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EX-13.2 3 trp-09302025xfinstmts.htm 第三季度财务报表 文件
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简明综合收益表
三个月结束
9月30日		 九个月结束
9月30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 1,478  1,395 4,304  4,196
美国天然气管道 1,637  1,503 5,199  4,643
墨西哥天然气管道 426  218 1,012  649
电力和能源解决方案 161  242 544  706
企业 2  — 12  —
  3,704  3,358 11,071  10,194
股权投资收益（亏损）
345  444 980  1,108
运营及其他费用        
工厂运营成本及其他 1,151  1,109 3,343  3,212
商品采购转售 54  47 153  135
物业税 215  207 657  613
折旧及摊销 701  628 2,050  1,896
  2,121  1,991 6,203  5,856
出售资产净收益（亏损） —  572 —  620
财务费用        
利息支出 847  777 2,534  2,340
建设期间使用资金备抵 (55) (210) (417) (551)
汇兑（收益）损失，净额 (30) 38 (142) 78
利息收入及其他 (47) (61) (147) (204)
  715  544 1,828  1,663
所得税前持续经营收入（亏损）
1,213  1,839 4,020  4,403
所得税费用（回收） 来自持续经营
       
当前 118  207 224  319
延期 127  100 651  380
  245  307 875  699
持续经营净收入（亏损）
968  1,532 3,145  3,704
终止经营业务净收入（亏损），税后净额 (204) 119 (233) 493
净收入（亏损）
764  1,651 2,912  4,197
归属于非控股权益的净收益（亏损）
127  168 408  498
归属于控股权益的净收益（亏损）
637  1,483 2,504  3,699
优先股股息 28  26 84  76
归属于普通股的净收益（亏损）
609  1,457 2,420  3,623
归属于普通股的金额
持续经营净收入（亏损）
968  1,532 3,145  3,704
归属于非控股权益的净收益（亏损） 127  168 408  498
持续经营业务归属于控股权益的净收益（亏损） 841  1,364 2,737  3,206
优先股股息 28  26 84  76
归属于普通股的持续经营净收益（亏损）
813  1,338 2,653  3,130
终止经营业务净收入（亏损），税后净额
(204) 119 (233) 493
归属于普通股的净收益（亏损）
609  1,457 2,420  3,623
每股普通股净收入（亏损）-基本和稀释
持续经营
$0.78  $1.29 $2.55  $3.02
已终止经营
($0.20) $0.11 ($0.22) $0.47
$0.58  $1.40 $2.33  $3.49
加权平均普通股数量（百万）
       
基本 1,040  1,038 1,040  1,038
摊薄
1,040  1,038 1,040  1,038
见所附简明综合财务报表附注。
TC Energy第三季度2025 | 49

简明综合全面收益表
  三个月结束
9月30日		 九个月结束
9月30日
（未经审计-百万加元） 2025 2024 2025 2024
净收入（亏损）
764  1,651 2,912  4,197
其他综合收益（亏损），扣除所得税后净额        
对外业务净投资的外币折算损益 431  (240) (659) 457
处置国外业务净投资的外币折算（收益）损失重新分类
—  (25) —  (25)
净投资套期公允价值变动 —  1 1  (11)
现金流量套期公允价值变动 24  5 (16) 33
现金流量套期保值（收益）损失重分类至净收益 (21) (6) 17  (8)
重新分类为养老金和其他退休后福利计划精算（收益）损失的净收入 —  — 1  —
股权投资的其他综合收益（亏损） (10) (8) (26) 56
424  (273) (682) 502
综合收益（亏损） 1,188  1,378 2,230  4,699
归属于非控股权益的综合收益（亏损） 362  43 56  739
归属于控股权益的综合收益（亏损） 826  1,335 2,174  3,960
优先股股息 28  26 84  76
普通股应占综合收益（亏损） 798  1,309 2,090  3,884
见所附简明综合财务报表附注。
50 | TC Energy第三季度2025

简明综合现金流量表
  三个月结束
9月30日		 九个月结束
9月30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）
764  1,651 2,912  4,197
折旧及摊销 701  713 2,050  2,149
商誉和资产减值费用及其他
—  21 —  21
递延所得税 135  165 659  397
股权投资（收益）损失
(345) (461) (980) (1,158)
股权投资经营活动收到的分配款 339  362 1,091  1,343
雇员退休后福利筹资，费用净额 1  3 3  11
出售资产净（收益）损失 —  (572) —  (620)
建设期间使用资金的权益备抵 (46) (139) (291) (359)
金融工具未实现（收益）损失 131  (78) (133) 46
预期信用损失准备 (14) 4 88  (19)
外汇（收益）损失，净–公司间贷款 (76) 29 94  (53)
其他 200  14 210  (30)
经营性营运资金（增加）减少额 130  203 (251) (313)
经营活动提供的现金净额 1,920  1,915 5,452  5,612
投资活动        
资本支出 (1,255) (1,756) (3,924) (4,668)
发展中的资本项目 (2) (8) (12) (41)
对股权投资的贡献 (249) (345) (758) (888)
股权投资的其他分配 —  509 5  539
出售资产所得款项，扣除交易成本 —  743 —  791
递延金额和其他 (87) 2 (126) (126)
投资活动提供（使用）的现金净额 (1,593) (855) (4,815) (4,393)
融资活动        
已发行（已偿还）应付票据，净额 (59) (1,137) 2,037  421
已发行长期债务，扣除发行成本 831  7,428 3,252  8,089
偿还的长期债务 (805) — (4,029) (1,662)
已发行初级次级票据，扣除发行成本 989  1,465 2,043  1,465
普通股股息 (885) (996) (2,623) (2,957)
优先股股息 (29) (26) (85) (73)
已发行普通股，扣除发行成本 37  21 87  21
股权处置，扣除交易费用 —  (7) —  419
来自非控股权益的贡献 —  11 —  16
向非控股权益分派及其他 (111) (303) (414) (669)
保理安排收到的现金（附注13）
101  — 101  —
筹资活动提供的现金净额（用于） 69  6,456 369  5,070
外汇汇率变动对现金及现金等价物的影响 (16) (36) (5) 21
现金及现金等价物增加（减少）额，包括分类为持有待售资产的现金余额 380  7,480 1,001  6,310
分类为持有待售资产的现金结余 —  34 —  —
现金及现金等价物增加（减少）额 380  7,514 1,001  6,310
现金及现金等价物-期初 1,422  2,474 801  3,678
现金及现金等价物- 期末
1,802  9,988 1,802  9,988
包括持续经营和终止经营。有关更多信息，请参阅附注3，终止运营。
见所附简明综合财务报表附注。
TC Energy第三季度2025 | 51

未经审核的简明合并资产负债表
（未经审计-百万加元） 2025年9月30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 1,802  801
应收账款 2,474  2,611
库存 837  747
其他流动资产 2,382  1,339
已终止经营业务的流动资产 283  235
  7,778  5,733
厂房、物业及设备
扣除累计折旧
分别为36551美元和35397美元
71,233  77,501
租赁投资净额 8,235  2,477
股权投资 11,149  10,636
限制投资 3,469  2,998
监管资产 2,906  2,682
商誉 13,222  13,670
其他长期资产 2,239  2,410
已终止经营业务的长期资产 3  136
  120,234  118,243
负债    
流动负债    
应付票据 2,390  387
应付账款及其他 4,887  5,297
应付股息 901  874
应计利息 831  828
长期债务的流动部分 2,870  2,955
已终止经营业务的流动负债 420  170
  12,299  10,511
监管负债 5,767  5,303
其他长期负债 950  1,051
递延所得税负债 7,540  6,884
长期负债 44,364  44,976
初级次级票据 11,738  11,048
已终止经营业务的长期负债 —  110
  82,658  79,883
股权    
普通股，无面值 30,199  30,101
已发行和未偿还：
2025年9月30日– 10.41亿股
2024年12月31日– 10.39亿股
   
优先股 2,499  2,499
累计赤字
(6,026) (5,241)
累计其他综合收益（亏损） 793  233
控股权益 27,465  27,592
非控股权益 10,111  10,768
  37,576  38,360
  120,234  118,243
承诺、或有事项和担保（注14）
可变利益实体（注15）
见所附简明综合财务报表附注。
52 | TC Energy第三季度2025

简明综合权益报表
三个月结束
9月30日		 九个月结束
9月30日
（未经审计-百万加元） 2025 2024 2025 2024
普通股
期初余额 30,158  30,002 30,101  30,002
已发行股份：
股票期权的行使 41  23 98  23
期末余额 30,199  30,025 30,199  30,025
优先股    
期初和期末余额
2,499  2,499 2,499  2,499
普通股与额外实收资本    
期初余额 —  — —  —
股票期权的行使和没收 (3) — (7) 4
股权处置，扣除交易费用 (5) — (5) (22)
将额外实收资本赤字重新分类为累计赤字
8  — 12  18
期末余额 —  — —  —
累计赤字
   
期初余额 (5,741) (2,839) (5,241) (2,997)
归属于控股权益的净收益（亏损）
637  1,483 2,504  3,699
普通股股息 (885) (996) (2,653) (2,988)
优先股股息 (29) (26) (82) (74)
分拆液体管道业务
—  — (542) —
将额外实收资本赤字重新分类为累计赤字
(8) — (12) (18)
期末余额 (6,026) (2,378) (6,026) (2,378)
累计其他综合收益（亏损）    
期初余额 604  458 233  49
归属于控股权益的其他全面收益（亏损） 189  (148) (330) 282
非控股权益的影响
—  — 348  (21)
分拆液体管道业务
—  — 542  —
期末余额 793  310 793  310
归属于控股权益的权益 27,465  30,456 27,465  30,456
归属于非控股权益的权益    
期初余额 9,860  10,374 10,768  9,455
归属于非控股权益的净收益（亏损）
127  168 408  498
归属于非控股权益的其他全面收益（亏损） 235  (125) (352) 241
股权处置 —  (104) (348) 478
来自非控股权益的贡献 —  11 —  16
向非控股权益宣派的分派 (111) (303) (365) (667)
期末余额 10,111  10,021 10,111  10,021
总股本 37,576  40,477 37,576  40,477
见所附简明综合财务报表附注。
TC Energy第三季度2025 | 53

简明综合财务报表附注
（未经审计）
1.介绍的依据
TC Energy Corporation（TC Energy或公司）的这些简明合并财务报表是由管理层根据美国公认会计原则编制的。所采用的会计政策与TC Energy截至2024年12月31日止年度的经审计年度综合财务报表中所述的一致，但附注2“会计变更”中所述的除外。此处使用但未另行定义的大写和简称术语在TC Energy的2024年年度报告中进行了识别。
这些简明综合财务报表反映了调整，管理层认为，所有这些都是正常的经常性调整，是公允反映各期间财务状况和经营业绩所必需的。这些简明合并财务报表不包括年度财务报表要求的所有披露，应与TC Energy 2024年年度报告中包含的2024年经审计合并财务报表一并阅读。某些比较数字已作调整，以反映本期的列报方式。
2024年10月1日，TC Energy完成了将其液体管道业务分拆为新的上市公司South Bow Corporation（South Bow）（分拆交易）的工作。Liquids Pipelines业务的历史业绩作为已终止经营呈列，并已被排除在所有呈列期间的持续经营和分部披露之外。除非另有说明，简明综合财务报表附注仅反映持续经营业务。在分拆之前，Liquids Pipelines业务的运营被实质性地报告为公司的Liquids Pipelines部门。有关更多信息，请参阅附注3，已终止的业务。
中期收益可能不代表公司某些部门的财政年度业绩，主要原因是：
•天然气管道部分–监管决定和协商费率案件和解的时间安排以及美国管道和营销活动短期吞吐量的季节性波动
•电力和能源解决方案–季节性天气条件对客户需求、天然气和电力的市场供应和价格的影响，以及公司对发电厂和加拿大非监管天然气储存设施和营销活动的某些投资的维护中断。
除上述因素外，收入和分部盈利还受到外汇汇率波动的影响，主要与公司以美元计价的业务和以墨西哥比索计价的风险敞口有关。
期外调整
在2025年第二季度，公司记录了期外调整，以按比例将其在累计其他综合收益（亏损）（AOCI）中记录的净投资对冲损失部分重新分类。
调整包括（i）将与2023年10月4日出售Columbia Gas和Columbia Gulf 40%股权相关的3.48亿美元净投资对冲损失重新分类为非控股权益（NCI），在简明综合权益表中分别列示为非控股权益和股权处置的影响；以及（ii）将与2024年10月1日从AOCI分拆公司液体管道业务相关的5.42亿美元净投资对冲损失重新分类为累计赤字。
公司确定，这些期外调整的影响对任何先前报告的季度或年度财务报表单独或合计均不重要，对公司的简明综合财务报表也不重要。
54 | TC Energy第三季度2025

估计和判断的使用
在编制这些简明综合财务报表时，TC Energy需作出估计和假设，这些估计和假设会影响记录资产、负债、收入和费用的金额和时间，因为这些项目的确定可能取决于未来事件。公司在作出这些估计和假设时使用了可获得的最新信息并进行了审慎的判断。管理层认为，这些简明综合财务报表已在重要性的合理限度内并在截至2024年12月31日止年度的年度经审计综合财务报表所载公司重要会计政策框架内适当编制，但附注2，会计变更中所述除外。
2025年第二季度期间，公司完成了东南门户管道，并确认了销售类租赁资产的净投资。作为这一过程的一部分，公司被要求估计资产的公允价值。公允价值计量涉及重大判断。有关更多信息，请参阅附注13，TGNH战略联盟。

TC Energy第三季度2025 | 55

2.会计变动
2025年会计政策变更
所得税
2023年12月，FASB发布了新指南，通过改进税率对账和所得税已缴信息来提高所得税披露的透明度和有用性。新指南要求各实体在费率调节中披露特定类别，并为满足某些阈值的调节项目设定具体的分类要求。此外，还要求各实体披露已缴所得税、税前持续经营收入和持续经营所得税费用的分类信息。这一新的指导意见在2025年1月1日开始的年度期间生效。该指南是前瞻性应用的，允许追溯应用。公司将在追溯基础上在截至2025年12月31日止年度的年度经审计综合财务报表中将新准则反映在所得税披露中。
未来会计变更
损益表费用分拆
2024年11月，FASB发布了新的指引，要求额外披露包含在损益表中的费用的性质。新准则要求披露在损益表正面呈现的费用标题中包含的特定类型的费用，以及关于销售费用的披露。新指引对2027年1月1日开始的年度期间和2028年1月1日开始的中期期间生效。允许提前收养。该指南是前瞻性应用的，允许追溯应用。公司目前正在评估该准则对公司财务报表的影响。
内部使用软件
2025年9月，FASB发布了内部使用软件成本核算的更新指南。更新后的指南删除了对项目开发阶段的提及，并概述了内部使用软件成本何时开始资本化的修订指南。该指南对2028年1月1日开始的年度和中期有效。允许在年度报告期开始时提前采用。该指南可以前瞻性地、追溯性地适用，也可以采用修改后的过渡方法。公司目前正在评估该准则对公司财务报表的影响。
56 | TC Energy第三季度2025

3.停止运营
分拆液体管道业务
已终止业务的介绍
于2024年10月1日分拆交易完成后，Liquids Pipelines业务作为已终止经营业务入账。该公司对已终止业务的列报包括直接归属于液体管道业务的收入和费用。
终止经营业务收入
三个月结束
9月30日		 九个月结束
9月30日
（未经审计-百万加元） 2025 2024 2025 2024
收入 —  725 —  2,217
股权投资收益（亏损） —  17 —  50
运营及其他费用
工厂运营成本及其他 210  237 210  697
商品采购转售 —  135 —  387
物业税 —  28 —  84
折旧及摊销 —  85 —  253
资产减值费用
—  21 29  21
210  506 239  1,442
终止经营业务的分部收益（亏损） (210) 236 (239) 825
财务费用
利息支出 —  101 —  218
利息收入及其他 (14) (28) (14) (31)
(14) 73 (14) 187
已终止经营业务的所得税前收入（亏损） (196) 163 (225) 638
所得税费用（回收） 8  44 8  145
终止经营业务净收入（亏损），税后净额 (204) 119 (233) 493
终止经营的资产及负债
（未经审计-百万加元） 2025年9月30日 2024年12月31日
物业、厂房及设备
流动资产
其他流动资产 283  235
283  235
其他长期资产 3  136
286  371
负债
流动负债
应付账款及其他
420  170
420  170
其他长期负债 —  110
420  280
TC Energy第三季度2025 | 57

终止经营业务产生的现金流
 
三个月结束
9月30日
九个月结束
9月30日
（未经审计-百万加元） 2025 2024 2025 2024
经营活动提供（使用）的现金净额
12  534 (41) 724
投资活动提供（使用）的现金净额
—  (81) 24  (89)
分居协议
作为2024年10月1日分拆交易的一部分，TC Energy和South Bow执行了一系列协议，包括《分立协议》，其中具体规定了TC Energy和South Bow之间资产和负债的分离，并向South Bow赔偿某些净负债和成本的86%，但须就受赔事项向South Bow承担的最高负债总计3000万美元。
2025年9月，TC Energy与South Bow就根据分立协议向South Bow提供赔偿的责任达成协议，使公司免于承担该等责任。包括确认和解在内，截至2025年9月30日止三个月的已终止经营业务净亏损（税后净额）为2.04亿美元。
2025年6月，TC Energy收到了2400万美元，与根据与South Bow的分离协议进行的某些追偿有关。此时，该公司还修订了其对未来回收的估计份额，产生了2900万美元的减值费用，该费用已计入已终止经营业务的净收入（亏损），在简明综合收益表中的税后净额。
58 | TC Energy第三季度2025

4.分段信息
三个月结束
2025年9月30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
1,478  1,637  426  161  2  3,704 
分部间收入2
—  23  —  —  (23) — 
1,478  1,660  426  161  (21) 3,704 
股权投资收益（亏损） 29  66  29  221  —  345 
运营成本2
(594) (656) (25) (163) 18  (1,420)
折旧及摊销 (380) (269) (23) (29) —  (701)
分部盈利（亏损） 533  801  407  190  (3) 1,928 
利息支出 (847)
建设期间使用资金备抵 55 
汇兑收益（损失），净额 30 
利息收入及其他 47 
所得税前持续经营收入（亏损） 1,213 
持续经营的所得税（费用）回收 (245)
持续经营净收入（亏损） 968 
终止经营业务净收入（亏损），税后净额 (204)
净收入（亏损） 764 
归属于非控股权益的净（收入）亏损
(127)
归属于控股权益的净收益（亏损）
637 
优先股股息 (28)
归属于普通股的净收益（亏损）
609 
资本支出3
资本支出
304  854  81  10  6  1,255 
发展中的资本项目
—  —  —  2  —  2 
对股权投资的贡献
—  36  —  213  —  249 
304  890  81  225  6  1,506 
1包括部门间抵销。
2公司按合约费率记录分部间销售。对于分段报告，这些交易作为提供服务的分部的分部间收入和接受服务的分部的运营成本包括在内。这些交易在合并时被消除。分部间利润在产品或服务已向第三方提供或以其他方式实现时确认。
3包括在简明综合现金流量表的投资活动中。

TC Energy第三季度2025 | 59

三个月结束
2024年9月30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
1,395 1,503 218 242 — 3,358
分部间收入2
— 24 — — (24) —
1,395 1,527 218 242 (24) 3,358
股权投资收益（亏损） 7 68 79 290 — 444
运营成本2
(557) (606) (37) (156) (7)
3
(1,363)
折旧及摊销 (350) (231) (23) (22) (2)
3
(628)
其他细分项目 — 572 — — — 572
分部盈利（亏损） 495 1,330 237 354 (33) 2,383
利息支出 (777)
建设期间使用资金备抵 210
汇兑收益（损失），净额 (38)
利息收入及其他 61
所得税前持续经营收入（亏损） 1,839
持续经营的所得税（费用）回收 (307)
持续经营净收入（亏损） 1,532
终止经营业务净收入（亏损），税后净额 119
净收入（亏损）
1,651
归属于非控股权益的净（收入）亏损
(168)
归属于控股权益的净收益（亏损）
1,483
优先股股息 (26)
归属于普通股的净收益（亏损）
1,457
资本支出4
资本支出
294 757 580 7 35 1,673
发展中的资本项目
— (1) — 9 — 8
对股权投资的贡献
173 — — 172 — 345
467 756 580 188 35 2,026
已终止经营 83
2,109
1包括部门间抵销。
2公司按合约费率记录分部间销售。对于分段报告，这些交易作为提供服务的分部的分部间收入和接受服务的分部的运营成本包括在内。这些交易在合并时被消除。分部间利润在产品或服务已向第三方提供或以其他方式实现时确认。
3包括先前分配给液体管道部门的分摊成本和折旧。
4列入简明综合现金流量表的投资活动。
60 | TC Energy第三季度2025

九个月结束
2025年9月30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 4,304  5,199  1,012  544  12  11,071 
分部间收入2
—  74  —  50  (124) — 
4,304  5,273  1,012  594  (112) 11,071 
股权投资收益（亏损） 97  217  60  606  —  980 
运营成本2
(1,675) (1,906) (191) (478) 97  (4,153)
折旧及摊销 (1,126) (767) (72) (85) —  (2,050)
分部盈利（亏损） 1,600  2,817  809  637  (15) 5,848 
利息支出 (2,534)
建设期间使用资金备抵 417 
汇兑收益（损失），净额 142 
利息收入及其他 147 
所得税前持续经营收入（亏损） 4,020 
持续经营的所得税（费用）回收 (875)
持续经营净收入（亏损） 3,145 
终止经营业务净收入（亏损），税后净额 (233)
净收入（亏损） 2,912 
归属于非控股权益的净（收入）亏损 (408)
归属于控股权益的净收益（亏损） 2,504 
优先股股息 (84)
归属于普通股的净收益（亏损）
2,420 
资本支出3
资本支出
1,052  2,308  501  46  17  3,924 
发展中的资本项目
—  —  —  12  —  12 
对股权投资的贡献
—  141  —  617  —  758 
1,052  2,449  501  675  17  4,694 
1包括部门间抵销。
2公司按合约费率记录分部间销售。对于分段报告，这些交易作为提供服务的分部的分部间收入和接受服务的分部的运营成本包括在内。这些交易在合并时被消除。分部间利润在产品或服务已向第三方提供或以其他方式实现时确认。
3包括在简明综合现金流量表的投资活动中。


TC Energy第三季度2025 | 61

九个月结束
2024年9月30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 4,196 4,643 649 706 — 10,194
分部间收入2
— 74 — 49 (123) —
4,196 4,717 649 755 (123) 10,194
股权投资收益（亏损） 18 260 209 621 — 1,108
运营成本2
(1,677) (1,742) (74) (475) 8
3
(3,960)
折旧及摊销 (1,037) (710) (69) (75) (5)
3
(1,896)
其他细分项目 10 610 — — — 620
分部盈利（亏损） 1,510 3,135 715 826 (120) 6,066
利息支出 (2,340)
建设期间使用资金备抵 551
汇兑收益（损失），净额 (78)
利息收入及其他 204
所得税前持续经营收入（亏损） 4,403
持续经营的所得税（费用）回收 (699)
持续经营净收入（亏损） 3,704
终止经营业务净收入（亏损），税后净额 493
净收入（亏损） 4,197
归属于非控股权益的净（收入）亏损 (498)
归属于控股权益的净收益（亏损） 3,699
优先股股息 (76)
归属于普通股的净收益（亏损） 3,623
资本支出4
资本支出
874 1,794 1,800 35 38 4,541
发展中的资本项目
— — — 41 — 41
对股权投资的贡献
350 — — 538 — 888
1,224 1,794 1,800 614 38 5,470
已终止经营 127
5,597
1包括部门间抵销。
2公司按合约费率记录分部间销售。对于分段报告，这些交易作为提供服务的分部的分部间收入和接受服务的分部的运营成本包括在内。这些交易在合并时被消除。分部间利润在产品或服务已向第三方提供或以其他方式实现时确认。
3包括先前分配给液体管道部门的分摊成本和折旧。
4列入简明综合现金流量表的投资活动。







62 | TC Energy第三季度2025

按分部划分的总资产
（未经审计-百万加元） 2025年9月30日 2024年12月31日
加拿大天然气管道 31,533  31,167
美国天然气管道 56,541  56,304
墨西哥天然气管道 16,323  15,995
电力和能源解决方案 10,657  10,217
企业 4,894  4,189
119,948  117,872
停止运营 286  371
  120,234  118,243
TC Energy第三季度2025 | 63

5.收入
收入分类
下表汇总了截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和九个月的总收入：
截至2025年9月30日止三个月 加拿大人
自然
气体
管道		 美国
自然
气体
管道		 墨西哥
自然
气体
管道		 动力
和
能源解决方案		 合计
（未经审计-百万加元）
与客户的合同收入
运力安排和运输
1,478  1,337  110  —  2,925 
发电
—  —  —  50  50 
天然气储存及其他1
—  261  39  104  404 
1,478  1,598  149  154  3,379 
销售型租赁收入 —  —  277  —  277 
其他收入2
—  39  —  7  46 
1,478  1,637  426  161  3,702 
企业收入3
2 
3,704 
1墨西哥天然气管道部门包括3400万美元的非租赁组件产生的收入，用于就在役TGNH管道的销售型租赁提供运营和维护服务。
2包括来自公司营销活动、金融工具的收入和2900万美元的经营租赁收入。有关更多信息，请参阅附注12，风险管理和金融工具。
3与South Bow的过渡服务协议产生的收入。
截至2024年9月30日止三个月 加拿大人
自然
气体
管道		 美国
自然
气体
管道		 墨西哥
自然
气体
管道		 动力
和
能源解决方案		 合计
（未经审计-百万加元）
与客户的合同收入
运力安排和运输
1,391 1,264 110 — 2,765
发电
— — — 49 49
天然气储存及其他1,2
4 211 31 108 354
1,395 1,475 141 157 3,168
销售型租赁收入
— — 77 — 77
其他收入3
— 28 — 85 113
1,395 1,503 218 242 3,358
1加拿大天然气管道部门包括来自一家与Coastal GasLink管道项目开发和建设相关的关联公司的400万美元费用收入，该项目由TC Energy拥有35%的股份。
2墨西哥天然气管道部门包括2400万美元的收入，这些收入来自非租赁组件，用于就在役TGNH管道的销售型租赁提供运营和维护服务。
3包括来自公司营销活动、金融工具的收入和2900万美元的经营租赁收入。有关更多信息，请参阅附注12，风险管理和金融工具。

64 | TC Energy第三季度2025

截至2025年9月30日止九个月 加拿大人
自然
气体
管道		 美国
自然
气体
管道		 墨西哥
自然
气体
管道		 动力
和
能源解决方案		 合计
（未经审计-百万加元）
与客户的合同收入
运力安排和运输
4,304  4,129  333  —  8,766 
发电
—  —  —  170  170 
天然气储存及其他1
—  854  143  304  1,301 
4,304  4,983  476  474  10,237 
销售型租赁收入 —  —  536  —  536 
其他收入2
—  216  —  70  286 
4,304  5,199  1,012  544  11,059 
企业收入3
12 
11,071 
1墨西哥天然气管道部门包括1.25亿美元的非租赁部分产生的收入，用于就在役TGNH管道的销售型租赁提供运营和维护服务。
2包括来自公司营销活动、金融工具的收入和8800万美元的经营租赁收入。有关更多信息，请参阅附注12，风险管理和金融工具。
3与South Bow的过渡服务协议产生的收入。
截至2024年9月30日止九个月 加拿大人
自然
气体
管道		 美国
自然
气体
管道		 墨西哥
自然
气体
管道		 动力
和
能源解决方案		 合计
（未经审计-百万加元）
与客户的合同收入
运力安排和运输
4,182 3,939 327 — 8,448
发电
— — — 203 203
天然气储存及其他1,2
14 637 92 296 1,039
4,196 4,576 419 499 9,690
销售型租赁收入
— — 230 — 230
其他收入3
— 67 — 207 274
4,196 4,643 649 706 10,194
1加拿大天然气管道部门包括来自一家与Coastal GasLink管道项目开发和建设相关的关联公司的1400万美元费用收入，该项目由TC Energy拥有35%的股份。
2墨西哥天然气管道部门包括7300万美元的非租赁部分产生的收入，用于就在役TGNH管道的销售型租赁提供运营和维护服务。
3包括来自公司营销活动、金融工具的收入和8800万美元的经营租赁收入。有关更多信息，请参阅附注12，风险管理和金融工具。

TC Energy第三季度2025 | 65

合同余额
（未经审计-百万加元） 2025年9月30日 2024年12月31日 简明合并资产负债表中受影响的项目
应收客户合同款 1,561  1,452 应收账款
合同资产 256  165 其他流动资产
长期合同资产
642  608 其他长期资产
合同负债1
28  30 应付账款及其他
长期合同负债 1  — 其他长期负债
1在截至2025年9月30日的九个月内，确认了2100万美元（2024 – 4200万美元）的收入，这些收入在期初计入合同负债。
合同资产和长期合同资产主要涉及公司对长期承诺容量天然气管道合同在报告日已完成但未开具发票的服务的收益权。合同资产的变化主要与当这些权利成为无条件且客户开具发票时转入应收账款有关，以及确认尚待开具发票的额外收入。合同负债和长期合同负债主要指订约服务的未实现收入。
剩余履约义务的未来收入
截至2025年9月30日，长期管道运力安排和运输以及延伸至2055年的天然气储存和其他合同的未来收入约为306亿美元，其中约35亿美元预计将在2025年剩余时间内确认。
6.所得税
有效税率
截至2025年9月30日和2024年9月30日止九个月的实际所得税率分别为22%和16%。有效所得税率的增加主要是由于墨西哥外汇敞口和更高的流动所得税的影响，部分被收入的地域和业务组合的变化所抵消。
66 | TC Energy第三季度2025

7.长期负债
发行的长期债务
截至2025年9月30日止9个月，公司发行的长期债务包括以下各项：
（未经审计-百万加元，除非另有说明）
公司 发行日期 类型 到期日 金额 息率
TransCanada PipeLines Limited
2025年2月
中期票据
2035年2月
1,000 4.58 %
ANR管道公司
2025年9月
高级无抵押票据
2031年9月
美国250 5.23 %
2025年9月
高级无抵押票据
2035年9月
美国350 5.69 %
哥伦比亚管道运营公司有限责任公司
2025年3月
高级无抵押票据
2035年2月
美国550 5.44 %
2025年3月
高级无抵押票据
2055年2月 美国450 5.96 %
2025年10月10日，Great Lakes输气有限合伙企业发行了一笔2.05亿美元、将于2028年10月到期的无抵押定期贷款，采用浮动利率计息。
长期债务偿还/退休
截至2025年9月30日止9个月，公司偿还/偿还的长期债务包括以下各项：
（未经审计-百万加元，除非另有说明）
公司 还款日期 类型 金额 息率
TransCanada PipeLines Limited
2025年7月 中期票据 750 3.30 %
ANR管道公司
2025年6月
高级无抵押票据
美国7 7.00 %
新星气体传输有限公司。
2025年5月 中期票据 87 8.90 %
哥伦比亚管道运营公司有限责任公司
2025年3月
高级无抵押票据1
美国1,000 4.50 %
TC PipeLines，LP
2025年3月
高级无抵押票据
美国350 4.38 %
TC Energ í a Mexicana，S. de R.L. de C.V。
各种 高级无抵押定期贷款 美国122 浮动
1这些票据已于2025年3月全部偿还并退休。与收购哥伦比亚管道集团 Inc.相关的未摊销公允价值调整300万美元计入简明综合收益表的利息费用。
2025年10月14日，TCPL退出了9200万美元的高级无抵押票据，利率固定为7.06%。
资本化利息
在截至2025年9月30日的三个月和九个月中，TC Energy与资本项目相关的资本化利息分别为200万美元和700万美元（2024年–分别为6600万美元和2亿美元）。

TC Energy第三季度2025 | 67

8.初级次级票据
初级次级票据发行
截至2025年9月30日止9个月，公司发行的初级次级票据包括以下内容：
（未经审计-百万加元，除非另有说明）
公司 发行日期 类型 到期日 金额 息率
TransCanada PipeLines Limited
2025年8月
初级次级票据
2056年2月
  1,000 5.20 %

2025年2月
初级次级票据
2065年6月
美国750 7.00 %
2025年8月，TCPL发行了10亿美元于2056年到期的次级次级票据，固定利率为每年5.20%，直至2031年2月15日。次级次级票据的利率将从2031年2月开始至2056年2月每五年重置一次，以当时的五年期加拿大政府收益率（在管理次级票据的文件中定义）加上2.148%的年利率，但须遵守利率重置的最低要求。次级次级票据可由TCPL选择在2030年11月15日至2031年2月15日期间的任何时间以及其后的每个利息支付和重置日期按本金额的100%加上截至赎回日期的应计和未付利息赎回。
2025年2月，TCPL发行了7.5亿美元于2065年到期的次级次级票据，固定利率为每年7.00%，直至2030年6月1日。次级次级票据的利率将从2030年6月至2065年6月，每五年重新调整为当时的五年期国债利率，这是管理次级票据的文件所定义的，加上每年2.614%。次级次级票据可由TCPL选择在2030年3月1日至2030年6月1日期间的任何时间以及其后的每个利息支付和重置日期按本金额的100%加上截至赎回日期的应计和未付利息赎回。
其后发行的初级次级票据
2025年10月，TCPL发行3.7亿美元次级次级票据，包括行使超额配股权，于2085年到期，固定利率为6.25%。次级次级票据可由TCPL选择在2030年11月1日或之后的任何时间按本金的100%加上截至赎回日期的应计未付利息赎回。
根据于2025年发行的每份次级次级票据的条款，TCPL可选择在不引起违约事件和不允许加速支付的情况下，将利息延期支付一个或多个期限，最长可达十年。在任何递延期间，TC Energy和TCPL将被禁止宣布或支付股息。次级次级票据在受偿权上从属于TCPL现有和未来的优先债务和其他义务。
初级次级票据已偿还/已退休
2025年5月，TCPL行使选择权，全额偿还并退还到期日为2075年的7.5亿美元次级次级票据，利息为TransCanada Trust（信托）的5.88%。相关的未摊销债务发行成本1100万美元计入简明综合收益表的利息支出。偿还的所有收益由信托根据条款于2025年5月用于支付本金总额为7.5亿美元的未偿信托票据-2015-A系列的赎回价格。
68 | TC Energy第三季度2025

9.普通股和优先股
TC Energy董事会宣布季度股息如下：
  三个月结束
9月30日		 九个月结束
9月30日
（未经审计-加元，四舍五入到小数点后两位） 2025 2024 2025 2024
每普通股
0.85 
1
0.96 2.55 
1
2.88
每系列1优先股 0.31  0.22 0.93  0.65
每系列2优先股 0.28  0.42 0.91  1.28
每系列3优先股 0.26  0.11 0.47  0.32
每系列4优先股 0.24  0.38 0.79  1.16
每系列5优先股 0.12  0.12 0.37  0.37
每系列6优先股 0.27  0.39 0.82  1.20
每系列7优先股 0.37  0.37 1.12  0.99
每系列9优先股 0.32  0.24 0.95  0.71
每系列10优先股 0.32  — 0.97  —
每系列11优先股 0.21  0.21 0.42  0.42
1该金额代表TC Energy在分拆交易后宣布的股息。
2025年6月30日，104,778股系列3优先股在一对一的基础上转换为系列4优先股，1,822，829股系列4优先股在一对一的基础上转换为系列3优先股。
10.其他综合收入（损失）和累计其他综合收入（损失）
其他全面收益（亏损）的组成部分，包括归属于非控股权益的部分及相关的税务影响，情况如下：
截至2025年9月30日止三个月 税前金额 所得税（费用）回收 税后净额
（未经审计-百万加元）
对外业务净投资的外币折算损益 420  11  431 
现金流量套期公允价值变动 28  (4) 24 
现金流量套期保值（收益）损失重分类至净收益 (24) 3  (21)
股权投资的其他综合收益（亏损） (13) 3  (10)
其他综合收益（亏损） 411  13  424 
TC Energy第三季度2025 | 69

截至2024年9月30日止三个月 税前金额 所得税（费用）回收 税后净额
（未经审计-百万加元）
对外业务净投资的外币折算损益
(237) (3) (240)
处置国外业务净投资的外币折算（收益）损失重新分类
(25) — (25)
净投资套期公允价值变动
1 — 1
现金流量套期公允价值变动
7 (2) 5
现金流量套期保值（收益）损失重分类至净收益 (8) 2 (6)
股权投资的其他综合收益（亏损） (10) 2 (8)
其他综合收益（亏损） (272) (1) (273)
截至2025年9月30日止九个月 税前金额 所得税（费用）回收 税后净额
（未经审计-百万加元）
对外业务净投资的外币折算损益 (657) (2) (659)
净投资套期公允价值变动 1  —  1 
现金流量套期公允价值变动 (24) 8  (16)
现金流量套期保值（收益）损失重分类至净收益 25  (8) 17 
重新分类为养老金和其他退休后福利计划精算（收益）损失的净收入 1  —  1 
股权投资的其他综合收益（亏损） (33) 7  (26)
其他综合收益（亏损） (687) 5  (682)
截至2024年9月30日止九个月 税前金额 所得税（费用）回收 税后净额
（未经审计-百万加元）
对外业务净投资的外币折算损益 455 2 457
处置国外业务净投资的外币折算（收益）损失重新分类
(25) — (25)
净投资套期公允价值变动 (14) 3 (11)
现金流量套期公允价值变动 43 (10) 33
现金流量套期保值（收益）损失重分类至净收益 (10) 2 (8)
股权投资的其他综合收益（亏损） 74 (18) 56
其他综合收益（亏损） 523 (21) 502

70 | TC Energy第三季度2025

按构成部分分列的AOCI税后净额变动情况如下：
截至2025年9月30日止三个月 货币
翻译调整		 现金流量套期 养老金和其他退休后福利计划调整 股权投资 合计
（未经审计-百万加元）
2025年7月1日AOCI余额 (14) (18) 23  613  604 
重分类前其他综合收益（亏损）1
196  24  —  (10) 210 
从阿拉伯石油国际组织改叙的数额 —  (21) —  —  (21)
本期净其他综合收益（亏损） 196  3  —  (10) 189 
2025年9月30日AOCI余额 182  (15) 23  603  793 
1货币换算调整重新分类前的其他综合收益（亏损）扣除非控股权益收益2.35亿美元（2024年–亏损1.25亿美元）。
截至2025年9月30日止九个月 货币
翻译调整		 现金流量套期 养老金和其他退休后福利计划调整 股权投资 合计
（未经审计-百万加元）
2025年1月1日AOCI余额 (402) (16) 22  629  233 
重分类前其他综合收益（亏损）1
(306) (16) —  (24) (346)
从阿拉伯石油国际组织改叙的数额2
—  17  1  (2) 16 
本期净其他综合收益（亏损） (306) 1  1  (26) (330)
非控股权益的影响3
348  —  —  —  348 
分拆液体管道业务4
542  —  —  —  542 
2025年9月30日AOCI余额 182  (15) 23  603  793 
1货币换算调整重新分类前的其他综合收益（亏损）扣除非控股权益损失3.52亿美元（2024年–收益2.41亿美元）。
2截至2025年9月30日，在AOCI中报告并预计将在未来12个月内重新分类为净收入的与现金流对冲相关的收益估计为500万美元（税后400万美元）。这些估计假设商品价格、利率和外汇汇率随时间变化不变；但是，重新分类的金额将根据结算之日这些因素的实际值而有所不同。
3 AOCI调整归因于哥伦比亚天然气和哥伦比亚海湾于2023年10月4日出售时的40%非控股股权。有关更多信息，请参阅附注1，列报基础。
4归属于2024年10月1日分拆交易的AOCI调整。有关更多信息，请参阅附注1，列报基础。

TC Energy第三季度2025 | 71

有关从AOCI重新分类至简明综合收益表的详情如下：
三个月结束
9月30日		 九个月结束
9月30日
简明综合收益表中受影响的项目1
（未经审计-百万加元） 2025 2024 2025 2024
现金流量套期  
大宗商品 2  11 17  19 收入（电力和能源解决方案）
外汇 25  — (33) —
利息支出和汇兑收益（损失），净额
息率 (3) (3) (9) (9) 利息支出
24  8 (25) 10 税前合计
(3) (2) 8  (2) 所得税（费用）回收
  21  6 (17) 8 税后净额
养老金和其他退休后福利计划    
精算收益（损失）摊销 —  — (1) —
工厂运营成本及其他2
  —  — —  — 所得税（费用）回收
  —  — (1) — 税后净额
股权投资  
股权收益（亏损） —  5 2  15
股权投资收益（亏损）
  —  (1) —  (3) 所得税（费用）回收
  —  4 2  12 税后净额
货币换算调整
处置国外业务的外币折算收益
—  15 —  15 出售资产净收益（亏损）
—  — —  — 所得税（费用）回收
—  15 —  15 税后净额
1括号内的所有金额均表示简明综合损益表的开支。
2这些AOCI组成部分包括在净效益成本（回收）的计算中。有关更多信息，请参阅附注11，雇员退休后福利。
11.员工退休后福利
公司养老金福利计划及其他退休后福利计划确认的净福利成本（回收）构成如下：
  截至9月30日止三个月 截至9月30日止九个月
  养老金福利计划 其他
退休后福利计划		 养老金福利计划 其他
退休后福利计划
（未经审计-百万加元） 2025 2024 2025 2024 2025 2024 2025 2024
服务成本1
25  26 —  — 75  80 1  1
净效益成本（回收）的其他构成部分1
利息成本
41  39 4  4 122  116 11  11
计划资产预期收益率
(62) (59) (4) (4) (187) (180) (12) (11)
过往服务成本摊销 —  — —  — —  — (1) —
监管资产摊销
—  — —  — —  — —  (1)
(21) (20) —  — (65) (64) (2) (1)
净效益成本（回收） 4  6 —  — 10  16 (1) —
1服务成本和净效益成本（回收）的其他组成部分在简明综合收益表中计入工厂运营成本和其他。
72 | TC Energy第三季度2025

12.风险管理和金融工具
风险管理概览
TC Energy面临市场风险和交易对手信用风险，并制定了战略、政策和限额来管理这些风险对其收益、现金流以及最终对股东价值的影响。
交易对手信用风险
TC Energy面临的交易对手信用风险包括其现金及现金等价物、应收账款、可供出售资产、衍生资产的公允价值、租赁投资净额以及在墨西哥的某些合同资产。
导致全球能源需求和供应中断的市场事件可能会加剧经济不确定性，从而影响到TC Energy的一些客户。在公司大部分信用敞口面向信用良好的大型主体的同时，TC Energy与遇到较大资金压力的交易对手保持密切监控和沟通。关于公司交易对手信用风险敞口缓释的因素，更多信息请参见TC Energy 2024年年度报告。
公司在初始确认时使用该金融资产存续期内的预期损失并在该金融资产的整个存续期内对以摊余成本列账的金融资产进行减值审查。TC Energy使用历史信用损失和恢复数据，并根据管理层对当前经济和信用状况的判断进行调整，以及合理和可支持的预测来确定任何减值，这些减值在工厂运营成本和其他中确认。
截至2025年9月30日止三个月和九个月，公司就与在役TGNH管道相关的租赁净投资的税前预期信用损失（ECL）拨备分别录得1400万美元的回收和9000万美元的费用（2024年–费用分别为300万美元和1800万美元的回收）。2025年第二季度，公司完成了东南门户管道。有关更多信息，请参阅附注13，TGNH战略联盟。
截至2025年9月30日，与在役TGNH管道相关的租赁净投资相关的ECL拨备余额为1.49亿美元（2024年12月31日– 5900万美元）。
ECL拨备主要是由交易对手的违约概率度量驱动的，该度量是使用外部第三方公布的信息计算得出的。
除上述已计提的ECL外，公司于2025年9月30日无重大信用损失，不存在重大信用风险集中或金额逾期或减值的情况。
TC Energy对持有现金存款并提供承诺授信额度和信用证的金融机构具有重大信用和业绩风险敞口，这有助于管理公司对交易对手的风险敞口并在商品、外汇和利率衍生品市场提供流动性。TC Energy的金融板块敞口投资组合主要由高评级的投资级、系统重要性金融机构组成。
TC Energy第三季度2025 | 73

对外业务净投资
公司酌情以美元计价债务和交叉货币利率掉期对冲部分海外业务净投资（税后基础）。
指定为净投资对冲的衍生工具的公允价值和名义金额如下：
  2025年9月30日 2024年12月31日
（未经审计-百万加元，除非另有说明）
公允价值1,2
名义金额
公允价值1,2
名义金额
美元交叉货币利率互换3
—  — (11) 美国100
1公允价值等于账面价值。
2没有任何金额被排除在对冲有效性的评估之外。
3净收入（亏损）包括截至2025年9月30日止三个月没有实现收益或亏损（2024年-净实现收益低于100万美元），以及截至2025年9月30日和2024年9月的九个月与交叉货币掉期结算的利息部分相关的净实现收益低于100万美元，这些收益在简明综合损益表的利息费用中列报。
指定为净投资对冲的美元计价债务的名义金额和公允价值如下：
（未经审计-百万加元，除非另有说明） 2025年9月30日 2024年12月31日
名义金额 25,300（美国18,200） 2.6万（1.8万美元）
公允价值 25,500（18,300美元） 25,700（17,800美元）
非衍生金融工具
非衍生金融工具公允价值
可供出售资产按公允价值入账，该公允价值除按公允价值层级I级分类的公司LMCI权益证券外，采用可用的市场报价计算。现金及现金等价物、应收账款、其他流动资产、租赁净投资、受限投资、其他长期资产、应付票据、应付账款及其他、应付股利、应计利息和其他长期负债中包含的某些其他非衍生金融工具，由于项目性质或到期时间较短，其账面价值与其公允价值相近。
信用风险在计算非衍生金融工具的公允价值时已被考虑在内。
非衍生金融工具的资产负债表列报
下表详细列出了非衍生金融工具的公允价值，不包括那些账面金额接近公允价值并将被归类为公允价值等级II级的金融工具：
  2025年9月30日 2024年12月31日
（未经审计-百万加元）
携带
金额
公平
价值
携带
金额
公平
价值
长期债务，包括流动部分1,2
(47,234) (48,295) (47,931) (48,318)
初级次级票据 (11,738) (11,748) (11,048) (10,824)
  (58,972) (60,043) (58,979) (59,142)
1长期债务按摊余成本入账，但30亿美元（2024年12月31日– 28亿美元）归为对冲风险并按公允价值入账除外。
2截至2025年9月30日止三个月和九个月的净收入（亏损）包括与利率掉期公允价值套期关系相关的对冲利率风险导致的公允价值调整的未实现亏损分别为1000万美元和1.4亿美元（2024年–未实现亏损分别为2.22亿美元和9500万美元）。
74 | TC Energy第三季度2025

以下表格汇总了有关公司被归类为可供出售资产和公允价值易于确定的权益证券的限制性投资的额外信息：
  2025年9月30日 2024年12月31日
（未经审计-百万加元） LMCI限制投资
其他受限制投资1
LMCI限制投资
其他受限制投资1
固定收益证券的公允价值2,3
1年内成熟 —  82  — 33
1-5年内成熟 35  250  3 256
5-10年内成熟 1,796  4  1,578 —
10年后成熟 —  15  — —
股本证券的公允价值2,4
1,258  89  1,070 64
  3,089  440  2,651 353
1其他受限投资已拨出资金保险索赔损失将由公司全资自保子公司支付，并且在2025年还拨出资金用于支付某些在职员工医疗福利。
2可供出售资产和公允价值易于确定的权益证券以公允价值入账，并计入公司简明综合资产负债表的其他流动资产和受限投资。
3归类于公允价值等级II级。
4归类于公允价值等级I级。
2025年9月30日 2024年9月30日
（未经审计-百万加元）
LMCI限制投资1
其他受限制投资2
LMCI限制投资1
其他受限制投资2
本期未实现净收益（亏损）
三个月结束 119  (14) 107 7
九个月结束 192  (6) 217 12
本期已实现净收益（亏损）3
三个月结束 13  21  13 1
九个月结束 1  21  (1) 2
1LMCI受限投资公允价值变动产生的未实现和已实现收益（损失）影响后续通过通行费收取的金额，以支付未来的管道废弃成本。因此，公司将这些收益和损失记录为监管负债或监管资产。
2其他受限制投资的未实现及已实现收益（亏损）计入简明综合收益表的利息收入及其他。
3出售LMCI限制性投资的已实现收益（损失）采用平均成本基础确定。
衍生工具
衍生工具公允价值
外汇和利率衍生工具的公允价值采用了采用期末市场利率的收益法，并应用了现金流折现估值模型进行了计算。商品衍生工具的公允价值已使用可用的市场报价计算。在没有市场报价的情况下，采用了第三方经纪商报价或其他估值技术。期权的公允价值采用Black-Scholes定价模型进行了计算。计算衍生工具公允价值时已考虑信用风险。衍生工具的未实现损益不一定代表结算时将实现的金额。
在某些情况下，尽管衍生工具被认为是有效的经济套期，但它们不符合套期会计处理的特定标准或未被指定为套期，而是以公允价值入账，公允价值变动计入变动期间的净收益。这可能会使公司面临报告收益的可变性增加，因为衍生工具的公允价值可能会在不同时期出现显着波动。
TC Energy第三季度2025 | 75

加拿大天然气监管管道敞口的衍生品损益确认通过监管程序确定。作为费率监管会计的一部分入账的衍生工具的公允价值变动产生的损益，包括符合套期会计处理条件的衍生工具，预计将通过公司收取的通行费予以退还或收回。因此，这些收益和损失被递延为监管负债或监管资产，并在衍生工具结算时在随后几年退还给差饷支付方或向其收取。
衍生工具的资产负债表列报
衍生工具公允价值的资产负债表分类如下：
于2025年9月30日 现金流量套期 公允价值套期 为交易而持有
公允价值合计
衍生工具1
（未经审计-百万加元）
其他流动资产    
大宗商品2
13  —  330  343 
外汇 7  —  38  45 
息率 —  2  —  2 
20  2  368  390 
其他长期资产
大宗商品2
3  —  80  83 
外汇 —  —  6  6 
息率 —  37  —  37 
3  37  86  126 
衍生资产总额 23  39  454  516 
应付账款及其他
大宗商品2
(2) —  (332) (334)
外汇 —  —  (49) (49)
息率 —  (10) —  (10)
(2) (10) (381) (393)
其他长期负债
大宗商品2
(2) —  (58) (60)
外汇 (39) —  (9) (48)
息率 —  (28) —  (28)
(41) (28) (67) (136)
衍生负债总额 (43) (38) (448) (529)
衍生品总额 (20) 1  6  (13)
1公允价值等于账面价值。
2包括电力和天然气的购买和销售。
76 | TC Energy第三季度2025

截至2024年12月31日 现金流
对冲		 公允价值套期 净
投资对冲		 持有
交易
衍生工具公允价值合计1
（未经审计-百万加元）
其他流动资产
大宗商品2
18 — — 287 305
外汇 — — — 42 42
18 — — 329 347
其他长期资产
大宗商品2
9 — — 104 113
外汇 — — — 9 9
9 — — 113 122
衍生资产总额 27 — — 442 469
应付账款及其他
大宗商品2
(1) — — (291) (292)
外汇 — — (11) (183) (194)
息率 — (21) — — (21)
(1) (21) (11) (474) (507)
其他长期负债
大宗商品2
(1) — — (46) (47)
外汇 — — — (44) (44)
息率 — (118) — — (118)
(1) (118) — (90) (209)
衍生负债总额 (2) (139) (11) (564) (716)
衍生品总额 25 (139) (11) (122) (247)
1公允价值等于账面价值。
2包括电力和天然气的购买和销售。
大部分为交易而持有的衍生工具均为风险管理目的而订立，且均受公司风险管理策略、政策及限额所规限。其中包括未被指定为套期或不符合套期会计处理条件但作为经济套期而订立的衍生工具，以管理公司的市场风险敞口。
公允价值套期关系中的非衍生工具
下表详细列出在简明综合资产负债表中记录的与计入被套期负债账面值的公允价值套期累计调整相关的金额：
账面金额
公允价值套期保值调整1
（未经审计-百万加元） 2025年9月30日 2024年12月31日 2025年9月30日 2024年12月31日
长期负债 (4,151) (3,935) (41) 98
1在2025年9月30日和2024年12月31日，这些余额中包含的已终止对冲关系的调整分别为4,000万美元和4,100万美元的负债。
TC Energy第三季度2025 | 77

概念和到期摘要
境外经营净投资中与公司衍生工具相关的不含套期保值的到期未偿还名义金额或数量如下：
于2025年9月30日 动力 天然气 外汇 息率
（未经审计）
净销售（购买）1
10,334  45  —  — 
百万美元 —  —  6,537  2,950 
百万墨西哥比索 —  —  16,250  — 
到期日
2025-2044
2025-2032
2025-2030
2030-2034
1电力和天然气衍生品的交易量分别以GWh和BCF为单位。
截至2024年12月31日 动力
天然气
外汇 息率
（未经审计）
净销售（购买）1
10,192 53 — —
百万美元 — — 5,648 2,800
百万墨西哥比索 — — 16,750 —
到期日
2025-2044
2025-2031
2025-2027
2030-2034
1电力和天然气衍生品的交易量分别以GWh和BCF为单位。
衍生工具未实现和已实现收益（亏损）
以下摘要不包括对国外业务净投资的对冲：
三个月结束
9月30日		 九个月结束
9月30日
（未经审计-百万加元） 2025 2024 2025 2024
为交易而持有的衍生工具1
本期未实现收益（亏损）
大宗商品2
(63) 21 (36) (36)
外汇 (68) 24 169  (78)
本期已实现收益（亏损）
大宗商品 20  40 (18) 111
外汇 39  (58) 111  (105)
息率
1  — 6  —
套期保值关系中的衍生工具
本期已实现收益（亏损）
大宗商品 3  6 17  24
外汇 2  — 6  —
息率 (8) (14) (24) (41)
1用于购买和出售商品的持有供交易衍生工具的已实现和未实现收益（损失）按净额计入收入。为交易而持有的外汇和利率衍生工具的已实现和未实现收益（损失）分别按净额计入简明综合收益表的外汇（收益）损失、净额和利息费用。
2在截至2025年9月30日的三个月和九个月中，分别低于100万美元和100万美元的未实现收益被重新分类为与终止现金流对冲相关的AOCI净收入（亏损）（2024年-未实现收益400万美元）。
78 | TC Energy第三季度2025

现金流量套期关系中的衍生工具
包括归属于非控股权益部分在内的除税前现金流量套期关系衍生工具公允价值变动相关的OCI（附注10）构成部分如下：
三个月结束
9月30日		 九个月结束
9月30日
（未经审计-百万加元，税前）
2025 2024 2025 2024
在OCI中确认的衍生工具的公允价值收益（损失）1
大宗商品 3  7 4  43
外汇 25  — (28) —
28  7 (24) 43
1没有任何金额被排除在对冲有效性的评估之外。
公允价值与现金流量套期关系的影响
下表详细列出在简明综合收益表中列报的金额，其中记录了公允价值或现金流量套期关系的影响：
三个月结束
9月30日		 九个月结束
9月30日
（未经审计-百万加元） 2025 2024 2025 2024
公允价值对冲
利率合约1
对冲项目 (44) (44) (133) (114)
指定为套期保值工具的衍生工具 (8) (14) (24) (41)
现金流对冲
衍生工具收益（损失）从AOCI重新分类为净收入（损失）2,3
大宗商品4
2  11 17  19
外汇5
25  — (33) —
息率1
(3) (3) (9) (9)
1于简明综合收益表的利息开支内呈列。
2现金流量套期关系中与衍生工具相关的其他综合收益（损失）部分详见附注10，其他综合收益（损失）和累计其他综合收益（损失）。
3没有在收益中确认的金额被排除在有效性测试之外。
4在简明综合收益表的收入（电力和能源解决方案）中列报。在截至2025年9月30日的三个月和九个月中，分别低于100万美元和100万美元的未实现收益被重新分类为与终止现金流对冲相关的AOCI净收入（亏损）（2024年-未实现收益400万美元）。
5列报于简明综合损益表的利息开支及汇兑（收益）亏损净额内。
TC Energy第三季度2025 | 79

衍生工具抵销
公司订立衍生合约，在正常业务过程中以及在发生违约时均有权抵销。TC Energy并无净额结算主协议；然而，订立的类似合同均载有抵消权。公司已选择在简明综合资产负债表中列报具有毛额抵销权的衍生工具的公允价值。下表显示了如果公司选择按净额列报这些合同，对衍生工具资产和负债公允价值列报的影响：
于2025年9月30日 衍生工具毛额
可用金额
用于抵消1
净额
（未经审计-百万加元）
衍生工具资产      
大宗商品 426  (323) 103 
外汇 51  (48) 3 
息率 39  (6) 33 
516  (377) 139 
衍生工具负债      
大宗商品 (394) 323  (71)
外汇 (97) 48  (49)
息率 (38) 6  (32)
(529) 377  (152)
1可用于抵销的金额不包括质押或收到的现金抵押品。
截至2024年12月31日 衍生工具毛额
可用金额
用于抵消1
净额
（未经审计-百万加元）
衍生工具资产      
大宗商品 418 (290) 128
外汇 51 (49) 2
469 (339) 130
衍生工具负债      
大宗商品 (339) 290 (49)
外汇 (238) 49 (189)
息率 (139) — (139)
(716) 339 (377)
1可用于抵销的金额不包括质押或收到的现金抵押品。
关于上述衍生工具，公司于2025年9月30日（2024年12月31日–分别为1.33亿美元和5900万美元）向交易对手提供了1.26亿美元的现金抵押和8900万美元的信用证。截至2025年9月30日，公司持有资产敞口交易对手提供的低于100万美元的现金抵押品和7700万美元的信用证（2024年12月31日–分别低于100万美元和7500万美元）。
80 | TC Energy第三季度2025

衍生工具的信用风险相关或有特征
为管理市场风险而订立的衍生合约通常包含允许合约当事人管理信用风险的财务保证条款。如果发生与信用风险相关的或有事件，例如公司信用评级下调至非投资级别，这些规定可能要求提供抵押品。如果其衍生金融工具的公允价值超过预先确定的风险敞口限额，公司也可能需要提供抵押品。
根据2025年9月30日的现有合同和市场价格，处于净负债状况的所有具有信用风险相关或有特征的衍生工具的合计公允价值为700万美元（2024年12月31日– 1000万美元），公司在正常业务过程中未为其提供任何抵押品。如果这些协议中与信用风险相关的或有特征在2025年9月30日被触发，公司将被要求提供与上述相关衍生工具的公允价值相等的抵押品。如果衍生工具的公允价值超过预先定义的合同敞口限制阈值，可能还需要提供抵押品。公司拥有充足的现金形式的流动性和未提取的已承诺循环信贷额度，以在这些或有债务发生时满足这些或有债务。
公允价值等级
公司以公允价值入账的金融资产和负债按照公允价值等级划分为三类。
等级 公允价值如何确定
I级 公司在计量日有能力获取的相同资产和负债在活跃市场的报价。活跃市场是指交易的频率和数量持续提供定价信息的市场。
II级
这一类别包括采用收益法确定公允价值的利率和外汇衍生品资产和负债，以及采用市场法确定公允价值的商品衍生品。
输入包括公布的汇率、利率、利率互换曲线、收益率曲线和外部数据服务提供商的经纪人报价。
III级
这一类别包括流动性较低的某些市场的长期商品交易。公司在确定这些交易的适当估计时，使用可用的最可观察的投入或替代的长期经纪人报价或根据类似条款签订合同的谈判商品价格。在适当情况下，这些长期价格会被贴现，以反映来自适用市场的预期定价。
存在使用不可观察的市场数据导致的不确定性，可能无法准确反映未来可能的公允价值变动。
公司按经常性计量的衍生资产和负债的公允价值，包括流动和非流动部分，分类如下：
于2025年9月30日
活跃市场报价（一级）
重要的其他可观察投入
（II级）1
重要的不可观察输入
（III级）1
（未经审计-百万加元） 合计
衍生工具资产        
大宗商品 157  220  49  426 
外汇 —  51  —  51 
息率 —  39  —  39 
衍生工具负债        
大宗商品 (139) (229) (26) (394)
外汇 —  (97) —  (97)
息率 —  (38) —  (38)
  18  (54) 23  (13)
1截至2025年9月30日止九个月，并无从II级转至III级的情况。
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截至2024年12月31日 活跃市场报价（一级）
重要的其他可观察投入
（II级）1
重要的不可观察输入
（III级）1
（未经审计-百万加元） 合计
衍生工具资产        
大宗商品 126 214 78 418
外汇 — 51 — 51
衍生工具负债
大宗商品 (116) (217) (6) (339)
外汇 — (238) — (238)
息率 — (139) — (139)
  10 (329) 72 (247)
1截至2024年12月31日止年度，没有从II级转移到III级的情况。
该公司已于2025年和2026年开始签订合同，出售50兆瓦的电力，期限从15年到20年不等，由阿尔伯塔省的特定可再生能源提供。这些合同的公允价值被归入公允价值等级的第三级，并基于以下假设：合同量大约80%来自风力发电，10%来自太阳能发电，10%来自市场。
下表列示了分类为公允价值层级III级的衍生资产和负债的公允价值变动净额：
  三个月结束
9月30日		 九个月结束
9月30日
（未经审计-百万加元）
2025 2024 2025 2024
期初余额 80  3 72  (11)
计入净收入（亏损）的净收益（亏损）1
(52) 8 (36) 25
转入II级 (3) 32 (5) 29
定居点 (3) — (8) —
外汇 1  — —  —
期末余额 23  43 23  43
1截至2025年9月30日的三个月和九个月，分别有5200万美元和3600万美元的未实现亏损，在2025年9月30日持有的归属于III级类别衍生品的收入中确认（2024年–未实现收益分别为800万美元和2500万美元）。
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13.TGNH战略联盟
墨西哥天然气管道
TANPortadora de Gas Natural de la Huasteca（TGNH）
2022年8月，公司宣布与墨西哥国有电力公司CFE建立战略联盟，以在墨西哥中部和东南部开发新的天然气基础设施。
2024年第二季度，根据公司战略联盟的条款，并以现金和非现金对价5.61亿美元（4.11亿美元）作为交换，CFE成为TGNH的合作伙伴，拥有13.01%的股权。该交易作为一项股权交易入账，其中5.88亿美元确认为非控股权益，2100万美元确认为归属于CFE非控股权益的AOCI。这些金额与收到的对价之间的差额记录为减少至额外实收资本 2700万美元。
2025年9月，TC Energy与CFE和墨西哥一家主要的国内银行签订了保理安排。根据该安排，TC Energy对2025年8月至2025年11月期间在TGNH系统上提供的服务进行保理业务的月度发票。发票向银行保理，不向银行追索TC Energy和TC Energy在合同约定的付款期限内继续收取开票金额。
保理安排导致与CFE就TGNH运输服务协议（TSA）的会计目的进行租赁修改。因此，公司根据截至修改之日每个非租赁组成部分的更新运营和维护服务单独售价，将合同对价重新分配至合同的租赁和非租赁组成部分。分配的变化是前瞻性考虑的。
在租赁会计下，TC Energy在简明合并资产负债表的应付账款和其他中记录了保理金额。来自保理安排的现金金额计入简明综合现金流量表的融资活动。在2025年第三季度，TC Energy转让并收到了面值总额为1.01亿美元（合7300万美元）的应收账款的付款。
东南门户管道
2025年第二季度，公司宣布东南门户管道完工。该公司确定，该管道是TGNH和CFE之间的销售型租赁，始于向客户提供资产时。公司根据2022年协议开始时确定的预期成本加保证金法，根据估计的独立售价，将预期合同对价分配给提供运营和维护服务的非租赁部分。这一过程产生的剩余对价金额随后分配给租赁部分。公司在2022年合同开始时对未来运营成本的估计影响了租赁和非租赁部分之间的合同对价分配。这一估计影响了根据合同确认收入的时间安排和租赁内含费率的计算。
在销售型租赁下，公司终止确认标的资产，并记录租赁投资净额，等于未来租赁付款的现值和租赁资产的估计未担保残值。未来的租赁付款额和未担保的剩余资产价值按租赁内含率进行折现。这是导致租赁付款额现值和未担保残值等于标的资产公允价值的比率。标的资产账面值与标的资产公允价值与应收租赁款之和孰低的差额在简明综合收益表中记作出售损益。
包括东南门户管道在内的TGNH管道实行费率管制，收费旨在收回提供服务的成本。在此基础上，公司运用判断确定，在租赁安排开始时，标的资产的公允价值与账面价值相近，残值与
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租赁期结束时的剩余账面价值。公司估计，如果以账面价值购买资产，将为购买者带来符合当前市场参与者预期的回报。
公司录得66亿美元（48亿美元）的租赁资产投资净额，在终止确认标的资产时未录得出售利润或亏损。截至2025年6月30日，公司在工厂运营成本和其他方面录得与租赁余额的初始净投资有关的预期信用损失准备金1.13亿美元。
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14.承诺、突发事件和保证
承诺
截至2025年9月30日的资本支出承诺与2024年12月31日报告的金额一致，反映了为建设美国天然气管道而签订的新合同承诺，主要涉及与ANR和其他管道项目相关的建设成本，但被东南门户管道的完工和建设合同的正常履行所抵消。
或有事项
TC Energy及其子公司在正常经营过程中会受到各类法律诉讼、仲裁和诉讼的影响。公司持续评估所有法律事项，包括其股权投资的法律事项，以确定它们是否符合披露或应计或有损失的要求。管理层认为，此类诉讼和行动的最终解决不会对公司的综合财务状况或经营业绩产生重大影响。
于截至2025年9月30日止九个月内订立以下或有事项：
Macro Spiecapag Coastal GasLink合资企业
Coastal GasLink LP和Macro Spiecapag Coastal GasLink Joint Venture（MSJV）已就纠纷达成了双方都能接受的解决方案。该和解不是任何一方承认责任，双方已在仲裁中相互解除各自的请求。仲裁和和解的细节是保密的，和解没有对TC Energy的财务报表产生重大影响。
太平洋大西洋管道建设有限公司。
Coastal GasLink LP和Coastal GasLink管道的主要承包商之一Pacific Atlantic Pipeline Construction Ltd.与其母公司Bonatti S.P.A就纠纷达成了双方都能接受的解决方案。和解不是任何一方承认赔偿责任，双方在仲裁中相互解除了各自的求偿要求。仲裁和和解的细节是保密的，但其中确实包括Coastal GasLink LP保留2024年提取的信用证资金，并且该和解对TC Energy的财务报表没有产生重大影响。
2016年哥伦比亚管道收购诉讼
2018年，哥伦比亚管道集团 Inc.（CPG）的原股东就与2016年TC Energy收购CPG相关的集体诉讼提起诉讼。2023年，特拉华州衡平法院（The Court）裁定，CPG的前高管违反了他们的受托责任，CPG的前董事会违反了其在监督出售过程中的注意义务，并且TC Energy协助和教唆了这些违规行为。TC Energy分配的损害赔偿份额估计为3.5亿美元，外加判决后的利息。TC Energy就该决定向特拉华州最高法院提出上诉。2025年6月17日，最高法院发布了推翻法院对TC Energy责任认定的决定。2025年7月10日，法院批准了撤销先前判决并驳回原告针对TC Energy的诉讼请求的最终命令。由此，现将该事项终结于TC Energy胜诉、无责任。没有进一步的上诉权。
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担保
TC Energy及其在Sur de Texas管道上的合作伙伴IEnova共同保证了拥有该管道的实体的财务业绩。这类协议包括主要与交付天然气有关的担保和信用证。
TC Energy及其关于Bruce Power的合资伙伴BPC Generation Infrastructure Trust已各自为Bruce Power与租赁协议以及承包商和供应商服务相关的某些或有财务义务提供个别担保。
公司及其在某些其他共同拥有实体中的合伙人（i）共同和个别地、（ii）共同或（iii）分别保证这些实体的财务业绩。这类协议包括主要与建筑服务和支付负债有关的担保和信用证。对于其中某些实体，TC Energy根据这些担保支付的超过其所有权权益的任何款项将由其合作伙伴偿还。
该等担保的账面价值已计入简明综合资产负债表的其他长期负债。有关公司担保的信息如下：
2025年9月30日 2024年12月31日
（未经审计-百万加元）
 
任期
潜力
曝光1
携带
价值
潜力
曝光1
携带
价值
布鲁斯·鲍尔 可续期至2065年 88  —  88 —
德州南部 可续期至2053年 85  —  93 —
其他共同拥有的实体
至2032年
55  1  59 1
    228  1  240 1
1TC Energy在潜在估计的当前或或有风险中所占的份额.
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15.可变利益实体
合并VIE
公司很大一部分资产是通过VIE持有的，其中公司持有100%的投票权，VIE符合企业的定义，VIE的资产可用于一般公司用途。资产不能用于除解决VIE义务以外的其他目的或不被视为一项业务的合并VIE如下：
（未经审计-百万加元） 2025年9月30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 208  311
应收账款 840  839
库存 213  205
其他流动资产 100  121
1,361  1,476
厂房、物业及设备 49,687  49,904
股权投资 977  865
限制投资 1,157  950
监管资产
111  53
商誉 463  479
其他长期资产 98  59
53,854  53,786
负债
流动负债
应付票据
174  —
应付账款及其他 1,862  1,866
应计利息 212  202
长期债务的流动部分 583  2,062
2,831  4,130
监管负债 1,474  1,232
其他长期负债 67  70
递延所得税负债 8  7
长期负债
12,799  12,387
17,179  17,826

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非合并VIE
非合并VIE的账面价值以及由于公司参与这些VIE而导致的最大损失风险如下：
（未经审计-百万加元） 2025年9月30日 2024年12月31日
资产负债表敞口
股权投资
布鲁斯·鲍尔 7,585  7,043
沿海GasLink 852  1,006
其他管道股权投资 159  160
表外敞口1
布鲁斯·鲍尔 2,250  1,877
沿海GasLink2
265  265
其他管道股权投资 —  2
最大损失风险 11,111  10,353
1包括担保和未来资金承诺的最大潜在风险敞口。
2TC Energy有合同义务通过与Coastal GasLink LP的次级贷款协议上的增量容量为Coastal GasLink LP的剩余股权要求提供资金，以资助完成Coastal GasLink管道的资本成本，直至最终成本确定。除了次级贷款协议外，TC Energy还签订了一项股权出资协议，为其在与Cedar Link项目相关的股权要求中的比例份额提供最多3700万美元的资金。
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