金2,3
|
7,996 | 7,890 | 7,980 | |||||||||||||||||
|
资本支出4
|
6,337 | 7,904 | 12,298 | |||||||||||||||||
| 收购，扣除已收购现金 | — | — | (307) | |||||||||||||||||
| 出售资产收益，扣除交易成本 | — | 791 | 33 | |||||||||||||||||
|
股权处置，扣除交易费用5
|
— | 419 | 5,328 | |||||||||||||||||
1包括持续经营和终止经营。
2包括Liquids Pipelines在2024年的9个月收益和2023年的全年收益。有关更多信息，请参阅终止运营部分。
3有关最直接可比的GAAP衡量标准的更多信息，请参见第22页。
4资本支出反映了与我们的资本支出、开发中的资本项目和对股权投资的贡献相关的现金流。截至2024年12月31日止年度，对股权投资的贡献扣除了加拿大天然气管道部门31亿美元股权投资的其他分配。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注5，分段信息，附注10，股权投资和附注11，与关联公司的贷款。
5包含在我们2025年合并财务报表的合并现金流量表的融资活动部分。
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12月31日
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| （百万美元，每股金额除外） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 资产负债表 | ||||||||||||||||||||
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总资产1
|
118,751 | 118,243 | 125,034 | |||||||||||||||||
| 长期债务，包括流动部分 | 46,792 | 47,931 | 52,914 | |||||||||||||||||
| 初级次级票据 | 12,094 | 11,048 | 10,287 | |||||||||||||||||
| 优先股 | 2,255 | 2,499 | 2,499 | |||||||||||||||||
| 非控股权益 | 9,604 | 10,768 | 9,455 | |||||||||||||||||
| 普通股股东权益 | 25,040 | 25,093 | 27,054 | |||||||||||||||||
|
宣派股息2
|
||||||||||||||||||||
|
每普通股3
|
$3.40 | $3.7025 | $3.72 | |||||||||||||||||
|
基本普通股（百万）
|
||||||||||||||||||||
|
–截至年度的加权平均
|
1,040 | 1,038 | 1,030 | |||||||||||||||||
| –年底已发行未偿还 | 1,041 | 1,039 | 1,037 | |||||||||||||||||
1截至2025年12月31日，包括1.97亿美元的资产（2024年-3.71亿美元；2023年-155.1亿美元），与已终止业务相关。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注4，终止经营。
2截至本年度。
32024年第四季度及之后宣布的股息反映了TC Energy在分拆交易后的比例分配。
18 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
合并结果
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 加拿大天然气管道 | 2,164 | 2,016 | (90) | |||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | 3,927 | 4,053 | 3,531 | |||||||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | 1,186 | 929 | 796 | |||||||||||||||||
| 电力和能源解决方案 | 773 | 1,102 | 1,004 | |||||||||||||||||
| 企业 | (14) | (136) | (144) | |||||||||||||||||
| 分部总收益（亏损） | 8,036 | 7,964 | 5,097 | |||||||||||||||||
|
利息支出
|
(3,407) | (3,019) | (2,966) | |||||||||||||||||
| 建设期间使用资金备抵 | 453 | 784 | 575 | |||||||||||||||||
|
汇兑收益（损失），净额
|
157 | (147) | 320 | |||||||||||||||||
| 利息收入及其他 | 205 | 324 | 272 | |||||||||||||||||
| 所得税前持续经营收入（亏损） | 5,444 | 5,906 | 3,298 | |||||||||||||||||
|
持续经营的所得税（费用）回收
|
(1,138) | (922) | (842) | |||||||||||||||||
| 持续经营净收入（亏损） | 4,306 | 4,984 | 2,456 | |||||||||||||||||
|
终止经营业务净收入（亏损），税后净额1
|
(212) | 395 | 612 | |||||||||||||||||
| 净收入（亏损） | 4,094 | 5,379 | 3,068 | |||||||||||||||||
|
归属于非控股权益的净（收入）亏损
|
(575) | (681) | (146) | |||||||||||||||||
| 归属于控股权益的净收益（亏损） | 3,519 | 4,698 | 2,922 | |||||||||||||||||
| 优先股股息 | (119) | (104) | (93) | |||||||||||||||||
| 归属于普通股的净收益（亏损） | 3,400 | 4,594 | 2,829 | |||||||||||||||||
| 每股普通股净收益（亏损）–基本 | $3.27 | $4.43 | $2.75 | |||||||||||||||||
|
来自持续经营
|
$3.47 | $4.05 | $2.15 | |||||||||||||||||
|
来自已终止经营业务1
|
($0.20) | $0.38 | $0.60 | |||||||||||||||||
1代表Liquids Pipelines在2024年的9个月收益和2023年的全年收益。有关更多信息，请参阅终止运营部分。
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
|
（百万美元）
|
2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 归属于普通股的金额 | ||||||||||||||||||||
|
持续经营净收入（亏损）
|
4,306 | 4,984 | 2,456 | |||||||||||||||||
|
归属于非控股权益的净（收入）亏损
|
(575) | (681) | (146) | |||||||||||||||||
|
持续经营业务归属于控股权益的净收益（亏损）
|
3,731 | 4,303 | 2,310 | |||||||||||||||||
|
优先股股息
|
(119) | (104) | (93) | |||||||||||||||||
|
持续经营业务归属于普通股的净收益（亏损）
|
3,612 | 4,199 | 2,217 | |||||||||||||||||
|
终止经营业务净收入（亏损），税后净额1
|
(212) | 395 | 612 | |||||||||||||||||
| 归属于普通股的净收益（亏损） | 3,400 | 4,594 | 2,829 | |||||||||||||||||
1代表Liquids Pipelines在2024年的9个月收益和2023年的全年收益。有关更多信息，请参阅终止运营部分。
2025年来自持续经营业务的归属于普通股的净利润为36亿美元或每股普通股3.47美元（2024年– 42亿美元或每股普通股4.05美元；2023年– 22亿美元或每股普通股2.15美元），与2024年相比，2025年减少了6亿美元或每股普通股0.58美元，与2023年相比，2024年增加了20亿美元或每股普通股1.90美元。请参阅关于我们的业务-非公认会计准则计量部分，了解包含在归属于普通股的持续经营净收入中的特定项目的清单，这些项目已被排除在我们的可比计量计算之外。
请参阅终止经营-非公认会计原则计量部分，了解已从我们的可比计量计算中排除的已终止经营净收入（亏损）中的税后净额所包含的特定项目的清单。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 19
现金流
2025年运营提供的净现金为73亿美元，比2024年低5%，这主要是由于营运资本变化的时间安排，部分被运营产生的资金增加所抵消。运营产生的可比资金2025年的80亿美元比2024年高出1%，这主要是由于用于管理我们在墨西哥的净负债和美元计价收入的外汇敞口的可比EBITDA和风险管理活动增加，部分被我们股权投资的分配减少所抵消。
用于投资活动的资金
资本支出1
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 加拿大天然气管道 | 1,405 | 2,100 | 6,184 | |||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | 3,457 | 2,575 | 2,660 | |||||||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | 522 | 2,228 | 2,292 | |||||||||||||||||
| 电力和能源解决方案 | 922 | 824 | 1,080 | |||||||||||||||||
| 企业 | 31 | 50 | 33 | |||||||||||||||||
| 6,337 | 7,777 | 12,249 | ||||||||||||||||||
| 已终止经营 | — | 127 | 49 | |||||||||||||||||
| 6,337 | 7,904 | 12,298 | ||||||||||||||||||
1资本支出反映了与我们的资本支出、开发中的资本项目和对股权投资的贡献相关的现金流。截至2024年12月31日止年度，对股权投资的贡献扣除了加拿大天然气管道部门31亿美元股权投资的其他分配。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注5，分部信息，附注10，股权投资和附注11，与关联公司的贷款。
在2025年和2024年，我们分别在资本项目上投资了63亿美元和79亿美元，以保持和优化我们现有资产的价值，并在高需求领域开发新的互补资产。我们在2025年和2024年的总资本支出包括对我们的股权投资的贡献分别为11亿美元和15亿美元（扣除分配），主要与Bruce Power和Coastal GasLink Limited Partnership（Coastal GasLink LP）有关。
出售资产所得款项
2024年，TC Energy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波特兰天然气输送系统（PNGTS）的交易。我们在收益中的份额为7.43亿美元（5.46亿美元），扣除交易成本。
2024年，我们还完成了其他非核心资产的出售，总收益为4800万美元。
2023年，我们完成了向合资伙伴Motiva Enterprises出售Port Neches Link LLC 20.1%的股权，总收益为3300万美元（2500万美元）。作为2024年10月1日分拆交易的一部分，我们在Port Neches Link LLC的剩余权益已转让给South Bow。
收购
2023年，我们以2.24亿美元收购了Fluvanna风电场和Blue Cloud风电场（德州风电场）100%的B类会员权益，未进行交割后调整。
资产负债表
我们继续保持稳健的财务状况，同时我们的总资产（不包括已终止的业务）在2025年增加了7亿美元。截至2025年12月31日，普通股股东权益和非控股权益占我们资本结构的36%（2024年– 37%），而以初级次级票据和优先股形式存在的其他次级资本占额外的14%（2024年– 14%）。有关更多信息，请参阅财务状况部分。
20 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
股息
自2025年1月31日在2024年12月31日营业结束时支付给登记在册股东的股息开始，这些金额反映了TC Energy在分拆交易后的比例分配。有关更多信息，请参阅我们的2024年年度报告。
我们的董事会已宣布，截至2026年3月31日的季度，我们已发行普通股的季度股息为每股普通股0.87 75美元，相当于每股普通股3.51美元的年度股息。
股息再投资及购股计划
根据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，普通股在特定时期内以低于市场价格2%的折扣从库存中发行。
自2023年7月27日宣布的股息开始，根据TC Energy的DRP购买的普通股将在公开市场上以加权平均购买价格的100%获得。
支付的现金股利
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 普通股 | 3,507 | 3,953 | 2,787 | |||||||||||||||||
| 优先股 | 114 | 99 | 92 | |||||||||||||||||
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 21
非公认会计原则措施
该MD & A引用了下表中列出的非GAAP衡量标准。这些措施没有GAAP规定的任何标准化含义，因此可能无法与其他实体提出的类似措施进行比较。我们的总裁兼首席执行官、管理层和董事会定期审查这些措施，以评估我们的业绩，并就我们业务的持续运营及其产生现金流的能力做出决策。投资者和我们财务报表的其他外部用户也可能将部分或全部这些措施用作补充措施，以提供有关我们的同期业绩和产生对我们持续运营至关重要的收益的能力的决策有用信息。本MD & A通篇关于影响可比未计利息、税项、折旧和摊销前利润（可比EBITDA）和可比息税前利润（可比息税前利润）的因素的讨论与影响分部收益的因素一致，除非另有说明。
可比措施
我们通过调整特定项目的某些公认会计原则措施来计算可比措施，我们认为这些项目意义重大，但不能反映我们在该期间的基本业务。除本文另有说明外，这些可比计量是在不同时期的一致基础上计算的，并酌情针对每个时期的特定项目进行调整。
我们在报告可比措施中针对特定项目进行调整的决定是主观的，是经过认真考虑后作出的。我们对调整保持一致的态度，这些调整通常属于以下描述的类别：
•就其性质而言，它们是不寻常的、不常见的和可与我们的正常业务运营分开识别的，并且在我们看来，它们并不反映我们在该期间的基本运营，通常包括以下内容：
◦出售资产或持有待售资产的收益或损失；商誉、厂房、物业和设备、股权投资和其他资产的减值；法律、合同和其他不经常的结算；收购、整合和重组成本；对墨西哥租赁和某些合同资产的净投资的预期信用损失准备金；立法和已颁布的税率变化以及不寻常的退税/付款和估值备抵调整产生的影响
•与公允价值调整相关的未实现损益，但不反映我们基础业务在当期产生的已实现损益或现金影响，一般包括以下内容：
◦与金融和商品价格风险管理活动相关的衍生工具公允价值变动产生的未实现损益；与我们在Bruce Power风险管理活动中的比例份额及其投资于退休后福利的资金相关的未实现公允价值调整；影响合并收益的公司间贷款的未实现外汇损益。
下表列出了我们的非GAAP衡量标准与其最直接可比的GAAP衡量标准。这些措施适用于我们的持续经营和终止经营。可在第24页和第25页、每个业务部门的财务业绩部分以及财务状况部分找到我们与其GAAP措施的可比措施的量化对账，以及对2025年和比较期间所做的具体调整的讨论。非公认会计准则对已终止经营的衡量标准见第89页的已终止经营部分。
| 非公认会计原则计量 | GAAP衡量标准 | ||||
| 可比EBITDA | 分部收益（亏损） | ||||
| 可比EBIT | 分部收益（亏损） | ||||
| 可比收益 | 归属于普通股的净收益（亏损） | ||||
| 每股普通股可比收益 | 每股普通股净收益（亏损） | ||||
| 运营产生的资金 | 经营活动提供的现金净额 | ||||
| 运营产生的可比资金 | 经营活动提供的现金净额 | ||||
22 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
可比EBITDA和可比息税前利润
可比EBITDA表示根据可比措施部分中描述的特定项目调整的分部收益（亏损），不包括折旧和摊销费用。我们使用可比EBITDA作为衡量我们持续经营收益的指标，因为它是衡量我们业绩的有用指标，也是在综合基础上呈现的。可比EBIT表示针对特定项目调整的分部收益（亏损），是评估每个分部趋势的有效工具。有关与分部收益（亏损）的对账，请参阅每个业务分部和终止经营部分。
业务产生的资金和业务产生的可比资金
运营产生的资金反映运营营运资本变动前运营提供的现金净额。营运资本变动的组成部分在我们2025年合并财务报表的附注28，营运营运资本变动中披露。运营产生的可比资金根据可比措施部分中描述的特定项目的现金影响进行了调整。我们认为，运营产生的资金和运营产生的可比资金是衡量我们综合运营现金流的有用指标，因为它们不包括营运资金余额的波动，这些波动不一定反映同期的基础运营，并用于提供我们业务现金产生能力的一致衡量标准。有关与运营提供的净现金的对账，请参阅财务条件部分。
可比收益和每股普通股可比收益
可比收益指合并基础上归属于普通股股东的收益，并根据可比措施部分中描述的特定项目进行了调整。可比收益包括分部收益（亏损）、利息费用、AFUDC、外汇（收益）损失、净额、利息收入和其他、所得税费用（回收）、归属于我们合并损益表的非控股权益的净收入（亏损）和优先股股息，并根据具体项目进行了调整。我们使用可比收益来衡量我们持续经营业务的收益，因为它是衡量我们业绩的有用指标，也是在综合基础上呈现的。请参阅第25页和终止经营部分，了解我们的持续经营和终止经营与归属于普通股的净收入（亏损）和每股普通股的净收入（亏损）的对账。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 23
可比收益和每股普通股可比收益-来自持续经营业务
以下具体项目在归属于普通股的持续经营净收益（亏损）中确认，不包括在持续经营可比收益中：
2025
•随着我们重新调整电力和能源解决方案战略的重点，在我们决定停止开发以及更新的预测假设之后，为某些电力和能源解决方案项目计提了1.1亿美元的税前减值费用
•TransCanada PipeLines Limited（TCPL）与Transportadora de Gas Natural de la Huasteca（TGNH）之间以比索计价的公司间贷款的税前未实现外汇损失净额8900万美元，扣除非控股权益
•与TGNH租赁净投资相关的预期信用损失准备金的税前费用为7500万美元，扣除非控股权益以及墨西哥的某些合同资产。
2024
•与出售PNGTS相关的税前收益5.72亿美元，已于2024年8月15日完成
•与2024年10月购买和注销某些高级无担保票据和中期票据以及退还未偿还的可赎回票据有关的债务清偿税前净收益2.28亿美元
•TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的税前未实现外汇收益净额1.43亿美元，扣除非控股权益
•与出售美国天然气管道和加拿大天然气管道的非核心资产相关的税前收益4800万美元
•税前收回2200万美元，用于与TGNH租赁净投资相关的预期信用损失准备金，扣除非控股权益以及墨西哥的某些合同资产
•因分拆交易后剩余递延税款余额重估而产生的9600万美元递延所得税费用
•在我们重新调整电力和能源解决方案战略时决定停止开发后，为一个电力和能源解决方案项目支付了3600万美元的税前减值费用
•与非经常性第三方和解相关的3400万美元税前费用
•与Focus项目成本相关的税前费用2400万美元
•与NGTL系统所有权转让相关的税前成本1000万美元。
2023
•与我们对Coastal GasLink LP的股权投资相关的21亿美元税前减值费用
•与Focus项目成本相关的6500万美元税前费用
•TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的税前未实现外汇损失净额4400万美元
•与TGNH在墨西哥的租赁和某些合同资产净投资相关的预期信用损失准备金的税前追偿8000万美元。
有关更多信息，请参阅每个业务部门中的财务结果部分和本MD & A的财务状况部分。
24 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
归属于普通股的净收益（亏损）与可比收益的对账-来自持续经营业务
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 持续经营业务归属于普通股的净收益（亏损） | 3,612 | 4,199 | 2,217 | |||||||||||||||||
| 具体项目（税前）： | ||||||||||||||||||||
| 电力和能源解决方案减值费用 | 110 | 36 | — | |||||||||||||||||
|
外汇（收益）损失，净–公司间贷款1
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89 | (143) | 44 | |||||||||||||||||
|
租赁净投资的预期信用损失准备
和墨西哥的某些合同资产2
|
75 | (22) | (80) | |||||||||||||||||
| PNGTS销售收益 | — | (572) | — | |||||||||||||||||
|
债务清偿净收益3
|
— | (228) | — | |||||||||||||||||
| 出售非核心资产收益 | — | (48) | — | |||||||||||||||||
| 第三方结算 | — | 34 | — | |||||||||||||||||
|
焦点项目成本4
|
— | 24 | 65 | |||||||||||||||||
| NGTL系统所有权转移成本 | — | 10 | — | |||||||||||||||||
| Coastal GasLink减值费用 | — | — | 2,100 | |||||||||||||||||
|
Bruce Power未实现公允价值调整
|
(30) | (8) | (7) | |||||||||||||||||
|
风险管理活动5
|
(228) | 433 | (395) | |||||||||||||||||
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特定物项的税收6
|
26 | 150 | (48) | |||||||||||||||||
| 持续经营业务的可比收益 | 3,654 | 3,865 | 3,896 | |||||||||||||||||
| 来自持续经营业务的每股普通股净收益（亏损） | $3.47 | $4.05 | $2.15 | |||||||||||||||||
|
具体项目（税后净额）
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0.04 | (0.32) | 1.63 | |||||||||||||||||
| 来自持续经营业务的每股普通股可比收益 | $3.51 | $3.73 | $3.78 | |||||||||||||||||
12023年，TCPL和TGNH签订了一项无担保循环信贷融资。虽然应收和应付贷款在合并时消除，但每个实体报告货币的差异会因对这些余额进行重估并将其转换为TC Energy的报告货币而产生净收入影响。由于由此产生的未实现外汇损益未反映预计在结算时实现的金额，我们将其排除在可比计量之外，扣除非控股权益。
2我们确认了与墨西哥租赁和某些合同资产净投资相关的预期信用损失准备金，该准备金将根据不断变化的经济假设和前瞻性信息在不同时期波动。这一准备金是对TSA持续至2055年期间可能发生的损失的估计。这一拨备不反映当期根据这一租赁安排或我们的基础业务产生的损失或现金流出，因此，我们已将任何未实现的变动（扣除非控股权益）排除在可比计量之外。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注27，风险管理和金融工具。
32024年10月，TCPL开始并完成了我们的现金要约收购，以购买和注销某些优先无抵押票据和中期票据
加权平均折价7.73%。此外，我们按面值赎回了未偿还的可赎回票据。这些债务的清偿导致了税前
净收益2.28亿美元，主要是由于公允价值折扣和未摊销的债务发行成本。债务清偿的净收益在综合损益表的利息支出中入账。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注19，长期债务。
加权平均折价7.73%。此外，我们按面值赎回了未偿还的可赎回票据。这些债务的清偿导致了税前
净收益2.28亿美元，主要是由于公允价值折扣和未摊销的债务发行成本。债务清偿的净收益在综合损益表的利息支出中入账。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注19，长期债务。
4在2023和2024年，我们确认了与Focus项目相关的外部咨询和遣散费用，其中一些费用无法通过监管和商业收费结构收回。
|
5
|
截至12月31日止年度 | |||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | 58 | (113) | 80 | |||||||||||||||||||||||
| 加拿大电力 | (16) | 84 | (31) | |||||||||||||||||||||||
| 美国电力 | 9 | (10) | 9 | |||||||||||||||||||||||
| 天然气储存库 | (35) | (57) | 91 | |||||||||||||||||||||||
| 息率 | 2 | (71) | — | |||||||||||||||||||||||
| 外汇 | 210 | (266) | 246 | |||||||||||||||||||||||
| 228 | (433) | 395 | ||||||||||||||||||||||||
| 归属于风险管理活动的所得税 | (56) | 105 | (99) | |||||||||||||||||||||||
|
风险未实现收益（损失）总额
管理活动
|
172 | (328) | 296 | |||||||||||||||||||||||
|
6
|
有关更多信息，请参阅公司-财务业绩部分。 | |||||||||||||||||||||||||
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 25
可比EBITDA与可比收益-来自持续经营业务
来自持续经营业务的可比EBITDA表示经调整的持续经营业务的分部收益（亏损）
用于上述特定项目，不包括折旧和摊销费用。有关我们与可比EBITDA对账的更多信息，请参阅每个业务部门的财务业绩部分。
用于上述特定项目，不包括折旧和摊销费用。有关我们与可比EBITDA对账的更多信息，请参阅每个业务部门的财务业绩部分。
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 来自持续经营业务的可比EBITDA | ||||||||||||||||||||
| 加拿大天然气管道 | 3,687 | 3,388 | 3,335 | |||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | 4,906 | 4,511 | 4,385 | |||||||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | 1,365 | 999 | 805 | |||||||||||||||||
| 电力和能源解决方案 | 1,008 | 1,214 | 1,020 | |||||||||||||||||
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企业
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(14) | (63) | (73) | |||||||||||||||||
| 来自持续经营业务的可比EBITDA | 10,952 | 10,049 | 9,472 | |||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | (2,769) | (2,535) | (2,446) | |||||||||||||||||
| 计入可比收益的利息支出 | (3,409) | (3,176) | (2,966) | |||||||||||||||||
| 建设期间使用资金备抵 | 453 | 784 | 575 | |||||||||||||||||
|
汇兑收益（损失），计入可比收益的净额
|
96 | (85) | 118 | |||||||||||||||||
|
利息收入及其他
|
205 | 324 | 272 | |||||||||||||||||
|
计入可比收益的所得税（费用）回收
|
(1,112) | (772) | (890) | |||||||||||||||||
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计入可比口径的归属于非控股权益的净（收入）亏损
收益
|
(643) | (620) | (146) | |||||||||||||||||
| 优先股股息 | (119) | (104) | (93) | |||||||||||||||||
| 持续经营业务的可比收益 | 3,654 | 3,865 | 3,896 | |||||||||||||||||
| 来自持续经营业务的每股普通股可比收益 | $3.51 | $3.73 | $3.78 | |||||||||||||||||
26 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
来自持续经营业务的可比EBITDA
2025年对比2024年
与2024年相比，2025年持续经营业务的可比EBITDA增加了9.03亿美元，这主要是由于以下净结果：
•加拿大天然气管道的EBITDA增加，主要是由于NGTL系统和主线的流通成本和激励收益增加，以及沿海GasLink的贡献增加，这主要是由于管道于2024年第四季度宣布投入商业使用
•墨西哥天然气管道公司以美元计价的EBITDA增加，主要是由于主要与东南门户管道于2025年第二季度完工相关的TGNH收益增加，部分被Sur de Texas的股权收益减少所抵消，原因是以比索计价的财务风险和主要与美元计价负债的外汇影响相关的所得税费用增加
•美国天然气管道以美元计价的EBITDA增加，原因是自2025年4月1日起，运输费率提高、投入使用的项目带来的增量收益和额外的合同销售导致哥伦比亚天然气公司的收益增加，但部分被我们股权投资的收益减少和运营成本增加所抵消
•企业部门EBITDA增加主要是由于2024年与TC Energy的企业服务和治理职能相关的成本未分配给已终止的业务
•电力和能源解决方案EBITDA下降，原因是Bruce Power的贡献减少，主要是由于4号机组主要部件更换（MCR），运营成本增加，部分被较高的合同价格所抵消；加拿大电力公司的收益减少，主要是由于较低的实际电价，部分被天然气储存和其他贡献所抵消，这些贡献反映了业务发展成本降低和艾伯塔省已实现天然气储存价差降低的净影响
•在我们以美元计价的业务中，美元走强对加元等值可比EBITDA的积极外汇影响。如第72页所述，与2024年相比，来自持续经营业务的以美元计价的可比EBITDA增加了4.63亿美元，按平均汇率换算为加元
2025年为1.40,2024年为1.37。有关更多信息，请参阅外汇部分。
2025年为1.40,2024年为1.37。有关更多信息，请参阅外汇部分。
2024年对比2023年
与2023年相比，2024年持续经营业务的可比EBITDA增加了5.77亿美元，这主要是由于以下净结果：
•电力和能源解决方案EBITDA增加主要是由于较高的发电量和较高的合同价格导致Bruce Power的贡献增加，以及由于较高的已实现阿尔伯塔省天然气储存价差导致的天然气储存和其他，部分被主要由于较低的已实现电力价格扣除较低的天然气燃料成本导致的加拿大电力收益减少所抵消
•墨西哥天然气管道公司以美元计价的EBITDA增加，主要是由于以比索计价的财务风险和较低的所得税费用导致德州南部的股权收益增加
•加拿大天然气管道公司的EBITDA增加，主要是由于流动成本增加以及NGTL系统和山麓的费率基础收益增加，部分被与确认相关的Coastal GasLink收益减少所抵消
2023年2亿美元的奖励金
2023年2亿美元的奖励金
•由于投入服务的增长项目和额外的合同销售带来的增量收益，美国天然气管道以美元计价的EBITDA增加，部分被运营成本增加和出售PNGTS导致的收益下降所抵消，该交易已于2024年8月15日完成
•在我们以美元计价的业务中，美元走强对加元等值可比EBITDA的积极外汇影响。如第72页所详述，与2023年相比，持续经营业务以美元计价的可比EBITDA增加了1.8亿美元，按平均汇率换算为加元
2024年为1.37,2023年为1.35。有关更多信息，请参阅外汇部分。
2024年为1.37,2023年为1.35。有关更多信息，请参阅外汇部分。
由于包括所得税、财务费用和折旧在内的某些成本的流转式处理在我们的
加拿大受利率管制的管道，尽管没有显着影响，但这些成本的变化会影响我们的可比EBITDA
关于净收入。
加拿大受利率管制的管道，尽管没有显着影响，但这些成本的变化会影响我们的可比EBITDA
关于净收入。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 27
持续经营业务的可比收益
2025年对比2024年
2025年持续经营业务的可比收益为2.11亿美元，即每股普通股比2024年低0.22美元，主要是以下净结果：
•来自上述持续经营业务的可比EBITDA变化
•所得税费用增加主要是由于墨西哥的外汇敞口和更高的流动所得税
•较低的AFUDC主要是由于东南门户管道项目的完成
•折旧和摊销增加主要是由于2025-2029年NGTL结算下NGTL系统的折旧率增加以及哥伦比亚天然气结算导致折旧率变化
•利息支出增加主要是由于沿海GasLink管道在2024年第四季度宣布投入商业运营导致资本化利息减少以及短期借款水平增加
•利息收入和其他减少是由于短期投资赚取的利息减少和保险相关拨备增加
•归属于非控股权益的净利润增加，主要是由于Columbia Gas Transmission，LLC（Columbia Gas）和Columbia Gulf Transmission，LLC（Columbia Gulf）资产确认的净收入增加、东南门户管道于2025年第二季度完工以及向CFE出售TGNH 13.01%非控股股权的全年影响，于2024年第二季度完成
•风险管理活动用于管理我们在墨西哥的净负债和以美元计价的收入的外汇敞口，以及将我们以比索计价的净货币负债重估为美元。
2024年对比2023年
2024年持续经营业务的可比收益为3100万美元，即每股普通股比2023年低0.05美元，主要是以下净结果：
•来自上述持续经营业务的可比EBITDA变化
•较高的折旧和摊销反映了扩建设施和投入使用的新项目
•利息支出增加主要是由于长期债务发行（扣除到期日）、2024年美元较2023年走强的外汇影响、2024年短期借款利率较高以及与2023年全年相比分配给2024年九个月已终止业务的利息支出的影响
•AFUDC增加主要是由于东南网关管道项目的支出，部分被投入使用的项目和2023年第四季度AFUDC在图拉的停止所抵消
•风险管理活动用于管理我们在墨西哥的净负债和以美元计价的收入的外汇敞口，以及将我们以比索计价的净货币负债重估为美元
•利息收入和其他增加是由于短期投资赚取的利息增加以及与保险相关的拨备减少
•由于墨西哥外汇敞口和需缴纳所得税的可比收益减少的影响，所得税费用减少，部分被较低的外国所得税税率差异和较高的流动所得税所抵消
•归属于非控股权益的净利润增加，主要是由于2023年第四季度出售哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司40%的非控股股权的净影响，以及2024年第二季度完成的向CFE出售TGNH的13.01%非控股股权的全年影响，部分被2024年第三季度PNGTS的剥离所抵消。
可比每股普通股收益反映了已发行普通股的稀释效应。有关更多信息，请参阅财务状况部分。
28 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
补充财务措施
净资本支出
净资本支出指增长项目、维护资本支出、对股权投资和发展中项目的贡献所产生的资本成本，并根据归属于我们控制的实体的非控制性权益的部分进行调整。净资本支出反映了该期间发生的资本成本，不包括现金支付时间的影响。与我们的资本计划相比，我们使用净资本支出作为评估我们在管理资本支出活动方面的绩效的关键衡量标准。
净资本支出不包括与CFE在TGNH资本支出中的少数权益相关的调整，直到作为TGNH和CFE之间2022年战略联盟一部分的项目投入使用之后。CFE在2024年第二季度获得TGNH 13.01%股权的贡献包括考虑其在已批准项目所需出资中的比例份额。净资本支出将根据TGNH未来批准的任何新资本项目进行调整。
展望
可比EBITDA和可比收益
由于以下因素的净影响，我们预计2026年可比EBITDA和2026年可比每股普通股收益将高于2025年：
•预计2026年投入使用的新项目，以及2025年投入使用的项目的全年影响
•哥伦比亚天然气公司和解带来的收入增加
•由于3号机组从MCR停运中恢复服务，Bruce Power的净发电量增加，部分被5号机组MCR停运的开始所抵消
•由于加拿大天然气管道和美国天然气管道项目投入使用，折旧增加
•AFUDC较低主要是由于东南网关管道将于2025年投入使用。
合并资本支出
2025年，我们的担保资本计划和正在开发的项目以及资本化利息和AFUDC（如适用）的总资本支出约为59亿美元。调整归属于我们控制的实体的非控股权益的资本支出后的净资本支出约为53亿美元。
在调整非控股权益之前，我们预计2026年将产生约6.0至65亿美元的总资本支出。我们预计2026年的净资本支出约为5.5至60亿美元。
我们2026年资本计划的大部分重点是推进担保项目，包括美国天然气管道项目、NGTL系统扩建、墨西哥管道项目、Bruce Power MCR计划和正常航线维护资本支出。
有关预期收益和资本支出的更多详细信息，请参阅每个业务部门中的展望部分
2026年。
2026年。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 29
资本计划
我们正在根据我们的资本计划开发高质量的项目。这些长寿命的基础设施资产得到与信誉良好的交易对手的长期商业安排和/或受监管的商业模式的支持，预计将产生收益和现金流的增长。
我们的资本计划包括大约210亿美元的担保项目，这些项目代表商业支持、承诺的项目，这些项目要么正在建设中，要么正在进行中，或者准备开始许可阶段。
我们业务的三年维护资本支出包含在担保项目表中。我们受监管的加拿大和美国天然气管道的维护资本支出被添加到费率基础上，在此基础上，我们有机会通过当前或未来的通行费赚取回报并收回这些支出，这与我们在这些管道上的产能资本项目类似。
在2025年期间，我们投入服务的项目约为83亿美元，其中包括沿着我们广泛的北美资产足迹的天然气管道容量项目，包括东南门户管道，以及Bruce Power寿命延长计划的进展。此外，该期间还发生了约22亿美元的维护资本支出。
由于天气、市场条件、路线细化、土地征用、许可条件、调度和监管许可的时间安排等因素，以及其他潜在的限制和不确定性，包括劳动力和材料方面的通胀压力，所有项目都将受到成本和时间调整的影响。金额不包括资本化利息和AFUDC（如适用）。
30 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
担保项目
下表提及的估计和发生的项目成本包括与我们拥有或部分拥有并完全合并的实体内的项目相关的资本支出的100%，以及我们在股权投资中为基金项目提供的股权贡献的份额。
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（十亿加元，除非另有说明）
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预计在役日期
|
预计项目成本 |
发生的项目成本
于2025年12月31日
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加拿大天然气管道1
|
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|
NGTL系统
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2026
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0.5 |
2
|
0.4 | ||||||||||||||||
| 2027 | 0.4 |
2
|
— | |||||||||||||||||
| 2028+ | 0.6 |
2
|
— | |||||||||||||||||
| 规范的维护资本支出 | 2026-2028 | 2.6 | — | |||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | ||||||||||||||||||||
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Gillis Access – Extension
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2026-2027
|
美国0.4 | 美国0.1 | |||||||||||||||||
|
中心地带项目
|
2027
|
美国0.9 | 美国0.1 | |||||||||||||||||
| Northwoods项目 | 2029 | 美国0.9 | — | |||||||||||||||||
|
Pulaski和Maysville项目
|
2029
|
美国0.8 | — | |||||||||||||||||
|
东南弗吉尼亚储能项目
|
2030
|
美国0.3 | — | |||||||||||||||||
|
TCO连接器项目
|
2030 | 美国0.3 | — | |||||||||||||||||
|
其他资本3
|
2026-2031 | 美国1.9 | 美国0.4 | |||||||||||||||||
| 规范的维护资本支出 | 2026-2028 | 美国2.6 | — | |||||||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | ||||||||||||||||||||
|
Villa de Reyes –南段4
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— | 美国0.4 | 美国0.3 | |||||||||||||||||
|
图拉5
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— | 美国0.4 | 美国0.3 | |||||||||||||||||
| 电力和能源解决方案 | ||||||||||||||||||||
|
Bruce Power – Unit 3 MCR
|
2026
|
1.1 | 1.1 | |||||||||||||||||
|
Bruce Power – Unit 4 MCR6
|
2028
|
0.9 | 0.4 | |||||||||||||||||
|
Bruce Power – Unit 5 MCR6
|
2030 | 1.1 | 0.2 | |||||||||||||||||
|
Bruce Power –延寿7
|
|
2026-2031 | 1.5 | 0.7 | ||||||||||||||||
| 其他 | ||||||||||||||||||||
|
不可收回的维修资本支出8
|
2026-2028 | 0.5 | — | |||||||||||||||||
| 18.1 | 4.0 | |||||||||||||||||||
|
外汇对担保项目的影响9
|
3.3 | 0.4 | ||||||||||||||||||
|
担保项目总数
|
21.4 | 4.4 | ||||||||||||||||||
1我们为沿海GasLink-Cedar Link项目的估计成本提供资金的承诺股权份额为3700万美元。
2包括与已获得FID的多年增长计划（MYGP）内项目相关的金额。
3包括与我们美国天然气足迹中的某些大范围维护项目相关的资本支出，因为它们具有监管恢复的离散性质。
4我们正在与CFE合作完成Villa de Reyes管道的剩余部分。在职日期将在解决未决的利益相关者问题后确定。
5根据2022年签署的合同估计项目成本，这是作为TGNH战略联盟的一部分，由TC Energy和CFE。我们将继续与CFE一起评估Tula管道的开发和完成情况，但须视未来的FID和更新的成本估算而定。
6金额已扣除预期投资税收抵免。
7反映到2027年资产管理计划、其他延长寿命项目和增量上调倡议下的投资金额。
8包括来自所有部门的不可回收的维护资本支出，主要与我们的电力和能源解决方案以及公司资产有关。
9反映2025年12月31日美国/加拿大外汇汇率为1.37。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 31
正在开发的项目
除了我们的担保项目外，我们还在我们的每个业务部门寻求处于不同发展阶段的优质项目组合。除非另有说明，正在开发的项目在时间安排和预计项目成本方面具有更大的不确定性，并需获得公司和监管机构的批准。新的增长机会将在我们严格的资本分配框架内进行评估，以适应我们的年度资本支出参数。随着这些新机会的推进并达到所需的里程碑，它们将被列入担保项目表。
加拿大天然气管道
我们将继续专注于优化我们现有的加拿大天然气管道资产的利用率和价值，包括经批准的走廊内扩建、提供与液化天然气出口终端的连接、将不断增长的WCSB天然气供应连接到国内和出口市场以及其他机会，包括推进我们的多年增长计划（MYGP）。MYGP由多个不同的项目组成，具有不同的目标在役日期，取决于最终的公司和监管批准。
美国天然气管道
我们目前正在开展各种项目，这些项目有望取代、升级、扩大和扩展我们在美国的天然气管道足迹。与这些项目相关的增强设施预计将提高我们系统的可靠性，并根据长期合同提供额外的运输能力。我们继续看到多个细分领域的需求不断增长，推动了支持新的天然气发电、煤改天然气、最不发达国家增长和数据中心的潜在扩建项目。我们的足迹处于有利地位，可以通过我们现有的公用事业客户群或通过直接连接的方式提供天然气供应。其他机会包括直接和间接的互连，将天然气输送到数据中心的发电、在我们的足迹附近持续开发液化天然气以及最不发达国家的高峰日增长。
电力和能源解决方案
布鲁斯·鲍尔
延寿计划
Bruce Power延长寿命计划的延续将需要我们按比例分担7号和8号机组的MCR计划费用以及剩余的资产管理计划费用的投资，这些费用将持续到2033年MCR计划完成之后，将3号至8号机组的寿命延长，并将Bruce Power站点的寿命延长至2064年。7号和8号机组MCR的准备工作正在进行中，未来的MCR投资将取决于每个机组的离散决定，每个机组都有可供Bruce Power和IESO使用的特定出口匝道。有关更多信息，请参阅电力和能源解决方案–重大事件部分。
能源解决方案
安大略抽水蓄能
与我们的潜在合作伙伴Saugeen Ojibway Nation一起，我们继续推进安大略省抽水蓄能项目，这是一个位于安大略省Meaford的储能设施。这个1000兆瓦的项目预计将提供足够的电力，为100万户家庭供电长达11小时，同时提高安大略省电力系统的可靠性和效率。
利用水和重力，该项目就像一个天然电池，将在需求低迷时储存多余的电力，然后在需求高涨期间重新部署。该项目将支持安大略省核船队的计划建设，并可按需交付安大略省的清洁核电。
2025年1月，安大略省政府宣布将投资高达2.85亿加元，以推进该项目的前期开发工作。通过这项投资，该项目正在推进关键的开发工作，包括完成详细的成本估算、开始联邦和省级环境评估、先进的设计和工程以及持续的社区参与。预计我们的董事会、Saugeen Ojibway Nation和安大略省政府将在这项前期开发工作之后各自对该项目做出最终投资决定。
32 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
天然气管道业务
我们的天然气管道网络将天然气从供应盆地输送到加拿大、美国和墨西哥各地的最不发达国家、发电厂、工业设施、互联管道、液化天然气出口终端和其他业务。我们的管道网络接入大多数主要供应盆地，通过以下途径输送超过30%的大陆每日天然气需求：
•全资拥有的天然气管道– 63,185公里（39,260英里）
•部分拥有的天然气管道– 30,986公里（19,253英里）。
除了我们的天然气管道，我们还在美国监管天然气储存设施，总工作气体容量为532 BCF，使我们成为向北美主要市场提供天然气储存和相关服务的最大供应商之一。
我们的天然气管道业务分为代表其地域多样性的三个运营部门：加拿大天然气管道、美国天然气管道和墨西哥天然气管道。
策略
我们的战略是以安全可靠的方式最大限度地发挥现有天然气管道系统的价值，同时应对北美天然气不断变化的流动模式。我们还寻求新的管道机会，为我们的业务增加增量价值。
我们的重点关注领域包括：
•主要是走廊内扩建和扩展我们现有的重要北美天然气管道足迹
•与新的和不断增长的工业和电力发电市场以及最不发达国家的联系
•在北美的关键地点扩展我们的系统，并开发新项目，以提供与正在运营和拟议中的液化天然气出口终端的连接
•与不断增长的加拿大和美国页岩气和其他供应的联系
•通过卓越的运营，最大限度地减少我们的GHG和甲烷排放。
这些地区中的每一个都在满足北美天然气供需的运输需求方面发挥着关键作用。
我们的天然气管道系统正在帮助解决能源三难问题——能源安全、可负担性和可持续性。我们认为，天然气提供了一种可靠、高效的能源，有助于支持燃煤发电的替代，同时支持北美各地可再生能源的间歇性。我们继续提高运营效率，并将与可持续性相关的考虑因素纳入我们围绕新项目、现代化、维护、电气化和增强泄漏检测的决策中。我们的商业模式提供了社会经济利益，因为我们与土著社区、社区组织、土地所有者和其他利益相关者密切合作，以符合我们的价值观和可持续发展承诺。
近期亮点
加拿大天然气管道
•将约2亿美元的产能资本项目于2025年投入服务，主要与NGTL的Valhalla North和Berland River（VNBR）项目的Valhalla段相关
•截至2025年12月31日，约11亿美元的MYGP扩建设施已获得FID，投入使用日期从2026年开始
•NGTL系统实现创纪录的流入
•加拿大干线吞吐量持续强劲。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 33
美国天然气管道
•2025年投入使用的资本项目约27亿美元，包括东侧XPress、VR项目、WR项目、东方狭长地带、Ventura XPress和维护资本
•制裁包括Northwoods和TCO Connector项目在内的约23亿美元资本项目
•哥伦比亚天然气公司于2024年9月向FERC提交了第4节费率案，请求自2025年4月1日起提高最高运输费率。2025年10月30日，FERC批准了和解备案（哥伦比亚天然气和解）。先前应计的利率退款负债已于2025年第四季度退还给客户，包括利息
•ANR和Great Lakes各自于2025年4月向FERC提起第4节费率诉讼，要求自2025年11月1日起提高其最高运输费率，但可退款。由于我们继续通过和解谈判寻求合作进程，费率案件正按预期取得进展
•在我们的许多管道上实现了创纪录的吞吐量。
墨西哥天然气管道
•东南门户管道于2025年5月建成。2025年7月，新成立的CNE批准了我们为CFE以外的东南网关管道上潜在的未来可中断服务用户提供服务所需的监管费率
•整体管道利用率持续提升。
34 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
了解我们的天然气管道业务
天然气管道将天然气从主要供应来源输送到使用天然气以满足其能源需求的地点或市场。
我们的天然气管道业务在北美建立、拥有和运营一个天然气管道网络，将天然气生产与互联互通、终端使用市场和液化天然气出口终端连接起来。该网络包括主要在高压下运输天然气的地下管道、像泵一样沿管道输送大量天然气的压缩机站、在接收地点记录进入网络并在交付地点离开网络的天然气数量的计量站以及为客户提供服务并帮助维持管道系统总体平衡的受监管的天然气储存设施。
监管过路费和成本回收
我们的天然气管道一般受加拿大CER和美国FERC监管。2025年3月期间，墨西哥天然气管道监管从CRE过渡到SENER下新成立的CNE。
这些主体规范管道基础设施建设、运营和要求弃管。对于我们在加拿大和美国的费率监管资产，这些监管机构允许我们通过收取服务通行费来收回运营网络的成本。这些过路费一般包括我们投资于资产或费率基数的资本回报，以及随着时间的推移通过折旧收回费率基数。其他通常通过通行费收回的成本包括OM & A、税收和债务利息。监管机构通常会审查我们的成本，以确保这些成本是合理和审慎的，并批准提供合理机会收回这些成本的通行费。在墨西哥，虽然我们的大部分运力是根据长期合约费率订阅的，但监管机构为可中断服务设定费率。
营商环境和战略重点
北美天然气管道网络的开发旨在将不同的供应区域与国内市场连接起来，并满足液化天然气出口设施的需求。这种基础设施的使用和增长受到天然气供应的位置和相对成本的变化以及市场位置和需求水平的变化的影响。
我们拥有重要的管道足迹，服务于北美两个最多产的供应地区—— WCSB和阿巴拉契亚盆地。我们的管道还从其他重要盆地获取天然气，包括落基山脉、威利斯顿、海恩斯维尔、费耶特维尔和阿纳达科盆地。我们预计北美天然气产量的持续增长将满足不断增长的国内市场的需求，特别是受益于相对较低的天然气价格的发电和工业部门。此外，预计北美供应将受益于墨西哥天然气需求增加以及通过液化天然气出口进入国际市场的机会增加。我们预计，到2029年，包括液化天然气出口在内的北美天然气需求约为155BCF/d，较2024年水平增加约30BCF/d。
随着世界转向低碳经济，我们认为未来5至10年燃煤发电的进一步退役以及出口需求增长将为天然气发电的基本负荷电力提供增长机会。我们预计，这一预计的天然气需求增长，加上WCSB、陆上墨西哥湾沿岸、阿巴拉契亚和二叠纪盆地等关键产区的预期增长，将为管道基础设施公司建设新设施或提高其现有足迹的利用率提供投资机会。对我们现有的系统和资产进行现代化改造，并使我们沿天然气管道系统的能源消耗脱碳，预计将提供持续的额外资本投资机会，这些机会将满足我们的风险偏好，同时支持我们的GHG减排目标。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 35
不断变化的需求
天然气供应充足支撑了需求增加，特别是在以下领域：
•天然气发电，包括用于新兴数据中心
•全球液化天然气出口
•石油化工和工业设施
•艾伯塔省油砂。
天然气生产商继续推进向全球市场销售天然气的机会，这涉及将天然气供应连接到美国墨西哥湾沿岸以及加拿大、美国和墨西哥的东西海岸沿线运营和拟议的液化天然气出口终端。向墨西哥不断增加的天然气出口是由CFE服务于现有市场的需求推动的，并要求管道服务于新的地区。我们认为，天然气是墨西哥关键的能源转型燃料。
总体而言，我们预测未来天然气需求将出现显着增长，以支持经济扩张和工业负荷增长，将其转换为工业和发电使用的较低GHG排放密集型燃料以及液化天然气出口前景。这些新市场创造的需求为我们建设新的管道基础设施和提高现有管道的吞吐量提供了额外的机会。
商品价格
鉴于我们是该商品的运输商，且运输费不与天然气价格挂钩，我们天然气管道业务的盈利能力不与商品价格直接挂钩。然而，大宗商品的周期性供需性质和相关定价可能会对我们的业务产生间接影响，生产商可能会选择加快或推迟天然气储备的开发，或者在需求方面，类似地，需要天然气的项目可能会根据市场或价格情况而加快或推迟。
更多竞争
供需水平和地点的变化导致在整个北美提供运输服务的竞争加剧。我们分布广泛的天然气管道足迹，特别是在低成本的WCSB和阿巴拉契亚盆地，这两个地区都与北美需求中心相连，这使我们处于强大的竞争地位。现有管道受益于基地基础设施提供的连通性和规模经济，以及现有的路权和运营协同效应，因为选址和允许新管道建设和扩建的挑战越来越多。我们已经并将继续提供有竞争力的服务，以抓住不断增长的供应和北美需求，现在包括通过液化天然气出口进入全球市场。
战略重点
我们的管道输送的天然气是北美数百万个人和企业所依赖的能源需求。我们专注于捕捉不断增长的天然气供应和连接新市场带来的机会，同时满足现有市场对天然气日益增长的需求。我们还专注于调整我们现有的资产以适应不断变化的天然气流动动态，并支持我们在企业层面的可持续性承诺和目标。
我们的目标是在确保我们的人民、环境和受这些设施建设和运营影响的广大公众的安全的同时，按时按预算将我们所有的项目投入使用。2026年，我们将继续专注于执行我们现有的资本计划，其中包括启动和推进一系列美国管道项目以及在加拿大的投资，其中包括NGTL系统和Cedar Link项目以及对我们墨西哥天然气管道的投资。随着我们继续追求下一波增长机会，我们将继续专注于资本纪律。
我们的营销实体将补充我们的天然气管道业务，并通过管理我们管道走廊内天然气客户的天然气供应采购和管道运输能力来产生非监管收入。
36 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 37
我们是除易洛魁人之外的所有以下天然气管道和受监管天然气储存资产的运营商。
| 长度 | 说明 | 所有权 |
|||||||||||||||||||||
| 加拿大管道 | |||||||||||||||||||||||
|
C1
|
NGTL系统 |
24,096公里
（14,973英里）
|
在艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省境内接收、运输和输送天然气，并与加拿大干线、沿海GasLink、Foothills和第三方管道连接。这是我们为WCSB建立的天然气收集和运输系统，将加拿大西部的大部分天然气生产连接到国内和出口市场，并有能力连接不列颠哥伦比亚省东北部和艾伯塔省西北部不断增长的供应。我们的新管道设施资本计划是由这两个供应地区推动的，同时对阿尔伯塔省内部公司运输的需求不断增长，用于发电、油砂开发和石化原料，以及我们在Empress和阿尔伯塔省/不列颠哥伦比亚省交付地点的主要出口点。NGTL系统还处于有利地位，可以通过系统未来的延伸或扩展或未来与服务于该地区的其他管道的连接，将WCSB供应连接到加拿大西海岸的液化天然气出口设施。
|
100 | % | ||||||||||||||||||
|
C2
|
加拿大主线 |
14,087公里
（8,753英里）
|
从艾伯塔省/萨斯喀彻温省边境和安大略省/美国边境运输天然气，以服务于加拿大和美国市场。这条管道从WCSB和通过互联互通从阿巴拉契亚盆地向加拿大大草原、安大略、魁北克、加拿大滨海地区以及包括中西部、墨西哥湾沿岸和美国东北部在内的美国市场供应。
|
100 | % | ||||||||||||||||||
|
C3
|
山麓 |
1,289公里
（801英里）
|
将阿尔伯塔省中部的天然气运往美国边境，出口到美国中西部、太平洋西北部、加利福尼亚州和内华达州。 | 100 | % | ||||||||||||||||||
|
C4
|
沿海GasLink
|
671公里
（417英里）
|
将天然气从蒙特尼地区输送到加拿大液化天然气公司位于不列颠哥伦比亚省基蒂马特附近的液化设施，该设施通过与NGTL系统和其他管道的连接提供。
|
35 | % | ||||||||||||||||||
|
C5
|
Trans Qu é bec & Maritimes（TQM） |
648公里
（403英里）
|
连接安大略省/魁北克边境附近的加拿大干线，将天然气输送到蒙特利尔至魁北克城市走廊，并与美国边境的第三方管道互联。
|
50 | % | ||||||||||||||||||
|
C6
|
Ventures LP |
133公里
（83英里）
|
向艾伯塔省麦克默里堡附近的油砂地区输送天然气。
|
100 | % | ||||||||||||||||||
|
C7
|
Great Lakes加拿大
|
60公里
（37英里）
|
通过圣克莱尔河下方美国边境的一个连接处，将天然气从美国的Great Lakes系统输送到安大略省道恩附近的一个地点。 | 100 | % | ||||||||||||||||||
| 美国管道和储气库资产 | |||||||||||||||||||||||
|
U1
|
哥伦比亚天然气公司 | 18,598公里 （11,556英里） |
天然气主要从阿巴拉契亚盆地运输，该盆地包含北美最大的两个天然气页岩区块Marcellus和Utica页岩区块，运往美国东北部、中西部和大西洋地区的市场和管道互连，并有能力将不断增长的供应与该地区的市场连接起来。这一系统还与其他管道相互连接，这些管道提供了进入美国东北部、中西部、大西洋沿岸和墨西哥湾以南关键市场的通道，其对天然气的需求不断增长，以服务于液化天然气出口。
|
60 | % | ||||||||||||||||||
|
U1.1
|
哥伦比亚存储 | 285BCF |
向东部主要市场的客户提供来自多个设施（未全部显示）的受监管地下天然气储存服务。我们拥有273 BCF Columbia Storage设施60%的权益，以及12 BCF Hardy Storage设施50%的权益。
|
各种 | |||||||||||||||||||
38 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
| 长度 | 说明 | 所有权 |
|||||||||||||||||||||
|
U2
|
安R1
|
15,075公里 （9,367英里） |
将天然气从各个供应盆地运往美国中西部和墨西哥湾沿岸的市场。这一管道系统将美国中西部和南部的供应盆地和市场连接到墨西哥湾。这包括将德克萨斯州、俄克拉荷马州、阿巴拉契亚盆地和墨西哥湾的供应与威斯康星州、密歇根州、伊利诺伊州和俄亥俄州的市场连接起来。此外，ANR在其东南干线上拥有双向能力，将阿巴拉契亚盆地生产的天然气输送给美国墨西哥湾沿岸地区的客户。
|
100 | % | ||||||||||||||||||
|
U2.1
|
ANR存储 | 247 BCF | 向中西部主要市场的客户提供来自多个设施（未全部显示）的受监管地下天然气储存服务。 | 100 | % | ||||||||||||||||||
|
U3
|
哥伦比亚海湾 | 5,419公里 （3,367英里） |
将天然气输送到美国南部和美国墨西哥湾沿岸的各个市场和管道互连。这一管道系统通过与哥伦比亚天然气公司和其他管道的互联互通，将不断增长的阿巴拉契亚盆地供应输送到美国墨西哥湾沿岸的各个市场和液化天然气出口终端。
|
60 | % | ||||||||||||||||||
|
U4
|
Great Lakes | 3,404公里 （2,115英里） |
与马尼托巴省艾默生附近的加拿大干线相连，并与安大略省圣克莱尔附近的加拿大Great Lakes相连，此外还在密歇根州的Crystal Falls和Farwell与ANR互联，将天然气输送到加拿大东部和美国中西部。 | 100 | % | ||||||||||||||||||
|
U5
|
北部边境 | 2,272公里 （1,412英里） |
将WCSB、Bakken和Rockies天然气从与Foothills和Bison的连接输送到美国中西部市场。 | 50 | % | ||||||||||||||||||
|
U6
|
GTN
|
2,216公里
（1,377英里）
|
将WCSB和落基山脉天然气运往华盛顿、俄勒冈和加州。与Tuscarora和Foothills相连。 | 100 | % | ||||||||||||||||||
|
U7
|
易洛魁人 | 669公里 （416英里） |
与加拿大主线连接，服务于纽约市场。 | 50 | % | ||||||||||||||||||
|
U8
|
塔斯卡罗拉 | 491公里 （305英里） |
将天然气从俄勒冈州马林的GTN运输到加利福尼亚州东北部和内华达州西北部的市场。 | 100 | % | ||||||||||||||||||
|
U9
|
野牛 | 488公里 （303英里） |
从怀俄明州的粉河流域向北达科他州北部边境输送天然气。 | 100 | % | ||||||||||||||||||
|
U10
|
千年 | 424公里 （263英里） |
将主要来自马塞勒斯页岩气田的天然气运输到纽约南部和哈德逊河谷下游的市场，并通过其管道互连运输到纽约市。
|
47.5 | % | ||||||||||||||||||
|
U11
|
十字路口 | 325公里 （202英里） |
州际天然气管道在印第安纳州和俄亥俄州运营，与其他管道有多个互连。 | 100 | % | ||||||||||||||||||
|
U12
|
北巴哈1
|
138公里 （86英里） |
在亚利桑那州和加利福尼亚州之间运输天然气，并与加利福尼亚州/墨西哥边境的第三方管道连接。 | 100 | % | ||||||||||||||||||
|
U13
|
Gillis Access
|
68公里
（42英里）
|
一种管道系统，将路易斯安那州吉利斯的海恩斯维尔盆地的供应与路易斯安那州其他地区的市场连接起来。
|
100 | % | ||||||||||||||||||
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 39
| 长度 | 说明 | 所有权 |
|||||||||||||||||||||
| 墨西哥管道 | |||||||||||||||||||||||
|
M1
|
德州南部 | 770公里 （478英里） |
海上管道，将天然气从德克萨斯州布朗斯维尔附近的美国/墨西哥边境输送到位于塔毛利帕斯州阿尔塔米拉和韦拉克鲁斯州图克斯潘的墨西哥发电厂，在那里与Tamazunchale和Tula管道以及其他第三方设施互联互通。这条海上管道将天然气从得克萨斯州边境输送到墨西哥东部和中部地区的电力和工业市场。
|
60 | % | ||||||||||||||||||
|
M2
|
东南门户
|
715公里 （444英里） |
连接Tula管道的海上管道，将天然气输送到墨西哥东南部地区的Coatzacoalcos、Veracruz和Para í so、Tabasco的输送点。
|
86.99 | % | ||||||||||||||||||
|
M3
|
托波洛班波 | 572公里 （355英里） |
通过与El Encino、Chihuahua和El Oro的第三方管道的互连，向锡那罗亚州的El Oro和Topolobampo输送天然气。该系统供应发电厂和工业设施。 | 100 | % | ||||||||||||||||||
|
M4
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Mazatl á n | 430公里 （267英里） |
从El Oro向锡那罗亚州的Mazatl á n运输天然气，与第三方管道互联互通，并连接到El Oro的Topolobampo管道。该系统供应发电厂和工业设施。 | 100 | % | ||||||||||||||||||
|
M5
|
玉泉城 | 370公里 （230英里） |
将天然气从Naranjos、Veracruz和Higueros（Sur de Texas-Tuxpan System）运输到Tamazunchale、San Luis Potosi和墨西哥中部的El Sauz、Quer é taro。该系统供应发电厂和工业设施。 | 86.99 | % | ||||||||||||||||||
|
M6
|
Villa de Reyes –北段和侧段
|
316公里
（196英里）
|
Villa de Reyes管道的北段和侧段与我们的Tamazunchale管道和第三方系统互联，支持向Villa de Reyes、San Luis Potos í和Guanajuato的Salamanca的发电厂输送天然气。 | 86.99 | % | ||||||||||||||||||
|
M7
|
瓜达拉哈拉 | 313公里 （194英里） |
双向管道，连接曼萨尼约附近的进口液化天然气供应和瓜达拉哈拉附近的大陆天然气供应，供应给科利马州和哈利斯科州的发电厂和工业客户。 | 100 | % | ||||||||||||||||||
|
M8
|
图拉–东段
|
114公里 （71英里） |
图拉管道东段将天然气从德州南部输送到韦拉克鲁斯州图克斯潘的发电厂。 | 86.99 | % | ||||||||||||||||||
| 建设中 | |||||||||||||||||||||||
| 加拿大管道 | |||||||||||||||||||||||
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NGTL系统2,3,4
|
35公里
（22英里）
|
包括扩建设施、VNBR项目的Berland River压缩机装置和MYGP的部分装置，目标投入使用日期从2026年开始。
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100 | % | |||||||||||||||||||
| NGTL系统– MYGP2,3，4 | 不适用 | NGTL系统上扩建设施的多个不同项目的计划，目标在役日期在2027年至2030年之间。 | |||||||||||||||||||||
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Coastal GasLink – Cedar Link项目2,3
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不适用
|
Cedar Link项目是沿海GasLink管道的扩建，预计将能够向Cedar LNG设施输送高达0.4BCF/d的天然气。这包括在Coastal GasLink现有的管道基础设施中增加一个新的压缩机站、连接器管道和表面站，预计将于2028年投入使用。
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35 | % | |||||||||||||||||||
40 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
| 在建（续） | 长度 | 说明 | 所有权 | ||||||||||||||||||||
| 美国管道 | |||||||||||||||||||||||
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U14
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Gillis Access – Extension2,3
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63公里 （39英里） |
延长Gillis Access，以进一步连接来自Gillis的Haynesville盆地的供应，预计在役日期将从2026年底开始。
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100 | % | ||||||||||||||||||
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Bison XPress项目1,2
|
不适用
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与拥有50%股权的子公司Northern Border和全资子公司Bison合作的项目，该项目将在提高可靠性的同时更换和升级某些设施，预计将于2026年投入使用。
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各种 | ||||||||||||||||||||
| 墨西哥管道 | |||||||||||||||||||||||
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M9
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Villa de Reyes –南段
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110公里
（68英里）
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该管道段将连接Villa de Reyes管道的运营北段和侧段以及Tula管道。
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86.99 | % | ||||||||||||||||||
| 许可和施工前阶段 | |||||||||||||||||||||||
| 加拿大管道 | |||||||||||||||||||||||
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NGTL系统– MYGP2,3,4
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54公里
（34英里）
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包括MYGP扩建设施的部分，目标在役日期从2027年开始。
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100 | % | |||||||||||||||||||
| 美国管道 | |||||||||||||||||||||||
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普拉斯基项目2,3
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64公里
（40英里）
|
我们哥伦比亚海湾系统的管道延伸项目，旨在为现有发电厂提供服务。该项目预计将于2029年投入使用。
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60 | % | |||||||||||||||||||
|
梅斯维尔项目2,3
|
64公里
（40英里）
|
我们哥伦比亚海湾系统的管道延伸项目，旨在为现有发电厂提供服务。该项目预计将于2029年投入使用。
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60 | % | |||||||||||||||||||
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TCO连接器
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45公里
（28英里）
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我们哥伦比亚天然气系统的管道延伸项目，旨在为新的燃气发电厂提供服务。该项目预计将于2030年投入使用。
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60 | % | |||||||||||||||||||
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东南弗吉尼亚储能项目2
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1.1 BCF
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位于弗吉尼亚州东南部哥伦比亚天然气系统上的液化天然气储存设施，旨在为现有最不发达国家不断增长的市场提供服务。该项目预计将于2030年投入使用。
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60 | % | |||||||||||||||||||
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中心地带项目1,2
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不适用 |
我们ANR系统上的一个扩建项目，旨在通过升级压缩设施来增加容量并提高系统可靠性，预计将于2027年投入使用。
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100 | % | |||||||||||||||||||
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Northwoods项目1,2
|
不适用
|
我们ANR系统上的一个扩建项目，旨在增加容量，以满足美国中西部的天然气发电需求，包括数据中心和整体经济增长。该项目预计将于2029年投入使用。
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100 | % | |||||||||||||||||||
| 墨西哥管道 | |||||||||||||||||||||||
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M10
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图拉3
|
100公里
（62英里）
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TC Energy和CFE正在评估完成管道剩余部分的选项，这些选项受FID约束。
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86.99 | % | ||||||||||||||||||
1包括无额外管长的压缩机站改造、增设和/或扩建项目。
2设施和部分管道未在地图上显示。
3最终管道长度可能会在施工和/或最终设计考虑时发生变化。
4包括MYGP内获得FID的项目。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 41
加拿大天然气管道
了解我们的加拿大天然气管道部分
加拿大天然气管道业务受多个联邦和省级政府机构监管。CER对我们监管的加拿大天然气跨省管道系统拥有管辖权，而省级监管机构对完全在单一省份内运行的管道系统拥有管辖权。我们所有主要的加拿大天然气管道资产均受CER监管，但Coastal GasLink管道除外，该管道由BC能源监管机构监管。
对于其监管的跨省天然气管道，CER批准符合公共利益的收费、设施和服务，并为管道收回运营管道的成本提供合理机会。计入整体通行费的是我们对资产所做投资的回报，简称净资产收益率。一般来说，CER已经批准了一种视同资本结构，即40%的股权和60%的债务。通常，过路费是基于提供服务的成本，包括融资成本，除以对数量的预测。成本或实际运输量的任何差异都可能导致多收或少收收入，这在计算该期间的通行费时通常会在下一年进行调整。然而，股本回报率将继续以CER批准的比率赚取。
在CER批准的情况下，我们和我们的客户还可以建立结算安排，其中可能包含与典型的收费制定过程不同的元素。和解可以包括更长的条款和机制，例如可以对实际实现的股本回报率产生影响的激励协议。例如，在差异属于管道账户或在管道和托运人之间分摊的情况下，在确定收入要求时修复OM & A部分。
NGTL系统根据CER批准的2025-2029年五年协商收入要求结算（2025-2029年NGTL结算）运营，该结算于2025年1月1日开始，包括40%被视为普通股的10.1%的批准ROE。此次和解为NGTL系统提供了更高的折旧率，并且如果通行费低于规定水平，或者如果开展了增长项目，则有机会以激励措施进一步提高折旧率。它还包括激励机制，以减少物理排放和排放合规成本，同时还为某些运营成本提供激励，其中与预计数量和排放节约的差异与客户共享。加拿大主线在2021-2026年主线结算下运营，其中包括降低成本和增加收入的激励措施。
重大事件
NGTL系统
在截至2025年12月31日的一年中，NGTL系统投入服务的容量项目约为2亿美元。
多年增长计划
2025-2029年NGTL和解协议使投资框架得以支持我们的董事会批准为MYGP的进展分配高达33亿美元的资本，用于扩建设施，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，取决于最终的公司和监管批准。迄今为止，约11亿美元的MYGP扩建设施已获得FID，各种投入使用的日期从2026年开始。我们将继续评估每个MYGP设施的计划，以优化成本和进度。MYGP的完成预计将实现大约1.0BCF/d的增量系统吞吐量。
Valhalla North和Berland River项目
我们继续推进Valhalla North和Berland River项目的建设。Valhalla段由大约33公里（21英里）的新管道组成，于2025年第三季度投入使用，资本成本约为2亿美元。伯兰河河段包括一个新的无排放电动压缩机装置和相关设施，目标投入使用日期为2026年下半年，估计资本成本为3亿美元。该项目旨在为NGTL系统提供约428TJ/d（400MMcF/d）的增量容量。
42 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
沿海GasLink
沿海GasLink管道
2025年10月，根据与加拿大液化天然气公司（LNGC）和五个LNGC参与者各自执行的2024年11月商业协议，TC Energy收到一次性付款1.99亿美元，以确认已完成的工作和最终成本结算。这笔款项在我们的2024年合并财务报表中被TC Energy确认为Coastal GasLink LP的实质分配。
与施工后工作相关的填海活动已于2025年完成。此外，Coastal GasLink LP已向Coastal GasLink LP解决了所有重大索赔，总体上实现了净正回收。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注30，承诺、或有事项和担保。
土着股票期权
2022年3月，我们宣布签署期权协议，将Coastal GasLink LP最多10%的股权出售给项目走廊对面的土著社区，从我们目前35%的股权所有权。2026年1月，潜在投资者进入了这些期权的具有约束力的窗口，预计该窗口将一直有效到2026年底。股权出售的完成取决于惯常的监管批准和同意，包括LNGC的同意。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 43
财务业绩
以下是可比EBITDA和可比EBIT（我们的非GAAP衡量标准）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP衡量标准）的对账。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第22页。
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| NGTL系统 | 2,586 | 2,393 | 2,201 | |||||||||||||||||
| 加拿大主线 | 817 | 787 | 789 | |||||||||||||||||
|
其他加拿大管道1
|
284 | 208 | 345 | |||||||||||||||||
| 可比EBITDA | 3,687 | 3,388 | 3,335 | |||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | (1,523) | (1,382) | (1,325) | |||||||||||||||||
| 可比EBIT | 2,164 | 2,006 | 2,010 | |||||||||||||||||
|
具体项目：
|
||||||||||||||||||||
| 出售非核心资产收益 | — | 10 | — | |||||||||||||||||
| Coastal GasLink减值费用 | — | — | (2,100) | |||||||||||||||||
| 分部收益（亏损） | 2,164 | 2,016 | (90) | |||||||||||||||||
1包括Foothills、Ventures LP、Great Lakes Canada的业绩以及我们在与TQM和Coastal GasLink投资相关的收入中所占的比例份额，以及与我们的加拿大天然气管道相关的一般、行政和业务发展成本。
加拿大天然气管道公司2025年的分部收益为22亿美元，而2024年为20亿美元，2023年的分部亏损为1亿美元，其中包括以下具体项目，这些项目已被排除在我们对可比EBITDA和可比息税前利润的计算之外：
•2024年第二季度出售非核心资产的税前收益为1000万美元
•与我们对Coastal GasLink LP的股权投资相关的2023年税前减值费用为21亿美元。
我们受利率监管的加拿大天然气管道的净收入主要受到我们批准的ROE、投资基础、视为普通股的水平和激励收益的影响。可比EBITDA受到这些因素的影响，以及折旧、财务费用和所得税的变化。这些额外项目不会对净收入产生重大影响，因为它们几乎完全在流动基础上被收入收回。
净收入和平均投资基数
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 净收入 | ||||||||||||||||||||
|
NGTL系统
|
804 | 775 | 770 | |||||||||||||||||
|
加拿大主线
|
258 | 244 | 230 | |||||||||||||||||
| 平均投资基数 | ||||||||||||||||||||
|
NGTL系统
|
19,277 | 19,334 | 19,008 | |||||||||||||||||
|
加拿大主线
|
3,762 | 3,697 | 3,709 | |||||||||||||||||
与2024年相比，NGTL系统的净收入在2025年增加了2900万美元，这主要是由于激励收益增加；与2023年相比，2024年增加了500万美元，这主要是由于持续的系统扩展导致平均投资基数增加，部分被激励损失所抵消。NGTL系统目前在2025-2029年NGTL结算下运行，该结算于2025年1月1日开始，包括40%视为普通股的10.1%的批准ROE。此次和解为NGTL系统提供了更高的折旧率，如果通行费低于规定水平，或者如果开展了增长项目，则有机会以激励措施进一步提高折旧率。它还包括激励机制，以减少物理排放和排放合规成本，同时还为某些运营成本提供激励，其中与预计数量和排放节约的差异与客户共享。有关更多信息，请参阅加拿大天然气管道-重大事件部分。
44 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
与2024年相比，加拿大主线的净收入在2025年增加了1400万美元，与2023年相比，2024年增加了1400万美元，这主要是由于更高的激励收益.TheCanadian Mainline在2021-2026年Mainline结算下运营，其中包括40%视为普通股的10.1%的批准ROE，以及在与客户的有益共享机制下降低管道成本和增加收入的激励措施。
可比EBITDA
与2024年相比，2025年加拿大天然气管道的可比EBITDA高出2.99亿美元，这主要是由于：
•较高的流动折旧和所得税以及较高的激励收益，部分被较低的流动财务费用和NGTL系统较低的费率基础收益所抵消
•Coastal GasLink贡献增加，主要是由于2024年第四季度管道宣布投入商业运营
•更高的激励收益、流通贬值和加拿大主线的所得税。
2024年加拿大天然气管道的可比EBITDA比2023年高出5300万美元，这主要是由于
净效应：
净效应：
•更高的流动所得税、折旧和财务费用，以及更高的利率基础上的收益
NGTL系统由于持续的系统扩展
NGTL系统由于持续的系统扩展
•更高的流动所得税、财务费用和折旧，以及主要由于2023年完成的NGTL系统/Foothills West Path交付计划导致的山麓更高的费率基础收益
•2023年Coastal GasLink的收益与在达到某些里程碑时确认2亿美元的奖励付款有关。
折旧及摊销
与2024年相比，2025年的折旧和摊销增加了1.41亿美元，主要反映了2025-2029年NGTL结算下NGTL系统的折旧率增加。与2023年相比，2024年的折旧和摊销增加了5700万美元，这主要是由于投入使用的扩建设施对NGTL系统的折旧增加。
展望
可比EBITDA和可比收益
加拿大费率管制管道的净收入受到投资基础、ROE和视同资本结构的变化以及CER批准的收费结算条款的影响。在现行监管模式下，来自加拿大费率监管天然气管道的费率基数回报率不受天然气商品价格短期波动、吞吐量变化或合同容量水平变化的重大影响。
加拿大天然气管道公司2026年的可比EBITDA预计将高于2025年，这主要是由于NGTL系统的贡献增加。由于对我们的加拿大费率管制管道的某些成本进行了流式处理，这些成本的变化可能会影响我们的可比EBITDA，尽管对可比收益没有显着影响。我们预计2026年NGTL系统和加拿大主线的可比收益将与2025年保持一致。
资本支出
2025年，我们在加拿大天然气管道业务中发生了13亿美元的资本支出，用于增长项目和维护资本支出。我们预计2026年将产生约15亿美元，主要用于NGTL System扩建项目和维护资本支出，所有这些都将立即反映在投资基础和相关收益中。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 45
美国天然气管道
了解我们的美国天然气管道部分
美国州际天然气管道业务受多个联邦、州和地方政府机构监管。然而，FERC对我们的美国州际天然气业务拥有全面的管辖权。FERC批准了基于成本的最高运输费率，旨在为我们的投资者收回管道的投资、运营费用和合理回报。在美国，我们有能力与托运人签订议定或折扣费率合同。
FERC不要求美国州际管道每年计算费率，也一般不允许将实际和预期收入和成本之间的差异收集或退还到未来几年。美国监管与加拿大监管环境的这种差异使我们的美国管道面临着费率案例之间预期和实际成本和收入差异的风险。如果收入不再提供合理的机会来收回我们的成本，我们可以向FERC申请新的费率确定，但须遵守任何有效的暂停。同样，如果FERC或我们的托运人认为投资的资本回报不公正或不合理，他们可能会提起诉讼以降低费率。
与加拿大类似，我们也可以与我们的美国托运人建立结算安排，这些安排最终须经FERC批准。在我们或托运人提出费率审查之前，费率案件暂停一段时间，对于和解来说很常见，因为它们在费率方面为托运人提供了一些确定性，消除了与各方频繁的费率诉讼相关的成本，并且可以激励管道降低成本。
PHMSA管道安全条例
我们的大多数美国天然气管道系统都受制于PHMSA颁布和管理的联邦管道安全法规和条例。PHMSA将继续制定新规则，影响我们管道系统运营和维护的许多方面。PHMSA的优先事项通常由立法决定，该立法受到众多利益相关者的影响，并从最近的行业事件和利益相关者优先事项中吸取经验教训。当PHMSA实施新规则时，TC Energy寻求在未来费率案件和现代化结算中收回由此类规则驱动的额外支出。
重大事件
Columbia Gas Section 4 Rate Case
哥伦比亚天然气公司与客户达成和解，自2025年4月起生效，并于2025年10月获得FERC批准。作为解决方案的一部分，在2028年3月31日之前暂停任何进一步的利率变动。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。和解协议还包括在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。在2025年第四季度，向客户退还了先前应计的利率退款负债，包括利息。
ANR和Great Lakes 4号区间费率案例
2025年4月，ANR和Great Lakes各自向FERC提起第4节费率案件，要求提高各自的最高运输费率，自2025年11月1日起生效，并可退款。我们将追求一个协作过程，通过结算与我们的客户找到一个互惠互利的结果。
Northwoods项目
2025年4月，我们批准了Northwoods项目，这是我们ANR系统上的一个扩建项目，旨在提供0.4BCF/d的容量，以满足美国中西部的天然气发电需求，包括数据中心和整体经济增长。该项目涉及管道循环、压缩机设施增加以及其他系统更新，预计投入使用日期为2029年底，预计项目成本约为9亿美元。
东侧XPress
连接美国墨西哥湾沿岸液化天然气出口市场供应的哥伦比亚海湾系统扩建项目East Lateral XPress项目于2025年5月投入使用，项目总成本约为3亿美元。
Ventura XPress项目
Ventura XPress项目是一套ANR项目，旨在提高基地系统可靠性，并允许向位于爱荷华州文图拉的北部边境管道上的一个交付点提供额外的长期合同运输服务，该项目于2025年10月投入使用，项目总成本约为2亿美元。
46 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
TCO连接器项目
2025年10月，我们在哥伦比亚天然气系统上批准了TCO连接器项目。该项目旨在提供大约0.5BCF/d的容量，以服务于支持预测发电量增长的新天然气发电，包括整个系统的预期数据中心增长。该项目预计投入使用日期为2030年，预计项目成本约为3亿美元。
VR和WR项目
2025年11月，我们将VR和WR项目投入服务。该VR项目，提供从弗吉尼亚州格林斯维尔县到弗吉尼亚州诺福克交付点的增量运力，项目总成本约为5亿美元。WR项目，为我们位于威斯康星州的ANR系统上的多个交付点提供干线运力，项目总成本约为7亿美元。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 47
财务业绩
以下是可比EBITDA和可比EBIT（我们的非GAAP衡量标准）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP衡量标准）的对账。有关我们使用的非GAAP措施的更多信息，请参阅第22页。
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
|
哥伦比亚天然气公司1
|
1,803 | 1,600 | 1,530 | |||||||||||||||||
| 安R | 651 | 642 | 650 | |||||||||||||||||
|
哥伦比亚海湾1
|
235 | 235 | 208 | |||||||||||||||||
|
Great Lakes
|
191 | 204 | 183 | |||||||||||||||||
|
GTN
|
263 | 188 | 202 | |||||||||||||||||
|
PNGTS1,2
|
— | 66 | 104 | |||||||||||||||||
|
美国其他管道3
|
363 | 359 | 371 | |||||||||||||||||
| 可比EBITDA | 3,506 | 3,294 | 3,248 | |||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | (743) | (697) | (692) | |||||||||||||||||
| 可比EBIT | 2,763 | 2,597 | 2,556 | |||||||||||||||||
| 外汇影响 | 1,106 | 959 | 895 | |||||||||||||||||
|
可比EBIT （港元）
|
3,869 | 3,556 | 3,451 | |||||||||||||||||
| 具体项目： | ||||||||||||||||||||
| PNGTS销售收益 | — | 572 | — | |||||||||||||||||
| 出售非核心资产收益 | — | 38 | — | |||||||||||||||||
| 风险管理活动 | 58 | (113) | 80 | |||||||||||||||||
|
分部收益（亏损） （港元）
|
3,927 | 4,053 | 3,531 | |||||||||||||||||
1包括非控制性权益。有关更多信息，请参阅公司-财务业绩部分。
2PNGTS的出售已于2024年8月完成。
3反映了我们在矿权业务（CEVCO）、North Baja、Gillis Access、Tuscarora、Bison、Crossroads的所有权的可比EBITDA，以及我们在美国天然气营销业务Northern Border、Iroquois、Millennium和Hardy Storage的股权收入中所占份额，以及与我们的美国天然气管道相关的一般、行政和业务发展成本。
美国天然气管道部门2025年的收益与2024年相比减少了1.26亿美元，2024年与2023年相比增加了5.22亿美元，其中包括以下具体项目，这些项目已被排除在我们计算的可比EBITDA和可比息税前利润之外：
•与2024年8月出售PNGTS相关的税前收益5.72亿美元
•2024年第二季度出售非核心资产的税前收益为3800万美元
•美国天然气营销业务中使用的衍生工具公允价值变动产生的未实现损益。
2025年和2024年美元走强对我们以美元计价的业务的加元等值分部收益产生了积极影响。有关更多信息，请参阅外汇部分。
我们美国天然气管道业务的收益通常受到合同量水平、交付量和收取的费率以及提供服务的成本的影响。Columbia Gas和ANR的业绩也受到其天然气储存能力和附带商品销售的合同和定价的影响。由于业务的季节性，天然气管道和储存量和收入通常在冬季月份更高。
48 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
美国天然气管道的可比EBITDA在2025年比2024年高出2.12亿美元，这主要是由于以下净影响：
•根据哥伦比亚天然气公司的和解协议，由于自2025年4月1日起生效的运输费率提高，哥伦比亚天然气公司的收益净增加。有关更多信息，请参阅美国天然气管道–重大事件部分
•来自投入使用的项目的增量收益，以及来自GTN上额外合同销售的收益增加
•由于大宗商品价格上涨，我们的矿权业务收益增加
•由于出售我们在PNGTS的61.7%股权，收益减少，该交易已于2024年8月完成
•Iroquois和Millennium的股票收益减少
•由于运营成本增加，收益下降，这反映了系统利用率和我们足迹上投入使用的项目。
美国天然气管道的可比EBITDA在2024年比2023年高出4600万美元，这主要是由于以下净影响：
•增长和投入使用的现代化项目带来的增量收益，以及ANR和Great Lakes的额外合同销售带来的收益增加
•来自Northern Border的股权收益增加
•由于运营成本增加，收益下降，反映出我们整个足迹的系统利用率增加
•由于出售我们在PNGTS的61.7%股权，收益减少，该交易已于2024年8月完成
•与我们的美国天然气营销业务相关的已实现收益较低，主要是由于利润率较低
•由于大宗商品价格下跌，我们的矿权业务收益减少。
折旧及摊销
与2024年相比，2025年的折旧和摊销增加了4600万美元，与2023年相比，2024年增加了500万美元。折旧增加主要是由于投入使用的新项目以及哥伦比亚天然气结算导致的折旧率变化，部分被2024年出售PNGTS的影响所抵消。
展望
可比EBITDA
我们的美国天然气管道在很大程度上得到了长期照付不议合同的支持，这些合同有望带来稳定和持续的财务业绩。我们留住客户和以优惠价格重新承包或出售产能的能力受到当前市场条件和竞争因素的影响，包括以竞争性天然气管道和供应来源的形式提供给最终使用客户的替代品，以及影响某些客户或细分市场需求的更广泛条件。可比EBITDA还受到运营和其他成本的影响，这些成本可能受到安全、环境和其他监管决策以及客户信用风险的影响。
美国天然气管道公司2026年的可比EBITDA预计将高于2025年，这主要是由于东侧XPress、Ventura XPress、VR和WR项目的全年服务，以及由于哥伦比亚天然气公司的和解协议导致哥伦比亚天然气公司全年的费率增加。我们的管道系统继续看到对服务的历史性强劲需求，我们预计，在2026年期间，我们的资产将保持2025年的高利用率水平。预计这些积极成果将被更高的运营成本部分抵消，这反映出我们整个足迹的系统利用率持续增加，以及投入使用的资本项目预计会增加财产税。
资本支出
2025年，我们在美国天然气管道上共产生了24亿美元的资本支出，预计2026年将产生约24亿美元，主要用于我们的哥伦比亚天然气和ANR扩建项目和GillisAccess扩建项目，以及哥伦比亚天然气和ANR维护资本支出，其回报和回收预计将反映在未来的通行费中。在考虑归属于我们控制的实体的非控股权益的资本支出后，我们预计2026年的净资本支出约为20亿美元。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 49
墨西哥天然气管道
了解我们的墨西哥天然气管道部分
十多年来，墨西哥一直在经历从燃料油和柴油作为其主要发电能源向使用天然气的重大转变。因此，一直并将继续需要新的天然气管道基础设施，以满足对天然气日益增长的需求。墨西哥国有电力公司CFE是我们现有所有长期合同管道的主要交易对手，这些合同主要以美元计价。这些固定费率合同通常旨在收回服务成本并提供投资资本的回报。作为管道开发商和运营商，我们通常面临运营和建设成本的风险。我们的墨西哥管道还为其他潜在用户提供监管批准的关税、服务和相关费率。
重大事件
TGNH与CFE战略联盟
东南门户管道投入使用，我们从2025年5月开始收取通行费。2025年7月，新成立的CNE批准了我们为CFE以外的东南网关管道上潜在的未来可中断服务用户提供服务所需的监管费率。
2024年，CFE成为TGNH的股权合作伙伴，拥有13.01%的股权。CFE在TGNH的股权预计将增加至最高15%，但需获得监管部门的批准，并将在2055年合同到期时增加至约35%。
50 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
财务业绩
以下是可比EBITDA和可比EBIT（我们的非GAAP衡量标准）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP衡量标准）的对账。有关我们使用的非GAAP措施的更多信息，请参阅第22页。
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
|
TGNH1,2
|
625 | 231 | 232 | |||||||||||||||||
|
德州南部3
|
79 | 220 | 75 | |||||||||||||||||
| 托波洛班波 | 154 | 156 | 157 | |||||||||||||||||
| 瓜达拉哈拉 | 57 | 56 | 61 | |||||||||||||||||
| Mazatl á n | 66 | 67 | 71 | |||||||||||||||||
| 可比EBITDA | 981 | 730 | 596 | |||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | (69) | (67) | (66) | |||||||||||||||||
| 可比EBIT | 912 | 663 | 530 | |||||||||||||||||
| 外汇影响 | 357 | 244 | 186 | |||||||||||||||||
|
可比EBIT（港元）
|
1,269 | 907 | 716 | |||||||||||||||||
| 具体项目： | ||||||||||||||||||||
|
墨西哥租赁和某些合同资产净投资的预期信用损失准备金2
|
(83) | 22 | 80 | |||||||||||||||||
|
分部收益（亏损） （港元）
|
1,186 | 929 | 796 | |||||||||||||||||
1包括Tamazunchale、Villa de Reyes、Tula和Southeast Gateway管道的运营路段。
2包括非控制性权益。有关更多信息，请参阅公司-财务业绩部分。
3代表我们从管道建设和运营中获得的60%利息和费用的股权收入。
与2024年相比，墨西哥天然气管道部门2025年的收益增加了2.57亿美元，与2023年相比，2024年增加了1.33亿美元，其中包括2025年8300万美元的费用（2024 – 2200万美元的回收；2023 – 8000万美元的回收），用于与TGNH在墨西哥的租赁和某些合同资产的净投资相关的预期信用损失准备金，我们已将其从可比EBITDA和可比息税前利润的计算中排除。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注27，风险管理和金融工具。
2025年和2024年美元走强对我们在墨西哥以美元计价的业务的加元等值分部收益产生了积极影响。有关更多信息，请参阅外汇部分。
与2024年相比，2025年墨西哥天然气管道的可比EBITDA增加了2.51亿美元，主要是由于以下因素的净影响：
•TGNH收益较高，因东南门户管道将于2025年第二季度完工
•Sur de Texas的股权收益下降主要是由于墨西哥比索走强导致比索计价负债重估受到外汇影响，以及所得税费用增加主要与美元计价负债的外汇影响有关。
与2023年相比，2024年墨西哥天然气管道的可比EBITDA增加了1.34亿美元，主要原因是：
•德州南部股票收益增加，主要是由于墨西哥比索走弱对比索计价负债重估的外汇影响，以及主要与美元计价负债的外汇影响有关的所得税费用减少
•瓜达拉哈拉的收益下降主要是由于根据运输合同的固定收入减少以及运营成本增加。
折旧及摊销
折旧和摊销在2025年至2024年期间和2024年至2023年期间大体一致。在销售型租赁会计下，我们的在役TGNH管道资产从厂房、物业和设备中终止确认，并在我们的综合资产负债表中记录为租赁投资净额，没有确认折旧费用。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 51
德州南部赛果
德克萨斯州南部的业绩反映了我们从管道建设和运营中获得的60%利息和费用的股权收入。我们使用外汇衍生工具来管理Sur de Texas的外汇敞口，这些衍生工具的影响在外汇（收益）损失中确认，在综合损益表中净额。有关更多信息，请参阅外汇部分。
下表详细列出了我们在股权收入中的比例份额，以及墨西哥比索兑美元价值变化对德州南部股权收益的外汇影响：
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 外汇影响前的权益收益 | 136 | 137 | 137 | |||||||||||||||||
| 计入权益收益的外汇影响 | (57) | 83 | (62) | |||||||||||||||||
| 可比EBITDA-Sur de Texas | 79 | 220 | 75 | |||||||||||||||||
展望
可比EBITDA
墨西哥天然气管道的可比EBITDA反映了长期、稳定、主要以美元计价的运输合同，这些合同受到提供服务成本的影响，其中包括我们从Sur de Texas管道60%的股权中获得的股权收入份额。由于基础运输合同的长期性，除新资产投入使用外，可比EBITDA同比大体一致。由于东南门户项目已于2025年第二季度完成，预计2026年可比EBITDA将高于2025年。
资本支出
我们在2025年发生了2亿美元的资本支出，主要与东南门户管道的建设和维护资本支出有关。我们预计2026年将产生约2亿美元，用于在墨西哥完成管道项目的建设。
52 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
天然气管道–业务风险
以下是我们天然气管道业务特有的风险。有关与TC Energy整体相关的一般风险，包括其他运营、安全和财务风险，以及我们的风险管理方法，请参阅第94页。
供应盆地内的生产水平
NGTL系统和我们的管道下游在很大程度上取决于WCSB的供应。哥伦比亚天然气公司及其连接管道在很大程度上依赖于阿巴拉契亚供应。我们将继续监测客户天然气生产计划的任何变化，以及这些变化可能如何影响我们的现有资产和新项目时间表。连接主要盆地的管道之间存在竞争。产量总体下降和/或供应竞争加剧可能会降低我们连接的管道的吞吐量，进而可能对产生的总体收入产生负面影响。WCSB和阿巴拉契亚盆地是北美两个产量最多、成本竞争力最强的盆地，拥有可观的天然气储量。然而，实际产量取决于许多变量，包括天然气和天然气液体的价格、盆地间的竞争、管道和天然气加工收费、盆地内的需求、政策法规的变化和储量的总体价值，包括液体含量。
市场准入
我们与其他天然气管道争夺市场份额。新的供应盆地正在靠近我们历史上服务过的市场开发，这可能会降低我们现有管道的吞吐量和/或运输距离，并影响收入。新的市场，包括为满足全球天然气需求而开发的液化天然气出口设施所创造的市场，可以通过提高现有设施的利用率和/或对新基础设施的需求来增加收入。我们的管道系统的长期竞争力和避免旁路管道将取决于我们通过向市场提供有竞争力的运输服务来适应不断变化的流动模式的能力。作为我们年度战略规划过程的一部分，我们评估我们的资产组合在一系列潜在能源供需结果方面的弹性。
绿地管道扩建竞争激烈
我们面临其他寻求投资于绿地天然气管道开发机会的管道公司的竞争。这种竞争可能会导致满足我们投资障碍的可用项目减少，或者导致整体财务回报较低的项目继续进行。尽管可再生能源部署预计将在未来能源需求中获得越来越多的份额，包括在发电部门，但在最激进的可再生能源部署预测下，包括液化天然气出口在内的所有部门的天然气总需求预计仍将增长。天然气的可靠性是成功大规模部署具有更多间歇性能力的可再生能源的重要因素。
对管道容量的需求
对管道容量的需求最终推动了管道运输服务的销售，并受到供应和市场竞争、经济活动的变化、天气多变性、天然气管道和储存竞争、能源节约以及替代能源的需求和价格的影响。到期合同的续签和收取竞争性通行费的机会取决于运输服务的整体需求。对我们管道运输服务的需求水平下降可能会对收入产生不利影响，尽管我们管道产能的整体利用率继续增长，并需要进一步投资和扩张。
商品价格
商品的周期性供需性质和相关定价可能会对我们的业务产生二次影响，我们的托运人可能会选择加速或推迟某些项目。这可能会影响对运输服务和/或新的天然气管道基础设施的需求时机。能源供应链中断可能导致价格波动和天然气价格下降，这可能会影响我们托运人的财务状况及其履行运输服务成本义务的能力。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 53
监管风险
监管机构和其他政府当局的决定和不断变化的政策，包括监管的变化，可能会影响我们天然气管道的批准、时间安排、建设、运营和财务业绩。存在决策延迟或不利的风险，因此可能对建设成本、在役日期、预期收入和进一步投资于我们系统的机会产生不利影响。监管机构也存在不允许收回我们一部分成本的风险，现在或未来某个时候。
由于与天然气管道基础设施发展相关的不断演变的公众舆论和政府政策，大型基础设施项目的监管批准程序，包括收到决定所需的时间，可能会被推迟或导致不利的决定。如果监管决定随后在法庭上受到质疑，这可能会对项目成本和进度延迟造成进一步影响。
监管机构或其他执法机构加强对建设和运营过程的审查，可能会推迟建设、增加运营成本或需要额外的资本投资。如果这些成本无法完全收回和/或降低向客户收取的通行费的竞争力，则存在对收入产生不利影响的风险。
我们通过监测立法和监管发展和决定来持续管理这些风险，以确定对我们的天然气管道业务可能产生的影响，并在可能的情况下开发考虑并减轻这些风险的费率、设施和关税应用程序。
政府风险
政府政策的转变或政府的变化会影响我们的业务。更复杂的监管流程、更广泛的咨询要求、更具限制性的排放和/或碳定价政策以及环境法规的变化可能会影响我们的运营和持续增长的机会。我们致力于与各级政府合作，确保我们的业务收益和风险得到理解，缓解策略得到实施。
建设和运营
建设和运营我们的管道以确保安全可靠地提供运输服务对于我们业务的成功至关重要。我们的管道运营中断影响吞吐能力可能会导致收入减少，并可能影响企业声誉，以及客户和公众对我们运营的信心。我们通过投资于高技能劳动力、在施工期间雇用第三方检查员、谨慎运营、持续监控我们的管道系统、使用基于风险的预防性维护计划和进行有效的资本投资来管理这一点。我们使用管道检测设备定期检查我们管道的完整性，并在必要时维修或更换断面。我们还定期校准仪表以确保准确性，并采用稳健的可靠性和完整性程序来维护压缩设备和安全可靠的操作。
54 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
电力和能源解决方案
电力和能源解决方案业务包括发电、非监管天然气储存资产，以及能够为我们的客户和行业提供低碳解决方案的新兴技术。
我们的电力和能源解决方案业务包括约4,650兆瓦的发电，由核能、天然气、风能和太阳能提供动力。这些发电资产一般由长期合同支撑。我们在加拿大的电力基础设施资产位于艾伯塔省、安大略省、魁北克省和新布朗斯威克，而我们在美国的电力基础设施资产位于德克萨斯州。此外，我们在加拿大约有400兆瓦的购电协议，在美国约有350兆瓦的购电协议来自风能和太阳能设施。
我们还在艾伯塔省拥有并运营约118BCF的非监管天然气储存能力。
策略
我们的战略是通过保持安全性和卓越运营来最大化我们现有投资组合的价值，同时通过提高成本效率和收入来提高我们资产的生命周期和可靠性并扩大利润率。我们的业务以核能发电为基础，旨在实现可扩展、低风险的增长，以适应不断变化的能源需求。通过利用我们在天然气和电力方面的专业知识，我们通过商业营销和系统优化获取额外价值，同时最大限度地提高我们热电联产车队的可用性。从长期来看，我们认为，随着能源结构的演变，对可靠资源供应的需求将越来越大。我们的定位是在能源脱碳方面发挥重要作用，并将继续在新兴技术和市场中建立专业知识和能力，以提供符合TC Energy低风险、稳健增长和可重复表现的价值主张的商业框架。
近期亮点
•布鲁斯电力于2025年完成2号和5号机组的计划停电
•Bruce Power于2025年4月2日收到了IESO对5号机组MCR最终成本和进度估算的验证。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 55
了解我们的电力和能源解决方案业务
加拿大电力
加拿大发电与营销
我们在加拿大拥有并运营约1,200兆瓦的电力供应，不包括我们对Bruce Power的投资。在艾伯塔省，我们拥有五个设施：四个天然气热电联产和一个太阳能。我们实行严格的运营策略，以实现收入最大化。我们的营销团队在销售未承诺电力的同时，还买卖电力和天然气，以实现收益最大化。为了减少与非合同电力相关的商品价格风险，我们在可接受的合同条款可用时在远期销售市场出售部分产出，而剩余部分则保留在现货市场或短期远期安排下出售。该策略的目标是保持充足的电力供应，以在我们出现意外的工厂停电时履行我们的销售义务，并使我们能够在现货价格高的时期抓住机会增加收益。
布鲁斯·鲍尔
Bruce Power是一座位于安大略省蒂弗顿附近的核能发电设施，由八个核装置组成，总容量约为6,580兆瓦。Bruce Power从OPG租赁这些设施，没有乏燃料风险，将在租约结束时将这些设施归还给OPG进行退役。我们拥有Bruce Power 48.3%的股权。
Bruce Power的业绩将出现波动，这主要是由于机组因MCR计划而处于离线状态以及计划内和计划外维护中断的频率、范围和持续时间。
通过与IESO的长期协议，Bruce Power正在推进一系列增加寿命的投资，以将该设施的运营寿命延长至2064年。这份协议是对导致现场1号和2号单元翻新的先前协议的延长和实质性修正。根据修订后的协议，该协议于2016年生效，Bruce Power开始投资于3至8号机组的延长寿命活动，以支持被称为资产管理计划的长期翻新计划。对资产管理计划的投资旨在导致六个单元中的每一个单元的近期寿命延长，直至计划的重大翻新中断及更长时间。资产管理计划包括一次性翻新或更换不在MCR计划范围内的系统、结构或组件，该计划侧重于实际更换关键的、限制寿命的反应堆组件。MCR计划旨在为六个单元中的每一个单元增加至少35年的运行寿命。
6号机组MCR延长寿命计划中的第一个，于2023年第三季度完成。3号机组MCR和4号机组MCR是MCR计划中的第二个和第三个机组，于2023年和2025年第一季度开工，预计完工日期分别为2026年和2028年。IESO于2025年4月2日验证了5号机组MCR最终成本和进度估算。预计5号机组MCR将于2026年第四季度开始，并于2030年初恢复服务。对其余两个单位的MCR项目的投资预计将持续到2033年。未来的MCR投资将取决于每个单元的离散决策，每个单元都有可供Bruce Power和IESO使用的指定出口坡道。
与MCR寿命延长计划一起，Bruce Power的2030项目的目标是到2033年实现7000兆瓦的站点峰值输出（能力），以支持安大略省的气候变化目标和未来的清洁能源需求。Project 2030专注于持续的资产优化、创新和借力新技术，以增加现场能力。Project 2030正在分三个阶段实施，前两个阶段和阶段3a全面批准执行。该计划于2019年开始，场址容量为6430兆瓦，到2025年结束时约为6580兆瓦；净增益约为150兆瓦。在第1、2和3a阶段完成后，该场址预计将达到6,840兆瓦。所有这三个阶段都在与MCR计划并行实施。
作为延长寿命和翻新协议的一部分，Bruce Power收到所有机组的统一合同价格，其中包括某些流动项目，例如燃料和租赁费用回收。该合同还规定，如果IESO要求减少Bruce Power的发电量，以平衡安大略电网的供需、电力和/或管理其他运营条件，则支付款项。减持金额视为视同发电，为此向Bruce Power支付合同价款。
56 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
合同价格将根据资产管理和MCR计划对投资于Bruce Power的资本回报和资本进行调整，同时进行各种其他定价调整，以便在长期内更好地匹配收入和成本。作为修订协议的一部分，Bruce Power还被要求与IESO共享运营成本效率，以获得比计划更好的绩效。这些效率每三年审查一次，并在随后的三年期间按月支付。截至2025年12月31日，未计提2025年至2027年期间的运营成本效率，也未实现2019年至2024年期间的运营成本效率。
Bruce Power是Cobalt-60的全球供应商，Cobalt-60是一种医学同位素，用于医疗设备的灭菌和治疗某些类型的癌症。Cobalt-60是在Bruce Power发电期间生产的，在某些计划的维护中断期间收获，并提供用于治疗脑肿瘤和乳腺癌的医疗用途。此外，Bruce Power还收获了Lutetium-177，这是一种用于治疗前列腺癌和神经内分泌肿瘤的医学同位素。Lutetium-177是在Bruce Power发电的同时产生和收获的。同位素生产包括与Saugeen Ojibway Nation的合作，布鲁斯电力设施位于其传统领土上。此外，Bruce Power致力于在布鲁斯县建设一个热细胞设施，目的是精简短命Lutetium-177的供应链，以确保其及时送达世界各地的癌症患者手中。
购电协议
我们在艾伯塔省拥有大约400兆瓦的风能和太阳能发电PPA以及相关的环境属性。这些购电协议使我们能够通过向客户提供可再生能源产品来产生增量收益。
美国电力
发电与营销
我们拥有位于德克萨斯州的约300兆瓦风力发电，在德克萨斯州电力可靠性委员会（ERCOT）和西南电力池（SPP）市场运营。这种发电的一部分是根据长期固定价格合同出售的。
我们的美国电力和排放商业交易和营销业务优化了我们的资产价值，并在电力和环境市场上利用实物和金融产品，重点是风险管理。
购电协议
我们在美国有大约350兆瓦的风力发电PPA和相关的环境属性。这些购电协议使我们能够通过向客户提供可再生能源产品来产生增量收益。
其他能源解决方案
加拿大天然气储存库
我们的加拿大天然气储存业务有助于平衡季节性和短期供需，同时也增加了向艾伯塔省和北美其他地区市场输送天然气的灵活性。市场波动创造了套利机会，我们的天然气储存设施也使我们和我们的客户能够从短期价格走势中获取价值。天然气储气业务受季节性天然气价差变化的影响，一般由传统夏季注气和冬季取气季节的天然气价格差异决定。此外，该业务可能会受到艾伯塔省管道限制的影响，这限制了捕捉价格差异的能力。
我们的天然气储存业务与第三方（通常是艾伯塔省和相互关联的天然气市场的参与者）签订合同，收取固定费用，以提供短期、中期和/或长期的天然气储存服务。
我们还进行专有的天然气储存交易，其中包括远期购买我们自己的天然气以注入储存，以及同时远期出售天然气以在以后的时期提取，通常是在冬季提取季节。通过在背靠背的基础上匹配购买量和销售量，我们锁定了未来的正利润率，有效地消除了我们对这些交易的天然气价格变化的风险敞口。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 57
58 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
电力和能源解决方案资产目前的总发电能力，净额为TC Energy，为4,652兆瓦。除了Bruce Power，我们运营着每一个设施。
| 生成中 容量（MW） |
燃料类型 | 说明 | 所有权 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 电力资产 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 1 |
布鲁斯·鲍尔1
|
3,180
|
核 | 安大略省蒂弗顿的8座正在运行的反应堆。Bruce Power向OPG租赁核设施。 | 48.3 | % | ||||||||||||||||||||||||||
| 2 | B é cancour | 550 | 天然气 | 魁北克省Trois-Rivi è res的热电联产厂。尽管我们在暂停发电期间继续收到PPA容量付款，但自2008年以来已暂停发电。 | 100 | % | ||||||||||||||||||||||||||
| 3 | 马凯河 | 207 | 天然气 | 艾伯塔省麦克默里堡的热电联产厂。 | 100 | % | ||||||||||||||||||||||||||
| 4 |
氟凡纳2
|
155 |
风
|
位于德克萨斯州Scurry县附近的风力发电场。
|
100 | % | ||||||||||||||||||||||||||
| 5 |
蓝云2
|
148 |
风
|
位于德克萨斯州贝利县附近的风力发电场。
|
100 | % | ||||||||||||||||||||||||||
| 6 | 熊溪 | 100 | 天然气 | 艾伯塔省大草原的热电联产厂。 | 100 | % | ||||||||||||||||||||||||||
| 7 | 卡斯兰 | 95 | 天然气 | 阿尔伯塔省Carseland的热电联产厂。 | 100 | % | ||||||||||||||||||||||||||
| 8 | 君怡酒店 | 90 | 天然气 | 新布朗斯威克圣约翰的热电联产工厂。 | 100 | % | ||||||||||||||||||||||||||
| 9 | Saddlebrook太阳能 | 81 | 太阳能 | 阿尔伯塔省Aldersyde附近的混合太阳能发电设施。 | 100 | % | ||||||||||||||||||||||||||
| 10 | 红水 | 46 | 天然气 | 艾伯塔省Redwater的热电联产厂。 | 100 | % | ||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大非监管天然气储存库 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 11 | 克罗斯菲尔德 | 68 BCF | 在艾伯塔省克罗斯菲尔德附近连接到NGTL系统的地下设施。 | 100 | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 12 | 埃德森 | 50 BCF | 在艾伯塔省埃德森附近连接到NGTL系统的地下设施。 | 100 | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 建设中 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 其他能源解决方案 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 13 |
林奇堡
|
RNG | 位于田纳西州林奇堡的RNG生产设施。 | 30 | % | |||||||||||||||||||||||||||
1我们的发电能力份额。
2TC Energy拥有100%的B类会员权益，并且拥有一家税收股权投资者，该投资者拥有100%的A类会员权益，根据每份税收股权协议的规定，收益、税收属性和现金流的一定比例被分配给该投资者。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 59
重大事件
Bruce Power延寿
Bruce Power于2025年4月2日收到了IESO对5号机组MCR最终成本和进度估算的验证。预计5号机组MCR将于2026年第四季度开始运行，并于2030年初恢复服务。
60 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
财务业绩
以下是可比EBITDA和可比EBIT（我们的非GAAP衡量标准）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP衡量标准）的对账。有关我们使用的非GAAP措施的更多信息，请参阅第22页。
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
|
布鲁斯·鲍尔1
|
733 | 890 | 680 | |||||||||||||||||
|
加拿大电力
|
181 | 273 | 334 | |||||||||||||||||
|
天然气储存及其他2
|
94 | 51 | 6 | |||||||||||||||||
| 可比EBITDA | 1,008 | 1,214 | 1,020 | |||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | (113) | (101) | (92) | |||||||||||||||||
| 可比EBIT | 895 | 1,113 | 928 | |||||||||||||||||
| 具体项目： | ||||||||||||||||||||
| 电力和能源解决方案减值费用 | (110) | (36) | — | |||||||||||||||||
| Bruce Power未实现公允价值调整 | 30 | 8 | 7 | |||||||||||||||||
| 风险管理活动 | (42) | 17 | 69 | |||||||||||||||||
| 分部收益（亏损） | 773 | 1,102 | 1,004 | |||||||||||||||||
1包括我们从Bruce Power获得的股权收入份额。
2包括德州风电场的非控股权益，其中包括A类会员权益。有关更多信息，请参阅公司-财务业绩部分。
与2024年相比，2025年电力和能源解决方案部门的收益减少了3.29亿美元，增加了
与2023年相比，2024年为9800万美元，其中包括以下具体项目，这些项目已被排除在我们计算的可比EBITDA和可比EBIT之外：
•随着我们重新调整电力和能源解决方案战略的重点，在我们决定停止开发以及更新的预测假设之后，某些电力和能源解决方案项目在2025年的税前减值费用为1.1亿美元（2024 – 3600万美元）
•我们按比例分担Bruce Power投资于退休后福利和风险管理活动的资金的未实现损益
•用于减少商品风险敞口的衍生工具公允价值变动产生的未实现损益。
与2024年相比，2025年电力和能源解决方案的可比EBITDA减少了2.06亿美元，主要是由于以下净影响：
•较低的Bruce Power贡献来自发电量减少，主要归因于4号机组MCR和较高的运营成本，部分被较高的合同价格所抵消。有关更多信息，请参阅Bruce Power部分
•加拿大电力公司业绩下降主要是由于实际电价下降
•天然气储存和其他贡献增加，反映出业务发展成本降低，但部分被2025年第一季度艾伯塔省已实现天然气储存价差减少以及我们美国营销业务的贡献减少所抵消。
与2023年相比，2024年电力和能源解决方案的可比EBITDA增加了1.94亿美元，这主要是由于以下净影响：
•Bruce Power贡献增加主要是由于2024年停电天数减少导致发电量增加以及合同价格上涨，部分被运营费用增加和折旧费用增加所抵消。有关Bruce Power的更多财务和运营信息如下
•天然气储存和其他结果增加主要是由于更高的已实现艾伯塔省天然气储存价差和我们美国营销业务的更高贡献，部分被2024年业务发展成本增加所抵消
•加拿大电力公司财务业绩下降主要是由于较低的实际电价，部分被较低的天然气燃料成本所抵消。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 61
折旧及摊销
维修项目投入使用后，折旧和摊销在2025年比2024年增加了1200万美元，在2024年比2023年增加了900万美元，这主要是由于2023年上半年收购了德州风电场。
Bruce Power结果
Bruce Power的结果反映了我们的比例份额。可比EBITDA和可比息税前利润是非公认会计准则衡量标准。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第22页。以下是我们在可比EBITDA和可比EBIT的组成部分中所占的比例份额。
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
|
列入可比EBITDA和可比EBIT的项目包括：
|
||||||||||||||||||||
|
收入1
|
2,112 | 2,242 | 1,941 | |||||||||||||||||
| 营业费用 | (1,000) | (984) | (917) | |||||||||||||||||
| 折旧及其他 | (379) | (368) | (344) | |||||||||||||||||
|
可比EBITDA和可比息税前利润2
|
733 | 890 | 680 | |||||||||||||||||
| Bruce Power –其他资讯 | ||||||||||||||||||||
|
工厂可用性3,4
|
91 | % | 92 | % | 92 | % | ||||||||||||||
|
计划停运天数4
|
152 | 160 | 106 | |||||||||||||||||
| 计划外停运天数 | 44 | 32 | 62 | |||||||||||||||||
|
销量（GWh）5
|
19,126 | 22,209 | 20,447 | |||||||||||||||||
|
每兆瓦时实现电价6
|
$109 | $100 | $94 | |||||||||||||||||
1扣除为反映与国际能源署共享的运营成本效率而记录的金额（如适用）。
2代表我们48.3%的所有权权益和支持我们对Bruce Power投资的内部成本。不包括投资于退休后福利和风险管理活动的资金的未实现损益。
3该工厂可用于发电的时间百分比，无论它是否正在运行。
4不包括MCR停运天数。
5销量包括视同生成（如适用）。
6根据实际和视同生成计算。每兆瓦时已实现电价包括已实现的订约活动损益和成本流转项目。不包括承包活动和非电力收入的未实现损益。
2025年计划检修5号机组一季度完成，2号机组四季度完成。2024年计划维护于第二季度完成5至8号机组。4号机组的计划停电已于2023年第二季度完成，8号机组的计划停电已于2023年第四季度完成。
2025年1月31日，4号机组停止服务，开始其MCR计划，预计于2028年恢复服务。
62 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
展望
可比EBITDA
2026年电力和能源解决方案可比EBITDA预计将高于2025年，这主要是由于Bruce Power股权收入增加，预计3号机组在MCR中断后将于2026年第三季度初恢复服务，合同价格上涨，以及非MCR计划中断天数减少。预计这些积极因素将被2026年第四季度开始的5号机组MCR停运部分抵消。由于发电量下降和天然气价格上涨，加拿大电力公司的贡献预计将降低，部分被阿尔伯塔省电力价格上涨所抵消。天然气储存及其他收益预计与2025年保持一致。
布鲁斯电力公司计划于2026年对第一季度的8号机组和第三季度的1号机组进行维护。不包括3、4和5号机组的MCR计划，预计2026年的平均工厂可用性将处于90%的低位。
资本支出
我们在2025年发生了9亿美元的资本支出，主要用于我们在Bruce Power的3号和4号机组MCR和资产管理计划中的份额，以及整个部门的维护资本项目。对于2026年，我们预计资本投资水平相似，约为10亿美元，主要分配给我们在Bruce Power的Unit 4和Unit 5 MCR和资产管理计划中的份额。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 63
业务风险
以下是我们的电力和能源解决方案业务特有的风险。有关与TC Energy整体相关的一般风险，包括其他运营、安全和财务风险，以及我们的风险管理方法，请参阅第94页。
电力、天然气市场价格波动
我们电力运营中使用的大部分实物发电和燃料目前都面临商品价格波动的风险。通过长期合同和对冲活动，包括远期市场的销售和购买力以及天然气，部分缓解了这些风险敞口。随着合约到期，按现行市场价格订立新合约。
我们的两个加拿大东部天然气资产已完全签约，不会受到现货电力和天然气价格波动的实质性影响。随着这些资产的合约到期，我们不确定是否能够以类似的条款重新签订合同，并可能面临未来的商品风险敞口。
我们的天然气储存业务受制于波动的季节性天然气价差，这通常是由传统的夏季注入和冬季退出季节之间的天然气价格差异决定的。此外，该业务可能会受到艾伯塔省管道限制的影响，这限制了捕捉价格差异的能力。
工厂可用性
运营我们的工厂以确保安全可靠地提供服务以及优化和维护其可用性对于我们的电力和能源解决方案业务的持续成功至关重要。我们电厂的意外停电或长期计划停电可能会增加维护成本，并降低电厂产量、收入和利润率。我们可能还必须在现货市场上购买电力或天然气，以履行我们的交付义务。我们通过投资于高技能劳动力、审慎经营、运行全面的基于风险的预防性维护计划以及进行有效的资本投资来管理这种风险。
监管
我们在加拿大和美国的受监管和解除监管的电力市场开展业务。这些市场受各种联邦、省和州法规的约束。随着电力市场的演变，监管机构有可能实施新规则，这可能会对我们作为电力发电商和营销商产生负面影响。这些可能表现为市场规则或市场设计的变化、监管机构对市场规则的解释和应用的变化、价格上限、排放控制、排放成本、对发电机的成本分配以及其他人为建设过剩发电而采取的市场外行动，所有这些都可能对电力价格产生负面影响。此外，我们的开发项目依赖于有序的许可流程，该流程的任何中断都可能对项目进度和成本产生负面影响。我们是正式和非正式监管程序的积极参与者，并在需要时采取法律行动。
合规
市场规则、法规和运营标准适用于我们的电力业务，基于其经营所在的辖区。我们的交易和营销活动可能会受到公平竞争和市场行为要求以及适用于放松管制市场的实物和金融交易的特定规则的约束。同样，我们的发电机可能受制于与维护活动、发电机可用性以及电力和电力相关产品的交付有关的特定操作和技术标准。尽管我们做出了重大努力以确保我们遵守所有适用的法定要求，但包括不可预见的运营挑战、缺乏规则明确性以及监管机构和市场监测人员对要求的应用模棱两可和不可预测等情况偶尔会出现，并产生合规风险。被视为违反这些要求可能会导致强制性缓解活动、罚款、施加操作限制或
甚至起诉。
甚至起诉。
天气
气温和天气的重大变化，包括气候变化的潜在影响，对我们的业务有许多影响，从对需求、可用性和商品价格的影响，到效率和输出能力。极端气温和天气会影响电力和天然气的市场需求，并可能导致价格大幅波动，如果需求高于供应，还会限制天然气和电力的供应。季节性天气模式或气温的波动会影响我国天然气发电厂的效率和生产。
64 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
竞争
我们面临着影响我们现有资产和增长前景的各种竞争力量。例如，随着时间的推移，我们现有的发电厂将与新的电力容量竞争。新的供应可能有几种形式，包括采用更高效发电技术的供应或区域输电互连的额外供应。我们还面临来自加拿大和美国其他电力公司的竞争，以及在开发新建电厂方面的竞争。传统和非传统参与者正在进入北美日益增长的低碳经济，因此，我们在构建低碳能源解决方案方面面临竞争。
执行和资本成本
我们基于这些资产将带来具有吸引力的投资回报的假设，做出了开发发电基础设施的大量资本承诺。当我们仔细考虑我们的资本项目的范围和预期成本时，我们面临执行和资本成本超支的风险，这可能会影响我们在这些项目上的回报。我们通过实施全面的项目治理和监督流程以及通过与信誉良好的交易对手构建工程、采购和施工合同来降低这种风险。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 65
企业
重大事件
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3.5亿美元，外加判决后的利息。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。
66 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
财务业绩
以下是可比EBITDA和可比EBIT（我们的非GAAP衡量标准）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP衡量标准）的对账。有关我们使用的非GAAP措施的更多信息，请参阅第22页。
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 可比EBITDA | (14) | (63) | (73) | |||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | — | (5) | (6) | |||||||||||||||||
| 可比EBIT | (14) | (68) | (79) | |||||||||||||||||
| 具体项目： | ||||||||||||||||||||
| 第三方结算 | — | (34) | — | |||||||||||||||||
| 焦点项目成本 | — | (24) | (65) | |||||||||||||||||
| NGTL系统所有权转移成本 | — | (10) | — | |||||||||||||||||
| 分部收益（亏损） | (14) | (136) | (144) | |||||||||||||||||
2025年，公司分部亏损为1400万美元，而2024年和2023年分别为1.36亿美元和1.44亿美元，其中包括以下特定项目，这些项目已被排除在我们对可比EBITDA和可比息税前利润的计算之外：
•与非经常性第三方和解相关的2024年税前费用3400万美元（2500万美元）
•与Focus项目成本相关的2024年录得2400万美元的税前费用（2023 – 6500万美元）
•2024年与NGTL系统所有权转让相关的税前费用为1000万美元。
Corporate的可比EBITDA包括2024年和2023年与TC Energy的企业服务和治理职能相关的分摊成本，这些成本未根据美国公认会计原则分配给已终止业务。
折旧及摊销
2024年和2023年的折旧和摊销包括与TC Energy的企业服务和治理职能相关的折旧，这些折旧不是按照美国公认会计原则分配给已终止业务的。
其他收入报表项目
利息支出
| 截至12月31日止年度 | |||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
| 长期债务和次级次级票据的利息支出 | |||||||||||||||||
| 以加元计价 | (816) | (856) | (895) | ||||||||||||||
| 美元计价 | (1,716) | (1,855) | (1,692) | ||||||||||||||
| 外汇影响 | (683) | (685) | (592) | ||||||||||||||
| (3,215) | (3,396) | (3,179) | |||||||||||||||
| 其他利息和摊销费用 | (204) | (147) | (261) | ||||||||||||||
| 资本化利息 | 10 | 191 | 187 | ||||||||||||||
|
分配给已终止业务的利息支出
|
— | 176 | 287 | ||||||||||||||
| 计入可比收益的利息支出 | (3,409) | (3,176) | (2,966) | ||||||||||||||
|
具体项目：
|
|||||||||||||||||
| 债务清偿净收益 | — | 228 | — | ||||||||||||||
|
风险管理活动
|
2 | (71) | — | ||||||||||||||
| 利息支出 | (3,407) | (3,019) | (2,966) | ||||||||||||||
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 67
与2024年相比，2025年的利息支出增加了3.88亿美元，与2023年相比，2024年增加了5300万美元。以下具体项目已从我们计算计入可比收益的利息费用中删除：
•债务清偿的税前净收益为2.28亿美元，与购买和注销某些优先无担保票据和中期票据以及2024年10月未偿还可赎回票据的报废有关
•用于管理我们利率风险的衍生品的未实现损益。有关更多信息，请参阅其他信息-金融风险和金融工具部分。
与2024年相比，2025年可比收益中包含的利息支出增加了2.33亿美元，这主要是由于以下因素的净影响：
•由于沿海GasLink管道宣布于2024年第四季度投入商业运营，资本化利息降低
•2025年不分配给已终止经营业务的利息支出
•长期债务发行和到期，包括TCPL于2024年第四季度完成的现金要约收购导致的较低利息支出
•增加了短期借款水平。
与2023年相比，2024年可比收益中包含的利息支出增加了2.1亿美元，主要是由于以下因素的净影响：
•长期债务发行和到期
•与2023年全年相比，2024年分配给已终止业务的9个月的利息支出。有关更多信息，请参阅终止运营部分
•美元走弱对美元计价利息支出折算的外汇影响
•减少短期借款水平。
有关更多信息，请参阅财务状况部分。
建设期间使用资金备抵
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 以加元计价 | 51 | 34 | 102 | |||||||||||||||||
| 美元计价 | 284 | 546 | 350 | |||||||||||||||||
| 外汇影响 | 118 | 204 | 123 | |||||||||||||||||
| 建设期间使用资金备抵 | 453 | 784 | 575 | |||||||||||||||||
与2024年相比，AFUDC在2025年减少了3.31亿美元。以加元计价的AFUDC的增加主要与NGTL系统扩建项目有关。以美元计价的AFUDC减少主要是由于东南门户管道将于2025年第二季度完工，以及Villa de Reyes管道南段的AFUDC将于2025年第一季度暂停，原因是在未决的利益相关者问题得到解决之前项目的持续施工延误，部分被我们美国天然气管道项目的资本支出所抵消。
与2023年相比，2024年AFUDC增加了2.09亿美元。以加元计价的AFUDC减少主要与2024年投入服务的NGTL系统扩建项目有关。以美元计价的AFUDC的增加主要是由于2024年东南门户管道项目和美国天然气管道项目的资本支出，部分被AFUDC暂停Tula管道项目在建资产所抵消，原因是FID延迟和2023年8月Villa de Reyes管道的横向部分投入服务。
68 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
汇兑收益（损失），净额
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 汇兑收益（损失），计入可比收益的净额 | 96 | (85) | 118 | |||||||||||||||||
| 具体项目： | ||||||||||||||||||||
|
外汇收益（损失），净额–公司间贷款1
|
(149) | 204 | (44) | |||||||||||||||||
| 风险管理活动 | 210 | (266) | 246 | |||||||||||||||||
| 汇兑收益（损失），净额 | 157 | (147) | 320 | |||||||||||||||||
1包括非控制性权益。有关更多信息，请参阅归属于非控股权益的净（收入）亏损。
外汇收益（损失）净额，2025年与2024年相比变化了3.04亿美元，2024年与2023年相比变化了4.67亿美元。以下具体项目已从我们计算的汇兑收益（损失）中删除，净额计入可比收益：
•2023年第二季度开始TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的未实现外汇损益
•用于管理我们外汇风险的衍生工具公允价值变动产生的未实现损益。有关更多信息，请参阅其他信息–金融风险和金融工具部分。
与2024年相比，2025年可比收益中包含的汇兑收益（损失）净额变化了1.81亿美元。这一变化主要是由于以下因素的净影响：
•用于管理我们对墨西哥净负债和美元计价收入的外汇敞口的风险管理活动
•将我们以比索计价的净货币负债重估为美元，2025年的外汇损失与2024年的外汇收益相比
•2024年第二季度因部分偿还TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款而实现的净收益。
与2023年相比，2024年可比收益中包含的汇兑收益（损失）净额变化了2.03亿美元。这一变化主要是由于以下因素的净影响：
•用于管理我们对墨西哥净负债和美元计价收入的外汇敞口的风险管理活动
•由于我们将以比索计价的净货币负债重估为美元，2024年的外汇收益与2023年的外汇损失相比
•2024年第二季度因部分偿还TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款而实现的净收益。
利息收入及其他
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 以加元计价 | 49 | 87 | 62 | |||||||||||||||||
| 美元计价 | 112 | 172 | 156 | |||||||||||||||||
| 外汇影响 | 44 | 65 | 54 | |||||||||||||||||
| 利息收入及其他 | 205 | 324 | 272 | |||||||||||||||||
与2024年相比，2025年利息收入和其他减少了1.19亿美元，主要原因是：
•以加元和美元计价的短期投资赚取的利息减少
•增加保险相关拨备
•投资收益较高及其他限制性投资公允价值变动。
与2023年相比，2024年的利息收入和其他增加了5200万美元，这主要是由于以下因素的净影响：
•以加元计价的短期投资赚取的利息增加
•保险相关拨备减少。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 69
所得税（费用）回收
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 计入可比收益的所得税（费用）回收 | (1,112) | (772) | (890) | |||||||||||||||||
| 具体项目： | ||||||||||||||||||||
| 电力和能源解决方案减值费用 | 25 | 9 | — | |||||||||||||||||
| 外汇收益（损失），净额–公司间贷款 | (13) | 10 | — | |||||||||||||||||
| 租赁净投资的预期信用损失准备 和墨西哥的某些合同资产 |
24 | (7) | (25) | |||||||||||||||||
| PNGTS销售收益 | — | (116) | — | |||||||||||||||||
| 递延税项余额的重估 | — | (96) | — | |||||||||||||||||
| 债务清偿净收益 | — | (50) | — | |||||||||||||||||
| 出售非核心资产收益 | — | 15 | — | |||||||||||||||||
| 第三方结算 | — | 8 | — | |||||||||||||||||
| 焦点项目成本 | — | 6 | 17 | |||||||||||||||||
| NGTL系统所有权转移成本 | — | (32) | — | |||||||||||||||||
| Coastal GasLink减值费用 | — | — | 157 | |||||||||||||||||
| Bruce Power未实现公允价值调整 | (7) | (2) | (2) | |||||||||||||||||
| 风险管理活动 | (55) | 105 | (99) | |||||||||||||||||
| 所得税（费用）回收 | (1,138) | (922) | (842) | |||||||||||||||||
与2024年相比，2025年的所得税费用增加了2.16亿美元，与2023年相比，2024年增加了8000万美元。
除了对本MD & A其他部分提及的其他特定项目的所得税影响外，所得税（费用）回收还包括以下特定项目，这些项目已从我们计算的可比收益中包含的所得税（费用）回收中删除：
2024
•因分拆交易后对剩余递延税款余额进行重估而产生的9600万美元递延所得税费用。
2023
•与我们对Coastal GasLink LP的股权投资减值相关的1.57亿美元所得税回收。
与2024年相比，2025年可比收益中包含的所得税费用增加了3.4亿美元，这主要是由于墨西哥的外汇敞口和更高的流动所得税。
与2023年相比，2024年可比收益中包含的所得税费用减少了1.18亿美元，这主要是由于墨西哥的外汇敞口和需缴纳所得税的收益减少，部分被较低的外国所得税税率差异和较高的流动所得税所抵消。
有关我们的墨西哥外汇敞口的更多信息，请参阅外汇部分。
70 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
归属于非控股权益的净（收入）亏损
| 截至12月31日止年度 |
非控股权益
所有权在
2025年12月31日
|
2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
|
（百万美元）
|
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|
哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司1
|
40 | % | (631) | (571) | (143) | ||||||||||||||||||
|
TGNH2
|
13.01 | % | (50) | (48) | — | ||||||||||||||||||
|
德州风力发电场3
|
100 | % | 38 | 29 | 38 | ||||||||||||||||||
|
PNGTS4
|
无 | — | (30) | (41) | |||||||||||||||||||
| 计入可比收益的归属于非控股权益的净（收入）亏损 | (643) | (620) | (146) | ||||||||||||||||||||
|
具体项目：
|
|||||||||||||||||||||||
| 外汇（收益）损失，净–公司间贷款 | 60 | (61) | — | ||||||||||||||||||||
| 租赁净投资的预期信用损失准备 | 8 | — | — | ||||||||||||||||||||
| 归属于非控股权益的净（收入）亏损 | (575) | (681) | (146) | ||||||||||||||||||||
12023年10月，我们完成了向Global Infrastructure Partners出售Columbia Gas和Columbia Gulf 40%的非控股股权。
22024年第二季度，CFE成为TGNH的合作伙伴，持有TGNH 13.01%的股权。有关更多信息，请参阅墨西哥天然气管道–重大事件部分。
3税收股权投资者拥有100%的A类会员权益，其中分配了一定比例的收益、税收属性和现金流。我们拥有100%的乙类会员权益。
4PNGTS的出售已于2024年8月完成。
归属于非控股权益的净利润在2025年比2024年减少了1.06亿美元，在2024年比2023年增加了5.35亿美元，其中包括以下特定项目，这些项目已被排除在我们计算可比收益中包含的归属于非控股权益的净（收入）亏损之外：
•应付TCPL的TGNH比索计价公司间贷款的未实现外汇损益的非控股权益部分
•与TGNH租赁净投资相关的预期信用损失准备。
与2024年相比，2025年可比收益中包含的归属于非控股权益的净利润增加了2300万美元。这一增长主要是由于哥伦比亚天然气和哥伦比亚海湾资产确认的净收入增加、东南门户管道于2025年第二季度完工后EBITDA增加和TGNH AFUDC减少的净影响、TGNH非控股股权出售给CFE的13.01%的全年影响（已于2024年第二季度完成）以及外汇的总体影响。这部分被2024年第三季度PNGTS的剥离所抵消。
与2023年相比，2024年可比收益中包含的归属于非控股权益的净利润增加了4.74亿美元，这主要是由于在2023年第四季度向Global Infrastructure Partners出售了Columbia Gas和Columbia Gulf 40%的非控股股权，以及在2024年第二季度完成了向CFE出售TGNH 13.01%的非控股股权。
优先股股息
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 优先股股息 | (119) | (104) | (93) | |||||||||||||||||
与2024年相比，2025年优先股股息增加了1500万美元，与2023年相比，2024年增加了1100万美元，这主要是由于2025年赎回优先股、2025年和2024年某些系列优先股的股息率重置和转换。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注24，优先股。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 71
外汇
与美元计价业务相关的外汇
我们的某些业务以美元产生全部或大部分收益，由于我们以加元报告财务业绩，美元兑加元的价值变化直接影响我们的可比EBITDA，也可能影响可比收益。随着我们以美元计价的业务继续增长，这种风险敞口也在增加。
折旧和摊销、利息费用和其他损益表细列项目中低于可比EBITDA的美元计价金额自然会抵消一部分以美元计价的可比EBITDA风险敞口。
剩余敞口的一部分使用外汇衍生品在最长三年的滚动远期基础上进行积极管理；然而，超过该期限的自然敞口仍然存在。在考虑自然抵消和经济对冲后，截至2025年12月31日止年度，美元变动对可比收益的净影响并不显着。
折旧和摊销、利息费用和其他损益表细列项目中低于可比EBITDA的美元计价金额自然会抵消一部分以美元计价的可比EBITDA风险敞口。
剩余敞口的一部分使用外汇衍生品在最长三年的滚动远期基础上进行积极管理；然而，超过该期限的自然敞口仍然存在。在考虑自然抵消和经济对冲后，截至2025年12月31日止年度，美元变动对可比收益的净影响并不显着。
下表列出了我们以美元计价的财务业绩的组成部分，包括我们的美国天然气管道和墨西哥天然气管道业务。可比EBITDA是一种非GAAP衡量标准。
税前美元计价收入和支出项目-来自持续经营业务
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 可比EBITDA | ||||||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | 3,506 | 3,294 | 3,248 | |||||||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | 981 | 730 | 596 | |||||||||||||||||
| 4,487 | 4,024 | 3,844 | ||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | (812) | (764) | (758) | |||||||||||||||||
| 长期债务和次级次级票据的利息支出 | (1,716) | (1,855) | (1,692) | |||||||||||||||||
|
利息收入及其他
|
112 | 172 | 156 | |||||||||||||||||
|
分配给已终止业务的利息支出
|
— | 125 | 189 | |||||||||||||||||
| 建设期间使用资金备抵 | 284 | 546 | 350 | |||||||||||||||||
| 计入可比收益和其他的归属于非控股权益的净（收入）亏损 | (466) | (481) | (156) | |||||||||||||||||
| 1,889 | 1,767 | 1,933 | ||||||||||||||||||
|
平均汇率–美元兑加元
|
1.40 | 1.37 | 1.35 | |||||||||||||||||
与墨西哥天然气管道有关的外汇
墨西哥比索兑美元的价值变化可能会影响我们的可比收益，因为我们墨西哥天然气管道的货币资产和负债的一部分是以比索计价的，而我们的墨西哥业务的财务业绩是以美元计价的。这些以比索计价的余额被重新估值为美元，从而产生外汇损益，计入综合损益表的股权投资收益（损失）、外汇（收益）损失、净收益和归属于非控股权益的净收益（损失）。
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，从而导致股权投资收入和所得税费用的波动。随着我们以美元计价的净货币负债增长，这种风险敞口也会增加。
上述敞口是使用外汇衍生品管理的，尽管仍有一些未对冲敞口。外汇衍生工具的影响记入外汇（收益）损失，净额记入综合损益表。有关更多信息，请参阅其他信息–金融风险和金融工具部分。
72 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
一美元兑换墨西哥比索的期末汇率如下：
| 2025年12月31日 | 18.00 | |||||||
| 2024年12月31日 | 20.87 | |||||||
| 2023年12月31日 | 16.91 | |||||||
下表汇总了墨西哥比索兑美元及相关衍生工具价值变动带来的交易性外汇损益影响：
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
|
可比EBITDA –墨西哥天然气管道1
|
(80) | 115 | (83) | |||||||||||||||||
| 汇兑收益（损失），计入可比收益的净额 | 140 | (53) | 224 | |||||||||||||||||
| 计入可比收益的所得税（费用）回收 | (89) | 110 | (133) | |||||||||||||||||
|
计入可比收益的归属于非控股权益的净（收入）亏损2
|
7 | (11) | — | |||||||||||||||||
| (22) | 161 | 8 | ||||||||||||||||||
1包括合并报表股权投资收入（损失）中记录的德州南部合资企业的外汇影响
收入。
收入。
2表示与TGNH相关的非控股权益部分。有关更多信息，请参阅公司-财务业绩部分。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 73
财务状况
我们努力在经济周期的各个方面保持财政实力和灵活性。我们依靠我们的经营现金流来维持我们的业务，支付股息并为我们的部分增长提供资金。此外，我们进入资本市场并从事投资组合管理活动，以满足我们的融资需求并管理我们的资本结构和信用评级。有关我们的信用评级如何影响我们的融资成本、流动性和运营的更多信息，请参阅我们在SEDAR +（www.sedarplus.ca）上提供的年度信息表。
我们相信我们有财务能力通过可预测和不断增长的现金流为我们现有的资本计划提供资金，这些现金流来自持续经营、进入资本市场、投资组合管理活动、合资企业、资产层面的融资、现金
手头和大量承诺的信贷额度。每年，在第四季度，我们根据要求更新和延长我们的信贷额度。
手头和大量承诺的信贷额度。每年，在第四季度，我们根据要求更新和延长我们的信贷额度。
财务计划
我们的资本计划包括大约210亿美元的担保项目，以及我们正在开发的项目，这些项目需要获得关键的企业和监管部门的批准。正如本财务状况部分通篇所讨论的那样，我们的资本计划预计将通过我们不断增长的内部产生的现金流和其他筹资选择的组合获得资金，其中可能包括：
•高级债务
•混合型证券
•优先股
•资产剥离与资本轮换
•项目融资
•战略或金融合作伙伴的潜在参与。
此外，我们可能会酌情获得额外的融资选择，包括根据我们的DRP从库存发行的普通股和离散的普通股发行。
资产负债表分析-来自持续经营业务
截至2025年12月31日，不包括已终止经营业务，我们的流动资产总额为61亿美元，流动负债为98亿美元，因此我们的营运资金赤字为37亿美元，相比之下为48亿美元 截至2024年12月31日。我们的营运资金不足被认为是在正常的业务过程中，并通过以下方式进行管理：
•我们从运营中产生可预测且不断增长的现金流的能力
•总计78亿美元的TCPL承诺循环信贷额度，其中72亿美元的短期借款能力仍然可用，净额为6亿美元的未偿商业票据余额，另有20亿美元的活期信贷额度安排，其中截至2025年12月31日仍有13亿美元可用
•我们某些子公司和关联公司的额外21亿美元承诺循环信贷额度，其中截至2025年12月31日仍有15亿美元的短期借款能力可用，净额为6亿美元支持未偿商业票据余额
•我们进入资本市场的途径，包括通过证券发行、增量信贷便利、资本轮换和DRP（如果认为合适）。
截至2025年12月31日，我们来自持续经营业务的总资产为1186亿美元，而2024年12月31日的总资产为1179亿美元，反映了我们2025年的资本支出计划、股权投资和营运资本，与2024年12月31日相比，由于我们的美元计价资产换算，2025年12月31日的美元疲软部分抵消了这一影响。
截至2025年12月31日，我们来自持续经营业务的总负债为817亿美元，而2024年12月31日为796亿美元，原因是与2024年12月31日相比，2025年12月31日的债务、营运资本和美元疲软对我们以美元计价的负债的换算产生了净影响。
74 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
综合资本结构-来自持续经营业务
下表总结了我们持续经营资本结构的组成部分。
| 12月31日 |
百分比
总计
|
百分比
总计
|
||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||||
| 应付票据 | 1,200 | 2 | % | 387 | 1 | % | ||||||||||||||||||||
| 长期债务，包括流动部分 | 46,792 | 48 | % | 47,931 | 49 | % | ||||||||||||||||||||
| 现金及现金等价物 | (168) | — | (801) | (1) | % | |||||||||||||||||||||
| 47,824 | 50 | % | 47,517 | 49 | % | |||||||||||||||||||||
| 初级次级票据 | 12,094 | 12 | % | 11,048 | 11 | % | ||||||||||||||||||||
| 优先股 | 2,255 | 2 | % | 2,499 | 3 | % | ||||||||||||||||||||
| 普通股股东权益 | 25,040 | 26 | % | 25,093 | 26 | % | ||||||||||||||||||||
| 非控股权益 | 9,604 | 10 | % | 10,768 | 11 | % | ||||||||||||||||||||
| 96,817 | 100 | % | 96,925 | 100 | % | |||||||||||||||||||||
与我们某些子公司的各种信托契约、信贷安排和其他协议的规定可能会限制这些子公司的能力，并在某些情况下限制我们在某些情况下宣布和支付股息或进行分配的能力。管理层认为，这些规定目前并不限制我们宣布或支付股息的能力。这些信托契约和信贷安排也要求我们遵守各种肯定和否定契约，并保持一定的财务比率。截至2025年12月31日，我们遵守了所有财务契约。
现金流1,2
以下表格汇总了我们的综合现金流量。
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 经营活动提供的现金净额 | 7,346 | 7,696 | 7,268 | |||||||||||||||||
| 投资活动提供（使用）的现金净额 | (6,458) | (6,909) | (12,287) | |||||||||||||||||
| 筹资活动提供的（用于）现金净额 | (1,516) | (3,874) | 8,093 | |||||||||||||||||
| (628) | (3,087) | 3,074 | ||||||||||||||||||
| 外汇汇率变动对现金及现金等价物的影响 | (5) | 210 | (16) | |||||||||||||||||
| 现金及现金等价物增加（减少）额 | (633) | (2,877) | 3,058 | |||||||||||||||||
1包括持续经营和终止经营。
2包括Liquids Pipelines在2024年的9个月收益和2023年的全年收益。有关更多信息，请参阅终止运营部分。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 75
经营活动提供的现金1,2
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 经营活动提供的现金净额 | 7,346 | 7,696 | 7,268 | |||||||||||||||||
|
经营性营运资金增加（减少）额
|
503 | (199) | (207) | |||||||||||||||||
|
运营产生的资金
|
7,849 | 7,497 | 7,061 | |||||||||||||||||
| 具体项目： | ||||||||||||||||||||
| 南弓定居点 | 147 | — | — | |||||||||||||||||
| Liquids Pipelines业务分离成本，扣除当期所得税 | — | 185 | 40 | |||||||||||||||||
| 出售PNGTS和非核心资产的当期所得税（回收）费用 | — | 148 | — | |||||||||||||||||
| 第三方结算，扣除当期所得税 | — | 26 | — | |||||||||||||||||
| 焦点项目成本，扣除当期所得税后的净额 | — | 21 | 54 | |||||||||||||||||
| NGTL系统所有权转移成本 | — | 10 | — | |||||||||||||||||
| 风险管理活动的当期所得税（回收）费用 | — | 9 | — | |||||||||||||||||
| Keystone XL资产减值准备当期所得税（回收）费用及其他 | — | (3) | (14) | |||||||||||||||||
| Keystone监管决定的当期所得税（回收）费用 | — | (3) | 53 | |||||||||||||||||
|
处置股权的当期所得税（回收）费用3
|
— | — | 736 | |||||||||||||||||
| 里程碑14保险费用 | — | — | 36 | |||||||||||||||||
| Keystone XL保全及其他，扣除当期所得税后的净额 | — | — | 14 | |||||||||||||||||
| 运营产生的可比资金 | 7,996 | 7,890 | 7,980 | |||||||||||||||||
1包括持续经营和终止经营。
2包括Liquids Pipelines在2024年的9个月收益和2023年的全年收益。有关更多信息，请参阅终止运营部分。
3与对出售哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司40%非控股股权的税收收益适用约24%的税率有关的当前所得税费用。这被相应的递延税收回收所抵消，从而不会对税收费用产生净影响。
经营活动提供的现金净额
与2024年相比，2025年运营提供的净现金减少了3.5亿美元，这主要是由于营运资金变化的时间安排，部分被运营产生的资金增加所抵消。
与2023年相比，2024年运营提供的净现金增加了4.28亿美元，这主要是由于运营产生的资金增加。
运营产生的可比资金
运营产生的可比资金是一种非公认会计准则衡量标准，它通过排除营运资本变化的时间影响以及我们特定项目的现金影响，帮助我们评估我们业务的现金产生能力。
与2024年相比，2025年运营产生的可比资金增加了1.06亿美元，这主要是由于用于管理我们在墨西哥的净负债和美元计价收入的外汇敞口的可比EBITDA和风险管理活动增加，部分被我们股权投资的分配减少所抵消。
与2023年相比，2024年运营产生的可比资金减少了9000万美元，这主要是由于可比收益减少，部分被我们股权投资的分配增加所抵消。
76 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
投资活动提供的现金（用于）1
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
|
资本支出2
|
||||||||||||||||||||
| 资本支出 | (5,270) | (6,308) | (8,007) | |||||||||||||||||
| 发展中的资本项目 | (16) | (50) | (142) | |||||||||||||||||
|
对股权投资的贡献
|
(1,051) | (1,546) | (4,149) | |||||||||||||||||
| (6,337) | (7,904) | (12,298) | ||||||||||||||||||
|
股权投资的其他分配
|
5 | 549 | 23 | |||||||||||||||||
| 出售资产收益，扣除交易成本 | — | 791 | 33 | |||||||||||||||||
| 收购，扣除已收购现金 | — | — | (307) | |||||||||||||||||
| 已偿还（已发放）给附属公司的贷款，净额 | — | — | 250 | |||||||||||||||||
| 递延金额和其他 | (126) | (345) | 12 | |||||||||||||||||
| 投资活动提供（使用）的现金净额 | (6,458) | (6,909) | (12,287) | |||||||||||||||||
1包括持续经营和终止经营。
2资本支出反映了与我们的资本支出、开发中的资本项目和对股权投资的贡献相关的现金流。截至2024年12月31日止年度，对股权投资的贡献扣除了加拿大天然气管道部门31亿美元股权投资的其他分配。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注5，分段信息，附注10，股权投资和附注11，与关联公司的贷款。
用于投资活动的净现金从2024年的69亿美元减少到2025年的65亿美元，这主要是由于2025年资本支出减少，部分被2024年出售资产的收益所抵消。
用于投资活动的现金净额从2023年的123亿美元减少到2024年的69亿美元，这主要是由于资本支出减少，对主要与Coastal GasLink LP相关的股权投资的贡献减少，部分原因是出售资产和股权投资分配的收益增加。
资本支出1
下表汇总了按部门划分的资本支出。
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 加拿大天然气管道 | 1,405 | 2,100 | 6,184 | |||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | 3,457 | 2,575 | 2,660 | |||||||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | 522 | 2,228 | 2,292 | |||||||||||||||||
| 电力和能源解决方案 | 922 | 824 | 1,080 | |||||||||||||||||
| 企业 | 31 | 50 | 33 | |||||||||||||||||
| 6,337 | 7,777 | 12,249 | ||||||||||||||||||
|
已终止经营
|
— | 127 | 49 | |||||||||||||||||
| 6,337 | 7,904 | 12,298 | ||||||||||||||||||
1资本支出反映了与我们的资本支出、开发中的资本项目和对股权投资的贡献相关的现金流。截至2024年12月31日止年度，对股权投资的贡献扣除了加拿大天然气管道部门31亿美元股权投资的其他分配。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注5，分部信息，附注10，股权投资和附注11，与关联公司的贷款。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 77
资本支出
2025年的资本支出主要用于推进哥伦比亚天然气和ANR项目、NGTL系统扩建以及维护资本支出。与2024年相比，2025年的资本支出减少，反映出东南门户管道在2025年第二季度完工，部分被ANR项目支出增加所抵消。
发展中的资本项目
2025年期间开发中的资本项目产生的成本归因于电力和能源解决方案部门项目的支出。
对股权投资的贡献
与2024年相比，2025年对股权投资的贡献减少，主要是由于通过次级贷款协议向Coastal GasLink LP垫付的资金减少。
与2023年相比，2024年对股权投资的贡献减少，主要是由于通过次级贷款协议向Coastal GasLink LP垫付的资金减少。
2024年12月17日，在管道宣布投入商业使用后，Coastal GasLink LP偿还了根据次级贷款协议欠我们的31.47亿美元余额。我们为Coastal GasLink LP偿还未偿贷款余额所需的股权出资份额为31.37亿美元。与这些活动相关的股权投资贡献和股权投资的其他分配在上文中以净额列报，尽管它们在我们的综合现金流量表中以毛额为基础报告。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注11，与关联公司的贷款。
股权投资的其他分配
与2024年相比，2025年股权投资的其他分配减少，主要是由于Millennium因其2024年的债务融资计划而进行的分配，以及我们在易洛魁人的股权投资的资本回报率较低。
与2023年相比，2024年股权投资的其他分配有所增加，这主要是由于Millennium因其2024年的债务融资计划而进行的分配。
出售资产所得款项
2024年，TC Energy与其合作伙伴、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。我们在收益中的份额为7.43亿美元（5.46亿美元），扣除交易成本。
2024年，我们还完成了其他非核心资产的出售，总收益为4800万美元。
2023年，我们完成了向合资伙伴Motiva Enterprises出售Port Neches Link LLC 20.1%的股权，总收益为3300万美元（2500万美元）。作为2024年10月1日分拆交易的一部分，我们在Port Neches Link LLC的剩余权益已转让给South Bow。
收购
2023年，我们以9900万美元收购了位于德克萨斯州Scurry县的Fluvanna风电场100%的B类会员权益，交易结束后进行了调整。我们还以1.25亿美元的价格收购了位于德克萨斯州贝利县的Blue Cloud风电场100%的B类会员权益，在交易结束后进行调整。
对附属公司的贷款
在2023年，向附属公司（已发行）偿还的贷款净额是指我们与Coastal GasLink LP订立的向Coastal GasLink项目提供额外流动性和资金的次级需求循环信贷额度和次级贷款协议的发行和偿还。
78 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
筹资活动提供的现金（用于）1
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
|
已发行（已偿还）应付票据，净额
|
876 | 341 | (6,299) | |||||||||||||||||
| 已发行长期债务，扣除发行成本 | 5,413 | 8,089 | 15,884 | |||||||||||||||||
| 偿还长期债务 | (6,116) | (9,273) | (3,772) | |||||||||||||||||
| 已发行初级次级票据，扣除发行成本 | 2,545 | 1,465 | — | |||||||||||||||||
| 已支付的股息及分派 | (4,550) | (4,807) | (3,052) | |||||||||||||||||
| 已发行普通股，扣除发行成本 | 104 | 88 | 4 | |||||||||||||||||
| 赎回的优先股 | (250) | — | — | |||||||||||||||||
|
来自非控股权益的贡献
|
— | 21 | — | |||||||||||||||||
| 保理安排收到的现金 | 351 | — | — | |||||||||||||||||
| 从附属公司贷款 | 111 | — | — | |||||||||||||||||
| 股权处置，扣除交易费用 | — | 419 | 5,328 | |||||||||||||||||
|
转移至南弓的现金，扣除债务清偿
|
— | (244) | — | |||||||||||||||||
| 金融工具结算收益（损失） | — | 27 | — | |||||||||||||||||
| 筹资活动提供的（用于）现金净额 | (1,516) | (3,874) | 8,093 | |||||||||||||||||
1包括持续经营和终止经营。
与2024年相比，2025年用于融资活动的现金净额减少了24亿美元，这主要是由于长期债务偿还额减少，初级次级票据和应付票据发行量增加，以及2025年支付的股息和分配减少，但长期债务发行量减少部分抵消了这一影响。
与2023年相比，2024年融资活动提供的现金净额减少了120亿美元，这主要是由于较低的发行量和较高的长期债务偿还额、2023年在出售哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司40%的非控股股权后收到了53亿美元（39亿美元）的收益，以及2024年支付的更高的股息和分配，部分被2024年应付票据的净发行额与2023年的净偿还额和2024年发行的次级票据的净发行额所抵消。
下文将进一步详细讨论我们融资活动中反映的主要交易。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 79
发行的长期债务
下表概述了2025年重要的长期债务发行情况。
| （百万加元，除非另有说明） | |||||||||||||||||||||||||||||
| 公司 | 发行日期 | 类型 | 到期日 | 金额 | 息率 | ||||||||||||||||||||||||
|
TRANSCANADA PIPELINES LIMITED
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 2025年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 | % | ||||||||||||||||||||||||
|
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 | % | ||||||||||||||||||||||||
| 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 | % | ||||||||||||||||||||||||
长期债务清退/偿还
下表概述了2025年偿还/偿还的重要长期债务。
| （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 | % | ||||||||||||||||||||||
|
NOVA GAS TRANSMISSION LTD。
|
||||||||||||||||||||||||||
| 2025年5月 | 中期票据 | 87 | 8.90 | % | ||||||||||||||||||||||
|
哥伦比亚管道运营公司有限责任公司
|
||||||||||||||||||||||||||
| 2025年3月 | 高级无抵押票据 | 美国1,000 | 4.50 | % | ||||||||||||||||||||||
|
TC PipeLines, LP
|
||||||||||||||||||||||||||
| 2025年3月 | 高级无抵押票据 | 美国350 | 4.38 | % | ||||||||||||||||||||||
| TC energ í a Mexicana，S. de R.L. de C.V。 | ||||||||||||||||||||||||||
| 各种 |
高级无抵押定期贷款
|
美国677 | 浮动 | |||||||||||||||||||||||
2026年2月5日，TCPL退出了2.41亿美元的中期票据，固定利率为8.29%。
80 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
发行的初级次级票据
下表概述了2025年发行的重要次级次级票据：
|
（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10月 | 初级次级票据 | 2085年11月 | 美国370 | 6.25 | % | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025年8月 | 初级次级票据 | 2056年2月 | 1,000 | 5.20 | % |
1
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 2025年2月 | 初级次级票据 | 2065年6月 | 美国750 | 7.00 | % |
2
|
|||||||||||||||||||||||||||||
1至2031年2月15日的每年固定利率，此后每五年重置一次，但须遵守利率重置的最低要求。
2每年固定利率至2030年6月1日，此后每五年重置一次。
初级次级票据已偿还/已退休
2025年5月，TCPL行使选择权，全额偿还并退还到期日为2075年的7.5亿美元次级次级票据，利息为TransCanada Trust（信托）的5.88%。偿还的所有收益由信托根据条款于2025年5月用于支付本金总额为7.5亿美元的未偿信托票据-2015-A系列的赎回价格。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注20，初级次级票据。
有关2025年、2024年和2023年发行的长期债务和初级次级票据以及偿还的长期债务的更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注19，长期债务和附注20，初级次级票据。
股息再投资计划
根据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，普通股在特定时期内以低于市场价格2%的折扣从库存中发行。
自2023年7月27日宣布的股息开始，根据TC Energy的DRP购买的普通股将在公开市场上以加权平均购买价格的100%获得。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 81
分享信息
| 于2026年2月6日 | ||||||||
| 普通股 |
已发行和未偿还
|
|||||||
| 10.00亿 | ||||||||
| 优先股 |
已发行和未偿还
|
可兑换 | ||||||
| 系列1 | 18.4百万 | 系列2优先股 | ||||||
| 系列2 | 360万 | 系列1优先股 | ||||||
| 系列3 | 11.7百万 | 系列4优先股 | ||||||
| 系列4 | 2.3百万 | 系列3优先股 | ||||||
| 系列5 | 14.0 | 百万 | 系列6优先股 | |||||
| 系列7 | 2400万 | 系列8优先股 | ||||||
| 系列9 | 1670万 | 系列10优先股 | ||||||
| 系列10 | 130万 |
系列9优先股
|
||||||
| 购买普通股的期权 |
优秀
|
可行使
|
||||||
| 190万 | 140万 | |||||||
2026年1月16日，10.98万股第5系列优先股以一对一的方式被选为第6系列优先股，1089,726股第6系列优先股以一对一的方式被选为第5系列优先股。由于投标转换的第6系列优先股总数将导致在转换日期未发行的第6系列优先股少于一百万股，所有剩余的已发行第6系列优先股自动转换为第5系列优先股，没有第5系列优先股转换为第6系列优先股。因此，在2026年1月30日，1,929，407股第6系列优先股在一对一的基础上转换为1,929，407股第5系列优先股，第6系列优先股于2026年1月30日收市时从多伦多证券交易所退市。
2025年11月28日，我们以每股25.00美元的赎回价格赎回了所有1000万股已发行和流通的11系列优先股，并支付了截至2025年11月28日但不包括在内期间的最终季度股息，即每股11系列优先股0.2094375美元，如先前于2025年11月4日宣布的那样。
2025年6月30日，104,778股系列3优先股在一对一的基础上转换为系列4优先股，1,822，829股系列4优先股在一对一的基础上转换为系列3优先股。
有关优先股的更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注24，优先股。
82 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
股息
| 截至12月31日止年度 | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 宣派股息 | ||||||||||||||||||||
|
每普通股1
|
$3.40 | $3.7025 | $3.72 | |||||||||||||||||
| 每系列1优先股 | $1.23475 | $0.86975 | $0.86975 | |||||||||||||||||
| 每系列2优先股 | $1.20576 | $1.68134 | $1.62659 | |||||||||||||||||
| 每系列3优先股 | $0.7245 | $0.4235 | $0.4235 | |||||||||||||||||
| 每系列4优先股 | $1.04576 | $1.52046 | $1.46703 | |||||||||||||||||
| 每系列5优先股 | $0.48725 | $0.48725 | $0.48725 | |||||||||||||||||
| 每系列6优先股 | $1.06655 | $1.55132 | $1.55993 | |||||||||||||||||
| 每系列7优先股 | $1.49625 | $1.36613 | $0.97575 | |||||||||||||||||
| 每系列9优先股 | $1.27 | $1.02288 | $0.9405 | |||||||||||||||||
|
每系列10优先股
|
$1.26905 | $0.39807 | — | |||||||||||||||||
| 每系列11优先股 | $0.62831 | $0.83775 | $0.83775 | |||||||||||||||||
12024年第四季度宣布的股息以及此后的股息反映了TC Energy在分拆交易后的比例分配。
自2025年1月31日在2024年12月31日营业结束时支付给登记在册股东的股息开始，这些金额反映了TC Energy在分拆交易后的比例分配。有关更多信息，请参阅我们的2024年年度报告。
我们的董事会已宣布，截至2026年3月31日的季度，我们已发行普通股的季度股息为每股普通股0.87 75美元，相当于每股普通股3.51美元的年度股息。
信贷便利
我们有几项承诺的信贷安排，支持我们的商业票据计划，并为一般公司用途提供短期流动性。此外，我们的活期信贷便利也用于一般公司用途，包括签发信用证和提供额外流动性。
截至2026年2月6日，承诺的循环和活期信贷额度总额为118亿美元。这些无担保信贷便利包括以下内容：
| （十亿加元，除非另有说明） | |||||||||||||||||||||||||||||
| 借款人 | 说明 | 成熟 | 设施总数 | 未使用 容量 |
1
|
||||||||||||||||||||||||
| 承诺、银团、循环、可展期、高级无抵押信贷额度： | |||||||||||||||||||||||||||||
| TCPL | 支持商业票据计划和一般公司用途 | 2030年12月 | 3.0 | 2.3 | |||||||||||||||||||||||||
|
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0.7 | |||||||||||||||||||||||||
|
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2.2 | |||||||||||||||||||||||||
|
哥伦比亚管道控股公司有限责任公司2
|
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 | |||||||||||||||||||||||||
| Demand高级无抵押循环信贷额度： | |||||||||||||||||||||||||||||
| 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 |
3
|
1.2 |
3
|
|||||||||||||||||||||||
1未使用的产能扣除未偿还的商业票据和设施提款。
2Columbia Pipelines Holding Company LLC是TC Energy的一家部分拥有的子公司，拥有40%的非控股权益。
3或等值美元。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 83
合同义务
我们的合同义务包括我们的应付票据、长期债务和初级次级票据、经营租赁、购买义务和我们业务中产生的其他负债，例如对员工养老金和退休后福利计划的现金贡献。
到期付款（按期间）
| 于2025年12月31日 | 合计 | < 1年 | 1-3年 | 4-5年 | > 5年 | ||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | |||||||||||||||||||||||||||||
| 应付票据 | 1,200 | 1,200 | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||
|
长期债务和次级次级票据1
|
59,145 | 1,545 | 8,318 | 5,882 | 43,400 | ||||||||||||||||||||||||
|
经营租赁2
|
509 | 73 | 129 | 122 | 185 | ||||||||||||||||||||||||
|
购买义务和其他3
|
4,650 | 1,091 | 976 | 564 | 2,019 | ||||||||||||||||||||||||
| 65,504 | 3,909 | 9,423 | 6,568 | 45,604 | |||||||||||||||||||||||||
1不包括发行费用和公允价值调整。
2包括未来支付的公司办公室、各种房地、服务、设备、土地和公司重组的租赁承诺。我们的一些经营租赁包括延长协议一至25年的选择权。
3包括与向South Bow转移养老金资产有关的1700万美元。有关更多信息，请参阅义务-养老金和其他退休后福利计划部分。
应付票据
截至2025年12月31日，未偿还的应付票据总额为12亿美元（2024年– 3.87亿美元）。
长期债务和次级次级票据
截至2025年12月31日，我们有468亿美元（2024 – 479亿美元）的长期债务和121亿美元（2024 – 110亿美元）的次级次级票据。
我们试图对债务的到期情况进行阶梯式调整。我们的长期债务和次级次级票据的加权平均期限，不包括看涨特征约为19年。
于2025年12月31日，与我们的长期债务和次级次级票据相关的预定利息支付如下：
| 于2025年12月31日 | 合计 | < 1年 | 1-3年 | 4-5年 | > 5年 | ||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | |||||||||||||||||||||||||||||
| 长期负债 | 29,434 | 2,387 | 4,496 | 3,875 | 18,676 | ||||||||||||||||||||||||
| 初级次级票据 | 44,193 | 742 | 1,618 | 1,677 | 40,156 | ||||||||||||||||||||||||
| 73,627 | 3,129 | 6,114 | 5,552 | 58,832 | |||||||||||||||||||||||||
购买义务
我们有按市场价格和正常业务过程中进行交易的采购义务，包括长期天然气运输和采购安排。
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。
我们与2026年至2038年的太阳能和风力发电设施签订了购电协议，这些设施需要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容量约为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。
84 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
截至2025年12月31日，采购义务及其他付款情况如下：
| 于2025年12月31日 | 合计 | < 1年 | 1-3年 | 4-5年 | > 5年 | ||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | |||||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大天然气管道 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
他人运输1
|
181 | 41 | 77 | 45 | 18 | ||||||||||||||||||||||||
|
他人运输-TQM1,2
|
2,574 | 152 | 317 | 316 | 1,789 | ||||||||||||||||||||||||
|
资本支出3
|
115 | 115 | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
他人运输1
|
598 | 144 | 249 | 91 | 114 | ||||||||||||||||||||||||
|
资本支出3
|
569 | 311 | 180 | 78 | — | ||||||||||||||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
资本支出3
|
36 | 36 | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||
| 电力和能源解决方案 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
资本支出3
|
114 | 78 | 28 | 6 | 2 | ||||||||||||||||||||||||
|
其他
|
190 | 26 | 40 | 28 | 96 | ||||||||||||||||||||||||
| 企业 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
资本支出3
|
3 | 3 | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||
|
南弓养老计划资产以信托方式持有4
|
17 | 17 | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||
|
其他
|
253 | 168 | 85 | — | — | ||||||||||||||||||||||||
| 4,650 | 1,091 | 976 | 564 | 2,019 | |||||||||||||||||||||||||
1需求利率可能会发生变化。表中的合同义务仅基于需求数量，不包括数量流动时产生的可变费用。
2包括加拿大干线利用TQM管道为其托运人运输到2042年的运输量的100%的合同义务，我们对此拥有50%的所有权权益。合同的成本流向加拿大主线托运人，并根据TQM和解协议中概述的收入要求确定。
3金额主要用于基本建设项目支出。金额是估计数，可能会根据建设时间和项目需求而发生变化。
4与向南弓转让养老资产有关。有关更多信息，请参阅义务-养老金和其他退休后福利计划部分。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 85
保证
德州南部
我们和我们在德州南部管道上的合作伙伴IEnova Infraestructura Marina Holding B.V.（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。该担保的条款可在2026年6月续签，年度选择权可延长至2053年结束的一年期限。
截至2025年12月31日，我们在Sur de Texas管道担保下的潜在风险份额估计为7800万美元，账面金额不到100万美元。
布鲁斯·鲍尔
我们和我们的合资伙伴就Bruce Power，BPC Generation Infrastructure信托，已分别为布鲁斯电力与租赁协议相关的若干或有财务义务提供担保。Bruce Power担保的期限可在2027年12月续期，并可延长任意数量的连续两年期限，最终续期期限为截至2065年的三年。
截至2025年12月31日，我们在Bruce Power担保下的潜在风险敞口份额估计为8800万美元，没有账面金额。
其他共同拥有的实体
我们和我们在某些其他共同拥有的实体中的合作伙伴也（共同、个别、共同和个别或独家）保证了这些实体的财务业绩。这类协议包括主要与天然气交付有关的担保和信用证。这些担保的期限为2032年。
根据这些保证，我们在潜在风险敞口中的份额在2025年12月31日估计约为5400万美元，账面金额为100万美元。在某些情况下，如果我们支付的款项超过了我们的所有权权益，那么额外的金额必须由我们的合作伙伴偿还。
义务–养老金和其他退休后福利计划
在2025年，我们没有为我们的固定福利养老金计划（DB计划）提供资金捐款，800万美元用于其他退休后福利计划，7200万美元用于储蓄计划和固定缴款计划。截至2025年12月31日，为加拿大DB计划的偿付能力要求提供资金的信用证总额为零（2024年– 1.11亿美元；2023年– 2.44亿美元）。
在2026年，我们预计不会对DB计划作出任何贡献，其他退休后福利计划的资金贡献为800万美元，储蓄计划和固定缴款养老金计划的资金贡献为7600万美元。我们预计不会为偿付能力要求的资金提供额外的加拿大DB计划信用证。
我们的DB计划和其他退休后计划的净福利成本从2024年的1900万美元降至2025年的1100万美元，这主要是由于加拿大退休计划的服务成本下降。
南弓-养老资产转型
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，有1.05亿美元转入南弓。截至2025年12月31日，加拿大DB计划中的1700万美元资产仍保留在TC Energy DB计划信托中，并反映为已终止经营业务的流动资产，对South Bow负有相应义务，在我们的合并资产负债表中反映为已终止经营业务的流动负债。剩余的南弓养老金资产将在转让日调整为公允价值，预计2026年年中。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。
86 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
未来的净福利成本以及我们为资助我们的计划所需的捐款金额将取决于一系列因素，包括：
•利率
•计划资产实际收益率
•精算假设和计划设计的变更
•实际计划经验对比预测
•修订退休金计划条例及法例。
我们预计未来维持我们计划所需资金水平的增加不会对我们的流动性或财务状况产生实质性影响。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 87
已终止经营
2024年10月1日，TC Energy完成了将其液体管道业务分拆为新的上市公司South Bow的工作。于分拆交易完成后，Liquids Pipelines业务作为已终止经营业务入账。
协议
根据分拆交易，TC Energy和South Bow已签署一系列协议，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，期限最长为两年。
税务事项协议对TC Energy和南弓都施加了一定的限制，以保持分拆的免税地位，并在分拆交易不免税的情况下分配税务责任。
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。
2025年9月，我们与South Bow就我们根据分居协议赔偿South Bow的责任达成协议，解除了我们的这些责任。包括对和解的确认，截至2025年12月31日止年度，已终止经营业务的税后净亏损为1.83亿美元，已被排除在我们对已终止经营业务的可比计量的计算之外。与结算相关的付款于2025年第四季度开始，并将于2026年完成。
2025年6月，我们收到了2400万美元，与根据与South Bow的分离协议进行的某些追偿有关。此时，我们还修正了我们对未来回收份额的估计，产生了2900万美元的减值费用，该费用已计入终止经营业务的净收入（亏损），合并损益表中的税后净额，并且不包括在我们对终止经营业务的可比计量的计算中。
有关该协议、分拆交易之前发生的事件和离职成本的更多信息，请参阅我们的2025年合并财务报表和2024年年度报告的附注4，终止经营。
已终止业务的介绍
分拆交易完成后，液体管道业务作为已终止业务入账。我们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支出。
以往年度的金额将Liquids Pipelines业务列为已终止业务。
88 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
停止运营的结果1
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 已终止经营业务的分部收益（亏损） | (245) | 716 | 1,039 | |||||||||||||||||
|
利息支出
|
— | (218) | (297) | |||||||||||||||||
| 利息收入及其他 | 28 | 21 | (30) | |||||||||||||||||
| 所得税前已终止经营业务收入（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 | |||||||||||||||||
|
终止经营业务每股普通股净收入（亏损）–基本
|
($0.20) | $0.38 | $0.60 | |||||||||||||||||
1代表Liquids Pipelines在2024年的9个月收益和2023年的全年收益。
2025年已终止业务的税后净亏损为2.12亿美元或每股普通股0.20美元（2024年–净收入3.95亿美元或每股普通股0.38美元；2023年–净收入6.12亿美元或每股普通股0.60美元），与2024年相比减少6.07亿美元或每股普通股0.58美元，与2023年相比，2024年减少2.17亿美元或每股普通股0.22美元。
非公认会计原则措施
这份MD & A引用了非GAAP措施，这些措施在第22页进行了描述。这些措施没有GAAP规定的任何标准化含义，因此可能无法与其他实体提出的类似措施进行比较。
以下具体项目在已终止经营业务的净收益（亏损）中确认，但不包括在已终止经营业务的可比收益中：
2025
•1.88亿美元的税前费用主要与我们根据分居协议赔偿South Bow的负债有关
•与我们对Keystone XL合同回收率的估计相关的2900万美元的税前减值费用。
2024
•与分拆交易相关的Liquids Pipeline业务分离成本产生的税前费用为1.97亿美元，其中1.73亿美元在已终止业务的分部收益（亏损）中确认，4200万美元在利息支出中入账，1800万美元在利息收入中入账
•3700万美元的税前费用与我们对里程碑14事件导致的潜在增量成本的估计有关。根据分居协议中的赔偿条款，这一数额代表我们86%的份额
•与Keystone XL资产处置和终止活动相关的税前费用2100万美元
•因FERC行政法法官就与前期确认的金额有关的收费相关投诉对Keystone作出裁决而产生的1200万美元的税前费用。
2023
•因FERC行政法法官就与前期确认的金额有关的通行费相关投诉对Keystone作出裁决而产生的6700万美元的税前费用，其中包括5700万美元的一次性税前费用，并包括1000万美元的应计税前账面费用
•与分拆交易相关的Liquids Pipelines业务分离成本产生的4000万美元税前费用
•与里程碑14事件相关的税前应计保险费用3600万美元
•与Keystone XL管道项目资产的保存和储存有关的税前保全和其他费用1800万美元
•与美国对2021年Keystone XL资产减值费用和其他的最低税收回收的净影响以及出售Keystone XL项目资产的收益相关的400万美元的税前回收，部分被与终止活动相关的合同和法律义务估计的调整所抵消。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 89
已终止经营业务净收入（亏损）的调节，税后净额与已终止经营业务的可比收益1
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 终止经营业务净收入（亏损），税后净额 | (212) | 395 | 612 | |||||||||||||||||
| 具体项目（税前）： | ||||||||||||||||||||
|
南弓定居点2
|
188 | — | — | |||||||||||||||||
| Keystone XL资产减值费用及其他 | 29 | 21 | (4) | |||||||||||||||||
| Liquids Pipelines业务分离成本 | — | 197 | 40 | |||||||||||||||||
|
里程碑14增加的成本
|
— | 37 | — | |||||||||||||||||
| Keystone监管决定 | — | 12 | 67 | |||||||||||||||||
|
里程碑14保险费用
|
— | — | 36 | |||||||||||||||||
| Keystone XL保全及其他 | — | — | 18 | |||||||||||||||||
|
风险管理活动
|
— | (67) | 34 | |||||||||||||||||
|
特定物项的税收
|
(5) | (30) | (47) | |||||||||||||||||
| 终止经营业务的可比收益 | — | 565 | 756 | |||||||||||||||||
| 终止经营业务的每股普通股净收入（亏损） | ($0.20) | $0.38 | $0.60 | |||||||||||||||||
|
具体项目（税后净额）
|
0.20 | 0.16 | 0.14 | |||||||||||||||||
| 终止经营业务的每股普通股可比收益 | — | $0.54 | $0.74 | |||||||||||||||||
1代表Liquids Pipelines在2024年的9个月收益和2023年的全年收益。
2截至2025年12月31日止年度的税前费用1.88亿美元，主要是由于2025年9月根据与South Bow的分离协议达成的决议。
90 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
可比EBITDA与可比收益-来自已终止经营业务1
来自已终止经营业务的可比EBITDA是根据上述特定项目调整的已终止经营业务的分部收益（亏损），不包括折旧和摊销费用。
|
截至12月31日止年度
|
||||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | 2024 | 2023 | ||||||||||||
| 来自已终止经营业务的可比EBITDA | 1,145 | 1,516 | ||||||||||||
| 折旧及摊销 | (253) | (332) | ||||||||||||
|
计入可比收益的利息支出2
|
(176) | (287) | ||||||||||||
|
计入可比收益的利息收入和其他3
|
3 | 6 | ||||||||||||
|
计入可比收益的所得税（费用）回收4
|
(154) | (147) | ||||||||||||
| 终止经营业务的可比收益 | 565 | 756 | ||||||||||||
| 终止经营业务的每股普通股可比收益 | $0.54 | $0.74 | ||||||||||||
1代表Liquids Pipelines在2024年的9个月收益和2023年的全年收益。
2不包括与2024年第三季度发行的South Bow债务的利息费用相关的4200万美元的税前Liquids Pipeline业务分离成本，以及截至2023年12月31日止年度的1000万美元的账面费用，这是由于与FERC行政法法官对Keystone就与前期确认的金额相关的收费相关投诉的裁决相关的税前费用。
3不包括截至2024年12月31日止年度的税前收入1800万美元，这与2024年8月28日发行的South Bow债务收益的利息收入净影响有关，这些收益由托管和保险准备金持有，以及2023年记录的与里程碑14事件相关的3600万美元税前保险费用。
4不包括与上述特定项目相关的所得税以及2023年对Keystone XL资产减值费用的1400万美元最低税收回收以及与终止Keystone XL管道项目相关的其他影响。
来自已终止经营业务的可比EBITDA
与2023年相比，2024年来自已终止业务的可比EBITDA减少3.71亿美元，主要是由于以下净影响：
•2024年包括9个月的Liquids Pipelines收益，而2023年Liquids Pipelines全年收益
•2024年Keystone管道系统的合同量和未合同量增加
•由于已实现利润率较低，液体营销业务的贡献较低。
终止经营业务的可比收益
2024年终止经营业务的可比收益为1.91亿美元，即每股普通股比2023年低0.20美元，主要是由于2024年液体管道业务的9个月收益与全年相比的影响
2023年。
2023年。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 91
财务业绩-2024年和2023年1
以下是来自已终止业务的可比EBITDA和来自已终止业务的可比息税前利润（我们的非GAAP衡量标准）与来自已终止业务的分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP衡量标准）的对账。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第22页。
有关已终止业务的2025年可比措施的信息，请参阅第89页。
|
截至12月31日止年度
|
||||||||||||||
| （百万美元） | 2024 | 2023 | ||||||||||||
|
Keystone管道系统
|
1,098 | 1,453 | ||||||||||||
|
艾伯塔省内部管道2
|
52 | 70 | ||||||||||||
|
其他
|
(5) | (7) | ||||||||||||
| 来自已终止经营业务的可比EBITDA | 1,145 | 1,516 | ||||||||||||
| 折旧及摊销 | (253) | (332) | ||||||||||||
| 终止经营业务的可比息税前利润 | 892 | 1,184 | ||||||||||||
|
具体项目（税前）：
|
||||||||||||||
| Liquids Pipelines业务分离成本 | (173) | (40) | ||||||||||||
| 里程碑14增加的成本 | (37) | — | ||||||||||||
| Keystone XL资产减值费用及其他 | (21) | 4 | ||||||||||||
| Keystone监管决定 | (12) | (57) | ||||||||||||
| Keystone XL保全及其他 | — | (18) | ||||||||||||
| 风险管理活动 | 67 | (34) | ||||||||||||
| 已终止经营业务的分部收益（亏损） | 716 | 1,039 | ||||||||||||
1代表Liquids Pipelines在2024年的9个月收益和2023年的全年收益。
2条艾伯塔省内部管道包括大急流城和白云杉。
与2023年相比，2024年来自已终止经营业务的分部收益减少了3.23亿美元，其中包括上表中提到的特定项目，这些项目已被排除在我们计算的已终止经营业务的可比EBITDA和已终止经营业务的可比息税前利润之外。有关更多信息，请参阅第89页。
2024年和2023年美元走强对我们美国业务的加元等值分部收益产生了积极影响。
折旧及摊销
与2023年相比，2024年的折旧和摊销减少了7900万美元，原因是2024年液体管道的运营时间为9个月，而2023年液体管道的运营时间为一整年。
92 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
利息支出1
|
截至12月31日止年度
|
||||||||||||||
| （百万美元） | 2024 | 2023 | ||||||||||||
| 计入已终止经营业务可比收益的利息支出 | (176) | (287) | ||||||||||||
|
具体项目：
|
||||||||||||||
| Liquids Pipelines业务分离成本 | (42) | — | ||||||||||||
| Keystone监管决定 | — | (10) | ||||||||||||
|
终止经营业务的利息支出2
|
(218) | (297) | ||||||||||||
1表示Liquids Pipelines在2024年分配的9个月利息支出和2023年分配的一整年利息支出。
2我们选择将公司层面产生的利息支出的一部分分配给已终止的业务。请参阅我们的2024年年度报告
附加信息。
附加信息。
由于与2023年全年相比，2024年计入9个月的利息支出，包括在已终止业务的可比收益中的利息支出在2024年比2023年减少了1.11亿美元。
利息收入及其他1
|
截至12月31日止年度
|
||||||||||||||
| （百万美元） | 2024 | 2023 | ||||||||||||
|
利息收入及其他 计入已终止经营业务的可比收益
|
3 | 6 | ||||||||||||
|
具体项目：
|
||||||||||||||
| Liquids Pipelines业务分离成本 | 18 | — | ||||||||||||
|
里程碑14保险费用
|
— | (36) | ||||||||||||
| 终止经营业务的利息收入及其他 | 21 | (30) | ||||||||||||
1代表Liquids Pipelines在2024年的9个月收益和2023年的全年收益。
与2023年相比，包含在已终止经营业务可比收益中的利息收入和其他在2024年大体一致。
所得税（费用）回收1
|
截至12月31日止年度
|
||||||||||||||
| （百万美元） | 2024 | 2023 | ||||||||||||
|
所得税（费用）回收 计入已终止经营业务的可比收益
|
(154) | (147) | ||||||||||||
|
具体项目：
|
||||||||||||||
| Liquids Pipelines业务分离成本 | 30 | 6 | ||||||||||||
| 里程碑14增加的成本 | 9 | — | ||||||||||||
| Keystone XL资产减值费用及其他 | 5 | 14 | ||||||||||||
| Keystone监管决定 | 2 | 15 | ||||||||||||
| Keystone XL保全及其他 | — | 4 | ||||||||||||
| 风险管理活动 | (16) | 8 | ||||||||||||
| 终止经营业务的所得税（费用）回收 | (124) | (100) | ||||||||||||
1代表Liquids Pipelines在2024年的9个月收益和2023年的全年收益。
与2023年相比，2024年包含在已终止经营业务的可比收益中的所得税费用增加了700万美元，这主要是由于较低的外国所得税税率差异在很大程度上被较低的收益所抵消。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 93
其他信息
风险监督与企业风险管理
风险管理嵌入到TC Energy的所有活动中，并且是我们业务成功运营不可或缺的一部分。我们的战略确保风险和相关风险敞口与我们的业务目标和风险承受能力保持一致。我们通过集中式企业风险管理（ERM）计划来实现这一目标，该计划系统地识别和评估可能对我们的战略目标产生重大影响的风险。
ERM计划解决与执行我们的业务战略相关的风险，并支持识别和监测新出现的风险的做法。具体来说，ERM框架为风险识别、分析、评估和缓解提供了一个全面的过程。它还确保持续监测并向董事会、首席执行官、执行副总裁和首席风险官报告。
董事会和委员会监督
我们的董事会对所有企业风险保持总体监督。董事会每年都会审查企业风险登记册，并根据TC Energy的风险偏好和容忍度，每季度接收有关新出现的风险及其管理和缓解的最新信息。此外，董事会每季度收到有关企业风险的详细介绍，在定期财务更新和战略会议上讨论了具体主题。还根据需要或根据要求提供特别介绍。
我们董事会的治理委员会监督ERM计划，确保对我们的风险管理活动进行全面监督。此外，其他董事会委员会在其任务范围内监督特定风险类型：
•人力资源委员会监督高管资源配置、组织能力和薪酬风险，以确保人力和劳工政策以及薪酬做法与我们的整体业务战略保持一致
•HSSE委员会监督运营、重大项目执行、健康、安全、可持续性和环境风险，包括与气候相关的风险
•审计委员会监督管理层在缓解金融风险方面的作用，包括市场风险、保险风险、交易对手信用风险和网络安全风险。
行政领导和风险管理
我们的执行领导团队负责制定和实施风险管理计划和行动，有效的风险管理反映在他们的报酬中。每个已识别的企业风险都有来自执行领导团队的治理所有者。风险执行由负责的业务部门总裁或高级副总裁监督。这些风险负责人每年向董事会提供深入的风险审查。
分部-特定风险
本MD & A各自的部分涵盖了特定于关键细分市场的财务、健康、安全和环境相关风险。此外，我们的可持续发展报告提供了有关我们可持续发展方法的信息，包括对与可持续发展相关的风险和机会的监督。
企业风险监测和关键风险指标
与我们的重点企业风险主题相关的风险通过我们的ERM计划进行持续监控。该计划包括一个战略性定位于整个组织的新兴风险联络员网络，负责识别潜在的企业级风险并每季度向董事会报告。
此外，作为我们对加强ERM计划的持续承诺的一部分，我们使用关键风险和绩效指标（KRI）来监测可能影响我们战略目标的风险事件。这些KRI为每个企业风险提供了可量化的指标、客观的理由和有意义的趋势，有助于为董事会对企业风险进行的年度深入审查提供信息。
94 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
操作风险
在整个北美，TC Energy管理着一个庞大的天然气输送网络，其中包括众多设施、储气库和发电厂。运营风险包括可能出现重大破裂或故障，尤其是在管道穿越人口稠密地区的地区。导致这些风险的关键因素包括完整性威胁，例如腐蚀、开裂和制造缺陷以及第三方损害。此外，老化的基础设施以及极端天气条件和其他外部力量的可能性进一步增加了发生重大破裂或运营故障的可能性。
重大破裂或操作故障的后果可能是严重和多方面的。潜在影响包括人的生命损失或严重伤害、环境破坏和广泛的运营中断。财务影响也相当大，包括与事件响应、维修、罚款和处罚相关的成本。此外，此类事件可能导致监管执法和声誉损害的增加，这可能会使客户关系紧张并危及未来的项目。
为确保旗下资产的安全可靠运营，TC Energy采用了集全面风险管理和资产完整性实践为一体的稳健运营管理体系TOMS。目前的措施包括量化操作风险评估流程、诚信管理方案和先进的内联检查技术。我们还进行故障调查和根源分析，以驱动持续改进。高级管理层的治理和监督，以及应急管理计划，确保做好准备并有效应对潜在事件。TOMS标准、流程和程序根据从内部和外部事件中吸取的经验教训，以及与行业同行和监管机构的协作工作，不断得到改进。
监管风险
TC Energy在整个北美地区处于高度监管的行业中运营，需要获得联邦、州、省和地方政府机构的各种许可和批准。监管环境高度复杂，来自各级政府的要求相互重叠，有时甚至相互冲突。政府的更迭可能会在获得必要的许可方面进一步带来不确定性和延迟。此外，反对派团体可以通过有组织的抗议活动、法律挑战和负面的媒体宣传活动来影响监管决定。
未能获得或维持能源基础设施项目的监管批准可能会导致重大的财务和运营后果。其中包括关键项目的延迟或取消、由于额外的合规要求而增加的运营成本以及现有基础设施的中断。财务影响还包括损失的开发成本、投资者信心下降和更高的资本成本。而且，负面宣传和公众反对会损害我们的声誉，侵蚀公众信任，阻碍我们有效运作的能力。这些挑战最终会影响我们的竞争地位和实现增长目标的能力。
为了应对这一风险，我们实施了几项监测和缓解战略。其中包括积极主动地努力监测不断变化的监管环境，参与各级政府的战略宣传，培养与利益相关者的持久信任和一致性，并对新出现的问题和关切作出迅速反应。这些活动旨在确保获得必要的批准，以支持我们的增长目标并减轻潜在的延误和中断。
以具有竞争力的成本获得资本
我们需要以债务和股权形式的大量资本来为我们的增长项目提供资金并管理到期债务。至关重要的是，我们必须以低于投资回报的成本获得这些资本。市场状况恶化、投资者和贷款人情绪变化、地缘政治不稳定、更高的利率和持续的通货膨胀可能会对我们获得资本和资本成本产生不利影响。此外，投资者ESG排他性筛查、资本市场的能力限制和经济不确定性等因素可能进一步加剧这些风险，可能导致更高的借贷成本和增长受限。
更高的资本成本会对我们提供有吸引力的投资回报的能力产生负面影响，并抑制两者
短期和长期增长。这可能会对我们的收益产生不利影响，并削弱资本项目的可行性。此外，更高的成本可能会对投资者信心、资产和负债的报告价值以及我们的整体财务业绩产生负面影响。
短期和长期增长。这可能会对我们的收益产生不利影响，并削弱资本项目的可行性。此外，更高的成本可能会对投资者信心、资产和负债的报告价值以及我们的整体财务业绩产生负面影响。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 95
TC Energy采用全面的战略来监测和减轻这些风险。目前的缓解措施包括维持一个高质量和多元化的银行银团，与贷方和信用评级机构积极接触，以及在多个资本市场上平衡发行策略。我们还通过对冲策略积极管理我们的外汇风险，并保持平衡的债务组合来管理利率敞口。正在进行的缓解措施包括发展新的借贷关系并加强与以ESG为重点的投资者的互动。此外，TC Energy持续监测政府政策和行业发展，以主动应对对对资本流动的潜在影响。
资本配置
为了保持竞争力，TC Energy必须在供需两个领域提供必要的能源基础设施服务，提供吸引客户的解决方案，同时与我们的战略目标保持一致。资本配置挑战包括平衡投资以捍卫我们现有的足迹并服务于我们的客户群，在我们可自由支配的年度净资本限额内投资于最高回报、最低风险的机会，以及塑造资本计划以优化利用可用资本。
低效率的资本配置可能导致财务资源错误分配给与我们的战略目标不一致的项目，增加对高风险项目的敞口并降低财务业绩。此外，未能适应不断变化的能源供需基本面，包括与低碳能源形式相关的基本面，可能会导致声誉受损、监管风险和资产搁浅的可能性。在技术、商业模式和监管框架成熟之前将资本分散到新兴或替代能源业务也会带来风险。总体而言，这些风险可能会导致战略错位并降低股东价值。
我们有严格的治理流程，以保持资本配置纪律。为了追求更低风险和更高价值的机会，我们限制了年度净资本支出和高等级的项目开发管道。我们还进行分析，以确认我们作为战略审查一部分的供需市场的弹性，并定期监测行业趋势和监管发展。对资本配置流程的持续改进包括加强投资审查和尽职调查，以及进行长期情景分析以了解资本配置选择的投资组合效应。
资金回收风险
资本回收风险涉及既要获得可接受的投资资本回报，又要收回初始投资的挑战。这种风险产生于交易结构与我们的风险偏好之间的潜在错位，从而导致资本敞口。主要贡献者包括风险评估不足、利益有关者协作困难、项目范围或环境发生不可预见的变化、财务限制、宏观经济波动、交易对手风险、监管风险和不断演变的公共政策。这些因素共同威胁着我们的金融稳定和战略目标。
无法收回资本回报率可能导致意外的资本支出、重大财务损失和回报减少。它可能会削弱与合作伙伴、投资者、监管机构和其他关键利益相关者的信任和信誉。此外，结构不佳的交易可能会转移管理层对核心业务活动的关注，以解决出现的问题，进一步影响运营效率。更广泛的后果包括对我们的声誉和投资者信心的潜在损害，这对于维持长期增长和稳定以及维护股东价值至关重要。
TC Energy采用稳健的尽职调查流程，其中包括全面的风险评估和详细的合同谈判。在每笔交易的整个生命周期中对风险敞口和缓解措施进行持续监测，将我们的项目开发管道高级化为风险最低、价值最高的机会。与交易对手和战略合作伙伴的主动接触有助于有效地管理和分担风险。贬值是通过受监管的管道利率来收回的，这使我们能够加速或减速从我们的资产中返还资本。此外，我们利用我们多元化的资产基础和长期合同来稳定现金流并减少对市场波动的风险敞口。
96 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
项目执行
投资大型基础设施项目需要大量的资本承诺，并带有相当大的项目执行风险。熟练劳动力和专业知识的潜在短缺、供应链交付周期和中断以及项目和监管复杂性的增加都是这些风险之一。总的来说，这些因素可能导致成本超支、进度延迟、项目绩效不理想和安全漏洞增加，最终影响我们的财务业绩、声誉和战略增长。
未能有效管理这些风险可能会导致重大的财务和运营后果。成本超支和进度延误会损害项目的盈利能力和可行性，导致合同索赔和纠纷增加。此外，项目执行不力可能会损害我们的声誉，降低投资者的信心，并阻碍未来的增长机会。
为了帮助减轻这些风险，我们的项目交付系统与我们的资本分配流程相结合，并与TOMS保持一致，优化项目执行，以实现安全、及时和按预算的绩效。我们将项目开发到足够成熟的水平，以便在制裁之前充分了解范围、成本、进度和执行风险。这种方法使我们能够识别和咨询利益相关者，并主动解决特定项目的限制和风险。商业合同的结构旨在收回开发成本并最大限度地减少潜在成本超支的影响，在必要时明确分担执行风险。此外，我们利用项目融资和合作伙伴参与来管理风险资本。
人才风险
TC Energy的成功取决于吸引、留住和发展一支对北美能源行业、地缘政治环境和各种监管制度有深刻理解的有才华的劳动力队伍。与人才相关的关键风险包括关键人员的流失、在竞争激烈的市场中难以确保和留住人才以及可能影响劳动力生产力的健康和保健问题。
未能管理与人才相关的风险可能导致若干不利结果，包括员工士气和敬业度下降，从而导致生产力、效率和工作质量下降。高离职率，尤其是顶尖人才的离职率，可能会扰乱运营和连续性，导致招聘和培训成本增加。如果被认为未能解决员工的担忧，该组织还可能面临声誉受损，从而影响其吸引和留住未来人才的能力。此外，运营中断和员工脱离工作可能会带来健康和安全风险，最终影响我们的整体业绩和战略执行。
为了降低这些风险，TC Energy采用了全面的人才风险管理框架来评估需求并确定举措的优先级。我们专注于员工发展、敬业度和幸福感，以培养积极的工作环境并留住顶尖人才。我们以竞争性方式为绩效付费促进了薪酬实践的公平性和透明度，同时我们的继任计划流程确保了稳定的人才管道准备承担关键角色。定期的员工敬业度调查有助于我们将员工的投入转化为有意义的行动和改进。此外，我们已将包容和机会均等举措纳入我们的人才管理战略，并实施了混合工作时间表，以提供更大的灵活性。总的来说，这种方法促进了员工的保留，最大限度地减少了潜在人才流失的影响，并指导了有针对性的发展行动。
企业安全
确保我们的利益相关者、员工和资产的安全对于维护我们运营的安全性和可靠性至关重要。安全风险包括对工业控制系统和企业数字资产的潜在网络攻击、未经授权的数据披露和对我们基础设施的物理攻击。网络战术日益复杂、地缘政治紧张局势加剧以及我们业务的关键性质加剧了这些风险。
安全事件可能导致关键信息和功能的滥用或中断，对我们的资产造成损害，并可能导致安全和/或环境事件。由此导致的服务中断可能会对供应链、客户关系和战略目标产生连带影响。此外，此类事件可能会损害我们的声誉并引发监管执法行动或诉讼，对我们的运营和/或财务状况产生负面影响。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 97
TC Energy维护一个企业安全计划，其中既包括网络安全，也包括物理安全。我们的方案以标准、保证和风险管理为基础，结合预防和缓解活动。我们的预防工作包括部署先进的安全技术、定义安全流程、为高风险工作人员或设施实施增强的安全措施以及提供网络和实体安全意识计划。我们的缓解活动包括主动监测和应对潜在的安全事件。我们还维护并定期测试事件响应计划，以管理和减轻潜在安全事件的影响，包括网络攻击。为进一步减轻潜在风险，我们维持针对网络和实体安全事件的保险范围。为了减轻与第三方供应商和供应商相关的风险，我们进行了供应商风险评估，其中包括对安全标准、合同保障措施和持续监测的评估。
我们与政府安全机构、执法部门和行业合作，随时了解情况，并对不断演变的威胁保持主动。我们针对网络和实体安全的预防和缓解策略会定期进行审查和更新，以符合监管和行业标准。我们的企业安全计划的状态每季度向审计委员会报告一次。
TC Energy仍然致力于不断改善我们的安全态势并适应不断变化的威胁形势。通过优先考虑安全性并投资于技术和实践，我们努力保护我们的利益相关者、员工、资产、运营，并确保我们业务的长期可持续性。
气候相关风险
我们的业务、运营、财务状况和业绩可能会受到与气候变化相关的物理风险以及全球向低碳经济转型所产生的转型风险的影响。气候相关风险，包括气候政策的变化和相关发展，可能与上述企业风险相交并产生影响。因此，这些风险被系统地考虑和评估，作为我们风险管理框架的一部分。
我们定期进行气候情景分析，以支持我们的战略规划和风险管理流程。这使我们能够评估我们的业务战略的弹性，并加强我们对各种能源转型路径中与气候相关的潜在风险和机会的理解。我们不给这些情景赋予概率，也不认为它们是预测或预期结果。
物理风险
气候变化造成的物理气候危害可以是事件驱动的（急性），具有即时的、严重的影响，也可以是逐渐的（慢性的），这是气候模式持续、长期变化造成的。气候危害的频率和严重程度，特别是急性天气事件，很难预测。根据天气模式、地形和靠近水体的情况，不同地理区域的气候危害差异很大。我们的许多天然气管道资产都在地下，这从本质上减少了某些类型的气候危害的暴露。暴露于物理气候危害可能会产生重大的财务影响，例如我们的资产直接受损导致的意外成本、预防措施的额外成本、业务中断导致的收入损失，或价值链中断等间接影响。
如果我们面临的气候危害加剧，我们可以实施预防性措施，以增强我们资产的复原力，根据危害的性质和每种资产的特点调整这些措施。此外，我们的应急响应计划侧重于快速有效应对恶劣天气事件，以尽量减少影响。作为进一步的风险缓解措施，我们维持保险范围，以减少与极端天气事件导致我们的资产受损相关的财务影响。然而，保险并不涵盖所有情况下的所有事件，我们可能会遇到保险费和免赔额增加，或者在受恶劣天气影响的地区我们的资产的可用承保范围减少。
转型风险
转型风险产生于全球向低碳经济的转变，包括政策、法律、技术、市场和声誉风险。这些风险可能涉及能源供需轨迹的变化、技术进步的速度和可靠性、脱碳政策和法规的变化以及利益相关者对我们在向低碳经济转型中的作用的看法。
财务影响可能包括由于新的或修订的气候相关法规而导致的资产减值、对化石燃料的需求减少、项目许可方面的挑战以及获得和/或资本成本增加的机会有限。我们的财务业绩也可能受到消费者需求变化、我们的重要客户资不抵债以及新技术的开发和部署的影响。
98 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
从中期来看，这些风险将通过我们的低风险业务模式得到部分缓解，据此，我们的大部分收益由受监管的服务成本安排和/或与信誉良好的交易对手的长期合同支撑。监管机构还经常允许受监管资产加速贬值，从而允许更快地恢复资产价值，并帮助抵消气候政策缩短资产寿命的潜在终端价值风险。
转向低碳经济也可能为新兴能源市场和技术带来大量投资机会。我们在低碳能源发电方面的现有能力，包括核能和储能技术，可以使我们能够利用新的低碳能源机会。我们横跨北美的管道网络还提供了广泛的线性基础设施足迹，可以利用这些基础设施运输氢气和可再生天然气等新兴清洁燃料，并促进运输捕获的碳排放以进行封存。
有关我们的气候战略以及与气候相关的风险和机遇的更多信息，请参见我们关于可持续性的年度报告中与气候相关的披露部分。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 99
健康、安全、可持续性和环境问题
董事会的HSSE委员会监督运营风险、重大项目执行风险、职业和过程安全、可持续性、人员安全、环境和气候变化相关风险，并通过管理层的定期报告监测与HSSE事项相关的系统、计划和政策的制定和实施。我们使用一个综合管理系统，该系统建立了管理这些风险的框架，并用于捕捉、组织、记录、监测和改进我们的相关政策、标准和程序。
TC Energy的运营管理系统TOMS利用行业最佳实践和标准，并纳入了适用的监管要求。TOMS管理TC Energy的健康、安全、环境和运营完整性事项。它适用于加拿大、美国和墨西哥的整个资产生命周期，并采用持续改进周期。TOMS框架通过年度管理审查流程利用持续改进。这确保了我们总体管理系统的持续有效性，并支持所有业务部门的分层保证结构。TC Energy保证模型旨在对健康、安全、环境和操作完整性风险进行有效管理。所学到的经验教训将在适用的情况下在我们的系统中持续共享和应用。此外，我们的外部监管机构进行的定期审计的任何发现或见解也会在我们管理系统的各个要素中共享，以确保持续改进。
HSSE委员会审查绩效和操作风险管理。它收到有关以下方面的更新和报告：
•整体HSSE公司治理
•运营绩效
•资产完整性
•重大职业安全和工艺安全事件
•职业和过程安全性能指标
•职业健康、安全和工业卫生，这包括身心健康，以及心理安全
•应急准备、事件应对和评估
•环境，包括生物多样性和土地复垦
•适用立法和法规的发展和遵守情况，包括与气候和环境有关的立法和法规
•预防、缓解和管理与HSSE事项相关的风险，包括气候政策或业务中断风险，例如流行病，这可能会对TC Energy产生不利影响
•可持续性很重要，包括社会、环境和气候相关风险和机遇，以及相关的非监管公开披露，例如我们的可持续发展年度报告、我们的和解行动计划以及我们承诺进展的最新情况。
有两个独立的委员会向董事会HSSE委员会报告：
•可持续发展管理委员会，由来自全公司的高级领导和业务部门负责人组成，就可持续发展相关事项提供战略方向，并促进整个组织的跨职能协作
•安全和TOMS咨询委员会（STAC）由高级项目和运营负责人组成，负责监督TOMS和安全举措的治理和决策，同时承担整个企业的职责，监督和指导健康、安全、环境和运营完整性。2025年，治理问责从运营委员会过渡到相关业务领导团队、业务单元特定运营委员会和STAC。
100 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
健康、安全和资产完整性
我们的员工、承包商和公众的安全，我们管道的完整性以及我们的电力和能源解决方案基础设施，都是当务之急。所有资产的设计、建造、调试、运营和维护都充分考虑到安全和完整，只有在满足所有必要要求（包括监管和内部要求）后才能投入使用。
2025年，我们在运营的天然气管道上花费了大约20亿美元（2024 – 20亿美元）用于管道完整性，其中包括与我们在美国天然气管道业务中的现代化计划相关的支出。管道完整性支出将根据对我们的管道系统进行的持续风险评估的结果以及对从最近的检查、事故和维护活动中获得的信息的评估而波动。
根据加拿大批准的监管模式，CER监管的天然气管道的非资本管道完整性支出通常以流通方式处理，因此，这些支出的波动通常不会对我们的收益产生影响。我们美国天然气管道的非资本管道完整性支出主要被视为运营和维护支出，通常可以通过FERC批准的通行费来收回。根据墨西哥的监管规则，非资本管道完整性支出和租赁会计下的支出主要被视为运营和维护费用，通常通过我们的通行费收回。
与过程安全和完整性相关的支出被用于最大限度地减少对员工、承包商、公众、设备和周围环境的风险，并防止服务于我们客户的能源需求的中断。
如上文风险监督和企业风险管理部分所述，我们有一套适当的程序来管理我们对自然灾害的响应，其中包括森林火灾、龙卷风、地震、洪水、火山爆发和飓风等灾难性事件。这些程序包含在TOMS的紧急情况、业务连续性和安全元素中，旨在帮助保护我们的员工和承包商的健康和安全，最大限度地减少对公众的风险，并限制对环境造成不利影响的可能性。我们致力于保护参与我们活动的所有个人的健康和安全。职业健康、安全和工业卫生为健康促进和保护提供综合策略。我们致力于提供有效的方案，以：
•减少疾病和伤害对人力和财力的影响
•确保健身上岗
•加强工人的复原力
•通过关注个人福祉、健康教育、领导者支持和改善工作条件来建立组织能力，以维持生产性劳动力
•增强心理健康意识，为员工和领导者提供各种健康和保健支持和培训，衡量项目成功与否，提高心理安全
•培养强大的安全文化，通过建设人和组织绩效来加强我们的文化防御，发展容错系统来更好地保护我们的人民。
环境风险、合规和责任
通过实施TOMS，TC Energy在我们资产的全生命周期中，主动、系统地管理环境危害和风险。项目计划视情况与利益相关者和土著社区沟通，与这些群体的接触为环境评估和保护计划提供信息。项目环境评估包括实地研究，沿着我们提议的项目足迹检查现有的自然资源、生物多样性和土地使用，例如植被、土壤、野生动物、水资源、湿地和保护区。我们考虑在环境评估期间收集的信息，如果确定了敏感的生境或具有高生物多样性价值的区域，我们将应用生物多样性缓解等级，并在可行的情况下避开这些区域。在那些无法避开的地区，我们将干扰降到最低，恢复和收回受干扰的地区，并在需要时提供补偿。为了在施工期间保护和保护环境，利用为环境影响评估收集的信息制定项目特定的环境保护计划。每当拟议的设施或管道存在与水资源相互作用的潜力时，我们都会进行评估，以了解相互作用的全部性质和程度。当我们临时用水测试我们的管道完整性时，我们坚持严格的监管要求，确保水在排放或处置前达到适用的水质标准，当我们的建设活动涉及穿越水体时，我们实施保护措施，以避免或最大限度地减少潜在的不利影响。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 101
我们与环境相关的主要风险来源包括：
•不断变化的法规和合规要求，以及与环境影响相关的成本上升
•具有潜在环境影响的产品释放
•化学品和危险材料的使用、储存和处置
•可能影响我们运营的自然灾害和其他灾难性事件，包括与气候变化相关的事件。
我们的资产受联邦、州、省和地方环境法规和环境保护法规的约束，包括空气和GHG排放、水质、风险物种、废水排放和废物管理。运营我们的资产需要获得并遵守各种各样的环境登记、许可证、许可证和其他批准和要求。不遵守可能会导致行政、民事或刑事处罚、补救要求或影响未来运营的命令。
TOMS包括要求我们持续监测我们的设施是否符合我们运营所在的所有司法管辖区的所有重要法律和监管环境要求。我们还在我们的项目路由和开发中遵守所有重要的法律和法规许可要求。我们定期监测环境政策、立法和法规的拟议变化。当风险不确定或有可能影响我们有效运营业务的能力时，我们会独立或通过行业协会对提案进行评论。
我们不知道有任何与向环境中释放或排放任何材料有关的重大未执行订单、索赔或针对我们的诉讼。
遵约义务可能导致与安装和维护污染控制相关的大量成本，以及因任何不遵守规定和对运营的潜在限制而导致的罚款和处罚。补救义务可能导致与受污染财产的调查和补救以及财产受污染引起的损害索赔相关的大量费用。
与环境事项相关的未来支出的时间和完整程度难以估计
准确地说，是因为：
准确地说，是因为：
•环境法律法规及其解释和执行变化
•可以对我们现有或已终止的资产提出新的索赔
•我们的污染控制和清理成本估计可能会发生变化，尤其是当我们目前的估计是基于初步现场调查或协议时
•可能会发现新的受污染场地，或者我们对现有场地的了解可能会发生变化
•涉及诉讼的潜在责任方不止一个的，我们无法确定地估计我们的连带责任。
截至2025年12月31日，与这些义务相关的应计费用总计600万美元（2024 – 800万美元），这是我们管理目前已知的重大环境负债所需的估计金额。我们认为，我们已经考虑了所有必要的或有事项，并为环境责任建立了适当的准备金；但是，存在可能出现需要我们预留额外金额的不可预见事项的风险。我们定期调整准备金，以考虑负债的变化。
气候政策和相关监管
我们在多个受GHG排放法规约束的地区拥有资产并拥有业务权益，这些法规包括GHG排放管理和碳定价政策。2025年，我们在现有碳定价计划下产生了1.94亿美元（2024 – 1.41亿美元）的费用。在整个北美，联邦、地区、州和省各级都有各种新的和不断发展的气候政策发展。我们积极监测，酌情参与监管审查过程，并在采取举措和实施政策时向监管机构提交正式意见。我们支持透明、有利于投资的气候政策，通过市场驱动和经济高效的结果促进对环境和经济负责的自然资源开发。我们在某些地区的资产目前受GHG法规的约束。虽然近期的政府政策目标可能会影响GHG监管的步伐，但我们预计，随着时间的推移和在我们的足迹中，我们受GHG监管的资产数量将继续增加。法规的变化往往可能导致更高的运营成本、其他费用或资本支出，这些通常可以通过既定的成本回收机制收回。
102 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
管辖政策
本节介绍影响我们业务的最相关的现有和新出现的政策，强调立法和监管影响。
在美国，我们看到了现任政府领导下的重大政策转变。2025年1月，多项行政命令指示机构负责人使用所有可用的法律授权来加强美国的能源生产、运输和消费，并专注于能源生产和利用（“能源主导地位”）。此外，2025年3月，美国环境保护署（USEPA）概述了一份计划清单，包括对一些USEPA计划的修改，以及对前任政府颁布的许多规则进行行政复议的意图，这些规则现在已经开始通过监管程序推进。这些规则的未来实施以及美国环保署更广泛的管辖范围存在很大的不确定性。根据某些规则制定和质疑新规则的相关诉讼的结果，TC Energy可能会面临更多的项目延误。我们将继续监测这些潜在的监管变化，以确定我们的合规义务和潜在成本。
现有政策
•碳定价政策(多司法管辖区）：虽然碳定价存在于我们运营所在的几个司法管辖区，但其对我们的资产和相关合规成本的适用性差异很大。对我们的业务有重大影响的碳定价政策包括以下内容：
◦加拿大–艾伯塔省的技术创新和减排（TIER）计划代表了我们在加拿大最大的合规成本。对于我们在省内受监管的加拿大天然气管道，我们通过通行费收回这些成本。对于我们的电力和能源解决方案资产，我们通过市场定价和对冲活动收回部分成本
◦美国–某些GTN压缩机设施受华盛顿限额投资计划的约束。GTN的合规成本是由设施总排放量驱动的，而GTN被授权随着时间的推移通过其费率收回这些成本
•清洁电力条例(加拿大）：2024年，加拿大环境与气候变化（ECCC）公布了最终的清洁电力法规（CER），以在2050年前将加拿大的电力系统过渡到净零电力。CER规定以65吨CO为基础设定年度GHG排放限额22035年开始25兆瓦以上、零吨CO的化石燃料发电机组/GWh22050年/GWh。鉴于法规限制了合规灵活性，人们仍然担心CER对某些省份的能源可负担性和可靠性的潜在影响。我们将继续评估对TC Energy热电联产厂的运营和财务影响。2025年11月签署的加拿大-阿尔伯塔省谅解备忘录（MOU）表明，在新的碳定价协议达成之前，阿尔伯塔省将暂停CER。如果该省达成监管豁免，这将取消对TC Energy的大部分热电联产设施遵守CER的要求
•危险发现(美国）：2025年7月，美国环保署（USEPA）发布了一项撤销2009年危害调查结果（the finding）的提案，该调查发现，GHG排放对公众健康和福利构成威胁。该发现已成为随后对GHG进行监管的基础。虽然撤销这一调查结果不会自动使石油和天然气部门现有的GHG法规失效，但美国环保署已表示计划单独审查相关的现行标准。TC Energy始终遵守源于该调查结果的各项规定。我们继续监测USEPA提议的监管变化；但是，目前无法确定这些提议的变化的影响
•温室气体报告计划（GHGRP）(美国）：2024年，美国环保署完成了对油气来源如何统计和报告其甲烷排放的GHGRP的修改（子部分W）。这些变化增加了新的报告来源，修改了计算和报告方法，并推动了更精细的数据收集。随后，在2025年9月，USEPA发布了一项规则草案，宣布它认为根据《清洁空气法》没有义务收集GHG数据，也没有法定利益。在提案中，USEPA提议取消所有GHGRP子部分的报告义务，但W子部分（石油和天然气系统的非燃烧GHG排放）除外，该部分将暂停至2034报告年度。潜在的消除或重大改革温室气体减排计划可能会对州级报告框架、自愿性行业报告和合规战略以及排放数据的整体透明度产生间接影响。某些州可能会选择在没有联邦框架的情况下实施GHG报告计划，这可能会增加行政负担并使我们行业的跨司法管辖区报告复杂化。TC Energy支持行业组织主张保留GHGRP的评论。此外，2024年11月，USEPA最终确定了实施《通胀削减法案》废物排放收费的规则，该规则将对向GHGRP报告甲烷排放量每年超过25,000公吨二氧化碳当量的某些石油和天然气设施收取费用。然而，在2025年3月，国会禁止USEPA在2034年前收取废物排放费用。由于GHGRP的未决变更，未来实施废物排放收费存在很大的不确定性
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 103
•好邻居规则(美国）：美国环保署于2023年3月敲定的“睦邻规则”（the rule），在2026年5月之前为往复式内燃机的氮氧化物（NOx）排放设定了新的限制。该规则于2024年6月被美国最高法院完全搁置，等待美国华盛顿特区巡回上诉法院（“华盛顿特区巡回法院”）的全面审查。2025年3月，美国环保署署长宣布打算重新考虑众多未决、拟议和最终规则和政策，包括“终止”该规则。美国环保署随后表示，计划重新考虑该规则，并在2026年进行新的规则制定过程。因此，华盛顿特区巡回法院已将挑战现有规则的诉讼搁置，以允许美国环保署重新考虑并提出新规则。2026年1月28日，美国环保署宣布了重新考虑该规则的两步计划中的第一步，在受该规则约束的8个州发布了一项提案，以扭转先前对《州实施计划》的不批准。如果按提议最终确定，该规则将不再适用于TC Energy运营受该规则约束的资产的几个州。美国环保署表示，将在短期内采取次要行动，以解决仍受该规则约束的州的问题。我们将继续监测和评估美国环保署提议的监管变化
•甲烷特定法规(多司法管辖区）：在TC Energy运营的所有三个国家，都有减少石油和天然气行业甲烷排放的法规。尽管各辖区的要求各不相同，但它们通常侧重于通过泄漏检测和修复计划消除无组织排放，并减少设备的排放。每个国家的法规讨论如下：
◦加拿大–关于减少甲烷和某些挥发性有机物释放的ECCC法规于2020年生效，旨在到2025年将石油和天然气部门的甲烷排放量比2012年的水平减少40%至45%。几个省颁布了自己的甲烷法规，通过等效协议取代了省级监管资产的联邦法规。我们的加拿大天然气管道资产受联邦或不列颠哥伦比亚省要求的约束，而我们的艾伯塔省天然气储存资产受艾伯塔省要求的约束。2025年12月，ECCC公布了加强这些规定的修正案。这是加拿大最新承诺的一部分，即到2030年将石油和天然气部门的甲烷排放量比2012年的水平至少减少75%。修正案引入了一种基于风险的方法来检测和修复无组织排放，禁止除特定例外情况外的所有排放，并提供了一种使用持续监测的基于性能的替代方法。修订自2028年1月1日起生效，分阶段要求至2030年。虽然我们的加拿大天然气管道资产有一个成熟的泄漏检测和修复计划以及通风口管理方法来满足当前的法规，但遵守这些修订将给我们的运营带来额外的成本。我们将继续完善我们的内部排放管理战略，并更新我们的加拿大天然气管道资产的合规计划，以适应监管变化
◦美国– 2023年，美国环保署敲定了一项规则，修订并补充了新的来源性能标准–子部分OOOO系列石油和天然气行业挥发性有机化合物和甲烷排放法规。该规则统称为“甲烷规则”，为2022年12月6日之后的新建、改造或重建源设定了性能标准（OOOB），并为2022年12月6日之前的现有源制定了排放指南（EGs）（OOOC）。受影响的美国天然气压缩机站将被要求遵守甲烷规则，预计合规成本将被纳入未来新建和改造的设施中。OOOOC标准将适用于更多的现有设施，但影响将受制于州EG提案和实际遵守期限的要求，这些要求将因州和/或地点而异，尚未发布。2025年7月，USEPA发布了一项临时最终规则（IFR），延长了OOOOB和OOOOC下的几个合规期限。IFR还表示，USEPA可能会通过单独的重新审议程序对甲烷规则进行进一步的实质性修改。这些延期为运营商和各州提供了相关实施和规划的更实际的时间表，但也为美国环保署提供了时间来着手重新考虑甲烷规则的已宣布计划。某些州，如纽约州、宾夕法尼亚州、马里兰州和加利福尼亚州，已经独立制定了自己的甲烷排放法规。TC Energy正在密切关注适用于我们业务的这些发展动态
◦墨西哥– 2018年，美国能源署（AGencia de Seguridad，Energ í a y Ambiente）（ASEA）发布了《碳氢化合物部门甲烷排放预防和控制指南》，到2025年将该部门的甲烷排放量减少40%至45%。根据指南的要求，TC Energy自2020年以来为我们的墨西哥设施制定并实施了甲烷排放综合防治（PPCIEM）计划
104 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
•陆上天然气管道标准(墨西哥）：2025年9月，ASEA以NOM-020-ASEA-2024取代NOM-007-ASEA-2016，以规范陆上天然气输送管道的设计、建设、运营和维护。该标准将于2026年2月28日生效，在运营、维护、检查、文件和审计方面增加了更新和维护许可证的增量要求。我们目前正在相应地更新我们的管道设计和施工流程。我们预计这一标准不会对我们在墨西哥的业务产生实质性影响
•可持续发展相关披露要求(多司法管辖区）：我们经营所在的司法管辖区正在发布各种可持续性披露要求（包括与气候相关的主题）。我们将继续监测这些事态发展，并推进我们与可持续发展相关的披露，以反映新的和预期的要求。我们的全企业可持续发展相关披露，包括专门的气候相关披露部分，可在我们的可持续发展年度报告中找到
◦美国–加利福尼亚州参议院法案（SB）-253和SB-261分别要求在加利福尼亚州开展业务的某些美国公司披露其GHG排放量和与气候相关的财务风险。SB-261范围内的实体必须在2026年1月1日之前准备一份与气候相关的金融风险报告；然而，SB-261的执行已经停止，而诉讼正在联邦法院进行。对TC Energy的适用性正在评估中
◦墨西哥– Normas de Informaci ó n de Sostenibilidad（NIS）要求披露自2025年1月1日或之后开始的财政年度的30个环境、社会和治理主题的可持续性指标。作为遵守财务标准的一部分，这些要求将适用于某些TC Energy墨西哥实体。
预期政策
•碳定价(加拿大）：2025年12月，ECCC发布了一份关于潜在更新的讨论文件，以加强联邦工业排放碳定价基准，该基准为省级系统设定了最低要求。一般来说，这些系统要求受监管的设施将其排放量减少到强度基线以下，从而导致产生信贷或遵守义务。拟议的更新包括对覆盖范围和范围、某些合规途径和公共报告要求的更改。它们旨在确保工业碳定价系统在全国范围内更加一致、高效和有效。TC Energy目前在受联邦支持的几个碳定价系统下运营。我们将监测这些事态发展，评估潜在影响，并酌情与ECCC进行接触
•新能源政策考虑(墨西哥）：2025年末，墨西哥公布了新能源政策考虑，作为其更广泛的能源政策框架的一部分，其中包括能源部门计划2025-2030（PROSENER）和其他正式文件。能源政策框架影响国家实施气候政策、长期看待天然气、整合社会目标。这也标志着附加法规的发展。PROSENER特别建议通过提高能源效率、技术创新以及新能源基础设施的建设和现代化来实现额外的减排（包括甲烷）。我们会继续监察这些政策发展，并酌情向有关政府部门提供反馈
•石油和天然气排放上限(加拿大）：2024年，ECCC公布了石油和天然气行业温室气体排放上限法规草案。该法规草案引入了自2030年起的总量控制与交易制度，以减少石油和天然气部门的GHG排放，涵盖上游活动和液化天然气生产。虽然传输管道被排除在法规草案之外，但我们的加拿大天然气管道业务存在级联效应和意外后果的可能性。条例草案定于2025年定稿，但根据2025年11月签署的加拿大-阿尔伯塔省谅解备忘录，加拿大政府承诺不实施
•分层更新(加拿大艾伯塔省）：2025年12月，阿尔伯塔省政府在理事会发布了一项命令，引入了额外的履约途径，该途径将承认某些现场减排投资，用于高达90%的履约义务，并允许低于监管排放门槛且目前参与TIER排放计划的设施选择不向TIER基金付款或退出TIER合规工具。2025年11月签署的加拿大-艾伯塔省谅解备忘录表明，可能会对TIER的碳价格、价格升级和绩效基准提出额外的变化。由于这些变化可能会影响碳信用市场，它们的影响可能会对我们位于艾伯塔省的加拿大天然气管道以及电力和能源解决方案资产产生不同的影响。随着与加拿大政府达成的新碳定价协议的细节公布，我们将继续监测和评估运营和财务影响。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 105
金融风险
我们面临各种金融风险，并制定了战略、政策和限制，以管理这些风险对我们的收益、现金流以及最终对股东价值的影响。
风险管理策略、政策和限额旨在确保我们的风险和相关敞口符合我们的业务目标和风险承受能力。我们的风险在董事会规定的范围内进行管理，由高级管理层实施，并由我们的风险管理、内部审计和业务分部集团进行监控。我们的董事会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
我们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。其中某些活动使我们面临来自商品价格、外汇汇率和利率变化的市场风险，这可能会影响我们的收益、现金流以及我们的金融资产和负债的价值。我们评估用于管理市场风险的合约，以确定是否全部或部分符合衍生工具的定义。
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–转让权利而非买方义务的协议，以固定价格购买或出售特定数量的金融工具或商品，无论是在固定日期还是在指定期限内的任何时间。
商品价格风险
以下策略可用于管理我们在非监管业务中因商品价格风险管理活动而产生的市场风险敞口：
•在我们的天然气营销业务中，我们订立天然气运输和储存合同，以及天然气买卖协议。我们使用金融工具和对冲活动来管理这些合约的风险敞口，以抵消市场价格波动
•在我们的电力业务中，我们通过长期合同和包括在远期市场出售和购买电力和天然气在内的对冲活动来管理大宗商品价格波动的风险敞口
•在我们不受监管的天然气储存业务中，我们对季节性天然气价格价差的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利润率。
较低的天然气或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我们的资产基础和/或在合同协议到期时与我们的托运人和客户重新签订合同的机会产生负面影响。
利率风险
我们利用短期和长期债务为我们的运营提供资金，这使我们面临利率风险。我们通常为长期债务支付固定利率，为短期债务支付浮动利率，包括我们的商业票据计划和从我们的信贷额度中提取的金额。我们长期债务的一小部分以浮动利率计息。此外，我们还面临金融工具和含有可变利率成分的合同义务的利率风险。我们积极利用利率衍生工具管理我们的利率风险。
106 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
外汇风险
我们的某些业务以美元产生全部或大部分收益，由于我们以加元报告财务业绩，美元兑加元的价值变化直接影响我们的可比EBITDA，也可能影响可比收益。
我们墨西哥天然气管道公司的部分货币资产和负债以比索计价，而我们墨西哥业务的财务业绩以美元计价。因此，墨西哥比索兑美元的价值变化会影响我们的可比收益。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收益或损失导致这些实体的以比索计价的所得税风险，从而导致合并损益表中股权投资的收入（损失）和所得税费用（回收）的波动。
我们使用外汇衍生品积极管理一部分外汇风险。有关更多信息，请参阅外汇部分。
我们酌情以美元计价的债务和交叉货币利率掉期对冲一部分海外业务净投资（在税后基础上）。
交易对手信用风险
我们在多个领域存在交易对手信用风险敞口，包括：
•现金及现金等价物
•应收账款
•可供出售资产
•衍生资产公允价值
•对墨西哥租赁和某些合同资产的净投资。
有时，我们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。除了积极监测这些情况外，还有许多因素可以在发生违约时降低我们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
•当前监管我们某些业务的监管框架
•我们资产的竞争地位和对我们服务的需求
•可能通过破产和类似程序追回未付款项。
我们使用该金融资产在初始确认时的存续期预期损失并在该金融资产的整个存续期内对以摊余成本列账的金融资产进行减值审查。我们使用历史信用损失和恢复数据，并根据我们对当前经济和信用状况的判断进行调整，以及合理和可支持的预测来确定是否应在工厂运营成本和其他方面确认任何减值。在2025年12月31日和2024年12月31日，我们没有显着的信用风险集中，但CFE除外，它约占总敞口的33%。毛敞口计量为未缓解的全期合同收入敞口，按照适用的每份合同的贴现率进行贴现。此时，不存在重大逾期或减值金额。截至2025年12月31日止年度，我们就TGNH在墨西哥的租赁和某些合同资产净投资确认的税前预期信用损失拨备记录了8300万美元的税前费用（2024年– 2200万美元的回收）。在2025年期间，我们完成了东南门户管道，并确认了销售类租赁的净投资。除上述预期信用损失拨备外，我们在2025年12月31日和2024年没有重大信用损失。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注27，风险管理和金融工具。
我们对持有现金存款并提供承诺信用额度和信用证的金融机构有重大信用和业绩敞口，这有助于管理我们对交易对手的风险敞口，并在商品、外汇和利率衍生品市场提供流动性。我们的金融行业敞口组合主要由高评级的投资级、具有系统重要性的金融机构组成。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 107
流动性风险
流动性风险是指我们无法履行到期财务义务的风险。我们通过持续预测我们的现金流并确保我们有足够的现金余额、来自运营的现金流、承诺和需求的信贷额度以及进入资本市场的机会来管理我们的流动性风险，以在正常和压力经济条件下履行我们的运营、融资和资本支出义务。有关更多信息，请参阅财务状况部分。
法律诉讼
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。我们持续评估所有法律事项，包括我们的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。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注30，承诺、或有事项和担保。
108 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
控制和程序
我们满足加拿大和美国在披露控制和程序、财务报告内部控制以及相关CEO和CFO认证方面的监管要求。
披露控制和程序
根据加拿大证券监管机构和SEC的要求，在包括总裁兼首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，我们对我们的披露控制和程序的有效性进行了季度评估，包括截至2025年12月31日止年度的评估。基于此评估，我们的总裁兼首席执行官和首席财务官得出的结论是，披露控制和程序是有效的，因为它们旨在确保我们在向证券监管机构提交或发送的报告中被要求披露的信息在加拿大和美国证券法规定的时间段内得到准确的记录、处理、汇总和报告。
管理层关于财务报告内部控制的报告
我们负责建立和维护对财务报告的充分内部控制，这是一个由我们的总裁兼首席执行官和首席财务官设计或在其监督下并由我们的董事会、管理层和其他人员实施的流程，旨在为财务报告的可靠性以及根据公认会计原则为外部目的编制财务报表提供合理保证。
在包括我们的总裁兼首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，根据Treadway委员会发起组织委员会于2013年发布的“内部控制-综合框架”中描述的标准，对截至2025年12月31日的财务报告内部控制的有效性进行了评估。基于这一评估，管理层确定，截至2025年12月31日，财务报告内部控制是有效的。
截至2025年12月31日，我们对财务报告的内部控制已由独立注册会计师事务所毕马威会计师事务所（KPMG LLP）审计，如他们的鉴证报告所述，该报告包含在我们的2025年合并财务报表中。
CEO和CFO认证
我们的总裁兼首席执行官和首席财务官已在我们向加拿大证券监管机构和SEC提交的2025财年报告中证明了公开披露的质量，并已向他们提交了认证。
财务报告内部控制的变化
在本年度报告所涵盖的年度内，没有发生对我们的财务报告内部控制产生或合理可能产生重大影响的变化。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 109
关键会计估计
在编制我们的合并财务报表时，我们需要做出影响记录资产、负债、收入和费用的金额和时间的估计和假设，因为这些项目的确定可能取决于未来事件。我们在做出这些估计和假设时使用最新的可用信息并进行仔细的判断。
如果这些会计估计所依据的假设与作出估计或判断时高度不确定或具有主观性的事项有关，则某些估计和判断具有重大影响。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注2，会计政策。
销售型租赁
我们确定东南门户管道被归类为TGNH和CFE之间的销售型租赁。在销售型租赁下，我们终止确认标的资产，并记录等于未来租赁付款现值和租赁资产估计残值的租赁投资净额。
为了记录租赁净投资，我们被要求在租赁开始日编制东南门户管道的公允价值估计。包括东南门户管道在内的TGNH管道实行费率管制，收费旨在收回提供服务的成本。在此基础上，我们运用判断确定，在租赁安排开始时，标的资产的公允价值近似于账面价值，剩余价值近似于租赁期结束时的剩余账面价值。我们估计，如果以账面价值购买资产，它们将为购买者带来符合当前市场参与者预期的回报。
商誉减值
我们每年或更频繁地对商誉进行减值测试，如果事件或情况变化导致我们认为它可能会减值。我们可以初步评估定性因素，其中包括但不限于宏观经济状况、行业和市场考虑因素、成本因素、历史和预测的财务结果，或该报告单位特有的事件。如果我们得出报告单位的公允价值大于其账面价值的可能性不大，那么我们将进行定量的商誉减值测试。我们可以选择直接对任何报告单位进行量化商誉减值测试。如果进行定量商誉减值测试，我们将报告单位的公允价值与其账面价值，包括其商誉进行比较。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。
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。
我们根据我们对未来现金流的预测来确定报告单位的公允价值，这涉及对运输费率、市场供需、增长机会、产出水平、来自其他公司的竞争、运营成本、监管变化、贴现率和收益等倍数作出估计和假设。
在我们上一次定量商誉减值测试日期，超过账面价值的估计公允价值低于我们在Great Lakes报告单位的10%。未来现金流预测的任何减少或其他关键假设的不利变化都可能导致我们未来的商誉余额减值。
商誉减值指标定性
作为2025年12月31日年度商誉减值评估的一部分，我们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，如下所述。经确定，这些报告单位的公允价值很可能超过其账面价值，包括商誉。
110 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
哥伦比亚大学
我们选择在2025年12月31日直接对哥伦比亚天然气和解后与哥伦比亚报告单位相关的10,082万美元（73.51亿美元）商誉进行量化年度减值测试。为了确定公允价值，我们使用了一个折现现金流模型，其中包含了对我们未来现金流的预测以及估值倍数，并应用了一个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级中划分为第三级。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。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 111
金融工具
除长期债务和初级次级票据外，我们的衍生和非衍生金融工具以公允价值记录在资产负债表上，除非它们是根据我们的正常采购和销售豁免订立并继续为接收或交付的目的而持有并作为此类记录在案。此外，符合某些会计豁免条件的其他金融工具不需要进行公允价值会计。
衍生工具
我们使用衍生工具来降低与商品价格、利率和外汇汇率波动相关的波动性。衍生工具，包括符合条件并被指定用于套期会计处理的衍生工具，以公允价值入账。
大多数未被指定或不符合套期会计处理条件的衍生工具已作为经济套期进行管理，以管理我们的市场风险敞口，并被归类为持有交易。持作交易衍生工具公允价值变动计入变动期净收益。这可能会使我们面临报告经营业绩的可变性增加，因为持有供交易的衍生工具的公允价值可能会在不同时期出现显着波动。
加拿大天然气监管管道敞口衍生品损益确认通过监管程序确定。作为RRA一部分入账的衍生工具的公允价值变动产生的损益，包括符合套期会计处理条件的衍生工具，预计将通过我们收取的通行费予以退还或收回。因此，这些收益和损失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。
衍生工具的资产负债表列报
衍生工具公允价值的资产负债表列报如下：
| 12月31日 | ||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | ||||||||||||
| 其他流动资产 | 438 | 347 | ||||||||||||
| 其他长期资产 | 161 | 122 | ||||||||||||
| 应付账款及其他 | (380) | (507) | ||||||||||||
| 其他长期负债 | (149) | (209) | ||||||||||||
| 70 | (247) | |||||||||||||
衍生工具结算的预期时点
衍生工具的预期结算时间假设商品价格、利率和外汇汇率不变。结算将根据结算之日这些因素的实际价值而有所不同。
| 于2025年12月31日 | 公允价值合计 | < 1年 | 1-3年 | 4-5年 | > 5年 | |||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
为交易而持有的衍生工具
|
116 | 41 | 64 | 31 | (20) | |||||||||||||||||||||||||||
| 套期保值关系中的衍生工具 | (46) | 16 | 30 | (76) | (16) | |||||||||||||||||||||||||||
| 70 | 57 | 94 | (45) | (36) | ||||||||||||||||||||||||||||
112 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
衍生工具未实现和已实现收益（亏损）
以下摘要不包括我们对国外业务净投资的对冲。
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
|
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
|
25 | (71) | 132 | |||||||||||||||||
|
外汇
|
210 | (266) | 246 | |||||||||||||||||
|
息率
|
— | (71) | — | |||||||||||||||||
| 当年实现收益（亏损） | ||||||||||||||||||||
|
大宗商品
|
(10) | 199 | 192 | |||||||||||||||||
|
外汇
|
142 | (152) | 155 | |||||||||||||||||
|
息率
|
8 | 29 | — | |||||||||||||||||
|
套期保值关系中的衍生工具2
|
||||||||||||||||||||
| 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）按净额计入综合收益表的收入。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）按净额分别计入合并损益表的外汇（收益）损失、净额和利息费用。
22025年，200万美元的未实现收益被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600万美元；2023年–无）。
有关我们的非衍生和衍生金融工具的更多详细信息，包括在计算公允价值时做出的分类假设以及对风险敞口和缓解活动的额外讨论，请参阅我们2025年合并财务报表的附注27，风险管理和金融工具。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 113
关联方交易
关联交易是在正常业务过程中进行的，以交换金额计量，即
关联方确定并议定的对价金额。
Coastal GasLink LP
我们持有Coastal GasLink LP 35%的股权，并运营Coastal GasLink管道。
我们与Coastal GasLink LP签订了一项次级贷款协议，根据该协议，我们根据浮动市场利率垫付非循环计息贷款。2024年12月，随着该管道的商业投入使用，Coastal GasLink LP根据次级贷款协议向TC Energy偿还了31.47亿美元的未偿余额。截至2025年12月31日，Coastal GasLink LP可用的未使用承诺产能为1.63亿美元（2024年12月31日– 2.28亿美元）。
我们还与Coastal GasLink LP签订了次级需求循环信贷安排协议，为在建项目提供额外的短期流动性和融资灵活性。
德州南部
我们持有与IEnova的合资企业60%的股权，以拥有Sur de Texas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。该设施的产能为2.7亿美元，将于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2.59亿美元（1.89亿美元），未偿还贷款余额为1.11亿美元（8100万美元）。
会计变动
有关我们重要会计政策的描述以及影响我们业务的会计政策和准则变更的摘要，请参阅我们2025年合并财务报表的附注2（会计政策）和附注3（会计变更）。
114 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
季度业绩
部分季度合并财务数据
| 2025 | ||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | 第四次 | 第三 | 第二 | 第一 | ||||||||||||||||||||||
| 持续经营收入 | 4,168 | 3,704 | 3,744 | 3,623 | ||||||||||||||||||||||
| 归属于普通股的净收益（亏损） | 980 | 609 | 833 | 978 | ||||||||||||||||||||||
|
来自持续经营
|
959 | 813 | 862 | 978 | ||||||||||||||||||||||
| 来自已终止经营业务 | 21 | (204) | (29) | — | ||||||||||||||||||||||
|
可比收益1
|
1,018 | 805 | 848 | 983 | ||||||||||||||||||||||
|
来自持续经营
|
1,018 | 805 | 848 | 983 | ||||||||||||||||||||||
| 来自已终止经营业务 | — | — | — | — | ||||||||||||||||||||||
| 分享统计： | ||||||||||||||||||||||||||
| 每股普通股净收益（亏损）–基本 | $0.94 | $0.58 | $0.80 | $0.94 | ||||||||||||||||||||||
|
来自持续经营
|
$0.92 | $0.78 | $0.83 | $0.94 | ||||||||||||||||||||||
| 来自已终止经营业务 | $0.02 | ($0.20) | ($0.03) | — | ||||||||||||||||||||||
|
每股普通股可比收益1
|
$0.98 | $0.77 | $0.82 | $0.95 | ||||||||||||||||||||||
| 来自持续经营 | $0.98 | $0.77 | $0.82 | $0.95 | ||||||||||||||||||||||
| 来自已终止经营业务 | — | — | — | — | ||||||||||||||||||||||
| 每股普通股宣布的股息 | $0.85 | $0.85 | $0.85 | $0.85 | ||||||||||||||||||||||
1有关最直接可比的GAAP衡量标准的更多信息，请参见第22页。
| 2024 | ||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | 第四次 |
第三
|
第二
|
第一
|
||||||||||||||||||||||
| 持续经营收入 | 3,577 | 3,358 | 3,327 | 3,509 | ||||||||||||||||||||||
| 归属于普通股的净收益（亏损） | 971 | 1,457 | 963 | 1,203 | ||||||||||||||||||||||
|
来自持续经营
|
1,069 | 1,338 | 804 | 988 | ||||||||||||||||||||||
|
来自已终止经营业务1
|
(98) | 119 | 159 | 215 | ||||||||||||||||||||||
|
可比收益2
|
1,094 | 1,074 | 978 | 1,284 | ||||||||||||||||||||||
|
来自持续经营
|
1,094 | 894 | 822 | 1,055 | ||||||||||||||||||||||
|
来自已终止经营业务1
|
— | 180 | 156 | 229 | ||||||||||||||||||||||
| 分享统计： | ||||||||||||||||||||||||||
| 每股普通股净收益（亏损）–基本 | $0.94 | $1.40 | $0.93 | $1.16 | ||||||||||||||||||||||
|
来自持续经营
|
$1.03 | $1.29 | $0.78 | $0.95 | ||||||||||||||||||||||
|
来自已终止经营业务1
|
($0.09) | $0.11 | $0.15 | $0.21 | ||||||||||||||||||||||
|
每股普通股可比收益2
|
$1.05 | $1.03 | $0.94 | $1.24 | ||||||||||||||||||||||
| 来自持续经营 | $1.05 | $0.86 | $0.79 | $1.02 | ||||||||||||||||||||||
|
来自已终止经营业务1
|
— | $0.17 | $0.15 | $0.22 | ||||||||||||||||||||||
|
每股普通股宣布的股息3
|
$0.8225 | $0.96 | $0.96 | $0.96 | ||||||||||||||||||||||
1代表Liquids Pipelines在2024年的9个月收益。
2有关最直接可比的GAAP衡量标准的更多信息，请参见第22页。
32024年第四季度及之后宣布的股息反映了TC Energy在分拆交易后的比例分配。有关更多信息，请参阅终止运营部分。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 115
分业务板块季度财务信息影响因素
环比收入和净收入波动的原因在我们的业务部门中各不相同。除了以下因素外，我们的收入和分部收益（亏损）还受到外汇汇率波动的影响，主要与我们以美元计价的业务和我们以比索计价的风险敞口有关。
正如关于本文件一节第10页所讨论的，液体管道业务的业绩自2024年10月1日起作为已终止经营入账。为了进行有意义的比较，除非另有说明，否则整个季度业绩部分的讨论都基于持续经营。有关更多信息，请参阅终止运营部分。
在我们的天然气管道业务中，除了美国管道短期吞吐量的季节性波动外，季度环比收入和分部收益（亏损）在任何财年通常保持相对稳定。然而，从长期来看，它们波动的原因是：
•监管决定
•与客户协商结算
•正在投入使用的新建资产
•收购和资产剥离
•天然气营销活动和商品价格
•正常运作过程之外的事态发展
•某些公允价值调整
•墨西哥租赁和某些合同资产净投资的预期信用损失准备金。
在电力和能源解决方案中，环比收入和分部收益受到以下因素的影响：
•天气
•客户需求
•正在投入使用的新建资产
•收购和资产剥离
•天然气和电力市场价格
•容量价格和付款
•电力营销和交易活动
•计划内和计划外的工厂停运
•正常运作过程之外的事态发展
•某些公允价值调整。
各季度财务信息影响因素
我们通过调整特定项目的某些GAAP措施来计算可比措施，我们认为这些项目意义重大，但不能反映我们在该期间的基本运营情况。除本文另有说明外，这些可比计量是在不同时期的一致基础上计算的，并酌情针对每个时期的特定项目进行调整。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第22页。
2025年第四季度，来自持续经营业务的可比收益也不包括：
•随着我们重新调整电力和能源解决方案战略的重点，在我们决定停止开发以及更新的预测假设之后，为某些电力和能源解决方案项目计提了1.1亿美元的税前减值费用
•TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的税前未实现外汇损失净额4700万美元，扣除非控股权益
•与TGNH租赁净投资相关的预期信用损失准备金的税前回收400万美元，扣除非控股权益以及墨西哥的某些合同资产。
116 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
2025年第三季度，来自持续经营业务的可比收益也不包括：
•TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的税前未实现外汇收益净额8700万美元，扣除非控股权益
•税前收回与TGNH租赁净投资相关的预期信用损失准备金1200万美元，扣除非控股权益以及墨西哥的某些合同资产。
2025年第二季度，来自持续经营业务的可比收益也不包括：
•TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的税前未实现外汇损失净额1.32亿美元，扣除非控股权益
•与TGNH租赁净投资相关的预期信用损失准备金的税前费用为9300万美元，扣除非控股权益以及墨西哥的某些合同资产。
2025年第一季度，来自持续经营业务的可比收益也不包括：
•TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的税前未实现外汇收益净额300万美元，扣除非控股权益
•与TGNH租赁净投资相关的预期信用损失准备金的税前回收200万美元，扣除非控股权益以及墨西哥的某些合同资产。
2024年第四季度，来自持续经营业务的可比收益也不包括：
•与2024年10月购买和注销某些高级无担保票据和中期票据以及退还未偿还的可赎回票据有关的债务清偿税前净收益2.28亿美元
•TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的税前未实现外汇收益净额1.43亿美元，扣除非控股权益
•税前收回与TGNH租赁净投资相关的预期信用损失准备金300万美元，扣除非控股权益以及墨西哥的某些合同资产
•因分拆交易后剩余递延税款余额重估而产生的9600万美元递延所得税费用
•在我们重新调整电力和能源解决方案战略时决定停止开发后，为一个电力和能源解决方案项目支付了3600万美元的税前减值费用
•与Focus项目成本相关的900万美元税前费用。
2024年第三季度，来自持续经营业务的可比收益也不包括：
•与出售PNGTS相关的税前收益5.72亿美元，已于2024年8月完成
•TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的税前未实现外汇损失净额5200万美元，扣除非控股权益
•与TGNH租赁净投资相关的预期信用损失准备的税前费用500万美元，扣除非控股权益以及墨西哥的某些合同资产
•与Focus项目成本相关的500万美元税前费用。
2024年第二季度，来自持续经营业务的可比收益也不包括：
•与出售美国天然气管道和加拿大天然气管道的非核心资产相关的税前收益4800万美元
•税前未实现外汇损失，扣除TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款300万美元，扣除非控股权益
•税前收回与TGNH租赁净投资相关的预期信用损失准备金300万美元，扣除非控股权益以及墨西哥的某些合同资产
•与NGTL系统所有权转让相关的税前成本1000万美元。
2024年第一季度，来自持续经营业务的可比收益也不包括：
•税前未实现外汇收益，扣除TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的5500万美元
•与TGNH在墨西哥的租赁和某些合同资产净投资相关的预期信用损失准备金的税前回收2100万美元
•与非经常性第三方和解相关的3400万美元税前费用
•与焦点项目成本相关的税前费用1000万美元。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 117
2025年第四季度亮点
合并结果
| 截至12月31日止三个月 | 2025 | 2024 | ||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | ||||||||||||||
| 加拿大天然气管道 | 564 | 506 | ||||||||||||
| 美国天然气管道 | 1,110 | 918 | ||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | 377 | 214 | ||||||||||||
| 电力和能源解决方案 | 136 | 276 | ||||||||||||
| 企业 | 1 | (16) | ||||||||||||
| 分部总收益（亏损） | 2,188 | 1,898 | ||||||||||||
| 利息支出 | (873) | (679) | ||||||||||||
| 建设期间使用资金备抵 | 36 | 233 | ||||||||||||
|
汇兑收益（损失），净额
|
15 | (69) | ||||||||||||
| 利息收入及其他 | 58 | 120 | ||||||||||||
| 所得税前持续经营收入（亏损） | 1,424 | 1,503 | ||||||||||||
|
持续经营的所得税（费用）回收
|
(263) | (223) | ||||||||||||
| 持续经营净收入（亏损） | 1,161 | 1,280 | ||||||||||||
|
终止经营业务净收入（亏损），税后净额
|
21 | (98) | ||||||||||||
| 净收入（亏损） | 1,182 | 1,182 | ||||||||||||
|
归属于非控股权益的净（收入）亏损
|
(167) | (183) | ||||||||||||
| 归属于控股权益的净收益（亏损） | 1,015 | 999 | ||||||||||||
| 优先股股息 | (35) | (28) | ||||||||||||
| 归属于普通股的净收益（亏损） | 980 | 971 | ||||||||||||
| 每股普通股净收益（亏损）–基本 | $0.94 | $0.94 | ||||||||||||
|
来自持续经营
|
$0.92 | $1.03 | ||||||||||||
|
来自已终止经营业务
|
$0.02 | ($0.09) | ||||||||||||
| 截至12月31日止三个月 | 2025 | 2024 | ||||||||||||
|
（百万美元）
|
||||||||||||||
| 归属于普通股的金额 | ||||||||||||||
|
持续经营净收入（亏损）
|
1,161 | 1,280 | ||||||||||||
|
归属于非控股权益的净收益（亏损）
|
(167) | (183) | ||||||||||||
|
持续经营业务归属于控股权益的净收益（亏损）
|
994 | 1,097 | ||||||||||||
| 优先股股息 | (35) | (28) | ||||||||||||
|
持续经营业务归属于普通股的净收益（亏损）
|
959 | 1,069 | ||||||||||||
|
终止经营业务净收入（亏损），税后净额
|
21 | (98) | ||||||||||||
| 归属于普通股的净收益（亏损） | 980 | 971 | ||||||||||||
与2024年同期相比，截至2025年12月31日的三个月，来自持续经营业务的归属于普通股的净收入（亏损）减少了1.1亿美元，即每股普通股0.11美元。
118 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
归属于普通股的净收益（亏损）与可比收益的对账-来自持续经营业务
| 截至12月31日止三个月 | 2025 | 2024 | ||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | ||||||||||||||
| 持续经营业务归属于普通股的净收益（亏损） | 959 | 1,069 | ||||||||||||
| 具体项目（税前）： | ||||||||||||||
|
电力和能源解决方案减值费用
|
110 | 36 | ||||||||||||
|
外汇（收益）损失，净–公司间贷款1
|
47 | (143) | ||||||||||||
|
墨西哥租赁和某些合同资产净投资的预期信用损失准备金2
|
(4) | (3) | ||||||||||||
|
债务清偿净收益3
|
— | (228) | ||||||||||||
|
焦点项目成本4
|
— | 9 | ||||||||||||
| Bruce Power未实现公允价值调整 | (4) | (2) | ||||||||||||
|
风险管理活动5
|
(87) | 301 | ||||||||||||
|
特定物项的税收6
|
(3) | 55 | ||||||||||||
| 持续经营业务的可比收益 | 1,018 | 1,094 | ||||||||||||
| 来自持续经营业务的每股普通股净收益（亏损） | $0.92 | $1.03 | ||||||||||||
| 具体项目（税后净额） | 0.06 | 0.02 | ||||||||||||
| 来自持续经营业务的每股普通股可比收益 | $0.98 | $1.05 | ||||||||||||
12023年，TCPL和TGNH签订了一项无担保循环信贷融资。虽然应收和应付贷款在合并时消除，但每个实体报告货币的差异会因对这些余额进行重估并将其转换为TC Energy的报告货币而产生净收入影响。由于由此产生的未实现外汇损益未反映预计在结算时实现的金额，我们将其排除在可比计量之外，扣除非控股权益。
2我们确认了与墨西哥租赁和某些合同资产净投资相关的预期信用损失准备金，该准备金将根据不断变化的经济假设和前瞻性信息在不同时期波动。这一准备金是对TSA持续至2055年期间可能发生的损失的估计。这一拨备不反映当期根据这一租赁安排或我们的基础业务产生的损失或现金流出，因此，我们已将任何未实现的变动（扣除非控股权益）排除在可比计量之外。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注27，风险管理和金融工具。
32024年10月，TCPL开始并完成了我们的现金要约收购，以购买和注销某些优先无抵押票据和中期票据
加权平均折价7.73%。此外，我们按面值赎回了未偿还的可赎回票据。这些债务的清偿导致了税前
净收益2.28亿美元，主要是由于公允价值折扣和未摊销的债务发行成本。债务清偿的净收益在综合损益表的利息支出中入账。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注19，长期债务。
加权平均折价7.73%。此外，我们按面值赎回了未偿还的可赎回票据。这些债务的清偿导致了税前
净收益2.28亿美元，主要是由于公允价值折扣和未摊销的债务发行成本。债务清偿的净收益在综合损益表的利息支出中入账。有关更多信息，请参阅我们2025年合并财务报表的附注19，长期债务。
4在2024年，我们确认了与Focus项目相关的外部咨询和遣散费用，其中一些费用无法通过监管和商业收费结构收回。
|
5
|
截至12月31日止三个月 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||
| （百万美元） | ||||||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | (8) | (37) | ||||||||||||||||||
| 加拿大电力 | 56 | 17 | ||||||||||||||||||
| 美国电力 | 5 | (2) | ||||||||||||||||||
| 天然气储存库 | (8) | (20) | ||||||||||||||||||
| 息率 | 1 | (71) | ||||||||||||||||||
| 外汇 | 41 | (188) | ||||||||||||||||||
| 87 | (301) | |||||||||||||||||||
| 归属于风险管理活动的所得税 | (21) | 72 | ||||||||||||||||||
| 风险管理活动未实现收益（损失）总额 | 66 | (229) | ||||||||||||||||||
|
6
|
有关更多信息，请参阅公司-财务业绩部分。 | |||||||||||||||||||
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 119
可比EBITDA与可比收益-来自持续经营业务
来自持续经营业务的可比EBITDA代表按上述特定项目调整的分部收益（亏损），不包括折旧和摊销费用。
| 截至12月31日止三个月 | 2025 | 2024 | ||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | ||||||||||||||
| 来自持续经营业务的可比EBITDA | ||||||||||||||
| 加拿大天然气管道 | 961 | 851 | ||||||||||||
| 美国天然气管道 | 1,388 | 1,200 | ||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | 397 | 234 | ||||||||||||
| 电力和能源解决方案 | 217 | 341 | ||||||||||||
| 企业 | 1 | (7) | ||||||||||||
| 来自持续经营业务的可比EBITDA | 2,964 | 2,619 | ||||||||||||
| 折旧及摊销 | (719) | (639) | ||||||||||||
| 计入可比收益的利息支出 | (874) | (836) | ||||||||||||
| 建设期间使用资金备抵 | 36 | 233 | ||||||||||||
| 汇兑收益（损失），计入可比收益的净额 | 29 | (44) | ||||||||||||
|
利息收入及其他
|
58 | 120 | ||||||||||||
| 计入可比收益的所得税（费用）回收 | (266) | (168) | ||||||||||||
|
计入可比收益的归属于非控股权益的净（收入）亏损
|
(175) | (163) | ||||||||||||
| 优先股股息 | (35) | (28) | ||||||||||||
| 持续经营业务的可比收益 | 1,018 | 1,094 | ||||||||||||
| 来自持续经营业务的每股普通股可比收益 | $0.98 | $1.05 | ||||||||||||
120 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
来自持续经营业务的可比EBITDA
2025年第四季度对比2024年第四季度
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月，来自持续经营业务的可比EBITDA增加了3.45亿美元，这主要是由于以下净结果：
•美国天然气管道以美元计价的EBITDA增加，原因是哥伦比亚天然气公司的收益增加，原因是自2025年4月1日起更高的运输费率、投入使用的项目带来的增量收益、额外的合同销售以及与我们的美国天然气营销业务相关的更高的已实现收益
•墨西哥天然气管道公司以美元计价的EBITDA增加，主要是由于主要与东南门户管道于2025年第二季度完工相关的TGNH收益增加，部分被Sur de Texas的股权收益减少所抵消，原因是以比索计价的财务风险和主要与美元计价负债的外汇影响相关的所得税费用增加
•加拿大天然气管道的EBITDA增加，主要是由于NGTL系统和主线的流动折旧和奖励收益增加
•电力和能源解决方案EBITDA下降主要是由于主要由于4号机组MCR导致发电量减少，加拿大电力公司的净贡献减少，部分被较高的合同价格所抵消；以及加拿大电力公司较低的实际电价，部分被较低的业务发展成本所抵消
•美元走弱对我们以美元计价的业务中的加元等值可比EBITDA的负面外汇影响，按2025年1.39的汇率换算，2024年为1.40。有关更多信息，请参阅外汇部分。
由于在我们的加拿大费率管制管道中对包括折旧、财务费用和所得税在内的某些成本进行了流转式处理，这些成本的变化影响了我们的可比EBITDA，尽管对净收入没有显着影响。
持续经营业务的可比收益
2025年第四季度对比2024年第四季度
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月的可比收益减少了7600万美元或每股普通股0.07美元，这主要是由于以下因素的净影响：
•上述可比EBITDA的变化
•较低的AFUDC主要是由于东南门户管道的完成
•所得税费用增加主要是由于墨西哥外汇敞口和流动所得税增加的影响
•较高的折旧和摊销主要是由于2025-2029年NGTL和解下的NGTL系统以及哥伦比亚天然气公司因哥伦比亚天然气公司和解而产生的折旧率较高
•利息收入和其他减少，原因是与保险相关的拨备增加和短期投资赚取的利息减少
•利息支出增加，原因是用于管理利率风险的衍生品的已实现收益减少，短期借款和长期债务发行和到期水平增加
•归属于非控股权益的净收入增加主要是由于哥伦比亚天然气和哥伦比亚海湾资产确认的净收入增加，部分被东南门户管道于2025年第二季度完工后更高的税收费用、更高的EBITDA和更低的TGNH AFUDC的净影响以及整体外汇影响所抵消
•风险管理活动用于管理我们在墨西哥的净负债和以美元计价的收入的外汇敞口，以及将我们以比索计价的净货币负债重估为美元。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 121
外汇
我们的某些业务以美元产生全部或大部分收益，由于我们以加元报告财务业绩，美元兑加元的价值变化直接影响我们的可比EBITDA，也可能影响可比收益。随着我们以美元计价的业务继续增长，这种风险敞口也在增加。折旧和摊销、利息费用和其他损益表细列项目中低于可比EBITDA的美元计价金额自然抵消了一部分以美元计价的可比EBITDA风险敞口。剩余敞口的一部分使用外汇衍生品在最长三年的滚动远期基础上进行积极管理；然而，超过该期限的自然敞口仍然存在。在考虑自然抵消和经济对冲后，截至2025年12月31日的三个月内，美元走势对可比收益的净影响并不显着。
下表列出了我们以美元计价的财务业绩的组成部分，包括我们的美国天然气管道和墨西哥天然气管道业务。可比EBITDA是一种非GAAP衡量标准。
税前美元计价收入和支出项目-来自持续经营业务
| 截至12月31日止三个月 | 2025 | 2024 | ||||||||||||
| （百万美元） | ||||||||||||||
| 可比EBITDA | ||||||||||||||
| 美国天然气管道 | 996 | 859 | ||||||||||||
|
墨西哥天然气管道
|
285 | 167 | ||||||||||||
| 1,281 | 1,026 | |||||||||||||
| 折旧及摊销 | (211) | (191) | ||||||||||||
|
长期债务和次级次级票据的利息支出
|
(434) | (440) | ||||||||||||
| 利息收入及其他 | 22 | 51 | ||||||||||||
| 建设期间使用资金备抵 | 16 | 159 | ||||||||||||
|
计入可比收益和其他的归属于非控股权益的净（收入）亏损
|
(127) | (125) | ||||||||||||
| 547 | 480 | |||||||||||||
| 平均汇率-美元兑加元 | 1.39 | 1.40 | ||||||||||||
与墨西哥天然气管道有关的外汇
墨西哥比索兑美元的价值变化可能会影响我们的可比收益，因为我们的墨西哥天然气管道货币资产和负债的一部分是以比索计价的，而我们的墨西哥业务的财务业绩是以美元计价的。这些以比索计价的余额被重新估值为美元，从而产生外汇损益，计入综合损益表中的股权投资收益（损失）、外汇（收益）损失、净收益和归属于非控股权益的净收益（损失）。
此外，为墨西哥所得税目的计算的美元计价货币资产和负债重估的外汇损益导致这些实体的比索计价所得税风险，导致股权投资收入和所得税费用的波动。这种风险敞口随着我们以美元计价的净货币负债的增长而增加。
上述敞口是使用外汇衍生品管理的，尽管仍有一些未对冲敞口。外汇衍生工具的影响记入外汇（收益）损失，净额记入综合损益表。有关更多信息，请参阅金融风险和金融工具部分。
122 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
一美元兑换墨西哥比索的期末汇率如下：
| 2025年12月31日 | 18.00 | |||||||
| 2024年12月31日 | 20.87 | |||||||
| 2023年12月31日 | 16.91 | |||||||
下表汇总了墨西哥比索兑美元及相关衍生工具价值变动带来的交易性外汇损益影响：
| 截至12月31日止三个月 | ||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | ||||||||||||
|
可比EBITDA-墨西哥天然气管道1
|
(12) | 30 | ||||||||||||
| 汇兑收益（损失），计入可比收益的净额 | 36 | (21) | ||||||||||||
| 计入可比收益的所得税（费用）回收 | (13) | 27 | ||||||||||||
|
计入可比收益的归属于非控股权益的净（收入）亏损2
|
— | (3) | ||||||||||||
| 11 | 33 | |||||||||||||
1包括合并报表股权投资收入（损失）中记录的德州南部合资企业的外汇影响
收入。
收入。
2表示与TGNH相关的非控股权益部分。有关更多信息，请参阅公司部分。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 123
按业务部门分列的重点
加拿大天然气管道
与2024年同期相比，截至2025年12月31日的三个月，加拿大天然气管道部门的收益增加了5800万美元。
截至2025年12月31日的三个月，NGTL系统的净收入与2024年同期相比增加了1700万美元，这主要是由于激励收益增加。NGTL系统目前在2025-2029年NGTL结算下运行，该结算于2025年1月1日开始，包括40%视为普通股的10.1%的批准ROE。此次和解为NGTL系统提供了更高的折旧率，并且如果通行费低于规定水平，或者如果开展了增长项目，则有机会以激励措施进一步提高折旧率。它还包括激励机制，以减少物理排放和排放合规成本，同时还为某些运营成本提供激励，其中与预计数量和排放节省的差异与客户共享。
与2024年同期相比，截至2025年12月31日的三个月，加拿大主线的净收入增加了500万美元，这主要是由于更高的激励收益。加拿大主线在2021-2026年主线结算下运营，其中包括40%视为普通股的经批准的10.1%的ROE，以及在与客户的有益共享机制下降低管道成本和增加收入的激励措施。
截至2025年12月31日止三个月，加拿大天然气管道的可比EBITDA较2024年同期增加1.1亿美元，原因是：
•更高的流动折旧和所得税以及NGTL系统和加拿大主线的更高激励收益。
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月的折旧和摊销增加了5200万美元，这主要反映了根据2025-2029年NGTL和解协议，NGTL系统的折旧率提高以及加拿大主线投入使用的资产增加。
美国天然气管道
截至2025年12月31日止三个月，美国天然气管道分部收益较2024年同期增加1.92亿美元，其中包括我们计算的可比EBITDA和可比息税前利润中已排除的美国天然气营销业务所用衍生工具公允价值变动产生的未实现损益。
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月的美元走弱对我们以美元计价的业务的加元等值分部收益产生了负面影响。有关更多信息，请参阅外汇部分。
截至2025年12月31日止三个月，美国天然气管道的可比EBITDA较2024年同期增加1.37亿美元，主要是由于以下因素的净影响：
•根据哥伦比亚天然气公司的和解协议，由于自2025年4月1日起生效的运输费率提高，哥伦比亚天然气公司的收益净增加。有关更多信息，请参阅美国天然气管道-重大事件部分
•来自投入使用的项目的增量收益，以及来自GTN上额外合同销售的收益增加
•与我们的美国天然气营销业务相关的已实现收益较高，这主要是由于利润率较高
•由于运营成本增加，收益下降，这反映了我们整个足迹的系统利用率增加。
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月的折旧和摊销增加了1900万美元，这主要是由于投入使用的新项目以及哥伦比亚天然气结算导致的折旧率变化。
124 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
墨西哥天然气管道
截至2025年12月31日止三个月，墨西哥天然气管道分部收益较2024年同期增加1.63亿美元，其中包括与TGNH在墨西哥的租赁和某些合同资产的净投资相关的预期信用损失准备金收回400万美元（2024年–收回300万美元），这已被排除在我们计算的可比EBITDA和可比息税前利润之外。
与2024年同期相比，截至2025年12月31日的三个月和一年，美元走弱对我们在墨西哥以美元计价的业务的加元等值分部收益产生了负面影响。有关更多信息，请参阅外汇部分。
截至2025年12月31日止三个月，墨西哥天然气管道的可比EBITDA较2024年同期增加1.18亿美元，原因是：
•TGNH收益较高，因东南门户管道将于2025年第二季度完工
•德克萨斯州南部的股权收益下降，主要是由于外汇影响重估
以比索计价的负债由于墨西哥比索走强和所得税费用增加主要与美元计价负债的外汇影响有关。有关更多信息，请参阅Sur de Texas结果部分。
以比索计价的负债由于墨西哥比索走强和所得税费用增加主要与美元计价负债的外汇影响有关。有关更多信息，请参阅Sur de Texas结果部分。
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月的折旧和摊销基本一致。在销售类租赁会计下，我们的在役TGNH管道资产从厂房、物业和设备中终止确认，并在我们的简明综合资产负债表中记录为租赁投资净额，没有确认折旧费用。
电力和能源解决方案
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月的电力和能源解决方案部门收益减少了1.4亿美元，其中包括以下特定项目，这些项目已被排除在我们计算的可比EBITDA和可比息税前利润之外：
•在我们决定停止开发以及更新的预测假设后，随着我们重新调整电力和能源解决方案战略的重点，某些电力和能源解决方案项目在2025年的税前减值费用为1.1亿美元（2024年-3600万美元）
•我们按比例分担Bruce Power投资于退休后福利和风险管理活动的资金的未实现损益
•用于减少商品风险敞口的衍生工具公允价值变动产生的未实现损益。
与2024年同期相比，截至2025年12月31日的三个月，电力和能源解决方案的可比EBITDA减少了1.24亿美元，这主要是由于以下因素的净影响：
•由于4号机组MCR导致发电量减少、计划2025年第四季度2号机组停电以及运营成本增加，Bruce Power贡献较低，部分被较高的合同价格所抵消。有关更多信息，请参阅Bruce Power结果部分
•加拿大电力公司财务业绩下降主要是由于实际电价下降
•天然气储存和其他增加主要是由于业务发展成本降低。
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月的折旧和摊销基本一致。
企业
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月的企业分部收益增加了1700万美元。公司分部亏损包括截至2024年12月31日止三个月与Focus项目成本相关的900万美元税前费用，该费用已被排除在我们计算的可比EBITDA和可比息税前利润之外。
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月的可比EBITDA和企业息税前利润增加了800万美元。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 125
季度业绩-来自停止运营
各季度财务信息影响因素
季度业绩部分引用了非GAAP衡量标准，这些指标在第22页进行了描述。这些措施没有
GAAP规定的任何标准化含义，因此可能无法与GAAP提出的类似衡量标准进行比较
其他实体。
GAAP规定的任何标准化含义，因此可能无法与GAAP提出的类似衡量标准进行比较
其他实体。
2025年第四季度，来自已终止业务的可比收益也不包括：
•主要由于2025年9月根据与南弓的分离协议达成的决议而产生的800万美元的税前追偿。
2025年第三季度，来自已终止业务的可比收益也不包括：
•1.96亿美元的税前费用，主要是2025年9月根据与South Bow的分离协议达成的决议产生的。
2025年第二季度，来自已终止业务的可比收益也不包括：
•与我们对Keystone XL合同回收率的估计相关的2900万美元的税前减值费用。
2024年第四季度，来自已终止业务的可比收益也不包括：
•与分拆交易相关的Liquids Pipelines业务分离成本税前费用8500万美元，其中7500万美元在分部收益中确认，1000万美元在利息收入中确认
•3700万美元的税前费用与我们对里程碑14事件导致的潜在增量成本的估计有关。根据分居协议中的赔偿条款，这一数额代表我们86%的份额
•因FERC行政法法官就与前期确认的金额有关的收费相关投诉对Keystone作出的裁决而获得300万美元的税前追偿。
2024年第三季度，来自已终止业务的可比收益也不包括：
•由于与分拆交易相关的Liquids Pipelines业务分离成本而产生的6700万美元税前费用
•与Keystone XL资产处置和终止活动相关的税前费用2100万美元
•一笔1500万美元的税前费用，涉及FERC行政法法官对Keystone的一项收费相关投诉的裁决，该投诉与前期确认的金额有关。
2024年第二季度，来自已终止业务的可比收益也不包括：
•由于与分拆交易相关的Liquids Pipelines业务分离成本，产生了2900万美元的税前费用。
2024年第一季度，来自已终止业务的可比收益也不包括：
•由于与分拆交易相关的Liquids Pipelines业务分离成本，产生了1600万美元的税前费用。
终止经营业绩
| 截至12月31日止三个月 | 2025 | 2024 | ||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | ||||||||||||||
| 已终止经营业务的分部收益（亏损） | (6) | (109) | ||||||||||||
|
利息收入及其他
|
14 | (10) | ||||||||||||
| 所得税前已终止经营业务收入（亏损） | 8 | (119) | ||||||||||||
|
所得税（费用）回收
|
13 | 21 | ||||||||||||
| 终止经营业务净收入（亏损），税后净额 | 21 | (98) | ||||||||||||
| 终止经营业务每股普通股净收入（亏损）-基本 | $0.02 | ($0.09) | ||||||||||||
截至2025年12月31日止三个月的已终止经营业务净收入（税后净额）为2100万美元或每股普通股0.02美元（2024年-净亏损9800万美元或每股普通股亏损0.09美元），增加1.19亿美元或每股普通股0.11美元。
126 | TC Energy 管理层的讨论与分析2025
已终止经营业务净收入（亏损）的调节，税后净额与已终止经营业务的可比收益
| 截至12月31日止三个月 | 2025 | 2024 | ||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | ||||||||||||||
| 终止经营业务净收入（亏损），税后净额 | 21 | (98) | ||||||||||||
| 具体项目（税前）： | ||||||||||||||
|
南弓定居点1
|
(8) | — | ||||||||||||
| Liquids Pipelines业务分离成本 | — | 85 | ||||||||||||
| 里程碑14增加的成本 | — | 37 | ||||||||||||
| Keystone监管决定 | — | (3) | ||||||||||||
|
特定物项的税收
|
(13) | (21) | ||||||||||||
| 终止经营业务的可比收益 | — | — | ||||||||||||
| 终止经营业务的每股普通股净收入（亏损） | $0.02 | ($0.09) | ||||||||||||
|
具体项目（税后净额）
|
(0.02) | 0.09 | ||||||||||||
| 终止经营业务的每股普通股可比收益 | — | — | ||||||||||||
12025年9月根据与南弓的分离协议达成的决议，截至2025年12月31日止三个月的税前追偿800万美元。
TC Energy管理层的讨论与分析2025 | 127
词汇表
| 计量单位 | ||||||||
| BCF | 十亿立方英尺 | |||||||
| BCF/d | 每天十亿立方英尺 | |||||||
| 千兆瓦时 | 千兆瓦时 | |||||||
| 公里 | 公里 | |||||||
| MMcF/d | 每天百万立方英尺 | |||||||
| 兆瓦 | 兆瓦（s） | |||||||
| 兆瓦时 | 兆瓦时 | |||||||
| TJ/d | 每日太焦耳 | |||||||
|
与我们的运营相关的一般条款
|
||||||||
| 首席执行官 | 首席执行官 | |||||||
| 首席财务官 | 首席财务官 | |||||||
| 热电联产设施 | 同时产生电力和有用热量的设施 | |||||||
| DRP | 股息再投资及购股计划 | |||||||
| 女皇 | 阿尔伯塔省/萨斯喀彻温省边境附近的一个主要天然气交付/接收点 | |||||||
|
ESG
|
环境、社会和治理
|
|||||||
| FID | 最终投资决定 | |||||||
| 不可抗力 | 妨碍合同当事人履行合同的不可预见情形 | |||||||
| GHG | 温室气体 | |||||||
| HCA | 高后果地区 | |||||||
| HSSE | 健康、安全、可持续性和环境 | |||||||
| 投资基础 |
包括费率基数，以及在建资产
|
|||||||
| 最不发达国家 | 本地分销公司 | |||||||
| 液化天然气 | 液化天然气 | |||||||
| OM & A | 运营、维护和管理 | |||||||
| 购电协议 | 购电安排 | |||||||
| 费率基数 | 用于制定监管费率的平均服务资产、营运资本和递延金额 | |||||||
| RNG | 可再生天然气 | |||||||
| TSA | 运输服务协议 | |||||||
| TOMS | TC Energy的运营管理体系 | |||||||
| WCSB | 加拿大西部沉积盆地 | |||||||
|
会计术语
|
||||||||
| AFUDC | 建设期间使用资金备抵 | |||||||
|
美国GAAP/GAAP
|
美国公认会计原则 | |||||||
|
RRA
|
费率管制会计
|
|||||||
| 净资产收益率 | 普通股本回报率 | |||||||
| 政府和监管机构条款 | ||||||||
| AER |
艾伯塔省能源监管机构
|
|||||||
| CER | 加拿大能源监管机构 | |||||||
| CFE | Commisi ó n Federal de Electricidad（墨西哥） | |||||||
|
CNE
|
Comisi ó n Nacional de Energ í a（墨西哥）
|
|||||||
| CRE |
Commisi ó n Reguladora de Energ í a，或能源管理委员会（墨西哥）
|
|||||||
| ECCC | 环境与气候变化加拿大 | |||||||
| FERC | 联邦能源监管委员会（美国） | |||||||
| 国际电投 |
独立电力系统运营商（安大略省）
|
|||||||
|
国际财务报告准则S2
|
国际财务报告准则S2气候相关披露
|
|||||||
| 纽约证券交易所 | 纽约证券交易所 | |||||||
| OBPS | 基于产出的定价系统 | |||||||
| OPG | 安大略发电 | |||||||
| PHMSA | 管道和危险材料安全管理局 | |||||||
| SEC | 美国证券交易委员会 | |||||||
|
SENER
|
Secretar í a de Energ í a或墨西哥能源部
|
|||||||
| TCFD | 气候相关财务披露问题工作队 | |||||||
|
TNFD
|
与自然有关的财务披露问题特别工作组
|
|||||||
| 多伦多证券交易所 | 多伦多证券交易所 | |||||||
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