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美国

证券交易委员会

哥伦比亚特区华盛顿20549

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表格10-k

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截至2019年12月31日止财政年度

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或

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佣金档案编号:001-35358

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TC PipeLines, LP

（注册人的确切姓名载于其章程）

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877 - 290-2772
（登记人的电话号码，包括区号）

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根据该法第12（b）条登记的证券:

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根据该法第12（g）条登记的证券:
无

根据《证券法》第405条的规定，如果登记人是知名的经验丰富的发行人，请用支票标记标明。 是的  ⌧否◻

如果注册人不需要根据该法第13条或第15（d）条提交报告，请用复选标记标明◻ 否  ⌧

以核对号标明登记人（1）是否已提交了1934年《证券交易法》第13条或第15（d）条要求在过去12个月内提交的所有报告（或要求登记人提交此种报告的较短期限），及（2）在过去90天内一直受该等申报规定所规限。 是的  ⌧否◻

以核对号标明登记人在过去12个月内（或在要求登记人提交交互式数据档案的较短期间内）是否以电子方式提交了根据条例S-T第405条（本章第232.405条）要求提交的每一份交互式数据档案。 是的  ⌧否◻

用复选标记表示注册人是大型加速提交者、加速提交者、非加速提交者还是较小的报告公司。见《交易法》第12B-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。

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如果是一家新兴的成长型公司，请用支票标记说明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）节规定的任何新的或修订的财务会计准则。◻

用勾号标明登记人是否为空壳公司（根据该法第12B-2条的定义） ☐ 否☒

非关联公司持有的注册人共同单位截至2019年6月30日的总市值约为27亿美元。

截至2020年2月19日，登记人共有71,306,396个共同单位未偿还。

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以引用方式并入的文件

无

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TC PipeLines, LP

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除非另有说明，所有数额均以美元表示。

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定义

本年度报告中使用的简称、首字母缩略词和行业术语定义如下:

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除非上下文另有明确说明，否则TC Pipeline，LP及其附属公司在本年度报告中统称为“我们”、“我们”、“我们”及“合伙企业”。我们在指合伙企业于Gas Transmission Northwest LLC（GTN）、Northern Border Pipeline Company（Northern Border）、Bison Pipeline LLC（Bison）、Great Lakes Gas Transmission Limited Partnership（Great Lakes）、North Baja Pipeline，LLC（North Baja）、Tuscarora Gas Transmission Company（Tuscarora）的拥有权益时，使用“我们的管道系统”及“我们的管道”波特兰天然气传输系统（PNGTs）和易洛魁天然气传输系统（LP）。

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第一部分

关于前瞻性信息的前瞻性陈述和警告性陈述

本报告包括一些前瞻性陈述。前瞻性陈述由诸如“预期”、“估计”、“期望”、“项目”、“打算”、“计划”、“相信”、“预测”、“应该”、“预测”、“可能”、“将”、“可能”和其他具有类似含义的术语和表达方式确定。但是，没有这几个字并不意味着发言不具有前瞻性。这些报表基于管理层的信念和假设以及现有信息，包括但不限于关于预期财务执行情况、未来资本支出、流动性、下拉机会、市场或竞争条件、规章、有机或战略增长机会、合同续签和市场开放能力的报表业务前景、规管程序的结果及向基金单位持有人派发现金。

前瞻性陈述涉及风险和不确定性，可能导致实际结果与预测结果大不相同。可能导致实际结果和我们的财务状况与前瞻性报表中设想的大不相同的因素包括但不限于:

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这些风险和其他风险在第一部分第1a项中有更详细的说明。“风险因素”。鉴于这些不确定性，您不应过分依赖这些前瞻性陈述。所有可归因于我们或代表我们行事的人的前瞻性发言都明确地全部受到这些因素的限制。所有前瞻性陈述仅在作出之日作出，除非适用法律另有规定，否则我们没有义务更新任何前瞻性陈述，以反映新的信息、随后的事件或其他变化。

项目1.业务

企业的叙述性说明

一般事务人员

我们是一家公开上市的特拉华大师有限合伙企业。我们的共同单位在纽约证券交易所（纽约证券交易所）交易，代码为TCP。我们是由TC能源公司及其子公司于1998年成立的，旨在收购、拥有和参与北美能源基础设施业务的管理。我们的管道系统在美国输送天然气。

我们由我们的普通合伙人管理，该合伙人是TC Energy的间接全资附属公司。于2019年12月31日，TC Energy的附属公司拥有我们约24%的普通单位、100%的B类单位、100%的奖励分配权（IDR），并持有我们2%的普通合伙人权益。见第二部分，项目5。“登记人普通股、相关股东事项和发行人购买股票证券的市场”，以获得有关TC Energy在美国所有权的更多信息。

最近的业务发展

增长项目最新情况:

以下是我们在2019年宣布的增长项目摘要，以及对此前宣布的项目的更新:

PNGTS"Portland Xpress项目- 我们估计耗资8500万美元的Portland Xpress项目（简称“PXP”）于2017年启动，目的是通过重新承包和在缅因州PNGTs现有复盖范围内建造增量压缩，将PNGTs系统的输送能力扩大到马萨诸塞州的Dracut。PXP被设计为在三年时间内分阶段实施。第一期和第二期分别于2018年11月1日和2019年11月1日投入服务。项目第三期预计于2020年11月1日投入使用。从201年开始，PXP预计将为PNGTs带来约5000万美元的年收入。PNGTS于2018年就该项目的所有三个阶段向FERC提交了所需的申请，其中包括修改其总统许可证，并通过在其与Maritimes和东北管道有限责任公司共同拥有的设施中增加一个压缩机装置，增加新英格兰的天然气供应，从而提高其认证能力。项目最终总量约为每天18300吨；第一阶段为每天40000吨；第二阶段为每天118400吨，其中包括重新订约和续签到期合同；第三阶段为每天24600吨。我们继续推进这一项目，到目前为止，我们已经收到了所有的批准文件。我们预计将于2020年初向FERC申请批准进行该项目的第三期建设。PXP通过长期协议得到保障，当项目的所有阶段都投入使用时，PNGTs将有效地全面承包到2032年。

此外，关于PXP，PNGTS与TC Energy订立一项安排，内容有关在TC Energy系统上建造若干设施（TransQuebec and Maritimes Pipeline（TQM）及TC Energy的加拿大干线天然气输送系统（Canadian Mainline），这将是履行PNGTS系统未来PXP合约所必需的。如果加拿大系统扩展在其在职日期之前终止，PNGTS可被要求偿还TC Energy直至终止之日发生的未付费用总额。由于TC Energy的系统扩展于2019年11月1日投入商业使用，以及PNGTS对TC Energy上游管道的承诺被分配给PXP第二阶段托运人，PNGTS偿还第一和第二阶段费用的义务终止，在合同终止时约为1.43亿美元。展望未来，倘若第三期扩建工程在投入服务日期前终止，PNGTS将只须偿还TC Energy在第三期的开支，截至12月31日，该开支为60万美元，到2020年11月1日，当TC能源公司与第三期容量相关的设施投入使用时，2019年和2020年估计约为80万美元。

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PNGTS的Westbrook Xpress项目（Westbrook Xpress）--Westbrook Xpress是一个估计价值1.25亿美元的多阶段扩建项目，全面投入服务时预计将为PNGTS每年带来约3500万美元的收入。它是通过现有PNGTS设施的额外压缩能力向美国东北部和加拿大大西洋市场输送加拿大西部沉积盆地（WCSB）增量天然气的协调供应的一部分。Westbrook Xpress预计于2019年11月1日开始的四年内分阶段投入服务，第一阶段预计于2021年11月和2022年11月投入服务。这三个阶段将分别增加约4300Dth/天、69000Dth/天和18000Dth/天的增量容量。Westbrook Xpress和PXP将使PNGTs的容量增加90%，从21000Dth/天增加到大约40000Dth/天。Westbrook Xpress的合约将于2036年至2042年间到期。

GTN Xpress项目（GTN Xpress）--2019年11月1日，我们宣布GTN将推进GTN Xpress项目，该项目将通过TC Energy的上游系统扩展输送大约25万Dth/天的额外数量的天然气。这一综合可靠性和扩建项目的项目总费用估计为3.35亿美元。该项目的可靠性工作预计将于2021年底投入使用，将占项目总成本的四分之三以上。这些费用预计将按追索率收回。该项目的扩建工作预计将在2023年11月前在商业上逐步投入使用。GTN Xpress的扩张工作是100%以平均期限超过30年的固定利率谈判合同为基础的。预计在全面投入使用时，增量能力每年将产生约2500万美元的收入。

Tuscarora Xpress项目（Tuscarora Xpress）-Tuscarora Xpress是一个估计价值1300万美元的扩建项目，通过在现有的Tuscarora设施中增加压缩能力。Tuscarora Xpress100%以20年合同为基础，2021年11月完工后将运输大约15000吨/日的额外数量。Tuscarora Xpress预计在全面投入服务时，按年计算将产生约200万美元的收入。

易洛魁气体传输EXC项目（Iroquois EXC Project）--2019年第二季度期间，易洛魁启动了“压缩强化”项目（EXC项目），该项目将优化易洛魁系统，以满足公用事业客户当前和未来的供气需求，同时通过对管道沿线现有压缩站的强化，最大限度地减少对环境的影响。2020年2月，易洛魁向FERC提出申请，授权建设该项目。该项目总设计能力约为12.5万Dth/天，估计费用为2.5亿美元，投入使用日期为2023年11月。该项目将100%以20年期合同为基础。

北巴哈Xpress项目（North Baja Xpress）-北巴哈Xpress是一个估计价值9000万美元的潜在项目，沿北巴哈干线系统输送更多数量的天然气。该项目是应市场需求而启动的，旨在提供亚利桑那州埃伦贝格与加利福尼亚州奥吉尔比之间每天高达约49.5万吨的坚实运输服务。该项目的约束性开放季节于2019年4月结束。2019年12月，北巴哈向FERC提出申请，授权建设这一项目。估计投入服务日期为2022年11月1日，惟须待若干先决条件获达成或豁免，包括Sempra LNG International，LLC作出正面最终投资决定（FID）后，方可作实。

PHMSA合规条例

2019年10月1日，美国联邦管道和危险材料安全管理局（英语:Federal Pipeline and Dangerous Materials Safety Administration）（PHMSA）发布了三条预期最终规则中的第一条，此前该管理局在2016年发布了一项扩大的拟议规则制定（称为“Gas Mega Rule”），修订了天然气输送和集输线的监管。2019年10月1日的最终规则具体涉及天然气输送管道，以及（其中包括）更新复盖管道的报告和记录保留标准，并扩大了必须在高后果地区（HCAS）以外的某些管道段完成的所需完整性评估水平。2019年10月1日的最终规则还要求运营商审查最大允许操作压力记录，并在没有记录的情况下进行具体的补救活动。我们目前正在评估与该裁决相关的运营和财务影响，该裁决将于2020年7月1日生效，执行期限为15年。包含Gas Mega规则的其馀规则预计将于2020年发布。另见第一部分第1项。“商业-政府管制--管道安全事项”，以获得有关PHSMA管制天然气管道的更多信息。

向共同单位和我们的普通合伙人分配现金

我们2019年的季度申报现金分配与2018年持平，全年为每共同单位0.65美元或每共同单位合计2.60美元。请阅读第四部分第15项内的说明15。“展品和财务报表附表”以获取更多信息。

于2019年4月23日，我们普通合伙人的董事会宣布合伙企业2019年第一季度现金分派为每普通单位0.65美元，已于2019年5月13日支付予截至2019年5月3日有记录的单位持有人。申报的分配总额为4700万美元，按以下方式支付:向共同单位持有人支付4600万美元（包括向作为5797106个共同单位持有人的普通合伙人支付400万美元，向作为1128725个共同单位持有人的TC Energy另一家附属公司支付700万美元）和100万美元给我们的普通合伙人2%的普通合伙人权益。

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于2019年7月23日，我们普通合伙人的董事会宣布合伙企业2019年第二季度现金分派为每普通单位0.65美元，已于2019年8月14日支付予截至2019年8月2日的记录在案的Unitholders。申报的分配总额为4700万美元，按以下方式支付:向共同单位持有人支付4600万美元（包括向作为5797106个共同单位持有人的普通合伙人支付400万美元，向作为1128725个共同单位持有人的TC Energy另一家附属公司支付700万美元）和100万美元给我们的普通合伙人2%的普通合伙人权益。

2019年10月22日，我们普通合伙人的董事会宣布合伙企业2019年第三季度现金分配为每普通单位0.65美元，已于2019年11月14日支付给截至2019年11月1日的记录在案的单位持有人。申报的分配总额为4700万美元，按以下方式支付:向共同单位持有人支付4600万美元（包括向作为5797106个共同单位持有人的普通合伙人支付400万美元，向作为1128725个共同单位持有人的TC Energy另一家附属公司支付700万美元）和100万美元给我们的普通合伙人2%的普通合伙人权益。

2020年1月21日，普通合伙人董事会宣布合伙企业2019年第四季度现金分配为每普通单位0.65美元，已于2020年2月14日支付给截至2020年1月31日的记录在案的单位持有人。申报的分派总额为4700万美元，按以下方式支付:向普通单位持有人支付4600万美元（包括向作为5,797,106个共同单位持有人的普通合伙人支付400万美元及向作为11,287,725个共同单位持有人的TC Energy的另一附属公司支付700万美元）及1美元。向普通合伙人支付2%的普通合伙人权益。

如果在共同单位上的季度现金分配超过合伙企业有限责任合伙企业（经修订的合伙协议）第四次修订和重报的协议中规定的水平，将向我们的普通合伙人支付奖励分配。在2019年期间申报的分配款在任何时期都没有达到规定的水平，因此，普通合伙人在2019年没有收到关于其IDR的任何分配款。有关伙伴关系分配情况的进一步资料，见第二部分第7项“管理部门对财务状况和业务成果的讨论和分析----伙伴关系的现金分配政策”。

b类分布

于2020年1月21日，我们普通合伙人的董事会宣布其年度B类分派，金额为800万美元，已于2020年2月14日支付。2019年，支付的B级分销为1300万美元。请参阅第四部分项目15内的附注11、14和15。“证物和财务报表附表”，以便更详细地披露B类单位的情况。

其他业务发展

合伙结构-于2018年12月31日，普通合伙人将其于TC Pipeels Intermediate有限合伙企业、TC Tuscarora Intermediate有限合伙企业及TC GL Intermediate有限合伙企业（连同合伙ILPS）各自的1.0101%普通合伙人权益出资予TC Pipeels Intermediate GP，LLC（中间GP），合伙企业的全资子公司，并获得合伙企业1%的普通合伙人权益作为回报（ILP出资）。这使得普通合伙人通过其在合伙企业中直接持有的1%和间接持有的1.0101%普通合伙人权益，分别简化为普通合伙人在合伙企业中直接持有的2%普通合伙人权益。该合伙企业随后100%持有合伙企业ILPS的有限和普通合伙人权益，普通合伙人权益通过中间GP持有。

于2019年第四季度，合伙企业发起解散合伙企业ILPS及Intermediate GP。自2019年10月31日起，中间GP和合伙ILP将其管道资产的100%所有权转让给合伙企业，解散和解约实体的过程于2020年1月完成。因此，合伙企业现在直接拥有其编审中的资产，这就创造了一个更有效的合伙结构，并与现有的其他多边伙伴关系结构更加密切地结合在一起，对合伙企业的普通合伙人和有限合伙人没有任何经济影响。

资金筹措

合伙企业的2013年5亿美元定期贷款融资--2019年6月，合伙企业利用同日从北方边境分销收到的收益偿还了其2013年5亿美元定期贷款融资项下的500万美元未偿还借款。此外，合伙企业以2.81%的利率终止了用于对冲这一便利的同等数额的利率互换。

合伙企业的高级信贷工具和整体债务水平--我们继续去杠杆化我们的资产负债表。于2019年12月31日，合伙企业高级信贷融资项下并无未偿还结馀。此外，合伙企业的综合债务总额由2018年12月31日的21.18亿美元减少1.06亿美元至12月31日的20.12亿美元，2019年由于（a）合伙企业高级信贷融资项下未偿还馀额的现金流净额4000万美元；（b）5000万美元部分偿还合伙企业2013年的5亿美元定期贷款

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贷款机制；（c）偿还GTN的7500万美元无担保定期贷款机制到期时到期的3500万美元；（d）Tuscarora无担保定期贷款的100万美元预定付款被PNTS循环信贷机制的200万美元额外借款抵消。见第二部分，项目7。“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析-流动性和资本资源”，以获取更多信息。

信用评级上调--2019年7月23日，标准普尔（S&P）将合作伙伴的信用评级从BBB-/稳定上调至BBB-/稳定，主要原因是我们正在进行的去杠杆化努力导致我们的金融风险状况有所改善。

融资-未并表子公司

Northern Border--2019年6月，Northern Border在其2亿美元循环信贷融资机制下额外借款1亿美元，以资助1亿美元的现金分配，其中5000万美元由合伙企业收到。Northern Border于2019年12月31日在此设施项下的未偿还馀额为1.15亿美元。

易洛魁融资-2019年5月9日，易洛魁通过发行1.4亿美元新的15年期4.12%优先票据及1.5亿美元新的10年期4.07%优先票据，对1.4亿美元2019年到期的6.63%优先票据及1.5亿美元20202年到期的4.84%优先票据进行再融资。债务契约要求易洛魁人在前四个季度将债务与资本比率保持在75%以下，偿债复盖率至少为1.25倍，并与再融资优先票据的规定保持不变。

业务战略

了解天然气基础设施业务

天然气基础设施将天然气从主要供应来源或上游收集设施转移到使用天然气满足其能源需求的下游地点或市场。基础设施系统包括计量站，用于记录输送到管道的天然气数量和输送地点的出口数量；压缩站，用作泵，沿管道输送大量天然气；以及管道本身，用于将天然气输送到高压。

条例、费率和费用回收

州际天然气管道由FERC管理。FERC批准新设施的建设，并对我们业务的各个方面进行管理，包括允许收取的最高费率。最高比率是根据业务费用计算的，其中包括业务和维修费用备抵、所得税和财产税、债务利息、收回投资资本的折旧费和投资资本的回报率。在2018年期间，FERC发布了一份修订后的政策声明，改变了其长期以来关于MLP拥有的管道为利率制定目的处理所得税的政策。经修订的政策声明总体上对多氯联苯及其各自的天然气管道资产产生了重大影响。（另见第一编第1项）“《明史》（卷18）:”嘉靖十八年，登进士第三甲第一百四十二名。

虽然FERC规定了服务的最高费率，但州际天然气管道经常面临竞争，因此为了竞争可能会选择降低其服务的价格。

由于联邦紧急救济协调员的费率审查是定期而不是每年进行的，实际收入和费用通常与费率情况下预测的收入和费用不同。如果收入不再提供合理的收回成本的机会，管道可以向燃料电池公司提出申请，要求确定新的费率，但须遵守任何现行的暂停规定。FERC还有权启动一项审查，以确定管道的回报率是否公正合理。在某些情况下，与管道托运人达成了和解或协议，从而排除了非洲铁路公司进行费率案例的必要性，其中可能包括互利的绩效奖励。和解最终须经非洲金融共同体批准。

订约承办

新的基础设施项目通常得到长期合同的支持。合同的期限取决于个别开发商的风险承受能力，是预期收益率、稳定性和收益确定性的函数。运输合同在不同时间到期，并支撑着不同数量的运力。作为现有合同

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随着合同到期日期的临近，正在努力延长和（或）续订合同。如果更新时市场条件不佳，运输能力可以保持不收缩、以较低的费率收缩或以较短的期限收缩。如果市场条件变得更有利，未售出的产能可能会重新收缩。延长和（或）续订到期合同的能力及其后合同的条款将取决于管道所在区域天然气运输和消费的总体商业环境。

商业环境

北美天然气基础设施网络已经建立，以便将供应与市场连接起来。这些系统的使用和增长受到地点变化、天然气供应相对成本和不断变化的市场需求的影响。

下面的地图显示了与我们的系统相关的某些北美盆地的位置，以及我们的普通合作伙伴和TC能源公司的位置。

供应

天然气主要从生产地区运输，在有限的情况下，从液化天然气（LNG）进口设施运输到市场枢纽或相互连接，以便分配给天然气消费者。页岩和其他非常规天然气储量的持续开发导致北美天然气总产量和经济可采储量增加。

靠近传统市场的页岩气储量的开发增加了产量，特别是在美国东北部。这增加了天然气消费者的供应选择，并导致成本较高的供应来源（如加拿大大西洋沿岸的某些海上天然气生产）减少，从而改变了历史上天然气管道的流动模式。

北美的天然气供应预计在今后十年和长期内将继续增加，原因如下:

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可以影响北美天然气供应总体水平的其他因素包括:

需求

天然气管道业务最终取决于托运人对管道容量的需求以及为该容量支付的价格。除其他外，管道容量的需求受到供应和市场竞争、经济活动、天气状况、天然气管道和储存竞争以及替代燃料价格的影响。

天然气供应的增加导致北美天然气价格相对较低，这支持了对天然气需求的增加，特别是在以下领域:

商品价格

一般来说，天然气管道业务的盈利能力与商品价格并无直接关系，因为我们是商品的运输商，而运输成本与天然气价格并无直接关系。然而，大宗商品的周期性供需性质及其价格影响可能会对我们的业务产生次要影响，因为我们的托运人可能会选择加速或推迟某些项目。这可以影响对运输服务和/或新的天然气管道基础设施的需求的定时。

竞争

天然气管道之间的竞争主要基于运输费率和接近天然气供应地区和消费市场的程度。供应地点和区域需求的变化导致管道流量动态的变化。过去，管道通过长期合同从一个或两个供应来源向其市场输送天然气，而今天，许多管道则通过多个方向和较短的合同期限输送天然气。一些管道甚至逆转了流量，以适应不断变化的供应来源。在整个北美，管道之间为吸引供应以及新的或现有的市场对其系统的竞争也有所加剧。

我们的天然气基础设施

我们在8个天然气州际管道系统中拥有所有权，这些管道系统旨在将每天约109亿立方英尺的天然气从生产地区和进口设施输送到主要位于西部的市场枢纽和消费市场，美国中西部和东部地区的所有管道系统，除易洛魁人和与MNE联合拥有的PNGTs（联合设施）管道设施外，均由TC能源公司的子公司运营。易洛魁管道系统由易洛魁的全资子公司易洛魁管道运营公司运营。联合设施由海洋时报和东北管道有限责任公司（MNE）的子公司M&N Operating Company，LLC（MNOC）运营。MNE是Enbridge公司的子公司。

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我们的管道系统包括:

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下面的地图显示了我们管道系统的位置。

客户、合同和需求

我们的客户一般是大型公用事业公司、当地分销公司、主要天然气销售商、生产公司和其他州际管道，包括附属公司。我们的系统通过收取运输天然气的费用来创收。天然气运输服务是根据固定或可中断的长期和短期合同提供的。我们的管道系统的大部分天然气运输服务都是通过固定的服务运输合同提供的，保留或按需收费，在合同期限内保留管道能力，而不论其用途如何。根据公司服务运输合同预留的与运力相关的收入不受供求条件、竞争或客户变化引起的波动的影响。具有可中断服务运输协议的客户可在确定的服务运输请求得到满足后利用可用容量。

我们的管道系统积极推销其现有能力，并与客户密切合作，包括天然气生产商、最不发达国家、营销商和最终用户，以确保我们的管道提供有吸引力的服务和具有竞争力的价格。我们长期合同收入的大约70%是与具有投资级评级或由投资级当事人提供担保的客户签订的。我们已经获得了非洲金融共同体所允许的财政保证以及我们对剩馀长期合同的关税。见第一部分，第1a项。“风险因素”。

与我们的主要客户的交易，至少占我们合并收入的10%，见附注17-与主要客户的交易，第四部分，第15项。“证物和财务报表附表”，该信息在此引入作为参考。此外，如附注18-第四部分第15项内的关联交易所披露，我们的股权投资公司Great Lakes的大部分收入来自TC Energy及其联属公司。“证物和财务报表附表”，该信息在此引入作为参考。

GTN-GTN的收入得到了到2023年底的长期合同的大力支持，其馀合同在2024年至2045年之间延续。这些合同历来都是到期后长期续签的，主要由居住和商业最不发达国家和发电机持有，它们使用多样化的运输选择组合，根据各种合同条款为其长期市场和营销商服务。我们的合同组合中有一小部分是由工业托运人和生产商承包的。我们预计GTN将继续成为这些多样化投资组合中的一个重要运输组成部分。增量运输机会是基于西加拿大天然气供应和向北加州输送天然气之间的价值差异。

2018年，随着向GTN输送天然气的上游管道系统出现了消除瓶颈活动，GTN受益于其输送天然气数量的增加。这些上游活动仍在继续，因此，我们从2018年至2020年签订了超过70,00Dth/天的长期合同，其中348,00Dth/天导致额外数量流入GTN2018年年中，2019年第四季度为114,00Dth/天。《The

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剩馀数量预计将于2020年年中开始流动，其中大多数合同的期限至少为15年。

2019年1月29日，GTN的第一大客户太平洋煤气电力公司（Pacific Gas）申请第11章破产保护。太平洋天然气约占合作伙伴2019年合并收入的7%（2018年-6%）。作为一家公用事业公司，太平洋煤气公司为加利福尼亚州的居民和工业客户提供服务，并一直有义务为其客户提供服务。我们在2019年没有遇到收款问题，我们预计太平洋煤气的破产不会对我们未来的现金流和运营结果产生实质性影响。

在2019年第四季度，我们宣布了GTN Xpress项目，这是TCP20年历史上最大的有机机遇。这个项目包括一个马力替换程序和一个棕色场扩展。可靠性工作将使GTN的天然气运输更加稳固，再加上该项目的增长部分，管道系统的其他长期合同将达到每天25000吨。有关更多信息，请参见第一部分第1项“业务----近期业务发展----增长项目”。

北部边界-北部边界是一个竞争激烈的管道系统，加权平均剩馀合同长度约为4年。北部边境合同包括续约权和到期合同，通常都延长五年。Northern Border的合同组合中有很大一部分是由公用事业、营销商和工业负荷承包的。此外，Northern Border出售季节性运输服务，这些服务传统上在冬季高峰月份最强，以满足取暖需求；春季/夏季高峰月份最强，以满足电冷需求和储存注入。

大湖股份-大湖股份的收入来自短途和长途运输服务。它的大部分合同是与TC能源公司及其附属公司在其系统内的多条道路上签订的。大湖区出售其现有能力和未来能力将取决于未来的市场条件，这些条件受到一些因素的影响，包括天气、储存的天然气水平、上游和下游管道的能力以及天然气供应的供应和定价。对五大湖服务的需求历来最大的是在夏季，在即将到来的冬季来临之前将安大略和密歇根的天然气储存设施填满。冬季期间，五大湖为明尼苏达州、威斯康星州、密歇根州和美国中西部地区的客户提供高峰供暖服务。

大湖股份总合同组合的很大一部分是由其关联公司承包的，其中包括其与TC Energy的加拿大干线于11月1日开始的长期运输协议，201年至2017年期间，Tc能源每天可在五大湖系统输送高达7.11亿立方英尺（相当于约72.2万千吨/日）的天然气。这份包含直至2020年11月1日全部合约量的降量期权的合同，是TC Energy于2017年在其加拿大干线上推出的长期固定价格服务的直接收益。TC能源公司的长期固定价格服务为TC能源公司的托运人提供向加拿大东部和美国市场运输WCSB天然气的长期能力。

2018年第二季度期间，大湖股份与其关联公司ANR管道公司就新的长期运输能力合同条款达成协议。该等合约为期15年，由2021年11月起至2036年10月31日止，总合约额约为13亿美元，以9亿立方英尺（相等于约91.3万载重吨/天）容量计算。合约载有削减选项（i）于2020年4月1日或之前的任何时间因任何原因及（ii）于2021年4月之前的任何时间，倘TC Energy未能取得与预期扩展项目有关的所需监管批准。于2019年第一季度期间，大湖股份达成协议，将“于2019年4月1日或之前”的期间延长至“于2020年4月1日或之前”，以修订“基于任何理由”的成交量削减方案。所有其他条款保持不变。

PNGTS-PNGTs的收入主要来自新英格兰和加拿大大西洋省份与最不发达国家的运输协定。PNGTs目前的大部分收入来源是通过近年来PNGTs持有的一系列长期生产能力开放季节签订的长期合同所支持的。PNGTS与多个托运人签订的为期15年的大陆到海岸合同（C2C合同）的长期合同承诺约为82,00Dth/天，开放季节从2017年12月1日开始，需要将PNGTS的认证能力提高至约210,00Dth/天。C2C合同将于2032年到期。

除了C2C合同之外，2017年，由于PXP开放季节的原因，PNGTS与新英格兰和加拿大大西洋省份的几个最不发达国家执行了20年的先例协议，以重新承包将于2019年到期的某些系统容量，并扩展PNGTS系统。PXP第一阶段和第二阶段分别于2018年11月1日和2019年11月1日投入服务。项目第三期预计于2020年11月1日投入使用。该项目的最终总量约为18300Dth/天:第一阶段为40000Dth/天，第二阶段为118400Dth/天，其中包括重新订立和续签到期合同，第三阶段为24600Dth/天。PXP，加上C2C的扩展，为新英格兰和加拿大大西洋地区的市场带来了更多的天然气供应选择，以应对该地区日益增长的天然气运输能力需求。

PXP是全额认购，没有未签约的公司能力，以满足这一地区的增量市场需求。作为回应，PNGTS开发了第二个扩展项目。在2019年初，PNGTS宣布了Westbrook Xpress项目，该项目是

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一个独立项目，设计于2019年11月1日起为期四年分阶段进行，第一阶段，第二阶段及第三阶段的在役日期分别估计为2021年11月及2022年。Westbrook Xpress将分别新增约4.3万Dth/天、6.9万Dth/天和1.8万Dth/天的增量产能。Westbrook Xpress和PXP将使PNGTs的容量增加90%，从21000Dth/天增加到大约40000Dth/天。PNGTs签署了Westbrook Xpress第二和第三阶段的先例协议，以待收到各种监管和公司批准。Westbrook Xpress的合约将于2036年至2042年间到期。有关PXP和WestbrookXpress的更多信息，请参见第一部分第1项“业务-最新业务发展-增长项目”。

易洛魁人-易洛魁人根据2019年至2026年到期的长期合同运输天然气，并从TC Energy位于纽约Waddington附近美国边境的加拿大干线系统延伸到美国东北部的市场，包括纽约市、长岛和康涅狄格州。易洛魁人通过连接美国东北部各地的管道和交易所，直接或间接地向当地的天然气分销公司、电力公司和发电机以及营销商和其他最终用户提供服务。易洛魁人还获得可自由支配的运输服务收入，这可能对收入产生重大影响。可自由支配的运输服务收入包括期限不到一年的短期公司运输服务合同以及标准可中断运输服务合同。2019年，易洛魁公司约12%的收入来自全权委托服务。

2019年第二季度期间，易洛魁启动了EXC项目，通过升级其管道沿线的压缩器站，满足公用事业客户当前和未来的供气需求。该项目将100%以20年合同为基础，并须获得必要的许可和批准。该项目的预计使用日期为2023年11月。见第一部分，第1项。“业务---最近的业务发展----增长项目”获取更多信息。

北巴哈-北巴哈管道系统（North Baha Pipeline System）是一条全长86英里的双向天然气管道，自2002年起连接亚利桑那州、加利福尼亚州和墨西哥边境。北巴哈历史上稳健的财务表现得益于其强大的合同水平，加权平均剩馀公司合同期限约为7年。北巴哈目前的设计能力为南向运输500MCF/d，北向运输能力为600MCF/d。

在2019年4月，我们成功地完成了北巴哈Xpress项目在亚利桑那州和加利福尼亚州之间沿北巴哈干线系统输送更多数量天然气的约束性开放季节。该项目的预计投入服务日期为2022年11月，但须待若干先决条件获达成或获豁免后方可作实，其中包括Sempra LNG International，LLC发出的正面FID。见第一部分，第1项。“业务---最近的业务发展----增长项目”获取更多信息。

野牛-正如先前披露的那样，天然气不会在野牛系统上流动，因为最近WCSB和Bakken来源的天然气相对于落基山脉的生产具有相对成本优势。自201年投入服务之日起至2018年第四季度，野牛以船舶或薪酬为基础进行了全面承包。2018年第四季度期间，通过永久产能释放协议，Tenaska Marketing Ventures（Tenaska）承担了阿纳达科能源服务公司（Anadarko）对野牛的船舶或付款合同义务，这是有关野牛的最大合同。在承担运输义务后，Bison接受了Tenaska提出的终止这一合同的要约。在对其关税进行修订以促成这一交易之后，另一家客户执行了一项类似的协议，以终止其与野牛的合同。合约完成时，Bison已获解除与该两名客户进行任何未来服务，因此，所得款项已于2018年记入收益。

这两家客户约占野牛收入的60%，因此，2019年，野牛的收入减少了约4700万美元。其系统中的其馀合同将于2021年1月到期。野牛因此将在2020年约40%以船舶或付费的方式签约，预计将产生约3000万美元的收入，与2019年类似。

基于这一事态发展和其他定性因素，合伙企业于2018年12月31日对野牛的不动产、厂房和设备的剩馀账面价值进行了评估，并得出结论认为，全部款项已无法收回，导致2018年第四季度期间产生了非现金减值费用。我们继续为野牛探索与运输有关的替代选择，我们认为存在商业潜力，可以扭转野牛的天然气流动方向，将其输送到第三方管道上，并最终连接到夏延枢纽。另见第二编第7项。“管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析--关键会计估计”以获取更多信息。

Tuscarora-Tuscarora的收入主要靠长期合同支撑，加权平均剩馀合同期限约为5年。我们预计Tuscarora公司将在其现有合同到期时继续全面承包合同。

在2019年第四季度期间，我们宣布我们正在进行Tuscarora Xpress项目，这是一个通过现有Tuscarora设施的额外压缩能力进行的扩展项目，预计到2021年11月容量将增加约7%。托斯卡罗拉Xpress是100%的支持20年的合同。见第一部分，第1项。“业务---最近的业务发展----增长项目”获取更多信息。

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竞争

总体而言，我们的管道系统有很大一部分现金来自运输服务的长期公司合同，因此在合同期间不受竞争因素的影响。如果这些长期合同到期后得不到续签，我们的管道系统将面临竞争压力，从而影响合同续签和运输服务收费。

GTN和Northern Border通过各自与TC Energy的Foothills Systems的连接，以及大湖和易洛魁通过各自与TC Energy的加拿大干线的连接，相互竞争WCSB天然气供应以及与包括Alliance管道和西海岸管道在内的其他管道。北部边界和五大湖在各自的市场地区争夺其他盆地的天然气供应，如Bakken盆地、落基山脉地区、中部大陆、墨西哥湾沿岸、Utica盆地和Marcellus盆地。GTN主要与向加州和太平洋西北市场供应天然气的管道竞争。

野牛与其他输送落基山脉内外天然气供应的管道竞争输送，而从落基山脉输送到中西部的天然气必须与来自Bakken和加拿大西部的天然气竞争。

北巴哈的南向管道能力与在墨西哥Costa Azul码头接收的液化天然气的交付相竞争。如果在Costa Azul接收LNG运输，北巴哈的北向能力将与将落基山脉地区、二叠纪和圣胡安盆地天然气输送到南加州地区的管道竞争。

Tuscarora主要与来自落基山脉地区的天然气竞争向内华达州北部天然气市场输送天然气。

PNGTS连接加拿大边境的TQM管道，并与缅因州Westbrook的MNE共享设施，连接马萨诸塞州波士顿附近的田纳西天然气管道系统。PNGTS与来自加拿大的液化天然气供应和气流量，以及输送到波士顿的液化天然气竞争。田纳西天然气管道和Algonquin天然气传输公司也与PNGTs竞争向新英格兰市场输送天然气。

如上所述，易洛魁通过其与TC Energy的加拿大干线系统的连接，与其他管道竞争WCSB天然气供应。易洛魁人在五个地点与三条州际管道（田纳西天然气、CNG天然气传输和Algonquin天然气传输）和TC能源公司在纽约州瓦丁顿附近的加拿大干线系统连接，并提供连接WCSB天然气输送到康涅狄格州、马萨诸塞州、新罕布什尔州、新泽西州的市场，纽约和罗德岛。

此外，我们的管道资产面临来自寻求投资绿地天然气管道发展机会的其他管道公司的竞争。这种竞争可能导致满足我们管道系统投资障碍的项目减少，或者导致总体财务回报较低的项目减少。

与TC能源的关系

TC Energy为我们普通合伙人的间接母公司，于2019年12月31日，透过其附属公司拥有我们约24%的普通单位、100%的B类单位、100%的IDR，并于我们拥有2%的普通合伙人权益。TC Energy是一家主要的能源基础设施公司，在多伦多证券交易所和纽交所上市，在北美地区负责任地开发和可靠运营能源基础设施方面拥有超过65年的经验。TC Energy的业务主要集中在天然气和液体传输以及发电服务上，为数百万人提供可持续的生活所依赖的能源。TC Energy由对5.79万英里天然气管道、约3000英里液体管道和6530亿立方英尺天然气储存能力的投资组成。TC Energy还拥有或拥有约6000兆瓦发电的权益。TC能源公司经营着我们的大部分管道系统，在某些情况下，还经营着管道容量合同。

另见第三部分第13项“某些关系和关联交易以及董事独立性”，以了解更多关于我们与TC Energy关系的信息。

政府管制

联邦能源管理委员会

根据1938年《天然气法》（NGA）和2005年《能源政策法》，我们所有的管道系统都由FERC管理，这两项法律赋予FERC有效管理我们业务的所有方面的管辖权，包括:

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我们的输油管道系统的营业收入是根据FERC批准的费率选择来确定的。费率规定了管道运输服务的一般条款和条件，包括可能收取的费率。FERC通过审理费率案件或批准商定的费率解决办法，批准管道系统运输服务允许的最高费率，其目的是收回管道基于成本的投资、运营费用和为其投资者带来的合理回报。一旦确定最高费率，管道系统就不允许调整最高费率，以反映费用或合同需求的变化，直到非洲金融资源中心核准新的费率。为了竞争，管道被允许收取低于最高费率的费率。因此，每个管道系统的收入和现金流量取决于若干因素，包括发生的费用、合同容量和运输路径、天然气运输量和收取的费率。

2018年非洲金融资源中心行动

背景:

于2018年下半年，合伙企业完成其监管备案，以解决第115-97号公法（俗称《减税与就业法案》（2017Tax Act）及2018年3月开始的若干FERC行动所预期的问题，即欧洲铁路公司经修订的所得税待遇政策声明（经修订的政策声明）和一项最后规则，其中规定州际管道必须（i）提交新的无争议税率解决方案，或（ii）提交一份称为欧洲铁路公司表格第501-G号的一次性报告，这量化了2017年税法对受FERC监管的管道的税率影响，以及经修订的政策声明对MLP持有的管道的影响（统称为2018年FERC行动）。

提交FERC表格第501-G号的管道有四种选择:

2018年非洲经委会行动对伙伴关系的影响:

2018年的FEC行动直接解决了我们管道系统基于服务成本的税率的两个组成部分:所得税免税额和将ADIT纳入其税率基础。2018年联邦选举委员会的行动还指出，所有权结构较为模糊的实体，例如大湖区、北部边境、易洛魁人和PNGTs等公司部分拥有的实体，必须根据具体情况分别加以精确处理。此外，非洲金融资源中心规定的任何费率下调都不会影响谈判达成的费率合同。

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在2018年FEC行动之前，合作伙伴的管道系统都没有要求在2022年之前提交或调整它们的费率，因为它们现有的费率结算。然而，由于2018年的FERC行动，我们的几个管道系统加速了这样的调整。我们的管道所采取的行动概述如下:

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最后一条规则允许MLP和其他通过实体拥有的管道从其税基中免除ADIT负债，从而增加可收回的净税基，部分或在某些情况下完全减轻了基于服务费用的税率中免税额的损失。在上文概述的合伙企业全部或部分持有的所有管道的税基、费率结算和相关备案中取消免税额和ADIT负债后，税收相关变化对我们收入和现金流的估计影响是，从2019年开始，按年化计算每年减少约3000万美元。

2019年，税收相关变动对我们收入及现金流的估计影响已因主要来自WCSB的持续强劲天然气流及透过合作伙伴管道资产的稳固合约水平而产生的额外收入而大致减轻。见第二部分，项目7。“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”，以获取更多信息。

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最后规则和费率结算要求提交的文件:

gtn

于2018年10月16日，GTN向FERC提交了一份无争议的和解协议，以解决2018年FERC对其利率采取的行动所提出的变更，并对其先前的2015年和解协议（2018GTN和解协议）进行了修正。201.2018年GTN和解反映了取消了先前与ADIT一起为制定利率而收回的税率免税额（见上表2018年GTN和解的详细情况）。

托斯卡罗拉

在2018年12月6日，Tuscarora选择进行有限的NGA第4节备案，以将其最高税率降低约1.7%，并取消其先前用于设定税率的递延所得税馀额（选项1）。2019年3月15日，Tuscarora向FERC提交了一份无争议的和解协议，以解决2017年税法和2018年FERC诉讼所考虑的问题，并对其先前的2016年和解协议（2019Tuscarora和解协议）进行了修正。

在2019年Tuscarora和解条款中，Tuscarora同意自2019年2月1日起至2019年7月31日期间将其现有最高系统利率下调1.7%，随后于2019年8月1日期间通过和解条款再下调10.8%。托斯卡罗拉被要求在2023年2月1日有新的利率生效。Tuscarora及其客户还同意暂停利率变动，直至2023年1月31日。FEC于2019年5月2日批准的2019年Tuscarora和解协议，也将反映取消先前与ADIT一起以利率为目的收回的免税额。

易洛魁人

在2018年12月6日，易洛魁人提交了其FERC表格第501-G号，以回应FERC的最终规则，并解释为何不需要更改利率。2019年2月28日，易洛魁向FERC提交了一份无争议的和解协议，以解决2017年税法和2018年FERC诉讼通过修正其先前的2016年和解协议（2019年易洛魁和解协议）所考虑的问题。在2019年易洛魁和解条款中，易洛魁同意将其现有最高系统费率降低6.5%，分两个阶段实施，（i）自2019年3月1日起降低3.25%的费率，及（ii）自2020年4月1日起额外降低3.25%的费率，与2016年的结算率相比，总减幅将达到6.5%。FEC于2019年5月2日批准的2019年易洛魁人定居点（英语:2019Iroquois Settlement）保留了2016年关于进一步改变利率的定居点暂停令至2020年9月1日。除非被后续的费率案或和解所取代，否则易洛魁人将被要求在2023年3月1日前有新的费率生效。

现有定居点，随后有限度地削减第4款的费率

大湖股份-大湖股份根据FERC批准的自2018年1月1日起生效的和解协议（2017Great Lakes Settlement）运营。2017年的五大湖和解并未包含暂停，取消了与客户的收入分成机制。大湖股份被要求自2022年10月1日起提交新的费率。自2019年2月1日起，FEC批准额外削减2%的税率，并根据大湖有限NGA第4条的规定，从税率基础中取消其免税额和ADIT负债。取消ADIT增加了可收回的净税率基数，并减轻了大湖地区免税额的损失。

北部边界-北部边界根据2018年1月1日生效的FERC批准的解决方案（2017年北部边界解决方案）运作。201年12月1日至2019年12月31日期间，2018年1月1日至2019年12月31日期间，201年1月1日至2019年12月31日期间，201年1月1日至201年12月31日期间，201年1月31日至201年12月31日期间，201年12月31日至2019年12月31日期间，201年12月31日至2019年12月31日期间，2017年12月31日至2019年12月31日期间，2017年12月31日期间，2012020).2017年12月17日，北平铁路正式开通运营，并于2017年7月1日正式开通运营。自2019年2月1日起，FRC批准额外降低2%的税率，并根据Northern Border的有限NGA第4条从税率基准中取消其免税额和ADIT负债。于2019年4月4日，Northern Border提出修订和解协议，将2019年2月1日实施的2%减息延长至2024年7月1日，自2020年1月1日起生效，除非被其后的利率案或和解所取代。2019年5月24日，FRC批准了修订后的和解协议，北方边境的501-G程序终止。取消ADIT增加了可收回的净税率基数，并减轻了北部边境免税额的损失。

野牛---野牛按FERC批准的与野牛最初建造有关的费率经营，无需提起新的费率诉讼。

北巴哈---北巴哈在2001年按照FERC在其原始证书程序中核准的费率运作，无需提出新的费率程序。自2019年12月1日起，根据北巴哈有限NGA第4条的规定，FERC批准降低10.8%的税率，并从税率基准中取消其免税额和ADIT负债。拆除Adit增加了可收回的净税率基数，部分减轻了北巴哈免税额的损失。

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PNGTS-PNGTS在2010年12月1日生效的PNGTS最近一次费率程序中按照欧洲铁路公司核准的费率运作，PNGTS无需提出新的费率程序。

证书政策声明上的NOI

FERC于2018年4月19日发出查询通知（证书政策声明NOI），从而启动对其天然气管道认证政策的审查，包括审查其于199年发布的关于新州际天然气管道设施认证的长期政策声明，这用于确定是否为新的管道项目授予证书。我们无法预测，由于NOI证书政策声明可能会对我们的天然气管道业务造成什么影响，或者这些建议（如果有的话）可能何时生效。对现行政策的任何拟议修改都只会是前瞻性的，预计FERC将需要许多个月的时间来确定拟议的天然气管道项目是否会有任何变化。我们预计，这一政策的变化不会以与在美国运营的其他类似规模的天然气管道公司截然不同的方式影响我们。

环境事项

我们的资产必须遵守美国联邦、部落、州和地方有关空气质量、生物多样性、废水排放、废物管理、水管理和水质的各种严格的环境法律和条例。这些法律法规一般要求天然气管道公司获得并遵守建设和运营所需的各种环境登记、许可证、执照和其他授权。不遵守这些法律、条例或授权的后果包括但不限于:行政、民事和（或）刑事处罚；进行调查、补救，和（或）纠正行动；拖延获得必要授权；拒绝或终止项目授权；对项目授权施加限制或约束；增加或取消项目授权中的条件或条款；和（或）发布限制或禁止业务或施工的命令。违反某些环境法律和条例的行为可导致追究严格、连带责任。

联邦环境法和条例

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对我们的管道业务影响最大的联邦环境法及其相关条例包括:

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区域、州、部落和地方环境法律和条例

除了联邦一级的许多环境法律和条例外，还有区域、州、部落和地方的环境法律和条例，有时使某些项目的许可、发展或扩展更加广泛和复杂。例如，我们的一些项目可能需要从不止一个级别的政府获得许可证。此外，州、州、部落或地方的法律和法规可能比联邦法律和法规更严格。各级政府环境法的存在也为公民提出诉讼或以其他形式反对新的发展项目或扩大现有项目提供了更多的机会。所有这些因素都有可能大大限制或拖延项目的许可、开发或扩展，并增加伙伴关系在这一过程中的成本。见本表格10K第一部分第1A项下的风险因素，以进一步讨论环境法和规章，包括与气候变化有关的法律和规章，包括甲烷和其他温室气体排放、臭氧标准、场地补救以及与环境保护有关的其他规章。

遵守环境法律和条例对财务的影响共计

此时，遵守美国环境法律法规的最终财务影响是无法确定的。合规义务可能导致与安装和维护污染控制有关的重大费用、任何违规行为造成的罚款和处罚，以及对业务的潜在限制。补救义务可能导致与受污染设施的调查和补救以及与污染引起的损害索赔有关的大量费用。今后与环境事项有关的支出的时间和完整程度难以准确估计，因为:（1）环境法律和条例的解释和执行不断变化或演变；（2）可以对我们现有或已终止的资产提出新的索赔；（3）我们的污染控制和清理费用估计数可能会发生变化，特别是当我们目前的估计是基于初步的现场调查或协议；（4）可能会发现新的受污染设施和场地，或者我们对现有场地和设施的了解可能会发生变化；（5）如果可能有一个以上的责任方参与诉讼，我们不能肯定地估计我们的连带责任。

我们已经产生并将继续产生运营和资本支出成本，其中一些成本可能是实质性的，因为环境法律和法规不断演变、变化，并变得更加严格和有力。对可能对环境产生有害影响的活动继续实行更多的管制限制。因此，新的法律和法规、修正和重新解释以及更严格的执法许可方案导致了合规和补救义务，这些义务可能对我们现在和将来的经营和财务状况产生重大不利影响。从历史上看，我们的环境合规成本并没有对我们的运营结果产生重大不利影响；然而，不能保证这些费用今后不会是重大费用，也不能保证今后遵守这些规定不会对我们的业务和业务成果产生重大不利影响。

管道安全事项

我们的天然气管道系统受制于联邦管道安全法规，如1968年《天然气管道安全法》、2002年《管道安全改进法》、2006年《管道检查、保护和执行法》、《管道安全、监管确定性》，和2011年《创造就业机会法》（2011年《管道安全法》）和2016年《保护我国管道基础设施和加强安全法》（2016年《管道安全法》），以及美国运输、管道和危险材料安全管理局（PHMSA）颁布和管理的条例。NGPSA规定了天然气管道设施设计、建造、运营和维护方面的安全要求，以确保对公众的充分保护，并防止事故和故障。根据该法，海地海洋管理局颁布了关于最大作业压力、管道巡逻和泄漏调查、公众意识、操作和维护程序、操作人员资格、最低深度要求和紧急程序等方面的条例。此外，PHMSA还颁布条例，要求管道运营商制定和实施诚信管理方案，以全面评估某些风险相对较高的领域，管道沿线称为HCAS和中度后果区域（MCAS），并采取额外的安全措施，以在管道泄漏或破裂时保护这些区域的人员和财产。天然气管道的HCAS以人口密集地区为基础，可能包括3级和4级地区。除某些主要的大容量道路外，天然气管道的MCA还以人口总数为基础，但MCA不能满足HCA相对较高的人口总数，因此位于HCA复盖范围之外

从历史上看，我们的管道安全合规成本并没有对我们的运营结果产生重大不利影响；然而，不能保证这些成本在未来不会是重大的，也不能保证这些未来合规将

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不会对我们的业务、财务状况或营运结果造成重大不利影响。有关管道安全事宜的进一步讨论，请参阅本表格10-K第I部第1A项的风险因素。

在2016年期间，PHMSA还提出了新的规则，并发布了关于天然气传输和收集线路的公共规则制定通知，如果获得通过，将对运营商提出更严格的检查、报告和诚信管理要求。然而，PHMSA此后决定将其2016年的拟议规则，即被称为“巨型气体规则”，拆分为三个单独的规则，重点是（1）最大允许操作压力、完整性评估和被称为中度后果区域的非高度后果区域；（2）修复标准、清管安全特性，检查和腐蚀控制；（3）收集管线。这三条规则中的第一条，与陆上输气管道有关，作为最终规则于2019年10月1日公布，于2020年7月1日生效，并对该等管道施加多项要求，包括最大允许操作压力（MAOP）重新确认，在发表日期起计14年内，并在其后至少每10年一次，评估人类免疫缺损综合症以外的额外管道里程（包括所有人类免疫缺损综合症以及发现不在人类免疫缺损综合症之内的第3类和第4类地区），并将地震活动性作为完整性管理中的一个风险因素加以考虑。我们目前正在评估与这一最终规则相关的运营和财务影响，该规则将于2020年7月1日生效，执行期限为15年。包含Gas Mega规则的其馀规则预计将于2020年发布。

2018年7月31日，PHMSA发布了一份拟议规则制定（ANPRM）的事先通知，要求公众就管道设施因人口增长而需采取的额外安全措施发表评论。等级定位的概念早于完整性管理（IM）原则的扩展，有观点认为，如果IM措施作为减压、管道更换或静水压力测试的替代措施来实施，公共安全可以得到改善。虽然这一规则制定过程预计将是漫长的，但努力使现有的初级保健管理服务条例现代化可能会对成本产生重大影响。

2019年10月31日，PHMSA发布了其“增强紧急命令程序”最终规则，该规则取代了PHMSA在2016年发布的一项临时最终规则，并允许PHMSA在自然灾害期间应对迫在眉睫的威胁，以及在管道或设备制造过程中发现严重缺陷时，或者当事故表明某一行业的做法是不安全的。最后一条规则涉及针对2016年临时最后规则提出的评论意见，这些评论意见导致对最后规则作了若干修改。合作伙伴关系目前正在对最终规则进行审查，但预计在遵守最终规则方面不会出现任何重大问题，最终规则于2019年12月2日生效。

该伙伴关系预计新的管道安全立法将于2020年提出并最终确定，将重新授权PHMSA管道安全方案，该方案根据2016年《管道安全法》于2019年9月底到期。任何此类新的管道安全立法都可能对我们规定更严格或成本更高的合规义务，并可能要求我们加快推进更多的资本项目或实施完整性或维护计划，任何或所有这些任务都可能导致合作伙伴关系产生更高的运营成本，从而可能对我们的运输服务成本以及我们的业务、运营结果和财务状况产生重大不利影响。

现有的管道安全法可能导致我们的管道系统在维修或升级方面发生重大和意料之外的资本和业务支出，而这些维修或升级被认为是必要的，以确保其继续安全可靠地运行，并符合联邦管道安全法规和条例。在管道安全方面可能会有更多的规则制定，尽管遵守了适用的规则和条例，我们的管道可能会发生泄漏和破裂，可能影响到周围的人口和环境。这可能导致民事和（或）刑事罚款和处罚或第三方财产损失索赔，并可能需要对与事件无关的管道系统进行额外测试或升级。这些费用可能不在保险范围内，也可能不能通过提高费率收回。不能保证今后遵守这些要求不会对我们的管道系统和伙伴关系的财务状况、业务费用、现金流量以及我们在增加的费用无法通过费率收回的情况下维持目前分配水平的能力产生重大不利影响。

美国职业安全与健康管理局（OSHA）

我们的管道必须遵守一些联邦和州的法律和条例，包括《联邦职业安全和健康法》和类似的州法规，其目的是保护工人的健康和安全。OSHA和类似的国家机构监督这些法律和条例的执行情况。此外，《OSHA危害通报标准》、《联邦超级基金修正和再授权法》第三编下的EPA社区知情权条例以及类似的州法规要求保存关于我们业务中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给雇员，州和地方政府当局和公民。

从历史上看，工人安全和健康合规成本并没有对我们的运营结果产生重大不利影响；然而，不能保证这些费用今后不会是重大费用，也不能保证今后遵守这些规定不会对我们的业务和业务成果产生重大不利影响。虽然管道运营商未来可能会增加支出，以符合更高的行业和监管安全标准，但这样的增加在

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目前还无法估计履约费用，以及通过我们管道的费率可以收回这些费用的程度。

网络安全

我们依靠我们的信息技术来处理、传输和存储电子信息，包括运营商用于安全操作我们的资产的信息管道。我们、我们的运营商和其他能源基础设施公司在我们开展业务的管辖区继续面临网络安全风险。网络安全事件可以针对能源基础设施行业的公司。

对我们的信息技术安全的破坏可能使我们的业务面临关键信息和功能丢失、误用或中断的风险。这可能影响我们的业务，损害我们的资产，并导致安全事故、环境损害、声誉损害、竞争劣势、监管执法行动和潜在诉讼，从而可能对我们的业务、财务状况和业务结果产生重大不利影响。

TC能源公司是我们普通合伙人的间接母公司，也是我们大部分资产的运营商，拥有一套符合行业和公认的网络安全标准的网络安全战略。这一战略包括网络安全风险评估、预防、持续监测网络和其他信息来源以发现对本组织的威胁、全面的事件应对计划/流程以及针对雇员的网络安全意识方案。虽然TC能源公司也有保险，可以赔偿网络安全事件对我们的设施造成的有形损害的损失，但保险并不涵盖所有情况下的所有事件。无法肯定的是，与防范这些威胁有关的费用能否通过费率收回。

雇员

我们没有任何雇员。我们由我们的普通合伙人管理和经营。TC能源公司的子公司根据运营协议运营我们的大部分管道系统，但易洛魁管道系统和联合设施除外。易洛魁管道系统由易洛魁的一家全资子公司运营。联合设施由MNOC经营，MNOC是MNE的全资子公司。MNE是Enbridge公司的子公司。

现有资料

我们在或通过我们的网站（www.tcppelineslp.com）免费提供10-K表格上的年度报告、10-Q表格上的季度报告、8-K表格上的当前报告以及对根据《交易法》第13（a）或15（d）节提交或提供的报告的任何修正，在我们以电子方式向证券交易委员会（SEC）提交或提供有关资料后，在合理可行的范围内尽快提交。我们的商业行为和道德守则、公司治理准则和我们普通合伙人的审计委员会章程的副本也可在我们的网站“公司治理”项下查阅。我们还将应要求免费提供这些文件的副本。我们网站上的信息不是本报告的一部分。

项目1a.风险因素

有限合伙人利益本质上不同于公司的股本，尽管我们所面临的许多业务风险与从事类似业务的公司所面临的风险相似。实现下面描述的任何风险都可能对我们的业务、财务状况产生重大不利影响，包括对我们股权投资的估值、运营结果和现金流，包括我们向我们的单位持有者进行分配的能力。投资者在作出与我们的合伙企业有关的投资决定时，应审阅及仔细考虑本报告所载的所有资料，包括以下有关风险的讨论。

与伙伴关系有关的风险

我们有多少现金可分配给我们共同单位的持有者，主要取决于我们的现金流量，而不是我们的盈利能力，这可能会阻止我们进行分配，即使在我们赚取净收入的时期。

我们可供分配的现金数量主要取决于我们的现金流，而不仅仅取决于盈利能力，盈利能力将受到非现金项目的影响。因此，我们可以在发生亏损的期间进行现金分配，也可以在我们赚取净收入的期间不进行现金分配。

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我们进行现金分配的能力主要取决于我们的现金流、财务储备和营运资金借款。

我们可以在我们的单位分配的现金数额主要取决于我们从我们的业务中产生的现金数额，除其他外，这一数额将根据以下因素波动:

能源价格的重大变化可能影响天然气的供需平衡。

长期的低石油和天然气价格可能对需求产生积极影响，但也可能对勘探和开发新的天然气供应产生消极影响，从而可能影响我们管道运输天然气的供应。同样，高昂的商品价格可以提高勘探和开发水平，但可以减少对天然气的需求，从而减少对运输服务的需求。持续较低或较高的石油和天然气价格也可能影响托运人的信誉，从而影响其履行运输服务费用义务的能力。

未能完成资本项目或获得更多资产，可能会阻碍我们提供长期稳定和可预测现金分配的战略。

如果我们不能成功地为资本项目融资和完成，或者进行和整合具有增长性的收购，我们可能无法保持现金流和分配的历史水平。例如，如果我们无法取代可能因未来利率诉讼或我们管道系统合同到期而减少的现金流量，我们可能需要采取额外的积极措施，包括从目前每个共同单位0.65美元的季度水平进一步减少，除采取其他重大战略行动外，视需要促进偿还债务，以维持对财务契约的遵守。

资本项目或未来的收购，似乎是增值，但可能会减少我们的现金从经营单位的基础上。

即使我们完成了资本项目或进行了我们认为会增值的收购，但这些资本项目或收购仍可能减少我们每单位运营的现金。任何资本项目或收购都涉及潜在风险，包括:

因此，我们的新设施可能无法实现预期的投资回报，这可能会对我们的运营结果、财务状况或现金流产生不利影响。如果任何已完成的资本项目或收购减少了我们每个单位的经营现金，我们进行分配的能力可能会降低。

我们的负债可能限制我们获得额外资金、进行分配或寻求商业机会的能力。

合伙企业目前或未来的债务数额可能对合伙企业产生重大影响，其中包括:

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此外，我们进入资本市场以优惠条件筹集资本的能力将受到我们的债务水平、我们的经营和财务业绩、我们目前到期债务的数额和未来几年到期债务的数额以及普遍的市场条件的影响。此外，如果评级机构下调我们的信用评级，我们的借贷成本可能会增加，在进入资本市场方面面临困难，或承受更多债务，缺乏从我们的供应商和贸易对手获得公开信贷的能力，无法在石油和天然气市场波动期间受益于市场价格的波动和市场结构的变化，或遭受我们共同单位市场价格的下跌。如果我们无法在未来债务到期时以优惠条件进入资本市场，我们可能会通过银行信贷为我们的部分债务债务再融资，而不是长期公共债务证券或股票证券，或出售资产。我们可能获得此类延期或额外银行信贷的价格和条件（如果有的话）可能比现有债务协议中所载的价格和条件更为苛刻。任何此类安排都可能反过来增加风险，即我们的杠杆作用可能对我们未来的财务和业务灵活性产生不利影响，从而影响我们以预期利率支付现金分配的能力。

如果我们不能以令人满意的条件获得所需的资本或融资，为资本项目或未来收购提供资金，我们每季度进行现金分配的能力可能会减弱，我们的财务杠杆可能会提高。

随着时间的推移，我们行业的基本面在历史上让一些实体难以获得资金。为了给一些资本项目支出提供资金，我们可能需要使用来自我们运营的现金、产生借款或出售额外的普通单位或其他有限合伙人权益。使用来自运营的现金将减少可分配给我们共同的单位持有人的现金流。我们获得银行融资或进入资本市场以进行未来股票或债务发行的能力可能会受到我们在进行任何此类融资或债务发行时的财务状况以及我们债务协议中的契约的限制，我们无法控制的一般经济状况、突发事件和不确定因素。即使我们成功地通过股权或债务融资获得资本项目支出资金，其条件可能对我们不利，并可能限制我们向我们共同的单位持有人支付分配款项的能力。此外，招致额外债务可能会大幅增加我们的利息开支及财务杠杆，而发行额外有限合伙人权益可能会导致重大的共同单位摊薄及增加维持当时的分派比率所需的现金总额，这会大大降低我们按照当时的分配率进行分配的能力。如果我们在需要时得不到资金，或只能以不利的条件获得资金，我们可能无法执行我们的商业计划、完成收购或以其他方式利用商业机会或应对竞争压力，其中任何一项都可能对我们的财务状况、信用评级、经营结果、现金流量和向我们的单位持有人进行季度现金分配的能力产生重大不利影响。

面对可变的利率以及金融市场和经济的普遍波动，可能会对我们的业务、我们共同的单价、经营成果、现金流和财务状况产生不利影响。

截至2019年12月31日，我们总计20.12亿美元的合并债务中有1.12亿美元受制于可变利率。因此，我们的经营成果、现金流量和财务状况可能会受到利率大幅上升的不利影响。我们可能会不时订立利率互换安排，以增加或减少我们面对可变利率的风险，但并不能保证这些安排足以抵销利率上升的影响。截至2019年12月31日，于2017年9月29日修订的定期贷款协议项下根据合伙企业的定期贷款信贷融资（2013年定期贷款融资）借入的4.5亿美元已通过远期启动掉期安排对冲。

有关我们利率风险的更多信息，请参见第二部分第7a项“关于市场风险-市场风险的定量和定性披露”。

商誉、长期资产或股权投资的任何减值都将减少我们的收益，并可能对我们共同单位的价值产生负面影响。

根据美国公认会计原则（GAAP），我们至少每年对商誉进行减值评估。我们的长期资产和股权投资，包括使用寿命有限的无形资产，在发生事件或情况变化表明账面金额可能无法收回时，都会进行评估。对于我们在权益法下核算的投资，减值测试要求我们考虑股权投资的公允价值，而不仅仅是标的净资产的公允价值是否下降，以及这种下降是否属于暂时性的。如果我们确定减值显示，我们将被要求立即对收益收取非现金费用，从而对以债务与总资本衡量的股本和资产负债表杠杆产生相应影响。

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比如，2018年第四季度，我们确认了Tuscarora商誉馀额5900万美元和Bison长寿资产共计5.37亿美元的减值支出。

与我们的商誉、长期资产或股权投资有关的未来减值风险将继续存在。如果基本业务假设发生变化，就不能保证今后不会对我们商誉、股权投资和长期资产的剩馀馀额计提减值费用。这可能对共同单价产生负面影响。

欲了解更多信息，请参见第二部分第6项“选定财务数据”，以汇总过去5年中我们的股权投资、商誉和长期资产确认的减值。另见第二编第7项。“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析-关键会计估计-商誉、长期资产和股权投资的减值”

我们对我们在北部边境、大湖区和易洛魁的股权投资没有控股权，这限制了我们控制这些资产的能力。

我们在北部边界、大湖区和易洛魁人的股权投资中不拥有控股权，因此，没有其他所有者的同意，我们无法采取某些行动。因此，我们可能无法控制从这些资产收到的现金分配数额或为我们在其业务中所占份额提供资金所需的现金捐助。这些资产的主要政策是由它们的管理委员会制定的，这些委员会由包括我们在内的每个合作伙伴指定的个人组成。这些管理委员会在采取任何行动时，通常至少需要获得过半数合作伙伴利益集团的赞成票。由于这些规定，没有其他合伙人的同意，我们将无法促使这些资产采取或不采取某些行动，即使这些行动可能符合合伙企业或这些资产的最大利益。此外，这些资产可寻求额外的出资。我们为这些资本捐款提供的资金将减少本可用于分配给我们的单位持有人的现金数额。如果我们不选择或不能对这些资产出资，我们的所有权利益就会被稀释。

与这些资产的其他所有者的任何分歧都可能对我们应对不断变化的经济或行业状况的能力产生不利影响，这可能对我们的业务、经营成果、财务状况和向单位持有者分配现金的能力产生重大不利影响。

与我们的管道系统有关的风险

我们对运输服务的需求可能会发生变化，这可能会导致我们的管道无法收取最高费率或续签到期合同。

我们面临的主要市场风险和竞争压力发生在现有托运人合同到期并需重新谈判和续签之时。我们管道系统的大部分收入来自长期的固定费用运输协议。根据合同到期和续订时的市场情况，托运人可能不愿意长期或以优惠价格续订合同。我们的管道系统无法按可比条件延长或更换到期合同，这可能对我们的业务、财务状况、业务结果和现金分配能力产生重大不利影响。我们是否有能力按照与现有合同类似的条件延长和替换到期合同，特别是长期公司合同，取决于我们无法控制的许多因素，包括:

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我们输油管道系统的费率和其他服务条件须经FERC批准和可能的调整，这可能限制收回所有资本和业务费用的能力，并对其回报率、业务结果和可供分配的现金产生不利影响。

我们的管道系统在其业务的所有方面都受到广泛的有效监管，包括它们可能向客户提供的服务的类型和条款、新设施的建设、服务或设施的创建、修改或放弃，以及它们可以向托运人收取的费率。根据《天然气法》，它们的费率必须公正、合理，不应有不适当的歧视。FERC的行动，如拒绝遵守现行的暂停汇率变动，可能会对我们的管道系统收回所有当前或未来成本的能力产生不利影响，并可能对它们的回报率、运营结果和可供分配的现金产生不利影响。这可能导致可分配现金流量低于预期，需要从目前每个共同单位0.65美元的季度水平减少分配。

我们依赖于与我们的管道系统有关的天然气的持续供应和需求。

随着我们管道系统的长期合同到期，我们管道系统对运输服务的需求将取决于与我们管道系统相连的盆地的供应情况以及我们所服务的市场对天然气的需求。来自盆地的天然气供应取决于许多因素，包括盆地生产成本、生产水平、环境监管、储气供应和天然气价格。我们的管道系统也依赖于其市场地区对天然气的持续需求。如果供应和/或需求显着下降，我们的输油管道系统可能面临失去承包合同或以折扣费率承包合同的风险，这可能影响我们的收入。

我们管道系统的业务系统可能受到安全威胁（包括网络安全威胁）和相关干扰的负面影响。

在2012年，美国国土安全部发布了公开警告，指出管道和其他资产可能是恐怖组织或“网络安全”事件的特定目标。在2016年，PHMSA根据最近涉及环境活动分子的事件，向所有管道所有者和运营商发出警告，必须保护和保障其管道设施的安全，并监测其监督控制和数据采集系统的异常运行和（或）未经授权进入或干扰安全管道运行的迹象，

这些潜在的安全事件可能包括我们的管道系统或操作系统，并可能导致我们的管道设施受损，影响我们运营或控制管道资产的能力；它们的运营可能中断，和/或客户信息可能被盗。

我们依靠有形资产的安全运作来运输我们提供的能源，并依靠我们的信息技术来处理、传送和储存电子信息，包括能源使用方面的信息，以安全地运作我们的管道系统。安全漏洞可能使我们的业务面临丢失、误用或中断影响管道操作的关键有形资产或信息和功能的风险。这种损失可能导致业务影响、对我们资产的损害、公共或人员安全事件、对环境的损害、声誉损害、竞争劣势、监管执法行动、诉讼以及对我们的业务、财务状况和业务结果的潜在重大不利影响。无法肯定的是，与防范威胁有关的费用能否通过费率收回。

如果我们的管道系统不能使额外的资本支出足以抵消折旧费用，我们的利率基础将下降，我们的收益和现金流可能会随着时间的推移而减少。

我们的管道系统可以从客户那里收取反映在其财务记录中的资产回报或“利率基数”，并通过折旧收回该利率基数的一部分。如果不通过资本支出增加税率基数，税率基数将随着时间的推移而下降，如果采用税率程序，这可能导致我们管道系统的收入、收益和现金流量减少。

我们的管道系统的负债和承诺可能会限制它们借入更多资金、向我们分配资金或利用商业机会的能力。

我们管道系统各自的债务水平和承诺可能对每个管道系统和伙伴关系产生负面影响，包括以下方面:

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我们的管道系统偿付各自债务的能力，除其他外，将取决于未来的金融和经营业绩，这些业绩将受到当前经济状况以及金融、商业、监管和其他因素的影响，其中许多因素是它们无法控制的。

我们的管道系统受到操作上的危险和不可预见的中断，而这些可能不在保险范围之内。

我们的管道系统面临着固有的风险，例如破裂、地震、恶劣的气候条件、自然灾害、恐怖活动、非暴力反抗或侵略行为、第三方活动以及管道或设备故障。任何这些风险都可能对我们的管道系统造成损害、业务中断、向环境释放污染或污染物或其他环境危害，或对人员和财产造成伤害。这一伙伴关系可能遭受巨大的收入损失，并在我们管道系统托运人合同（视情况而定）不包括保险的情况下产生巨大的费用。此外，如果我们的管道系统之一发生严重的管道故障，监管机构可能会要求我们对管道系统进行测试，或对与故障无关的管道段进行升级，从而导致潜在的费用不在保险范围之内，或无法通过提高费率收回。我们还可能面临业务参数可能减少的问题，这可能会减少可供销售的能力。

我们的输油管道如果不遵守FERC的规定，可能会受到处罚和罚款。

如果我们的输油管道系统未能遵守非洲能源委员会管理的所有适用的法规、规则、条例和命令，或其向非洲能源委员会备案的关税条款，我们的输油管道将受到严厉的处罚和罚款。根据2005年《能源政策法》，根据NGA和NGPA，FERC拥有民事处罚权，可对每项违规行为处以每天最高约129万美元的罚款，撤销现有的证书颁发机构，并命令退还与任何违规行为有关的利润。

我们的管道系统可能会经历与遵守管道安全法律法规有关的重大成本和责任。

我们的管道系统受制于PHMSA管理的管道安全法规，这些法规要求管道运营商开发完整性管理程序。

正在进行的管道完整性管理方案的实施可能导致我们的管道系统产生重大和不可预见的资本和运营支出，用于维修或升级被认为是必要的，以确保其继续安全可靠地运行，并遵守联邦管道安全法规和条例。此外，我们受制于管道安全要求，这些要求可能会规定更严格的安全义务，要求安装新的或经修改的安全控制措施，或加速执行资本或运营项目。如果不遵守PHMSA的规定，我们的管道系统将受到处罚、罚款或对管道系统运行的限制。PHMSA近年来通过的新立法或法规可能对诚信管理方案和我们运营的其他管道安全方面提出更严格的要求，这可能导致我们承担更多的运营和资本成本，并导致运营延误。

采用新的初级保健管理服务条例可能导致我们的管道系统产生大量支出需要遵守，这可能对我们的业务、财务状况、现金流量以及我们在增加的费用无法通过费率收回的情况下维持目前分配水平的能力产生重大不利影响。有关管道安全事宜的进一步讨论，请参阅第一部分第1项“政府规例”-“管道安全事宜”。

我们的管道系统受到联邦、州和地方环境法律和条例的制约，这些法律和条例可能造成与合规有关的重大成本和责任，或使我们的增长项目的执行不经济或不可能。

新的环境法、法规和执法政策可能会增加我们的合规相关成本。例如，自2015年以来，环保局对国家环境空气质量标准（NAAQS）进行了多次修订，以适用于地面臭氧及其在CAA下的实施。修订包括使标准更加严格，并指定达标和未达标地区。国家实施经修订的臭氧国家空气质量标准可能会增加我们的遵约成本，例如，通过增加我们在某些设备上安装所需排放控制装置的资本开支，以及通过延长许可程序来增加运营成本。

此外，颁布环境条例来解释《儿童和青少年法》中复杂和极具争议的关于儿童和青少年的定义，可能会引起今后与遵守有关的重大费用。2015年，美国环境保护局和美国陆军工程兵（英语:United States Army Corps of Engineers）（Corps）发布了清洁水规则（Clean Water Rule），扩大了受CWA保护的水域的定义。该规则将影响石油和天然气管道业，例如，使各公司遵守联邦条例，并允许在扩大定义的水域内或水域附近建造、修理、更换甚至例行维修管道设施。自2015年以来，对该规则进行了多次修订，利益攸关方之间一直在就这一问题进行辩论。对这一规则的多次重复提出的众多法律质疑导致法院的裁决相互冲突。在2019年，EPA和美国海军陆战队废除了这一规则，在2020年1月23日，EPA和美国海军陆战队发布了一项最终规则，重新界定了联邦政府对美国水域的管辖权，使这种管辖权比被废除的2015年清洁水规则所允许的范围更窄。一旦在联邦登记册上公布并在此后60天内通过，2020年1月23日的最终规则将

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生效，美国将被纳入单一监管计划，因为该计划涉及美国水域的联邦管辖范围。不过，人们仍然预计，2020年1月23日的最终规则将在联邦地区法院受到法律质疑。只要对2020年1月23日最后规则的任何质疑都是成功的，而且2015年规则或经修订的规则扩大了《清洁水法》在我们开展业务地区的管辖范围，像美国这样的管道公司可能会受到更繁重的联邦法规和CWA许可要求的约束。虽然目前没有足够的资料来评估影响的程度，但预计业务费用和资本支出将会增加。

此外，EPA在2019年公布了一项实施CWA第401条的拟议规则，要求各州和/或授权部落对主要的联邦许可证和许可授予、拒绝或放弃水质认证。拟议细则澄清了现行第401条条例的各个方面，包括触发第401条审查的行动，以及国家和部落审查的及时性和范围。值得注意的是，《环境保护法》缩小了州和部落审查的范围，规定了州和部落审议许可证申请所需的时间，从而使他们无法在其证书中考虑水质以外的问题，并减少了决策方面的延误。

此外，根据某些环境法和条例，我们可能对与过去或目前业务有关的先前存在的污染承担重大责任。例如，在我们的管道和相关设施的日常维护活动期间，我们可能会发现烃类或PCB的历史污染。发现这类污染物需要迅速通知有关政府当局，并采取纠正行动，及时减轻污染。此外，在我们的业务过程中，材料意外排放到环境中，可能会使我们承担重大的成本和责任。补救费用、政府机构的处罚和其他损害可能对我们的流动性、业务结果和财务状况产生重大不利影响。关于环境事项的进一步讨论，见第一部分，项目1“政府条例”-“环境事项”。

我们的业务受到气候变化威胁产生的一系列风险的影响，这些风险可能导致建筑和运营成本增加，并可能减少对我们系统和服务的需求。

气候变化继续吸引着美国国内和国际上相当多的公众、政府和科学界的关注。温室气体排放被认为是气候变化的主要驱动因素，仍然处于气候变化辩论的前沿。这一伙伴关系以及更大的石油和天然气行业在这场辩论中有着既得利益，因为对气候变化原因的日益严格的审查使我们的业务面临许多监管、政治、诉讼和金融风险。这些风险可能会对我们的业务、财务状况和经营结果造成重大不利影响。

监管风险

随着美国最高法院认定温室气体排放构成CAA下的一种污染物，美国各级政府继续努力监管温室气体并确定监管参数。虽然联邦一级尚未执行全面的气候变化立法，但环保局和许多州机构采取了法律举措，利用上限和交易方案、碳税、温室气体报告和跟踪方案等工具减少温室气体排放，以及要求监测和报告温室气体排放量并直接限制某些来源的温室气体的规章。此外，2019年，白宫环境质量委员会（英语:White House Council on Environmental Quality）（CEQ）发布了指导意见草案，以协助联邦机构在NEPA分析拟议的重大联邦行动（如一些州际天然气管道项目）的环境影响时考虑温室气体排放。CEQ在指导中采取了一种恭敬的态度，鼓励联邦机构考虑温室气体排放，如果这对这些机构的决策有意义的话，并依靠它们的专业知识、经验和“理性规则”。

近年来，对甲烷这一温室气体的管制特别受到重视。由于甲烷是天然气的主要成分，因此甲烷排放的调控对石油和天然气工业具有重要意义。201年和2016年，环境保护局颁布了规则，要求石油和天然气部门的某些新设施、改造设施或重建设施减少甲烷和特定挥发性有机化合物（VOCs）。值得注意的是，该规则要求安装技术来检测和修复管道、新井和储存设施中的甲烷泄漏。在2019年，环境保护局提出了规则修正案，以消除监管重复，并要求就促进这一目标的替代措施发表评论。第一种做法是，取消油气行业输储环节对气源的甲烷和VOC要求，取消生产加工环节对气源的甲烷要求。另一种办法是取消适用于石油和天然气工业所有来源的甲烷特定要求，而不将传输和储存来源从目前的来源类别中删除。在这两种替代方案中，环保署计划保留挥发性有机污染物的排放限制。虽然放宽对石油和天然气行业的甲烷要求是积极的，但如果拟议修正案获得最终通过，它们很可能会受到有关各方的法律质疑。例如，在提出修正案后的一个月，美国参议院通过了一项立法，通过减少甲烷和其他有害气体和污染物的泄漏来消除管道产生的甲烷污染。类似的减少甲烷泄漏的措辞作为参议院商业、科学和运输委员会的管道安全法（PSA）再授权法案的修正案被引入。《The

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PSA的重新授权允许继续为PHMSA及其管道安全计划提供资金。目前正在考虑将甲烷排放条款纳入一项最终法案，该法案将基本上授权PHMSA成为另一个温室气体排放的联邦监管机构。

加强对石油和天然气部门温室气体排放的监管，以此作为应对气候变化的一种手段，这一趋势可能会增加伙伴关系遵守监管的成本和/或减少对我们的系统和服务的需求，因为监管和政策鼓励使用替代燃料消费者和减少对温室气体密集型矿物燃料的需求。然而，目前联邦一级的温室气体排放立法、规章和政策仍有很大的不确定性，因为管理当局试图减轻工业部门可能阻碍经济发展的繁重的温室气体要求。

政治风险

政府、科学和公众对温室气体排放造成的气候变化威胁的关切导致美国的政治风险不断增加，包括竞选美国总统职位的候选人在2020年作出的与气候变化有关的承诺。参加民主党总统候选人提名竞选的不止一位候选人宣布，将通过各种手段应对气候变化，如禁止原油和天然气井水力压裂，以及禁止在包括陆上土地和近海水域在内的联邦财产上开采矿产的新租约。新的总统政府还可以寻求对建立管道基础设施或允许液化天然气出口设施施加更严格的要求，并扭转美国在2020年11月退出《巴黎协定》的局面。《巴黎协定》是联合国发起的一项不具约束力的国际协定，旨在通过制定单独确定的温室气体减排目标来应对气候变化。现任政府在2019年开始了美国退出协议的漫长进程，但退出的命运可能取决于2020年总统选举的结果。

诉讼风险

诉讼风险也在增加，因为一些州和地方政府试图对包括天然气传输公司在内的能源公司提起诉讼，以遏制能源基础设施，作为进一步监管温室气体的手段。虽然州和地方政府正在考虑某些立法备选方案，但它们也越来越多地将诉讼作为一种备选方案进行评估。例如，一些诉讼指称，某些能源公司造成全球变暖效应，例如海平面上升，从而造成公众滋扰，因此应对由此造成的道路和基础设施破坏负责。另一些诉讼指控说，这些公司一段时间以来一直知道它们的经营造成气候变化的不利影响，但没有充分披露这些影响，从而欺骗了投资者。此外，州和地方政府以及非政府组织基于与温室气体审查有关的一些环境和非环境理由，尽管已经获得了联邦环境资源委员会的授权，但在发放联邦和州环境许可证方面面临着越来越大的挑战。

金融风险

随着目前投资于化石燃料能源公司的股东和债券持有人越来越担心气候变化的潜在影响，并考虑将其部分或全部投资转向非化石燃料能源相关部门，财务风险也越来越大。此外，一些为化石燃料能源公司提供融资的机构贷款人已经更加关注可持续的贷款做法，可能会选择不为化石燃料能源公司提供资金。近年来，机构放款人的借贷和投资做法也是环境活动家、《国际巴黎协定》支持者和关注气候变化和化石燃料生产商继续获得资金的外国公民密集游说的对象，这些游说往往是公开的。

各州和美国领土不断增加对限制或调节温室气体的气候变化立法和条例的支持，可能会增加我们客户的运营和资本成本，并减少对我们系统和服务的需求。

在联邦一级的温室气体排放立法、规章和政策缺乏一致性和可预测性的情况下，州和美国领土正在自行制定温室气体规章。降低温室气体排放的承诺正在显着而坚定地增长。除了通过立法和颁布温室气体排放条例外，许多国家还利用了上限和交易方案、碳税以及温室气体报告和跟踪方案等工具。一个由来自25个州和美国领土的州长组成的两党联盟成立了美国气候联盟，通过执行符合《巴黎协定》美国目标的州政策来应对气候变化。其中许多政策目前正在影响或预计将影响我们在这些特定国家的资产，并大大增加我们与遵守有关的费用。例如，俄勒冈州最近制定了一项方案，要求对新的和现有的设施进行健康风险评估，并在必要时修订现有的空气许可证，以管制工业和商业设施的空气排放。这可能会在未来几年影响GTN在俄勒冈州的压缩站。此外，历史上有争议的总量管制和交易

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立法，这将对我们在俄勒冈州的GTN资产产生重大影响，预计将于2020年返回俄勒冈州议会审议。预计GTN将受到华盛顿州颁布100%清洁能源法的进一步影响。我们在加州的托斯卡罗拉设施也可能受到该州新的气候变化计划的影响，该计划包括温室气体总量限制和交易计划，以及监测和修复石油和天然气场所甲烷泄漏的法规。

治理温室气体以应对气候变化正在获得越来越多的支持，特别是在州一级。越来越多地通过和执行要求报告温室气体或以其他方式限制温室气体排放量的立法和条例，可能会增加业务费用和资本开支。合规相关成本和额外的运营限制可能对我们的业务、财务状况、对我们系统和服务的需求、运营结果和现金流产生重大不利影响。最后，地球大气中温室气体浓度的增加可能导致气候发生重大变化，风暴、干旱、洪水和其他天气事件的频率和严重程度都会增加，从而可能对我们的财务状况和业务结果产生不利影响，以及我们客户的财务状况和运营情况。

天然气管道系统中的某些化学物质可能造成损害或影响我们管道系统或第三方设备正常运作的能力，这可能导致预防和纠正行动费用增加。

在GTN系统的几个设施以及一些连接上游和下游的管道中发现了一种化学物质----噻嗪。噻嗪是三嗪的副产物，三嗪是一种液体化学清除剂，用于天然气生产工业，以去除天然气流中的硫化氢（H2S）。我们的管道在设施或操作中都没有使用三嗪，但是，在某些条件下，在某些减压点，二噻嗪可能以粉末状从气流中滴出。粉末状的噻嗪如果在某些附属物中积累了足够数量的物质，就有可能干扰设备的功能，从而导致预防和纠正行动费用增加。

GTN和TC Energy正在收集信息，并与客户、生产商、供应商和其他利益攸关方合作，努力制定和实施解决每个利益攸关方各自问题的联合计划，并将这一问题告知联邦和州监管机构、行业协会和其他利益攸关方。GTN还采取了措施，支付了费用，并为解决这一问题进行了资本支出。于2018年至2019年期间，GTN已支出资本开支约1300万美元，并产生营运成本约200万美元。除非问题得到解决，GTN预计将在2020年至2021年期间支出约600万美元的资本支出和100万美元的运营成本，以进一步解决此事。不能保证今后不会产生重大的额外费用，也不能保证在我们的其他管道系统中不会发现二噻嗪或其他物质。

当客户不履行合同义务时，我们就会面临信用风险。

我们的管道系统可能因客户不履行合同义务而遭受损失。我们的风险一般涉及所提供服务的应收款项和在确定的运输合同下剩馀合同期限内的未来履约情况。我们的输油管道经FERC批准的关税限制了它们在客户信誉不可接受或变得不可接受的情况下可能需要的信贷支持的数量。如果一个重要客户出现财务问题，导致延误或未能支付他们提供的服务或与他们签订的合同，可能会对我们的业务和运营结果产生重大不利影响。

我们输油管道系统的部分运行需要跨越美洲原住民部落、政府当局和其他第三方拥有的土地的地役权或通行权，其成本或被拒绝可能导致业务中断和成本上升，从而对我们的业务产生不利影响，财务状况和业务成果。

我们管道系统所在的大部分土地是根据地役权、通行权和其他土地使用权从个人土地所有者、美洲土着部落、政府当局和其他第三方租赁的，其中大多数是永久性的，必要时通过与土地所有者的协议或法律程序获得。但是，某些权利必须得到更新，关于印第安事务局托管的部落土地，必须得到适用的部落管理当局和印第安事务局的批准。获得或更新穿越部落土地的通行权的成本可能很高。如果不能以合理的费用续延部落土地上的通行权，就可能需要资本支出，以拆除和重新安置部分输油管，并扰乱作业。这些费用可能对我们管道系统的运作结果和可供分配的现金产生不利影响。

在2018年第二季度，我们位于明尼苏达州的丰杜拉克保留区和利奇湖保留区以及威斯康星州的巴特河保留区内的部落土地上大约7.6英里的五大湖管道的通行权到期。大湖股份随后于2019年4月收到Fond du Lac部落主席的要求函，要求立即停止大湖管道的运营，并开始从部落土地上拆除所有基础设施的进程。在收到要求函后，我们与丰杜拉克部落当局签署了一项关于谈判新的通行权的协定备忘录，并正在与部落当局谈判或讨论就三项保留取得新的通行权。我们无法预测这些谈判的结果。如果我们不能以合理的价格在部落的全部或部分土地上获得新的地役权或通行权，

目录

大湖区可能需要以高昂的成本获得必要的权利，或以高昂的资本开支和扰乱业务的方式拆除和改道部分输油管道，这可能对我们的财务状况、业务结果和现金流产生重大不利影响。

与我们的伙伴关系结构有关的风险

我们没有像公司那样灵活地积累现金和股本，以防止未来出现流动性不足的情况。

我们的伙伴关系协定要求我们每季度向我们的单位持有人分配所有可用现金，减去承付款项和意外开支准备金的任何数额，包括资本和业务费用以及偿债所需经费。我们的单位和其他有限合伙人权益的价值可能会随着我们分配给每个共同单位的金额的减少而直接减少。因此，如果我们未来出现流动性短缺，我们可能无法通过发行更多股票来进行资本重组。

普通合伙人拥有有限投票权，无权选举我们的普通合伙人或其董事会。

普通合伙人是我们的经理和经营者。与公司股东不同的是，我们共同单位的股东在影响我们业务的事项上只拥有有限的投票权。单位持有人无权选举我们的普通合伙人或其董事会。我们普通合伙人的董事会成员，包括独立董事，均由其母公司委任，而非由基金单位持有人委任。

未征得普通合伙人同意，普通合伙人不得解除其职务。

我们的普通合伙人不得被撤换，除非持有至少662/3%的未完成的共同基金单位。这些所需票数将包括我们的普通合伙人及其附属公司所拥有的共同单位的票数。TC Energy于2019年12月31日拥有我们约24%的未完成共同单位的所有权，有实际效果令移除我们的普通合伙人变得困难。

此外，合伙协议包含一些条款，这些条款可能会起到阻止个人或团体试图罢免我们的普通合伙人或以其他方式改变我们的管理的作用。倘我们的普通合伙人在并无因由的情况下被罢免为我们的普通合伙人，且我们的普通合伙人及其联属公司所持有的共同单位并无投票赞成该项罢免:

我们的合伙协议限制拥有20%或20%以上共同单位的单位持有人的投票权和其他权利。

伙伴关系协定载有限制单位持有人召开单位持有人会议或获取有关我们业务的信息的能力的规定，以及限制单位持有人影响管理方式或方向的能力的其他规定。此外，如除我们的普通合伙人或其联属公司以外的任何人或集团或我们的普通合伙人或其联属公司的直接受让人取得任何类别共同单位20%或以上的实益拥有权，则未偿还，该个人或团体将失去对其所有共同单位的表决权。因此，单位持有人对影响我们业务的事项的影响力有限，第三方可能难以控制我们或影响我们的活动。

我们可以发行额外的共同单位和其他合伙权益，而无需旧单位批准，这将稀释现有单位持有人的所有权权益。此外，发行额外的共同单位或其他合伙权益，可能会增加我们无法将季度分销付款维持在目前水平的风险。

除某些限制外，我们可发行额外的共同单位及任何类型的其他合伙证券，而无须获得基金单位持有人的批准。

根据每一种情况，发行额外的共同单位或排名高于共同单位或与共同单位对等的证券，可能会稀释当时共同单位持有人在合伙企业净资产中的权益价值。此外，增发普通股可能会增加我们无法将季度分销付款维持在当前水平的风险。

如果法院认定统一诉讼构成对我们业务的控制，我们共同的单位持有人的赔偿责任可能不受限制。

普通合伙人一般对有限合伙企业的义务承担无限责任，但合伙企业的合同义务明确规定不得向普通合伙人追索的除外。我们是根据特拉华州的法律组建的，并在其他一些州开展业务。有限合伙人责任的限制

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有些国家没有明确规定有限合伙义务的利害关系。如法院或政府机构裁定下列事项，我们的单位持有人可对我们的任何及所有义务承担法律责任，犹如我们的单位持有人是普通合伙人一样:

此外，在某些情况下，例如不适当的现金分配，业主可能在分配之日起三年内对合伙企业承担分配金额的责任。

我们的普通合伙人拥有有限的认购权，这可能要求普通单位持有人在一个不受欢迎的时间或价格出售他们的普通单位。

如果在任何时候我们的普通合伙人及其附属公司拥有80%或80%以上的共同单位，普通合伙人将有权，但没有义务，它可以转让给任何附属公司或我们，以一般相等于共同单位当时市价的价格，收购无联属人士持有的所有剩馀共同单位。因此，单位持有人可能被要求在他们可能不愿意出售其共同单位的时候或以低于他们在出售时希望得到的价格出售其共同单位。单位持有人出售其单位时，亦可能须缴交税款。截至2019年12月31日，普通合伙人及其附属公司拥有我们约24%的优秀共同单位。

我们的合作伙伴协议用管理其职责的合同标准取代了我们普通合作伙伴对我们共同单位持有者的信托责任。

合伙协议中的条款取消了国家信托责任法规定的普通合伙人应遵守的信托标准，并以几种不同的合同标准取代了这些义务。例如，我们的合伙协议允许我们的普通合伙人以个人身份而不是以我们的普通合伙人的身份作出若干决定，除了默示的诚信和公平交易的合同约定外，不对我们和我们的单位持有人承担任何义务这意味着，如果合伙协议中的语言没有规定明确的行动方针，法院将强制执行合伙人的合理期望。这一规定使我们的普通合伙人有权只考虑它所希望的利益和因素，并免除它考虑我们、我们的联营公司或我们的有限合伙人的利益或影响我们的有限合伙人的因素的任何责任或义务。我们的普通合伙人可能以个人身份作出的决定包括:

通过购买一个共同的单位，一个共同的单位同意受伙伴关系协定的规定，包括上文讨论的规定的约束。

纽交所并不要求像我们这样的上市有限合伙企业遵守其公司治理的某些要求。

我们的共同部门在纽约证券交易所上市。因为我们是公开上市的有限合伙企业，纽交所不要求我们在董事会中拥有、也不打算拥有多数独立董事，也不要求我们成立提名和公司治理委员会。因此，受纽约证券交易所所有公司治理要求约束的某些公司将得不到与这些公司相同的保护。

我们的普通合伙人和TC能源的信用和业务风险概况可能会对我们的信用评级和概况产生不利影响。

我们的普通合伙人和TC Energy的信用和业务风险简介可能是主有限合伙企业信用评估的因素，因为我们的普通合伙人可以对我们的业务活动行使控制权，包括我们的现金分配和收购战略以及业务风险简介。可以考虑的其他因素包括我们的普通合伙人和TC Energy的财务状况，包括它们的财务杠杆程度，以及它们对来自我们的现金流的依赖程度，以偿付它们的债务。

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偿还给我们的普通合伙人的费用由我们的普通合伙人决定，并减少我们的收入和可供分配的现金。

在对共同单位进行任何分配之前，我们偿还我们的普通合伙人及其附属公司，包括普通合伙人的高级管理人员和董事，由我们的普通合伙人及其附属公司代表我们支付的所有费用。于截至2019年12月31日止年度，我们向普通合伙人支付费用及偿还款项400万美元（2018年及2017年-各400万美元）。我们的普通合伙人全权决定这些费用的数额。此外，我们的普通合伙人及其联属公司可为我们提供服务，我们将收取普通合伙人所厘定的合理费用。费用的偿还和费用的支付可能对我们进行分配的能力产生不利影响。

TC Energy的成本或其成本分配做法的变化可能会对我们的运营结果、财务状况和现金流产生影响。

根据合伙协议，由TC Energy营运的合伙企业管道系统，由TC Energy全权酌情分配若干营运成本。因此，分配程序的修改或公司结构的改变可能会影响到伙伴关系的经营成果。技术合作能源公司审查任何变化及其对合理性的预期影响，但不能保证所分配的业务费用将在不同时期保持一致。

税务风险

我们的税收待遇取决于我们作为合作伙伴的地位，以及为美国联邦、州和地方所得税的目的而免除实体一级的税收。如果我们被视为一家公司，或因美国联邦、州和地方税收的目的而被征收实体一级的实质性税收，我们可用于分配给单位持有人的现金和我们共同单位的价值可能会大幅减少。

在美国投资的预期税后收益在很大程度上取决于我们是否被归类为美国联邦所得税的合作伙伴。

尽管根据特拉华州法律，我们是作为有限合伙企业组建的，但如果美国国税局（IRS）认定我们不符合“合格收入”的要求，我们将被视为美国联邦所得税方面的公司。根据我们目前的经营情况，我们认为我们满足了合格的收入要求。我们没有要求、也不打算要求美国国税局就这一问题或影响我们的任何其他税务问题作出裁决。不符合合格收入要求或现行法律中的任何立法、行政或司法变化，可能导致我们被视为美国联邦所得税目的的公司，或以其他方式在实体一级对我们征税。

如果出于美国联邦所得税的目的，我们被视为一家公司，我们将按适用的公司税率为我们的应纳税收入缴纳美国联邦所得税，而且我们可能不得不按不同的税率缴纳州所得税。分配给我们的单位持有人（以我们的收入和利润为限）通常将再次作为公司股息向单位持有人征税，任何收入、收益、损失、扣减或信贷都不会流入我们的单位持有人。倘向公司征收税款，可供分配予基金单位持有人的现金可能会大幅减少，并导致基金单位持有人的预期现金流量及税后申报表大幅减少，这反过来又可能对我们共同单位的价值产生负面影响。

在国家一级，几个国家一直在评估通过征收国家收入、特许经营权或其他形式的税收对伙伴关系征收实体税的方式。我们的合伙协议规定，如果一项法律的颁布或现行法律的修改或解释使我们作为一个公司纳税，或以其他方式使我们为美国联邦、州或地方所得税的目的而被征收实体税，然后，合伙协议中有关分配的具体条款可能会发生变化。这些变化将包括分配给单位持有人的现金减少。

对公开交易的合伙企业或对我们单位的投资的税收待遇可能受到潜在的立法、司法或行政变化或不同解释的影响，可能追溯适用。

目前美国联邦所得税对包括我们在内的公开交易伙伴关系的处理，或对我们共同单位的投资，可随时通过行政、立法或司法改革或不同的解释加以修改。国会议员不时提议并考虑对现有的美国联邦所得税法进行实质性修改，这些修改将影响到公开交易的伙伴关系，包括将取消我们所依赖的限定收入例外的立法提案；因此，为美国联邦所得税的目的，将某些公开交易的合伙企业视为公司。例如，《美国清洁能源法案》（Clean Energy for America Act）与奥巴马政府时期提出的立法类似，于2019年5月2日在参议院提出。如果该提案获得通过，除其他外，将废除《国内收入法》第7704（d）（1）（e）条中的限定收入例外，我们作为美国联邦所得税伙伴关系的地位依赖于此。

此外，财政部已经颁布并在今后可能颁布条例，解释那些影响公开交易伙伴关系的法律。不能保证美国联邦政府不会有进一步的变化

目录

所得税法或财政部对符合条件的收入规则的解释可能会影响我们将来成为合伙企业的能力。我们认为，我们视为合格的收入符合现行条例的要求。

对美国联邦所得税法的任何修改都可能追溯适用，并可能使我们更难或不可能满足某些公开交易的合伙企业为美国联邦所得税目的被视为合伙企业的例外情况。我们无法预测最终会否作出任何改变或提出其他建议。今后的任何立法变化都可能对我们共同单位的投资价值产生负面影响。我们促请单位持有人就规管或行政发展及建议的现况，以及对他们在我们共同单位的投资的潜在影响，征询税务顾问的意见。

如果国税局对我们采取的联邦所得税立场提出异议，可能会对我们共同单位的市场产生不利影响，任何此类异议的费用都将减少我们可用于分配给我们的单位持有者的现金。

为了美国联邦所得税的目的，我们没有要求美国国税局就我们作为合伙企业的待遇作出裁决。国税局采取的立场可能与我们采取的立场不同。可能有必要诉诸行政或法院程序来维持我们所采取的一些或所有立场。法院可能不同意我们采取的部分或全部立场。与国税局的任何竞争都可能对我们共同单位的市场及其交易价格产生重大和不利的影响。此外，我们与税务局之间任何竞争的成本，都会导致可供分配给单位持有人的现金减少，因此，将由单位持有人间接承担。

如果国税局对我们自2017年12月31日后的纳税年度的所得税申报表进行审计调整，它（和一些州）可能会直接从我们那里评估和征收因该等审计调整而产生的任何税收（包括任何适用的罚款和利息），在这种情况下，我们可供分配给我们的单位持有人的现金可能会大量减少，我们现在和以前的单位持有人可能需要赔偿我们为这些单位持有人支付的审计调整所产生的任何税款（包括任何适用的罚款和利息）。

根据2015年两党预算法，对于2017年12月31日之后开始的纳税年度，如果美国国税局对我们的所得税申报表进行审计调整，它（和一些州）可以直接从我们这里评估和收取这种审计调整所产生的任何税收（包括任何适用的罚款和利息）。根据我们的有限合伙协议，我们的普通合伙人可以根据新规则进行选择，要么直接向国税局缴纳税款（包括任何适用的罚款和利息），要么，如果我们有资格，就经审核及经调整的报税表，向各大学及前大学发出经修订的资料报表。虽然我们的普通合伙人可选择让我们的单位持有人及前单位持有人计及该等审核调整，并在审核的课税年度内根据彼等在我们的权益缴付任何所得税款（包括适用的罚款或利息），不能保证这种选举在任何情况下都是实际的、可允许的或有效的。因此，即使这些单位在所审计的课税年度内并不拥有我们的共同单位，我们现时的单位持有人仍可能会因该等审计调整而承担部分或全部税务责任。如果由于任何此类审计调整，我们必须支付税款、罚款和利息，我们可供分配给我们单位持有人的现金可能会大幅减少，而我们现时及以前的单位持有人可能须就代该等单位持有人支付的审计调整所引致的任何税款（包括任何适用的罚款及利息），向我们作出弥偿。

即使他们没有收到现金分配，也可能被要求为来自我们的收入纳税。

由于单位持有人被视为合作伙伴，我们分配给他们的应纳税所得额可能与分配给他们的现金数额不同，单位持有人可能需要缴纳美国联邦所得税，在某些情况下，州和地方所得税是根据他们在我们收入中可分配的份额征收的，他们有没有收到我们的现金分配。单位持有人可能得不到相当于其在我们应课税入息中所占的可分配份额的现金分配，甚至不能得到由该入息所产生的税务责任。

处置共同单位的税收利得或损失可能与预期不同。

如果单位持有人出售其共同单位，他们将确认应纳税损益，其数额等于在这些共同单位中实现的数额与其调整后的税基之间的差额。先前的分配超过了一个单位分配给一个共同单位的应纳税净收入总额，这种分配减少了该共同单位的单位税基，实际上，如果共同单位的销售价格高于其在该共同单位中调整后的税基，则成为应纳税所得额，即使该价格低于原始成本。出售普通单位所得款项的很大一部分，不论是否代表收益，可能是由于某些项目，例如潜在的折旧回收，而给单位持有人带来的普通收入。因此，如果出售单位的变现金额低于该单位的经调整基准，则该单位可以确认出售单位的一般收入和资本损失。资本净损失仅可抵销资本收益，就个人而言，最多可抵销每年3000美元的普通收入。在任何单位出售其单位的课税期间，该单位可确认我们在出售前分配予该单位的收入及收益，以及收回一般不能由出售单位时确认的任何资本亏损抵销的项目所产生的一般收入。如果国税局能够成功地对我们所使用的一些惯例提出质疑，那么，在没有前几年应纳税所得额减少的好处的情况下，单位持有人可以从出售共同单位中获得比这些惯例更多的应纳税所得。

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单位持有人扣除本公司利息费用的能力可能会受到限制。

一般而言，我们的单位持有人有权就我们在应课税年度已支付或应累算的可适当分配予我们的行业或业务的债项的利息，获得扣除。不过，根据2017年税法，对于2017年12月31日之后开始的应纳税年度，我们对“营业利息”的抵扣可能以我们的营业利息收入和我们“调整后应纳税所得额”的30%之和为限。就本限额而言，经调整应纳税所得额的计算不考虑任何业务利息支出或业务利息收入，而就2022年1月1日前开始的应纳税年度而言，可予折旧、摊销或耗减的任何扣减，以该等折旧为限，摊销或损耗不计入存货销售货物的成本。利息限制并不适用于受规管的管道业务，因此，我们相信我们的利息开支是完全可扣除的。如果国税局对这一立场提出异议，或者发布了与所采取立场相反的进一步指导意见，则Unitholder扣除这一利息支出的能力可能会受到限制。

免税实体在拥有我们的共同单位方面面临独特的税务问题，这可能给它们带来不利的税务后果。

免税实体对我们共同单位的投资，如雇员福利计划和个人退休账户（称为IRAS），引起了它们特有的问题。例如，我们分配给免交美国联邦所得税的组织的几乎所有收入，包括IRA和其他退休计划，都将是不相关的企业应纳税收入，并将对它们征税。就自2017年12月31日后开始的应课税年度而言，须受库务署就若干情况相若的业务或活动所发出的建议合并规则规限，具有一个以上不相关贸易或业务的免税实体（包括通过对我们这样的合伙企业的投资归属）必须分别计算该免税实体对每项此类贸易或业务的不相关业务应纳税所得额（包括为确定任何净营业亏损扣减）.，因此，在2017年12月31日之后的若干年内，免税实体可能无法利用对我们合伙企业的投资所产生的亏损来抵消来自另一不相关贸易或业务的不相关业务应纳税收入，反之亦然。免税实体在投资我们的共同单位之前，应咨询税务顾问。

非美国单位持有人因拥有我们的共同单位而获得的收入和收益，须缴纳美国的税款和预扣税款。

非美国单位持有人通常对与美国贸易或商业有效相关的收入（有效相关收入）征税，并须遵守美国的所得税申报要求。分配给我们的单位持有人的收入和出售我们共同单位的任何收益通常将被视为与美国的贸易或业务“有效联系”。结果呢，对非美国单位的分配将按适用的最高有效税率扣缴，出售或以其他方式处置共同单位的非美国单位也将因出售或处置该单位而获得的收益而缴纳美国联邦所得税共同单位.，

此外，在从事美国贸易或商业的合伙企业中拥有权益的受让人一般被要求扣留转让人变现金额的10%，除非转让人证明其不是外国人，并要求我们从受让方中扣除和扣缴本应由受让方扣缴但未被扣缴的款项。因为“实现额”包括合伙人在合伙企业负债中所占的份额，所以实现额的10%可能超过单位的现金购买总价。然而，在颁布最后条例之前，国税局已暂停对公开交易伙伴关系中公开交易权益的转让适用这一扣缴规则。如果最近颁布的条例按提议定稿，这些条例将就通过经纪人转让公开交易伙伴关系中的公开交易权益作出规定，扣缴义务由转让人的经纪人承担，合伙人的“实现额”不包括合伙人在公开交易合伙企业的负债中所占的份额，以便确定应扣缴的数额。然而，目前尚不清楚这些条例何时最后定稿，以及它们是否将以目前的形式最后定稿。

我们将共同单位的购买者视为享有相同的税务优惠，而不考虑实际购买的共同单位。IRS可能会对这种处理提出质疑，这可能会对公共单元的价值产生不利影响。

由于我们无法与共同单位的转让者和受让人相匹配，我们采用了折旧和摊销惯例，这些惯例可能不符合特定财务条例的所有方面。国税局对这些公约的成功挑战可能会对单位持有人可获得的税收优惠数额产生不利影响，或可能会影响税收优惠的时间安排或出售共同单位的应纳税所得额，并可能对共同单位或导致对单位持有人的报税表作出审计调整。

我们通常根据每个月第一天我们共同单位的所有权，而不是根据一个特定单位转让的日期，每月在我们共同单位的转让者和受让人之间按比例分配我们的收入、收益、损失和扣减项目。国税局可能会对这种待遇提出质疑，因为这种待遇可能会改变收入、收益、损失和扣减项目在我们的单位持有者之间的分配。

我们一般每月根据每个月第一天（分配日）我们共同单位的所有权在我们共同单位的转让者和受让人之间按比例分配我们的收入、收益、损失和扣减项目，而不是以日期为基础的特定单元被转移。同样，我们一般会就出售或以其他方式处置资产所得的资本增值、收益或亏损的折旧，拨出若干扣减款项，并酌情考虑

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普通合伙人，任何其他特殊项目的收入，收益，损失或基于所有权的扣除日的分配。财政部的最后条例允许类似的每月简化惯例，但这些条例并没有具体授权我们的分摊方法的所有方面。如果国税局对我们的分配方法提出质疑，我们可能会被要求改变收入、收益、亏损及扣减项目在单位持有人之间的分配方式。

其共同单位为证券贷款标的（例如向“卖空者”贷款以弥补单位的卖空）的业主可被视为已处置该等单位。如果是这样，在贷款期间，他将不再被视为这些共同单位的税务合伙人，并可确认处置的收益或损失。

由于没有关于美国联邦所得税借出合伙权益的后果的具体规则，其共同单位是证券贷款主体的合并者可被视为处置了借出的单位。在这种情况下，出于税务目的，在向卖空者提供贷款期间，不得再将这些共同单位视为合作伙伴，而合作伙伴可确认这种处置的收益或损失。此外，在贷款期间，我们与这些共同单位有关的任何收入、收益、亏损或扣减，可能不会由业主申报，而业主就这些共同单位而收取的任何现金分派，均可作为普通收入全面课税。我们促请希望确保其伙伴地位和避免因证券贷款而获得承认的风险的单位持有人咨询税务顾问，以决定是否宜修改任何适用的经纪户口协议，以禁止其经纪借用其单位。

我们采用了某些估值方法，可能导致普通合伙人和单位持有人之间的收入、收益、亏损和扣减发生变化。IRS可能会对这种处理提出质疑，这可能会对公共单元的价值产生不利影响。

在厘定可分配予业主的收入、收益、亏损及扣减项目时，我们必须定期厘定资产的公平市价。

虽然我们可能会不时就估值事宜咨询专业评估师，但我们会采用以共同单位市值为基础的方法，作出很多公平市值估计，作为衡量资产公平市值的一种方法。国税局可对这些估价方法以及由此产生的收入、收益、损失和扣减的分配提出质疑。根据2015年的两党预算法，国税局可以将由此产生的增加税收的拨款调整与减少税收的拨款调整分离开来，并在伙伴关系层面评估税收，而不需要扣除调整的净额。这一结果将减少可供伙伴关系分配的现金。

如果国税局成功地对这些方法、计算或分配提出质疑，可能会对分配给我们的单位持有人的应纳税收入或损失的时间或数额产生不利影响。它还可能影响我们的单位持有人出售共同单位的应纳税收益的数额或性质，并可能对共同单位的价值产生负面影响，或导致对我们的单位持有人的纳税申报表进行审计调整，而不享受额外扣减的好处。

由于对我们共同单位的投资，在他们不居住的州，单位持有人可能需要缴纳州税和地方税，并提交申报表。

除了美国联邦所得税外，我们现在或将来经营业务或拥有财产的各个管辖区还可能征收其他税收，包括州税和地方税、非公司制营业税和遗产税、遗产税或无形财产税，即使他们不住在其中任何一个管辖区。我们可能被要求预扣所得税的收入分配或分配给我们的单位持有人。此外，在我们做生意或拥有财产的一些或所有管辖区，单位持有人可能被要求提交州和地方所得税申报表，缴纳州和地方所得税，并可能因不遵守这些要求而受到处罚。

我们目前在多个州拥有资产，其中许多州目前对个人征收个人所得税。一般来说，这些国家还对公司和其他实体征收所得税。当我们进行收购或扩大业务时，我们可能拥有资产或在征收个人所得税的其他州开展业务。单位持有人有责任提交所有必需的美国联邦、州和地方纳税申报表，并支付在这些司法管辖区内应缴的任何税款。单位持有人应就该等报税表的提交、该等税项的缴付及任何已缴付税项的扣除额，征询其税务顾问的意见。

项目1b.尚未解决的工作人员意见

没有。

项目2.财产

请阅读第1项。业务描述我们的主要物理属性和地图，显示我们的管道系统的位置。我们的管道系统是在个人、政府当局、美洲土着部落和其他第三方根据租约、地役权、通行权、许可证和

目录

许可证，其中大多数是永久的。我们的管道系统还拥有或租赁土地，用于压缩站、计量站和管道外地办事处。某些土地使用权，特别是BIA托管的部落土地上的通行权，须定期更新、定期付款、抵押和（或）限制。我们相信，我们对经营我们的管道系统和经营我们的业务所需的物业通常拥有足够的权利、所有权和权益，以及这种定期续租、租金支付，产权负担和限制不应在实质上减损我们管道系统的价值，也不应在实质上干扰它们的业务运作。

有关产权风险的进一步信息，见第一部分第1A项“风险因素---与我们管道系统有关的风险”。

项目3.法律诉讼程序

我们可能不时地卷入正常经营过程中出现的各种法律诉讼。有关我们管道系统的收费程序的资料载于第1项。“企业-政府监管--监管和利率程序”在此引入作为参考。关于我们的法律诉讼程序的资料见附注22----第四部分第15项内的意外开支。“证物和财务报表附表”，该信息在此引入作为参考。

项目4.矿山安全披露

没有。

第二部分

项目五、登记人普通股市场、相关股东事项及发行人购买权益证券情况

截至2020年2月19日，我们的共同单位约有27名记录持有人，我们的共同单位在纽交所交易，代码为“TCP”。

截至2020年2月19日，合伙企业有71,306,396个共同单位未偿还，其中54,221,565个由非关联公司持有，17,084,831个共同单位由TC Energy的附属公司持有，包括由我们的普通合伙人持有的5,797,106个共同单位。此外，TC能源公司通过我们的普通合伙人拥有我们100%的IDR和合伙企业2%的普通合伙人权益。TC能源公司还100%持有我们1,900,000个杰出的B类单位。我们的IDR和B类单位并没有固定的公开交易市场。

关于我们分配情况的进一步详情见附注15----第四部分第15项内的现金分配情况。

目录

项目6.选定的财务数据

选定的财务数据应与财务报表（包括其附注）和第二部分第7项一并阅读。“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”。