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季刊向股东报告
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TC Energy报告2025年第四季度和全年业绩
五年来最强安全表现推动15项流量记录和稳健的财务业绩
商业讨论的进展加强了对2026年增量项目公告的视线
连续第26年提高股息
阿尔伯塔省卡尔加里–2026年2月13日– TC Energy Corporation（TSX，NYSE：TRP）（TC Energy or the company）今天发布了2025年第四季度及全年业绩。TC Energy总裁兼首席执行官Fran ç ois Poirier评论道，"我们的安全至上文化正在推动卓越的运营绩效，导致2025年我们系统的流量记录达到15条。强劲的资产可用性和可靠性推动第四季度可比EBITDA同比增长13%1同期的分部收益增长了15%。"Poirier继续说道：“随着商业讨论在一系列多样化的高质量机会中推进，我们仍然对我们在2026年完全分配到2030年的60亿美元净年度资本支出的能力充满信心，并有更大的能见度，有可能在这十年的后期超越这一投资水平。根据这一势头和持续增长的清晰视线，我们的董事会批准将季度普通股股息提高3.2%，这标志着我们连续第26年实现股息增长。”
财务亮点
（除非另有说明，所有财务数字均未经审计，以加元为单位）
•2025年第四季度持续经营业务财务业绩2:
◦可比收益110亿美元或每股普通股0.98美元1与2024年第四季度的11亿美元或每股普通股1.05美元相比
◦归属于普通股的净利润10亿美元或每股普通股0.92美元，而2024年第四季度为11亿美元或每股普通股1.03美元
◦可比EBITDA为30亿美元，而2024年第四季度为26亿美元
◦分部收益为22亿美元，而2024年第四季度为19亿美元
•截至2025年12月31日止年度持续经营业务财务业绩
◦可比EBITDA110亿美元，而2024年为100亿美元
◦分段收益s为80亿美元，而2024年为80亿美元
•TC Energy董事会批准将截至2026年3月31日止季度的季度普通股股息提高3.2%，为每股普通股0.87 75美元，按年计算相当于3.51美元。这是连续第26年增加股息
•2026年展望：
◦我们期望我们的2026年可比EBITDA和可比每股普通股收益（EPS）展望将高于2025年
◦可比EBITDA预期为116亿至118亿美元
◦资本支出在调整非控股权益之前，预计为60至65亿美元，或5.5至60亿美元的净资本支出。3
1 可比EBITDA、可比收益和可比每股普通股收益是本新闻稿中使用的非GAAP衡量标准。这些衡量标准在GAAP下没有任何标准化含义，因此不太可能与其他公司提出的类似衡量标准相媲美。最直接可比的GAAP衡量标准分别是分部收益、归属于普通股的净利润和每股普通股的净利润。我们不预测分部收益。有关非GAAP措施的更多信息，请参阅本新闻稿的非GAAP和补充财务措施部分。
2此前一年的业绩已被重新调整，以反映Liquids Pipelines业务因分拆交易而已终止运营。
3净资本支出根据归属于非控股权益的部分进行了调整，是本新闻稿中使用的一项补充财务措施。有关非GAAP措施和补充财务措施的更多信息，请参阅本新闻稿的非GAAP和补充财务措施部分。
运营亮点
•加拿大天然气管道的平均交付量为27.2 BCF/d，与2024年第四季度相比增长5%，并在2026年1月22日创下33.2 BCF的历史新交付量纪录
◦NGTL系统总收入平均为15.5 BCF/d，与2024年第四季度相比增长2%
◦NGTL System交付量在2026年1月22日创下18.3 BCF的历史交付新纪录
◦加拿大Mainline Western平均收入为4.8BCF/d，与2024年第四季度相比增长3%
•美国天然气管道日均流量为29.6 BCF/d，与2024年第四季度相比增长9.5%
◦美国天然气管道在2026年1月29日实现了39.9 BCF的历史交付记录
◦液化天然气设施的平均交付量为3.9 BCF/d，与2024年第四季度相比增长21%，并在2025年12月4日创下近4.4 BCF的每日新纪录
◦于2025年12月在Columbia Gulf、GTN和Gillis Access上创下历史交付记录
•墨西哥第四季度天然气管道流量平均为2.7BCF/d，与2024年第四季度相当，相当于第四季度墨西哥天然气总需求的约20%
◦2025年第四季度向发电设施的平均交付量为1.2 BCF/d，与2024年第四季度相比增长11%
•Bruce Power在2025年第四季度实现了85.7%的可用性，反映出2号机组的计划停电时间延长。2025年全年可用性为91%，预计2026年全年可用性将处于90%的较低范围
•热电联产发电厂车队在2025年第四季度实现了89.5%的可用性。
项目亮点
•制裁了6亿美元的低风险、走廊内扩建项目，包括：
◦作为多年增长计划（MYGP）的一部分，将提供5亿美元的扩建设施。5亿美元的额外扩建项目旨在实现NGTL系统的增量增长，预计投入使用日期为2028年。截至2025年12月31日，约11亿美元的MYGP扩建设施已获得FID
◦01亿美元股权出资支持美国棕地压缩扩建项目该项目预计交付五倍建造倍数1并预计在2028年投入使用
•2026年1月9日，我们在哥伦比亚天然气输送系统上成功地结束了一个非约束性扩建项目开放季，以提供高达0.5BCF/d的增量容量，为包括新奥尔巴尼在内的哥伦布地区提供服务。受数据中心开发带来的显着电力负荷增长的推动，市场兴趣浓厚，导致总出价约为1.5BCF/d。我们继续推进与客户的商业讨论
•2026年2月9日，我们在Crossroads Pipeline系统上启动了高达1.5BCF/d容量的非约束性扩建项目开放季。潜在的十字路口扩建项目将服务于印第安纳州北部、伊利诺伊州、爱荷华州和南达科他州不断增长的市场，以应对最近宣布的美国中西部的发电和数据中心发展。预计开放季节将于2026年3月中旬结束
•Cedar Link项目提前推进，追踪低于董事会批准的12亿美元最终投资决策预算
•我们哥伦比亚系统上的VR项目于2025年11月投入使用，项目总成本约为5亿美元。该项目旨在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
•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，于2025年11月投入服务，项目总成本约为7亿美元。
1 Build倍数是一种非GAAP比率，计算方法是将资本支出除以可比EBITDA。请注意，我们计算构建倍数的方法可能与其他实体使用的方法不同。因此，它可能无法与其他实体提出的类似措施相比较。有关非GAAP措施和补充财务措施的更多信息，请参阅本新闻稿的非GAAP和补充财务措施部分。
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
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| （百万美元，每股金额除外） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| 收入 | ||||||||||||||||||||||||||
| 归属于普通股的持续经营净收益（亏损） | 959 | 1,069 | 3,612 | 4,199 | ||||||||||||||||||||||
| 每普通股–基本 | $0.92 | $1.03 | $3.47 | $4.05 | ||||||||||||||||||||||
| 分部收益（亏损） | ||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大天然气管道 | 564 | 506 | 2,164 | 2,016 | ||||||||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | 1,110 | 918 | 3,927 | 4,053 | ||||||||||||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | 377 | 214 | 1,186 | 929 | ||||||||||||||||||||||
| 电力和能源解决方案 | 136 | 276 | 773 | 1,102 | ||||||||||||||||||||||
| 企业 | 1 | (16) | (14) | (136) | ||||||||||||||||||||||
| 分部总收益（亏损） | 2,188 | 1,898 | 8,036 | 7,964 | ||||||||||||||||||||||
| 来自持续经营业务的可比EBITDA | ||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大天然气管道 | 961 | 851 | 3,687 | 3,388 | ||||||||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | 1,388 | 1,200 | 4,906 | 4,511 | ||||||||||||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | 397 | 234 | 1,365 | 999 | ||||||||||||||||||||||
| 电力和能源解决方案 | 217 | 341 | 1,008 | 1,214 | ||||||||||||||||||||||
| 企业 | 1 | (7) | (14) | (63) | ||||||||||||||||||||||
| 来自持续经营业务的可比EBITDA | 2,964 | 2,619 | 10,952 | 10,049 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | (719) | (639) | (2,769) | (2,535) | ||||||||||||||||||||||
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计入可比收益的利息支出
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(874) | (836) | (3,409) | (3,176) | ||||||||||||||||||||||
| 建设期间使用资金备抵 | 36 | 233 | 453 | 784 | ||||||||||||||||||||||
| 汇兑收益（损失），计入可比收益的净额 | 29 | (44) | 96 | (85) | ||||||||||||||||||||||
| 利息收入及其他 | 58 | 120 | 205 | 324 | ||||||||||||||||||||||
| 计入可比收益的所得税（费用）回收 | (266) | (168) | (1,112) | (772) | ||||||||||||||||||||||
| 计入可比收益的归属于非控股权益的净（收入）亏损 | (175) | (163) | (643) | (620) | ||||||||||||||||||||||
| 优先股股息 | (35) | (28) | (119) | (104) | ||||||||||||||||||||||
| 持续经营业务的可比收益 | 1,018 | 1,094 | 3,654 | 3,865 | ||||||||||||||||||||||
| 来自持续经营业务的每股普通股可比收益 | $0.98 | $1.05 | $3.51 | $3.73 | ||||||||||||||||||||||
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
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| （百万美元，每股金额除外） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
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现金流1
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经营活动提供的现金净额2
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1,894 | 2,084 | 7,346 | 7,696 | ||||||||||||||||||||||
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运营产生的可比资金2,3
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2,293 | 1,665 | 7,996 | 7,890 | ||||||||||||||||||||||
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资本支出4
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1,643 | 2,307 | 6,337 | 7,904 | ||||||||||||||||||||||
| 出售资产收益，扣除交易成本 | — | — | — | 791 | ||||||||||||||||||||||
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股权处置，扣除交易费用5
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— | — | — | 419 | ||||||||||||||||||||||
| 宣派股息 | ||||||||||||||||||||||||||
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每普通股6
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$0.85 | $0.8225 | $3.40 | $3.7025 | ||||||||||||||||||||||
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已发行基本普通股（百万）
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| –该期间的加权平均 | 1,041 | 1,038 | 1,040 | 1,038 | ||||||||||||||||||||||
| –期末已发行未偿还 | 1,041 | 1,039 | 1,041 | 1,039 | ||||||||||||||||||||||
1包括持续经营和终止经营。
2包括截至2024年12月31日止年度的9个月液体收益。有关更多信息，请参阅终止运营部分。
3运营产生的可比资金是本新闻稿中使用的非GAAP衡量标准。这一衡量标准在GAAP下没有任何标准化含义，因此不太可能与其他公司提出的类似衡量标准具有可比性。最直接可比的GAAP衡量标准是运营提供的净现金。有关非GAAP措施的更多信息，请参阅本新闻稿的非GAAP和补充财务措施部分。
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包含在简明综合现金流量表的融资活动部分。
62024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。
CEO讯息
对于TC Energy来说，这是决定性的一年。我们2025年的业绩证明了我们战略的实力，并反映了针对一套明确的战略优先事项的有纪律的执行。在地缘政治风险加剧、贸易政策不确定性和市场波动的时期，我们的类实用、低风险商业模式继续证明具有韧性。由于98%的可比EBITDA由受费率监管或长期照付不议合同支撑，我们维持有限的商品敞口和对稳定、长期现金流的强烈可见性。截至2025年12月31日止三个月，可比EBITDA增加约TLE13 %，和SE与2024年同期相比，GMEDed的收益增长了约15%。与2024年同期相比，截至2025年12月31日的十二个月，可比EBITDA增长约9%，分部收益增长约1%。
我们的财务业绩直接由ou启用r最近五年最强安全性能。这种关注推动了我们运营的卓越表现，并让我们s将在2025年在我们的系统中创造15项交付记录。在2025年第四季度和2026年初，来自数据中心、煤改气和液化天然气出口的创纪录电力需求推动我们的美国和加拿大天然气管道系统的交付量创下历史纪录，分别为39.9 BCF和33.2 BCF。我们资产的强大可用性和可靠性使我们能够始终如一地满足增量客户需求，并强调了我们对安全和卓越运营承诺的价值。
2025年，我们成功地将83亿美元的项目按时投入服务，比预算低15%以上——这表明了我们对卓越项目执行的持续承诺。在第四季度，我们将关键的基础设施项目投入服务，包括我们哥伦比亚系统上的VR项目和我们威斯康星州ANR系统上的WR项目。继我们连续第九年完全签约存储容量后，我们通过将ANR存储优化项目投入服务增加了增量价值。这一增强增强了我们应对美国中西部不断增长的发电需求的能力，加强了系统灵活性，并加强了我们存储组合的长期价值。展望2026年，我们继续预计将有大约40亿美元的资本投入服务。这包括我们北部边境管道上的Bison XPress项目、NGTL系统上的Valhalla North和Berland River项目的剩余部分，以及作为MCR计划一部分的Bruce Power 3号机组。Bruce Power一贯且强劲的执行记录继续将资产定位于提供稳定、持久的价值，同时满足安大略省对负担得起、不排放、可靠电力日益增长的需求。
强劲的业绩和我们资本计划的持续交付继续加强我们的财务状况并增强我们的灵活性。我们仍有望实现我们的长期债务与EBITDA1目标。我们认为，这种持续的纪律使我们能够抓住从我们对能源市场增长最快的部分——天然气和电力——的差异化敞口中出现的有意义的增长机会。我们对北美天然气需求的展望预计在2025年至2035年期间将增加45 BCF/d至约170 BCF/d，受液化天然气出口、发电量上升以及当地分销公司对可靠性需求增加的推动。基于这些有利的基本面，我们正在推进在我们现有足迹中部署资本和释放增量价值的机会。
随着商业讨论在一系列多样化的高质量机会中推进，我们仍然对我们在2026年完全分配到2030年的60亿美元净年度资本支出的能力充满信心，并有更大的能见度，有可能在本世纪后期超过这一投资水平。我们将保持资本配置的纪律性，目标在五到七倍区间建立倍数，并在制裁之前继续降低这些机会的风险。这进一步坚定了我们在2026年宣布更多项目的信念。
反映出天然气需求的持续增长，我们在第四季度批准了6亿美元的走廊内项目，这些项目加强了我们增长状况的长期可见性，并体现了我们严格的资本配置方法。在这一进展的基础上，我们还在不断增长的市场兴趣支持下推进早期商业举措。2026年1月9日，我们在哥伦比亚天然气公司成功关闭了一个非约束性扩建项目开放季
1 债务与EBITDA是一种非公认会计原则的比率。调整后的债务和调整后的可比EBITDA是用于计算债务与EBITDA的非公认会计原则衡量标准。有关非GAAP措施的更多信息，请参阅本新闻稿的非GAAP措施。这些衡量标准在GAAP下没有任何标准化含义，因此不太可能与其他公司提出的类似衡量标准相媲美。
传输系统可提供高达0.5 BCF/d的增量容量，以服务于哥伦布地区，包括新奥尔巴尼。数据中心推动的电力负荷增长带来的强劲需求导致总投标约为1.5BCF/d ——是拟议项目容量的三倍——凸显了市场的实力和我们战略足迹的价值。此外，在2026年2月9日，我们在Crossroads Pipeline系统上启动了一个非约束性扩建项目开放季，容量高达1.5BCF/d。潜在的十字路口扩建项目将服务于印第安纳州北部、伊利诺伊州、爱荷华州和南达科他州不断增长的市场，以应对最近宣布的美国中西部的发电和数据中心发展。开放季节预计将于2026年3月中旬结束。这些发展加强了我们对持久、长期价值创造的可见性。
通过有纪律的资本配置和始终如一的项目执行，TC Energy构建了一个差异化的投资组合，该投资组合以多元化、低风险的增长机会为支撑，可延伸至本世纪末及以后。当我们转向2026年时，我们将以2025年取得成果的同一学科在这一势头基础上再接再厉。我们的优先事项保持不变：通过安全和卓越运营最大化我们的资产价值，实现稳健增长、低风险和可重复的业绩，执行我们的选择性增长项目组合，并确保财务实力和敏捷性。
股息
与我们的前景一致，TC Energy董事会批准将截至2026年3月31日的季度普通股股息提高3.2%，为每股普通股0.87 75美元，按年计算相当于3.51美元。普通股股息将于2026年4月30日支付给在2026年3月31日营业结束时登记在册的股东。这标志着26第连续一年增加股息。
董事会还宣布就已发行的累积第一优先股（优先股）派发股息。与优先股股息相关的信息可在我们的网站TC Energy –股东信息下查阅。
电话会议和网络广播
我们将于2月13日（星期五）上午6：30（MT）/上午8：30（ET）举行电话会议和网络直播，讨论我们2025年第四季度的财务业绩。演讲者将包括总裁兼首席执行官Fran ç ois Poirier；执行副总裁兼首席财务官 Sean O'Donnell；以及执行领导团队的其他成员。
请投资界人士和其他感兴趣的人士通过致电方式参与1-833-752-3826（加拿大/美国免费）或1-647-846-8864（国际收费）.不需要密码。请在通话开始前15分钟拨入。或者，参与者可以在这里预先注册电话。注册后，您将通过电子邮件收到日历预订，其中包含拨入详细信息和唯一的PIN码。这个过程将绕过操作者，避免排队。报名将一直开放到电话会议结束。
电话会议的网络直播将在TC Energy的网站TC Energy上进行——活动和演示文稿或通过以下网址进行：https://www.gowebcasting.com/14392。网络直播将在会议结束后进行重播。
电话会议的重播将在电话会议结束后两小时提供，直到美国东部时间2026年2月20日星期五午夜。请拨打1-855-669-9658（加拿大/美国免费电话）或1-412-317-0088（国际电话），输入密码2190660。
经审计的年度合并财务报表和管理层的讨论与分析（MD & A）可在我们的网站www.TCEnergy.com上查阅，并将于今天在SEDAR +上的TC Energy简介下归档，网址为www.sedarplus.ca 并与美国证券交易委员会就EDGAR在www.sec.gov.
关于TC Energy
我们是北美能源基础设施领域的领导者，横跨加拿大、美国和墨西哥。每天，我们敬业的团队都自豪地将世界与其所需的能源连接起来，在整个非洲大陆移动超过30%使用的更清洁燃烧的天然气。辅之以战略所有权和对发电的低风险投资，我们的基础设施为工业提供燃料，并在北美各地产生负担得起、可靠和可持续的电力，同时使液化天然气能够出口到全球市场。
我们的业务是基于我们建立的联系。通过与我们广泛的能源网络中的社区、企业和领导者合作，我们为今天和子孙后代解锁了机会。
TC Energy的普通股在多伦多（TSX）和纽约（NYSE）证券交易所交易，代码为TRP。要了解更多信息，请访问我们的TCENEnergy.com。
前瞻性信息
本新闻稿包含某些具有前瞻性的信息，并受到重要风险和不确定性的影响，并基于某些关键假设。前瞻性陈述通常附有“预期”、“预期”、“相信”、“可能”、“将”、“应该”、“估计”或其他类似词语。本文件中的前瞻性陈述可能包括但不限于与预期可比EBITDA相关的预期、总额和每股普通股的可比收益及其来源和驱动因素、对财务比率目标的预期、对预期资本支出和净资本支出的预期及其时间安排、对已确定的已批准项目的预期、对未来项目公告的预期及其时间安排相关的陈述，包括相关的资本支出、时间表和结果、对已完成项目的预期及其预期影响，对我们以目标建造倍数部署资本并实现预期投资资本回报的能力的预期，对2026年及以后年度投入使用的项目的大致价值的预期，对我们的战略优先事项及其执行的预期，对我们通过安全和卓越运营实现资产价值最大化的能力的预期，计划项目的预期成本和时间表，包括在建和开发中的项目以及相关的资本支出，对能源需求水平及其驱动因素的预期，对特定资产的竞争定位和长期价值贡献的预期以及我们捕捉增长机会的能力、对我们执行已确定的增长项目组合和确保财务实力和敏捷性的能力的预期、我们提供低风险、稳健增长和可重复业绩的能力、预期的行业、市场和经济状况，以及正在进行的贸易谈判，包括它们对我们的业务、客户和供应商的预期影响。我们的前瞻性信息受到重要风险和不确定性的影响，并基于某些关键假设。本文件中的前瞻性陈述和面向未来的财务信息旨在为TC Energy证券持有人和潜在投资者提供有关TC Energy及其子公司的信息，包括管理层对TC Energy及其子公司未来计划和财务前景的评估。所有前瞻性陈述都反映了TC Energy基于做出这些陈述时可获得的信息的信念和假设，因此不能保证未来的业绩。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。我们不会因新信息或未来事件而更新我们的前瞻性信息，除非法律要求我们这样做。有关所做假设的更多信息，以及可能导致实际结果与预期结果不同的风险和不确定性，请参阅最近的股东季度报告和根据TC Energy简介在SEDAR +上www.sedarplus.ca和在美国证券交易委员会www.sec.gov上提交的2025年年度报告，以及我们关于可持续发展的报告中的“前瞻性信息”部分，该部分可在我们的网站www.TCEnergy.com上查阅。
非公认会计原则和补充财务措施
本新闻稿引用了以下非GAAP衡量标准：可比EBITDA、可比收益、可比耳每股普通股和运营产生的可比基金的收益。它还包含对债务与EBITDA的引用，这是一种非公认会计原则的比率，它是使用调整后的债务和调整后的可比EBITDA计算得出的，每一项都是非公认会计原则的衡量标准。这些非GAAP衡量标准没有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衡量标准进行比较。这些非公认会计原则措施是通过调整某些公认会计原则措施来计算的，这些措施针对我们认为重要但不能反映我们在该期间的基本业务的特定项目。除简明综合财务报表和MD & A另有说明外，这些可比计量按期间一致的基础计算，并在适用的情况下针对每个期间的特定项目进行调整。请参阅：（i）每个业务分部和已终止经营部分，用于将可比EBITDA与分部收益（亏损）进行对账；（ii）合并业绩部分和已终止经营部分，用于将可比收益和可比每股普通股收益分别与归属于普通股的净收入和每股普通股净收入进行对账；（iii）财务条件部分，用于将经营活动产生的可比资金与经营活动提供的净现金进行对账。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅我们最近季度报告中MD & A的非GAAP衡量标准部分。MD & A包含在此版本中，并构成该版本的一部分。该MD & A可在SEDAR +上www.sedarplus.ca在TC Energy的简介下找到。
关于计算债务与EBITDA时使用的非公认会计原则措施，调整后的债务定义为报告的总债务的总和，包括我们合并资产负债表上报告的应付票据、长期债务、长期债务的流动部分和初级次级票据，以及我们合并资产负债表上确认的经营租赁负债和我们合并资产负债表上报告的优先股的50%，这是由于它们的合同和财务义务的类债务性质，减去我们合并资产负债表中报告的现金和现金等价物，以及我们合并资产负债表中报告的初级次级票据的50%，这是由于它们的合同和财务义务具有类似股权的性质。调整后的可比EBITDA的计算方法是持续经营业务的可比EBITDA和已终止经营业务的可比EBITDA之和，不包括我们综合收益表中记录在工厂运营成本和其他中的经营租赁成本，并根据我们综合现金流量表中报告的股权投资和关联公司贷款的超额（收入）损失收到的分配进行调整，我们认为这更能反映TC Energy可用于偿还债务和其他长期承诺的现金流。从2025年开始，我们签订了一项次级需求循环信贷融资，以从德克萨斯州南部的合资企业借入资金，并在这一年获得了总计1.11亿美元的收益。我们认为，债务与EBITDA为投资者提供了有用的信息，因为它反映了我们偿还债务和其他长期承诺的能力。有关截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度的调整后债务和调整后可比EBITDA的调节，请参见调节部分。
本新闻稿包含构建倍数的引用，这是使用资本支出和可比EBITDA计算的非GAAP比率，其中可比EBITDA是非GAAP衡量标准。我们认为，构建倍数为投资者评估资本项目提供了一个有用的衡量标准。
这份新闻稿还提到了净资本支出，这是一项补充财务措施。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。
和解
以下是调整后债务与调整后可比EBITDA的对账1.
| 截至12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||
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（百万加元）
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2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 报告的总债务 | 60,086 | 59,366 | 63,201 | |||||||||||||||||
| 管理层调整： | ||||||||||||||||||||
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优先股的债务处理2
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1,128 | 1,250 | 1,250 | |||||||||||||||||
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次级次级票据的权益处理3
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(6,047) | (5,524) | (5,144) | |||||||||||||||||
| 现金及现金等价物 | (168) | (801) | (3,678) | |||||||||||||||||
| 经营租赁负债 | 431 | 511 | 457 | |||||||||||||||||
| 调整后债务 | 55,430 | 54,802 | 56,086 | |||||||||||||||||
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来自持续经营业务的可比EBITDA4
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10,952 | 10,049 | 9,472 | |||||||||||||||||
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来自已终止经营业务的可比EBITDA4
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— | 1,145 | 1,516 | |||||||||||||||||
| 经营租赁成本 | 112 | 117 | 105 | |||||||||||||||||
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收到的超过股权投资（收益）损失的分配
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342 | 67 | (123) | |||||||||||||||||
| 从附属公司贷款 | 111 | — | — | |||||||||||||||||
| 调整后可比EBITDA | 11,517 | 11,378 | 10,970 | |||||||||||||||||
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调整后债务/调整后可比EBITDA1
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4.8 | 4.8 | 5.1 | |||||||||||||||||
1调整后的债务和调整后的可比EBITDA是非公认会计准则衡量标准。计算依据的是管理方法。个别评级机构的计算会有所不同。
2截至2025年12月31日，23亿美元优先股的50%债务处理。
3截至2025年12月31日，121亿美元次级次级票据的50%股权处理。2025年12月31日美元计价票据折算，美元兑加元汇率1.37。
4来自持续经营业务的可比EBITDA和来自终止经营业务的可比EBITDA是非公认会计准则财务指标。有关更多信息，请参阅我们2025年年度报告中的前瞻性信息和非GAAP衡量部分。来自已终止经营业务的可比EBITDA代表Liquids Pipelines 2024年9个月的收益，而2023年全年的收益。有关更多信息，请参阅我们2024年年度报告中的终止运营部分。
媒体查询：
媒体关系
media@tCENergy.com
403.92 0.7 859或800.608.7 859
投资者&分析师查询：
投资者关系
Investor _ relations@tCENergy.com
403.92 0.79 11或800.36 1.65 22
2025年第四季度
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，否则整个新闻稿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。
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。
本新闻稿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表现。由于与我们的业务相关的假设、风险或不确定性或在本新闻稿发布之日之后发生的事件，实际事件和结果可能存在显着差异。
我们的前瞻性信息基于以下关键假设，并受到以下风险和不确定性的影响：
假设
•实现收购和资产剥离的预期影响
•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
TC Energy第四季度 新闻发布2025 | 1
•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容量付款和发电资产收入金额
•供应盆地内的生产水平
•建设和完成基本建设项目
•劳动力、设备和材料的成本、可用性和通胀压力
•商品的可获得性和市场价格
•以竞争性条件进入资本市场
•利息、税收和外汇汇率
•我们交易对手的履约和信用风险
•监管决定和法律程序的结果，包括仲裁和保险索赔
•我们有效预测和评估政府政策和法规变化的能力，包括与环境相关的变化
•我们实现有形资产价值和合同回收的能力
•我们经营业务的竞争
•意外或异常天气
•公民抗命行为
•网络安全和技术发展
•可持续发展相关风险，包括气候相关风险和能源转型对我们业务的影响
•经济和政治状况，以及北美正在进行的贸易谈判，以及全球
•全球健康危机，例如流行病和流行病，以及与之相关的影响。
您可以在我们向加拿大证券监管机构和SEC提交的报告中阅读有关这些因素和其他因素的更多信息，包括管理层对我们2025年年度报告的讨论和分析（MD & A）。
由于实际结果可能与前瞻性信息有很大差异，您不应过分依赖前瞻性信息，也不应将面向未来的信息或财务前景用于其预期目的以外的任何事情。除非法律要求，否则我们不会因新信息或未来事件而更新我们的前瞻性陈述。
了解更多信息
您可以在我们的年度信息表和其他披露文件中找到有关TC Energy的更多信息，这些文件可在SEDAR +（www.sedarplus.ca）上查阅。
2 | TC Energy第四季度新闻发布2025
2025年第四季度财务亮点
我们使用某些在GAAP下没有标准化含义的财务指标，因为我们认为它们提高了我们在报告期之间比较结果的能力，并增强了对我们经营业绩的理解。被称为非GAAP衡量标准，它们可能无法与其他公司提供的类似衡量标准进行比较。
可比EBITDA、可比收益和来自持续经营和终止经营业务的可比每股普通股收益以及经营业务产生的可比资金都属于非公认会计准则衡量标准。有关我们使用的非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的更多信息，请参阅第6页，以便与最直接可比的GAAP衡量标准进行对账。
除非另有说明，本新闻稿通篇的讨论均以持续运营为基础。
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| 收入 | ||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 4,168 | 3,577 | 15,239 | 13,771 | ||||||||||||||||||||||
|
归属于普通股的净收益（亏损）
|
980 | 971 | 3,400 | 4,594 | ||||||||||||||||||||||
|
来自持续经营
|
959 | 1,069 | 3,612 | 4,199 | ||||||||||||||||||||||
|
来自已终止经营业务1
|
21 | (98) | (212) | 395 | ||||||||||||||||||||||
|
每股普通股净收益（亏损）–基本
|
$0.94 | $0.94 | $3.27 | $4.43 | ||||||||||||||||||||||
|
来自持续经营
|
$0.92 | $1.03 | $3.47 | $4.05 | ||||||||||||||||||||||
|
来自已终止经营业务1
|
$0.02 | ($0.09) | ($0.20) | $0.38 | ||||||||||||||||||||||
|
可比EBITDA2
|
2,964 | 2,619 | 10,952 | 11,194 | ||||||||||||||||||||||
|
来自持续经营
|
2,964 | 2,619 | 10,952 | 10,049 | ||||||||||||||||||||||
|
来自已终止经营业务1
|
— | — | — | 1,145 | ||||||||||||||||||||||
|
可比收益2
|
1,018 | 1,094 | 3,654 | 4,430 | ||||||||||||||||||||||
|
来自持续经营
|
1,018 | 1,094 | 3,654 | 3,865 | ||||||||||||||||||||||
|
来自已终止经营业务1
|
— | — | — | 565 | ||||||||||||||||||||||
|
每股普通股可比收益2
|
$0.98 | $1.05 | $3.51 | $4.27 | ||||||||||||||||||||||
|
来自持续经营
|
$0.98 | $1.05 | $3.51 | $3.73 | ||||||||||||||||||||||
|
来自已终止经营业务1
|
— | — | — | $0.54 | ||||||||||||||||||||||
| 宣派股息 | ||||||||||||||||||||||||||
|
每普通股3
|
$0.85 | $0.8225 | $3.40 | $3.7025 | ||||||||||||||||||||||
|
已发行基本普通股（百万）
|
||||||||||||||||||||||||||
| –该期间的加权平均 | 1,041 | 1,038 | 1,040 | 1,038 | ||||||||||||||||||||||
| –期末已发行未偿还 | 1,041 | 1,039 | 1,041 | 1,039 | ||||||||||||||||||||||
1代表Liquids Pipeline截至2024年12月31日止年度的9个月收益。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Non-GAAP衡量标准部分。
32024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。有关更多信息，请参阅终止运营部分。
TC Energy第四季度 新闻发布2025 | 3
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
|
（百万美元）
|
2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
|
现金流1
|
||||||||||||||||||||||||||
|
经营活动提供的现金净额2
|
1,894 | 2,084 | 7,346 | 7,696 | ||||||||||||||||||||||
|
运营产生的可比资金2,3
|
2,293 | 1,665 | 7,996 | 7,890 | ||||||||||||||||||||||
|
资本支出4
|
1,643 | 2,307 | 6,337 | 7,904 | ||||||||||||||||||||||
| 出售资产收益，扣除交易成本 | — | — | — | 791 | ||||||||||||||||||||||
|
股权处置，扣除交易费用5
|
— | — | — | 419 | ||||||||||||||||||||||
1包括持续经营和终止经营。
2包括截至2024年12月31日止九个月的Liquids Pipeline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Non-GAAP衡量标准部分。
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年年度报告的合并财务报表中的附注5、分部信息、附注10、股权投资和附注11、与关联公司的贷款以及我们简明合并财务报表的分部信息。
5包含在简明综合现金流量表的融资活动部分。
4 | TC Energy第四季度新闻发布2025
合并结果
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| 加拿大天然气管道 | 564 | 506 | 2,164 | 2,016 | ||||||||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | 1,110 | 918 | 3,927 | 4,053 | ||||||||||||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | 377 | 214 | 1,186 | 929 | ||||||||||||||||||||||
| 电力和能源解决方案 | 136 | 276 | 773 | 1,102 | ||||||||||||||||||||||
| 企业 | 1 | (16) | (14) | (136) | ||||||||||||||||||||||
| 分部总收益（亏损） | 2,188 | 1,898 | 8,036 | 7,964 | ||||||||||||||||||||||
| 利息支出 | (873) | (679) | (3,407) | (3,019) | ||||||||||||||||||||||
| 建设期间使用资金备抵 | 36 | 233 | 453 | 784 | ||||||||||||||||||||||
| 汇兑收益（损失），净额 | 15 | (69) | 157 | (147) | ||||||||||||||||||||||
| 利息收入及其他 | 58 | 120 | 205 | 324 | ||||||||||||||||||||||
| 所得税前持续经营收入（亏损） | 1,424 | 1,503 | 5,444 | 5,906 | ||||||||||||||||||||||
|
持续经营的所得税（费用）回收
|
(263) | (223) | (1,138) | (922) | ||||||||||||||||||||||
| 持续经营净收入（亏损） | 1,161 | 1,280 | 4,306 | 4,984 | ||||||||||||||||||||||
|
终止经营业务净收入（亏损），税后净额1
|
21 | (98) | (212) | 395 | ||||||||||||||||||||||
| 净收入（亏损） | 1,182 | 1,182 | 4,094 | 5,379 | ||||||||||||||||||||||
|
归属于非控股权益的净（收入）亏损
|
(167) | (183) | (575) | (681) | ||||||||||||||||||||||
| 归属于控股权益的净收益（亏损） | 1,015 | 999 | 3,519 | 4,698 | ||||||||||||||||||||||
| 优先股股息 | (35) | (28) | (119) | (104) | ||||||||||||||||||||||
| 归属于普通股的净收益（亏损） | 980 | 971 | 3,400 | 4,594 | ||||||||||||||||||||||
| 每股普通股净收益（亏损）–基本 | $0.94 | $0.94 | $3.27 | $4.43 | ||||||||||||||||||||||
| 来自持续经营 | $0.92 | $1.03 | $3.47 | $4.05 | ||||||||||||||||||||||
|
来自已终止经营业务1
|
$0.02 | ($0.09) | ($0.20) | $0.38 | ||||||||||||||||||||||
1代表Liquids Pipeline截至2024年12月31日止年度的9个月收益。有关更多信息，请参阅终止运营部分。
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
|
（百万美元）
|
2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| 归属于普通股的金额 | ||||||||||||||||||||||||||
|
持续经营净收入（亏损）
|
1,161 | 1,280 | 4,306 | 4,984 | ||||||||||||||||||||||
|
归属于非控股权益的净（收入）亏损
|
(167) | (183) | (575) | (681) | ||||||||||||||||||||||
| 持续经营业务归属于控股权益的净收益（亏损） | 994 | 1,097 | 3,731 | 4,303 | ||||||||||||||||||||||
| 优先股股息 | (35) | (28) | (119) | (104) | ||||||||||||||||||||||
| 归属于普通股的持续经营净收益（亏损） | 959 | 1,069 | 3,612 | 4,199 | ||||||||||||||||||||||
|
终止经营业务净收入（亏损），税后净额1
|
21 | (98) | (212) | 395 | ||||||||||||||||||||||
| 归属于普通股的净收益（亏损） | 980 | 971 | 3,400 | 4,594 | ||||||||||||||||||||||
1代表Liquids Pipeline截至2024年12月31日止年度的9个月收益。有关更多信息，请参阅终止运营部分。
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。
TC Energy第四季度 新闻发布2025 | 5
非公认会计原则措施
本新闻稿引用了非公认会计原则措施，下表列出了这些措施。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。部分或全部这些措施也可能被投资者和我们财务报表的其他外部用户用作补充措施，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。本新闻稿通篇关于影响可比未计利息、税项、折旧及摊销前利润（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。我们的可比措施与其GAAP措施的量化对账，以及对截至2025年12月31日止三个月和年度以及比较期间所做的具体调整的讨论，可在第7页和第8页、每个业务部门部分和经营活动提供的现金部分找到。非公认会计准则下的已终止经营措施见第31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 | ||||
6 | TC Energy第四季度新闻发布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代表针对特定项目进行调整的分部收益（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年年度报告的合并财务报表中披露。运营产生的可比资金根据可比措施部分所述特定项目的现金影响进行了调整。我们认为，运营产生的资金和运营产生的可比资金是衡量我们综合运营现金流的有用指标，因为它们不包括营运资金余额的波动，这些波动不一定反映同期的基础运营，并用于提供我们业务现金产生能力的一致衡量标准。请参阅经营活动提供的现金部分，与经营提供的净现金进行对账。
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）、归属于我们简明综合收益表的非控股权益的净收益（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来自持续运营的收益，因为它是衡量我们业绩的有用指标，也是在综合基础上呈现的。请参阅第8页以及终止经营部分，了解我们的持续经营和终止经营与归属于普通股的净收入（亏损）和每股普通股的净收入（亏损）的对账。
可比收益和每股普通股可比收益-来自持续经营业务
以下具体项目在归属于普通股的持续经营净收益（亏损）中确认，不包括在持续经营可比收益中：
2025年第四季度业绩
•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。
2024年第四季度业绩
•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
•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1.43亿美元，扣除非控股权益
•税前回收300万美元，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
TC Energy第四季度 新闻发布2025 | 7
•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。
归属于普通股的净收入（亏损）与可比收益的对账-来自持续经营
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | 2025 | 2024 | 2025 |
2024
|
||||||||||||||||||||||
| 归属于普通股的持续经营净收益（亏损） | 959 | 1,069 | 3,612 | 4,199 | ||||||||||||||||||||||
| 具体项目（税前）： | ||||||||||||||||||||||||||
|
电力和能源解决方案减值费用
|
110 | 36 | 110 | 36 | ||||||||||||||||||||||
|
外汇（收益）损失，净–公司间贷款1
|
47 | (143) | 89 | (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) | 75 | (22) | ||||||||||||||||||||||
| PNGTS销售收益 | — | — | — | (572) | ||||||||||||||||||||||
|
债务清偿净收益3
|
— | (228) | — | (228) | ||||||||||||||||||||||
|
出售非核心资产收益
|
— | — | — | (48) | ||||||||||||||||||||||
| 第三方结算 | — | — | — | 34 | ||||||||||||||||||||||
|
焦点项目成本4
|
— | 9 | — | 24 | ||||||||||||||||||||||
| NGTL系统所有权转移成本 | — | — | — | 10 | ||||||||||||||||||||||
| Bruce Power未实现公允价值调整 | (4) | (2) | (30) | (8) | ||||||||||||||||||||||
|
风险管理活动5
|
(87) | 301 | (228) | 433 | ||||||||||||||||||||||
|
特定物项的税收6
|
(3) | 55 | 26 | 150 | ||||||||||||||||||||||
| 持续经营业务的可比收益 | 1,018 | 1,094 | 3,654 | 3,865 | ||||||||||||||||||||||
| 来自持续经营业务的每股普通股净收益（亏损） | $0.92 | $1.03 | $3.47 | $4.05 | ||||||||||||||||||||||
|
具体项目（税后净额）
|
0.06 | 0.02 | 0.04 | (0.32) | ||||||||||||||||||||||
| 来自持续经营业务的每股普通股可比收益 | $0.98 | $1.05 | $3.51 | $3.73 | ||||||||||||||||||||||
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。这笔准备金是对TSA持续到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年年度报告的合并财务报表中的附注27，风险管理和金融工具。
32024年10月，TCPL开始并完成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简明综合收益表的利息支出中入账。有关更多信息，请参阅我们2025年年度报告的合并财务报表中的附注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简明综合收益表的利息支出中入账。有关更多信息，请参阅我们2025年年度报告的合并财务报表中的附注19，长期债务。
42024年，我们确认了与焦点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。
8 | TC Energy第四季度新闻发布2025
|
5
|
风险管理活动 | 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | (8) | (37) | 58 | (113) | ||||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大电力 | 56 | 17 | (16) | 84 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 美国电力 | 5 | (2) | 9 | (10) | ||||||||||||||||||||||||||||
| 天然气储存库 | (8) | (20) | (35) | (57) | ||||||||||||||||||||||||||||
| 息率 | 1 | (71) | 2 | (71) | ||||||||||||||||||||||||||||
| 外汇 | 41 | (188) | 210 | (266) | ||||||||||||||||||||||||||||
| 87 | (301) | 228 | (433) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 归属于风险管理活动的所得税 | (21) | 72 | (56) | 105 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理活动未实现收益（损失）总额 | 66 | (229) | 172 | (328) | ||||||||||||||||||||||||||||
| 6 | 有关更多信息，请参阅公司部分。 | |||||||||||||||||||||||||||||||
与可比收益的可比EBITDA-来自持续经营
来自持续经营业务的可比EBITDA表示根据上一页所述具体项目调整的持续经营业务的分部收益（亏损），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。
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | 2025 | 2024 | 2025 |
2024
|
||||||||||||||||||||||
| 加拿大天然气管道 | 961 | 851 | 3,687 | 3,388 | ||||||||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | 1,388 | 1,200 | 4,906 | 4,511 | ||||||||||||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | 397 | 234 | 1,365 | 999 | ||||||||||||||||||||||
| 电力和能源解决方案 | 217 | 341 | 1,008 | 1,214 | ||||||||||||||||||||||
| 企业 | 1 | (7) | (14) | (63) | ||||||||||||||||||||||
| 来自持续经营业务的可比EBITDA | 2,964 | 2,619 | 10,952 | 10,049 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | (719) | (639) | (2,769) | (2,535) | ||||||||||||||||||||||
|
计入可比收益的利息支出
|
(874) | (836) | (3,409) | (3,176) | ||||||||||||||||||||||
| 建设期间使用资金备抵 | 36 | 233 | 453 | 784 | ||||||||||||||||||||||
| 汇兑收益（损失），计入可比收益的净额 | 29 | (44) | 96 | (85) | ||||||||||||||||||||||
|
利息收入及其他
|
58 | 120 | 205 | 324 | ||||||||||||||||||||||
| 计入可比收益的所得税（费用）回收 | (266) | (168) | (1,112) | (772) | ||||||||||||||||||||||
| 计入可比收益的归属于非控股权益的净（收入）亏损 | (175) | (163) | (643) | (620) | ||||||||||||||||||||||
| 优先股股息 | (35) | (28) | (119) | (104) | ||||||||||||||||||||||
| 持续经营业务的可比收益 | 1,018 | 1,094 | 3,654 | 3,865 | ||||||||||||||||||||||
| 来自持续经营业务的每股普通股可比收益 | $0.98 | $1.05 | $3.51 | $3.73 | ||||||||||||||||||||||
TC Energy第四季度 新闻发布2025 | 9
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，原因是自2025年4月1日起生效的更高运输费率、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导致哥伦比亚天然气公司的收益增加
•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激励收益增加
•电力和能源解决方案EBITDA下降，主要是由于主要由于4号机组主要部件更换（MCR）导致发电量减少，导致Bruce Power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根据2025-2029年收入要求结算（2025-2029年NGTL结算）和哥伦比亚天然气公司因哥伦比亚天然气公司结算而产生的NGTL系统折旧率较高。有关更多信息，请参阅美国天然气管道-我们2025年年度报告的MD & A中的重要事件部分
•利息收入和其他减少是由于保险相关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，但部分被东南门户管道于2025年第二季度完工后税收费用增加、EBITDA增加和TGNH AFUDC减少的净影响以及外汇的整体影响所抵消
•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。
10 | TC Energy第四季度新闻发布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在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第四季度 新闻发布2025 | 11
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，这些项目正在建设中或正在进行中，或准备开始许可阶段。
我们业务的三年维护资本支出包含在担保项目表中。我们受监管的加拿大和美国天然气管道的维护资本支出被添加到费率基础上，在此基础上，我们有机会通过当前或未来的通行费赚取回报并收回这些支出，这与我们在这些管道上的产能资本项目类似。
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）。
12 | TC Energy第四季度新闻发布2025
担保项目
下表中提到的估计和发生的项目成本包括与我们拥有或部分拥有并完全合并的实体内的项目相关的资本支出的100%，以及我们在股权投资中为基金项目提供的股权贡献的份额。
| 预计 在役日期 |
估计数
项目成本
|
2025年12月31日发生的项目成本 | ||||||||||||||||||
|
（十亿加元，除非另有说明）
|
||||||||||||||||||||
|
加拿大天然气管道1
|
||||||||||||||||||||
|
NGTL系统
|
2026
|
0.5 |
2
|
0.4 | ||||||||||||||||
| 2027 | 0.4 |
2
|
— | |||||||||||||||||
| 2028+ | 0.6 |
2
|
— | |||||||||||||||||
| 受监管的维护资本支出 | 2026-2028 | 2.6 | — | |||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | ||||||||||||||||||||
| Gillis Access – Extension |
2026-2027
|
美国0.4 | 美国0.1 | |||||||||||||||||
| 中心地带项目 |
2027
|
美国0.9 | 美国0.1 | |||||||||||||||||
|
Northwoods项目
|
2029
|
美国0.9 | — | |||||||||||||||||
| Pulaski和Maysville项目 |
2029
|
美国0.8 | — | |||||||||||||||||
| 东南弗吉尼亚储能项目 |
2030
|
美国0.3 | — | |||||||||||||||||
|
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 | |||||||||||||||||
| 受监管的维护资本支出 | 2026-2028 | 美国2.6 | — | |||||||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | ||||||||||||||||||||
|
Villa de Reyes –南段4
|
— | 美国0.4 | 美国0.3 | |||||||||||||||||
|
图拉5
|
— | 美国0.4 | 美国0.3 | |||||||||||||||||
| 电力和能源解决方案 | ||||||||||||||||||||
| Bruce Power – Unit 3 MCR | 2026 | 1.1 | 1.1 | |||||||||||||||||
|
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的某些大范围维护项目相关的资本支出，因为这些项目具有监管恢复的离散性质。
4我们正在与CFE合作完成Villa de Reyes管道的剩余部分。在职日期将在解决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。我们将继续评估Tula管道的开发和完成情况，并与CFE合作，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第四季度 新闻发布2025 | 13
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。其他机会包括为数据中心供电的直接和间接互连、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。
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。
14 | TC Energy第四季度新闻发布2025
加拿大天然气管道
以下是可比EBITDA和可比EBIT（我们的非GAAP衡量标准）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP衡量标准）的对账。有关我们使用的非GAAP衡量标准的更多信息，请参阅第6页。
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| NGTL系统 | 661 | 596 | 2,586 | 2,393 | ||||||||||||||||||||||
| 加拿大主线 | 245 | 211 | 817 | 787 | ||||||||||||||||||||||
|
其他加拿大管道1
|
55 | 44 | 284 | 208 | ||||||||||||||||||||||
| 可比EBITDA | 961 | 851 | 3,687 | 3,388 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | (397) | (345) | (1,523) | (1,382) | ||||||||||||||||||||||
| 可比EBIT | 564 | 506 | 2,164 | 2,006 | ||||||||||||||||||||||
| 具体项目： | ||||||||||||||||||||||||||
| 出售非核心资产收益 | — | — | — | 10 | ||||||||||||||||||||||
| 分部收益（亏损） | 564 | 506 | 2,164 | 2,016 | ||||||||||||||||||||||
1包括Foothills、Ventures LP、Great Lakes Canada的业绩以及我们与对Trans Qu é bec & Maritimes（TQM）和Coastal GasLink的投资相关的收入的比例份额，以及与我们的加拿大天然气管道相关的一般、行政和业务发展成本。
与2024年同期相比，截至2025年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。
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础
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| 净收入 | ||||||||||||||||||||||||||
| NGTL系统 | 207 | 190 | 804 | 775 | ||||||||||||||||||||||
| 加拿大主线 | 73 | 68 | 258 | 244 | ||||||||||||||||||||||
| 平均投资基数 | ||||||||||||||||||||||||||
| NGTL系统 | 19,277 | 19,334 | ||||||||||||||||||||||||
| 加拿大主线 | 3,762 | 3,697 | ||||||||||||||||||||||||
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CER批准的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约的差异与客户共享。
TC Energy第四季度 新闻发布2025 | 15
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成本和增加管道收入的激励措施。
可比EBITDA
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月，加拿大天然气管道的可比EBITDA增加了1.1亿美元，原因是流动折旧和所得税增加，以及NGTL系统和加拿大主线的激励收益增加。
折旧及摊销
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，以及在加拿大主线上投入使用的资产增加。
16 | TC Energy第四季度新闻发布2025
美国天然气管道
以下是可比EBITDA和可比EBIT（我们的非GAAP衡量标准）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP衡量标准）的对账。
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
|
哥伦比亚天然气公司1
|
503 | 424 | 1,803 | 1,600 | ||||||||||||||||||||||
| 安R | 185 | 178 | 651 | 642 | ||||||||||||||||||||||
|
哥伦比亚海湾1
|
59 | 57 | 235 | 235 | ||||||||||||||||||||||
| Great Lakes | 49 | 56 | 191 | 204 | ||||||||||||||||||||||
| GTN | 76 | 50 | 263 | 188 | ||||||||||||||||||||||
|
PNGTS1,2
|
— | — | — | 66 | ||||||||||||||||||||||
|
美国其他管道3
|
124 | 94 | 363 | 359 | ||||||||||||||||||||||
| 可比EBITDA | 996 | 859 | 3,506 | 3,294 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | (194) | (175) | (743) | (697) | ||||||||||||||||||||||
| 可比EBIT | 802 | 684 | 2,763 | 2,597 | ||||||||||||||||||||||
| 外汇影响 | 316 | 271 | 1,106 | 959 | ||||||||||||||||||||||
|
可比EBIT （港元）
|
1,118 | 955 | 3,869 | 3,556 | ||||||||||||||||||||||
| 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 | (8) | (37) | 58 | (113) | ||||||||||||||||||||||
|
分部收益（亏损）（港元）
|
1,110 | 918 | 3,927 | 4,053 | ||||||||||||||||||||||
1包括非控制性权益。有关更多信息，请参阅公司部分。
2PNGTS的出售已于2024年8月完成。
3反映了我们在矿权业务（CEVCO）、North Baja、Gillis Access、Tuscarora、Bison、Crossroads的所有权的可比EBITDA，以及我们在美国天然气营销业务Northern Border、Iroquois、Millennium和Hardy Storage的股权收入份额，以及与我们的美国天然气管道相关的一般、行政和业务发展成本。
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月，美国天然气管道分部收益增加了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。
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。
TC Energy第四季度 新闻发布2025 | 17
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，请参阅我们2025年年度报告的MD & A中的美国天然气管道-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。
折旧及摊销
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。有关更多信息，请参阅我们2025年年度报告的MD & A中的美国天然气管道-重大事件部分。
18 | TC Energy第四季度新闻发布2025
墨西哥天然气管道
以下是可比EBITDA和可比EBIT（我们的非GAAP衡量标准）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP衡量标准）的对账。
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
|
TGNH1,2
|
193 | 45 | 625 | 231 | ||||||||||||||||||||||
|
德州南部3
|
28 | 56 | 79 | 220 | ||||||||||||||||||||||
| 托波洛班波 | 37 | 38 | 154 | 156 | ||||||||||||||||||||||
| 瓜达拉哈拉 | 12 | 12 | 57 | 56 | ||||||||||||||||||||||
| Mazatl á n | 15 | 16 | 66 | 67 | ||||||||||||||||||||||
| 可比EBITDA | 285 | 167 | 981 | 730 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | (17) | (16) | (69) | (67) | ||||||||||||||||||||||
| 可比EBIT | 268 | 151 | 912 | 663 | ||||||||||||||||||||||
| 外汇影响 | 105 | 60 | 357 | 244 | ||||||||||||||||||||||
|
可比EBIT （港元）
|
373 | 211 | 1,269 | 907 | ||||||||||||||||||||||
| 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
|
4 | 3 | (83) | 22 | ||||||||||||||||||||||
|
分部收益（亏损） （港元）
|
377 | 214 | 1,186 | 929 | ||||||||||||||||||||||
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，请参阅公司部分。
3代表我们从管道建设和运营中获得的60%利息和费用的股权收入。
截至2025年12月31日止三个月，墨西哥天然气管道分部收益与2024年同期相比增加了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
墨西哥比索走强导致的比索计价负债和所得税费用增加主要与美元计价负债的外汇影响有关。
墨西哥比索走强导致的比索计价负债和所得税费用增加主要与美元计价负债的外汇影响有关。
折旧及摊销
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。
TC Energy第四季度 新闻发布2025 | 19
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，净额在简明综合损益表中。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克萨斯州南部股权收益的外汇影响：
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
|
（百万美元）
|
2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| 外汇影响前的权益收益 | 36 | 35 | 136 | 137 | ||||||||||||||||||||||
|
计入权益收益的外汇影响
|
(8) | 21 | (57) | 83 | ||||||||||||||||||||||
| 可比EBITDA-Sur de Texas | 28 | 56 | 79 | 220 | ||||||||||||||||||||||
20 | TC Energy第四季度新闻发布2025
电力和能源解决方案
以下是可比EBITDA和可比EBIT（我们的非GAAP衡量标准）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP衡量标准）的对账。
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
|
布鲁斯·鲍尔1
|
155 | 277 | 733 | 890 | ||||||||||||||||||||||
| 加拿大电力 | 36 | 54 | 181 | 273 | ||||||||||||||||||||||
|
天然气储存及其他2
|
26 | 10 | 94 | 51 | ||||||||||||||||||||||
| 可比EBITDA | 217 | 341 | 1,008 | 1,214 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | (28) | (26) | (113) | (101) | ||||||||||||||||||||||
| 可比EBIT | 189 | 315 | 895 | 1,113 | ||||||||||||||||||||||
| 具体项目： | ||||||||||||||||||||||||||
|
电力和能源解决方案减值费用
|
(110) | (36) | (110) | (36) | ||||||||||||||||||||||
| Bruce Power未实现公允价值调整 | 4 | 2 | 30 | 8 | ||||||||||||||||||||||
| 风险管理活动 | 53 | (5) | (42) | 17 | ||||||||||||||||||||||
| 分部收益（亏损） | 136 | 276 | 773 | 1,102 | ||||||||||||||||||||||
1代表我们从Bruce Power获得的股权收入份额。
2包括Fluvanna和Blue Cloud Wind Farms（Texas Wind Farms）的非控股权益，后者由A类会员权益组成。有关更多信息，请参阅公司部分。
与2024年同期相比，截至2025年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：
•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年-3600万美元）
•我们在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中所占的比例
•用于减少商品风险敞口的衍生工具公允价值变动产生的未实现损益。
与2024年同期相比，截至2025年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号机组停运以及运营成本增加，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。
折旧及摊销
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。
TC Energy第四季度 新闻发布2025 | 21
布鲁斯·鲍尔
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。
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| 列入可比EBITDA和可比EBIT的项目包括： | ||||||||||||||||||||||||||
|
收入1
|
502 | 622 | 2,112 | 2,242 | ||||||||||||||||||||||
| 营业费用 | (252) | (254) | (1,000) | (984) | ||||||||||||||||||||||
| 折旧及其他 | (95) | (91) | (379) | (368) | ||||||||||||||||||||||
|
可比EBITDA和可比息税前利润2
|
155 | 277 | 733 | 890 | ||||||||||||||||||||||
| Bruce Power –其他资讯 | ||||||||||||||||||||||||||
|
工厂可用性3,4
|
86 | % | 99 | % | 91 | % | 92 | % | ||||||||||||||||||
|
计划停运天数4
|
76 | — | 152 | 160 | ||||||||||||||||||||||
| 计划外停运天数 | — | 3 | 44 | 32 | ||||||||||||||||||||||
|
销量（GWh）5
|
4,500 | 6,057 | 19,126 | 22,209 | ||||||||||||||||||||||
|
每兆瓦时实现电价6
|
$111 | $102 | $109 | $100 | ||||||||||||||||||||||
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按实际和视同生成计算。每兆瓦时已实现电价包括已实现的订约活动损益和成本流转项目。不包括承包活动和非电力收入的未实现损益。
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年的计划维护在第二季度完成了5至8号机组。
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。
22 | TC Energy第四季度新闻发布2025
企业
以下是可比EBITDA和可比EBIT（我们的非GAAP衡量标准）与分部收益（亏损）（最直接可比的GAAP衡量标准）的对账。
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
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| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| 可比EBITDA | 1 | (7) | (14) | (63) | ||||||||||||||||||||||
|
折旧及摊销
|
— | — | — | (5) | ||||||||||||||||||||||
| 可比EBIT | 1 | (7) | (14) | (68) | ||||||||||||||||||||||
| 具体项目： | ||||||||||||||||||||||||||
| 第三方结算 | — | — | — | (34) | ||||||||||||||||||||||
| 焦点项目成本 | — | (9) | — | (24) | ||||||||||||||||||||||
| NGTL系统所有权转移成本 | — | — | — | (10) | ||||||||||||||||||||||
| 分部收益（亏损） | 1 | (16) | (14) | (136) | ||||||||||||||||||||||
与2024年同期相比，截至2025年12月31日的三个月内，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日的三个月，公司的可比EBITDA和EBIT增加了800万美元。
利息支出
|
|
三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
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| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| 长期债务和次级次级票据的利息支出 | ||||||||||||||||||||||||||
| 以加元计价 | (215) | (200) | (816) | (856) | ||||||||||||||||||||||
| 美元计价 | (434) | (440) | (1,716) | (1,855) | ||||||||||||||||||||||
| 外汇影响 | (172) | (175) | (683) | (685) | ||||||||||||||||||||||
| (821) | (815) | (3,215) | (3,396) | |||||||||||||||||||||||
| 其他利息和摊销费用 | (56) | (12) | (204) | (147) | ||||||||||||||||||||||
| 资本化利息 | 3 | (9) | 10 | 191 | ||||||||||||||||||||||
|
分配给已终止业务的利息支出
|
— | — | — | 176 | ||||||||||||||||||||||
| 计入可比收益的利息支出 | (874) | (836) | (3,409) | (3,176) | ||||||||||||||||||||||
|
具体项目：
|
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| 债务清偿净收益 | — | 228 | — | 228 | ||||||||||||||||||||||
| 风险管理活动 | 1 | (71) | 2 | (71) | ||||||||||||||||||||||
| 利息支出 | (873) | (679) | (3,407) | (3,019) | ||||||||||||||||||||||
TC Energy第四季度 新闻发布2025 | 23
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月的利息支出增加了1.94亿美元。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。
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月的可比收益中包含的利息支出增加了3800万美元，这主要是由于以下因素的净影响：
•用于管理利率风险的衍生品的已实现收益较低
•短期借款水平增加
•长期债务发行和到期。有关更多信息，请参阅我们2025年年度报告的MD & A中的公司-财务状况部分。
建设期间使用资金的津贴
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
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| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| 以加元计价 | 14 | 9 | 51 | 34 | ||||||||||||||||||||||
| 美元计价 | 16 | 159 | 284 | 546 | ||||||||||||||||||||||
| 外汇影响 | 6 | 65 | 118 | 204 | ||||||||||||||||||||||
| 建设期间使用资金备抵 | 36 | 233 | 453 | 784 | ||||||||||||||||||||||
与2024年同期相比，截至2025年12月31日的三个月，AFUDC减少了1.97亿美元。以美元计价的AFUDC减少主要是由于东南门户管道于2025年第二季度完工，以及Villa de Reyes管道南段的AFUDC于2025年第一季度暂停，原因是该项目正在进行的建设延误，等待未决利益相关者问题的解决，以及与2024年相比，美国天然气管道项目于2025年投入服务。
外汇收益（损失），净额
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| 汇兑收益（损失），计入可比收益的净额 | 29 | (44) | 96 | (85) | ||||||||||||||||||||||
| 具体项目： | ||||||||||||||||||||||||||
|
外汇收益（损失），净–公司间贷款1
|
(55) | 163 | (149) | 204 | ||||||||||||||||||||||
| 风险管理活动 | 41 | (188) | 210 | (266) | ||||||||||||||||||||||
| 汇兑收益（损失），净额 | 15 | (69) | 157 | (147) | ||||||||||||||||||||||
1包括非控制性权益。有关更多信息，请参阅归属于非控股权益的净（收入）亏损。
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月的外汇收益（亏损）净额变动8400万美元。以下具体项目已从我们计算的汇兑收益（损失）中删除，净额计入可比收益：
•TCPL与TGNH之间以比索计价的公司间贷款的未实现汇兑损益
•用于管理我们外汇风险的衍生工具公允价值变动产生的未实现损益。
24 | TC Energy第四季度新闻发布2025
截至2025年12月31日止三个月，与2024年同期相比，计入可比收益的汇兑收益（亏损）净额变化了7300万美元。这些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
•2025年的外汇损失与2024年的外汇收益相比，我们将以比索计价的净货币负债重估为美元。
利息收入和其他
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| 以加元计价 | 28 | 47 | 49 | 87 | ||||||||||||||||||||||
| 美元计价 | 22 | 51 | 112 | 172 | ||||||||||||||||||||||
| 外汇影响 | 8 | 22 | 44 | 65 | ||||||||||||||||||||||
| 利息收入及其他 | 58 | 120 | 205 | 324 | ||||||||||||||||||||||
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月的利息收入和其他减少了6200万美元，这主要是由于以下因素的净影响：
•增加保险相关拨备
•以加元和美元计价的短期投资赚取的利息减少
•其他限制性投资的公允价值变动。
所得税（费用）回收
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| 计入可比收益的所得税（费用）回收 | (266) | (168) | (1,112) | (772) | ||||||||||||||||||||||
| 具体项目： | ||||||||||||||||||||||||||
| 电力和能源解决方案减值费用 | 25 | 9 | 25 | 9 | ||||||||||||||||||||||
|
外汇收益（损失），净–公司间贷款
|
— | 10 | (13) | 10 | ||||||||||||||||||||||
|
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) | (1) | 24 | (7) | ||||||||||||||||||||||
| 递延税项余额的重估 | — | (96) | — | (96) | ||||||||||||||||||||||
| 债务清偿净收益 | — | (50) | — | (50) | ||||||||||||||||||||||
| PNGTS销售收益 | — | — | — | (116) | ||||||||||||||||||||||
| 出售非核心资产收益 | — | — | — | 15 | ||||||||||||||||||||||
| 第三方结算 | — | — | — | 8 | ||||||||||||||||||||||
| 焦点项目成本 | — | 2 | — | 6 | ||||||||||||||||||||||
| NGTL系统所有权转移成本 | — | — | — | (32) | ||||||||||||||||||||||
| Bruce Power未实现公允价值调整 | — | (1) | (7) | (2) | ||||||||||||||||||||||
| 风险管理活动 | (20) | 72 | (55) | 105 | ||||||||||||||||||||||
| 所得税（费用）回收 | (263) | (223) | (1,138) | (922) | ||||||||||||||||||||||
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月的所得税费用增加了4000万美元。整个新闻稿中提到的对特定项目的所得税影响已从我们计算的计入可比收益的所得税费用中删除。
TC Energy第四季度 新闻发布2025 | 25
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月的可比收益中包含的所得税费用增加了9800万美元，这主要是由于墨西哥外汇敞口和更高的流动所得税的影响，部分被收益的地域和业务组合的变化所抵消。
归属于非控制性权益的净（收入）损失
|
非控股权益
所有权在
2025年12月31日
|
三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||||
| 哥伦比亚天然气公司和哥伦比亚海湾公司 | 40 | % | (178) | (155) | (631) | (571) | |||||||||||||||||||||||
|
TGNH1
|
13.01 | % | (8) | (17) | (50) | (48) | |||||||||||||||||||||||
|
德州风力发电场2
|
100 | % | 11 | 9 | 38 | 29 | |||||||||||||||||||||||
|
PNGTS3
|
— | — | — | — | (30) | ||||||||||||||||||||||||
| 计入可比收益的归属于非控股权益的净（收入）亏损 | (175) | (163) | (643) | (620) | |||||||||||||||||||||||||
|
具体项目：
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 外汇（收益）损失，净–公司间贷款 | 8 | (20) | 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 | (167) | (183) | (575) | (681) | |||||||||||||||||||||||||
1在2024年第二季度，CFE成为TGNH的合作伙伴，持有TGNH 13.01%的股权。
2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。
3 PNGTS的出售已于2024年8月完成。
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月归属于非控股权益的净利润减少了1600万美元，其中包括以下特定项目，这些项目已被排除在我们计算可比收益中包含的归属于非控股权益的净（收入）亏损之外：
•应付TCPL的TGNH比索计价公司间贷款的未实现外汇损益的非控股权益部分
•与TGNH租赁净投资相关的预期信用损失准备。
截至2025年12月31日止三个月，归属于可比收益的非控股权益的净利润与2024年同期相比增加了1200万美元，这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的净影响，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。
优先股股息
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| 优先股股息 | (35) | (28) | (119) | (104) | ||||||||||||||||||||||
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月的优先股股息增加了700万美元，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年年度报告的合并财务报表中的附注24，优先股。
26 | TC Energy第四季度新闻发布2025
外汇
与美元计价业务有关的外汇
我们的某些业务以美元产生全部或大部分收益，由于我们以加元报告财务业绩，美元兑加元的价值变化直接影响我们的可比EBITDA，也可能影响可比收益。随着我们以美元计价的业务继续增长，这种风险敞口也在增加。折旧和摊销、利息费用和其他损益表细列项目中低于可比EBITDA的美元计价金额自然会抵消一部分以美元计价的可比EBITDA风险敞口。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–来自持续运营
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
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| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| 可比EBITDA | ||||||||||||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | 996 | 859 | 3,506 | 3,294 | ||||||||||||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | 285 | 167 | 981 | 730 | ||||||||||||||||||||||
| 1,281 | 1,026 | 4,487 | 4,024 | |||||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | (211) | (191) | (812) | (764) | ||||||||||||||||||||||
| 长期债务和次级次级票据的利息支出 | (434) | (440) | (1,716) | (1,855) | ||||||||||||||||||||||
| 利息收入及其他 | 22 | 51 | 112 | 172 | ||||||||||||||||||||||
| 分配给已终止业务的利息支出 | — | — | — | 125 | ||||||||||||||||||||||
| 建设期间使用资金备抵 | 16 | 159 | 284 | 546 | ||||||||||||||||||||||
| 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) | (466) | (481) | ||||||||||||||||||||||
| 547 | 480 | 1,889 | 1,767 | |||||||||||||||||||||||
|
平均汇率–美元兑加元
|
1.39 | 1.40 | 1.40 | 1.37 | ||||||||||||||||||||||
与墨西哥天然气管道有关的外汇
墨西哥比索兑美元的价值变化可能会影响我们的可比收益，因为我们墨西哥天然气管道的货币资产和负债的一部分是以比索计价的，而我们的墨西哥业务的财务业绩是以美元计价的。这些以比索计价的余额被重新估值为美元，从而产生外汇损益，计入简明综合收益表的股权投资收益（亏损）、外汇（收益）亏损、净收益和归属于非控股权益的净收益（亏损）。
此外，为墨西哥所得税目的计算的以美元计价的货币资产和负债重估的外汇损益导致这些实体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。
TC Energy第四季度 新闻发布2025 | 27
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）亏损，净额记入简明综合收益表。参考其他信息–金融风险和金融工具部分在
我们2025年年度报告的MD & A以获取更多信息。
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：
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
|
可比EBITDA-墨西哥天然气管道1
|
(12) | 30 | (80) | 115 | ||||||||||||||||||||||
|
汇兑收益（损失），计入可比收益的净额
|
36 | (21) | 140 | (53) | ||||||||||||||||||||||
| 计入可比收益的所得税（费用）回收 | (13) | 27 | (89) | 110 | ||||||||||||||||||||||
|
计入可比收益的归属于非控股权益的净（收入）亏损2
|
— | (3) | 7 | (11) | ||||||||||||||||||||||
| 11 | 33 | (22) | 161 | |||||||||||||||||||||||
1包括在简明综合收益表的股权投资收益（亏损）中记录的Sur de Texas合资企业的外汇影响。
2代表与TGNH相关的非控股权益部分。有关更多信息，请参阅公司部分。
28 | TC Energy第四季度新闻发布2025
财务状况
经营活动提供的现金1,2
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| 经营活动提供的现金净额 | 1,894 | 2,084 | 7,346 | 7,696 | ||||||||||||||||||||||
| 经营性营运资金增加（减少）额 | 252 | (512) | 503 | (199) | ||||||||||||||||||||||
| 运营产生的资金 | 2,146 | 1,572 | 7,849 | 7,497 | ||||||||||||||||||||||
| 具体项目： | ||||||||||||||||||||||||||
| 南弓定居点 | 147 | — | 147 | — | ||||||||||||||||||||||
| Liquids Pipelines业务分离成本，扣除当期所得税 | — | 85 | — | 185 | ||||||||||||||||||||||
| 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 | — | 8 | — | 21 | ||||||||||||||||||||||
| 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) | ||||||||||||||||||||||
| Keystone监管决定的当期所得税（回收）费用 | — | — | — | (3) | ||||||||||||||||||||||
| 运营产生的可比资金 | 2,293 | 1,665 | 7,996 | 7,890 | ||||||||||||||||||||||
1包括持续经营和终止经营。
2包括截至2024年12月31日止九个月的Liquids Pipeline收益。有关更多信息，请参阅终止运营部分和我们的2025年年度报告。
经营活动提供的现金净额
与2024年同期相比，截至2025年12月31日的三个月中，运营提供的现金净额减少了1.9亿美元，这主要是由于营运资金变动的时间安排，部分被运营产生的资金增加所抵消。
运营产生的可比资金
运营产生的可比资金是一种非公认会计准则衡量标准，它通过排除营运资本变化的时间影响以及我们特定项目的现金影响，帮助我们评估我们业务的现金产生能力。
与2024年同期相比，截至2025年12月31日止三个月，运营产生的可比资金增加了6.28亿美元，这主要是由于可比EBITDA增加以及我们的股权投资分配增加。
TC Energy第四季度 新闻发布2025 | 29
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一家新的上市公司South Bow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。有关更多信息，请参阅我们2025年年度报告的合并财务报表中的附注4，终止经营。
停止运营的结果1
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
|
（百万美元，每股金额除外）
|
2025 | 2024 | 2025 |
2024
|
||||||||||||||||||||||
| 已终止经营业务的分部收益（亏损） | (6) | (109) | (245) | 716 | ||||||||||||||||||||||
| 利息支出 | — | — | — | (218) | ||||||||||||||||||||||
| 利息收入及其他 | 14 | (10) | 28 | 21 | ||||||||||||||||||||||
| 所得税前已终止经营业务收入（亏损） | 8 | (119) | (217) | 519 | ||||||||||||||||||||||
| 所得税（费用）回收 | 13 | 21 | 5 | (124) | ||||||||||||||||||||||
| 终止经营业务净收入（亏损），税后净额 | 21 | (98) | (212) | 395 | ||||||||||||||||||||||
| 终止经营业务每股普通股净收入（亏损）-基本 | $0.02 | ($0.09) | ($0.20) | $0.38 | ||||||||||||||||||||||
1代表Liquids Pipeline截至2024年12月31日止年度的9个月收益。
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。
30 | TC Energy第四季度新闻发布2025
非公认会计原则措施
这份新闻稿引用了非GAAP措施，第6页对此进行了描述。这些措施没有GAAP规定的任何标准化含义，因此可能无法与其他实体提出的类似措施进行比较。
终止经营业务净收入（亏损）的对账，税后净额与终止经营业务的可比收益1
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | 2025 | 2024 | 2025 |
2024
|
||||||||||||||||||||||
| 终止经营业务净收入（亏损），税后净额 | 21 | (98) | (212) | 395 | ||||||||||||||||||||||
| 具体项目（税前）： | ||||||||||||||||||||||||||
|
南弓定居点2
|
(8) | — | 188 | — | ||||||||||||||||||||||
|
Keystone XL资产减值费用及其他
|
— | — | 29 | 21 | ||||||||||||||||||||||
| Liquids Pipelines业务分离成本 | — | 85 | — | 197 | ||||||||||||||||||||||
| 里程碑14增加的成本 | — | 37 | — | 37 | ||||||||||||||||||||||
| Keystone监管决定 | — | (3) | — | 12 | ||||||||||||||||||||||
| 风险管理活动 | — | — | — | (67) | ||||||||||||||||||||||
|
与特定项目相关的税收
|
(13) | (21) | (5) | (30) | ||||||||||||||||||||||
| 终止经营业务的可比收益 | — | — | — | 565 | ||||||||||||||||||||||
| 终止经营业务的每股普通股净收入（亏损） | $0.02 | ($0.09) | ($0.20) | $0.38 | ||||||||||||||||||||||
| 具体项目（税后净额） | (0.02) | 0.09 | 0.20 | 0.16 | ||||||||||||||||||||||
| 终止经营业务的每股普通股可比收益 | — | — | — | $0.54 | ||||||||||||||||||||||
1代表Liquids Pipeline截至2024年12月31日止年度的9个月收益。
22025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。
与可比收益的可比EBITDA-来自终止经营业务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
|
|||||||
| 来自已终止经营业务的可比EBITDA | 1,145 | |||||||
| 折旧及摊销 | (253) | |||||||
|
计入可比收益的利息支出
|
(176) | |||||||
|
计入可比收益的利息收入和其他
|
3 | |||||||
|
计入可比收益的所得税（费用）回收
|
(154) | |||||||
| 终止经营业务的可比收益 | 565 | |||||||
| 终止经营业务的每股普通股可比收益 | $0.54 | |||||||
1代表Liquids Pipeline截至2024年12月31日止年度的9个月收益。
TC Energy第四季度 新闻发布2025 | 31
简明综合收益表
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年 12月31日 |
|||||||||||||||||||||||||
| （未经审计-百万加元，每股金额除外） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| 收入 | ||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大天然气管道 | 1,481 | 1,404 | 5,785 | 5,600 | ||||||||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | 1,946 | 1,696 | 7,145 | 6,339 | ||||||||||||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | 438 | 221 | 1,450 | 870 | ||||||||||||||||||||||
| 电力和能源解决方案 | 301 | 248 | 845 | 954 | ||||||||||||||||||||||
| 企业 | 2 | 8 | 14 | 8 | ||||||||||||||||||||||
| 4,168 | 3,577 | 15,239 | 13,771 | |||||||||||||||||||||||
| 股权投资收入（亏损） | 294 | 450 | 1,274 | 1,558 | ||||||||||||||||||||||
| 运营及其他费用 | ||||||||||||||||||||||||||
| 工厂运营成本及其他 | 1,276 | 1,201 | 4,619 | 4,413 | ||||||||||||||||||||||
| 商品采购转售 | 55 | 82 | 208 | 217 | ||||||||||||||||||||||
| 物业税 | 224 | 207 | 881 | 820 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | 719 | 639 | 2,769 | 2,535 | ||||||||||||||||||||||
| 2,274 | 2,129 | 8,477 | 7,985 | |||||||||||||||||||||||
| 出售资产净收益（亏损） | — | — | — | 620 | ||||||||||||||||||||||
| 财务费用 | ||||||||||||||||||||||||||
| 利息支出 | 873 | 679 | 3,407 | 3,019 | ||||||||||||||||||||||
| 建设期间使用资金备抵 | (36) | (233) | (453) | (784) | ||||||||||||||||||||||
| 汇兑（收益）损失，净额 | (15) | 69 | (157) | 147 | ||||||||||||||||||||||
| 利息收入及其他 | (58) | (120) | (205) | (324) | ||||||||||||||||||||||
| 764 | 395 | 2,592 | 2,058 | |||||||||||||||||||||||
| 所得税前持续经营收入（亏损） | 1,424 | 1,503 | 5,444 | 5,906 | ||||||||||||||||||||||
| 持续经营所得税费用（回收） | ||||||||||||||||||||||||||
| 当前 | 143 | 176 | 367 | 495 | ||||||||||||||||||||||
| 延期 | 120 | 47 | 771 | 427 | ||||||||||||||||||||||
| 263 | 223 | 1,138 | 922 | |||||||||||||||||||||||
| 持续经营净收入（亏损） | 1,161 | 1,280 | 4,306 | 4,984 | ||||||||||||||||||||||
| 终止经营业务净收入（亏损），税后净额 | 21 | (98) | (212) | 395 | ||||||||||||||||||||||
| 净收入（亏损） | 1,182 | 1,182 | 4,094 | 5,379 | ||||||||||||||||||||||
|
归属于非控股权益的净收益（亏损）
|
167 | 183 | 575 | 681 | ||||||||||||||||||||||
| 归属于控股权益的净收益（亏损） | 1,015 | 999 | 3,519 | 4,698 | ||||||||||||||||||||||
| 优先股股息 | 35 | 28 | 119 | 104 | ||||||||||||||||||||||
| 归属于普通股的净收益（亏损） | 980 | 971 | 3,400 | 4,594 | ||||||||||||||||||||||
| 归属于普通股的金额 | ||||||||||||||||||||||||||
|
持续经营净收入（亏损）
|
1,161 | 1,280 | 4,306 | 4,984 | ||||||||||||||||||||||
| 归属于非控股权益的净收益（亏损） | 167 | 183 | 575 | 681 | ||||||||||||||||||||||
| 持续经营业务归属于控股权益的净收益（亏损） | 994 | 1,097 | 3,731 | 4,303 | ||||||||||||||||||||||
| 优先股股息 | 35 | 28 | 119 | 104 | ||||||||||||||||||||||
|
归属于普通股的持续经营净收益（亏损）
|
959 | 1,069 | 3,612 | 4,199 | ||||||||||||||||||||||
|
终止经营业务净收入（亏损），税后净额
|
21 | (98) | (212) | 395 | ||||||||||||||||||||||
| 归属于普通股的净收益（亏损） | 980 | 971 | 3,400 | 4,594 | ||||||||||||||||||||||
| 每股普通股净收入（亏损）-基本和稀释 | ||||||||||||||||||||||||||
|
持续经营
|
$0.92 | $1.03 | $3.47 | $4.05 | ||||||||||||||||||||||
|
已终止经营
|
$0.02 | ($0.09) | ($0.20) | $0.38 | ||||||||||||||||||||||
| $0.94 | $0.94 | $3.27 | $4.43 | |||||||||||||||||||||||
|
加权平均普通股数量（百万）
|
||||||||||||||||||||||||||
| 基本 | 1,041 | 1,038 | 1,040 | 1,038 | ||||||||||||||||||||||
|
摊薄
|
1,041 | 1,038 | 1,040 | 1,038 | ||||||||||||||||||||||
32 | TC Energy第四季度新闻发布2025
简明综合现金流量表
| 三个月结束 12月31日 |
结束的一年
12月31日
|
|||||||||||||||||||||||||
| （未经审计-百万加元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| 运营产生的现金 | ||||||||||||||||||||||||||
|
净收入（亏损）
|
1,182 | 1,182 | 4,094 | 5,379 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | 719 | 639 | 2,769 | 2,788 | ||||||||||||||||||||||
| 递延所得税 | 107 | 96 | 766 | 493 | ||||||||||||||||||||||
|
股权投资（收益）损失
|
(294) | (450) | (1,274) | (1,608) | ||||||||||||||||||||||
| 股权投资经营活动收到的分配款 | 525 | 332 | 1,616 | 1,675 | ||||||||||||||||||||||
| 雇员退休后福利筹资，费用净额 | — | — | 3 | 11 | ||||||||||||||||||||||
| 建设期间使用资金的权益备抵 | (29) | (153) | (320) | (512) | ||||||||||||||||||||||
| 金融工具未实现（收益）损失 | (102) | 294 | (235) | 340 | ||||||||||||||||||||||
| 预期信用损失准备 | (5) | (3) | 83 | (22) | ||||||||||||||||||||||
| 外汇（收益）损失，净–公司间贷款 | 55 | (163) | 149 | (216) | ||||||||||||||||||||||
| 出售资产净（收益）损失 | — | — | — | (620) | ||||||||||||||||||||||
|
资产减值费用及其他
|
— | — | 29 | 21 | ||||||||||||||||||||||
| 其他 | (12) | (202) | 169 | (232) | ||||||||||||||||||||||
| 经营性营运资金（增加）减少额 | (252) | 512 | (503) | 199 | ||||||||||||||||||||||
| 经营活动提供的现金净额 | 1,894 | 2,084 | 7,346 | 7,696 | ||||||||||||||||||||||
| 投资活动 | ||||||||||||||||||||||||||
| 资本支出 | (1,346) | (1,640) | (5,270) | (6,308) | ||||||||||||||||||||||
| 发展中的资本项目 | (4) | (9) | (16) | (50) | ||||||||||||||||||||||
| 对股权投资的贡献 | (293) | (3,795) | (1,051) | (4,683) | ||||||||||||||||||||||
| 股权投资的其他分配 | — | 3,147 | 5 | 3,686 | ||||||||||||||||||||||
| 出售资产所得款项，扣除交易成本 | — | — | — | 791 | ||||||||||||||||||||||
| 递延金额和其他 | — | (219) | (126) | (345) | ||||||||||||||||||||||
| 投资活动提供（使用）的现金净额 | (1,643) | (2,516) | (6,458) | (6,909) | ||||||||||||||||||||||
| 融资活动 | ||||||||||||||||||||||||||
| 已发行（已偿还）应付票据，净额 | (1,161) | (80) | 876 | 341 | ||||||||||||||||||||||
| 已发行长期债务，扣除发行成本 | 2,161 | — | 5,413 | 8,089 | ||||||||||||||||||||||
| 偿还长期债务 | (2,087) | (7,611) | (6,116) | (9,273) | ||||||||||||||||||||||
| 已发行初级次级票据，扣除发行成本 | 502 | — | 2,545 | 1,465 | ||||||||||||||||||||||
| 普通股股息 | (884) | (996) | (3,507) | (3,953) | ||||||||||||||||||||||
| 优先股股息 | (29) | (26) | (114) | (99) | ||||||||||||||||||||||
| 已发行普通股，扣除发行成本 | 17 | 67 | 104 | 88 | ||||||||||||||||||||||
| 赎回的优先股 | (250) | — | (250) | — | ||||||||||||||||||||||
| 向非控股权益分派及其他 | (515) | (86) | (929) | (755) | ||||||||||||||||||||||
| 来自非控股权益的贡献 | — | 5 | — | 21 | ||||||||||||||||||||||
|
保理安排收到的现金
|
250 | — | 351 | — | ||||||||||||||||||||||
| 从附属公司贷款 | 111 | — | 111 | — | ||||||||||||||||||||||
| 股权处置，扣除交易费用 | — | — | — | 419 | ||||||||||||||||||||||
| 转移至South Bow的现金，扣除债务清偿 | — | (244) | — | (244) | ||||||||||||||||||||||
| 金融工具结算收益（损失） | — | 27 | — | 27 | ||||||||||||||||||||||
| 筹资活动提供的现金净额（用于） | (1,885) | (8,944) | (1,516) | (3,874) | ||||||||||||||||||||||
| 外汇汇率变动对现金及现金等价物的影响 | — | 189 | (5) | 210 | ||||||||||||||||||||||
| 现金及现金等价物增加（减少）额 | (1,634) | (9,187) | (633) | (2,877) | ||||||||||||||||||||||
| 现金及现金等价物-期初 | 1,802 | 9,988 | 801 | 3,678 | ||||||||||||||||||||||
| 现金及现金等价物-期末 | 168 | 801 | 168 | 801 | ||||||||||||||||||||||
包括持续经营和终止经营。有关已终止经营业务产生的现金流量的更多信息，请参阅我们2025年年度报告的合并财务报表中的附注4，终止经营业务。
TC Energy 第四季度新闻发布2025 | 33
未经审核的简明合并资产负债表
| （未经审计-百万加元） | 2025年12月31日 | 2024年12月31日 | |||||||||||||||
| 物业、厂房及设备 | |||||||||||||||||
| 流动资产 | |||||||||||||||||
| 现金及现金等价物 | 168 | 801 | |||||||||||||||
| 应收账款 | 2,794 | 2,611 | |||||||||||||||
| 库存 | 782 | 747 | |||||||||||||||
| 其他流动资产 | 2,375 | 1,339 | |||||||||||||||
| 已终止经营业务的流动资产 | 197 | 235 | |||||||||||||||
| 6,316 | 5,733 | ||||||||||||||||
| 厂房、物业及设备 |
扣除累计折旧
分别为36951美元和35397美元
|
71,054 | 77,501 | ||||||||||||||
| 租赁投资净额 | 8,110 | 2,477 | |||||||||||||||
| 股权投资 | 11,358 | 10,636 | |||||||||||||||
| 限制投资 | 3,502 | 2,998 | |||||||||||||||
| 监管资产 | 2,913 | 2,682 | |||||||||||||||
| 商誉 | 13,016 | 13,670 | |||||||||||||||
| 其他长期资产 | 2,482 | 2,410 | |||||||||||||||
| 已终止经营业务的长期资产 | — | 136 | |||||||||||||||
| 118,751 | 118,243 | ||||||||||||||||
| 负债 | |||||||||||||||||
| 流动负债 | |||||||||||||||||
| 应付票据 | 1,200 | 387 | |||||||||||||||
| 应付账款及其他 | 5,274 | 5,297 | |||||||||||||||
| 应付股息 | 901 | 874 | |||||||||||||||
| 应计利息 | 858 | 828 | |||||||||||||||
| 长期债务的流动部分 | 1,545 | 2,955 | |||||||||||||||
| 已终止经营业务的流动负债 | 181 | 170 | |||||||||||||||
| 9,959 | 10,511 | ||||||||||||||||
| 监管负债 | 5,841 | 5,303 | |||||||||||||||
| 其他长期负债 | 1,034 | 1,051 | |||||||||||||||
| 递延所得税负债 | 7,677 | 6,884 | |||||||||||||||
| 长期负债 | 45,247 | 44,976 | |||||||||||||||
| 初级次级票据 | 12,094 | 11,048 | |||||||||||||||
| 已终止经营业务的长期负债 | — | 110 | |||||||||||||||
| 81,852 | 79,883 | ||||||||||||||||
| 股权 | |||||||||||||||||
| 普通股，无面值 | 30,218 | 30,101 | |||||||||||||||
| 已发行和未偿还： |
2025年12月31日– 10.41亿股
2024年12月31日– 10.39亿股
|
||||||||||||||||
| 优先股 | 2,255 | 2,499 | |||||||||||||||
|
留存收益（累计赤字）
|
(5,925) | (5,241) | |||||||||||||||
| 累计其他综合收益（亏损） | 747 | 233 | |||||||||||||||
| 控股权益 | 27,295 | 27,592 | |||||||||||||||
| 非控股权益 | 9,604 | 10,768 | |||||||||||||||
| 36,899 | 38,360 | ||||||||||||||||
| 118,751 | 118,243 | ||||||||||||||||
34 | TC Energy第四季度新闻发布2025
分段信息
公司的首席运营决策者是总裁兼首席执行官。首席经营决策者使用分部收益（亏损）来评估业务分部的业绩，协助进行资本投资决策并与TC Energy的竞争对手进行比较。
有关公司业务分部的资料如下：
| 三个月结束 2025年12月31日 |
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 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （未经审计-百万加元） |
企业1
|
合计
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
收入
|
1,481 | 1,946 | 438 | 301 | 2 | 4,168 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
分部间收入2
|
— | 25 | — | 2 | (27) | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 1,481 | 1,971 | 438 | 303 | (25) | 4,168 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 股权投资收益（亏损） | 15 | 84 | 34 | 161 | — | 294 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
运营成本2
|
(535) | (675) | (71) | (300) | 26 | (1,555) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | (397) | (270) | (24) | (28) | — | (719) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 分部盈利（亏损） | 564 | 1,110 | 377 | 136 | 1 | 2,188 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利息支出 | (873) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 建设期间使用资金备抵 | 36 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 汇兑收益（损失），净额 | 15 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利息收入及其他 | 58 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 所得税前持续经营收入（亏损） | 1,424 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 持续经营的所得税（费用）回收 | (263) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 持续经营净收入（亏损） | 1,161 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 终止经营业务净收入（亏损），税后净额 | 21 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净收入（亏损） | 1,182 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
归属于非控股权益的净（收入）亏损
|
(167) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 归属于控股权益的净收益（亏损） | 1,015 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 优先股股息 | (35) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 归属于普通股的净收益（亏损） | 980 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
资本支出3
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
资本支出
|
288 | 1,008 | 21 | 15 | 14 | 1,346 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
发展中的资本项目
|
— | — | — | 4 | — | 4 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
对股权投资的贡献
|
65 | — | — | 228 | — | 293 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 353 | 1,008 | 21 | 247 | 14 | 1,643 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
1包括部门间抵销。
2公司按合约费率记录分部间销售额。对于分段报告，这些交易作为提供服务的分部的分部间收入和接受服务的分部的运营成本包括在内。这些交易在合并时被消除。分部间利润在产品或服务已向第三方提供或以其他方式实现时确认。
3包括在简明综合现金流量表的投资活动中。
TC Energy 第四季度新闻发布2025 | 35
| 三个月结束 2024年12月31日 |
加拿大天然气管道
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美国天然气管道
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墨西哥天然气管道
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电力和能源解决方案 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （未经审计-百万加元） |
企业1
|
合计
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
收入
|
1,404 | 1,696 | 221 | 248 | 8 | 3,577 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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分部间收入2
|
— | 25 | — | — | (25) | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 1,404 | 1,721 | 221 | 248 | (17) | 3,577 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 股权投资收益（亏损） | 16 | 81 | 74 | 279 | — | 450 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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运营成本2
|
(569) | (639) | (58) | (225) | 1 |
3
|
(1,490) | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | (345) | (245) | (23) | (26) | — |
3
|
(639) | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 分部盈利（亏损） | 506 | 918 | 214 | 276 | (16) | 1,898 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利息支出 | (679) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 建设期间使用资金备抵 | 233 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 汇兑收益（损失），净额 | (69) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利息收入及其他 | 120 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 所得税前持续经营收入（亏损） | 1,503 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 持续经营的所得税（费用）回收 | (223) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 持续经营净收入（亏损） | 1,280 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 终止经营业务净收入（亏损），税后净额 | (98) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净收入（亏损） | 1,182 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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归属于非控股权益的净（收入）亏损
|
(183) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 归属于控股权益的净收益（亏损） | 999 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 优先股股息 | (28) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 归属于普通股的净收益（亏损） | 971 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
资本支出4
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资本支出
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399 | 774 | 428 | 27 | 12 | 1,640 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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发展中的资本项目
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— | 5 | — | 4 | — | 9 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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对股权投资的贡献5
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477 | 2 | — | 179 | — | 658 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 876 | 781 | 428 | 210 | 12 | 2,307 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
1包括部门间抵销。
2公司按合约费率记录分部间销售额。对于分段报告，这些交易作为提供服务的分部的分部间收入和接受服务的分部的运营成本包括在内。这些交易在合并时被消除。分部间利润在产品或服务已向第三方提供或以其他方式实现时确认。
3包括先前分配给液体管道部门的分摊成本和折旧。有关更多信息，请参阅我们2025年年度报告的合并财务报表中的附注4，终止经营。
4列入简明综合现金流量表的投资活动。
5对加拿大天然气管道部门股权投资的31亿美元贡献被股权投资的其他分配中的等值金额抵消，尽管它们在公司的简明综合现金流量表中按总额报告。有关更多信息，请参阅我们2025年年度报告的合并财务报表中的附注10，股权投资。
36 | TC Energy第四季度新闻发布2025
| 结束的一年 2025年12月31日 |
加拿大天然气管道
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美国天然气管道
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墨西哥天然气管道
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电力和能源解决方案 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （未经审计-百万加元） |
企业1
|
合计
|
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| 收入 | 5,785 | 7,145 | 1,450 | 845 | 14 | 15,239 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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分部间收入2
|
— | 99 | — | 52 | (151) | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 5,785 | 7,244 | 1,450 | 897 | (137) | 15,239 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 股权投资收益（亏损） | 112 | 301 | 94 | 767 | — | 1,274 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
运营成本2
|
(2,210) | (2,581) | (262) | (778) | 123 | (5,708) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | (1,523) | (1,037) | (96) | (113) | — | (2,769) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 分部盈利（亏损） | 2,164 | 3,927 | 1,186 | 773 | (14) | 8,036 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利息支出 | (3,407) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 建设期间使用资金备抵 | 453 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 汇兑收益（损失），净额 | 157 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利息收入及其他 | 205 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 所得税前持续经营收入（亏损） | 5,444 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 持续经营的所得税（费用）回收 | (1,138) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 持续经营净收入（亏损） | 4,306 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 终止经营业务净收入（亏损），税后净额 | (212) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净收入（亏损） | 4,094 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 归属于非控股权益的净（收入）亏损 | (575) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 归属于控股权益的净收益（亏损） | 3,519 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 优先股股息 | (119) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 归属于普通股的净收益（亏损） | 3,400 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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资本支出3
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
资本支出
|
1,340 | 3,316 | 522 | 61 | 31 | 5,270 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
发展中的资本项目
|
— | — | — | 16 | — | 16 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
对股权投资的贡献
|
65 | 141 | — | 845 | — | 1,051 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 1,405 | 3,457 | 522 | 922 | 31 | 6,337 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
1包括部门间抵销。
2公司按合约费率记录分部间销售额。对于分段报告，这些交易作为提供服务的分部的分部间收入和接受服务的分部的运营成本包括在内。这些交易在合并时被消除。分部间利润在产品或服务已向第三方提供或以其他方式实现时确认。
3包括在简明综合现金流量表的投资活动中。
TC Energy 第四季度新闻发布2025 | 37
| 结束的一年 2024年12月31日 |
加拿大天然气管道
|
美国天然气管道
|
墨西哥天然气管道
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电力和能源解决方案 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （未经审计-百万加元） |
企业
|
1
|
合计
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 5,600 | 6,339 | 870 | 954 | 8 | 13,771 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
分部间收入2
|
— | 99 | — | 49 | (148) | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 5,600 | 6,438 | 870 | 1,003 | (140) | 13,771 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 股权投资收益（亏损） | 34 | 341 | 283 | 900 | — | 1,558 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
运营成本2
|
(2,246) | (2,381) | (132) | (700) | 9 |
3
|
(5,450) | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | (1,382) | (955) | (92) | (101) | (5) |
3
|
(2,535) | |||||||||||||||||||||||||||||||
|
其他细分项目4
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10 | 610 | — | — | — | 620 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 分部盈利（亏损） | 2,016 | 4,053 | 929 | 1,102 | (136) | 7,964 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利息支出 | (3,019) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 建设期间使用资金备抵 | 784 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 汇兑收益（损失），净额 | (147) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利息收入及其他 | 324 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 所得税前持续经营收入（亏损） | 5,906 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 持续经营的所得税（费用）回收 | (922) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 持续经营净收入（亏损） | 4,984 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 终止经营业务净收入（亏损），税后净额 | 395 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净收入（亏损） | 5,379 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 归属于非控股权益的净（收入）亏损 | (681) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 归属于控股权益的净收益（亏损） | 4,698 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 优先股股息 | (104) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 归属于普通股的净收益（亏损） | 4,594 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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资本支出5
|
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|
资本支出
|
1,273 | 2,568 | 2,228 | 62 | 50 | 6,181 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
发展中的资本项目
|
— | 5 | — | 45 | — | 50 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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对股权投资的贡献6
|
827 | 2 | — | 717 | — | 1,546 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2,100 | 2,575 | 2,228 | 824 | 50 | 7,777 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 已终止经营 | 127 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 7,904 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
1包括部门间抵销。
2公司按合约费率记录分部间销售额。对于分段报告，这些交易作为提供服务的分部的分部间收入和接受服务的分部的运营成本包括在内。这些交易在合并时被消除。分部间利润在产品或服务已向第三方提供或以其他方式实现时确认。
3包括先前分配给液体管道部门的分摊成本和折旧。有关更多信息，请参阅我们2025年年度报告的合并财务报表中的附注4，终止经营。
4其他分部项目包括出售资产净收益（亏损）。
5包括在简明综合现金流量表的投资活动中。
6对加拿大天然气管道部门股权投资的31亿美元贡献被股权投资的其他分配中的等值金额抵消，尽管它们在公司的简明综合现金流量表中按总额报告。有关更多信息，请参阅我们2025年年度报告的合并财务报表中的附注10，股权投资。
38 | TC Energy第四季度新闻发布2025
按分部划分的总资产
| （未经审计-百万加元） | 2025年12月31日 | 2024年12月31日 | ||||||||||||
| 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 | |||||||||||||
TC Energy 第四季度新闻发布2025 | 39