附件13.1
股东季度报告
2024年第二季度
财务亮点
| 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||
| （$，除每股数额外） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
| 收益 | ||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 4,085 | 3,830 | 8,328 | 7,758 | ||||||||||||||||||||||
净利润（亏损）归属于普通股 | 963 | 250 | 2,166 | 1,563 | ||||||||||||||||||||||
| 每股普通股 - 基本 | $0.93 | $0.24 | $2.09 | $1.53 | ||||||||||||||||||||||
可比息税折旧及摊销前利润1 | 2,694 | 2,474 | 5,784 | 5,249 | ||||||||||||||||||||||
| 可比收益 | 978 | 981 | 2,262 | 2,214 | ||||||||||||||||||||||
| 每股普通股 | $0.94 | $0.96 | $2.18 | $2.16 | ||||||||||||||||||||||
现金流量 | ||||||||||||||||||||||||||
| 经营活动产生的净现金流量 | 1,655 | 1,510 | 3,697 | 3,584 | ||||||||||||||||||||||
| 运营中产生的可比基金类型 | 1,826 | 1,754 | 4,262 | 3,820 | ||||||||||||||||||||||
资本支出2 | 1,591 | 2,991 | 3,488 | 6,024 | ||||||||||||||||||||||
| 收购，净现金收购 | — | (164) | — | (302) | ||||||||||||||||||||||
| 3,341,700 | ||||||||||||||||||||||||||
| 每股普通股 | $0.96 | $0.93 | $1.92 | $1.86 | ||||||||||||||||||||||
普通股份流通量 （百万） | ||||||||||||||||||||||||||
| — 期间加权平均值 | 1,037 | 1,027 | 1,037 | 1,024 | ||||||||||||||||||||||
| 期末已发行和未流通股份 | 1,037 | 1,029 | 1,037 | 1,029 | ||||||||||||||||||||||
1有关分割收益（损失）的补充信息，最直接可比的GAAP指标，可以在合并结果部分找到。
2资本支出反映了与我们的资本支出、在建项目和对股权投资的贡献相关的现金流。 有关更多信息，请参阅我们的基本报表的附注4，分部信息。
管理层讨论与分析
2024年7月31日
本管理层讨论和分析（MD&A）包含信息，帮助读者就tc energy公司（TC Energy）作出投资决策。 它讨论了我们的业务、运营、财务状况、风险和其他因素，截至2024年6月30日的三个和六个月，应与附带的未经审计的2024年6月30日止三个和六个月的简明合并财务报表一起阅读，这些财务报表已根据美国通用会计准则编制。
本管理层讨论与我们2023年12月31日审计的合并基本报表、附注以及我们2023年年度报告中的管理层讨论一起阅读。在本文中使用但未在此定义的大写和缩写术语均已在我们的2023年年度报告中定义。某些比较数据已经调整以反映当前期间的呈现。
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、财务前景以及总体未来前景的评估。
具有前瞻性的声明基于某些假设，基于我们今天所知道和期望的内容，通常包括诸如“预计，期望，相信，可能，将会，应该，估计”之类的词语。 具有前瞻性的声明基于某些假设，基于我们今天所知道和期望的内容，通常包括诸如“预计，期望，相信，可能，将会，应该，估计”之类的词语。 具有前瞻性的声明基于某些假设，基于我们今天所知道和期望的内容，通常包括诸如“预计，期望，相信，可能，将会，应该，估计”之类的词语。 具有前瞻性的声明基于某些假设，基于我们今天所知道和期望的内容，通常包括诸如“预计，期望，相信，可能，将会，应该，估计”之类的词语。 具有前瞻性的声明基于某些假设，基于我们今天所知道和期望的内容，通常包括诸如“预计，期望，相信，可能，将会，应该，估计”之类的词语。
本管理讨论与分析中的前瞻性声明包括以下信息，以及其他事项：
•我们的财务和运营绩效，包括我们子公司的绩效
•关于增长和扩张的战略和目标的期望，包括收购
•预期现金流和未来可用的融资期权，以及投资组合管理
•关于新的液体管道公司南博公司，预计完成我们液体管道业务（分拆交易）拆分为独立的上市公司后，对该公司的管理和信用评级期望。
•关于正在进行和未来交易的大小、结构、时间、条件和结果的期望，包括拆分交易和我们的资产剥离计划
•预计股息增长
•预期资本访问和成本
•预期能源需求水平
•计划项目的预期成本和进度，包括正在进行和开发中的项目
•预期资本支出、契约义务、承诺和附带责任，包括环保母基治理成本
•预期的监管流程和结果
•与我们的温室气体排放减少目标相关的声明
•在法律诉讼、仲裁和保险索赔方面的预期结果
•未来税收和会计变化的预期影响
•《可持续发展和温室气体减排计划报告》中包含的承诺和目标
•预期行业、市场和经济条件，包括对我们客户和供应商的影响。
前瞻性声明并不能保证未来的业绩。由于对我们业务或在本MD&A日期之后发生的事件的假设、风险或不确定性，实际事件和结果可能会大不相同。
2 | tc energy 第二季度 2024
我们的前瞻信息基于以下关键假设，并受以下风险和不确定性影响：
假设。
•实现收购、剥离、分拆交易和能源转型预期益处
•监管决定和结果
•计划内和非计划性停工以及我们管道、电力和储备资产的使用
•我们资产的诚信和可靠性
•预计施工成本、进度和完工日期
•获取资本市场准入，包括投资组合管理
•预期的行业板块、市场和经济状况，包括这些对我们客户和供应商的影响
•通货膨胀率、商品和劳工价格
•利息、税和汇率期货
•对冲的性质和范围。
风险与不确定性
•实现收购、剥离、分拆交易和能源转型预期益处
•分拆交易的条款、时间安排和完成，包括及时获得所有必要的批准
•市场或其他条件已不再有利于完成分拆交易
•分拆交易前或直接后期的业务中断
•我们成功执行战略重点项目的能力，包括焦点项目，以及它们是否能产生预期的效益
•我们有能力执行与最大化股东价值相一致的资本配置策略
•我们管道、发电和储存资产的运营表现
•我们管道业务中售出的产能量和实现的费率。
•由于工厂可用性，产能支付和发电资产产生的收入额
•供应盆地内的生产水平
•资本项目的施工和完成
•劳动力、设备和材料的成本、供应情况和通胀压力
•商品的供应情况和市场价格
•以有竞争力的条件进入资本市场
•利息、税和汇率期货
•我们交易对手的业绩和信用风险
•监管决定和法律诉讼结果，包括仲裁和保险索赔
•我们有能力有效地预见和评估政府政策和法规变化，包括与环境相关的变化。
•我们有能力实现有形资产和合同收回的价值
•我们经营的行业中存在竞争
•意外或飞凡的天气
•公民不服从行为
•网络安全概念和技术发展
•与可持续性有关的风险
•能源转型对我们业务的影响
•北美地区以及全球的经济状况
•全球卫生危机，如大流行病和流行病，以及相关影响。
您可以在本MD&A及其他报告中了解更多关于这些因素和其他因素的信息，我们已向加拿大证券监管机构和SEC提交了其他报告，包括我们2023年度报告中的MD&A。
tc energy 第二季度 2024 | 3
由于实际结果可能与前瞻性信息大幅不同，您不应该对前瞻性信息投入过度的信赖，并且不应该将未来定向信息或财务展望用于其他任何目的。除非法律要求，我们不会因新信息或未来事件更新我们的前瞻性声明。
欲了解更多信息
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，这些文件可以在SEDAR+（www.sedarplus.ca）上找到。
非普及会计原则(GAAP)措施
本管理层讨论与分析参考以下非GAAP指标：
•可比EBITDA
•可比税前利润
•可比收入
•普通股每股可比收益
•来自经营活动的资金
•由经营活动产生的可比基金
•净资本支出。
这些措施没有任何根据美国通用会计准则规定的标准化含义，因此可能无法与其他实体呈现的类似措施进行比较。本报告中关于影响可比收益的因素的讨论与影响净利润（损失）归属于普通股的因素一致，除非另有说明。本报告中关于影响可比收益前利息、税项、折旧及摊销前利润（可比EBITDA）和影响利息和税前利润（可比EBIT）的因素的讨论与影响分部收益的因素一致，除非另有说明。
可比量度
我们通过调整某些被认为对我们本期基本运营并不具代表性的特定项，来计算可比度量。除非另有说明，在此之外，这些可比度量会根据期间持续计算，并在每个期间调整特定项目。
我们决定在报告可比指标中调整特定项目是主观的，并经过仔细考虑后制定。我们会调整以下特定项目：
•资产出售收益或损失，或持有待售资产的利得或损失
•由于立法变化和实施税率调整导致的估值准备和调整
•法律、合同、破产和其他解决方案，包括非经常性的第三方解决方案
•商誉、厂房、物业与设备、股本投资和其他资产的减值
•收购、整合和重组成本，包括与我们的焦点项目、分拆交易以及从Nova Gas Transmission Ltd (NGTL Ltd.) 变更至NGTL GP Ltd. (NGTL GP) 代表NGTL有限合伙企业（NGTL LP）的NGTL系统的所有权转移相关的成本（NGTL系统所有权转移）
•Bruce Power的所有基金类型投资中与风险管理活动有关的未实现公允价值调整，用于养老福利。
•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的未实现收益和损失。
我们在可比指标中排除了与金融和商品价格风险管理活动相关的衍生产品公允价值变动的未实现收益和损失。这些衍生产品通常提供有效的经济套期保值，但不符合套期会计的标准。包括我们在布鲁斯电力公司占比的公允价值变动在内的变动已记录在净利润中。由于这些金额并不能准确反映在结算时将实现的收益和损失，我们不认为它们能反映我们的基本运营情况。
4 | tc energy 第二季度 2024
2023年第三季度，我们宣布计划通过分拆交易分拆为两家独立的、投资级别的、上市公司。2024年6月4日，股东们批准了这项分拆交易，分拆的有效日期预计发生 在2024年第四季度初。 成立了一个分拆管理办公室，指导两个实体之间的成功协调和治理，包括制定分拆协议和过渡服务协议。与分拆交易相关的液体管道业务分拆成本包括与分拆活动相关的内部成本、法律、税务、审计和其他咨询费用，这些费用都体现在我们的液体管道和公司两个板块的业绩中。这些项目已从可比度指标中排除，因为我们认为它们不反映我们正在进行的基础业务。
管道运营有限公司（TCPL）和委内瑞拉纳图拉天然气运输公司（TGNH）参与了无担保循环信贷安排。在合并报表中，应收贷款和应付贷款被剔除；然而，由于各实体报告财务结果的货币存在差异，这对净利润产生影响，反映了应收贷款和应付贷款转换为tc energy报告货币。由于金额并不准确反映结算时的预期情况，我们在可比财务指标中排除了应收贷款的未实现外汇收益和损失，以及相应应付贷款的未实现外汇收益和损失，扣除非控股权益后的净额。
2023年，我们对与Milepost 14事件相关的环保母基修复费用进行了计提。我们已购买了保险政策，并相信大部分环保母基修复费用有望在现有保险范围内得以收回。其中一部分保险赔款可以从我们的全资子公司那里收回，这导致了tc energy在2023年第二季度的合并财务结果中对净利润产生影响。这一金额已从可比指标中排除，因为它不反映我们持续的基本运营情况。
2022年，TGNH和CFE签署了一项协议，将墨西哥中部和东南部的多条运营中和正在开发的天然气管道整合到一个TSA下。由于该TSA包含租赁条款，我们在资产负债表中承认了与租赁净投资相关的金额。根据美国通用会计准则的要求，我们已对墨西哥的租赁净投资和某些合同资产承认了预期信用损失准备金。该准备金的金额将根据不断变化的经济假设和前瞻信息在每个时期波动。该准备金是对可能发生在TSA到2055年结束期间的损失的估计。由于这一准备金，以及与墨西哥某些合同资产相关的准备金，不反映本期根据此租赁安排产生的损失或现金流出，并且不反映与我们的基础业务有关的净变化（扣除非控制股权），因此我们从可比度衡量中排除了任何未实现的变化。
以下表格标识了我们的非通用会计准则措施与其最直接可比的通用会计准则措施：
| 可比度量 | GAAP指标 | ||||
| 可比EBITDA | 分部收益（损失） | ||||
| 可比税前利润 | 分部收益（损失） | ||||
| 可比收入 | 归属普通股的净利润（损失） | ||||
| 普通股每股可比收益 | 每股普通股净利润（损失） | ||||
| 来自经营活动的资金 | 经营活动产生的现金净额 | ||||
| 由经营活动产生的可比基金 | 经营活动产生的现金净额 | ||||
净资本支出 | 资本支出 | ||||
我们对可比指标与它们的美国通用会计准则（GAAP）指标进行了定量调和，这些内容可以在本管理讨论与分析报告（MD&A）中找到。
tc energy 第二季度 2024 | 5
可比 EBITDA 和可比 EBIT
可比EBITDA代表每个业务领域的收益（损失）经过上文中描述的特定项目进行调整，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业务收益的指标，因为它是我们绩效的有用指标，也以合并基础呈现。可比EBIT代表每个业务领域的收益（损失）经过特定项目调整，是评估每个业务领域趋势的有效工具。请参阅每个业务领域以获得收益（损失）的调整。
可比收益和每股普通股可比收益
可比收益代表在综合基础上归属于普通股股东的收益，根据上文中描述的特定项目进行调整。可比收益由分部收益（亏损）、利息支出、AFUDC、汇率期货（收益）损失、利息收入和其他、所得税费用（收回）、归属于非控制权益的净利润（损失）和首选股份分红组成，在我们的综合损益表上进行调整，以便具体项目。请参考汇总结果部分，以进行与归属于普通股和每普通股的净利润（损失）的调解。
通过运营活动产生的资金和可比的通过运营活动产生的资金
运营产生的资金反映了在变动营运营运营资金之前提供的净现金。变动工作资本的元件列在我们2023年度合并财务报表中。我们认为，从运营活动中产生的资金是我们合并经营现金流量的有用衡量标准，因为它排除了来自工作资本余额波动的影响，这并不一定反映同期的基本经营，并且用于提供我们业务现金生成能力的一致度量。可比的从运营活动中产生的资金已根据上述可比度量部分中描述的特定项目的现金影响进行调整。有关与经营活动提供的净现金的协调，请参阅财务状况部分。
净资本支出
净资本支出表示资本支出，包括增长项目、维护资本支出、对股权投资的贡献以及正在开发中的项目，调整为归属于我们控制实体中非控股权益部分。我们使用净资本支出，因为我们认为这是衡量我们用于资本再投资的现金流的有用指标。
6 | tc energy 第二季度 2024
整体业绩
| 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||
| （$，除每股数额外） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
| 加拿大天然气管道 | 514 | (394) | 1,015 | 17 | ||||||||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | 762 | 715 | 1,805 | 1,794 | ||||||||||||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | 266 | 182 | 478 | 436 | ||||||||||||||||||||||
| 液体管道 | 270 | 273 | 586 | 449 | ||||||||||||||||||||||
| 电力与能源解决方案 | 220 | 255 | 472 | 507 | ||||||||||||||||||||||
| 公司 | (26) | (36) | (84) | (38) | ||||||||||||||||||||||
| 分段收益（亏损）总和 | 2,006 | 995 | 4,272 | 3,165 | ||||||||||||||||||||||
| 利息费用 | (843) | (791) | (1,680) | (1,553) | ||||||||||||||||||||||
| 在施工期间使用资金的津贴 | 184 | 148 | 341 | 279 | ||||||||||||||||||||||
| 汇率期货收益（损失）净额 | (67) | 169 | (40) | 276 | ||||||||||||||||||||||
| 利息收入和其他 | 69 | 16 | 146 | 58 | ||||||||||||||||||||||
税前收益（亏损） | 1,349 | 537 | 3,039 | 2,225 | ||||||||||||||||||||||
| 所得税（费用）收回 | (200) | (258) | (493) | (599) | ||||||||||||||||||||||
| 1,149 | 279 | 2,546 | 1,626 | |||||||||||||||||||||||
归属于非控制权益的净收益（损失） | (159) | (6) | (330) | (17) | ||||||||||||||||||||||
归属控股利益的净收入（亏损） | 990 | 273 | 2,216 | 1,609 | ||||||||||||||||||||||
| 优先股股息 | (27) | (23) | (50) | (46) | ||||||||||||||||||||||
净利润（亏损）归属于普通股 | 963 | 250 | 2,166 | 1,563 | ||||||||||||||||||||||
每股普通股净收益（基本） | $0.93 | $0.24 | $2.09 | $1.53 | ||||||||||||||||||||||
净利润归属于普通股的净收入（亏损）分别较2023年同期增加了71300万美元，每股普通股为0.69美元，以及60300万美元，每股普通股为0.56美元，在2024年6月30日结束的三个月和六个月内。以下特定项目已被确认为归属于普通股的净收入（亏损），并已从可比收益中排除：
2024年第2季度业绩
•2024年第二季度因销售美国天然气管道和加拿大天然气管道非核心资产而获得的税后收益为6300万美元
•截至2024年6月30日的三个月和六个月，TCPL与TGNH之间以比索计价的公司间贷款产生300万美元的税后未实现汇率期货损失和5200万美元的未实现汇率期货收益，扣除非控股权益。
•在2024年6月30日结束的三个月和六个月内，有关TGNH在墨西哥租赁和某些合同资产中的预期信用损失准备，净非控制权益后的赔偿为200万美元和1700万美元
•2024年6月30日结束的三个月和六个月的纳税成本为4200万美元，与NGTL系统所有权转让有关。
•截至2024年6月30日的三个月和六个月，由于液体管道业务分拆交易相关的费用，将会产生2600万美元和3900万美元的税后费用。
•2024年第一季度与非经常性第三方和解相关的税后费用为2600万美元
•2024年第一季度涉及Focus项目成本的800万美元税后费用。
tc energy 第二季度 2024 | 7
2023年的结果
•截至2023年6月30日的三个月和六个月，我们与Coastal GasLink Pipeline有关的股权投资出现了分别为8,090万美元和8,380万美元的税后减值损失。
•因FERC行政法官于2023年2月就Keystone发出的有关计量相关投诉作出的初步决定，导致公司承担了4.8亿美元的税后费用，其中包括一次性的税前费用5.7亿美元和累积的税前计息费用500万美元。
•2023年第二季度记录的3600万美元税后累计保险费与Milepost 14事件相关
•在2023年第二季度与焦点项目成本相关的2500万美元税后费用
•2023年第二季度，TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款出现了900万美元的税后未实现的汇率期货损失
•截至2023年6月30日结束的三个月和六个月，Keystone XL管道项目资产保全和其他成本分别为400万美元和800万美元税后
•截至2023年6月30日结束的三个月和六个月，预期信贷损失准备与TGNH在墨西哥租赁和某些合同资产净投资相关，得到了800万美元和8000万美元税后收入。
在这两个阶段的净利润中，包括我们按比例分享的Bruce Power投资基金和衍生品的公允价值调整产生的未实现收益和损失，以及与风险管理活动相关的未实现收益和损失，我们都排除在外， 然后得到可比收益。我们展示了净利润（亏损）归属于普通股的调整至可比收益的调和表。
8 | tc energy 第二季度 2024
净利润（损失）归属于普通股的对可比收益的调解
| 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||
| （$，除每股数额外） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
| 净利润（亏损）归属于普通股 | 963 | 250 | 2,166 | 1,563 | ||||||||||||||||||||||
| 特定项目（税后）： | ||||||||||||||||||||||||||
| （非核心资产出售）盈利/亏损 | (63) | — | (63) | — | ||||||||||||||||||||||
| 汇率期货（利润）损失，净—公司间贷款 | 3 | 9 | (52) | 9 | ||||||||||||||||||||||
墨西哥租赁净投资和某些合同资产的预期信用损失准备 | (2) | (8) | (17) | (80) | ||||||||||||||||||||||
| NGTL系统所有权转让成本 | 42 | — | 42 | — | ||||||||||||||||||||||
| 液体管道业务分拆成本 | 26 | — | 39 | — | ||||||||||||||||||||||
| 第三方结算 | — | — | 26 | — | ||||||||||||||||||||||
| 重点项目成本 | — | 25 | 8 | 25 | ||||||||||||||||||||||
| Coastal GasLink减值损失 | — | 809 | — | 838 | ||||||||||||||||||||||
| Keystone监管决定 | — | — | — | 48 | ||||||||||||||||||||||
| 14英里标志保险费用 | — | 36 | — | 36 | ||||||||||||||||||||||
| Keystone XL 保护及其他 | — | 4 | — | 8 | ||||||||||||||||||||||
| Bruce Power 未实现公允价值调整 | (3) | — | 1 | (6) | ||||||||||||||||||||||
风险管理活动1 | 12 | (144) | 112 | (227) | ||||||||||||||||||||||
| 可比收益 | 978 | 981 | 2,262 | 2,214 | ||||||||||||||||||||||
| 每股普通股净收益（亏损） | $0.93 | $0.24 | $2.09 | $1.53 | ||||||||||||||||||||||
| 特定项目（税后）： | ||||||||||||||||||||||||||
| 非核心资产出售盈亏 | (0.06) | — | (0.06) | — | ||||||||||||||||||||||
| 汇率期货（利得）损失，净额 - 子公司贷款 | — | 0.01 | (0.05) | 0.01 | ||||||||||||||||||||||
预期信贷损失准备金 - 墨西哥租赁和某些合同资产的净投资 | — | (0.01) | (0.02) | (0.08) | ||||||||||||||||||||||
| NGTL系统所有权转让成本 | 0.04 | — | 0.04 | — | ||||||||||||||||||||||
| 液体管道业务分拆成本 | 0.03 | — | 0.04 | — | ||||||||||||||||||||||
| 第三方和解 | — | — | 0.03 | — | ||||||||||||||||||||||
| 重点项目成本 | — | 0.02 | 0.01 | 0.02 | ||||||||||||||||||||||
| Coastal GasLink 减值损失 | — | 0.79 | — | 0.82 | ||||||||||||||||||||||
| Keystone 监管决定 | — | — | — | 0.05 | ||||||||||||||||||||||
| Milepost 14 保险费用 | — | 0.03 | — | 0.03 | ||||||||||||||||||||||
| Keystone XL 保全及其他 | — | 0.01 | — | 0.01 | ||||||||||||||||||||||
| Bruce Power 未实现公允价值调整 | — | — | — | (0.01) | ||||||||||||||||||||||
| 风险管理活动 | — | (0.13) | 0.10 | (0.22) | ||||||||||||||||||||||
| 每股普通股可比收益 | $0.94 | $0.96 | $2.18 | $2.16 | ||||||||||||||||||||||
tc energy 第二季度 2024 | 9
| 1 | 风险管理活动 | 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||||||
| (millions of $) | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | (40) | 24 | (63) | 73 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 液体管道 | 37 | — | 36 | 5 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大能源 | 3 | (13) | 60 | (21) | ||||||||||||||||||||||||||||
| 美国能源 | (7) | — | (11) | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 天然气储存 | 20 | 73 | (70) | 61 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 汇率期货 | (31) | 108 | (102) | 182 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理活动所得税 | 6 | (48) | 38 | (74) | ||||||||||||||||||||||||||||
风险管理产生的总未实现收益（损失） 活动变动的现金流量: | (12) | 144 | (112) | 227 | ||||||||||||||||||||||||||||
可比EBITDA与可比收益
可比较的 EBITDA 代表经过上述特定项目调整的分部收益（损失），并排除折旧和摊销费用。有关我们将可比较 EBITDA 调和为分部收益（损失）的进一步信息，请参阅每个 业务 段落的财务业绩部分。
| 三个月已结束 6 月 30 日 | 六个月已结束 6 月 30 日 | |||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
| 可比息税折旧摊销前 | ||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大天然气管道 | 846 | 780 | 1,692 | 1,520 | ||||||||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | 1,003 | 925 | 2,309 | 2,192 | ||||||||||||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | 286 | 193 | 500 | 365 | ||||||||||||||||||||||
| 液体管道 | 328 | 363 | 735 | 680 | ||||||||||||||||||||||
| 电力和能源解决方案 | 227 | 217 | 547 | 498 | ||||||||||||||||||||||
| 企业 | 4 | (4) | 1 | (6) | ||||||||||||||||||||||
| 可比息税折旧摊销前 | 2,694 | 2,474 | 5,784 | 5,249 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | (717) | (694) | (1,436) | (1,371) | ||||||||||||||||||||||
| 利息支出包含在可比收益中 | (843) | (791) | (1,680) | (1,548) | ||||||||||||||||||||||
| 施工期间使用的资金补贴 | 184 | 148 | 341 | 279 | ||||||||||||||||||||||
| 外汇收益（亏损），净额包含在可比收益中 | (51) | 70 | (8) | 103 | ||||||||||||||||||||||
利息收入和其他收入包含在可比收益中 | 69 | 52 | 146 | 94 | ||||||||||||||||||||||
| 所得税（费用）回收包含在可比收益中 | (190) | (249) | (523) | (529) | ||||||||||||||||||||||
可比收益中包含的归因于非控股权益的净（收益）亏损 | (141) | (6) | (312) | (17) | ||||||||||||||||||||||
| 优先股分红 | (27) | (23) | (50) | (46) | ||||||||||||||||||||||
| 可比收益 | 978 | 981 | 2,262 | 2,214 | ||||||||||||||||||||||
| 普通股每股可比收益 | $0.94 | $0.96 | $2.18 | $2.16 | ||||||||||||||||||||||
10 | tc energy 第二季度 2024
2024年与2023年可比EBITDA
截至2024年6月30日的三个月，可比EBITDA与2023年同期相比增加了22000万美元，主要是由于以下因素的净效应：
•由于NGTL系统和Foothills收入提升，加拿大天然气管道的EBITDA增加主要是由于较高的流通成本和增加的资本基础收入。
•由于墨西哥天然气管道中以美元计价的EBITDA增加，主要是由于Sur de Texas的股权收益增加，这是由于受到与墨西哥比索计价的金融风险影响以及较低的所得税支出的影响，以及2023年第三季度投入服务的Villa de Reyes管道的侧向部分的增量收益。
•由于项目投入使用带来的额外收入增加，以及与我们的美国天然气营销业务相关的较高实现利润，额外的合同销售和增加的股权收入，部分抵消了更高的运营成本，反映了我们整体业务范围内系统利用率的增加，提高了美元计价EBITDA
•提高的动力和能源解决方案EBITDA主要归因于我们美国营销业务的更高贡献以及加拿大电力收入的增加，主要是由于较低的天然气燃料成本和交易活动，抵消了较低的实现电力价格，部分抵消了由于计划停机而导致的开发成本增加以及由于发电减少和计划停机而导致的布鲁斯发电的贡献减少。
•由于液体营销活动的边际利润降低，部分抵消了Keystone管道系统的较高输送量，导致液体管道的EBITDA减少。
•美元对加币的有利外汇影响，使得我们美元计价运营的加币等值可比EBITDA在2024年的美元计价可比EBITDA相比2023年增加了8400万美元，在2024年汇率为1.37，而2023年汇率为1.34。更多信息请参阅汇率期货部分。
截止到2024年6月30日的六个月，可比EBITDA较去年同期增加了53500万美元。
2023年主要是由以下净效应引起的:
•由于NGTL系统和Foothills收入提升，加拿大天然气管道的EBITDA增加主要是由于较高的流通成本和增加的资本基础收入。
•墨西哥天然气管道的美元计价EBITDA增加主要是由于Sur de Texas的股权收益增加受到汇率的财务敞口影响和较低的所得税支出，以及2023年第三季度投入运营的Villa de Reyes管道侧向段的增量收益。
•由于服务中的项目带来的增量收益、额外的合同销售和股权收益增加，部分抵消了较高的运营成本，反映了我们足迹范围内系统利用率的增加，与我们的矿权业务相关的低商品价格以及与我们的美国天然气营销业务相关的低实现利润率，从而增加了美国天然气管道的美元计价EBITDA。
•液体管道业务的EBITDA增长主要来源于Keystone管道系统运量增加，部分抵消了液体营销活动利润下降
•提高的能源和能源解决方案EBITDA主要归因于较高的实现的阿尔伯塔天然气储存价差，部分抵消了较低的实现电力价格，减少的加拿大电力天然气燃料成本，增加的业务发展成本以及来自Bruce Power的贡献减少
•美元汇率期货对加币等值可比EBITDA造成的正面影响，使得我们在美元计价业务中的可比EBITDA较2023年增加了20600万美元，2024年汇率为1.36，比2023年的1.35高。更多信息请参阅外汇期货部分。
由于加拿大管道业务中某些成本（包括所得税、财务费用和折旧）采用流经处理，这些成本的变化会影响我们可比的EBITDA，尽管对净利润没有显著影响。
tc energy 第二季度 2024 | 11
2024年与2023年可比收入
2024年6月30日结束的三个月中，每股普通股的可比收益减少了300万美元或0.02美元，相较于2023年同期，主要是以下因素的净影响：
•上述可比EBITDA的变化
•非控股权益归属的净利润增加主要是由于2023年第四季度出售哥伦比亚燃气传输有限责任公司（Columbia Gas）和哥伦比亚湾燃气传输有限责任公司（Columbia Gulf）40%的非控股权益所致
•通过对汇率期货的操作来管理我们在墨西哥的净负债，部分抵消了我们以美元重新计价的以墨西哥比索计价的净货币负债，我们使用衍生工具来管理我们对美元计价收入的净外汇风险暴露，以及在 TCPL 和 TGNH 之间部分偿还以墨西哥比索计价的公司间贷款所产生的净已实现收益。
•利息支出增加主要是由于长期债务发行，净额高于到期债务以及美元走强对美元计价利息支出翻译的汇率影响，部分抵消了短期借款水平的降低和更高的资本化利息
•更高的折旧和摊销反映出2023年第二季度投入使用的设施和新项目扩建以及对Blue Cloud风电场的收购。
•由于我们在墨西哥的汇率期货影响和较低的流经所得税而导致所得税支出减少，部分抵消了较低的外国所得税率差额
•由于在东南门户管道项目上支出增加，导致AFUDC较高，部分抵消了已投入运营的项目
•利息收入增加及其他因开空期投资取得较高利息。
截至2024年6月30日的六个月，可比收益每股增加4800万美元，达到0.02美元，与2023年同期相比，主要是以下影响的净效应：
•上述可比EBITDA的变化
•较高的净利润归属于非控股权益主要是由于2023年第四季度出售哥伦比亚燃料币和哥伦比亚湾40%的非控股权益
•由于发行长期债务净额减少以及美元汇率对美元计价利息支出的影响，主要是因为较高的利息支出，部分抵消了短期借款减少和更高的资本化利息水平。
•对冲活动对我们在墨西哥净负债的外汇敞口产生了影响，部分抵消了我们的比索计价净货币负债的美元重新估值，衍生品用于管理我们对美元计价收入的外汇汇率波动的净敞口以及在TCPL和TGNH之间的比索计价公司间贷款部分偿还上的净实现收益
•折旧和摊销费用增加较多，反映了2023年新建设施和新项目投入使用以及收购Fluvanna风电场和Blue Cloud风电场（得克萨斯风电场）。
•由于在东南门户管道项目上的支出增加，高的AFUDC较高，部分抵消了投入运营的项目。
•由于短期投资利息增加及其他因素，使利息收入增加
•较低的所得税支出主要是由于我们在墨西哥的汇率期货敞口影响，部分抵消了较低的外国所得税率差异。
2024年6月30日结束的三个月和六个月的每股可比收益反映了2023年发行的普通股的稀释效应。
12 | tc energy 第二季度 2024
展望
可比EBITDA和可比收益
我们2024年整体可比EBITDA和每股普通股收益的预期与我们2023年年度报告保持一致。我们的预期不考虑拆股交易的影响。tc energy的股东已批准了拆股交易；但仍须取得必要的监管批准并符合其他习惯的成交条件。
我们将继续关注能源市场发展、我们的施工项目、监管程序和资产剥离计划余下部分的进展，以确定对我们2024年可比税息前折旧及摊销前利润（EBITDA）和每股普通股可比收益可能造成的任何影响。
综合资本支出
我们在2023年年度报告中概述的2024年预计总资本支出基本保持不变。
tc energy 第二季度 2024 | 13
资本计划
我们正在我们的资本计划下开发优质项目。这些长寿命的制造行业资产得到长期与信誉良好的交易对手和/或受监管的商业模式的支持，预计将产生显著的收益和现金流量增长。此外，许多这些项目预计将推动我们减少自身碳足迹以及客户碳足迹的目标。
我们的资本项目包括价值约310亿美元的已获批项目，这些项目是商业支持的、承诺的项目，正在施工中或准备进入许可阶段。
我们业务的三年维护资本支出包括在已获保障的项目表中。我们在规管的加拿大和美国天然气管道上的维护资本支出被加入到费率基础中，我们有机会通过当前或未来的运费收入和回收这些支出，这与我们在这些管道上的能力资本项目类似。我们的液体管道业务中的运费安排允许回收维护资本支出。
截至2024年6月30日的六个月内，我们将价值约120亿美元的天然气管道容量项目投入运营，沿着我们在北美的广泛资产布局。此外，支出了约90亿美元用于维护资本支出。
所有项目都可能因天气、市场状况、路线优化、土地收购、许可条件、监管许可的安排和时机，以及其他潜在限制和不确定性（包括通胀对劳动力和材料的压力）而需要进行成本和时间上的调整。金额不包括资本化利息和适用的AFUDC。
除了我们已经获得的项目外，我们还正在追求一系列各业务部门开发阶段的优质项目，这些内容已在我们的2023年度报告中进行了讨论。开发中的项目在时间和预估成本方面存在更大的不确定性，并需要企业和监管部门的批准，除非另有说明。同时，每个业务板块还有进一步发展业务活动和增长机会的重点领域，新机会将在我们的资本配置框架内进行评估，以符合我们的年度资本支出参数。随着这些项目的推进和达到必要的里程碑，它们将被纳入下面的已获项目表中。有关我们已获得项目和开发中项目的最新动态，请参阅最近发展部分。
14 | tc energy 第二季度 2024
安全的项目
以下表格中提及的预估和发生的项目成本包括我们全资或部分拥有并完全合并的实体内的项目相关的全部资本支出，以及我们在基金中分享的股权投资资金的股权投资，主要是沿海天然气管道和 Bruce Power。
| 预计 投入使用日期 | 预估 项目成本 | 2024年6月30日发生的项目成本 | ||||||||||||||||||
| （亿美元） | ||||||||||||||||||||
| 加拿大天然气管道 | ||||||||||||||||||||
NGTL系统 | 2024 | 0.7 | 0.6 | |||||||||||||||||
| 2026+ | 0.8 | 0.1 | ||||||||||||||||||
Coastal GasLink管道1,2 | 2024/2028 | 5.5 | 4.7 | |||||||||||||||||
| 受管制的维护资本支出 | 2024-2026 | 2.3 | 0.3 | |||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | ||||||||||||||||||||
现代化和其他3 | 2024-2026 | 1.7美元 | 1.0美元 | |||||||||||||||||
| 交付市场项目 | 2025 | 美国 1.3 | 美国 0.2 | |||||||||||||||||
| Heartland 项目 | 2027 | 美国 0.9 | — | |||||||||||||||||
| 其他资本 | 2024-2028 | 美国 1.1 | 美国 0.3 | |||||||||||||||||
| 受监管的维护资本支出 | 2024-2026 | 美国 2.2 | 美国 0.4 | |||||||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | ||||||||||||||||||||
雷耶斯别墅-南部4 | — | 美国 0.4 | 美国 0.3 | |||||||||||||||||
图拉5 | — | 美国 0.4 | 美国 0.3 | |||||||||||||||||
| 东南出口 | 2025 | 美国 4.5 | 美国 3.2 | |||||||||||||||||
| 液体管道 | ||||||||||||||||||||
Blackrod连接项目 | 2026 | 0.3 | — | |||||||||||||||||
| 可回收维护资本支出 | 2024-2026 | 0.2 | — | |||||||||||||||||
| 电力与能源解决方案 | ||||||||||||||||||||
| 布鲁斯能源 - 3号机厂改造 | 2026 | 1.1 | 0.7 | |||||||||||||||||
| 布鲁斯能源 - 4号机厂改造 | 2028 | 0.9 | 0.2 | |||||||||||||||||
布鲁斯能源 - 寿命周期延长6 | 2024-2027 | 1.8 | 0.8 | |||||||||||||||||
| 其他 | ||||||||||||||||||||
不可收回的维护资本支出7 | 2024-2026 | 0.4 | 0.1 | |||||||||||||||||
| 26.5 | 13.2 | |||||||||||||||||||
汇率期货对已担保项目的影响8 | 4.6 | 2.1 | ||||||||||||||||||
总担保项目 （加元） | 31.1 | 15.3 | ||||||||||||||||||
2023年11月完成机械验收。在LNG加拿大工厂完成厂房调试活动，并收到LNG加拿大通知后，沿岸天然气联机管道将投入商业运营。有关更多信息，请参阅近期发展-加拿大天然气管道部分。
估计项目成本包括我们在Cedar Link项目中预期合作伙伴股权贡献的份额，金额为5000万美元，计划于2028年投入使用。
包括哥伦比亚燃料币上的现代化计划相关的全部资本支出，以及由于其离散性质和监管回收的时间而跨越我们美国天然气管道地盘的某些大范围维护项目。
我们正与CFE合作，完成维拉德雷耶斯管道的剩余部分。投入使用日期将根据解决未解决的利益相关者问题而确定。有关更多信息，请参阅最新发展 - 墨西哥天然气管道部分。
2022年签署合同的TGNH战略联盟的一部分，tc energy和CFE之间的预计项目成本为5亿美元。我们将继续评估与CFE共同开发和完成图拉管道，视未来投资决策和更新的成本估算而定。有关更多信息，请参考最新发展-墨西哥天然气管道部分。
反映了将投资于资产管理计划、其他寿命延长项目和增值活动的金额。
7 包括所有板块中不可收回的维护资本支出，主要与我们的墨西哥、电力和能源解决方案以及其他资产相关。
8 反映了2024年6月30日美国/加拿大的汇率为1.37。
tc energy 第二季度 2024 | 15
加拿大天然气管道
以下是可比息税、折旧及摊销前利润（我们的非依据通用会计准则的衡量标准）与分部收入（亏损）（最直接可比的通用会计准则衡量标准）的调解。
| 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||
| (millions of $) | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
| NGTL系统 | 598 | 553 | 1,199 | 1,075 | ||||||||||||||||||||||
| 加拿大主干线 | 195 | 194 | 383 | 379 | ||||||||||||||||||||||
其他加拿大管道1 | 53 | 33 | 110 | 66 | ||||||||||||||||||||||
| 可比息税折旧及摊销前利润 | 846 | 780 | 1,692 | 1,520 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | (342) | (331) | (687) | (647) | ||||||||||||||||||||||
| 可比税息前利润 | 504 | 449 | 1,005 | 873 | ||||||||||||||||||||||
具体项目: | ||||||||||||||||||||||||||
| 非核心资产出售收益（损失) | 10 | — | 10 | — | ||||||||||||||||||||||
| Coastal GasLink 减值损失 | — | (843) | — | (856) | ||||||||||||||||||||||
| 分段收益（亏损） | 514 | (394) | 1,015 | 17 | ||||||||||||||||||||||
1包括来自落地、Ventures LP、Great Lakes Canada以及我们在TQm和Coastal GasLink投资所产生的收入，以及与我们加拿大天然气管道相关的一般管理和业务发展成本。
截至2024年6月30日三个月结束时，加拿大天然气管道业务分部的收入为5.14亿美元，而2023年同期为3.94亿美元的亏损。截至2024年6月30日六个月结束时，加拿大天然气管道业务分部的收入比2023年同期增加了9.98亿美元。这些金额包括以下特定项目，这些项目已从我们的可比EBITDA和可比EBIT计算中排除：
•2024年第二季度出售非核心资产前税收获利1000万美元
•截至2023年6月30日三个月和六个月结束时，我们与Coastal GasLink LP的股权投资相关的税前减值费分别为8,430万美元和8,560万美元。有关更多信息，请参考我们的基本报表附注6，Coastal GasLink。
我们的被核定ROE、投资基础、被视为普通股权的水平和奖励收入主要影响我们管制费率的加拿大天然气管道的净利润和可比EBITDA。折旧、财务费用和所得税的变化也会影响可比EBITDA，但由于它们几乎完全通过收入的流过方式得以收回，对净利润的影响不是很显著。
净利润和平均投资基础
| 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||
| (millions of $) | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
| 净收入 | ||||||||||||||||||||||||||
| NGTL系统 | 197 | 191 | 392 | 381 | ||||||||||||||||||||||
| 加拿大主干线 | 60 | 57 | 115 | 111 | ||||||||||||||||||||||
| 平均投资基数 | ||||||||||||||||||||||||||
| NGTL系统 | 19,413 | 18,714 | ||||||||||||||||||||||||
| 加拿大主干线 | 3,635 | 3,666 | ||||||||||||||||||||||||
16 | tc energy 第二季度 2024
NGTL系统净利润在截至2024年6月30日的三个和六个月内分别比2023年同期增加了600万美元和1100万美元，主要是由于持续的系统扩张导致平均投资基数较高。 NGTL系统正在根据2020-2024年度营收要求协议运作，其中包括对40%视为普通股权的批准ROE为10.1%。 该协议为NGTL系统提供了机会，如果收费低于指定水平，则可以增加折旧率，并为某些运营成本提供激励机制，其中偏离预期金额将与我们的客户共享。
加拿大主干线的净利润在2024年6月30日结束的三个月和六个月内比2023年同期增加了300万美元和400万美元。加拿大主干线正在根据2021-2026主干线协议运营，其中批准的roe为40％视为普通股权益的10.1％，并鼓励在管道上通过与客户的有益共享机制降低成本和增加收入。
可比EBITDA
截至2024年6月30日的三个月和六个月，加拿大天然气管道的可比息税折旧及摊销前利润增加了6600万和17200万美元，与2023年同期相比，这是由于以下因素的净效应:
•由于持续的系统扩展，导致较高的流通过所得税、折旧和财务费用，以及NGTL系统的较高费用基础收入
•由于2023年完成的NGTL系统/Foothills West Path交付计划，高流通所得税、财务费用和折旧支出，以及Foothills的更高费率基础盈利。
折旧和摊销
截至2024年6月30日的三个月和六个月，折旧和摊销分别比2023年同期增加了1100万美元和4000万美元，主要反映了NGTL系统扩建设施投入使用后的增量折旧。
tc energy 第二季度 2024 | 17
美国天然气管道
以下是可比息税、折旧及摊销前利润（我们的非依据通用会计准则的衡量标准）与分部收入（亏损）（最直接可比的通用会计准则衡量标准）的调解。
| 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||
| （以百万美元为单位，除非另有说明） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
哥伦比亚燃气1 | 366 | 359 | 804 | 754 | ||||||||||||||||||||||
| ANR | 137 | 134 | 326 | 326 | ||||||||||||||||||||||
哥伦比亚湾1 | 59 | 49 | 121 | 108 | ||||||||||||||||||||||
| 五大湖 | 41 | 31 | 110 | 85 | ||||||||||||||||||||||
| GTN | 39 | 47 | 94 | 100 | ||||||||||||||||||||||
波特兰1 | 25 | 25 | 52 | 54 | ||||||||||||||||||||||
美国其他管道2 | 66 | 43 | 194 | 199 | ||||||||||||||||||||||
| 可比较的EBITDA | 733 | 688 | 1,701 | 1,626 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | (175) | (174) | (353) | (349) | ||||||||||||||||||||||
| 可比税息前利润 | 558 | 514 | 1,348 | 1,277 | ||||||||||||||||||||||
| 汇率期货影响 | 206 | 177 | 482 | 444 | ||||||||||||||||||||||
可比税息前利润 （加元） | 764 | 691 | 1,830 | 1,721 | ||||||||||||||||||||||
具体项目: | ||||||||||||||||||||||||||
| 非核心资产出售收益（损失) | 38 | — | 38 | — | ||||||||||||||||||||||
| 风险管理活动 | (40) | 24 | (63) | 73 | ||||||||||||||||||||||
分部收入（亏损） （加元） | 762 | 715 | 1,805 | 1,794 | ||||||||||||||||||||||
1包含非控股权益。有关更多信息，请参阅公司部门。
2反映了我们在矿产权业务（CEVCO）、北巴哈、吉利斯通道、塔斯卡罗拉、比森、十字路口以及我们在Northern Border、伊洛奎斯、Millennium和Hardy Storage的股权收益，以及我们在美国天然气营销业务和与我们在美国天然气管道相关的一般行政和业务发展成本的可比EBITDA。
美国天然气管道分部收入在2024年6月30日结束的三个月和六个月内，与2023年同期相比增加了4700万美元和1100万美元，并包括以下具体项目，这些项目已排除在我们计算的可比EBITDA和可比EBIT之外：
•2024年第二季度出售非核心资产的税前收益为3800万美元
•与我们的美国天然气营销业务相关的衍生工具公允价值变动的未实现收益和损失。
2024年6月30日结束的三个月和六个月中，美元走强对我们美元计价业务的加币等值分部收入产生了积极影响，与2023年同期相比。有关更多信息，请参考汇率期货部分。
我们美国天然气管道业务的收入通常受到合同成交量水平、交付量、收费标准以及提供服务的成本的影响。哥伦比亚Gas和ANR的业绩也受其天然气储存能力的合同和定价，以及附带的商品销售影响。由于业务的季节性特点，天然气管道和储存成交量和收入通常在冬季更高。
18 | tc energy 第二季度 2024
截至2024年6月30日的三个月和六个月，美国天然气管道可比EBITDA分别增加了4.5亿美元和7.5亿美元，与2023年同期相比，主要是由于以下净效应：
•增长和现代化项目投入运营的逐步收入增加，以及ANR和Great Lakes额外合同销售的增加收入。
•从易洛魁和北部边境的股权收益增加
•由于2024年6月30日结束的六个月内，我们美国天然气营销业务的利润较低，主要是由于较低的利润率。
•由于运营成本上升导致收入下降，反映了我们服务范围内系统利用率的增加
•由于大宗商品价格下跌，我们的矿产权业务收入减少。
折旧和摊销
折旧和摊销分别从2023年同期增加了100万美元和400万美元，与截至2024年6月30日的三个月和六个月相比，因为新项目投入使用。
tc energy 第二季度 2024 | 19
墨西哥天然气管道
以下是可比息税、折旧及摊销前利润（我们的非依据通用会计准则的衡量标准）与分部收入（亏损）（最直接可比的通用会计准则衡量标准）的调解。
| 三个月已结束 6 月 30 日 | 六个月已结束 6 月 30 日 | |||||||||||||||||||||||||
| （除非另有说明，否则为百万美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
TGNH1,2 | 61 | 57 | 124 | 113 | ||||||||||||||||||||||
| Topolobampo | 39 | 39 | 78 | 79 | ||||||||||||||||||||||
| 瓜达拉哈拉 | 15 | 16 | 30 | 33 | ||||||||||||||||||||||
| 马萨特兰 | 18 | 18 | 34 | 33 | ||||||||||||||||||||||
德克萨斯州南部3 | 77 | 14 | 102 | 12 | ||||||||||||||||||||||
| 可比息税折旧摊销前 | 210 | 144 | 368 | 270 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | (17) | (17) | (34) | (33) | ||||||||||||||||||||||
| 可比息税前利润 | 193 | 127 | 334 | 237 | ||||||||||||||||||||||
| 外汇影响 | 70 | 44 | 120 | 84 | ||||||||||||||||||||||
可比息税前利润 （加元） | 263 | 171 | 454 | 321 | ||||||||||||||||||||||
| 特定物品： | ||||||||||||||||||||||||||
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 | 3 | 11 | 24 | 115 | ||||||||||||||||||||||
分部收益（亏损） （加元） | 266 | 182 | 478 | 436 | ||||||||||||||||||||||
1TGNH包括Tamazunchale、Villa de Reyes和Tula管道的运营部分。
2包含非控股权益。有关更多信息，请参阅公司部门。
3代表我们持有的60%股权收入和从管道的施工和运营中获得的费用。
墨西哥天然气管道分部收入在2024年6月30日结束的三个月和六个月中分别增加了8400万美元和4200万美元，与2023年相同时期相比，并分别包括了对TGNH在墨西哥租赁和某些合同资产的预期信贷损失准备的回收300万美元和2400万美元（分别为2018年-分别回收1100万美元和11500万美元），这些情况已从我们的可比EBITDA和可比EBIt计算中排除。有关更多信息，请参见我们的简明合并财务报表第14项《风险管理和金融工具》。
2024年6月30日结束的三个月和六个月内，美元走强对2023年同期相比，在墨西哥以美元计价的运营业务对应的加币收益产生了积极影响。有关更多信息，请参阅汇率期货部分。
2024年6月30日结束的三个月和六个月内，墨西哥天然气管道的可比EBITDA较2023年同期分别增加了6600万美元和9800万美元，这是由于以下净效应：
•由于墨西哥比索贬值导致汇率期货对以比索计价的负债的外汇影响较大，进而推动了更高的股权收益，再加上较低的所得税费用。我们使用汇率期货工具来管理比索面临的风险敞口，其影响被确认在损益表中的汇率期货（收益）损失项。请参阅汇率期货部分获取更多信息
•TGNH的更高收益主要与维拉德雷耶斯管道的横向部分有关，该管道于2023年第三季度投入商业运营。
折旧和摊销
截至2024年6月30日结束的三个月和六个月的折旧和摊销与2023年同期基本保持一致。
20 | tc energy 第二季度 2024
液体管道
以下是可比息税、折旧及摊销前利润（我们的非依据通用会计准则的衡量标准）与分部收入（亏损）（最直接可比的通用会计准则衡量标准）的调解。
| 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||
| (millions of $) | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
关键石油管道系统 | 313 | 347 | 704 | 649 | ||||||||||||||||||||||
艾伯塔省内部管道1 | 17 | 17 | 34 | 35 | ||||||||||||||||||||||
其他 | (2) | (1) | (3) | (4) | ||||||||||||||||||||||
| 可比息税折旧及摊销前利润 | 328 | 363 | 735 | 680 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | (86) | (85) | (171) | (169) | ||||||||||||||||||||||
| 可比税息前利润 | 242 | 278 | 564 | 511 | ||||||||||||||||||||||
| 具体项目: | ||||||||||||||||||||||||||
| 液体管道业务分拆成本 | (9) | — | (14) | — | ||||||||||||||||||||||
| Keystone 监管决定 | — | — | — | (57) | ||||||||||||||||||||||
| Keystone XL 保全及其他 | — | (5) | — | (10) | ||||||||||||||||||||||
| 风险管理活动 | 37 | — | 36 | 5 | ||||||||||||||||||||||
| 分段收益（亏损） | 270 | 273 | 586 | 449 | ||||||||||||||||||||||
| 可比EBITDA如下所示： | ||||||||||||||||||||||||||
| 加元。 | 94 | 94 | 194 | 185 | ||||||||||||||||||||||
| 美元 | 172 | 199 | 399 | 366 | ||||||||||||||||||||||
| 汇率期货影响 | 62 | 70 | 142 | 129 | ||||||||||||||||||||||
| 可比息税折旧及摊销前利润 | 328 | 363 | 735 | 680 | ||||||||||||||||||||||
1阿尔伯塔省内的管道包括Grand Rapids和White Spruce。
液体管道分部收益在2024年6月30日结束的三个月和六个月中减少了300万美元，与2023年同期相比增加了13700万美元，并包括以下特定项目，这些项目已被排除在我们的可比EBITDA和可比EBIT计算之外：
•截至2024年6月30日的三个月和六个月分别预计会出现的税前费用分别为900万美元和1400万美元（2023年为零），主要是由于液体管道业务拆分相关的费用引发的。有关更多信息，请参考最新发展-液体管道部分。
•在2023年第一季度录得了一项5.7亿美元的税前费用，这是由于FERC行政法官在2023年2月发布的关于2018年至2022年间认定金额的有关诉讼投诉的初步决定。
•2023年6月30日结束的三个月和六个月的税前保全及其他成本分别为500万美元和1000万美元，与Keystone XL管道项目资产的保全和存储相关。
•我们液体营销业务中与衍生品公允价值变动相关的未实现收益和损失。
2024年6月30日结束的三个月和六个月内，美元走强对我们的美国业务在2023年同期相比加币等值分割收入产生了积极影响。有关更多信息，请参阅汇率期货部分。
tc energy 第二季度 2024 | 21
相比2023年同期，截至2024年6月30日的三个月和六个月，液体管道的可比EBITDA净减少了3500万美元，主要原因是以下因素的净效应：
•液体营销活动的边际利润率下降，主要出现在2024年第二季度，部分原因是随着WCSb出口能力的增加。
•2024年，与2023年相比，由于2023年第14英里事件相关的产能影响，Keystone管道系统中未签约容量的贡献更高。
•由于合同量增加，导致Keystone管道系统美国墨西哥湾岸段的吞吐量增加。
折旧和摊销
截至2024年6月30日结束的三个月和六个月的折旧和摊销与2023年同期基本保持一致。
22 | tc energy 第二季度 2024
电力与能源解决方案
以下是可比EBITDA和可比EBIT（我们的非GAAP财务指标）与分部收益（损失）（最直接可比的GAAP财务指标）的调整。
| 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||
| (millions of $) | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
布鲁斯电力站1 | 150 | 159 | 331 | 334 | ||||||||||||||||||||||
| 加拿大能源 | 87 | 80 | 168 | 182 | ||||||||||||||||||||||
天然气储存和其他2 | (10) | (22) | 48 | (18) | ||||||||||||||||||||||
| 可比息税折旧及摊销前利润 | 227 | 217 | 547 | 498 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | (27) | (22) | (53) | (40) | ||||||||||||||||||||||
| 可比税息前利润 | 200 | 195 | 494 | 458 | ||||||||||||||||||||||
| 具体项目: | ||||||||||||||||||||||||||
| Bruce Power 未实现公允价值调整 | 4 | — | (1) | 8 | ||||||||||||||||||||||
| 风险管理活动 | 16 | 60 | (21) | 41 | ||||||||||||||||||||||
| 分段收益（亏损） | 220 | 255 | 472 | 507 | ||||||||||||||||||||||
1代表我们从布鲁斯核电厂收入中的股权收益。
2包括在德克萨斯风场中的非控股权益，由A类成员权益所组成。有关更多信息，请参阅公司章节。
2024年6月30日结束的三个月和六个月内，能源与动力解决方案部门的收入减少了3500万美元，与2023年同期相比，下降了，并且包括以下具体项目，在我们计算的可比EBITDA和可比EBIT中已被排除：
•我们在Bruce Power投资的用于养老福利和风险管理活动的基金未实现收益和损失中所占的比例
•衡量衍生工具变动公允价值而产生的未实现收益和损失，用于降低商品风险暴露。
与2023年同期相比，截至2024年6月30日的三个月和六个月能源解决方案的可比息税、折旧和摊销前利润（EBITDA）分别增加了1000万和4900万美元，主要原因是以下净效应：
•2024年第一季度主要由于更高的实现的艾伯塔州天然气储存价差以及我们美国市场业务贡献的增加，导致天然气储存增加和其他业绩。但第二季度业务发展成本增加，部分抵消了这些收益。
•截至2024年6月30日的三个月，加拿大能源的财务业绩主要受益于更高的交易活动贡献。较低的实现电力价格，减少的天然气燃料成本，部分抵消了第二季度正面的交易活动，导致截至2024年6月30日的六个月财务业绩下降。
•减少了Bruce Power的贡献，主要是由于发电量下降和运营以及停机成本增加，部分抵消了更高的合同价格以及2024年第一季度用于养老金福利和风险管理活动投资的基金实现的收益。有关更多信息，请参阅Bruce Power部分。
折旧和摊销
截至2024年6月30日的三个月和六个月，折旧和摊销增加了500万美元和1300万美元，与2023年同期相比，主要是由于在2023年上半年收购了德克萨斯风电场。
tc energy 第二季度 2024 | 23
布鲁斯力量
以下是我们对可比EBITDA和可比EBIt的比例份额组成部分。
| 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||
| (除非另有说明，单位为百万美元) | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
包括在可比息税折旧及摊销前利润和可比息税折旧前利润中的项目有： | ||||||||||||||||||||||||||
收入1 | 487 | 473 | 1,012 | 979 | ||||||||||||||||||||||
| 营业费用 | (244) | (239) | (497) | (475) | ||||||||||||||||||||||
| bnrg:美元767会员 | (93) | (75) | (184) | (170) | ||||||||||||||||||||||
可比 EBITDA 和可比 EBIT2 | 150 | 159 | 331 | 334 | ||||||||||||||||||||||
| Bruce Power - 其他信息 | ||||||||||||||||||||||||||
工厂可用性3,4 | 78 | % | 94 | % | 85 | % | 95 | % | ||||||||||||||||||
计划停机天数4 | 116 | 13 | 160 | 13 | ||||||||||||||||||||||
| 非计划停机天数 | 15 | 13 | 21 | 38 | ||||||||||||||||||||||
销售量（GWh）5 | 4,685 | 4,841 | 10,226 | 10,241 | ||||||||||||||||||||||
实现功率价格每兆瓦时6 | $102 | $98 | $98 | $95 | ||||||||||||||||||||||
1根据适用情况记录的经营成本效率与IESO共享的金额净额。
2代表我们拥有的48.3%股权利益以及支持我们对Bruce Power投资的内部成本。不包括为养老福利和风险管理活动投资的基金类型的未实现收益和损失。
3工厂可生成电力的时间百分比，无论是否正在运行。
4不包括MCR故障期间。
5销售量包括视为发生的部分，如果适用。
6基于实际和被视为的发电量进行计算。每兆瓦时已实现的电力价格包括来自合同活动和成本流通过项目的已实现收益和损失。不包括合同活动和非电力收入的未实现收益和损失。
第二季度，5至8号机组完成了计划维护，2024年不再进行计划维护。
24 | tc energy 第二季度 2024
公司
下面是可比EBITDA和可比EBIT（我们的非GAAP财务指标）与分部利润（损失）（最直接可比的GAAP财务指标）的调和表。
| 三个月已结束 6 月 30 日 | 六个月已结束 6 月 30 日 | |||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
可比的息税折旧摊销前利润和可比息税 | 4 | (4) | 1 | (6) | ||||||||||||||||||||||
| 特定物品： | ||||||||||||||||||||||||||
| 第三方结算 | — | — | (34) | — | ||||||||||||||||||||||
| 液体管道业务分离成本 | (20) | — | (31) | — | ||||||||||||||||||||||
| 重点项目成本 | — | (32) | (10) | (32) | ||||||||||||||||||||||
| NGTL 系统所有权转让成本 | (10) | — | (10) | — | ||||||||||||||||||||||
| 分部收益（亏损） | (26) | (36) | (84) | (38) | ||||||||||||||||||||||
企业分段损失在2024年6月30日结束的三个和六个月中减少了1000万美元，与2023年同期相比增加了4600万美元。企业分段损失包括以下特定项目，这些项目已从我们的可比EBITDA和可比EBIT计算中排除：
•2024年第一季度，与一项非重复性第三方和解有关的税前支出为3400万美元（2500万美元）
•截至2024年6月30日三个月和六个月分别出现了液体管道业务分拆费用2亿美元和3.1亿美元（2023年为零），与分拆交易有关。有关更多信息，请参考最近发展-液体管道部分
•2024年6月30日结束的六个月期间，针对专注项目成本产生了一项税前费用高达1000万美元（2023年为3200万美元）。有关更多信息，请参阅最新发展-公司章节。
•与NGTL系统所有权转让相关的税前成本为1000万美元。有关详细信息，请参阅最新发展-公司部分。
2024年6月30日结束的三个月和六个月，公司可比EBITDA和可比EBIT分别增加了800万美元和700万美元，与2023年同期相比，主要是由于美国州税款退款。
利息支出
| 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||
| (millions of $) | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
| 长期债务和初级次级票据利息支出 | ||||||||||||||||||||||||||
| 加币计价 | (220) | (231) | (445) | (441) | ||||||||||||||||||||||
| 美元计价 | (470) | (397) | (944) | (761) | ||||||||||||||||||||||
| 汇率期货影响 | (172) | (136) | (338) | (264) | ||||||||||||||||||||||
| (862) | (764) | (1,727) | (1,466) | |||||||||||||||||||||||
| 其他利息和摊销费用 | (47) | (69) | (87) | (154) | ||||||||||||||||||||||
| 资本化利息 | 66 | 42 | 134 | 72 | ||||||||||||||||||||||
| 在可比收益中包括的利息支出 | (843) | (791) | (1,680) | (1,548) | ||||||||||||||||||||||
具体项目: | ||||||||||||||||||||||||||
| Keystone 监管决定 | — | — | — | (5) | ||||||||||||||||||||||
| 利息费用 | (843) | (791) | (1,680) | (1,553) | ||||||||||||||||||||||
tc energy 第二季度 2024 | 25
2024 年 6 月 30 日结束的三个月和六个月的利息支出分别比 2023 年同期增加了 5200 万美元和 12700 万美元，其中包括因 FERC 行政法官对Keystone 的初步决定而导致的税前费用，这一费用已从我们计算的利息支出中剔除，并在可比收益中包括了 2023 年 6 月 30 日结束的六个月中发生的 500 万美元应计承担费用。
2024年6月30日结束的三个月和六个月内，可比收益中包括的利息费用分别比2023年同期增加了5200万美元和13200万美元，主要是由于以下净影响因素：
•长期债务发行净额，扣除到期。请参阅财务控件部分获取更多信息
•美元汇率期货对美元计价的利息支出的翻译产生的外汇影响
•减少短期借款水平
•由于与我们对Coastal GasLink LP的投资相关的资金筹集，资本利息较高。
施工期间使用基金的津贴
| 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||
| (millions of $) | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
| 加币计价 | 8 | 20 | 17 | 53 | ||||||||||||||||||||||
| 美元计价 | 128 | 95 | 238 | 167 | ||||||||||||||||||||||
| 汇率期货影响 | 48 | 33 | 86 | 59 | ||||||||||||||||||||||
| 在施工期间使用资金的津贴 | 184 | 148 | 341 | 279 | ||||||||||||||||||||||
截至2024年6月30日的三个月和六个月，AFUDC分别增加了3600万加币和6200万加币，与2023年同期相比。加币计价的AFUDC减少主要与2023年投入运营的NGTL系统扩建项目有关。美元计价的AFUDC增加主要是因为在东南门户管道项目上的资本支出增加，部分抵消了由于Tula管道项目FID延迟导致的施工资产暂停施工的AFUDC。
汇率期货盈利（损失），净额
| 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||
| (millions of $) | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
| 在可比收益中包括的汇率期货净收益（亏损） | (51) | 70 | (8) | 103 | ||||||||||||||||||||||
| 具体项目: | ||||||||||||||||||||||||||
汇率期货收益(损失)，净额 - 跨公司贷款1 | 15 | (9) | 70 | (9) | ||||||||||||||||||||||
| 风险管理活动 | (31) | 108 | (102) | 182 | ||||||||||||||||||||||
汇率期货收益（损失）净额 | (67) | 169 | (40) | 276 | ||||||||||||||||||||||
1 包括非控制权益。有关非控制权益归属的净收益（损失）的额外信息，请参考。
2024年6月30日结束的三个月和六个月的汇率期货损失分别为6700万美元和4000万美元，与2023年同期的汇率期货收益分别为16900万美元和27600万美元相比。我们的汇率期货损益中排除了以下具体项目，这些项目已从可比收益中计算出的汇率期货损益中剔除：
•TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款的未实现汇率期货损益
•未实现收益和损失是指衍生工具公允价值变动产生的用于管理汇率期货风险的收益和损失。有关更多信息，请参考财务风险和金融工具部分。
26 | tc energy 第二季度 2024
在可比收益中包括的汇率期货损失分别为2024年6月30日结束的三个月和六个月为5100万和800万美元，而与2023年同期的汇率期货收益相比为7000万和10300万美元。这些变化主要是由于以下净影响:
•2024年相对于2023年在用于管理我方对墨西哥净负债的外汇暴露的衍生品上实现亏损而非盈利
•2024年外汇增益相对于2023年外汇亏损，基于我们以美元重新评估的计价货币净负债的比重。
•降低了用于管理我们对美元计价收入的外汇汇率波动净敞口的衍生工具的实现亏损
•2024年第二季度在TCPL和TGNH之间的以比索计价的公司间贷款部分偿还中实现的净收益。
利息收入和其他
| 三个月已结束 6 月 30 日 | 六个月已结束 6 月 30 日 | |||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
| 利息收入和其他收入包含在可比收益中 | 69 | 52 | 146 | 94 | ||||||||||||||||||||||
| 特定物品： | ||||||||||||||||||||||||||
| Milepost 14 保险费用 | — | (36) | — | (36) | ||||||||||||||||||||||
| 利息收入及其他 | 69 | 16 | 146 | 58 | ||||||||||||||||||||||
利息收入和其他增加了$5300万和$8800万，截至2024年6月30日的三个月和六个月相比，与2023年同期相比，并且包括2023年第二季度与Milepost 14事件相关的$3600万的应计保险费用，该费用已从我们的利息收入和其他可比收入中予以排除。
利息收入和其他项目在可比盈利中分别增加了1700万美元和5200万美元，与2023年同期相比，截至2024年6月30日的三个月和六个月收入了更高利息于短期投资和其他受限制投资公允价值变动。
tc energy 第二季度 2024 | 27
所得税（费用）追回
| 三个月已结束 6 月 30 日 | 六个月已结束 6 月 30 日 | |||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
| 所得税（费用）回收包含在可比收益中 | (190) | (249) | (523) | (529) | ||||||||||||||||||||||
| 特定物品： | ||||||||||||||||||||||||||
| 出售非核心资产的收益（亏损） | 15 | — | 15 | — | ||||||||||||||||||||||
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 | (1) | (3) | (7) | (35) | ||||||||||||||||||||||
| NGTL 系统所有权转让成本 | (32) | — | (32) | — | ||||||||||||||||||||||
| 液体管道业务分离成本 | 3 | — | 6 | — | ||||||||||||||||||||||
| 第三方结算 | — | — | 8 | — | ||||||||||||||||||||||
| 重点项目成本 | — | 7 | 2 | 7 | ||||||||||||||||||||||
| 沿海天然气链路减值费 | — | 34 | — | 18 | ||||||||||||||||||||||
| 关键监管决策 | — | — | — | 14 | ||||||||||||||||||||||
| Keystone XL 保存及其他 | — | 1 | — | 2 | ||||||||||||||||||||||
| Bruce Power 未实现的公允价值调整 | (1) | — | — | (2) | ||||||||||||||||||||||
| 风险管理活动 | 6 | (48) | 38 | (74) | ||||||||||||||||||||||
| 追回所得税（费用） | (200) | (258) | (493) | (599) | ||||||||||||||||||||||
截至2024年6月30日的三个月和六个月，所得税费用分别减少了5.8亿美元和10.6亿美元，与2023年同期相比。 在MD&A中引用的特定项目的所得税影响已从我们的可比收益中所包含的所得税费用中剔除。
2024年6月30日结束的三个月内，可比收益中包括的所得税费用较2023年同期减少了5900万美元，主要是由于我们在墨西哥的外汇期货敞口的影响和更低的流通所得税，部分抵消了外国所得税税率差异的降低。
2024年6月30日结束的六个月中，可比收益中包括的所得税费用比2023年同期减少了600万美元，主要是由于我们墨西哥的汇率期货风险影响，部分抵消了较低的外国所得税率差异。
28 | tc energy 第二季度 2024
归属于非控制股东的净（损失）收入
非控制者权益 Ownership at 2024年6月30日 | 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||||
| (millions of $) | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||||||||
哥伦比亚燃料币和哥伦比亚海湾 | 40.0 | % | (129) | — | (290) | — | |||||||||||||||||||||||
| 波特兰天然气输送系统 | 38.3 | % | (11) | (10) | (23) | (21) | |||||||||||||||||||||||
德克萨斯风力发电场1 | — | 9 | 4 | 11 | 4 | ||||||||||||||||||||||||
| TGNH | 13.01 | % | (10) | — | (10) | — | |||||||||||||||||||||||
在可比收益中包括的非控股权益的净（收入）损失 | (141) | (6) | (312) | (17) | |||||||||||||||||||||||||
具体项目: | |||||||||||||||||||||||||||||
| 汇率期货（利得）损失，净额 - 子公司贷款 | 13.01 | % | (18) | — | (18) | — | |||||||||||||||||||||||
| 归属于非控制权益的净收益（损失） | (159) | (6) | (330) | (17) | |||||||||||||||||||||||||
税收权益投资者拥有A类成员权益的100％，其中分配了一部分收益、税收属性和现金流量。我们拥有B类成员权益的100％。
2024年6月30日结束的三个月内，CFE成为TGNH的合作伙伴，持有TGNH 13.01%的股权。有关更多信息，请参阅最近发展-墨西哥天然气输气管道部分。
2024年6月30日结束的三个月和六个月，净利润归属于非控股权益增加了1.53亿美元和3.13亿美元，与2023年同期相比，并包括TGNH披索计价的公司间贷款上应付给TCPL的未实现汇率期货收益与损失中的非控股权益份额，这些已从我们的非控股权益损益计算中剔除，并包含在可比盈利中。
净利润归属于非控股权益的可比盈利中，截至2024年6月30日的三个月和六个月，与2023年同期相比分别增加了13500万美元和29500万美元，主要是由于2023年第四季度向全球货币制造行业合作伙伴出售哥伦比亚燃料币和哥伦比亚湾40%的非控股权益，以及于2024年第二季度向CFE出售TGNH 13.01%的非控股权益。
优先股股息
| 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||
| (millions of $) | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
| 优先股股息 | (27) | (23) | (50) | (46) | ||||||||||||||||||||||
首选股分红在2024年6月30日结束的三个和六个月内，与2023年同期相比增加了400万美元，主要原因是2024年4月30日对第7系列首选股进行了股利率重设。
tc energy 第二季度 2024 | 29
汇率期货
美元计价业务相关的汇率期货
我们的某些业务收入全部或大部分以美元计价，由于我们以加币报告财务业绩，美元对加币汇率的变化直接影响我们的可比 EBITDA 并影响可比收益。随着我们的美元业务不断增长，这种敞口不断增加。美元业务的部分可比 EBITDA 敞口自然地被在折旧、摊销、利息费用和其他损益表项目中的美元金额抵消。其余敞口的一部分通过长达三年的使用外汇衍生工具进行积极管理；然而，超越该期限的自然敞口仍然存在。考虑到自然抵消和经济对冲，美元对可比收益的净影响在 2024 年 6 月 30 日结束的三个月和六个月中并不重要。
我们以美元计价的财务结果的元件列在下表中，包括我们在美国和墨西哥的天然气管道业务，以及大部分的液体管道业务。
税前以美元计价的收入和支出项目
| 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||
| （以百万美元计） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
| 可比息税折旧及摊销前利润 | ||||||||||||||||||||||||||
| 美国天然气管道 | 733 | 688 | 1,701 | 1,626 | ||||||||||||||||||||||
| 墨西哥天然气管道 | 210 | 144 | 368 | 270 | ||||||||||||||||||||||
| 液体管道 | 172 | 199 | 399 | 366 | ||||||||||||||||||||||
| 1,115 | 1,031 | 2,468 | 2,262 | |||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | (241) | (240) | (486) | (480) | ||||||||||||||||||||||
| 长期债务和初级次级票据利息支出 | (470) | (397) | (944) | (761) | ||||||||||||||||||||||
| 在施工期间使用资金的津贴 | 128 | 95 | 238 | 167 | ||||||||||||||||||||||
在可比收益和其他中包括非控股权益归属的净（收入）损失 | (112) | (13) | (238) | (44) | ||||||||||||||||||||||
| 420 | 476 | 1,038 | 1,144 | |||||||||||||||||||||||
美元兑加元的平均汇率 | 1.37 | 1.34 | 1.36 | 1.35 | ||||||||||||||||||||||
汇率期货与墨西哥天然气管道相关
墨西哥比索相对美元汇率的变化可能会影响我们的可比收入，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结果是以美元计价的。这些以比索计价的余额会重新计价成美元，产生包含在净收入（损失）中的汇率期货收益和损失，外汇（收益）损失净额，以及溢利考虑非控股权益的净（收益）损失在简明合并利润表中。
此外，为了墨西哥所得税目的，在重新估计以美元计价的货币资产和负债时计算的汇率期货损益会导致这些实体承担以墨西哥比索计价的所得税暴露，从而导致权益投资收入和所得税费用的波动。随着我们美元净货币负债的增加，这种暴露也会增加。
上述风险通过汇率期货进行管理，尽管仍有一些未对冲的风险。汇率期货的影响记录在损益表的汇率期货（利得）损失中。有关更多信息，请参阅财务风险和金融工具部分。
30 | tc energy 第二季度 2024
美元兑墨西哥比索的期末汇率如下：
| 2024年6月30日 | 18.28 | |||||||
| 2023年6月30日 | 17.15 | |||||||
| 2023年12月31日 | 16.91 | |||||||
2022年12月31日 | 19.50 | |||||||
下表概述了来自墨西哥比索兑美元汇率变动引起的交易外汇收益和损失以及相关衍生工具的影响。
| 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||
| (millions of $) | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
可比EBITDA-墨西哥天然气管道1 | 55 | (29) | 45 | (74) | ||||||||||||||||||||||
在可比收益中包括的汇率期货净收益（亏损） | (45) | 99 | (1) | 172 | ||||||||||||||||||||||
| 在可比收益中包括的所得税（费用）收益 | 62 | (62) | 40 | (113) | ||||||||||||||||||||||
在可比收益中包括的非控股权益的净（收入）损失2 | (4) | — | (4) | — | ||||||||||||||||||||||
| 68 | 8 | 80 | (15) | |||||||||||||||||||||||
1包括在简明综合利润表的从股权投资收入中记录的Sur de Texas合资公司的汇率期货影响。
2 代表与TGNH相关的非控制股权部分。有关更多信息，请参阅公司部分。
tc energy 第二季度 2024 | 31
近期发展情况：
加拿大天然气管道
NGTL系统
2024年6月30日结束的六个月内，NGTL系统启用约5亿美元的产能项目。
2023年NGTL系统盆地内扩建
NGTL系统盆内扩张项目包括新的管道和压缩站，并得到了为期15年的新稳定服务合同的支持。所有资产均已投入使用，扩张的资本成本为5亿美元。
NGTL系统营业收入需求结算和多年增长计划
2024年7月31日，我们批准了针对NGTL系统扩建设施的多年增长计划的资本配置。 我们还获得了来自客户的一致支持，以在2025年1月1日开始的为期五年的商定营业收入要求的解决。
该协议使投资框架得以支持我们董事会批准的大约33亿美元资金用于推动一项新的多年增长计划。该计划由多个不同的项目组成，目标服务日期介于2027年和2030年之间，需经最终公司和监管机构批准。完成这项多年增长计划将使系统吞吐量每日递增约1.0 Bcf。
该协议保持着10.1%的roe，对40%的被视为普通股权提高了NGTL系统的折旧率，并引入了一项激励措施，如果收费低于指定水平，或者进行增长项目，NGTL系统就有机会进一步提高折旧率。该协议引入了一种新的激励机制，旨在降低物理排放和达到排放合规成本，这在特定运营成本的激励机制基础上，超出预期金额和排放节省将与我们的客户共享。如果收费超过预定水平，或者没有获得多年增长计划的最终公司批准，该协议中设有审查条款。我们已向加拿大能源管制局申请批准该协议。
出售NGTL系统和Foothills Pipeline资产中的股权
2024年7月30日，我们宣布已达成协议，将北方天然气管道系统（NGTL System）和菲尔斯管道（Foothills Pipeline）资产（合称合作资产）的5.34%少数股权出售给一家土著拥有的投资合作伙伴，总购买价格为10亿美元。该协议得到了阿尔伯塔土著机会公司（AIOC）的支持，并由一个代表艾伯塔、不列颠哥伦比亚和萨斯喀彻温特定土著社区（社区）的财团委员会（财团）进行洽谈。
AIOC将向社区提供10亿美元的股权贷款担保，以支持新成立的土著所有投资合作伙伴关系。一旦敲定，社区将以合作投资者的身份进入土著所有的投资合作伙伴关系资产的最终协议。
财团将向社区提交协议以供审查，每个独立社区都将判断其参与机会的方式，行使其自决权。审查后，社区将开始正式授权其参与。交易和交易规模不取决于任何特定社区，也不取决于所有社区选择参与。
预计交易将于2024年第三季度结束，视参与社区获得部落委员会和解决方案决议以及融资情况而定。
32 | tc energy 第二季度 2024
海岸煤气联播
Coastal GasLink管道
发帖后施工填海活动仍在进行中，预计将持续到2024年。 该项目的成本估算约为145亿美元，仍然按计划进行。 广东海联(Coastal GasLink) 管道的商业投入服务将在LNG加拿大设施的工厂调试活动完成后，并在获得LNG加拿大的通知后进行。
Coastal GasLink LP继续追求成本收回，包括某些仲裁程序，这些程序涉及对Coastal GasLink LP的索赔以及对某些索赔的辩护。除了与SA Energy Group达成的和解外，这些索赔尚未最终确定，但我们预计这些程序可能导致成本收回。有关详细信息，请参阅我们的基本报表中的第16条《承诺、应收账款和担保》，附注。
2024年6月，Coastal GasLink LP通过向加拿大和美国投资者私人债券发行成功完成了价值71.5亿美元的再融资，以偿还Coastal GasLink LP施工信贷设施上未偿余额中的大部分80亿美元。信贷设施上的剩余余额是通过利率互换协议的解除所得款项结清的，这些协议用于套期保值基础利率暴露。
雪松链接
2024年6月，Coastal GasLink LP宣布批准了Cedar Link项目，此前由Cedar LNG合资伙伴Haisla Nation和Pembina Pipeline Corporation宣布批准在Kitimat亿.C.进行建设的Cedar LNG项目的积极决策。这是一个拟建的浮式液化天然气设施。
Cedar Link项目是原油沿海管道的扩建项目，预计将使天然气输送量达到每天最高0.4 Bcf，以满足Cedar LNG设施的需求。 估计耗资12亿美元的扩建项目包括向原油沿海管道现有的基础设施中增加一个新的压缩机站、连接管道和计量站。
扩建资金将通过最高15亿美元的项目级信贷设施提供，于2024年6月由Coastal GasLink LP提供担保，而股本资金将由Coastal GasLink LP合作伙伴提供，包括我们。通过项目级信贷设施和潜在的现金AFUDC支付可用的增量资金为Coastal GasLink LP提供了额外的备用金，以应对如果成本超过120亿美元的初始估计，Coastal GasLink LP未来的资金需求。LNG加拿大参与者和Cedar LP各自有独立的期权，在FID后90天内选择按季度频率进行现金AFUDC支付。在这些期权被行使的情况下，通过项目级信贷设施可用的资金将从15亿美元减少到最高13亿美元。我们估计，我们在资助Cedar Link项目所需的股本贡献份额约为5000万美元。所有重要的监管许可证已经获得，施工工作于2024年7月开始。Cedar Link项目的计划投入使用日期为2028年，前提是在Cedar LNG设施的工厂投产活动完成后。
tc energy 第二季度 2024 | 33
美国天然气管道
波特兰天然气输送系统
2024年3月4日，我们宣布tc energy及其合作伙伴北新英格兰投资公司(énergir lp子公司)已达成购买协议，将波特兰天然气输送系统(pngts)出售给贝莱德旗下的一支基金，以及摩根士丹利基础设施合作伙伴管理的投资基金(买方)，预计交易金额约为15亿美元(约合110亿美元)，其中包括买方承担的pngts待还款的2500万美元。预计该交易将于2024年第三季度结束，需获得监管批准及常规的交割条件。有关更多信息，请查阅我们的简明合并财务基本报表的注释8“预计出售的资产”。
吉利斯访问项目
2024年3月，Gillis Access项目投入使用，这是一个长达68公里（42英里）的绿地管道系统，将从Gillis枢纽采购的天然燃气连接到路易斯安那东南部的下游市场。该项目的资本成本约为3亿美元。
墨西哥天然气管道
TGNH与CFE达成战略联盟
2022年，我们与墨西哥国有电力公司CFE宣布了战略联盟，并达成决策投资（FID）协议，开发并建设东南门户管道，这是一条每日输气量为1.3亿立方英尺，长715公里（444英里）的海上天然气管道，旨在为墨西哥东南部地域板块提供服务，预计将于2025年年中投入运营，项目估算成本为45亿美元。
我们继续与我们的合作伙伴CFE合作，完成Villa de Reyes管道的南段。投运日期将根据尚未解决的利益相关者问题确定。此外，我们继续与CFE评估Tula管道的开发和完成情况，这取决于未来的最终投资决策。由于最终投资决策的延迟，2023年底暂停了对Tula管道项目施工资产的资本化利息费。
根据我们战略联盟的条款，在2024年6月30日结束的三个月内，根据CFE注入3.4亿美元的股权以及非现金考虑，以认可完成某些合同义务，包括土地收购和许可支持，CFE成为TGNH的合作伙伴，持有TGNH 13.01%的股权。 假设CFE相关的土地收购、社区关系和许可支持的合同承诺得到满足，CFE在东南门户管道投入运营时TGNH的股权将最多增加到15%。有关更多信息，请参阅我们的基本财务报表中的附注15，TGNH战略联盟。
34 | tc energy 第二季度 2024
液体管道
流体管道业务的剥离
2023年，我们宣布计划通过拟议的将我们的液体管道业务分拆为一个名为South Bow Corporation（South Bow）的独立、投资级、上市公司，并将其上市。2024年6月4日，tc energy股东批准了这笔分拆交易。根据这笔分拆交易，tc energy普通股股东在用于这笔分拆交易设立的登记日之前持有tc energy股的股东，将收到每一 tc energy股一个新的tc energy股和0.2个South Bow普通股作为交换。 这次分拆已获得加拿大和美国的必要税务裁定，并仍需获得必要的监管批准和满足其他惯例的闭市条件。我们预计有效分离日期将在2024年第四季度初发生。
我们已经发生了液体管道业务的税前分拆相关成本，涉及到2024年6月30日结束的三个月和六个月分别为2900万（税后2600万）和4500万（税后3900万）。2014年6月30日结束的三个月和六个月分别包含了900万和1400万的分离成本，分别包括在我们的液体管道业务部门的业绩中，分别包括2000万和3100万在企业部门。这些成本已从可比业绩中排除。
在分拆交易结束时，tc energy和south bow将签署一份分割协议，规定tc energy预计为milepost 14事件和keystone管道系统上现有的变量通行费争议承担86%的净负债和成本，最高不超过3000万美元，对south bow的最大责任。目前已计提的这些债务和成本以外的可能最终应支付的金额目前尚无法确定。
黑棍连接项目
我们正在开发Blackrod Connection项目，该项目将包括一条25公里（16英里）wti原油管道和一条25公里（16英里）天然气侧线；以及相关设施，用于将国际石油公司的Blackrod项目原油运输至Grand Rapids管道系统。 该项目的预期总资本成本约为$3亿，目标投入使用日期为2026年初。 Blackrod Connection项目得到了长期承诺的合同支持。
最终FERC决定
2019年和2020年，三名Keystone客户在FERC和CER之前对变量通行费计算中的某些成本提出投诉。2023年2月，FERC发布了关于投诉的初始决定，涉及2018年至2022年间先前收取的通行费。2024年7月25日，FERC发布了有关该投诉的初始决定的订单。我们将继续评估该订单的影响，具体金额将在2024年第三季度提交合规申报后最终确定；但我们不认为这会对我们的基本报表产生实质影响。
《北美自由贸易协定》有关仲裁请求
2021年，tc energy提交仲裁请求，正式启动对北美自由贸易协定（NAFTA）遗留索赔的申请，以赔偿由于废除凯斯特XL管道项目总统许可证而导致的经济损失。美国基于美墨加美自由贸易协定（USMCA）下的过渡条款提出异议，认为保护在NAFTA生效期间进行的投资的规定仅适用于2020年7月1日之前采取的行动，当时USMCA取代了NAFTA。仲裁庭裁决该索赔案于2024年7月12日作出，多数仲裁庭成员认同美国的立场，并得出结论认为没有管辖权审理tc energy的索赔。tc energy目前正在评估该决定，以判断是否有理由对其提出挑战。
tc energy 第二季度 2024 | 35
企业
NGTL系统所有权转移
2024年4月1日，NGTL系统的所有权从Nova Gas传输有限公司转让给NGTL GP有限公司，代表NGTL有限合伙企业进行常规的企业重组，以支持业务优化并促进未来NGTL系统的少数股权拥有，包括来自土著团体的参与。有关更多信息，请参阅最新发展-加拿大天然气管道部分。该重组不会影响NGTL系统的运营。作为一家有限合伙企业，NGTL LP不受加拿大企业所得税的约束。相关的所得税责任属于合作伙伴。
截至2024年6月30日的三个月和六个月，我们因NGTL系统所有权转让而产生了税后4200万美元的费用，这些费用已从我们的可比计量中排除。
2016哥伦比亚管道收购诉讼
2023年，特拉华州特拉华州诉讼法院（法院）就哥伦比亚管道集团公司（CPG）前股东提起的与2016年TC Energy收购CPG有关的集体诉讼作出裁决。法院认定前CPG高管违反了其受托责任，前CPG董事会在监督销售过程中违反了尽职义务，而TC Energy协助并教唆了这些违规行为。
2024年5月15日，法院将整个销售流程损坏责任分配为39800万美元，前哥伦比亚CEO和CFO共同占50％，tc energy占50％。根据最终裁定和判决（终局裁定），tc energy在销售流程索赔损害中的分配份额为19900万美元，截至2024年6月14日的利息为15300万美元。法院还判决与信息披露索赔有关，tc energy的损害分配额为8400万美元，截至2024年6月14日的利息为6400万美元。这两项索赔的损害不可累积，tc energy在最终确定上诉金额后只需支付销售流程损害和信息披露索赔中较大的金额。
tc energy对法院的许多裁决持异议，并认为法院的裁决偏离了底特律法律的规定。 tc energy已经就法院的决定提出上诉通知，并预计上诉将于2025年中旬结束。在上诉过程中，tc energy已发帖支付了3.8亿美元的上诉债券，该金额接近最终判决金额加上九个月的判决后利息。我们的法律评估认为，tc energy在上诉过程结束时不太可能遭受损失，因此，我们在2024年6月30日未计提此索赔准备金。
2023年加拿大联邦预算
2023年3月28日，加拿大联邦政府发布了2023年预算案。作为这个预算案的一部分，宣布了有关利息扣除规则、全球最低税率提案以及其他税收措施的若干变更。2024年6月20日，加拿大立法C-59号和C-69号两项法案正式成为法律，其中包括了过多利息和融资费用限制（EIFEL）规则以及全球最低税率法案。我们预计这些新法律不会对我们的财务表现和现金流产生重大影响。
任命执行副总裁兼首席财务官
2024年4月3日，我们宣布董事会任命了之前资本市场和公司规划高级副总裁Sean O’Donnell接替乔尔·亨特担任自2024年5月15日起的执行副总裁兼致富金融(临时代码)。
专注项目
2022年底，我们推出了Focus项目，以发现改善安全性、生产率和成本效益的机会。迄今为止，我们已经确定了一系列广泛的机会，预计将进一步提升安全性，以及改善长期内的运营和财务表现。
36 | tc energy 第二季度 2024
某些措施已经实施，我们预计将继续设计和实施额外的计划，超过 2024 年，未来预计将实现增强生产力和成本效益的好处。
截至2024年6月30日止六个月，我们已经发生了2200万美元的税前成本（2023年为6900万美元），主要与福克斯项目的离职费用有关，其中有1000万美元（2023年为3200万美元，主要是外部咨询）记录在工厂营运成本和其他费用中，并体现在简明合并利润表中，并从可比数中剔除。另外1000万美元截至2024年6月30日的六个月（2023年为1500万美元）记录在工厂营运成本和其他费用中，且有关的可通过监管和商业计费结构收回成本的收入相抵，其净效应对净利润没有影响。截至2024年6月30日，200万美元（2023年为2200万美元）已分配给资本项目。
资产剥离计划
2024年第一季度宣布出售我们在PNGTS的所有权益，2024年第二季度CFE的股权注入导致在TGNH拥有13.01%的股权，以及2024年7月30日宣布出售对NGTL系统和Foothills Pipeline资产的股权利益，共同有助于实现我们的去杠杆目标。我们将继续评估在30亿美元资产剥离计划中的增量资本轮换机会，以进一步加强我们的财务状况。
tc energy 第二季度 2024 | 37
财务状况
我们努力在经济周期的所有板块中保持财务实力和灵活性。我们依靠经营现金流来维持业务运营，支付分红派息并为我们的增长提供部分资金。此外，我们通过资本市场融资和进行投资组合管理活动，以满足我们的融资需求，并管理我们的资本结构和信用评级。
我们相信我们有足够的财务能力通过运营现金流、资本市场融资、投资组合管理活动、合资企业、资产级融资、现金储备以及大额承诺的信贷额度来支持我们现有的资本项目。每年在第四季度，根据需要我们会更新和延长我们的信贷额度。
截至2024年6月30日，我们的流动资产总额为105亿美元，流动负债金额为138亿美元，使我们的营运资本逆差为33亿美元，与2023年12月31日的逆差4亿美元相比。我们的营运资本逆差被视为业务正常流程，并通过以下方式加以管理：
•我们能够从运营活动中产生可预测的现金流能力
•总计98亿美元的TCPL承诺循环信贷额度，其中仍有82亿美元的短期融资空余额，减去16亿美元的背书的未结商业票据余额，并安排了20亿美元的额度性信贷设施，截至2024年6月30日，仍有10亿美元可用
•我们的某些子公司和关联公司获得了150亿美元的已承诺循环信贷额度，截至2024年6月30日尚未动用
•通过证券发行、增量信贷额度、资产组合管理活动和如适当的DRP等方式获得对资本市场的获取。
经营活动产生的现金流量
| 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||
| (millions of $) | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
| 经营活动产生的净现金流量 | 1,655 | 1,510 | 3,697 | 3,584 | ||||||||||||||||||||||
| 经营活动净变动资本的增加（减少） | 172 | 177 | 516 | 117 | ||||||||||||||||||||||
| 经营活动产生的资金 | 1,827 | 1,687 | 4,213 | 3,701 | ||||||||||||||||||||||
| 具体项目: | ||||||||||||||||||||||||||
流体管道业务分拆成本，净额，扣除当前税款 所得税净额 | 27 | — | 42 | — | ||||||||||||||||||||||
出售非核心资产的（收益）损失，净额，扣除当前所得税 | (39) | — | (39) | — | ||||||||||||||||||||||
| 第三方和解，净额，扣除当前所得税 | — | — | 26 | — | ||||||||||||||||||||||
| NGTL系统所有权转让成本 | 10 | — | 10 | — | ||||||||||||||||||||||
| 重点项目成本，净额，扣除当前所得税 | — | 27 | 9 | 27 | ||||||||||||||||||||||
| Keystone监管决定，净额，扣除当前税款 | — | — | — | 48 | ||||||||||||||||||||||
| Milepost 14 保险费用 | — | 36 | — | 36 | ||||||||||||||||||||||
| 减少Keystone XL的保值以及其他，扣除当前所得税 | — | 4 | — | 8 | ||||||||||||||||||||||
关于风险管理业务的当前所得税（盈利）支出 | 1 | — | 1 | — | ||||||||||||||||||||||
| 运营中产生的可比基金类型 | 1,826 | 1,754 | 4,262 | 3,820 | ||||||||||||||||||||||
经营活动产生的净现金流量
截至2024年6月30日的三个月和六个月，运营活动产生的净现金流增加了1.45亿美元和1.13亿美元，与2023年同期相比，主要是由于运营活动产生的基金更多以及营运资金变化的时机。
38 | tc energy 第二季度 2024
运营中产生的可比基金类型
通过运营产生的可比基金，这是一项非普遍会计准则的指标，帮助我们评估我们业务的现金产生能力，排除了运营资本变动的时间影响，以及我们特定项目的现金影响。
与2023年同期相比，2024年6月30日结束的三个月和六个月期间，可比基金的运营收入分别增加了7200万美元和44200万美元，主要原因是可比EBITDA增加，我们的股权投资经营活动分配收入增加，其中包括从2023年12月进行的tc energy所计提的符合条件的奖励支付中收到的2亿元分配，部分偿还高利息支出以及2024年相比于2023年在用于管理我们对墨西哥净负债敞口的衍生品上实现亏损而非实现收益而产生的利率期货损益。
投资活动中提供的现金（使用）
| 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||
| (millions of $) | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
| 资本支出 | ||||||||||||||||||||||||||
| 资本支出 | (1,333) | (2,018) | (2,912) | (3,903) | ||||||||||||||||||||||
| 正在进行中的资本项目 | (13) | (26) | (33) | (104) | ||||||||||||||||||||||
| 对股权投资的贡献 | (245) | (947) | (543) | (2,017) | ||||||||||||||||||||||
| (1,591) | (2,991) | (3,488) | (6,024) | |||||||||||||||||||||||
| 发放的附属公司贷款偿还净额 | — | — | — | 250 | ||||||||||||||||||||||
| 收购，净现金收购 | — | (164) | — | (302) | ||||||||||||||||||||||
资产出售收益，扣除交易费用净额 | 48 | — | 48 | — | ||||||||||||||||||||||
| 来自股权投资的其他分配 | — | — | 30 | 16 | ||||||||||||||||||||||
| Keystone XL合同回收款 | 3 | 5 | 5 | 5 | ||||||||||||||||||||||
| 推迟额及其他 | (143) | (120) | (133) | 9 | ||||||||||||||||||||||
| 投资活动的净现金流量(使用)/提供的净现金流量 | (1,683) | (3,270) | (3,538) | (6,046) | ||||||||||||||||||||||
2024年的资本支出主要用于开发东南门户管道、哥伦比亚燃料币和ANR项目，以及维护资本支出。与2023年相比，2024年的资本支出较低，反映了减少了对NGTL系统和哥伦比亚燃料币项目扩张的支出。
2024年与2023年相比，股权投资的贡献减少，主要是由于对Coastal GasLink LP的贡献减少，以及Coastal GasLink LP对从属贷款的减少提款，这些被视为实质性的股本贡献。
tc energy 第二季度 2024 | 39
筹资活动提供的现金（用于）
| 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||
| (millions of $) | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
| 应付票据发行（偿还），净额 | 1,181 | (1,429) | 1,558 | (3,654) | ||||||||||||||||||||||
| 发行长期债务，扣除发行成本净额 | (1) | 1,442 | 661 | 8,453 | ||||||||||||||||||||||
| 偿还长期债务 | (1,258) | (350) | (1,662) | (460) | ||||||||||||||||||||||
| 股权利益处置，扣除交易成本后净额 | 464 | — | 426 | — | ||||||||||||||||||||||
| 分红派息支付 | (1,103) | (628) | (2,374) | (1,363) | ||||||||||||||||||||||
来自非控股权益的贡献 | 5 | — | 5 | — | ||||||||||||||||||||||
| 发行普通股，扣除发行费用的金额 | — | 1 | — | 4 | ||||||||||||||||||||||
| 筹资活动产生的净现金流量 | (712) | (964) | (1,386) | 2,980 | ||||||||||||||||||||||
2024年与2023年相比，分红和派息有所增加，主要是由于2023年根据再投资计划从资产负债表中发行的普通股的影响，以及2024年由于在2023年第四季度将哥伦比亚燃料公司和哥伦比亚墨西哥湾公司40%的非控股权出售给全球基础设施合作伙伴而支付的更高派息。
发行长期债务。
以下表格列出了在截至2024年6月30日结束的六个月内重要的长期债务发行情况：
| (以加拿大百万美元计，除非另有说明) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 公司 | 发行日期 | 类型 | 到期日 | 数量 | 利率 | ||||||||||||||||||||||||
哥伦比亚管道控股有限责任公司 LLC | |||||||||||||||||||||||||||||
| 2024年1月 | 优先未担保票据 | 2034年1月 | 美国500 | 5.68 | % | ||||||||||||||||||||||||
长期负债偿还/归还
以下表格概述了在2024年6月30日结束的六个月内偿还的重大长期债务:
| （以百万加元计，除非另有说明） | ||||||||||||||||||||||||||
| 公司 | 偿还日期 | 类型 | 数量 | 利率 | ||||||||||||||||||||||
| TransCanada PipeLines有限公司 | ||||||||||||||||||||||||||
| 2024年6月 | 中期票据 | 750 | 浮动 | |||||||||||||||||||||||
| ANR管道公司 | ||||||||||||||||||||||||||
2024年2月 | 优先未担保票据 | 美国125 | 7.38 | % | ||||||||||||||||||||||
| nova燃料币传输有限公司 | ||||||||||||||||||||||||||
| 2024年3月 | 无抵押可转换债券 | 100 | 9.90 | % | ||||||||||||||||||||||
| TC Energía Mexicana, S. de R.L. de C.V. | ||||||||||||||||||||||||||
| 各种各样 | 55,331 | 美国 265 | 浮动 | |||||||||||||||||||||||
| 各种各样 | Senior Unsecured Revolving Credit Facility | 美国 185 | 浮动 | |||||||||||||||||||||||
40 | tc energy 第二季度 2024
退回
2024年7月31日，我们宣布每股普通股分红为0.96美元，将于2024年10月31日支付给截至2024年9月27日收盘时持股的股东。
分享信息
2024年7月26日，我们大约有10亿已发行和流通的普通股，以及大约700万份未行权的期权以购买普通股，其中500万份可行权。
持有第7系列优先股的股东可以选择在2024年4月15日或之前提供通知以转换为第8系列优先股。由于转换的第7系列优先股总数未达到确定的门槛，因此没有第7系列优先股转换为第8系列优先股。
信贷服务
2024年7月26日，我们共持有99亿美元的TCPL承诺循环信贷额度，其中还剩下76亿美元的短期借款额度可供使用，净额中减去23亿美元的支持商业票据余额。此外，我们还安排了额外20亿美元的需求信贷额度，其中还有10亿美元可供使用。
合同责任
2024年6月30日的资本支出承诺金额比2023年12月31日报告的金额减少了约6亿美元，反映了正常完成施工合同的进展。
2024年第二季度，我们的合同义务没有实质性变化，未来五年或之后的付款也无变化。有关我们的合同义务的更多信息，请参阅我们的2023年年度报告。
tc energy 第二季度 2024 | 41
金融风险和金融工具
我们面临着各种财务风险，并制定了策略、政策和限制措施，以管理这些风险对我们收入、现金流和最终股东价值的影响。
风险管理策略、政策和限制是为了确保我们的风险和相关敞口与我们的业务目标和风险承受能力保持一致。
请参阅我们的2023年度报告，了解关于我们业务面临的风险的更多信息，这些风险自2023年12月31日以来在本管理讨论与分析中除所述外，未发生实质性变化。
利率风险
我们利用短期和长期债务来融资我们的业务，这使我们面临利率风险。我们通常在长期债务上支付固定利率，在短期债务上支付浮动利率，包括我们的商业票据计划和信贷额度使用部分。我们的一小部分长期债务采用浮动利率支付利息。此外，我们还面临着含有变量利率元件的金融工具和合同义务的利率风险。我们通过利率衍生工具积极管理我们的利率风险。
汇率期货风险
我们的某些业务所产生的全部或大部分收入为美元，由于我们以加币报告财务业绩，美元对加币汇率的变化直接影响我们的可比EBITDA，也可能影响可比收益。
我们墨西哥天然气管道的货币资产和负债部分以墨西哥比索计价，而我们墨西哥业务的财务结果以美元计价。因此，墨西哥比索与美元汇率的变化可能会影响我们的可比收益。此外，根据墨西哥所得税规定计算的汇率损益，用于重新计算以美元计价的货币资产和负债，导致这些实体面临以比索计价的所得税曝光，进而导致净利润中的投资收益(亏损)和损益表中的所得税费用(收入)波动。
我们积极利用外汇衍生品来管理部分外汇风险。我们通过以美元计价的债务、跨货币利率互换和外汇期权来对我们在外国业务中的净投资进行对冲（税后）。
对手方信用风险
我们在多个领域都存在与交易对手信用风险相关的敞口：
•现金及现金等价物
•应收账款和某些合同款项的收回
•可供出售资产
•衍生资产的公允价值
•在墨西哥的租赁和某些合同资产的净投资。
市场事件导致全球能源需求和供应出现紊乱，可能会导致经济不确定性，影响我们许多客户。虽然我们的大部分信贷敞口是向大型信用良好的实体，但我们与那些面临较大财务压力的交易对手保持密切监控和沟通。请参阅我们2023年年度报告，了解有关减轻交易对手信贷风险敞口因素的更多信息。
42 | tc energy 第二季度 2024
我们对按摊销成本计量的金融资产进行减值审计，使用金融资产在初始确认时的准予预期损失和金融资产寿命周期中的预期损失。我们使用经过我们对当前经济和信贷状况的判断调整的历史信用损失和回收数据，以及合理可支持的预测，以判断任何减值情况，该情况被确认为工厂营运成本和其他。截至2024年6月30日，我们没有明显的信用风险集中和逾期或减值的重大金额。我们在2024年6月30日结束的三个月和六个月内记录了分别为$300万和$2400万的税前回收额，用于TGNH在墨西哥的净投资和某些合同资产的预期信用损失准备金（2023年分别为$1100万和$11500万税前回收额）。有关更多信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注14“风险管理和金融工具”内容。
我们对持有现金存款、提供承诺信贷额度和信用证的金融机构具有重大信贷和绩效风险敞口，这有助于管理我们对交易对手的风险，并为商品、外汇和利率衍生市场提供流动性。我们的金融板块敞口组合主要由评级高、系统性重要的投资级金融机构组成。
流动性风险
流动性风险是指我们可能无法按时履行财务义务的风险。我们通过持续预测现金流，并确保我们有足够的现金余额、运营现金流、承诺和需求信贷额度以及资本市场获取能力，以满足我们在正常和紧张经济条件下的经营、融资和资本支出义务。
关联方交易
关联方交易在正常业务过程中进行，并按照交易所金额计量，该金额是由相关方确定和同意的考虑金额。
Coastal GasLink LP
我们持有Coastal GasLink LP 35%的股权，并且已签约开发、建设和运营Coastal GasLink管道。
tc energy下位借款协议
tc energy与Coastal GasLink LP签订了一项次级贷款协议，根据该协议，Coastal GasLink LP的支出将用于资助剩余的80亿美元（2023年12月31日-90亿美元）股权要求，用于完成Coastal GasLink管道的预估资本成本。截至2024年6月30日，tc energy和Coastal GasLink LP根据这项次级贷款协议承诺的总容量为340亿美元。
一旦确定最终项目成本并将管道投入运营后，海岸天然气管道有限合伙人将偿还给tc energy此贷款上的任何未偿金额。海岸天然气管道有限合伙人的伙伴，包括tc energy，在最终资助海岸天然气管道有限合伙人用于偿还此次从tc energy获得的次级贷款的股本。我们预计根据合同条款，这些额外的股本出资将主要由tc energy出资，但不会导致我们35%的持有权发生变化。截至2024年6月30日，在此贷款上使用的总金额为257000万美元（2023年12月31日为252000万美元）。截至2024年6月30日，此贷款的账面价值为55000万美元（2023年12月31日为50000万美元），这是由于迄今认可的减值损失。
从属需求循环信贷设施
我们已经与Coastal GasLink LP建立了从属需求循环信贷机制，为项目提供额外的短期流动性和融资灵活性。该信贷机制的利率以浮动市场为基础，并且在2024年6月30日的贷款额为12000万美元，余额为零（2023年12月31日为零）。
tc energy 第二季度 2024 | 43
公司持有各种不同的各种投资组合、类型和到期日。公司的共同基金是与公司根据员工延迟支付计划的义务有关的，被归类为交易证券。按照报价市场价格将被归类为交易证券的投资记录为公允价值。交易证券的成本和公允价值之间的差异，在合并利润表中按照其他收入(费用)，净额计入。公司的所有债务证券都被归类为可供出售，因此被记录在合并资产负债表中以公允价值。与市场估值变化无关的未实现收益或损失，减税后作为其他综合收益(亏损)，如果有任何信用损失，以其他收入(费用)，净额的形式认定。
除了长期债务和次级次级票据之外，我们的衍生和非衍生金融工具按照公允价值记录在资产负债表上，除非它们是为了按照我们的正常购买和销售豁免规定进行收付而进行的，并且已经如此记录。此外，对于符合特定会计豁免条件的其它金融工具，不需要进行公允价值会计。
ETF可能面临的主要风险包括：与跟踪指数相关的风险、管理风险、市场风险、指数调整的风险、衍生工具风险、股票市场投资风险和新兴市场投资风险。
我们使用衍生工具来减少与商品价格、利率期货和汇率期货波动相关的波动。包括符合条件并被指定为套期会计处理的衍生工具，都会按公允价值记录。
大部分未指定或不符合套期记账条件的衍生工具已被用作经济套期交易，以管理我们的市场风险敞口，并分类为持有供交易。持有供交易衍生工具的公允价值变动将记录在变动期间的净利润中。这可能会使我们面临报告的营运业绩结果的变化幅度增加，因为持有供交易衍生工具的公允价值可能在各个期间出现大幅波动。
加拿大天然气管道暴露的衍生品的收益和损失经过监管流程确定。 作为RRA的一部分计入的衍生工具的公平价值变动带来的收益和损失，包括符合套期保值会计处理的那些，预计将通过我们收取的通行费退还或收回。 因此，这些收益和损失被延期作为监管责任或监管资产，并在后续年度与衍生工具结算时退还给或从费率支付人那里收回。
衍生工具的资产负债表呈现
衍生工具公允价值的资产负债表呈现如下：
| (millions of $) | 2024年6月30日 | 2023年12月31日 | ||||||||||||
| 其他资产 | 846 | 1,285 | ||||||||||||
| 其他长期资产 | 161 | 155 | ||||||||||||
| 应付账款和其他 | (832) | (1,143) | ||||||||||||
| 其他长期负债 | (215) | (106) | ||||||||||||
| (40) | 191 | |||||||||||||
44 | tc energy 第二季度 2024
衍生工具的未实现和已实现收益（损失）
以下摘要不包括我们对外国业务的净投资的套期保值。
| 结束于三个月 6月30日 | 截至六个月结束 6月30日 | |||||||||||||||||||||||||
| (millions of $) | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
交易持有的衍生工具1 | ||||||||||||||||||||||||||
| 本期的未实现收益（亏损） | ||||||||||||||||||||||||||
| 商品杂项 | 8 | 72 | (21) | 130 | ||||||||||||||||||||||
| 汇率期货 | (31) | 108 | (102) | 182 | ||||||||||||||||||||||
| 本期实现利润（损失） | ||||||||||||||||||||||||||
| 商品杂项 | 156 | 142 | 358 | 330 | ||||||||||||||||||||||
| 汇率期货 | (98) | 82 | (47) | 139 | ||||||||||||||||||||||
| 在避险关系中的衍生工具 | ||||||||||||||||||||||||||
| 本期实现利润（损失） | ||||||||||||||||||||||||||
| 商品杂项 | 15 | (23) | 18 | (12) | ||||||||||||||||||||||
| 利率 | (14) | (10) | (27) | (16) | ||||||||||||||||||||||
1用于购买和卖出大宗商品的已实现和未实现持有待交易衍生工具的收益（损失）以净额计入营收。已实现和未实现的汇率期货持有待交易衍生工具的收益（损失）以净额计入损益表中的汇率期货（收益）损失。
有关我们的非衍生和衍生金融工具的详细信息，包括在计算公允价值时所做的分类假设以及风险暴露和减轻活动的额外讨论，请参阅我们的Condensed consolidated financial statements的第14页《风险管理和金融工具》说明。
tc energy 第二季度 2024 | 45
其他信息
控制和程序
管理层，包括我们的总裁兼首席执行官以及我们的首席财务官，根据加拿大证券监管机构和SEC的要求，评估了截至2024年6月30日我们的信息披露控制和程序的有效性，并得出结论，我们的信息披露控制和程序在合理保证水平上是有效的。
二零二四年第二季度我内部财务报告的控制没有发生或可能产生重大影响的变化。
关键会计估计和会计政策变更
在编制符合美国通用会计准则的基本报表时，我们必须进行影响我们资产、负债、收入和费用记账时间和数额的估计和假设，因为这些项目可能会受到未来事件的影响。我们基于目前的最新信息，运用我们的最佳判断做出估计和假设。此外，我们还定期评估资产和负债本身。除下文讨论的项目外，请参阅我们2023年度报告，获取关键会计估计清单。
商誉减值
每年或在事件或情况变化表明可能存在减值时，我们将对商誉进行减值测试。我们可以首先基于定性因素做出评估。如果我们得出的结论是报告单位的公允价值大于其账面价值的可能性不高于不高，那么我们将进行定量商誉减值测试。
2023年对哥伦比亚报告单位执行的定量商誉减值测试中使用的公允价值的确定，我们进行了贴现现金流分析，使用未来现金流量预测，并应用了风险调整贴现率和终值倍数，涉及重大估计和判断。确定哥伦比亚报告单位的公允价值超过其账面价值，包括商誉。尽管商誉未受损，但账面价值超出的估计公允价值不到10%。存在未来现金流量预测减少和其他关键假设不利变化的风险，可能导致未来商誉的部份减值，涉及哥伦比亚的商誉余额。
会计变更
除2023年12月31日基本报表中描述的会计变动（见附注2《会计变动》）外，我们的重大会计政策未发生变化。我们的重要会计政策概要包含在2023年年度报告中。
46 | tc energy 第二季度 2024
季度结果
选定季度合并财务数据
2024 | 2023 | 2022 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （$，除每股数额外） | 第二 | 第一季度财年 | 第四个 | 第三 | 第二 | 第一季度财年 | 第四个 | 第三 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 4,085 | 4,243 | 4,236 | 3,940 | 3,830 | 3,928 | 4,041 | 3,799 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净利润（亏损）归属于普通股 | 963 | 1,203 | 1,463 | (197) | 250 | 1,313 | (1,447) | 841 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 可比收益 | 978 | 1,284 | 1,403 | 1,035 | 981 | 1,233 | 1,129 | 1,068 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 每股统计数据： | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 基本每股净利润（亏损） | $0.93 | $1.16 | $1.41 | ($0.19) | $0.24 | $1.29 | ($1.42) | $0.84 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 每股普通股可比收益 | $0.94 | $1.24 | $1.35 | $1.00 | $0.96 | 1.21美元 | $1.11 | $1.07 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 每股普通股宣布的分红派息 | $0.96 | $0.96 | $0.93 | $0.93 | $0.93 | $0.93 | $0.90 | $0.90 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
业务部门影响季度财务信息的因素
季度营收和净利润会因业务板块之间的不同原因而波动。除以下因素外，我们的营收和分段收益（亏损）受到汇率的波动影响，主要是与我们美元计价的业务和比索计价的风险敞口相关。有关更多信息，请参考汇率期货部分。
在我们的加拿大天然气管道、美国天然气管道和墨西哥天然气管道部分，除了美国管道短期通行量的季节性波动外，每季度的收入和分部收入（损失）在任何财政年度中通常保持相对稳定。然而，从长期看，它们会因以下原因而波动：
•监管决定
•与客户协商达成和解
•新建资产投入使用
•收购和剥离
•天然气营销活动和商品价格
•业务正常运作之外的发展
•特定公允价值调整
•墨西哥租赁和某些合同资产的预期信贷损失准备
在液体管道业务中，季度营收和分部盈利（亏损）受以下因素影响：
•监管决定
•新建资产投入使用
•收购和剥离
•对未签约运输服务的需求
•液体营销活动和商品价格
•业务正常运作之外的发展
•某些公允价值调整。
tc energy 第二季度 2024 | 47
在能源解决方案中，按季度营收和分部收益（亏损）受以下因素影响：
•天气
•客户需求
•新建资产投入使用
•收购和剥离
•天然气和电力的市场价格
•容量价格和付款
•电力营销和交易活动
•计划和非计划工厂停产
•业务正常运作之外的发展
•某些公允价值调整。
影响财务信息的因素按季度
我们通过调整某些被认为对我们本期基本运营并不具代表性的特定项，来计算可比度量。除非另有说明，在此之外，这些可比度量会根据期间持续计算，并在每个期间调整特定项目。
我们在可比措施中排除了与金融和商品价格风险管理活动相关的衍生品公允价值变动的未实现收益和损失。这些衍生品通常提供有效的经济对冲，但不符合套期会计的标准。我们还从可比措施中排除了布鲁斯电力基金投资于养老福利和与其风险管理活动相关的衍生品的未实现收益和损失按我们持有的比例。这些公允价值变动记录在净利润中。由于这些金额无法准确反映结算时实现的收益和损失，我们不认为它们是我们基本业务的真实反映。
2024年第二季度，可比净利润也不包括：
•2024年第二季度因销售美国天然气管道和加拿大天然气管道非核心资产而获得的税后收益为6300万美元
•在TCPL和TGNH之间以比索计价的公司间贷款上，经扣除非控股利益后，存在着一笔30百万美元的税后未实现外汇损失
•相关于TGNH在墨西哥租赁和特定合同资产方面的预期信用损失准备，税后回收200万美元，考虑非控制利益
•与NGTL系统所有权转让相关的税后成本为4200万美元
•因分拆交易导致液体管道业务分担成本而产生2.6 亿美元的税后费用。
2024年第一季度，可比收益还排除了：
•TCPL与TGNH之间以比索计价的跨公司贷款产生了5500万美元的税后未实现汇率期货收益
•预计信用损失准备与TGNH在墨西哥租赁和某些合同资产的净投资相关，实现1500万美元的税后收回。
•与一项非经常性第三方结算相关的2600万美元税后费用
•由于液体管道业务分拆相关的分拆交易而产生的1300万美元的税后费用
•涉及焦点项目成本的800万美元税后费用。
48 | tc energy 第二季度 2024
2023年第四季度，可比收益也排除了：
•关于重新评估估值准备金以及我们对Coastal GasLink LP股权投资的非税资本损失，存在一笔7400万美元的所得税收回。
•1800万美元税后恢复与2021年关键石油XL资产减值损失的美国最低税收复苏相关，以及关键石油XL项目资产出售的收益，部分抵消了与终止活动相关的合同和法律义务估计的调整
•TCPL和TGNH之间的以比索计价的公司间贷款产生了5500万美元的税后未实现外汇损失
•因与TGNH在墨西哥租赁和某些合同资产相关的预期信贷损失准备，产生了2,500万美元的税后损失
•由于输油管道业务分拆与Transaction分拆相关的费用，导致税后支出2.3亿美元。
•一笔900万美元的税后费用，与焦点项目的成本有关
•由于与FERC行政法官对Keystone在2023年2月发布的一项与暂缓相关的投诉有关，涉及2018年至2022年承认的金额，因此在税后产生了400万美元的运营费用。
•Keystone XL管道项目资产的保留和其他费用为税后400万美元。
在2023年第三季度，可比收益也不包括：
•与我们在Coastal GasLink LP的股权投资相关的117900万美元税后减值损失
•与Focus项目成本相关的税后支出为1400万美元
•由于与分拆交易相关的液体管道业务分拆成本，导致1100万美元的税后费用。
•Keystone XL管道项目资产税后保值和其他成本为200万美元
•在汇率期货汇率下，TCPL和TGNH之间的以比索计价的公司间贷款产生了一笔2000万美元的税后净未实现外汇收益。
2023年第二季度，可比收益也排除：
•与我们在Coastal GasLink LP的股权投资相关的计入税后减值费用为80900万美元
•一笔3600万美元的税后计提保险费，与Milepost 14事件有关
•与焦点项目成本相关的2500万美元的税后费用
•TCPL与TGNH之间的以比索计价的公司内部贷款产生了一个税后净未实现汇兑损失900万美元。
•Keystone XL管道项目资产税后保留和其他成本为400万美元
•针对TGNH在墨西哥租赁和某些合同资产的预期信贷损失准备提供的800万美元税后收入。
2023年第一季度，可比收益也不包括：
•一笔7200万美元的税后收入，用于预期信贷损失准备金与TGNH在墨西哥租赁和某些合同资产方面的净投资有关
•因FERC行政法官于2023年2月发布的有关Keystone初始裁定，涉及2018年至2022年间已确认的有关金额的敲钟投诉而导致的税后支出为4.8亿美元，其中包括一次性税前支出5.7亿美元和已计提的税前携带费用500万美元。
•与我们在Coastal GasLink LP的股权投资相关的税后减值费用为2900万美元
•Keystone XL管道项目资产的保留和其他费用为税后400万美元。
tc energy 第二季度 2024 | 49
在2022年第四季度，可比收益也不包括：
•与我们在Coastal GasLink LP的股权投资相关的26亿美元税后减值损失
•针对TGNH在墨西哥租赁和某些合同资产的预期信贷损失准备金达6400万美元税后。
•由于2022年12月CER关于Keystone的裁决，涉及2021年和2020年反映的有关通行投诉而导致2亿美元的税后费用。
•Keystone XL管道项目资产的保护和其他成本为税后800万美元
•与2021年Keystone XL资产减值费用以及其他与美国最低税收相关的500万美元净费用有关，部分被Keystone XL项目资产出售所获利润部分抵消和页面。与终止活动相关的合同和法律义务估计减少
•涉及墨西哥以往年度所得税评估的解决方案，已计提10万美元的所得税费用。
2022年第三季度，可比收益也不包括：
•Keystone XL管道项目资产的保留及其他成本为税后300万美元。
50 | tc energy 第二季度 2024